la cinematica en los sistemas artificiales de produccion
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Estudio completo de los sistemas artificiales de producciónTRANSCRIPT
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Índice
Introducción ............................................................................................................. 4
Marco Teórico ......................................................................................................... 5
Antecedentes Históricos ...................................................................................... 5
¿Qué es el Bombeo Mecánico? ........................................................................... 6
Levantamiento artificial por bombeo mecánico .................................................... 7
Ventajas, Desventajas y Aplicaciones.................................................................. 8
Componentes del Bombeo Mecánico .................................................................10
Contrabalanceos de la Unidad ............................................................................11
Bomba Subsuperficial .........................................................................................12
APM (emboladas por minuto) .............................................................................13
Función Dinámica ...............................................................................................14
Equipos a nivel de superficie ..............................................................................14
Equipos a nivel de subsuelo ...............................................................................15
Bombas de Subsuelo ..........................................................................................17
Tipos de Varillas (tubo transportador) .................................................................21
Diagrama de Goodman .......................................................................................23
Tipos de Balancín ...............................................................................................24
Motores ...............................................................................................................31
Cartas dinagráficas .............................................................................................32
Ejemplo de Estado mecánico de un BM .............................................................34
Separadores .......................................................................................................35
Aplicación de la dinámica en el bombeo mecánico ................................................45
Marco Referencial ...............................................................................................45
Dinámica de Fluidos............................................................................................45
Dinámica de balanceo.........................................................................................46
Referencias geográficas .....................................................................................47
Problema .............................................................................................................48
Solución ..............................................................................................................48
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Conclusión .............................................................................................................51
Bibliografía .............................................................................................................52
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Introducción
El bombeo mecánico es el método de producción primaria mediante elevación
artificial del fluido que se encuentra en el pozo y que por falta de energía no
puede surgir a superficie. Es uno de los métodos más utilizados a nivel mundial
(80-90%). Consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante que es
abastecida con energía transmitida a través de una sarta de varillas. La energía
proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza a una
unidad de superficie mediante un sistema de engranaje y correas.
El bombeo mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi
continua del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el
movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón
de la bomba, colocada en la sarta de producción, a cierta profundidad del fondo
del pozo .El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el
ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque
también se usa en la
producción de crudos
medianos y livianos. No se
recomienda en pozos
desviados y tampoco es
recomendable cuando la
producción de sólidos y/o
la relación gas–aceite
(RGA) sean muy alta, ya
que afecta
considerablemente la
eficiencia de la bomba.
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Marco Teórico
Antecedentes Históricos
El bombeo mecánico convencional nació prácticamente a la par con la industria
petrolera cuando el Coronel Drake perforó su pozo en Pennsylvania en 1859.
En aquellos tiempos la perforación se hacía con herramientas de percusión. La
barrena se suspendía mediante una especie de balancín hecho con madera y se
dejaba caer, más o menos en la misma forma a como hoy día se hincan los
pilotes en una construcción.
Cuando el pozo perdía presión y dejaba de fluir, era más fácil usar el balancín de
madera que había quedado en el sitio para operar la bomba de sub-suelo. Así
nació el bombeo mecánico convencional. Aunque hoy día ya no se usan varillas
ni balancines de madera y mucho menos máquinas a vapor, los componentes del
método son los mismos solo cambiaron las composiciones.
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¿Qué es el Bombeo Mecánico?
El bombeo mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi
continua del petróleo hasta la superficie.
La unidad de superficie imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas
de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción,
a cierta profundidad del fondo del pozo.
Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo, abastecida
con energía suministrada a través de una sarta de varillas. La energía proviene de
un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de
superficie mediante un sistema de engranajes y correas.
El método de levantamiento artificial más común y antiguo del mundo es el
bombeo mecánico. Debido a su simplicidad y robustez, es posible su aplicación
en casi todos los tipos de pozos que requieren levantamiento.
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Levantamiento artificial por bombeo mecánico
El bombeo mecánico es el
método más usado en el mundo.
Consiste una bomba de subsuelo
de acción reciprocante, que es
abastecida con energía
producida a través de una sarta
de varillas. La energía es
suministrada por un motor
eléctrico o de combustión interna
colocada en la superficie. Tiene
su mayor aplicación mundial en
la producción de crudos pesados
y extra pesados, aunque también
se utiliza en la producción de crudos medianos y livianos.
La función principal de la unidad de bombeo mecánico es proporcionar el
movimiento reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de
varillas y estas, la bomba de subsuelo. La unidad de bombeo, en su movimiento,
tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior.
Cuando el balancín está en el punto muerto inferior sus válvulas fija y viajera se
hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el
efecto de succión del pistón permite la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del
pozo hacia el interior de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce
una presión sobre la válvula viajera y permanecerá cerrada durante la carrera
ascendente.
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Ventajas, Desventajas y Aplicaciones
Ventajas
Gracias al desarrollo de simuladores, hoy en día es muy fácil el análisis y diseño
de las instalaciones.
Puede ser usado prácticamente durante toda la vida productiva del pozo.
La capacidad de bombeo puede ser cambiada fácilmente para adaptarse a las
variaciones del índice de productividad, IPR.
Puede producir intermitentemente mediante el uso de temporizadores (POC´s) o
variadores de frecuencia conectados a una red automatizada.
Puede manejar la producción de pozos con inyección de vapor.
Desventajas
Susceptible de presentar bloque por excesivo gas libre en la bomba.
En pozos desviados la fricción entre las varillas y la tubería puede inducir a fallas
de material.
La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obtrusiva al
ambiente.
En sitios poblados puede ser peligrosa para las personas.
Cuando no se usan varillas de fibra de vidrio, la profundidad puede ser una
limitación.
Aplicaciones
Pozos de profundidades hasta 8,000 pies (2,438m).
Pozos de crudos extrapesados, pesados, medianos y livianos.
No es recomendable aplicar en pozos que producen altos volúmenes de gas.
Puede realizar levantamientos de crudos a altas temperaturas, así como de
fluidos viscosos.
No debe existir presencia de arena.
Solo en pozos unidireccionales.
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Se puede usar en algunos pozos desviados.
Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2,000 (BPD).
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Componentes del Bombeo Mecánico
De Superficie
Unidad de bombeo mecánico
Motor de combustión interna
Cuadro de producción
De Fondo
Tubería de producción
Varillas de succión
Bomba de subsuelo
Ancla Tubing in
Ancla empacador o mecánica
Rejillas
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Contrabalanceos de la Unidad
Función
Reducir la torsión en el reductor de engranes.
El efecto de contrabalanceo puede obtenerse colocando contra pesos en el
balancín, biela o manivela.
El contrapeso tiene un peso aproximadamente igual al peso de las varillas (Wr)
más la mitad del peso del fluido (Wf).
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Bomba Subsuperficial
Función
Desplazar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie
por el interior de la tubería de producción.
Componentes:
1) Cilindro de trabajo /camisa de la bomba
2) Émbolo o pistón
3) Válvula viajera
4) Válvula de pie o estacionaria
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APM (emboladas por minuto)
Estas son las cifras de repeticiones continuas del movimiento ascendente y
descendente (emboladas) que mantienen el flujo hacia la superficie. Como en el
bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de
varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en
la manivela. Los diámetros de la bomba varían de 25,4 a 120 milímetros. El
desplazamiento de fluido por cada diámetro de bomba depende del número de
emboladas por minuto y de la longitud de la embolada, que puede ser de varios
centímetros hasta 9 metros.
Existen instrumentos que contabilizan el número de emboladas, donde se
demuestran en pantallas de cristal líquido (LCD), estos aparatos monitorean y
presentan la velocidad del número de emboladas por minuto (EPM) y el número
total de emboladas de las bombas. Se calcula de la velocidad de cada embolada
y actualiza la pantalla de velocidad de bombeo de cada segundo, contabiliza
aproximadamente de 6 a 350 emboladas por minuto y de 0 a 9,999 emboladas
totales acumuladas. El Contador de emboladas es accionado por medio de una
batería con una vida útil de 3 años. El control de la unidad es por medio de
cristales, razón por la cual no requiere de calibración. Presenta también, un
indicador de bajo voltaje de la batería y un sistema único de paro total en
situaciones donde se presente un voltaje extremadamente bajo, para prevenir
daños a las pantallas LCD. La caja, construida en acero inoxidable, es resistente
al agua. Todos los letreros se gravan permanentemente en la caja. El paquete
completo está diseñado para operar en forma confiable en el medio ambiente de
perforación de pozos petroleros, con altas vibraciones y uso constante, tanto en
localizaciones en tierra como costa afuera.
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Función Dinámica
Longitud De Carrera. Distancia que recorre el vástago desde el tope hasta el
fondo, con un diámetro ya establecido, una carrera larga por ejemplo, puede
llegar hasta 9.3 metros se debe hacer lo posible por trabajar a bajos ciclos por
minuto esto permite un completo llenado de la bomba y una menor carga
dinámica, pero cuando la carrera es muy larga el esfuerzo mecánico del vástago y
de los cojinetes es demasiado grande, para evitar el riesgo de pandeo, si las
carreras son grandes deben adoptarse vástagos de diámetros superior a lo
normal. Además al prolongar la carrera de distancia entre cojinetes aumenta, y
con ello, mejora la guía del vástago.
Equipos a nivel de superficie
Motor: Es el encargado de suministrar la energía necesaria a la unidad de
bombeo para levantar los fluidos de pozo. Éstos motores pueden ser de
combustión interna o eléctricos.
Caja de engranaje: Se utiliza para convertir energía del momento de rotación,
sometidas a altas velocidades del motor primario, a energía de momento de
rotación alto de baja velocidad. La máquina motriz se conecta al reductor de
velocidad (caja de engranaje) mediante correa. El reductor de velocidad puede
ser: Simple, doble o triple. La reductora doble es la más usada.
Manivela: Es la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de engranaje o
transmisión a la biela del balancín, que está unida a ellos por pínes que están
sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranajes y cada una de ellas
tienen un número igual de orificios, los cuales representan una determinada
carrera del balancín, en ellos se colocan los pines de sujeción de las bielas. El
cambio de pines de un hueco a otro se llama cambio de tiro.
Pesas o contrapeso: Se utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se
originan sobre el motor durante a las carreras ascendente y descendente del
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balancín a fin de reducir la potencia máxima efectiva y el momento de rotación.
Estas pesas generalmente, se colocan en la manivela y en algunas unidades
sobre la viga principal, en el extremo opuesto el cabezote.
Prensa estopa: Consiste en una cámara cilíndrica que contienen los elementos
de empaque que se ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio
existente entre la barra pulida y la tubería de producción, para evitar el derrama
de de crudo producido.
Unidad de bombeo: Su función principal es proporcionar el movimiento
reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de varillas y estas, la
bomba de subsuelo Mediante la acción de correas y engranajes se logra reducir
las velocidades de rotación.
Equipos a nivel de subsuelo
El equipo de subsuelo es el que constituye la parte fundamental de todo el
sistema de bombeo. La API ha certificado las varillas, las tuberías de producción y
bomba de subsuelo.
Tubería de Producción: La tubería de producción tiene por objeto conducir el
fluido que se está bombeando desde el fondo del pozo hasta la superficie. En
cuanto a la resistencia, generalmente la tubería de producción es menos crítica
debido a que las presiones del pozo se han reducido considerablemente para el
momento en que el pozo es condicionado para bombear.
Varillas de Succión: La sarta de varillas es el enlace entre la unidad de bombeo
instalada en superficie y la bomba de subsuelo. Las principales funciones de las
mismas en el sistema de bombeo mecánico son: transferir energía, soportar las
cargas y accionar la bomba de subsuelo.
Anclas de Tubería: Este tipo está diseñado para ser utilizados en pozos con el
propósito de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de producción, lo
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cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de ambos. Normalmente se
utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en la tubería de producción, siendo
éste el que absorbe la carga de la tubería. Las guías de varillas son acopladas
sobre las varillas a diferentes profundidades, dependiendo de la curvatura y de las
ocurrencias anteriores de un elevado desgaste de tubería.
Bomba de Subsuelo: Es un equipo de desplazamiento positivo (reciprocante), la
cual es accionada por la sarta de varillas desde la superficie. Los componentes
básicos de la bomba de subsuelo son simples, pero construidos con gran
precisión para asegurar el intercambio de presión y volumen a través de sus
válvulas. Los principales componentes son: el barril o camisa, pistón o émbolo, 2
o 3 válvulas con sus asientos y jaulas o retenedores de válvulas.
Pistón: Su función en el sistema es bombear de manera indefinida. Está
compuesto básicamente por anillos sellos especiales y un lubricante especial. El
rango de operación se encuentra en los 10K lpc y una temperatura no mayor a los
500°F (260°C).
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Bombas de Subsuelo
Es el primer elemento que se debe considerar al diseñar una instalación de
bombeo mecánico para un pozo, ya que del tipo, tamaño y ubicación de la bomba
depende el resto de los componentes. Es una bomba de desplazamiento positivo.
Tipos de bombas de subsuelo
BOMBAS DE TUBING (TH): Son bombas resistentes en su construcción y
simples en su diseño. El barril se conecta directamente al tubing y la sarta de
varillas se conecta directamente al pistón. En la parte inferior del barril se ubica un
niple de asiento, que alojará la válvula fija. Una de las posibilidades es bajar la
válvula fija con un pescador acoplado a la parte inferior del pistón, hasta fijarla al
niple. Luego el pistón se libera de la válvula fija, rotándolo en sentido contrario a
las agujas del reloj. La bomba TH provee el máximo desplazamiento de fluido
para una determinada cañería de producción, el diámetro del pistón es
ligeramente menor que el diámetro interno del tubing. De estructura robusta, el
barril de pared gruesa está conectado directamente al tubing por un niple. Las
varillas se conectan directamente a la jaula superior del pistón, eliminando la
necesidad de usar vástago. Las ventajas de esta bomba la hacen una de las más
utilizadas por los productores en pozos que no requieren frecuentes
intervenciones.
Como factores limitativos se puede señalar que: Para cambiar el barril hay que
sacar todo el tubing. No es lo más aconsejable para pozos con gas, ya que tiene
un gran espacio nocivo debido al pescador de la válvula fija, lo que en este caso
reduce la eficiencia de la bomba. Los grandes volúmenes desplazados hacen que
las cargas en las varillas y el equipo de bombeo sean muy importantes. Estas
cargas también provocan grandes estiramientos de tubing y varillas con
consecuencias en la carrera efectiva de la bomba.
BOMBAS INSERTABLES (RH / RW): Su característica principal es que se fijan al
tubing mediante un sistema de anclaje, por lo cual para retirarlas del pozo no es
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necesario sacar el tubing, ahorrando en esta operación, más del 50 % de tiempo.
Para su instalación, se debe colocar en el tubing un elemento de fijación
denominado niple de asiento. Posteriormente se baja la bomba mediante la sarta
de varillas, hasta que el anclaje de la bomba se fija al asiento, quedando ésta en
condiciones de operar. El uso ampliamente difundido de estas bombas ha llevado
al diseño de una gran variedad de opciones en bombas insertables.
BOMBA DE BARRIL MÓVIL CON PARED FINA O GRUESA (RWT – RHT): La
particularidad de esta bomba es que el elemento móvil es el barril con su válvula,
en lugar del pistón. En este caso, el pistón está anclado al asiento mediante un
tubo hueco denominado tubo de tiro. Las válvulas fija y móvil están ubicadas en la
parte superior del pistón y del barril respectivamente. El movimiento del barril, en
su carrera ascendente y descendente, mantiene la turbulencia del fluido hasta el
niple de asiento, imposibilitando que la arena se deposite alrededor de la bomba
aprisionándola contra el tubing. Al tener la válvula móvil en la jaula superior del
barril, en caso de pararse el pozo por alguna causa, la válvula se cerrará
impidiendo el asentamiento de la arena dentro de la bomba, lo cual es de suma
importancia ya que sólo una pequeña cantidad de arena depositada sobre el
pistón es suficiente para que éste se aprisione al barril cuando la bomba se ponga
en marcha nuevamente.
Las siguientes son importantes ventajas de este diseño:
Las varillas se conectan directamente a la jaula superior del barril, que es mucho
más robusta que la jaula superior del pistón.
Ambas válvulas tienen jaulas abiertas que permiten un mayor pasaje de fluido.
Por ser una bomba de anclaje inferior, las presiones dentro y fuera del barril son
iguales, haciéndola más resistente al golpe de fluido.
Se pueden considerar como limitaciones las siguientes:
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No es aconsejable en pozos con bajo nivel dinámico debido a la mayor caída de
presión entre el pozo y la cámara de la bomba, producida por la circulación del
fluido en el interior del tubo de tiro.
Como la válvula fija está en el pistón, es de menor dimensión que la válvula fija de
una bomba de barril estacionario. Si, debido a la profundidad, el peso del fluido es
importante puede llegar a pandear el tubo de tiro.
BOMBA BARRIL DE PARED FINA O GRUESA CON ANCLAJE INFERIOR
(RWB–RHB): En este tipo de bomba el anclaje está colocado por debajo de la
válvula fija del barril, por lo tanto las presiones dentro y fuera del barril en la
carrera descendente son iguales y la profundidad no debiera ser un
inconveniente. Una excepción es el caso en que, por excesiva restricción en la
válvula de entrada (fluido muy viscoso u obturación parcial de la válvula), el barril
no se llena completamente durante la carrera ascendente, disminuyendo la
presión en el interior del mismo y produciendo la falla por abolladura o colapso. Es
ideal para pozos con nivel dinámico de fluido bajo, no sólo porque la entrada a la
bomba está muy próxima a la válvula del barril, sino también porque esta válvula
es mayor que la correspondiente a la RHT y RWT. Ambas condiciones mejoran
notablemente el llenado de la bomba.
El inconveniente más importante se produce en pozos con presencia de arena, la
cual decanta y se deposita entre el barril y el tubing desde el anclaje inferior hasta
la parte superior de la bomba, impidiendo la extracción de la misma. Esta
situación obliga a la extracción del tubing lleno de petróleo. Debido a que el barril
está abierto en la parte superior, y en caso de operaciones intermitentes durante
la parada del equipo, la arena u otros elementos se pueden introducir en el interior
de la bomba, bloqueando el pistón en el arranque.
BOMBA BARRIL DE PARED FINA O GRUESA CON ANCLAJE SUPERIOR
(RWA–RHA): Las bombas de anclaje superior son extensamente usadas en el
bombeo de fluidos con arena. Por su diseño, la descarga de fluido de la bomba se
produce prácticamente a la altura del anclaje evitando el depósito de arena sobre
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el mismo y por lo tanto el aprisionamiento de la bomba. Debe prestarse especial
atención en las instalaciones profundas, sobre todo en el caso de barriles de
pared fina, ya que la presión interior durante la carrera descendente es a menudo
muy superior a la exterior creando riesgo de reventón del barril. En esta breve
descripción de equipos, ventajas y limitaciones de los mismos y variedad de
aplicaciones, se puede apreciar que la tarea de seleccionar la bomba más
adecuada puede resultar bastante compleja.
Especificaciones de las bombas de subsuelo
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Tipos de Varillas (tubo transportador)
Varillas API o convencionales: Existen tres tipos de varillas API de acuerdo al
material de su fabricante C., D., K. Las longitudes de las cabillas pueden ser de
25 o 30 pies (7.6 a 9.1m), utilizando niples de varillas (tramos de cabillas de
menor longitud), en los casos que ameriten para obtener la profundidad de
asentamiento de la bomba, otros elementos adicionales de la sarta de varillas
podrían ser una barra (Sinker Bar), diseñado para adicionar peso al colocar en la
parte inferior de la barras de peso es de 1 ½ a 2 pulgadas. En pozos productores
de crudo pesado; donde se crea una especie de colchón que aumenta el efecto
de flotación de las varillas durante su carrera descendiente, dificultando el
desplazamiento del pistón dentro del barril de la bomba 0, con una consecuente
disminución de la eficiencia volumétrica de la bomba, es ventajoso utilizar barra
de peso en la sarta de varillas, ya que facilita el desplazamiento de crudo viscoso
al mantener tensión en la sarta de varillas.
Varillas no API o continuas: Son aquellas que no cumplen con las normas API,
ellas son: Electra, continuas, fibra de vidrio dentro de las cuales las más usadas
son las continuas, su elongación es 3.8 veces mayor que las de acero para la
igual carga y diámetro.
Ventajas
La ausencia de cuellos y uniones elimina la posibilidad de fallas por desconexión.
La falta de uniones y protuberancias elimina la concentración de esfuerzos en un
solo punto y consiguiente desgaste de la unión y de la tubería de producción.
Por carecer de uniones y cuellos, no se presentan los efectos de flotabilidad.
Desventajas
Presentan mayores costos por pies que las convencionales.
En pozos completados con varillas continuas y bomba de tubería, la reparación de
la misma requiere de la entrada de una cabria convencional
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Especificaciones de las Varillas
Se fabrican en longitudes de 25 pies, aunque también pueden manufacturarse de
30 pies.
Se dispone de longitudes de 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10 y 12 pies denominados por lo
general niples de varilla que se utilizan para complementar una longitud
determinada y para mover la localización de los cuellos de cabillas, a fin de
distribuir el desgaste de la tubería de producción.
Se fabrican en diámetros de 5/8, 3/4, 7/8, 1, 1-1/8 de pulgadas
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Diagrama de Goodman
El sistema de bombeo mecánico (sucker rod pumping) requiere de varillas de
bombeo para poder transmitir el movimiento alternativo desde la superficie al
pistón de la bomba. Durante este proceso alternativo, las varillas de bombeo
están sometidas a cargas máximas y mínimas, pasando por estados intermedios.
Este sometimiento a cargas cíclicas tiende a llevar al material a la fatiga del
mismo, lo que entre otras cosas provocará una modificación en su límite máximo
en lo que respecta a la tensión máxima admisible (ya no regirá la tensión
admisible en condiciones estáticas).
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 Wöhler 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. A continuación se presenta una
planilla de cálculo que permite calcular y graficar las tensiones mínimas, máximas
y las admisibles para distintos tramos de varillas de bombeo, basado en el
Diagrama de Goodman modificado por el API.
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Tipos de Balancín
Unidad Convencional
Es el más antiguo y usado en la industria. Las unidades convencionales basan su
geometría en un sistema de palanca CLASE I, es decir, con un punto de apoyo en
medio de la viga balancín. La rotación de la manivela puede ser en ambas
direcciones.
Ventajas
Bajo costo de mantenimiento.
Costos menores que otro tipo de unidades.
Puede girar en sentido de las agujas del reloj y de forma contraria.
Puede bombear más rápido que la Mark II sin problemas.
Requiere menos balanceo que la Mark II.
Desventajas
Para muchas aplicaciones, no es tan eficiente como la Mark II.
Puede requerir una caja de velocidades mayor que otro tipo de unidades
(especialmente con varillas de acero).
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Unidad Mark II
Las unidades Mark II basan su geometría de tres características, las cuales
reducen el torque y la carga con respecto a una unidad convencional. Estas son:
La ubicación de la caja reductora.
Un punto de apoyo en el extremo de la unidad.
Una manivela desfasada.
Ventajas
Tiene bajo torque en muchos casos (con varillas de acero)
Puede bajar entre 5 y 10% los costos, comparada con el siguiente tamaño de la
unidad convencional.
Es más compacta y fácil de balancear que las otras unidades
Los costos de envío son más bajos que otras unidades (debido a que pesa
menos)
Desventajas
En muchas aplicaciones no puede bombear tan rápido como la convencional
Puede girar solamente en sentido contrario a las agujas del reloj
Puede causar más daño a las varillas y bomba en caso de fluido pesado
Unidad Balanceada por Aire
Son más complicadas y requieren mayor mantenimiento (compresor de aire,
cilindro de aire)
La condensación del aire en el cilindro puede constituir un serio problema
La caja de engranaje podría dañarse si el cilindro pierde la presión del aire
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La utilización de aire comprimido en vez de pesadas manivelas y contrapeso, el
sistema de aire ha sido tan simplificado que las únicas partes de funcionamiento
continuo son el cilindro y el pistón equilibrio. Como resultado el tamaño de la
unidad es considerablemente más pequeño, minimizando los costos de traslado y
montaje.
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Unidad de Bombeo Churchill
Disponibles únicamente por el fabricante Lufkin, estas ofrecen la misma dureza y
resistencia que las unidades convencionales. Han sido utilizadas regularmente en
pozos poco profundos.
Unidades de Bombeo de Bajo Perfil
Unidades de bombeo compactas diseñadas para la instalación en campos de
irrigación con sistemas de aspersores móviles o en aéreas urbanas donde las
características del bajo perfil serian deseadas.
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Unidades de Bombeo Rotaflex
Utiliza tecnología probada en innovación en el diseño para proveer una eficiencia
excelente y eficacia en los costos para pozos profundos, problemáticos y de alto
potencial.
El Rotaflex cumple casi a la perfección con la situación ideal para bombeo
mecánico: carrera larga y baja velocidad. Esta combinación asegura un mejor
llenado de la bomba y carga parasitas muy bajas (aceleración, fricción mecánica y
viscosa) y por eso la carta de superficie de instalación con Rotaflex, es casi
parecida a la ideal.
Características para reducir significativamente los costos de levantamiento con
diseños de carreras largas:
Manejo eficiente de altos volúmenes, mayores cargas y desviación de pozos.
Reduce el desgaste y las varillas en las tuberías. Incrementando la vida útil.
Menos ciclos.
Aumento en la eficiencia del sistema.
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Fácil de instalar y hacer servicio.
Torques menores, lo que se traduce en menores requerimientos de energía.
Reducción significativa de las cargas dinámicas. Resultando en menores costos
operacionales.
Proporciona una mejor razón de compresión a la bomba lo que minimiza
problemas de bloqueo por gas.
Facilidad para balancearlo ya que esta operación consiste simplemente en quitar
o agregar bloques a la caja de contrapeso.
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Unidad de Bombeo Dynapump
Es un sistema de unidad de bombeo computarizado. Utiliza sensores electrónicos,
equipamiento hidráulico y sistemas de monitoreo computarizado con el propósito
de extraer petróleo lo más eficientemente posible para pozos profundos como
para pozos someros.
El Dynapump consiste en dos componentes principales, que son la unidad de
bombeo y la unidad de potencia. La unidad de potencia maneja la unidad de
bombeo y es el control central del sistema. Este consiste en una computadora
controlada con un sistema de modem radio, electrónica sólida, controladores de
motor y bombas hidráulicas.
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Motores
La función del motor es suministrar la energía que el sistema de bombeo necesita
para moverse. La potencia del motor depende de la profundidad de la bomba,
nivel del fluido, de la velocidad de bombeo y del balanceo de la unidad y demás
características propias del pozo, normalmente se usan dos tipos de motores, unos
eléctricos y otros de combustión interna podemos definirlo de la siguiente manera.
Un motor eléctrico es una máquina eléctrica que transforma energía eléctrica en
energía mecánica por medio de campos electromagnéticos variables. Algunos de
los motores eléctricos son reversibles, pueden transformar energía mecánica en
energía eléctrica funcionando como generadores.
Un motor de combustión interna, es un tipo de máquina que obtiene energía
mecánica directamente de la energía química de un combustible que arde dentro
de una cámara de combustión. Su nombre se debe a que dicha combustión se
produce dentro de la máquina en sí misma, a diferencia de, por ejemplo,
la máquina de vapor.
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Cartas dinagráficas
La producción petrolera requiere cada día instrumentos de análisis muy
sofisticados que le permitan mantener su ritmo y sus costos.
Una de las herramientas más usadas en el diagnóstico operacional de pozos de
bombeo mecánico es el de las Cartas Dinagráficas de Fondo. Estas cartas son
curvas de esfuerzo versus desplazamiento de la varilla de la bomba pero
calculadas en el fondo del pozo a partir de datos tomados en la superficie. Para
este cálculo uno de los métodos más usados es el de la solución de la ecuación
de onda de la varilla, método desarrollado por Gibbs en los años sesenta.
La acertada identificación de problemas de fondo es esencial en el bombeo
mecánico para lograr una producción óptima y reducir los costos de operación y
mantenimiento. Es necesario desarrollar y aplicar metodologías que permitan
identificar de forma rápida problemas que puedan afectar la operación. La
condición mecánica y desempeño del equipo de fondo (sarta de varillas, bomba,
válvulas, entre otros componentes) y las propiedades físicas del pozo, como
interferencia de gas y fugas en las bombas, pueden ser evaluadas utilizando
cartas dinagráficas.
Se presenta una metodología de análisis de fallas y condiciones de operación del
sistema de bombeo, que incluye el desarrollo de un software de análisis basado
en redes neuronales para identificar problemas en el sistema usando dinagrámas
de fondo.
El sistema desarrollado permitió identificar un conjunto de los problemas más
comunes con una alta precisión y es una herramienta que podría asistir a
ingenieros y personal de operaciones en los trabajos diarios en sistemas de
bombeo mecánico. Adicionalmente, fue desarrollada una funcionalidad básica
para identificar las cartas más cercanas de acuerdo a características estadísticas
y geométricas, la cual puede ser usada como punto de partida para desarrollar un
sistema inteligente para predecir potenciales fallas a futuro.
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Ejemplo de Estado mecánico de un BM
TC 20“
J-55, 94 lb/ft.
41 m
TR 13 3/8”
J-55, 54.5 lb/ft.
154 m.
TR 7“
N-80, 29 lb/ft.
3647 m.
PT @ 3650 m.
3605-3611 m. (disparado)
TR 9 5/8”
J-55, 36 lb/ft.
1011 m.
Empacador HID FH 7”
2927-2924 m. (disparado
3581-3591 m. (re disparó disparado).
PI @ 3630 m
Zapata Guía c/asiento exp.
.
Camisa Desl. 2 7/8” 2964.41 m.
3525-3528 m. (disparado).
Tapón PSP 3592 m
3367-3375m. (disparado).
pescado de
t.f. + hta.3,350 m (T.F)
3023-3019m. (disparado).
3119-3122m.
3004-3008 m
2927-2924 m. (disparado
2922-2921 m. ponchera
2960 m.MFTV - CIEGO
1886 m.
FL SL
CNSR
3647 md
FORMACION PROFUNDIDAD
COLUMNA GEOLÓGICA REAL
PJSL AFLORA
2536 md
Bomba 25-175-RHBM-18-5-2
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Separadores
El término separadores, aplica a los recipientes empleados en las instalaciones de
producción, para separar gas, crudo y agua, proveniente de las líneas de pozos y
localizaciones. De acuerdo a su rango de aplicación, se denominan separadores
bifásicos (separación gas-liquido) y separadores trifásicos (gas-liquido-agua).
Encontramos también como definición que un separador es un dispositivo
mecánico usado en la separación de líquidos (agua, hidrocarburos, aminas, entre
otros) de los gases; de manera general, corresponde a un tambor metálico que
opera a una condición de presión establecida que optimice la separación de las
fases involucradas.
Los principios fundamentales considerados para realizar la separación física de
vapor, líquidos y sólidos son:
El momentum o cantidad de movimiento de la corriente,
La fuerza de gravedad,
La fuerza de flotación,
La fuerza de arrastre y
La coalescencia.
Todo proceso de separación puede emplear uno o más de estos principios, pero
siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades
para que ocurra la separación.
La separación normalmente es la operación inicial de procesamiento en cualquier
instalación de producción y el diseño inapropiado de este componente puede
atascar y reducir la capacidad de la instalación completa. Por esto es importante
conocer las condiciones del proceso y establecer las bases de diseño adecuados.
El propósito principal del proceso es separar los diversos componentes (crudo,
agua, gas y contaminantes), con el fin de optimizar el procesamiento y
comercialización de algunos de ellos (crudo y gas).
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Funciones que debe cumplir un separador
Dentro de las funciones que debe cumplir un separador, tenemos las siguientes:
Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente
líquidos y gaseosos.
Refinar el proceso, mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas
en la fase gaseosa.
Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.
Descargar, por separado, las fases líquidas y gaseosas, para evitar que se
puedan volver a mezclar, parcial o totalmente.
Clasificación de los equipos de separación
La corriente de producción, proveniente de los pozos, es multifásica (agua, crudo
y gas) y la misma requiere de diferentes métodos de manejo, medición y
procesamiento. La separación de los fluidos se hace en los separadores los
cuales se clasifican:
De acuerdo a su configuración
En verticales,
Horizontales y
Esféricos
Según su función
en separadores de prueba y
separadores de producción general;
Por la presión de operación
En separadores de baja,
intermedia y
Alta presión
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De acuerdo al número de fases que pueden separar
en separadores bifásicos (gas-liquido) y
trifásicos ( gas-liquido-agua).
Separador horizontal
Separador vertical
Separador esférico
Deflector
Entrada
Salida del gas
Salida del
líquido
Extractor
de niebla
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Selección de los equipos y su aplicación
A continuación se indican algunas ventajas, desventajas y aplicaciones de los
principales tipos de separadores.
Separadores verticales:
Aplicaciones:
1. Cuando las corrientes de producción contienen arena y/o parafinas.
2. Espacio físico limitado en las áreas de producción y procesamiento.
3. Requerimiento de controles de nivel liquido sencillos.
4. Manejo de flujos volumétricos bajos, de las fases involucradas.
5. Manejo de relaciones gas-aceite muy bajas o muy altas.
Ventajas:
1. Estos equipos muestran una mayor versatilidad en comparación a cualquier otra
configuración.
2. El control de nivel de líquido puede llevarse a cabo de manera sencilla debido al
área transversal constante del equipo, así como también la instalación física de la
instrumentación asociada al control.
3. La configuración del equipo permite facilidades para su limpieza interna y drenaje
por el fondo.
4. Pueden manejar una mayor cantidad de arena, lodos y solidos orgánicos sin el
taponamiento del recipiente, en relación a cualquier otra configuración.
5. Menor tendencia al arrastre de las fases por acción de turbulencias y agitación
interna.
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6. El diámetro del equipo (en la zona superior) define su capacidad para el manejo
del flujo del gas y el flujo de crudo se maneja en la zona inferior o fondo del
recipiente.
7. Ocupa una menor área física en las instalaciones de producción y procesamiento.
Desventajas:
1. Equipos más costosos, en relación a los separadores horizontales de similar
capacidad
2. Requiere mayores diámetros para una capacidad de manejo de gas especifica,
por eso sus aplicaciones están relacionadas con corrientes de producción que
registren valores altos o bajos de Relación gas-aceite RGA, así como para
operaciones de despojamiento.
3. Se registran mayores dificultades para la ubicación del equipo sobre una base
para transportar o en labores de izamiento.
4. Mayores dificultades para llevar a cabo el mantenimiento de los instrumentos y
válvulas de seguridad, que se encuentren en el tope superior del equipo
(problemas de accesibilidad).
Separadores horizontales:
Aplicaciones:
1. Manejo de flujos volumétricos de gas y líquidos elevados.
2. Manejo de corrientes de producción que registren valores de RGA de altos a
medianos.
3. Manejo de crudos espumosos, o en su defecto, crudos con tendencia a la
formación de espumas.
4. Aquellas aplicaciones donde el equipo corresponda a un separador trifásico.
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Ventajas:
1. Más económicos en comparación con separadores verticales de capacidad
similar.
2. Requieren menores diámetros, con respecto a separadores verticales para la
misma capacidad de manejo de gas.
3. Muestran mayores facilidades para su montaje en skid y para su transporte e
izamiento.
4. No se registra un flujo en contracorriente en la zona de manejo de gas ( la
dirección del flujo de gas no se opone al drenaje de líquidos, proveniente del
extractor de neblina).
5. Registran una mayor área interfacial liquido-gas, para el tratamiento de las
dispersiones (gas-liquido ó espumas).
6. Poseen mayor capacidad volumétrica para el manejo de oleajes en la interface
gas-liquido (producto del flujo de gas).
7. Presentan mejor control de turbulencia con platos longitudinales.
Desventajas:
1. Solamente una parte del área transversal del equipo, está disponible para el
manejo de gas.
2. Ocupa una mayor área física, en comparación a los separadores verticales, en
instalaciones de producción y procesamiento.
3. El control de nivel de líquido corresponde a una variable crítica, las
determinaciones de volumen de líquido acumulado en el recipiente no son tan
sencillas debido al área variable.
4. Mayores dificultades para la limpieza del equipo (limpieza y remoción de la arena,
lodos y sólidos orgánicos precipitados, asociados a los fluidos de producción).
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Condiciones mecánicas de los separadores
Los separadores poseen cuatro secciones principales:
Separación inicial
Asentamiento por gravedad
Coalescencia
Recepción de líquidos
Secciones de un separador horizontal bifásico
Primera sección de separación: Es aquella en la cual ocurre la separación
inicial y en donde se separan esencialmente la fase liquida y la fase gaseosa (en
el caso de separadores bifásicos), debido al cambio de momentum. Puede
contener una boquilla de entrada que dirija el flujo tangencialmente o un deflector
de entrada para aprovechar los efectos inerciales de un cambio abrupto en la
dirección para separar la mayor cantidad posible de líquido de la corriente de gas.
El principal objetivo de esta sección es eliminar lo más rápido posible las gotas
más grandes de líquido de la corriente de gas, para reducir al mínimo la
turbulencia del gas y el retorno de las partículas liquidas en la segunda sección de
separación. En los recipientes verticales, se modifica la dirección del flujo de
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fluidos mediante una toma divergente para que la fuerza centrífuga elimine
grandes volúmenes de líquido; por otro lado, en recipientes horizontales y
esféricos, se lleva a cabo esta operación mediante la colocación de placas de
desviación o deflectoras.
Sección de las fuerzas gravitacionales: Es la parte libre del separador en la
cual, teóricamente el gas fluye a una velocidad relativamente baja y con poca
turbulencia; las partículas liquidas son separadas del flujo de gas debido a la
acción de la gravedad, mientras que las partículas liquidas de muy bajo diámetro
continuaran en la corriente de gas como arrastre. En esta sección se utiliza
únicamente la aceleración de la gravedad como mecanismo para inducir la
separación de las fases.
Su principal objetivo es eliminar las gotas de líquido más pequeñas. Esta acción
se lleva a cabo mediante la drástica reducción de la velocidad del gas, logrando el
asentamiento de las gotas de líquido por gravedad. La eficiencia de esta sección
dependerá de las propiedades del gas y el líquido, el tamaño de las gotas y el
grado de turbulencia. En algunas ocasiones en esta sección se emplean tabiques
y otros tipos de extractores de neblina, con el fin de controlar la formación de
espuma y la turbulencia.
Sección de coalescencia: Es la sección donde las partículas liquidas más
pequeñas colisionan mediante los internos para unirse entre sí y convertirse en
partículas de mayor tamaño para que puedan ser separadas posteriormente por
asentamiento gravitatorio.
Su principal objetivo es eliminar al máximo las gotas de líquido que aún
permanecen en la corriente de gas. La acción se lleva a cabo mediante la
acumulación de pequeñas gotas en una superficie, las cuales al formar gotas más
grandes caen a la sección de separación primaria.
Sección de acumulación de líquido: Es el espacio adoptado para manejar el
líquido decantado proveniente de las secciones anteriores. Se define un tiempo
de residencia de líquido dentro del recipiente que permita la eficiente separación
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de las burbujas de gas retenidas en el líquido (desgasificación). Esta sección
integra un volumen suficiente de almacenamiento y equipos de control de nivel de
líquido para evitar el sobrellenado del recipiente; así mismo necesita un volumen
mínimo de alimentación, en especial cuando el flujo es intermitente.
Separadores trifásicos
Son recipientes capaces de separar el gas y las dos fases de los líquidos
inmiscibles. Por lo general, resultan muy grandes porque se diseñan para
garantizar que ambas fases (agua y petróleo) salgan completamente libres una de
la otra (agua sin petróleo y petróleo sin agua). Estos separadores se emplean
para separar el agua que pueda estar presente en el crudo, con lo cual se reduce
la carga en el equipo de tratamiento del petróleo y se aumenta la capacidad de
transporte en las tuberías. También ayuda a mejorar la precisión de las
dimensiones del flujo.
Los aspectos básicos del diseño de separadores trifásicos son similares a los
anteriormente descritos. A pesar de eso, deben agregarse los cálculos de las
tasas de asentamiento líquido-líquido, así como los medios para remover el agua.
El tiempo de retención en este tipo de separador debe ser lo suficientemente
grande para hacer posible la separación del crudo del agua y viceversa.
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En el separador trifásico horizontal representado en la figura anterior la
separación de la producción comienza cuando los flujos del pozo ingresan de
forma horizontal a un recipiente y golpean una serie de placas perpendiculares.
Esto hace que el líquido caiga al fondo del recipiente, mientras que el gas (rojo)
se eleva hacia la parte superior. La gravedad separa los líquidos en petróleo
(marrón) y agua (azul). Las fases de gas, petróleo y agua se miden
individualmente a medida que salen de la unidad, a través de líneas de flujo de
salida separadas. Los medidores mecánicos miden los fluidos; un medidor de
orificio mide el gas. Ambos dispositivos requieren recalibración periódica.
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Aplicación de la dinámica en el bombeo mecánico
Marco Referencial:
Dinámica de Fluidos
La dinámica de fluidos estudia los fluidos en movimiento y es una de las ramas más
complejas de la mecánica. Aunque cada gota de fluido cumple con las leyes del
movimiento de Newton las ecuaciones que describen el movimiento del fluido
pueden ser extremadamente complejas. En muchos casos prácticos, sin embargo el
comportamiento del fluido se puede representar por modelos ideales sencillos que
permiten un análisis detallado. En un principio vamos a trabajar con lo que
llamaremos fluido ideal, es decir un fluido que es incompresible yque no tiene
rozamiento interno o viscosidad.
• La hipótesis de incompresibilidad es un suposición razonable para líquidos pero
no para los gases. Un gas puede tratarse como incompresible si su movimiento
es tal que las diferencias de presión que aparecen no son demasiado grandes.
• El rozamiento interno en un fluido da lugar a esfuerzos cortantes cuando dos
capas adyacentes se mueven la una sobre la otra o cuando el fluido se mueve
por tubos o se encuentra a un obstáculo. En algunos casos estos esfuerzos son
despreciables si se comparan con fuerzas gravitatorias o con la originadas por
diferencias de presión.
La trayectoria descrita por un elemento de fluido en movimiento se llama línea de
flujo. La velocidad del elemento varía en magnitud y dirección a lo largo de su línea
de flujo. Si cada elemento que pasa por un punto dado sigue la misma línea de flujo
que los elementos precedentes se dice que el flujo es estable o estacionario. Un flujo
puede empezar no estacionario y hacerse estacionario con el tiempo. En un flujo
estacionario la velocidad en cada punto del espacio permanece constante en el
tiempo aunque la velocidad de la partícula puede cambiar al moverse de un punto a
otro.
La línea de corriente: curva, cuya tangente en un punto cualquiera tiene la dirección
de la velocidad del fluido en ese punto. En el régimen estacionario las líneas de
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corriente coinciden con las líneas de flujo. Si dibujamos todas las líneas de corriente
que pasan por el contorno de un elemento del fluido de área S (ver dibujo) estas
líneas rodean un tubo denominado tubo de flujo o tubo de corriente. En virtud de la
definición de línea de corriente el fluido no puede atravesar las paredes de un tubo
de flujo y en régimen estacionario no puede haber mezcla de fluidos de dos tubos
diferentes.
Se llama flujo laminar al tipo de movimiento de un fluido cuando éste es
perfectamente ordenado, estratificado, suave, de manera que el fluido se mueve en
láminas paralelas sin entremezclarse. Las capas adyacentes del fluido se deslizan
suavemente entre sí. El mecanismo de transporte es exclusivamente molecular. Se
dice que este flujo es aerodinámico. Ocurre a velocidades relativamente bajas o
viscosidades altas como veremos. Se llama flujo turbulento cuando se hace más
irregular, caótico e impredecible, las partículas se mueven desordenadamente y las
trayectorias de las partículas se encuentran formando pequeños remolinos
aperiódicos.
Aparece a velocidades altas o cuando aparecen obstáculos abruptos en el
movimiento del fluido.
Dinámica de balanceo
En una BIMBA el motor mediante la reducción de engranes hace girar las
manivelas y que a su vez mueven el balancín.
El peso de la sarta de varillas, la sarta y la columna de fluidos desequilibran la
fuerza necesaria para el movimiento reciprocante, es decir, se requiere mucha
fuerza para levantar el aparejo, y solo de la gravedad para bajarlo.
Para disminuir este esfuerzo el peso del aparejo se equilibra o balancea con
masas de acero (contrapesos), en el caso de las BIMBA y de la UBH, con la
fuerza que proporciona el nitrógeno a presión.
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Una vez balanceado, solo es necesaria poca fuerza para subir y bajar la bomba
en el fondo, esto reduce por mucho el consumo de energía necesaria.
Referencias geográficas
El campo Tupilco se localiza en el Estado de Tabasco, a 29 kilómetros,
aproximadamente, al oeste de la ciudad de Comalcalco. Geológicamente se ubica
dentro de las Cuencas Terciarias del Sureste, forma parte de una tendencia
estructural en la que se encuentran también los campos Santuario, El Golpe y
Castarrical. Geográficamente se localiza en los 18° 15’ latitud norte y 93° 29’
longitud oeste del Meridiano de Greenwich.
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Problema:
El pozo Tupilco 203 tiene un sistema de producción con Bombeo Mecánico. El
diámetro del émbolo es de 1 ½ pulg. y tiene una carrera efectiva de 110 pulg. El
ritmo de producción se ha mantenido constante durante la vida productiva del
pozo, con una velocidad de bombeo de 11 spm, teniéndose una producción en
superficie de 240 bpd de gasto líquido.
Dentro del mismo campo petrolero se tiene al Tupilco 83, el cual ha dejado de ser
fluyente debido a la baja de presión que existe en la formación que producia la
cual era de 130 km/cm2.
Ya se tomaron todos los registros necesarios y se definió meter el mismo sistema
artificial y con los mismas características que tiene el Tupilco 203; solo que la
carrera del émbolo será de 144 pulg. a una velocidad de bombeo de 9 spm.
El ingeniero de productividad necesita calcular el gasto de líquido que tendrá el
Tupilco 83, para asignarle una cuota de producción y con ello justifique la
rentabilidad y que el activo de producción le autorice un equipo similar al Tupilco
203.
Solución:
1. Debido a que se tiene velocidad y distancia constante en un sistema cíclico en el
Tupilco 203, calcularemos primeramente cuál es el desplazamiento de líquido
“teórico” de la bomba, con la fórmula:
[
]
Donde:
PD = Desplazamiento teórico de la bomba
AP = Área del émbolo
SP = Carrera efectiva del émbolo
N = Velocidad de bombeo
2. Habiendo calculado el Gasto teórico y como conocemos el Gasto real en
superficie, podemos calcular la eficiencia de la bomba con la fórmula:
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49
Donde:
Ev = Eficiencia volumétrica de la bomba
q = Gasto de producción en superficie
3. Ahora haremos el mismo cálculo del paso #1 para los datos del Tupilco 83. Es
decir, obtendremos el desplazamiento “Teórico” de la bomba en este pozo.
4. Finalmente calcularemos el gasto de líquido real que tendrá el Tupilco 83 usando
el gasto “teórico” calculado en el paso anterior y la eficiencia volumétrica de la
bomba que obtuvimos en el paso 2.
Cálculo:
Paso 1. Datos:
dp = 1 ½ pulg
Sp = 110 pulg
N = 11 spm
q = 240 bpd
[
]
Paso 2. Datos:
q = 240 bpd
PD = 317 bpd
49
50
Paso 3. Datos:
dp = 1 ½ pulg
Sp = 114 pulg
N = 9 spm
Paso 4. Datos:
PD = 340 bpd
Respuesta: El pozo Tupilco 83 producirá 258 bpd de líquido.
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Conclusión
La aplicación del bombeo mecánico, como método de producción de fluidos
constituye un factor relevante dentro de la industria petrolera. Cuando los
yacimientos han declinado su presión a tal punto que no producen de manera
natural, habrá un efecto causado por las presiones capilares que pueden hacer
que un cierto volumen de fluido se eleve a una cierta profundidad del pozo, y es
en este momento cuando la utilización de las unidad de bombeo mecánico que
este en uso, tiene la función de terminar de levantar esa columna de fluidos que
se elevó hasta cierta profundidad del pozo.
El uso de cada una de las unidades de superficies (Balancín) como método de
recuperación secundaria, debe depender de ciertos parámetros a evaluar. Estos
parámetros son la productividad que tenga el equipo de manejar la producción
disponible y de soportar las cargas generadas por los fluidos y equipos de
bombeo del pozo, así como también los niveles de profundidad a los que estarán
sometidos y en los cuales influye los esfuerzos de tensión, elongación y peso. El
objetivo principal siempre es recuperar la mayor cantidad de hidrocarburos de la
formación, de acuerdo al programa de producción, la demanda y la capacidad
instalada.
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Bibliografía
Diseño Conceptual De Separadores. Marcías J. Martínez. Ingenieros
Consultores, S.R.L., Maracaibo-Venezuela
Bombeo Mecánico, Optimización, Diagnóstico Y Operación. Ing. Héctor
Partidas. 2003. San Tomé Edo. Anzoaregui - Venezuela
Pérdida De Carga En Bombas Mecánicas: Eduardo Dottore & Eduardo
Bausela. Bolland & Cía.
La Producción de petróleo en yacimientos no convencionales. Mario
Ottuich, Federico García y Roberto Grande. Pan American Energy LLC
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