Bombeo Por Cavidades Progresivas En El Campo Bjonorte-x03

Contenido

Contenido ....................................................................................................................................... 1 CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 3 CAPÍTULO 2: ANTECEDENTES ............................................................................................. 4 2.1 ANTECEDENTES ESPECÍFICOS .................................................................................. 5 CAPITULO 3: ÁRBOL DE PROBLEMAS ............................................................................... 6 3.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ......................................................................... 7 3.2 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA ........................................................................... 7 3.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .............................................................................. 7 Capítulo 5: OBJETIVOS ............................................................................................................. 8 5.1 OBJETIVO GENERAL ..................................................................................................... 8 5.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS ............................................................................................ 8 CAPÍTULO 6: ALCANCE .......................................................................................................... 9 6.1 ALCANCE TEMÁTICO ................................................................................................... 9 6.2 ALCANCE GEOGRÁFICO .............................................................................................. 9 6.3 ALCANCE TEMPORAL................................................................................................... 9 Capítulo 7: Marco Teórico ......................................................................................................... 10 7.1 Descripción del sistema BCP. .......................................................................................... 10 7.2 Tipos de instalación BPC. ................................................................................................ 11 7.2.1 Instalación convencional. .............................................................................................. 11 7.2.2. Instalación Insertable. .................................................................................................. 12 7.3 Ventajas y desventajas de los sistemas BPC. .................................................................. 12 7.3.1. Ventajas: ........................................................................................................................ 12 7.3.2. Desventajas: ................................................................................................................... 14 7.3.3. Ventajas de la instalación insertable. .......................................................................... 15 7.4 Geometrías. ........................................................................................................................ 15 7.4.1. Distribución y efectos.................................................................................................... 18 7.5 Equipos de superficie y quipos de subsuelo .................................................................... 19 7.5.1. Equipos de Subsuelo: .................................................................................................... 20 7.5.1.1. Tubería de producción: ............................................................................................. 20 7.5.1.2. Sarta de varillas: ........................................................................................................ 20 7.5.1.3. Estator: ....................................................................................................................... 21 7.5.1.4. Elastómero:................................................................................................................. 21 7.5.1.5. Rotor: .......................................................................................................................... 22 7.5.1.6Centralizador: .............................................................................................................. 22 7.5.1.7. Niple Intermedio o Niple Espaciador: ..................................................................... 23 7.5.1.8. Niple De Paro: ............................................................................................................ 23 7.5.1.9. Trozo De Maniobra: .................................................................................................. 24 7.5.1.10. Ancla de Torsión: ..................................................................................................... 24 7.5.1.11. Niple Asiento: ........................................................................................................... 25 7.5.1.12. Mandril A Copas: .................................................................................................... 25 7.5.1.13. Zapato probador de hermeticidad: ........................................................................ 26 7.5.1.14. Caño Filtro: .............................................................................................................. 26 7.6. Equipos de superficie. ...................................................................................................... 26

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7.6.1. Cabezal de rotación. ..................................................................................................... 27 7.6.1.1. Plano del cabezal de una BCP. ................................................................................. 28 7.6.2.2. Sistema de transmisión. ............................................................................................. 30 7.6.2.3. Sistema de Freno ........................................................................................................ 32 7.6.3.1. Características de sistema de frenado. ..................................................................... 32 7.7 Elastómeros ....................................................................................................................... 34 7.7.1 Condiciones de elastómeros para BCP. ....................................................................... 34 7.7.2. Elastómeros para petróleo. .......................................................................................... 35 7.7.3 Características del NBR Y ACN................................................................................... 35 7.7.4. Cauchos especiales ........................................................................................................ 36 7.7.4.1. Características del HNBR. ........................................................................................ 36 7.7.4.2. Características del clorosulfuro de polietileno. ....................................................... 36 7.7.5. Tabla de características de cauchos para BCP. ......................................................... 37 7.8. Agentes químicos - físicos y agresivos. ........................................................................... 37 7.9. Propiedades mecánicas dinámicas de los elastómeros. ................................................. 39 Identificación de fallas en estator y rotor........................................................................................ 40 7.10. Identificación de fallas en estatores. ............................................................................. 40 Capítulo 8: Metodología ............................................................................................................. 43 8.1 Características petrofísicas de la formación: ................................................................. 43 8.2 Datos del pozo.................................................................................................................... 46 8.3 Datos de la bomba: ........................................................................................................... 47 8.4 Cálculo de presión sobre la bomba(TDH) ...................................................................... 49 8.5 Cálculo de potencia requerida ......................................................................................... 51 Capitulo 9: Analisis tecnico-economico .................................................................................... 51 Capítulo 10: Conclusiones .......................................................................................................... 51 Bibliografía: ................................................................................................................................. 52

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CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN Cuando un pozo entra en producción la producción se mantiene casi constante durante un buen tiempo, cuando el pozo ya empieza a declinar las tazas de producción debido a una disminución de presión en el yacimiento, donde es necesario la implementación de un método de levantamiento artificial. Con el afán de incrementar la producción de hidrocarburos, se ha desarrollado nuevos métodos para la producción de fluidos, como: el bombeo mecánico, bombeo electro centrífugo, bombeo neumático, bombeo hidráulico, bombeo por cavidades progresivas y otros más. Del cual resalta el bombeo por cavidades progresivas, en los últimos tiempos por ser el más usado en la producción de crudos. El levantamiento con bombeo por cavidades progresivas usado para la producción de fluidos pesados, consta básicamente de un cabezal en superficie y un motor de fondo que transmite energía al dispositivo, creando un movimiento elipsoidal formando cavidades que succionan el fluido llevándolo hasta la descarga en la superficie. El pozo Bermejo norte-03 presenta una declinación de producción de petróleo actualmente produciendo 20 bbl/d, dicho pozo ubicado en el subandino sur en el departamento de Tarija, pertenece a la formación Tarija y Tupambi, el crudo de dicho pozo tiene una densidad de 20º API siendo este pesado, con una viscosidad de 5,0 cPs hasta 10000 cPs a condiciones atmosféricas, con temperatura hasta 250 ºF y una profundidad de 7105 ft.

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CAPÍTULO 2: ANTECEDENTES El levantamiento con Bombeo por Cavidades Progresivas apareció a fines de los años 20, el ingeniero francés Rene Moineau quien desarrollo un sistema de engranajes elipsoidales, y fundando la empresa llamada PCM POPES S.A. Para la fabricación del sistema BCP.

En los años 50, los primeros modelos de bombeo por cavidades progresivas fueron implantados en la industria petrolera con la perforación de pozos direccionales el sistema utilizado como bomba de lodos.

En Canadá el año 1979 fue el primer país en la aplicación en pozos, para la producción de crudos viscosos con alto contenido de arena.

Venezuela implementó el BCP desde los años 1990 en los campos de cerró negro situado en la faja de Orinoco. En 1997 El campo Zuata ( Petrozuata), hoy llamado Junín, probó con la tecnología de bombeo por cavidades progresivas el campo presentaba alta viscosidad y 16º API poseía entre 1200 y 1500 m de sección horizontal el resultado fue muy exitoso y los problemas solucionados según análisis de registros eléctricos.

El primer pozo en Colombia con bombeo por cavidades progresivas fue en 2003 en el campo Rubiales que tiene crudo pesado ubicado en la cuenca de los llanos orientales regido por la empresa Ecopetrol.

En la actualidad, el Sistema BCP se desarrolló y mejoro tecnológicamente siendo un sistema con bajo mantenimiento y con su alta eficiencia en la producción de crudos pesados, con avances tecnológicos en elastómero, hoy en día va tomando fuera como uno de los sistemas de levantamiento más utilizado por muchos países con unas 65,000 unidades en el mundo aproximadamente.

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2.1 ANTECEDENTES ESPECÍFICOS

Los primeros trabajos exploratorios en el área los realizo la Standard Oil Company entre los años 1921 a 1929. En agosto de 1922 perforó el pozo BJO-X1, concluyendo la misma en el año 1924 con un resultado negativo. En septiembre de 1924 esta compañía perforó el pozo BJO-X2 alcanzando una profundidad final de 602.59 metros con resultados altamente positivos, por lo que se constituyó en el pozo descubridor del campo con una producción inicial de 1500 BPD de petróleo de la Formación Tarija que pertenece al Sistema Carbónico. La empresa Standard Oil Company hasta el año 1927 perforó 8 pozos en el área de Bermejo; en marzo de 1937 se rescindió el contrato con esta empresa, pasando todos los bienes al estado para ser administrados por YPFB. Bajo la administración de YPFB a partir de 1942 se reinicia la producción de petróleo del Campo Bermejo con una producción inicial 130 BPD, con tres pozos productores. En el año 1943 se inicia en forma intensiva el desarrollo del campo, perforando 39 pozos hasta el año 1963. La historia de producción para los inicios de explotación del campo Bermejo muestra una creciente producción que llega a ser máxima en diciembre de 1962 con 602 BPD. La profundidad de este pozo es de 7105 ft, dicho pozo se encuentra ubicado en el subandino sur en el departamento de Tarija, pertenece a la formación Tarija y Tupambi. La mayoría de los pozos de este campo están asistidos por levantamientos artificiales debido a la disminución de la producción de hidrocarburos.

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CAPITULO 3: ÁRBOL DE PROBLEMAS

perdidas económicas

reservas sin recuperar

cierre de pozo

Efectos

problema

Baja producción de petróleo en el pozo BJONORTE-03

causas

baja permeabilidad

declinación de la presión de reservorio

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pozo maduro

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3.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA La causa para una baja producción del pozo BJONORTE-03 son debidas a una baja permeabilidad ya que el daño a la formación reduce la permeabilidad de la roca madre, que a su vez causa la declinación de presión debido al largo lapso de producción del pozo dando lugar a que sea considerado un pozo maduro ya que fue cumpliendo su tiempo de vida. Los efectos al no ser rentable el pozo dará lugar, al no tener caudales de producción económicamente rentables reducirán los ingresos tanto para la empresa operadora y para el país. Las pérdidas del petróleo remanente no podrán ser recuperados por la caída de presión, En caso de no implementar un método adecuado al pozo es posible que se realice el respectivo cierre de pozo por los bajos caudales de producción.

3.2 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA Existe una declinación de la presión de reservorio.

3.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ¿Será que la implantación del sistema de levantamiento artificial es la indicada para solucionar el problema de baja producción?

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Capítulo 5: OBJETIVOS 5.1 OBJETIVO GENERAL Propuesta para la implementación del método de levantamiento artificial mediante BCP para el incremento de producción en el pozo BJONORTE -03.

5.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS  Analizar el historial de producción del pozo BJONOERTE-03  Analizar las características geológicas, litologías del pozo BJONORTE-03  Determinar las condiciones actuales de operación del pozo BJONORTE-03  Determinar la curva IPR antes y después del método  Determinar costos de operación del método mencionado.

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CAPÍTULO 6: ALCANCE 6.1 ALCANCE TEMÁTICO El presente proyecto es un estudio técnico para el incremento potencial de la producción, tomando en cuenta las condiciones actuales de operación del pozo BJONORTE -03, parámetros y aspectos técnicos del BCP, como también los costos aproximados del presente proyecto. 6.2 ALCANCE GEOGRÁFICO El pozo BJONORTE-03 se encuentra ubicado a 15 kms de la localidad de Bermejo, de la provincia gran chaco es una estructura anticlinal vinculada mediante una silla estructural con el campo Toro. El mapa estructural al tope Devónico.

6.3 ALCANCE TEMPORAL El presente proyecto se tiene previsto realizarse en un periodo de tiempo de 4 meses los cuales serán utilizados para completar la investigación y terminación del proyecto cumpliendo todos los objetivos mencionados.

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Capítulo 7: Marco Teórico 7.1 Descripción del sistema BCP. El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento artificial que se utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y poseen pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado. La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga. El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor. El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre si. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre si, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo.

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La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de cavidades progresivas. Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario, no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación del sistema. El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario. 7.2 Tipos de instalación BPC. 7.2.1 Instalación convencional. En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y consume más tiempo y en consecuencia mayor inversión, las varillas son las que proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha. 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.

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7.2.2. Instalación Insertable. 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. La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo totalmente ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensión de varilla la cual sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión sirven de guía y soporte para la instalación de este sistema.

7.3 Ventajas y desventajas de los sistemas BPC. Las principales ventajas que proporciona este método de levantamiento artificial es; que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y que posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. Con respecto a las desventajas que ofrece este sistema está el hecho de que el elastómero se puede llegar a deteriorar debido a agentes contaminantes en el crudo y que no puede ser utilizada a grandes profundidades por dos razones principales: sería necesario el uso de grandes extensiones de varillas y las altas temperaturas también pueden dañar el elastómero. 7.3.1. Ventajas: Los sistemas BCP tienen algunas características únicas que los hacen ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más importantes es su Asignatura: explotación de gas Carrera: Ing. Gas y petróleo

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alta eficiencia total. Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60 %. Otras ventajas adicionales de los sistemas BCP son: 

Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises;



La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento;



Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de que las varillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran;



Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser transportada con una camioneta;



Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator y al mecanismo de bombeo;



La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una aparente ineficiencia;



Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo.



La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor producción de arena de yacimientos no consolidados. Las producciones de flujo constante hacen más fácil la instrumentación;



El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo;

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Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y plataformas de producción costa fuera;



El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas urbanas;



Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles; y



Simple instalación y operación. 7.3.2. Desventajas: Los sistemas BCP también tienen algunas desventajas en comparación con los otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de componentes aromáticos. A continuación se presentan varias de las desventajas de los sistemas BCP:



Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o 178°C);



Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo);



Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco);



Desgaste por contacto entre las varillas y la cañería de producción en pozos direccionales y horizontales; y



Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema). Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los equipos. En su aplicación Asignatura: explotación de gas Carrera: Ing. Gas y petróleo

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correcta, los sistemas de bombeo por cavidades progresivas proveen el más económico método de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente. 7.3.3. Ventajas de la instalación insertable. Poseen las mismas ventajas generales que una BCP convencional, sumado a los beneficios de un sistema insertable: 

No necesita ser removida la columna de tubería de producción para extraer la bomba del fondo.



La sustitución de la bomba de fondo puede ser realizada con ayuda de un equipo pequeño de servicio.



Los costos de servicio y mantenimiento son reducidos.



La torsión de trabajo es baja, razón por la cual pueden utilizarse varillas de diámetro menor disminuyendo el roce con el tubing. 7.4 Geometrías. La geometría de la bomba está sujeta a la relación de lóbulos entre rotor y estator, y está definida por los siguientes parámetros: Cada ciclo de rotación del rotor produce dos cavidades de fluido. El área es constante, y la velocidad de rotación constante, el caudal es uniforme; Esta es una i8mportante característica del sistema que lo diferencia del bombeo alternativo con descarga pulsante. Esta acción de bombeo puede asemejarse a la de un pistón moviéndose a través de un cilindro de longitud infinita. La mínima longitud requerida por la bomba; para crear un efecto de acción de bombeo es UN PASO, ésta es entonces una bomba de una etapa. Cada longitud adicional de paso da por resultado una etapa más. El desplazamiento de la bomba, es el volumen producido por cada vuelta del rotor (es función del área y de la longitud de la cavidad). En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a la velocidad de rotación. Asignatura: explotación de gas Carrera: Ing. Gas y petróleo

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La capacidad de un sistema BCP para vencer una determinada presión está dada por las líneas de sello hidráulico formados entre ROTOR y ESTATOR. Para obtener esas líneas de sello se requiere una interferencia entre rotor-estator, es decir una compresión entre rotor y estator. Posición relativa del rotor y el estator en una bomba de lóbulo simple.

Existen distintas geometrías en sistemas BCP, y las mismas están relacionadas directamente con el número de lóbulos del estator y rotor. En las siguientes figuras se puede observar un ejemplo donde podremos definir algunas partes importantes.

La relación entre el número de lóbulos del rotor y el estator permite definir la siguiente nomenclatura:

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La distribución de efectos es dada por la cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto, a mayor número de etapas, mayor es la capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar distintas combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro de la bomba:

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7.4.1. Distribución y efectos. Interferencia entre rotor y elastómero. 

Diferencia entre el diámetro externo de la sección del rotor y el menor diámetro del estator.9



Necesaria para generar presión diferencial entre cavidades, que requiere un sellado hermético entre rotor y estator.



Es la característica más importante a determinar para obtener una larga vida útil una vez dimensionado el equipo BPC.



Baja interferencia: disminuye la eficiencia de la bomba.



Alta interferencia: pronta rotura por histéresis. a) Igual interferencia- Distinto número de etapas

b) Igual número de etapas - Distinta interferencia.

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7.5 Equipos de superficie y quipos de subsuelo El sistema de bombeo por cavidades progresivas está integrado por dos secciones de equipos: Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo. A continuación, se describen brevemente ambos tipos.

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7.5.1. Equipos de Subsuelo:

7.5.1.1. Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. En caso de haber instalado un ancla de torsión, la columna se arma con torsión óptimo API, correspondiente a su diámetro. Si existiera arena, aún con ancla de torsión, se debe ajustar con la torsión máxima API, de este modo en caso de quedar el ancla atrapada, existen más posibilidades de librarla, lo que se realiza girando la columna hacia la izquierda. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar también con el máximo API, para prevenir el desenrosque de la tubería de producción. 7.5.1.2. Sarta de varillas: Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de cuplas formando la mencionada sarta, se introduce en el pozo y de esta forma se hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad Asignatura: explotación de gas Carrera: Ing. Gas y petróleo

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progresiva. La sarta está situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de producción, utilizándose diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas, de manera, de no raspar con el tubing.

7.5.1.3. Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es el punto de partida para el espaciamiento del mismo.

7.5.1.4. Elastómero: Es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo de acero el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser estirado varias veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente sus dimensiones una vez que la fuerza es removida.

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7.5.1.5. Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve en la bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada, tornada a precisión hecha de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del estator, creando cavidades que progresan en forma ascendente. Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus extremos inferiores del rotor, sobresale del elastómero aproximadamente unos 460 mm a 520 mm, este dato permite verificar en muchos casos si el espaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena, aunque sea escasa, esta deja muchas veces marcada la hélice del rotor. De este modo, al retirar el rotor por cualquier motivo, se puede observar en que punto estuvo trabajando dentro del estator, partiendo del extremo superior del rotor.

7.5.1.6Centralizador: Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor uso en especial para proteger las partes del sistema. El tipo de centralizadores es el "no soldado". Empleado en la tubería con el propósito de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro de la tubería de producción.

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7.5.1.7. Niple Intermedio o Niple Espaciador: Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la tubería de producción no lo permite. En este caso es imprescindible su instalación.

7.5.1.8. Niple De Paro: Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del estator. Su función es: 

Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el rotor tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente.



Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando.



Como succión de la bomba. Los más usuales son los de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo superior, que va roscada al estator y una rosca macho de la misma medida en su extremo inferior, para permitir instalar debajo el ancla de torsión o cualquier otro elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante el espaciamiento.

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7.5.1.9. Trozo De Maniobra: Es muy importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido a su largo y al movimiento excéntrico del rotor que se transmite directamente a ella, tiende a doblarse y rozar contra las paredes de la última tubería de producción. El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del largo de la varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro. 7.5.1.10. Ancla de Torsión: Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la derecha (vista desde arriba) se realiza la acción de girar la columna también hacia la derecha, es decir hacia el sentido de desenrosque de los caños. A esto se suman las vibraciones producidas en la columna por las ondas armónicas ocasionadas por el giro de la hélice del rotor dentro del estator, vibraciones que son tanto mayores cuanto más profunda es la instalación de la bomba. La combinación de ambos efectos puede producir el desprendimiento de la tubería de producción, el ancla de torsión evita este problema. Cuanto más la columna tiende al desenrosque, más se ajusta el ancla. Debe ir siempre instalada debajo del estator.

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Es el elemento de la columna donde el esfuerzo de torsión es mayor, no siempre es necesaria su instalación, ya que en bombas de menor caudal a bajas velocidades y bajas profundidades no se tienen torques importantes y no se producen grandes vibraciones. No obstante, es recomendable en todos los casos. 7.5.1.11. Niple Asiento: Es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de producción. Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar una prueba de hermeticidad de cañería. En bombas insertables el mecanismo de anclaje es mediante un mandril a copas que permite utilizar el mismo niple de asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro el movimiento de instalación de tubería de producción al momento de cambiar el sistema de extracción.

7.5.1.12. Mandril A Copas: Permite fijar la instalación en el niple de asiento y produce la hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el resto del pozo. El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También puede ser varillas de operación en una herramienta.

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7.5.1.13. Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado (altamente recomendado), se debe colocar siempre arriba del niple intermedio. Para poder probar toda la cañería y además como su diámetro interno es menor que el de la tubería de producción no permite el paso de centralizadores a través de él. Para algunas medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso en la bajada. La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la hermeticidad, aunque siempre existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto mayor sea la presión total resultante sobre la bomba. La suma de la presión de prueba más la altura de la columna debe ser tal que no supere la altura manométrica de la bomba para evitar dañarla. 7.5.1.14. Caño 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 que sean succionados nuevamente por la bomba. 7.6. Equipos de superficie. Una vez obtenidos los parámetros, mínimos de operación, necesarios para accionar el equipo de subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los equipos de superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por el sistema. Esto significa que deben ser capaces de suspender la sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie. Los componentes de superficie de dividen en tres sistemas que son: 

Cabezal de rotación; Asignatura: explotación de gas Carrera: Ing. Gas y petróleo

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Título: Bombeo por Cavidades progresivas en el campo BJONORTE-X03 Autor: Cristhian Benavides Arroyo _____________________________________________________________________________________________ _____________ 

Sistema de transmisión



Sistema de frenado. 7.6.1. Cabezal de rotación. El cabezal de rotación debe ser diseñado; para manejar las cargas axiales de las varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la potencia necesitara. Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza de pozo. Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno (mecánico o hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo. Un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de empaque para evitar la filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie. Además, algunos cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado por engranajes mecánicos o poleas y correas. Cabezales de rotación

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7.6.1.1. Plano del cabezal de una BCP.

Descripción de las partes del cabezal para BCP. 

1. base porta empaque



2. tuerca porta empaque



3. buje centralizador de tuerca empaque



4. buje centralizador inferior



5. deflector ecológico



6. bulones 10/32 anclaje buje de tuerca



7. cuerpo principal



8. tapa superior



9. eje motriz pasaje hasta 1 1/2" Asignatura: explotación de gas Carrera: Ing. Gas y petróleo

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Título: Bombeo por Cavidades progresivas en el campo BJONORTE-X03 Autor: Cristhian Benavides Arroyo _____________________________________________________________________________________________ _____________ 

10. rodamiento 29420



11. rodamiento nj 221



12. rodamiento nj 214



13. caño guía



14. visor



15. reten inferior



16. mesa porta polea



17. bulones alem 3/4 x 2 1/4"



18. caliper de freno



19. disco de freno



20. bulon alem 12 x 175 x 35



21. caja comando hidráulico



22. motor hidráulico



23. correa sincrónica 90 x 190



24. engranaje 22 dientes



25. engranaje 42 dientes

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7.6.2.2. Sistema de transmisión. 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.

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Para la transmisión de torsión de una máquina motriz a una máquina conducida, existen al menos tres métodos muy utilizados: Transmisión con engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y cadenas de rodillos. Dependiendo de la potencia, posición de los ejes, relación de transmisión, sincrónica, distancia entre ejes y costo; se seleccionará el método a utilizar. En la mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a velocidades menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja reductora interna (de engranaje) con un sistema alternativo de transmisión, como correas y poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor a trabajar a muy bajas RPM, lo que traería como resultado la falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente disipación de calor. Sistema de correas y poleas.

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7.6.2.3. Sistema de Freno La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el sistema. Cuando un sistema BCP esta 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 esa energía girando en forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta rotación inversa se le suma la producida debido a la igualación de niveles de fluido en la tubería de producción y el espacio anular, en el momento de la parada. Durante ese proceso de marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de rotación muy altas. Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de varillas y hasta la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situación daños severos al operador.

7.6.3.1. Características de sistema de frenado. 

El freno tiene la capacidad requerida para manejar conjuntos de alta potencia con bombas de gran dimensión.



El motor hidráulico que equipa el cabezal es de alta eficiencia y respuesta inmediata en ambos sentidos de giro.

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El manifould comando permite un rango de regulación según las exigencias del equipo. Ya que se puede optar por un freno progresivo, así evitando aprisionamiento de la bomba de fondo; caso contrario se puede optar por un bloqueo del mismo según los requerimientos operativos.



El freno de disco asegura una mejor dispersión del calor generando un frenado prolongado.



Las pastillas del freno se pueden reemplazar fácilmente en el campo por el buen acceso al caliper de freno que se tiene.



El freno funciona automáticamente tan pronto como hay contrarrotación y la velocidad de contrarrotación se puede ajustar fácilmente por el alto rango de regulación que consta el manifould comando. De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes: Freno de accionamiento por fricción: Compuesto tradicionalmente de un sistema de disco y pastillas de fricción, accionadas hidráulicamente o mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La mayoría de estos sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal, con el disco acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo de freno es utilizado generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP Freno de accionamiento Hidráulico: Es muy utilizado debido a su mayor eficiencia de acción. Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal que consiste en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el sentido de las agujas del reloj (operación de una BCP). Al ocurrir la marcha hacia atrás, el plato acciona un mecanismo hidráulico que genera resistencia al movimiento inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la velocidad inversa y se disipe la energía acumulada. Dependiendo del diseño del cabezal, este mecanismo hidráulico puede accionarse con juegos de válvula de drenaje, embragues mecánicos, etc.

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7.7 Elastómeros El elastómero es un elemento que puede ser estirado un mínimo de dos veces de su longitud y recuperar inmediatamente su dimensión original. Es el caucho natural que es tratado para producir encruzamiento, forma enlaces covalentes entre las diferentes cadenas poliméricas, uniéndolas en una sola molécula reticulada para dar como resultado el elastómero. 7.7.1 Condiciones de elastómeros para BCP. Características: 

Resistencia a la fatiga; hasta 500.000.000 de ciclos acumulados de deformación cíclica.



Elasticidad; Fuerza necesaria por unidad de superficie para estirar una unidad de longitud (resistencia a la presión).



Dureza shore; fuerza requerida para deformar la superficie del elastómero.



Resistencia al desgarramiento.



Resistencia a la abrasión; pérdida de material por abrasión.



Resilencia: velocidad para volver a la forma original, para poder volver a sellar las cavidades.



Permeabilidad; para evitar la descompresión explosiva, en paros de producción de pozos con gas libre en la succión de la bomba.

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7.7.2. Elastómeros para petróleo. Los principales elastómeros que se usan en la industria petrolera son el caucho de nitrilo butadieno NBR (nitrile butadiene rubber), cadenas poliméricas de butadieno y acrilonitrilo (ACN), estas cadenas tienen la siguiente composición química: ||| HHH Butadieno HH || -C–C|| HC=N Acrilonitrilo

7.7.3 Características del NBR Y ACN. CARACTERISTICAS DEL NBR 

El butadieno posee un doble enlace tenso de carbono; que favorece las reacciones químicas permitiendo agregar aditivos que mejoran sus propiedades.



Proceso de vulcanización; los aditivos se mezclan mecánicamente y luego se moldea y vulcaniza la mezcla para acelerar el proceso de formación de las enlaces.



Se utiliza más de una docena de aditivos en cada compuesto específico de caucho, tales como azufre que provee enlaces reductores de fricción, catalizadores de vulcanizado. Etc.



Dureza shore > % de ACN >resistencia a los aromáticos y al CO2.



Dureza shore > % de carbono > resistencia mecánica.



Baja resistencia al H2S pues ataca el enlace triple del ACN.



Los oleófilos tienden a absorber petróleo.



Baja resistencia al agua caliente.

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Características ACN. Este compuesto el que le aporta las propiedades necesarias para afrontar los requerimientos de la explotación de petróleo. El contenido de ACN en los elastómeros para petróleo está comprendido entre 18 y 50 %, produciendo diferentes efectos sobre sus características y propiedades. 7.7.4. Cauchos especiales Estos elastómeros son utilizados cuando las características se los pozos son extremas; los más usados son: Caucho de nitrilo butadieno hidrogenado HNBR (hydrogenated nitrile butadiene rubber) y el Clorosulfuro de polietileno. 7.7.4.1. Características del HNBR. 

Buena resistencia al H2S el hidrogeno satura el triple enlace del ACN.



Muy buena resistencia a la temperatura.



Propiedades mecánicas medias.



Descompresión explosiva pobre.



Baja resistencia a los aromáticos y al CO2.



Muy baja resistencia al agua caliente. 7.7.4.2. Características del clorosulfuro de polietileno.



Excelente resistencia al agua caliente y al CO2.



Muy baja resistencia al petróleo.



Buena resistencia a la abrasión.



Se utiliza para pozos de agua y gas.

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7.7.5. Tabla de características de cauchos para BCP. Dureza Shore

Elastómero

Campo de uso

Performance

d=1.23 72

NBR c/MEDIO ACN y C4 * Propd. Mecánicas. Altas, * Temp. Máx. 120 ºC * Abrasión alta resistencia * resist. Aromáticos promedio * resist. CO2 y H2S promedio

* Crudos pesados < 18 ºAPI A * Crudos abrasivos A/B * Alta presión A * Crudos medios (18-29) ºAPI B * Crudos livianos (29-40) ºAPI y bajo contenido de C aromáticos y CO2 (3%)

d=1.24 71

NBR CON ALTO ACN * Propd. Mecánica. Buena * Temp. Máx. 100 ºC * resist. Abrasión promedio * resist. Aromáticos buena * resist. CO2 y H2S muy pobre

* Crudos medios (18-29) ºAPI B * Crudos livianos (29-35) ºAPI con contenido promedio B de aromáticos y CO2 (8%)

d=1.16 56

NBR BLANDO: BAJO ACN Y C4 * Propd. Mec. Buena elasticidad * Temp. Máx. 80 ºC * resist. Abrasión muy buena * resist. Aromáticos promedio * resist. CO2 promedio * resist. H2S promedio-pobre

* Crudos abrasivos A * Crudo pesado hasta 18 ºAPI A * Crudos medios con bajo contenido de aromáticos y B CO2

d=1.15 76

NBR HIDROGENADO "HNBR" * Propd. Mecánica media * Temp. Máx. 140 ºC * resist. Abrasión buena * resist. Aromáticos Prom.-pobre * resist. CO2 promedio-pobre * resist. H2S buena

* Crudos pesados con altas temperaturas. A * Crudos pesados con H2S A/B * Crudos medianos con bajo contenido de aromáticos y B/C CO2

d=1.72 75

NBR + FLUORUCARBONO * Propiedades mecánica media. * Temp. Máx. 130 ºC * resist. Abrasión pobre * resist. Aromáticos excelentes * resist. CO2 excelente * resist. H2S buena

* Crudos livianos con alta temperatura y CO2 A * Crudos livianos con H2S A/B * Crudos medios con alto contenido de aromáticos y B/C CO2

PERFORMANCES: A: excelente B: buena C: promedio. 7.8. Agentes químicos - físicos y agresivos. 7.8.1. Disolventes aromáticos. 

Cadenas de carbono cerradas no saturadas, que producen reacciones químicas con el NBR, (benceno, tolueno, xileno, etc.)



Petróleos con más de 30 ºAPI casi siempre contienen aromáticos.



Alta presión de vapor se evapora fácilmente.



La agresividad de los aromáticos aumenta con la temperatura.

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7.8.2. Ácido sulfhídrico H2S. 

Ataca el enlace triple del ACN.



También ataca el enlace doble del butadieno.



Efecto; enlaces cruzados que estrechan el elastómero, lo ponen quebradizo y lo rompen.



Efecto opuesto a los aromáticos. 7.8.3. Dióxido del carbono CO2.



Se encuentra en muchos pozos en fase gaseosa.



Efecto; endurecimiento e hinchamiento de la goma.



Requiere concentraciones opuestas de ACN que es el H2S. 7.8.4. Abrasión.



El ACN aumenta la dureza del caucho y por consiguiente el desgaste del rotor



Se realizan cauchos con bajo contenido de ACN para petróleos viscosos acompañados con arenas de formación.



El carbono también aumenta la dureza pero es necesario para mantener las propiedades mecánicas. 7.8.5. Agua.



Todos los cauchos absorben agua y se hinchan.



A < ACN y < butadieno < hinchamiento por agua.



Todos los cauchos son oleófilos; al absorber petróleo los protege del agua, se puede bombear fluidos con el 99 % de agua. 7.8.6. Gas libre.



En paros de producción produce descompresión explosiva.

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A < permeabilidad del elastómero > efecto de descompresión.



En NBR a > % de ACN < permeabilidad.



HNBR; alta resistencia, pero poca resistencia al CO2 libre. 7.8.7. Temperatura.



Aumenta la susceptibilidad a los ataques químicos.



Disminuye en forma lineal las propiedades mecánicas.



Aumenta en forma lineal el hinchamiento por absorción de líquidos. 7.9. Propiedades mecánicas dinámicas de los elastómeros. El elastómero es un compuesto que posee propiedades "visco-elásticas", dicho en otras palabras, en un proceso de deformación cíclica el elastómero tiene la habilidad única de almacenar y disipar energía simultáneamente. Las gomas sintéticas, en la mayoría de sus aplicaciones, son sometidas a cierto grado de deformación cíclica o absorción de cargas, situación típica observada en la operación de una BCP. La base de esta discusión se centra en que las propiedades mecánicas dinámicas de una goma sintética sometidas a una deformación (< 25%) son independientes a la magnitud de la deformación.Y al contrario, son fuertemente dependiente de la arquitectura molecular, temperatura, frecuencia de deformación y componentes varios. Los datos de las propiedades dinámicas mecánicas son obtenidas a través de ensayos de desplazamiento de la goma (compresión o tensión) aplicando una deformación sinusoidal cíclica, llamado Módulo de elasticidad Complejo (E*). Este módulo está compuesto por: E" Modulo de elasticidad. Componente elástica. (Energía recuperable) que se encuentra en fase con el desplazamiento. Asignatura: explotación de gas Carrera: Ing. Gas y petróleo

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E"" Modulo de elasticidad. Componente viscosa. (Energía irrecuperable). Para una deformación sinusoidal, la relación entre la componente viscosa (E") y la componente elástica (E") esta representado por la relación Tan d. Tan d = E" / E" Un bajo valor de Tan d es sugerido cuando el elastómero es sometido a cargas cíclicas; contrariamente, un alto Tan d es preferido en aplicaciones donde las cargas son intermitentes o aleatorias. Pero el contenido de acrilonitrilo (ACN) ayuda al elastómero a adquirir propiedades y características especiales para resistir las exigencias operativas del sistema BCP. La contrapartida del agregado es que cuanto mayor es el contenido de ACN en el elastómero, menor es la elasticidad y la resiliencia del mismo, aumentando la componente viscosa y en consecuencia el almacenamiento de energía en su interior (aumenta el Tan d). Representación gráfica de las propiedades mecánicas y dinámicas de los elastómeros.

Identificación de fallas en estator y rotor 7.10. Identificación de fallas en estatores. 7.10.1. Histéresis. CAUSAS: 

Deformación cíclica excesiva del elastómero.

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Interferencia entre rotor y estator, debido a una selección no adecuada o por incremento de la misma debido a hinchamiento del elastómero.



Hinchamiento del elastómero.



Elastómero sometido a alta presión.



Alta temperatura o poca disipación del calor.



El ciclo se repite hasta la rotura de la goma por Sobre-vulcanización. IDENTIFICACIÓN:



Esta falla se caracteriza por el desprendimiento del elastómero en la línea de sello entre rotor y estator.



Al realizar un corte transversal se puede observar la zona endurecida en el centro del lóbulo. A medida que comienza a endurecerse, aumenta el ajuste entre rotor y estator, lo que agudiza la interferencia y por ende aumenta la temperatura debido a la resistencia mecánica a la deformación cíclica. Este es el ciclo de histéresis la cual termina con el incremento de la torsión por fricción entre rotor y estator, y continúa con la rotura del elastómero y falla en las varillas de bombeo en caso de no soportar esa torsión. Secuencia de falla de Histéresis.

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7.10.3 Recomendaciones 

Seleccionar la mejor combinación rotor estator (Interferencia).



Dependiendo las condiciones de temperatura de fondo del pozo, el porcentaje de agua y tipo de petróleo, debería considerarse que por mas que en superficie el ensayo de la bomba presente porcentaje de eficiencias volumétricas bajos (generalmente se ensaya con agua), en condiciones de presión y temperatura de fondo de pozo, el conjunto rotor-estator se ajustará u recuperará sello mejorando la eficiencia volumétrica. Para esto son importantes los ensayos en cada campo y trabajar en conjunto con las empresas proveedoras de equipos.



Seleccionar elastómeros con menor contenido de Acrilonitrilo, ya que si bien este ayuda a darle propiedades para que resistan los hidrocarburos, le quita propiedades elásticas, favoreciendo al fenómeno de histéresis. 7.10.4. Elastómero Quemado por Alta Temperatura. Causa:



Esta falla se da cuando la bomba trabaja sin fluido (sin lubricación) por largos períodos de tiempo.



La falta de fluido puede ser debido a falla de producción del pozo (baja productividad) u obstrucción de succión.



Debido a esto, se eleva la temperatura del elastómero provocando la quema del mismo.

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Identificación: 

La falta de lubricación hace que se queme la zona de contacto entre el rotor y estator, por lo que se puede observar el endurecimiento del mismo.



La particularidad es que el centro del lóbulo no presenta modificación en lo que respecta a las características elásticas.



Muchas veces, y dependiendo del régimen de extracción, la falla comienza desde la zona de succión (perdiendo líneas de sello). Esto hace que a medida que se comienza a perder las mismas, disminuye la capacidad de soportar la presión por lo que las etapas superiores pueden fallar por histéresis o puede haber desprendimiento del elastómero por exceso de presión.

Capítulo 8: Metodología 8.1 Características petrofísicas de la formación: El reservorio petrolífero ha sido determinado en la formación Tarija que contiene petróleo de 44,3ºAPI a una temperatura de 250 ºF. Se han realizado análisis PVT sobre las muestras obtenidas en esta formación, sin embargo, no todos ellos corresponden a cada uno de los reservorios además que algunos análisis no son representativos por diferentes razones, motivo por el cual se a pretendido de ellos, adecuarse para los reservorios sin análisis, valores sobre la base de correcciones y ajustes de los existentes. En algunos casos se han formado parámetros de estudios de reservorio.

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Resultados obtenidos del análisis PVT Boi factor Rsi rason Pres. Res Tem. Res volumetrico solubilidad Bgi PSIA ºf PC/BBL PSC/PC 2470 151 1,543 1020 2600 158 1,71 1370 2632 156 1,595 996 2675 160 1,562 340 2700 158 1,09 1320 2705 157 1,09 1320 2706 157 1,09 1320

Grav. API 171 185 167 188 199 191 191

50,5 54,2 50,5 54 54 54,5 54,5

Temperatura promedio del yacimiento La temperatura promedio del yacimiento es de 157 ºF. Presión del fondo fluyente (Pwf) y presión de burbuja Presión de fondo fluyente 1374 psi. La presión de burbuja 1514 psi. Presión de reservorio 1450 psi. Calculo de flujo de manera actual 20 BPD de pretroleo mas 1 BPD de agua. 𝑹𝒔 𝟎.𝟖𝟑

Pb=18*[[𝑺𝑮𝒈]

𝟒𝟎𝟎 𝟎.𝟖𝟑

Pb=18*[[𝟎.𝟔𝟓]

∗ 𝟏𝟎𝟎.𝟑𝟗

∗ 𝟏𝟎𝟎.𝟑𝟗

Pb=1514 psi Yg=0.00091*T-0.0125*API Yg=0.00091*157-0.0125*44,3 Yg= -0.39

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Gp= gas producido= 8000 pcd Np= Petróleo producido=20 BPD Rs= Razón de solubilidad=

𝟖𝟎𝟎𝟎 𝟐𝟎

= 𝟒𝟎𝟎

Calculo de Gravedad especifica de petroleo 𝟏𝟒𝟏.𝟓

SGo=𝟏𝟑𝟏.𝟓+𝑨𝑷𝑰 SGo=

𝟏𝟒𝟏.𝟓

𝟏𝟑𝟏.𝟓+𝟒𝟒.𝟑

= 𝟎. 𝟖

Calculo de flujo Bifasico (ecu. Vogel) 𝑸𝒐 𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒘𝒇 𝟐 = 𝟏 − 𝟎. 𝟐 ( ) − 𝑺𝑮𝒐( ) 𝑸𝒎𝒂𝒙 𝑷𝒓 𝑷𝒓 Qmax=

Qmax=

𝑸𝒐 𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒘𝒇 𝟐 𝟏−𝟎.𝟐( )−𝑺𝑮𝒐( ) 𝑷𝒓 𝑷𝒓

𝟐𝟎 𝟏𝟑𝟕𝟒 𝟏𝟑𝟕𝟒 𝟐 𝟏−𝟎.𝟐( )−𝟎.𝟖( ) 𝟏𝟒𝟓𝟎 𝟏𝟒𝟓𝟎

Pwf

Q

0

228

200

218

= 228 BPD de liquido

CURVA IPR 1600 1400

400

202

600

178

1200

1000 800 800

147

1000

110

600 400 200

1450

0

0 0

50

100

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150

200

250

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Título: Bombeo por Cavidades progresivas en el campo BJONORTE-X03 Autor: Cristhian Benavides Arroyo _____________________________________________________________________________________________ _____________

AOF=228 BPD A continuación se detallan los pasos a seguir para calcular y analizar las variables de diseño de una instalación de bombeo con PCPump( Bomba de Cavidades Progresivas). Es una guía simple y simplificada debido a las condiciones planteadas, las cuales podrían volverse más complejas según el tipo de fluido, caudales, profundidad y tipo de pozo a ser producido. Los pasos son los siguientes: 1. Datos del pozo 2. Datos de la Bomba 3. Calculo teórico del caudal 4. Cálculo de presión sobre la bomba 5. Calculo de la potencia consumida 6. Cálculo de torques 7. Cálculo de esfuerzos axiales 

Debido a la presión sobre la bomba



Debido al peso de las varilla

8. Cálculo de las tensiones combinadas 9. Cálculo de estiramiento de la sarta de varillas

8.2 Datos del pozo

Casing: 7” Tubing: 3 ½” 7.4# Varilla: 1” x 25’ grado D Caudal requerido: 225 [m3/d]

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Profundidad de instalación: 900 [m bbdp] Nivel dinámico: 750 [m] % agua:

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Densidad del petróleo: 0.86 8.3 Datos de la bomba: Marca: GEREMIA Modelo: 20-40-2100 

2000 PSI presión máxima



40 serie 4” de OD



2100 barriles/día @ 500 rpm

Geometría:

Single lobular

Elastómero: NBRA (base nitrílica)

E: excentricidad del rotor Pr : Paso del rotor Pe : paso del estator = 2 * Pr

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D-d = 2 * E Dimensiones de diseño de la bomba D: 60 mm d: 40 mm E : 10 mm Pe: 300 mm Pr: 150 mm

Ensayo en banco de test

Si bien por catálogo, se puede obtener la constante volumétrica de la bomba, se plantea el ejercicio para determinar la constante volumétrica de la bomba según sus dimensiones, las cuales podrían ser suministradas por el fabricante. La sección de cada cavidad generada es: A=4*d*E

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A = 4* 4 [cm] * 1[cm] A = 16 [cm2] La mínima longitud requerida por la bomba para crear un efecto de acción de bombeo es UN PASO (un paso de estator), esta es entonces una bomba de una etapa. Cada longitud adicional de paso da por resultado una etapa más. El desplazamiento de la bomba, es el volumen producido por cada vuelta del rotor (es función del área y de la long de la etapa) V = A * Pe V = 16 [cm2] * 30 [cm] V = 480 [cm3] = 0.00048 [m3] En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a la velocidad de rotación N. Q = V . N = V . RPM = 1/min Q = 0.00048 [m3] * 1/min * 60 min/ h * 24 h/ dia Q = 0.6912 [m3/d /RPM] (cte volumétrica C) 8.4 Cálculo de presión sobre la bomba(TDH) La presión total sobre la impulsión de la bomba esta dada por los siguientes términos: a) Pbdp - presión de boca de pozo b) P.fricción: perdida de carga por fricción entre tubing y varilla c)P. Nivel: presión debido a la columna de líquido a elevar a)- Pbdp= 52 psi b)- P.Fricción = long. Tubing * factor de pérdida de carga

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De la tabla 1(Friction loss factor) para un caudal de 190 m3/d y varilla de 1” dentro de tbg de 31/2”: Factor= 0.00016 [kg/cm2 / m / cp] Si consideramos que para una viscosidad = 1 P.Fricción = 900 [m] * 0.00016 [kg/cm2 / m / cp] * 1 [cp] P.Fricción = 0.9(Kg/ cm2) * (*) para fluidos con alto % de agua, la pérdida de carga entre tubing y varillas es despreciable. Esta situación se ve favorecida a su vez por el diámetro del tubing.

c) - P.Nivel = columna de líquido(nivel dinámico) en [kg/cm2]

P.Nivel = (900 m * 0.8 gr/cm3 /10 )*14.22

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Presión total =1376 psi 8.5 Cálculo de potencia requerida Potensia hidráulica=

Potensia hidráulica=

𝑸(

𝒈𝒂𝒍 )∗𝑷(𝒑𝒔𝒊) 𝒎𝒊𝒏

𝟏𝟕𝟏𝟒

𝟓.𝟓𝟒(

𝒈𝒂𝒍 )∗𝟏𝟑𝟕𝟔(𝒑𝒔𝒊) 𝒎𝒊𝒏

𝟏𝟕𝟏𝟒

= 𝟒. 𝟒𝟓 = 𝟓 (𝐇𝐏)

Capitulo 9: Analisis tecnico-economico El sistema de levantamiento artificial BCP es conveniente para ser implentado es este pozo BJOX03 deacuerdo al analisis hecho por los resultados encontrados. En el pozo BJO-X03 existen las condiciones apropiadas para este metodo de levantamiento: petroleo con la densidad API dentro de los rangos, al igual que la profundidad, la RGP admisible, un caudal considerable para el funcionamiento. Con la implementacion del BCP incremento de 20 BPD a 180 BPD de petroleo con un incremento de 160 bbl haciendo que el metodo sea viable.

Capítulo 10: Conclusiones En conclusión, se puede decir que el implanto de este sistema de levantamiento Bombeo por Cavidades Progresivas, es una buena alternativa ya que la producción paso de 20 BPD a 180 BPD dando lugar a una buena recuperación del petróleo. Este sistema de levantamiento artificial es uno de los más eficientes, en la producción de petróleos con alta densidad y viscosidad. Con este método se reduce el impacto ambiental en que cabe resaltar el ruido y derrames. Es importante conocer el comportamiento de IPR del pozo que estamos trabajando para escoger la mejor bomba que se ajuste a este comportamiento.

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Bibliografía: http://www.monografias.com/trabajos69/bombeo-cavidades-progresivas/bombeo-cavidadesprogresivas2.shtml#ixzz4cF3RBLiA https://artificiallift.wordpress.com/2009/03/03/manual-de-bombeo-de-cavidades-progresivaspcp/ https://es.vbook.pub.com/doc/52463459/Bombeo-de-Cavidades-Progresivas http://www.oilproduction.net/files/PCPump-Handbook-2008V1.pdf http://tangara.uis.edu.co/biblioweb/tesis/2010/136266.pdf http://www.bcpven.com/bomba-de-cavidad-progresiva-bcp/

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