Bombeo De Cavidades Progresivas

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTA DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

MATERIA : TEMA

:

DOCENTE :

Diplomado de Producción Petrolera Sistema de Levantamiento Artificial “BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS” Ing. Celestino Arenas Martines

Realizados Por: JOSE JONATHAM ARZE MORALES GUIDO ARCE MONTAÑO EDWIN CABALLERO CORONADO JACIT UREÑA RENGEL

Santa Cruz, Bolivia 2016

DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA

Contenido CAPITULO I............................................................................................................. 3 1.1.-Introducción.................................................................................................... 3 1.2.-Objetivos........................................................................................................ 4 1.2.1.-Objetivo General.......................................................................................... 4 1.2.2-Objetivo Especifico....................................................................................... 4 CAPITULO II............................................................................................................ 5 2.1.-Antecedentes.............................................................................................. 5 2.2.-Principios de Funcionamiento......................................................................8 2.3.-Clasificación del BCP................................................................................... 9 2.4.-Componentes de un sistema BCP..............................................................13 2.4.1.-Equipos de Subsuelo...........................................................................14 2.4.2.-Equipos Superficiales..........................................................................21 3.5.-Diseño del Sistema (BCP)..........................................................................27 2.5.1.-Selección de la bomba........................................................................32 2.5.2.-Selección del Cabezal..........................................................................32 2.6.-Ventajas y desventajas..............................................................................33 2.7.-Problemas y Soluciones............................................................................. 34 CAPITULO III......................................................................................................... 36 Conclusiones y Recomendaciones.......................................................................36 Bibliografía.......................................................................................................... 37 Anexo................................................................................................................... 39

Ing. Celestino Arenas Martinez

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CAPITULO I 1.1.-Introducción1 Los pozos productores de petróleo, durante su vida productiva, pueden clasificarse como fluyentes o de bombeo. Los pozos fluyentes son aquéllos en donde el aceite llega a la superficie por la energía propia del yacimiento, ya sea por empuje hidráulico, por gas disuelto o por algún otro mecanismo. Los pozos de bombeo son aquéllos que tienen integrado un Sistema Artificial de Producción (SAP), el cual le proporciona la energía necesaria a los fluidos para poder elevarlos a la superficie. En los últimos 85 años, el campo de los sistemas artificiales de producción de hidrocarburos ha cambiado significativamente. Desde los años 20´s, donde el bombeo mecánico surgía como único método de producción por bombeo, hasta la actualidad, cuando existen diversas tecnologías eficientes de levantamiento adaptables a áreas específicas de producción, las cuales han hecho a un lado la supremacía del balancín en la producción de aceite. El bombeo por Cavidades Progresivas representa el método con mayor índice de crecimiento anual, lo que da una clara idea de la aceptación que ha tenido desde su implementación. En tan solo 20 años ha logrado demostrar su excelente eficiencia para realizar el trabajo de levantamiento en diferentes aplicaciones que van desde la producción de crudos altamente pesados y viscosos, hasta la extracción de gas metano proveniente de acuíferos en yacimientos carboníferos, convirtiéndose, en muchos casos, en la única alternativa de producción en condiciones que para otros métodos se calificarían de exigentes, ineficientes y de alto costo y riesgo. Sin embargo, a pesar de todas estas características positivas a favor de las PCP, la relativa falta de conocimiento y diversas limitaciones asociadas principalmente con limitadas capacidades volumétricas y de levantamiento, relativos

cortos

tiempos de vida útil y la sensibilidad del elastómero ante la presencia de ciertas y determinadas condiciones, hacen de este método uno de los más riesgosos desde el punto de vista operativo. 1 Ing.Jose Ramon R. “pograma para el diseño del pcp” Pag. 3-4 Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Evidentemente a medida que se entienda mejor el sistema, será posible optimizarlo a través de mejores prácticas operacionales, desarrollos tecnológicos apropiados y mejor criterio para la selección de componentes adecuados.

1.2.-Objetivos

1.2.1.-Objetivo General Ampliar nuestro conocimiento sobre el sistema de levantamiento artificial por Bombeo de Cavidades Progresiva “BCP”.

1.2.2-Objetivo Especifico     

Conocer el propósito de la implementación de un BCP. Los principios de funcionamiento de un BCP. La clasificación del BCP. Conocer los equipos que conforman un sistema de BCP. Presentar un ejemplo de un diseño para la aplicación de un sistema de BCP

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CAPITULO II 2.1.-Antecedentes La Bomba de Cavidades Progresivas tiene su origen en el “tornillo sin fin”, uno de los numerosos inventos de Arquímedes (287 a.C - 212 a.C), este invento fue originalmente utilizado como sistema para sacar agua de la sentina de los barcos y posteriormente como sistema para elevar agua, harina o grano. La Bomba de Cavidades Progresivas (B.C.P.) fue inventada en 1932 por un Ingeniero Aeronáutico Francés llamado René Moineau, quién estableció la empresa llamada PCM POMPES S.A. para la fabricación de la misma. Fig. 1 ilustración del “tornillo sin fin”

Fuente: Programa para el Diseño del BCP

En sus inicios, la tecnología de cavidades progresivas estuvo dirigida al desarrollo de sistemas de transmisión y bombas de transferencia para aplicaciones industriales como: alimentos, papel, agricultura, petróleo, etc. La primera aplicación en la industria petrolera fue a mediados de la década de 1950, cuando se desarrollaron los primeros motores hidráulicos con mecanismo de doble rotor helicoidal para ser utilizados en la perforación de pozos direccionales y no fue sino hasta finales de la década de 1970 cuando Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA se realizaron

esfuerzos considerables para utilizarlos como método de

levantamiento artificial para pozos productores de hidrocarburos. En 1979, algunas operadoras canadienses de crudo pesado, cuyos pozos producían fluidos con una alta producción de arena, empezaron a experimentar

con BCP. Una vez que las pruebas

en estas exigentes

aplicaciones fueron exitosas, el desarrollo de sistemas completos de fondo y superficie aumento rápidamente. En los años siguientes se incrementó de manera considerable la frecuencia con que se utilizaban estos sistemas, en los campos de crudo pesado de Canadá. De manera paralela, los fabricantes obtuvieras grandes avances, logrando mayores capacidades volumétricas y de levantamiento, así como una mejora en la calidad de los elastómeros con respecto a su resistencia. En los últimos 20 años, los sistemas de bombeo por Cavidad Progresiva han experimentado un desarrollo gradual como sistema artificial de producción. Aunque sería difícil obtener el número preciso de pozos operados con el sistema BCP, existe una estimación de 45, 000 que se encuentran localizados alrededor del mundo. Aunque la gran mayoría de estas instalaciones, alrededor de 18 ,000 están en Canadá.

El uso del PCP

se está incrementando rápidamente en el resto de los

países productores del mundo. Fig. 2 Aproximado del uso del sistema BCP en el mundo

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Fuente: Programa para el Diseño del BCP

Fig. 3 BCP a lo largo de la historia

Fuente: Programa para el Diseño del BCP

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2.2.-Principios de Funcionamiento2 A grandes rasgos, la Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) está compuesta por el Rotor y el Estator. El Rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que transmite el movimiento rotativo a la sarta de Cabillas la cual, a su vez, se encuentra conectada al Rotor. El Estator es el componente estático de la bomba y contiene un polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación elástica llamado Elastómero. La BCP utiliza un Rotor de forma helicoidal de n lóbulos dentro de un Estator en forma de helicoide de n+1 lóbulos. Las dimensiones del Rotor y el Estator están diseñadas de manera que producen una interferencia, la cual crea líneas de sello que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan (o progresan), en un movimiento combinado de traslación y rotación, que se manifiesta en un desplazamiento helicoidal de las cavidades desde la succión de la bomba, hasta su descarga. Se cuenta con diversos arreglos de materiales y geometría, sin embargo la utilizada en la Industria Petrolera Nacional es la de un Rotor metálico de un lóbulo en un Estator con un material elástico (Elastómero) de dos lóbulos. La FIGURA N° 4 muestra una sección transversal de una BCP convencional (1x2 lóbulos), donde observa como el diámetro del rotor es un poco mayor que el ancho de la cavidad, produciendo la interferencia (i) que crea el sello. Fig. 4 Sección transversal de una BCP

Fuente: ESP OIL - Bombeo de Cavidad Progresiva

2 http://www.weatherford.com/Products/Production/ProgressingCavityPumping/PCPSystemsOverview/

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2.3.-Clasificación del BCP3 Las bombas de cavidades progresivas se pueden clasificar en: 

Bombas según su Geometría



Bombas Tubulares o Convencionales



Bombas Tipo Insertables



Bombas de para “alto caudal”



Bombas de “gran altura”



Bombas según su Geometría4

o El rotor: torneada externamente como una hélice de “n” lóbulos. o El estator: torneado internamente como una hélice de “n+ 1” lóbulos Existen distintas geometrías en bombas PCP, y las mismas están relacionadas directamente con el número de lóbulos del estator y rotor.

Fig. 5 Geometría de una bomba BCP

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas

3 Manual de Bombeo por Cavidades Progresivas Por Marcelo Hischefeldt OilProduction.net Version2008V1

4 Idem

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA N de lóbulos del rotor 3 + lóbulos del estator 4 = Geometría 3:4 Por lo tanto esta relación permite clasificar a las bombas PCP en dos grandes grupos: 

Singlelobe: Son aquellas en las cuales el número de lóbulos del rotor es de uno, mientras que el estator es de dos lóbulos.

Fig. 6 Bomba Lobular

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas



Multilobe: Teóricamente estas bombas ofrecen menor torque que las bombas de geometría simple (considerando el mismo diámetro), mayores desplazamientos volumétricos lo cual sería una oportunidad para obtener bombas insertables de mayor tasa. Fig. 7 Bomba Multilobular

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas

Fig. 8 Configuraciones de bombas BCP

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas



Bombas Convencionales o Tubulares5 Se caracterizan porque el estator se baja al pozo suspendido de la tubería de producción y luego, con la sarta de cabillas, desciende el rotor. Para cambiar esa bomba, se debe sacar el encabillado y la tubería de producción. Este tipo de instalación hoy en día ya no es tan usada por el tiempo que consume, mientras que la instalación insertable es el que lo ha suplantado.

5 Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones, Diagnostico, Análisis de Falla y Trouble Shooting – Ing. Nelvi Chacin. ESP OILEngineering Consultants

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Fig. 9 Instalación Convencional

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades progresivas



Bombas Tipo Insertable6 En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna de tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y, en consecuencia, el costo asociado ha dicho trabajo.

Fig. 10 Instalación Insertable

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades progresivas



Bombas de Alto Caudal7

6 Idem Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Cada fabricante ofrece bombas de alto desplazamiento o alto caudal, el desplazamiento viene dado principalmente por el diámetro de la bomba y la geometría de las cavidades. 

Bombas de Gran Altura (head)8 La altura de la bomba es su capacidad para transportar los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie, lo que se traduce en profundidades de asentamiento de bombas o en diferenciales de presión a vencer. Fig. 11 Geometria de los rotores y su relacion con las Capacidades de la Bomba

Fuente: BCP Operaciones, Diagnostico, Análisis de Falla y Trouble Shooting - ESP OIL Engineering Consultants

2.4.-Componentes de un sistema BCP

Fig. 12 Componentes de un sistema de Bombeo de Cavidades Progresivas

7Idem 8 Idem Ing. Celestino Arenas Martinez

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Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas 2.4.1.-Equipos de Subsuelo

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA 

Estator9 Es un tubo de acero revestido internamente con un elastómero sintético moldeado en forma de dos hélices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un proceso especial. El estator se baja al pozo con la tubería de producción (bombas tipo Tubular) o con la sarta de cabillas (bombas tipo Insertables). Fig. 13 Corte longitudinal de un Estator

Fuente: BCP: Operaciones, Diagnostico, Análisis de Falla y Trouble Shooting



Elastómero10 Es un polímero de alto peso molecular, está adherida a un tubo de acero el cual forma el estator. Tiene la capacidad de deformarse y recuperarse elásticamente, esta propiedad se conoce como memoria. Los más utilizados en la aplicación BCP, poseen base Nitrílica, Hidrogenación Catalítica y fluelastomeros.

Fig. 14 Vista transversal de un elastómero

9 Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas. Por Marcelo Hischefeldt OilProduction.net Version2008V1

10Idem Ing. Celestino Arenas Martinez

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Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas



Rotor11 El rotor está fabricado con acero de alta resistencia, recubierto con una capa de material altamente resistente altamente a la abrasión. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas tipo Tubular) las cuales le transmiten el mismo movimiento de rotación desde la superficie. Un rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego de ser mecanizado se recubre de una capa de un material duro. Generalmente se trata de un recubrimiento con un proceso electro químico de cromado. Fig. 13 Tipos de rotor

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas – OilProduction 

Niple de Paro

11 Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas. Por Marcelo Hischefeldt OilProduction.net Version2008V1

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Es un tubo de pequeña longitud el cual se instala bajo el Estator (bombas tubulares) y cuya funciones principales son: Servir de tope al rotor cuando se realiza el espaciamiento del mismo Impedir que el rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo en caso de producirse rotura o desconexión de estas últimas. Servir de punto de conexión para accesorios tales como Antitorque, filtros de Arena, etc. Fig. 14 Niple de paro

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas – OilProduction 

Sarta de Cabillas Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de cuplas formando así la sarta, se introduce en el pozo y de esta forma se hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad progresiva. La sarta está situada desde la bomba hasta la superficie. Sus diámetros máximos están limitados por el diámetro interior del tubing. Fig. 15 Varillas de Bombeo

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Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas – OilProduction 

Tubería de Producción Es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar con el máximo API, para prevenir el desenrosque de la tubería de producción. Fig. 16 Tuberías de Producción

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas – OilProduction

Otros Equipos de Subsuelo -

Niple de Maniobra o Intermedio12 Tiene como función permitir el movimiento excéntrico entre el rotor y durante las operaciones las cuñas, mordazas, llaves de

12 Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas. Por Marcelo Hischefeldt OilProduction.net Version2008V1 Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA apriete, etc.; se colocaran en él, en lugar del cuerpo del estator, evitando así cualquier daño a este último. -

Empacadura13 Es un equipo que se activa mecánica o hidráulicamente y que una vez instalada cierra completamente él espacio anular entre la tubería de producción y el revestidor. Se utiliza en completaciones donde la producción se lleve hasta la superficie por el espacio anular.

-

Ancla de Tubería14 Es un dispositivo que fija la tubería de producción al revestidor, limitado el movimiento axial y rotativo de la sarta.

-

Ancla de Torque15 Al girar la sarta de cabillas hacia la derecha (vista desde arriba) la fricción entre el rotor y el estator hace que la tubería también tienda a girar hacia la derecha, en el sentido de su desenrosque. Este efecto se puede originar la desconexión de la tubería, la utilización de un ancla de torque que evita el riesgo. Este equipo se conecta debajo del niple de paro, se fija al revestidor por medio de cuñas verticales. Fig. 17 Ancla de Torque

13

Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones, Diagnostico, Análisis de Falla y Trouble Shooting – Ing. Nelvi Chacin. ESP OIL Engineering Consultants

14

Idem

15

Idem

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Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas

-

Centralizadores de Cabillas16 Los centralizadores de cabillas se suelen colocar solo en aquellos pozos con desviaciones o inclinaciones muy pronunciadas. Fig. 18 Centralizadores de Cabillas

Fuente: BCP: Operaciones, Diagnostico, Análisis de Falla y Trouble Shooting

-

Niple “X”17

16 Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas. Por Marcelo Hischefeldt OilProduction.net Version2008V1

17 Idem Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Con el fin de detectar agujeros o uniones defectuosas en la sarta de tubería, se acostumbrada realizar una prueba de presión durante la operación de bajada de la misma. Para realizará esta prueba se puede instalar un niple de asiento X, sobre el estator de la bomba. -

CAÑO DE FILTRO Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo, pueden estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo, estos pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no permanecerán en el pozo donde se corre el peligro de que sean succionados nuevamente por la bomba.

2.4.2.-Equipos Superficiales18

-

CABEZAL DE ROTACION19 Es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza de pozo. Cumple con 4 funciones básicas: o Soporte para cargas axiales. o Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. o Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente.

Fig. 19 Cabezal Directo

18 Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones, Diagnostico, Análisis de Falla y Trouble Shooting – Ing. Nelvi Chacin. ESP OIL Engineering Consultants

19 Idem

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Fuente: Catalogo Geremia-Waetherford Fig. 20 Cabezal Angular

Fuente: Catalogo Geremia-Waetherford Fig. 21 Motor Reductor

Fuente: Catalogo Geremia-Waetherford

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA -

MOTOVARIADORES MECANICOS20 En este sistema el acoples entre el motor y caja reductora no es directo: en este caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad” formado por correas y poleas de diámetro variable, el cual cumple la función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la parada del equipo ni el cambio de componentes.

-

SISTEMA DE TRANSMISION Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para transferir la energía desde la fuente de energía primaria (motor eléctrico o de combustión interna) hasta el cabezal de rotación. Debe ser determinada dependiendo del tipo de cabezal seleccionado y de la potencia que se deba transmitir a las varillas de bombeo (a la PCP). Para la transmisión de torsión de una maquina motriz a una maquina conducida existen menos de tres métodos muy utilizados: 1) Sistema con poleas y correas 2) Sistema de transmisión a engranajes 3) Sistema de transmisión hidráulica Fig. 22 Sistema de Correas y Poleas

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas -

SISTEMA DE FRENADO

20 Idem Ing. Celestino Arenas Martinez

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La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el sistema. Cuando un Sistema BCP está en operación, una cantidad significativa de energía se acumula en forma de torsión sobre las varillas. Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera energía girando en forma inversa para liberar torsión. De los siguientes frenos utilizados se pueden destacar lo siguiente: Durante este proceso se pueden alcanzar velocidades muy altas y genera grandes daños: o Daños en equipo de superficie o Desenrosque de la sarta de varillas o Rotura violenta de la polea de cabezal

Fig. 23 Sistema de Frenado

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas

De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes: o Freno de accionamiento por fricción: Compuesto por un sistema

de

disco

y

pastillas

de

fricción,

accionadas

hidráulicamente o mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. o Freno de accionamiento hidráulico: Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal que consiste en un plato rotatorio Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el sentido de las agujas del reloj (operación de una BCP). Fig. 24 Freno de accionamiento Hidráulico

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas

-

VARIADORES DE FRECUENCIA21 Estos equipos son utilizados en conjunto con los moto-reductores y con los equipos de polea-correa en los cuales la velocidad es para brindar la flexibilidad del cambio de velocidad en muy breve tiempo y sin recurrir a modificaciones mecánicas en los equipos. El variador de frecuencia rectifica la corriente alterna requerida por el motor y la modula electrónicamente produciendo una señal de salida con frecuencia y voltaje diferente.

Fig. 25 Variador de Velocidad 21 Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones, Diagnostico, Análisis de Falla y Trouble Shooting – Ing. Nelvi Chacin. ESP OIL Engineering Consultants

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas

Entre algunas de sus características distinguidas: Detecta la baja velocidades. Puede manejar dos motores con un solo variador. Protege de la rotura de la sarta de varillas. Frena con el tiempo de desaceleración. Detecta alta presión en el casing. Muestra la velocidad real del eje del motor.

3.5.-Diseño del Sistema (BCP)22 Principales ecuaciones que facilitan el diseño básico de un sistema de levantamiento artificial de bombeo por cavidades progresivas (BCP). 

Presión Sobre la Bomba - Carga Dinámica Total (tdh o total dynamic head)23 La carga dinámica total (presión total sobre la impulsión de la bomba) está dada por los siguientes términos: Pbdp: presión de boca de pozo P. fricción: perdida de carga por fricción entre el tubing y la varilla P. Nivel: presión debido a la columna de líquido a elevar Perdida por Fricción:

22 PC Pump. Diseño Básico y Selección – OILProduction.net / by Marcelo Hirschfeldt 23 PCP Pump - Diseño básico y selección / OILProduction.net Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Pfricccionlong tub. × F friccion × μ Dónde: -

Pfricccion

= Presión de fricción

km cm2

-

long tub.

= Longitud de tubería

m

-

F friccion

-

μ = Viscosidad 

kmcm 2 = Factor de fricción mcp cp

Nivel Dinámico (ND): NDProf baleos

P dinamica × 2.31 0.85

Dónde: -

ND

-

Prof baleos

-

Pdinamica

= Nivel dinámico

ft o m ft

= Profundidad de baleos = Presión dinámica

psi

P. Nivel = columna de líquido (nivel dinámico) en Kg/cm 2 Pnivel

nivel × ρ 10

Dónde: -

Pnivel

= Presión de Nivel

-

nivel

= Nivel m

-

ρ



= Densidad

Kgcm 2

grcm 3

Presión total sobre la bomba (TDH)

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Ptotal Pbdp P hid Pnivel Dónde: -

Ptotal

-

Pbdp

= Presion en boca de pozo

-

Phid

= Presión hidráulica

-

Pnivel



= Presión total

Kgcm

2

Kgcm 2

Kgcm 2

2 = Presión de nivel Kgcm

POTENCIA CONSUMIDA (Hp)

Potencia hidráulica (HHp): HHpQ ×TDH × 0.0014

Dónde:

-

Q = Caudal

-

TDH

-

0.0014

m 3dia

= Carga dinámica total

cm 2 Kg

= Constante

Rendimiento energético

ɳ

HpHHpɳ 

Torques Al transmitir la rotación al rotor desde la superficie a través de las varillas de bombeo, la potencia necesaria para elevar el fluido me genera un torque resistivo el cual tiene la siguiente expresión: T resistivo K ×

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Hp RPM

DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Dónde: -

T resistivo

-

K

-

lbft o Nm

= Torque resistivo

= 5252 Constante para torque Hp = Potencia consumida Hp

lbft

La componente total de torque medida en boca de pozo está compuesta por: Torque hidráulico: Función de (presión de bdp, presión por fricción, presión por nivel dinámico). Torque por fricción en bomba: Fricción entre rotor y estator. Este parámetro se puede obtener de las mediciones realizadas en un test de banco. Torque resistivo: Fricción entre varillas y tubing. El máximo torque resistivo está en boca de pozo. T totalT hidraulicoT friccionT resistivo Dónde: -

T hidraulico

-

T friccion

-

T resistivo

= Torque hidráulico

lbft ]

= Torque por pérdida de fricción Torque resistivo

lbft

lbft

Determinación de las revoluciones por minuto: RPMQCefic100 Dónde: -

Q C

= Caudal

m3dia

= Constante

m 3dia RPM 0.6912

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA efic

-



= Eficiencia de la bomba [ %]

ESFUERZO AXIAL La carga axial que soportan las varillas de bombeo consta de dos componentes principales Debido al peso de las varillas EA 1L× peso de la varilla

Dónde: -

L

Longitud m peso de la varilla Catálogo Debido al efecto de la presión sobre la impulsión de la bomba Para calcular la carga axial debido a la presión sobre la bomba se debe considerar el efecto de la presión sobre la proyección efectiva del rotor de la bomba. EA 2Ptotal × A efectiva

Dónde:

-

Ptotal

-

A efectiva

Presión Total

cm 2 Kg

= Área Efectiva

cm 2

Proyección efectiva del rotor a la superficie proyectada del rotor, menos la sección de la varilla de bombeo. A efectiva A proyectada del rotor A varilla debombeo

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA -

A efectiva

-

A proyectada del rotor

-

A varilla de bombeo

Area efectiva

cm 2

Área proyectada al rotor

cm

2

Área de la varilla de bombeo

cm 2

La sumatoria de ambos nos dice el esfuerzo total que soportan las varillas de bombeo. EAEA 1EA 2 Dónde:

-

EA 1 Esfuerzo axial debido a las varillas Kg EA 2 Debido al efecto de la presión sobre la impulsión de la bomba

-

EA Esfuerzo axial que soportan las varillas

-



Kg

Kg

Efectividad Máxima de las Varillas Con la determinación de la Presión total de descarga TDH y el Torque total se obtiene la efectividad de las varillas. 2

Se

2

c1 L c2 T 2 4 2 6 π Dr π Dr

Dónde: -

L T C1 C2

= Carga axial (lbs) = Torque (ft-lbs) = 1.6e-5 = 0.1106

2.5.1.-Selección de la bomba

La selección de la bomba está basada a ciertas variables que restringirán dicha selección. Entre ellas podemos nombrar a: Caudal a extraer Profundidad de la bomba Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Presión total de carga sobre la bomba La opción más económica es normalmente eligiendo equipos de serie grande (Diámetros grandes) Las cuales serán restringidas por el diámetro del Tubing. Dimensionamiento del rotor Diámetro mayor del rotor Diámetro de la órbita del rotor Selección del elastómero De acuerdo a las características requeridas, se selecciona el tipo de elastómero (contenido de Acrilonitrilo, Hidrogenados, Biton, etc.)

2.5.2.-Selección del Cabezal

Tomando en cuenta las siguientes características: Torque total RPM Potencia requerida por el motor Selección de motor Poleas Vs Torque: Selección de poleas del motor sincronizando a: Velocidad del Motor Velocidad de la Bomba Relación del motor y la Bomba T × RPM motor Hp 5252

2.6.-Ventajas y desventajas

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA

2.7.-Problemas y Soluciones

Factores que afectan el desempeño de la bomba:

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA

ACCION RECOMENDAD A.

CAUSA PROBABLE. Rotor no esta totalmente insertado. Presión de descarga de la bomba inferior a la necesaria. Rotor bajo medida para la temperatura del pozo. Perdida en la tubería. Alto GOR.

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Verificar el espaciado y corregir. Verificar la altura de elevación necesaria por calculo. Cheque la temperatura y el tipo de rotor usado. Cambie el rotor si es necesario. Busque el tubing roto y cambie la unión. Provea medios para anclas de gas natural. Remplazar la bomba por una de mayor desplazamiento.

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CAPITULO III Conclusiones y Recomendaciones 3.1.-Conclusiones

Este sistema se ha caracterizado por un buen manejo tanto en crudos pesados y viscosos, como por una alta tolerancia al contenido de sólidos y el buen manejo de corte de agua Este sistema de levantamiento artificial es uno de los más eficientes, en la producción de petróleos con elevada viscosidad y en pozos de difícil operación. Con este sistema de Levantamiento se logra recuperar cantidades considerables de Hidrocarburo en Yacimientos de Crudo Pesado. La selección de este tipo de Levantamiento reduce el Impacto Ambiental entre los que cabe destacar ruidos, derrames, etc. Es importante conocer el comportamiento IPR del pozo que estamos trabajando para así escoger la mejor bomba que se ajuste a este comportamiento

3.2.-Recomendaciones Implementar el sistema BCP para pozos nuevos como inversión inicial que cumplan con las condiciones necesarias. Es necesario capacitar, entrenar y actualizar a los ingenieros y técnicos, en la operación y funcionamiento del sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas por ser una tecnología aún no aplicada en Bolivia

Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA

Bibliografía 

OilProduction.net by Marcelo Hirschedt. Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas Version2008V1.

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Weatherford. Artificial Lift System. (www.weatherford.com).

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ESPOIL Engineering Consultants. Nelvi Chacin. Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones. Diagnóstico, Análisis de Falla y Trouble Shooting.

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OilProduction.net by Marcelo Hirschedt. Diseño Básico y Producción.

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KUDU PCP. Complete Progressing Cavity Pump Systems. Guía de Selección.

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MANUAL DE SISTEMAS PCP – NETZSCH. Edición Julio 2004.

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Tenaris. PCPROd. Varillas Huecas para Bombeo por Cavidad Progresiva. www.oilproducction.net

Oil Producction

www.kudupump.com

KUDU Industries Inc

www.pcmpompes.com

PCM

www.weatherford.com.br

Weatherford

GLOSARIO

BCP

: Bombeo por Cavidades Progresivas

BPD

: Barriles por día

Cp

: Centipoise

EA

: Espacio anular

AOF

: Absolute Open Flow

Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA API

: American Petroleum Intitute

RGP

: Relación gas – petróleo

GOR

: Gas-oil Relationship

”

: Pulgadas

Casing

: Revestimiento

Tubing

: Tubo

RPM

: Revolución por minuto

HHp

: Potencia hidráulica consumida

Hp

: Horse power

PSI

: Libras sobre pulgadas cuadradas

IP

: Indice de Productividad

IPR

: Inflow Performance Relationship

ND

: Nivel dinámico

TDH

: Total Dinamic Head

Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA

Anexo

Ilustracion de un sistema de Bombeo de Cavidades Progresivas Ing. Celestino Arenas Martinez

Página 38

DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA

Fuente: oil-mail.blogspot.com

Ing. Celestino Arenas Martinez

Página 39

DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA Bomba de Cavidad Progresiva

Fuente: Google Images - es-slideshare.net

Estator de una bomba de cavidades progresiva Ing. Celestino Arenas Martinez

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DIPLOMADO DE PRODUCCION PETROLERA

Fuente: www.monografias.com

Ing. Celestino Arenas Martinez

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