IIrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5993/1/44720_1.pdf · 2.2.1 Sistema de Bomba Libre 12...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

“ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

EN EL POZO LIBERTADOR 123 DEL CAMPO LIBERTADOR

PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL PERÍODO 2010”

TESIS DE GRADO

Previa la obtención del título de:

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

AUTOR: JULIO ALBERTO SÁNCHEZ DÁVILA

DIRECTOR: PATRICIO JARAMILLO, ING.MSC

Quito – Ecuador

2011

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor JULIO ALBERTO

SÁNCHEZ DÁVILA

Julio Alberto Sánchez Dávila

CI: 1104193337

IV

Quito, DM, Abril del 2011

Sr.Ing.MBA.MSc.

Jorge Viteri Moya

DECANO

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

Presente:

De mi consideración:

Me permito informarle que la tesis “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO TIPO JET EN EL POZO LIBERTADOR 123 DEL CAMPO

LIBERTADOR PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL PERÍODO

2010”, realizada por el señor JULIO ALBERTO SÁNCHEZ DÁVILA, previa a la

obtención del título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS, ha sido concluida bajo mi

dirección y tutoría siguiendo la normativa institucional vigente, por lo que solicito el

tramite subsiguiente.

Por la atención a la presente, le anticipo mi agradecimiento.

Atentamente,

Patricio Jaramillo C. Ing.MSc.

DIRECTOR DE TESIS

VI

AGRADECIMIENTO

Primeramente empezar con agradecer a Dios por mostrarme el camino que seguiré en

esta próxima etapa que se avecina en mi vida. De forma muy sincera y con cariño a mi

madre Judith B. Dávila O., a mi padre Miguel E. Sánchez C., a mis hermanos, y a mi

familia que sin duda al contar con su amor y apoyo incondicional fueron los grandes

artífices de este paso que he dado en mi vida.

Agradezco a mi Director de tesis, Ing. Patricio Jaramillo por su excelente predisposición

al momento de dirigir y desarrollar mi tesis ya que gracias a sus conocimientos, guía y

consejos me ha servido para la realización del presente trabajo, a la Universidad

Tecnológica Equinoccial por los conocimientos proporcionados a través de

determinados profesionales que resaltan la enseñanza de calidad.

VII

DEDICATORIA

Dedico esta tesis a mis queridos padres Judith B. Dávila O., y Miguel E. Sánchez C.,

que oportunamente con dedicación y esmero supieron confiar en mí y darme su apoyo

para poder lograr el presente objetivo, a mis hermanos Miguel y Davis S. que siempre

los tengo presentes en los aspectos importantes y decisiones de mi vida. Además

dedicar este trabajo al resto de mi familia, amigos y demás personas que de una u otra

forma incidieron para que culmine esta primera etapa de mi formación profesional.

De manera muy particular para aquella persona que alguna vez pensó “no puedo,

además tengo temor: de fracasar; al odio; a lo que opinen de mi; a la verdad; al ridículo;

al dolor; a que me rechacen; al pasado; al futuro; a la muerte; y al cambio. Hasta que un

día comprendió que no debía temer al transcurso del tiempo porque ganaba sabiduría

día a día. Que no debía ser mediocre porque se convierte en un cáncer para la sociedad.

Que debía intentarlo aunque hubiera grandes posibilidades de fallar porque de lo

contrario sería un gran perdedor. Que no debía temer las actitudes negativas, ofensivas

y las opiniones de los demás porque de todas formas hablarían pero lo más importante

solo escuchar si logra pasar por las tres rejas: la de la verdad, ¿Es importante?, ¿Es

perjudicial para mí? Que tenía que saber la verdad porque las mentiras son el alma de la

hipocresía. Que es mejor reírse de sí mismo cuando se hace el ridículo. Que sin el dolor,

sacrificio y el sufrimiento es imposible crecer. Que la duda del rechazo se deteriora cada

vez mas conforme la Fe en uno mismo aumenta. Que el pasado solo es una proyección

mental, invariable e irremediable y que ya no puede herir más. Que los acontecimientos

futuros son indescifrables y son producto de una realidad llamada presente y no de una

predicción errónea de nuestra imaginación. Que el hecho de dejar este cuerpo no es el

final sino mas bien el comienzo. Que no debía temer al cambio porque hasta la

mariposa más hermosa necesita pasar por una metamorfosis antes de volar, además es

necesario para darnos cuenta que estamos vivos y progresando. Que hay que hacer que

la vida cada día tenga más vida y que si un día siente desfallecer o se encuentre en el

éxito, es importante recordar “ESTO ES PASAJERO”

VIII

ÍNDICE GENERAL

Carátula II

Declaración III

Certificación IV

Carta de la empresa V

Agradecimiento VI

Dedicatoria VII

Índice general VIII

Índice de contenidos IX

Índice figuras XVI

Índice tablas XVI

Resumen XVIII

Summary XX

IX

ÍNDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I 1

1. Introducción 1

1.1. El problema 1

1.1.1 Síntomas 2

1.1.2 Causas 2

1.2. Objetivo General 2

1.3. Objetivos Específicos 2

1.4. Justificación 3

1.5 Idea a defender 3

1.5. Identificación de variables 4

15.1 Variables independientes 4

1.5.2 Variables dependientes 4

1.5.3 Variables intervinientes 4

1.6. Marco referencial

CAPÍTULO II 6

2. Descripción del Bombeo Hidráulico. 6

2.1. Sistemas de Operación. 8

2.1.1 Sistema de fluido motriz abierto. 8

2.1.2 Sistema de fluido motriz cerrado. 10

2.2. Tipos de sistemas de subsuelo. 12

2.2.1 Sistema de Bomba Libre 12

2.2.2 Sistema de Bomba Fija 13

2.3. Principales herramientas de completación de fondo 15

2.3.1 Tubería de producción 16

2.3.2 Tubería de revestimiento 16

2.3.3 Cavidad 16

2.3.3.1 Características y ventajas 17

X

2.3.4 Aisladores de zonas (packer) 18

2.3.5 Camisas (sliding sleeve) 18

2.3.6 Válvula de pie (standing valve) 19

2.3.6.1 Aplicaciones 20

2.3.7 Separation tool 21

2.3.7.1 Características y ventajas 21

2.3.8 No - go nipple 21

2.3.9 Cabezal del pozo 22

2.3.10 Válvula de control de pozo (4 vías) 25

2.4 Válvulas de control de flujo 28

2.4.1 Lubricador 29

2.4.2 Líneas 30

2.4.2.1 Tubería de alta presión 30

2.4.2.2 Tubería de baja presión 29

2.4.3 Válvula de paso 29

2.4.3.1 Válvulas Mariposa 30

2.4.3.2 Válvulas de Tipo Block 30

2.4.4 Turbina de Caudal 30

2.4.5 Cuenta Barriles 31

2.5 Principales equipos de superficie 31

2.5.1 Válvula Check 31

2.5.2 Válvula para control de oleaje 31

2.5.3 Válvula de Seguridad 33

2.5.4 Válvula Estranguladora 33

2.5.5 Separador Vertical 33

2.5.6 Separador Horizontal – Trifásico 34

2.5.7 Desarenador Ciclónico 36

2.5.8 Motor y Reductor de velocidad 37

2.5.9 Bomba de fluido motriz 37

2.5.10 Sistema del “By pass” (Válvula de desvío) 38

2.5.11 Bota de gas 39

XI

2.6 Instrumentos 41

2.7 Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico 42

2.7.1 Ventajas del Bombeo Hidráulico 42

2.7.2 Desventajas del Bombeo Hidráulico 43

CAPÍTULO III 44

3. Bombeo hidráulico Tipo Jet – generalidades 44

3.1. Funcionamiento de la Bomba Jet 45

3.2. Tipos de Bombas Jet 48

3.2.1 Bomba Jet Claw - directa 49

3.2.2 Bomba Jet Claw - reversa 50

3.2.3 Bomba Jet Claw - smart 51

3.3 Diferencias entre Bomba Jet convencional y Bomba Jet reversa 52

3.3.1 Bomba Jet Claw Reversa 53

3.3.2 Bomba jet claw Convencional 53

3.4 Comparación de la Bomba Jet con la Bomba Tipo Pistón 54

3.5 Principales elementos constitutivos de la Bomba Jet 55

3.5.1 Nozzle – (Boquilla) 56

35.2 Throat – (Garganta) 56

3.5.3 Espaciador 56

3.5.4 Difusor 56

3.6 Parámetros para la selección de una Bomba Hidráulica Tipo Jet 57

3.6.1 Eficiencia 57

3.6.2 Sedimento básico y agua (BSW) 57

3.6.3 Gravedad específica del crudo (grados API) 58

3.6.4 Relación gas / petróleo (GOR) 58

3.7 Características mecánicas 58

3.7.1 Presión de inyección (Cabezal del pozo) 58

3.7.2 Tubería de revestimiento (casing) 59

3.7.3 Empacadura 59

3.7.4 Tubería auxiliar de revestimiento (Liner) 59

XII

3.7.5 Tubería de producción (Tubing) 60

3.8 Comportamiento de entrada de fluidos 60

3.8.1 Presión de operación 61

3.8.2 API del fluido motriz 62

3.8.3 Profundidad de la bomba 63

3.8.4 Profundidad vertical verdadera –TVD 63

3.8.5 Profundidad medida–MD 63

3.9 Nomenclatura y formulación (funcionamiento – Bomba Jet) 64

3.9.1 Nomenclatura 64

3.9.2 Relaciones de continuidad 64

3.9.3 Pérdidas de presión 65

3.9.4 Presión de descarga 66

3.9.5 Energía de succión 67

3.9.6 Relaciones de levantamiento 67

3.9.7 Relación de eficiencia 68

3.9.8 Relaciones de masas 68

3.9.9 Relaciones de comportamiento 69

3.9.10 Coeficientes de fricción 69

3.9.11 Rendimiento 70

3.9.12 Relación de efectividad 70

3.9.13 Relación de boquilla y garganta 71

3.9.14 Efecto de cavitación 72

3.9.14.1 Ejemplos de cavitación 73

3.9.15 Relación entre presión y velocidad de inyección de fluido motriz 74

3.10 Selección de la Bomba Jet 76

3.11 Ventajas y desventajas de utilizar Bombas Jet. 79

3.11.1 Ventajas. 79

3.11.1 Desventajas. 80

XIII

CAPÍTULO IV 81

4. Análisis y evaluación del Bombeo Hidráulico – Tipo Jet en la producción del

pozo Libertador 123. 81

4.1 Análisis del pozo. 81

4.2 Bomba utilizada - Jet Claw directa (Sertecpet) 84

4.2.1 Características 85

4.3 Equipos principales usados en la completación del pozo 85

4.3.1 Sliding sleeve (type “l” EUE - 2 7/8) 85

4.3.2 Seatting nipple (type “r” EUE - 2 7/8) 87

4.3.3 Packer (Empacadura) 89

4.4 Equipos en la superficie – Unidad de de bombeo (MTU) Sertecpet 91

4.4.1 Características 91

4.4.2 Partes 91

4.4.2.1 Motor caterpillar 92

4.4.2.2 Bomba Quíntuplex National Oilwell® 300q-5h 93

4.4.2.3 Separador horizontal trifásico D=60”; Ls-s=12’ 93

4.4.2.4 Manifold 93

4.5 Problemas frecuentes presentes en la operaciones con Bombeo Hidráulico –

Tipo Jet en el pozo Libertador 123 94

4.5.1 Análisis de la reducción de la taza de producción - presión constante

(Bomba Jet) 96

4.5.1.1 Situación: Reducción de la taza de producción 96

4.5.1.2 Análisis de la empresa fabricante. 96

4.5.1.3 Análisis del autor. 97

4.5.2 Análisis de problemas en la Unidad de Bombeo (MTU) –

Sertecpet 97

4.5.2.1 Situación: Apagado del sistema; fuga de fluido motriz en Bomba

Quíntuplex. 97

4.5.2.2 Análisis de la empresa fabricante 98


XIV

4.5.3 Análisis de problemas en la Unidad de Bombeo (MTU) – Sertecpet -

cambio de asientos y bolas por caída de presión en la inyección. 99

4.5.3.1 Situación: Cambio de Asientos y Bolas (Quíntuplex). 99



4.5.4 Análisis del incremento en el fluido motriz / sin incremento de la

velocidad de circulación. 100

4.5.4.1 Situación: No hay buena circulación del fluido Inyectado 100



4.5.5 Análisis del incremento de presión de Operación - Bomba Jet –

produce. 100

4.5.5.1Situación: Incremento en la presión de Operación. 100



4.5.6 Análisis del incremento en la presión de Operación 101

4.5.6.1 Situación: Bomba Jet no opera. 101



4.5.7 Análisis de la reducción súbita de la presión de Operación - Bomba Jet

no opera 102

4.5.7.1 Situación: reducción de la presión de Operación. 102



4.5.8 Análisis de la condición física de la garganta de la Bomba Jet 103

4.5.8.1 Situación: desgaste por corrosión y erosión 103



4.5.9 Análisis cuando hay presión en el casing 104

4.5.9.1 Situación: la Bomba Jet no sale del asiento 104



XV

CAPÍTULO V 105

5.1 Conclusiones. 105

5.2 Recomendaciones 106

Anexos 108

Bibliografía 122

Glosario de términos. 123

XVI

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura Pág.

Fig. Nº 1 Esquema del Bombeo Hidráulico 7

Fig. Nº 2 Sistema de fluido motriz abierto 9

Fig. Nº 3 Sistema de fluido motriz cerrado 11

Fig. Nº4 Secuencia de la Bomba Libre 13

Fig. Nº 5 Tipos de sistemas de Bomba Fija. 14

Fig. Nº 6 Conjunto de fondo 15

Fig. Nº 7 Cavidad 17

Fig. Nº 8 Sliding Sleeve 19

Fig. Nº 9 Standing Valve 20

Fig. Nº 10 Elementos de control de superficie 22

Fig. Nº 11 Cabezal de pozo tipo Árbol de Navidad 23

Fig. Nº 12 Partes del cabezal del pozo 24

Fig. Nº 13 Posiciones de la Válvula de 4 vías 26

Fig. Nº 14 Válvula de 4 vías 27

Fig. Nº 15 Válvula reguladora de Flujo (vrf) 28

Fig. Nº 16 Instalación de lubricador 29

Fig. Nº 17 Partes del Separador Vertical 34

Fig. Nº 18 Partes del Separador Horizontal 35

Fig. Nº 19 Pates de la Bota de gas 40

Fig. Nº 20 Equipos de superficie del Bombeo Hidráulico –Jet 41

Fig. Nº 21 Componentes de fondo – Bomba Jet 45

Fig. Nº 22 Funcionamiento de la Bomba Jet 47

Fig. Nº 23 Principio físico de la Bomba Jet 48

Fig. Nº 24 Elementos - Bomba Jet Claw directa 49

Fig. Nº 25 Elementos - Bomba Jet Claw Reversa 50

Fig. Nº 26 Corte transversal – Bomba Jet Claw® Smart 51

Fig. Nº 27 Diferencias entre Bomba Jet Claw® y Bomba Jet Directa 52

XVII

Fig. Nº 28 Principales elementos constitutivos Bomba Jet 55

Fig. Nº 29 Nodos de interés en el sistema 65

Fig. Nº 30 Curvas de Comportamiento – Coeficiente de fricción. 70

Fig. Nº 31 Relación de efectividad 71

Fig. Nº 32 Localización de los tipos de Cavitación – Bombas Jet 74

Fig. Nº 33 Relación: Presión – Velocidad de inyección del fluido 76

Fig. Nº 34 Selección de la Presión de inyección del fluido motriz 76

Fig. Nº 35 Calculo de la Pwf. y selección de la Bomba Jet. 79

Fig. Nº 36 Índice de productividad del pozo Libertador 123 83

Fig. Nº 37 Completación Actual de fondo del pozo Libertador 123 84

Fig. Nº 38 Bomba Jet Claw – Especificaciones técnicas 85

Fig. Nº 39 Camisa - Sliding Sleeves 87

Fig. Nº 40 Empacadura “ETI-FH” 90

Fig. Nº 41 Unidades de bombeo MTU Sertecpet 93

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla Pág.

Tab. N° 1 Dimensiones de Boquilla y Garganta – diferentes fabricantes 72

Tab. N° 2 Tamaños Nominales 73

Tab. N° 3 Datos técnicos de las Camisas 88

Tab. N° 4 Datos técnicos del Nipple (NO -GO) 89

Tab. N° 5 Especidicaciones tecnicas – Empacaduras 91

Tab. N° 6 Producción. Bomba Jet Claw 7-A (2010)- Pozo Libertador 123. 95

Tab. N° 7 Bomba Jet - Características 97 Tab. N° 8 Bomba Quíntuplex National Oilwell® 300Q-5H – Características 98

Tab. N° 9 Guía para la localización de falla

XVIII

RESUMEN

En la Industria petrolera siempre ha existido la necesidad de reducir costos tanto en

mantenimiento como en operación de sistemas, y buscar nuevas alternativas para una

mayor producción a menores costos hace que el bombeo hidráulico tipo jet sea un

sistema de Levantamiento Artificial necesario y requerido en nuestra región Amazónica,

desde este punto de vista la importancia de conocer las múltiples aplicaciones de la

Bomba Hidráulica Tipo Jet.

Una vez que conocidos los componentes, equipos, y el respectivo software que cada

compañía maneja nos ayuda a solucionar los diferentes problemas que se presentan a

diario en el campo y que como se menciona en este trabajo el no tomar las respectivas

precauciones, y conocimiento hicieron que se pierda tiempo, dinero y producción.

Estos tres factores en la industria petrolera no se pueden tomar a la ligera.

En la actualidad se requiere un gran caudal de producción de los pozos tomando en

cuenta rangos ya establecidos, normas y el adecuado uso oportuno del software del

Bombeo Hidráulico- Jet, así que procedemos a realizar una evaluación del sistema de

Levantamiento artificial, con el objetivo de determinar si es el más indicado para dicho

pozo.

En el primer Capítulo se presenta una reseña histórica del bombeo Hidráulico Tipo Jet

cuando fue implementado, su principio fundamental y la respectiva justificación del

trabajo que es de analizar el funcionamiento de la Bomba Jet para la producción del

pozo Libertador 123.

XIX

En el segundo Capítulo se describe al Bombeo Hidráulico como tal, sus inicios los

métodos que se utilizaban anteriormente, sus sistemas de operación, sus elementos

principales de fondo y superficie presentando sus respectivas ventajas y desventajas

que ayudaron a comprender mejor este sistema.

En el tercer Capítulo se describe los parámetros para la selección de una Bomba

Hidráulica Tipo Jet. Las variables de funcionamiento de dicha bomba que se deben

analizar antes de seleccionar este tipo de Levantamiento Artificial utilizado para la

producción del pozo Libertador 123.

En el cuarto Capítulo se describe las partes y equipos principales del Sistema de

Bombeo Hidráulico Tipo Jet instalado para la producción del pozo Libertador 123 y el

respectivo análisis de Bomba Hidráulica – Tipo Jet determinando posibles problemas y

soluciones en su producción de fluido.

XX

SUMMARY

In the oil industry has always been the need to reduce costs both maintenance and

operating systems, and seek new alternatives to increased production at lower costs

makes the pump hydraulic jet is a necessary and Artificial Lift required in our Amazon

region, from this point of view the importance to meet the multiple applications of Type

Jet Pumps

Once known components, equipment and software as the company handles each helps

us to solve the various problems that arise daily in the field and as mentioned in this

work do not take the respective precautions, and knowledge made wasting time, money

and production. These three factors in the oil industry can not be taken lightly.

Currently requires a great deal of production wells ranges taking into account already

established, appropriate standards and timely use software Hydraulic Pump-Jet, so we

proceed to conduct an evaluation of artificial lift system, with the objective determine

whether it is best for the well. .

In the first chapter presents a historical overview of hydraulic jet pump when it

wasimplemented, the fundamental principle and the respective reason for this study is to

analyze the operation of jet pump for well production Libertador 123.

In the second Chapter it is described to the Hydraulic Pumping as such, there

beginnings the methods that it was used in the decade of 1930 their main elements of

bottom and surface giving us their respective advantages and disadvantages that helped

us to understand better east system.

XXI

In the third chapter describes the parameters for the selection of Jet Pumps Type

variables of the pump operation to be analyzed before selecting this type of artificial lift

used for well production Libertador 123.

In the fourth chapter describes the main parts and equipment Hydraulic Pumping

System - Type Jet installed for well production Libertador 123 and the respective

analysis of Pump Hydraulic identifying potential problems and solutions in the

production of fluid.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Al pozo Libertador 123 se le instaló una bomba hidráulica tipo Jet 7-A, a fin de tratar de

recuperar la producción de petróleo, optimizar el fluido motriz y a su vez determinar

una taza de producción adecuada que sea aceptada por la Agencia de regulación y

control hidrocarburífero (ARCH), evitando así un daño a la formación por una sobre

explotación al yacimiento.

La instalación de bombeo hidráulico Tipo Jet necesita de un mejor estudio técnico,

basado en la disponibilidad de todos los recursos que están a nuestro alcance, ya sea

realizando las pruebas de producción, y utilizando el software que tiene cada empresa

para determinar con exactitud las posibles fallas operativas que se presentan en los

diferentes pozos de la región amazónica.

1.1. EL PROBLEMA

Uno de los objetivos de la industria petrolera es obtener el mayor porcentaje de

producción de hidrocarburos; en este caso en particular la utilización del Bombeo

Hidráulico como un sistema de Levantamiento Artificial normalmente existen fallas en

el sistema o problemas en la circulación del fluido atreves de la bomba, tales como: falta

de fluido motriz, fugas tanto en superficie como en el fondo del pozo, contaminación

del fluido motriz, producción de gas; arena o parafina, cavitación de las Bombas Jet,

taponamiento de la bomba, daños mecánicos en las boquillas; garganta o difusores,

daños en el equipo de bombeo de superficie, fuga de fluido en bomba quíntuplex, entre

otros.

2

1.1.1 SÍNTOMAS

Principalmente como consecuencia de las fallas y problemas podemos mencionar:

caídas de la producción, el pozo no produce, incremento en la presión de operación,

caída de la presión de inyección

1.1.2 CAUSAS

Las causas originarias de los principales problemas del Sistema de Bombeo Hidráulico

Tipo Jet son varias: desde el fabricante del equipo; fallas relacionadas al diseño, al

ensamblaje, manipulación del transporte, almacenamiento del equipo, entre otras,

cambios de condiciones del pozo, presencia de corrosión en tuberías tanto de fondo

como de superficie, taponamiento de la bomba o de la válvula de pie, altas tasas de gas

fluyendo a través de la bomba, errores humanos, inapropiado transporte y manipulación

de equipo, falta de supervisión durante la bajada del equipo, errores en el programa de

mantenimiento del sistema.

1.2. OBJETIVO GENERAL

Estudiar las partes y el funcionamiento del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo

Jet en la producción del pozo Libertador 123, para determinar las fallas y averías

del sistema más comunes y establecer sus posibles soluciones.

1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS:

Describir el Sistema de Bombeo Hidráulico (superficie y fondo) para optimizar

su uso y mantenimiento.

Elaborar una Guía para la localización de fallas en la Operación del Sistema de

Bombeo Hidráulico Tipo Jet.

3

Identificar las variables operativas del funcionamiento del Bombeo Hidráulico

Tipo Jet en la producción del pozo.

Conocer las partes y equipos principales del Sistema de Bombeo Hidráulico

Tipo Jet, instalado en el Pozo Libertador 123; para determinar las posibles fallas

y averías de dicho Sistema de Bombeo.

1.4. JUSTIFICACIÓN

El estudio sobre los problemas y fallas en el funcionamiento del sistema de Bombeo

Hidráulico tipo Jet en el pozo Libertador 123, se lo realiza debido a que es necesario

conocer el origen de las fallas en el funcionamiento del equipo y de esta manera dar

posibles soluciones, ya que los problemas varían, ya sea por el tiempo de uso o por las

condiciones del pozo.

En el campo de la industria petrolera siempre ha existido la necesidad indispensable de

reducir los costos de operación y mantenimiento, pero siempre teniendo como fin

primordial el incremento de la producción de crudo, adecuándose a las condiciones

actuales de los pozos de petróleo y sus respectivos fluidos existentes.

Tomar en cuenta las innovaciones tecnológicas que en la actualidad son de enorme

influencia para el gran desarrollo productivo de cualquier tipo de levantamiento

artificial que sea instalado en el oriente ecuatoriano.

1.5. IDEA A DEFENDER

Con la elaboración de una guía de optimización del diseño, control y supervisión del

sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet instalado en el pozo Libertador 123 y

analizando las características del fluido del pozo, se logrará minimizar las fallas y

problemas más frecuentes logrando de este modo alargar la vida útil de los equipos y

una buena productividad del pozo.

4

1.6. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

A continuación se indica las variables e indicadores referentes al tema

1.6.1. Variables Independientes

La Operación de la Bomba Jet, para la producción de petróleo del pozo

Libertador 123.

1.6.2. Variables Dependientes

Los equipos de superficie y su funcionamiento, para el tratamiento del fluido

motriz a inyectar, con la utilización de separadores, tanques, etc.

Los Servicios de las Empresas de Reacondicionamiento de pozos, para

control de arena, gas y agua, etc.

La Empresa que da Servicio y Mantenimiento de Bombas Hidráulica Tipo Jet,

para solucionar problemas que se presenten en la operación de la bomba.

1.6.3. Variables Intervinientes

Presión de reservorio, Pr.

Presión de fondo fluyente, Pwf.

Profundidad del pozo.

GOR.

BSW.

Viscosidad del crudo.

Sólidos en la producción de fluido.

Sedimentos en la producción de fluido.

5

Presión de inyección del fluido motriz.

Elementos corrosivos.

Tasa de producción de petróleo.

1.1. MARCO REFERENCIAL

En las décadas de 1960 y 1970 el bombeo hidráulico fue uno de los sistemas de

levantamiento artificial mayormente implementado en la Industria petrolera. Pero en

los años siguientes fue decayendo notablemente su uso. A partir de 1990 ha habido un

resurgimiento del bombeo hidráulico como excelente alternativa de levantamiento

artificial. Sus claras ventajas versus otros sistemas de levantamiento, le ha garantizado

un lugar de preferencia por parte de algunas compañías operadoras.

Las bombas Hidráulicas tipo "Jet" operan bajo la acción de un fluido a alta presión y el

efecto Vénturi que este provoca al pasar a través de una tobera. El fluido motriz (Power

Oil) a alta presión y baja velocidad es convertido a un fluido de baja presión y alta

velocidad al pasar por un orificio (Nozzle). La presión a la entrada de la garganta

(Throat) disminuye logrando que el fluido proveniente del reservorio ingrese a la

succión de la bomba (cámara de mezcla) debido a la mayor presión del mismo.

Luego de efectuarse la mezcla en la cámara, comienza la acción de bombeo de la

mezcla entre el fluido del reservorio y el fluido motriz (Power Oil). Cuando la mezcla

entra en la zona del difusor se produce una disminución en la velocidad y un aumento

en la presión de descarga, lo suficientemente alta como para que el fluido pueda llegar a

superficie. Un gran número de combinaciones de "tobera-garganta" se encuentran

disponibles en el mercado, las cuales serán seleccionadas en función del caudal a

extraer.

1.7

CAPÍTULO II

6

CAPÍTULO II

2. DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO

El método de bombeo hidráulico que emplea un sistema de balancín y varillas ha sido

aplicado al menos desde el año 476 después de Cristo, cuando los egipcios lo utilizaban

para bombear agua y dentro de la industria petrolera se empezó a utilizar desde la época

del descubrimiento. 1

Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial hidráulico

como la bomba de Faucett (1875) que en el subsuelo fue una bomba accionada por

vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro para operarla, por esta razón no

se encontró muchas aplicaciones en el campo petrolero.

Con el transcurrir de los años (1920) y teniendo que producir cada día desde mayores

profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños de estos equipos de

subsuelo y superficie hidráulicos, es así que desde 1932 varios miles de pozos

petroleros han sido explotados con bombas hidráulicas incrementándose cada día

más instalaciones en el mundo con este sistema de levantamiento artificial.

El principio fundamental aplicado al bombeo hidráulico en el subsuelo es la “Ley de

pascal”. La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación

centralizada en la superficie mediante un tubería llena de fluido hasta cualquier

número de puntos (pozos) dentro del sistema.

1 Dresser Oil Tools, Introducción a los Sistemas de Bombeo hidráulico

7

A continuación se puede apreciar un esquema típico de bombeo hidráulico como se

muestra en la figura Nº 1.

Figura Nº 1

Esquema del Bombeo Hidráulico

Fuente: Dresser Oil Tools

Elaborado por: Julio Sánchez D.

8

2.1. SISTEMAS DE OPERACIÓN

Existen básicamente dos sistemas de fluido motriz:

Sistema de fluido motriz abierto

Sistema de fluido motriz cerrado

Ambos sistemas son iguales en el manejo del fluido motriz desde los tanques de

almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el fluido

motriz retorna a la superficie después de haber operado la unidad.

2.1.1. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO

Un sistema de fluido motriz abierto (OFF, OPEN POWER FLUID) sólo requiere de dos

conductos de fluido en el pozo, el primero para circular o continuar el fluido motriz a

presión o dirigidos a la parte motor de bomba, el segundo contiene el fluido motriz que

acciona la bomba mas el fluido producido por el pozo en un retorno a superficie

(llamado conducto anular), como se muestra en la figura Nº. 2.

Este sistema es sencillo y económico por tal razón las bombas hidráulicas Oilmaster y

KOBE trabajan bajo estas condiciones y permite inyectar aditivos químicos al fondo del

pozo como inhibidores de corrosión, de incrustación y de parafina los mismos que

ayudarán a extender la vida útil del equipo de subsuelo si los fluidos producidos tienen a

formar emulsiones dentro del pozo pueden añadirse desmulsificantes al fluido motriz.

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2.1.2. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO

En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se permite

que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema

(Véase Figura Nº. 3) se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo

como en superficie; una sarta sirve para transportar la producción hasta la batería de

tanques y otra para que retorne el fluido motriz ya que cumplió su función en el fondo

del pozo hasta el tanque respectivo para volver a circular.

Esta exigencia de una sarta adicional de tubería más, la complejidad asociada de diseño

en el fondo del pozo, hace que este sistema sea más costoso que el sistema abierto. El

sistema de fluido motriz cerrado es recomendable para cuando los fluidos producidos

son extremadamente abrasivos o corrosivos; permite la utilización de materiales menos

sofisticados en la parte motriz de la bomba, y podrá prolongar la vida útil de la bomba y

de las instalaciones de superficie.

Es muy útil en plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales.

Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el mayor

inconveniente a tenerse es el fluido motriz porque este no seguirá limpio

indefinidamente aunque se tenga todas las precauciones y cuidados que el caso

requiere.

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12

2.2. TIPOS DE SISTEMA DE SUBSUELO

Existen los siguientes tipos de sistemas:

El sistema de bomba libre

El sistema de bomba fija

2.2.1. SISTEMA DE BOMBA LIBRE

No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba esta bomba se desplaza

dentro de la sarta de tubería del fluido motriz.2

Para colocar la bomba o correr la bomba Oilmaster o Kobe se inserta en la sarta de la

tubería en la superficie y se la hace circular hasta el fondo donde se aloja en el conjunto

de fondo (BHA) dentro de la cavidad.

Para recuperar la Bomba Jet, se inyecta fluido motriz por el espacio anular, esta

inyección invertida de fluido hace que accione la válvula de pie o standing valve y

presurice en el fondo desasentando la bomba de la cavidad, la presión queda atrapada

en la copas que tiene la bomba en la parte superior y de esta forma permite circular

hasta superficie para ser reemplazada, en ciertos casos se requiere de una unidad

especial para recuperarla.

Es una ventaja de este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar o reemplazar

equipos sin necesidad de una unidad de reacondicionamiento como se puede apreciar en

la figura N° 4.

2 VINICIO MELO, Folleto de levantamiento Artificial

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La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se instala en el pozo

como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo obligatoriamente se tiene

que cambiar utilizando una unidad se reacondicionamiento. Una de las razones para

seleccionar una bomba fija sería para levantar grandes volúmenes ya que el tamaño

físico de estas bombas no está limitado por el diámetro interior de la tubería.

Figura N°5

Tipos de sistemas de bomba fija.



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Los principales elementos del conjunto de fondo son los siguientes:

2.3.1. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

También conocida como tubing es la sarta de tubos que se encuentran instalados desde

la superficie hasta el fondo del pozo son tubos de alta presión (hasta 8000 psi,

dependiendo del grado a utilizar). A través de ella se inyecta en el fluido motriz a la

bomba, cada tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente en nuestro país los tubing

más utilizados son de 31/2" y de 2 7 /8".

2.3.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Llamada también casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las

profundidades hasta donde se instalara todo el conjunto de fondo, EP Petroprodución

comúnmente utiliza casing de producción de 7” su función es evitar derrumbes en el

pozo.

En nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido perdiendo su capacidad

de resistencia sobre todo por la corrosión; consecuentemente su resistencia es limitada a

altas presiones (+ 1500 psi).

2.3.3 CAVIDAD

Es un conjunto de tuberías, camisas sellantes y tubos paralelos, configurados para alojar

interiormente bombas de tipo jet o pistón.3

3 Sertecpet: Bombeo Hidráulica Jet Claw. 2008.

17

2.3.3.1 CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS

Generalmente hay dos tipos de cavidades. La primera tiene: un tubo, una camisa

sellante y un asiento para la válvula standing. No dispone de tubos paralelos debido a

que la bomba que se aloja internamente, es de simple efecto. (Véase figura Nº 7.)

Figura N° 6

Cavidad

Fuente: Sertecpet


18

La segunda cavidad tiene dos tubos unidos por collares dentro de los cuales se encuentra

las camisas sellantes. El tipo de bomba alojada en estas cavidades es de doble efecto por

lo tanto tiene tubos paralelos que llevan el fluido motriz hasta el centro de la cavidad de

este punto se direcciona a la parte interna de los pistones motor para dar el movimiento

reciprocante de la bomba por la acción de la reversada de la válvula, por medio de la

cual se produce la succión y la descarga, esta bomba a su vez se asienta en el asiento de

la válvula que se aloja en la parte inferior de la cavidad. Estas cavidades son de 2 7/8

pueden ser acopladas en tubería de 2 7/8 o mediante un crossover para tubería de 3 ½.

2.3.4. AISLADORES DE ZONAS (packers)

Conocidos como packers son elementos cuyo sistemas mecánico o hidráulico hacen

que sellen las paredes del casing y el tubing aislados independientemente de esta forma

las arenas productoras.

2.3.5 CAMISAS (SLIDING SLEEVE)

Es un nipple con orificios dispuestos en su parte media de manera especial para permitir

la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular. En el interior de la

camisa se aloja un elemento deslizable denominado Closing Sleeve que posee los

elementos sellantes y que, mediante su operación permite abrir o cerrar los orificios de

la camisa, de esta forma se permite o se impide el paso de fluido del tubing al casing o

viceversa.

Esta se instala en el ensamblaje de fondo del pozo (BHA). (Véase figura Nº 8.)

19

Figura N° 8

Sliding Sleeve

Fuente: Sertecpet


2.3.6 VÁLVULA DE PIE (STANDING VALVE)

Es una válvula de retención, está conformado por una bola y un asiento, un by pass y un

ensamblaje de sellos; el by pass se abre cuando se recupera del fondo del pozo. Se

dispone de standing valve para no-go y para cavidades. Esta válvula puede ser corrida y

recuperada solo con unidad de cable liso o flexible. La válvula standing para cavidades

se usa como asiento de la bomba y para evitar la pérdida del nivel de fluido. (Figura N°

9.)

20

Figura N° 9

Standing Valve

Fuente: Sertecpet


2.3.6.1 APLICACIONES

Se aloja en el no-go nipple tipo F ó R y también en camisas de circulación. Se

utiliza como válvula check para permitir el flujo en un solo sentido.

Mantener el fluido en la tubería de producción para evitar que contamine a la

formación productora.

21

2.3.7 SEPARATION TOOL

Denominada bomba falsa, se aloja dentro de la camisa de circulación o dentro de la

cavidad y sirve para aislar los orificios de la misma, impidiendo la comunicación

tubing- casing. Se utiliza cuando la camisa tiene dificultades para cerrar o ya no realiza

sello perfecto. También sirve para realizar pruebas de inyectividad y pruebas de

admisión o tratamiento a la formación.

2.3.7.1 CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS

Posee dos sellos cuando va alojada en una camisa, y un sello en la parte superior

y una cabeza de standing valve en la parte inferior cuando va alojada en una

cavidad.

Dispone además de un pin de ruptura instalado en la parte superior que se rompe

para recuperar de la camisa.

2.3.8 NO - GO NIPPLE

Son herramientas que van instaladas en el ensamblaje de fondo del pozo, se utilizan

para asentar equipos de control de flujo de fondo. Se construye en acero 4340 y 4140.

Para incrementar la vida útil de la herramienta, se realiza tratamiento térmico, lo cual le

permite alcanzar mayor resistencia a la abrasión y corrosión. Estos nipples son

colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción. 4

4 Dresser Oil Tools, Introducción a los Sistemas de Bombeo hidráulico

Entre los

muestra en

2.3.9. CAB

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23

Las válvulas del casing, son válvulas por donde retornará la mezcla de los fluidos

inyectado y producido a la línea de retorno a la estación de producción son válvulas de

(3000 o 5000) psi.

Las válvulas del tubing son válvulas que permiten al paso del fluido de inyección hacia

el tubing y consecuentemente a la parte motor de la bomba, son válvulas de 5000 psi.

Figura N° 11

Cabezal de pozo tipo Árbol de Navidad



24

En la siguiente grafica (Figura Nº. 12.) se muestra los componentes de un cabezal de

pozo con válvula de 4 vías, y demás componentes; variedad tuberías; diferenciando la

sección del árbol de navidad (parte superior) y la sección del cabezal del pozo (parte

inferior)

Figura N° 12

Partes del cabezal del pozo



25

2.3.10 VÁLVULA DE CONTROL DE POZO (4 VÍAS)

La función principal de la válvula de 4 vías es revertir el flujo de los fluidos durante las

operaciones de introducción o recuperar las bombas.

La válvula de cuatro vías se acciona con una sola palanca, se cambia de posición

mediante un dispositivo de acción positiva, tipo carreta, con tres posiciones

En la Figura Nº 13 se describe las diferentes posiciones de la Válvula de 4 vías durante

la operación en un circuito abierto de una bomba libre con tuberías paralelas.

Sirve para controlar la dirección del fluido motriz que acciona la bomba del pozo. Con

sólo mover la palanca hacia abajo, el fluido motriz baja por la tubería de inyección

para activar y accionar la bomba.

Para reversar la bomba, la palanca debe posicionarse hacia arriba para dirigir el flujo

hacia abajo por el espacio anular para que empuje y saque la bomba por la tubería de

inyección hasta superficie.

En la posición intermedia la válvula desvía al fluido (by pass), es decir que el fluido de

inyección pasa directamente a la línea de retorno y a la estación. Con el giro a la

derecha del handle (mariposa) presurizamos el pozo, la operación inversa es para

despresurizar. (Figura Nº 14)

26

Figura N° 13

Posiciones de la Válvula de 4 vías



27

Figura N° 14

Válvula de 4 vías

Fuente: National - Oilwell


28

2.4 VÁLVULAS DE CONTROL DE FLUJO

La válvula reguladora o de control de flujo (VRF) sirve específicamente para

regular el paso del fluido a ser inyectado al pozo y consecuentemente a la bomba.

Esta válvula se instala entre la válvula block y puede regular hasta 3000 bls/día y

5000 bls/día. (Figura Nº 15)

Figura N° 15

Válvula reguladora de Flujo (vrf)



29

2.4.1 LUBRICADOR

Es una herramienta de apoyo que se acopla a la válvula de 4 vías y al cabezal tipo

árbol de navidad, sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia el pozo sin

necesidad de contaminar el medio ambiente facilitando al técnico la operación del

cambio de bomba y reduciendo el peligro de trabajar con el pozo abierto. (Figura Nº

16)

Figura N° 16

Instalación de lubricador



30

2.4.2 LÍNEAS

En el recorrido que realiza el fluido no siempre se encuentra con un mismo caudal ni

con una presión constante, por ello se utilizan dos tipos de tubería en toda la instalación

de superficie.

2.4.2.1 TUBERÍA DE ALTA PRESIÓN

Soporta hasta 5000 psi, se utiliza para el fluido de inyección desde la planta hasta el

cabezal del pozo; la sarta de tubería que se utiliza en la completación definitiva es

también de alta presión.

2.4.2.2 TUBERÍA DE BAJA PRESIÓN

Tiene márgenes de resistencia menores (500-800 psi), se encuentran instaladas desde la

salida de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.

2.4.3 VÁLVULAS DE PASO

Las válvulas que conforman un circuito no son iguales aunque su principio es de

apertura y cierre, las más utilizadas son:

31

2.4.3.1 VÁLVULAS MARIPOSA

Es un dispositivo para interrumpir o regular el flujo de un fluido en un conducto, ante

todo cuando la caída de presión a través de la válvula es relativamente baja. Se cierran

con varia vueltas (sentido anti horario).

2.4.3.2 VÁLVULAS DE TIPO BLOCK

De acción rápida y sirven para aperturas y cierre rápidos su trabajo es en apertura y

cierre con giro a 90°.

2.4.4. TURBINA DE CAUDAL

Este elemento es indispensable dentro del circuito en la superficie ya que mediante el

movimiento de la turbina producido por la energía cinética del fluido motriz presurizado

en su parte interior los alabes giran en gran velocidad estas pulsaciones son leídas por

un sensor magnético que posee un instrumento electrónico que cuenta el paso de

numero de barriles que circulan hacia el pozo.

La turbina se encuentra instalada directamente en la línea de inyección luego de la

válvula reguladora de flujo o VRF.

32

2.4.5 CUENTA BARRILES

En un instrumento electro magnético que sirve para leer las pulsaciones que se

producen al interior de la turbina, facilitando de esta manera determinar exactamente

el número de barriles inyectados hacia la bomba, este elemento es portátil y no se lo

encuentra instalado en la locación.

2.5 PRINCIPALES EQUIPOS DE SUPERFICIE

A continuación se indica los principales equipos utilizados en el Sistema de Bombeo

Hidráulico Tipo Jet (Véase figura Nº 20.)

2.5.1 VÁLVULA CHECK

Primero, los fluidos ingresan a la unidad de acondicionamiento del fluido a través de

una válvula check, la que normalmente corre por cuenta del usuario del equipo, la cual

permite el paso del fluido en una sola dirección.

2.5.2 VÁLVULA PARA CONTROL DE OLEAJE

Esta válvula esta calibrada para abrir cuando se sienta un oleaje de alta presión en la

entrada de la válvula (es decir, en el recipiente de la acumulación y brinda protección

contra oleajes).

33

2.5.3 VÁLVULA DE SEGURIDAD

La unidad de acondicionamiento de fluido motriz (Econodraulic) está equipada con dos

válvulas de seguridad. La primera válvula de seguridad es para el recipiente de

acondicionamiento y una válvula de seguridad para el acumulador. Cada válvula se

calibra para proteger estos recipientes de sobre presión.

2.5.4 VÁLVULA ESTRANGULADORA

La válvula estranguladora manual debajo de la corriente inferior del filtro ciclónico

controlará el flujo de los fluidos, si está correctamente calibrada. Si el fluido de la

corriente inferior está muy sucio, tiende a taponar la salida. Por lo tanto, la válvula tiene

que abrirse al máximo posible.

2.5.5 SEPARADOR VERTICAL

La primera entrada del fluido es el recipiente acumulador y amortiguador

El propósito del recipiente amortiguador / acumulador es evitar que el gas excesivo

ingrese al filtro ciclónico de arena, lo que reduciría la eficiencia de dicho desarenador.

El separador vertical (Fig. Nº 17) también sirve como cámara de compensación por si el

recipiente se viera expuesto a un oleaje de alta presión desde el pozo. Impide que tal

oleaje sea transmitido al filtro ciclónico de arena o al recipiente de acondicionamiento.

34

Figura N° 17

Partes del Separador Vertical



2.5.6 SEPARADOR HORIZONTAL – TRIFÁSICO

El recipiente para acondicionamiento de fluidos es un equipo de almacenamiento que

separa el petróleo, agua y el gas. (Véase Fig. Nº 18)

35

Cuando el nivel del fluido previamente calibrado llega a distar aproximadamente unas 5

pulgadas de la parte superior del recipiente de acondicionamiento de fluidos, el fluido

pasa a una línea de rebose y sale del recipiente. Este exceso se traslada a un tubo que

conduce a línea de flujo y luego a la batería de tanques de almacenamiento.

El tiempo de retención de fluido motriz en el recipiente de acondicionamiento realmente

no es suficiente para un asentamiento significativo de las partículas solidas que están en

los fluidos, de modo que el filtro ciclónico debe lograr la mayor parte de la separación

de sólidos. He ahí la importancia de instalar, dimensionar, controlar y operar dichos

filtros correctamente, porque de eso depende el funcionamiento del sistema.

Figura N° 18

Partes del Separador Horizontal


Elaborado por: Julio Sánchez D

36

Una vez que esté funcionando el sistema hidráulico, se descarga los fluidos que excedan

de lo requerido por las bombas en superficie y subsuelo, desde el recipiente para

acondicionamiento de fluido a través de la válvula selectora manual (salida alta) para

descargar el petróleo a través de la válvula (salida baja) cuando la descarga sea

principalmente agua

El nivel de líquido en el recipiente de acondicionamiento se mantiene en un nivel

suficiente para abastecer a la bomba múltiplex de una cantidad adecuada de fluido

limpio.

2.5.7 DESARENADOR CICLONICO

El filtro ciclónico de arena constituye el corazón de la unidad de tratamiento del fluido

en superficie. Sin un excelente separador de sólidos, el resultado sería un tiempo

innecesariamente corto de funcionamiento y un trabajo excesivo de mantenimiento.

Los filtros de arena deben dimensionarse para que tengan el tamaño necesario para

efectuar una separación máxima de las partículas sólidas, proporcionando un fluido

esencialmente limpio para la bomba de fluido motriz en la superficie y la hidráulica en

el fondo.

Los sólidos separados son descargados por la parte inferior. Y el fluido motriz limpio

pasa desde la rebose (excedente) del filtro de arena, a través de la válvula de salida del

filtro de arena y de ahí al separador trifásico.

37

2.5.8 MOTOR Y REDUCTOR DE VELOCIDAD

Siendo el motor la planta de fuerza que mueve el sistema de Bombeo Hidráulico y dado

su complejidad, la operación y mantenimiento se deben hacer de acuerdo a las

especificaciones que vienen al ser adquiridas.

La eficiencia mecánica del motor depende la calidad de operación del mismo, control de

mantenimiento y el uso de combustibles y aceites recomendados. El excesivo humo o

pérdida de fuerza es indicador de que no ha tenido mantenimiento adecuado;

inspeccionar la entrada del aire y la cañería de combustible, cuyos daños pueden causar

rotura o restricción.

La reductora de velocidad está destinada a reducir las revoluciones del motor hasta el

límite programado para la bomba tríplex. Esta ha sido diseñado para garantizar un

acople correcto con el acople rotativo del motor. El diámetro y longitud del acople está

diseñado para mantener una precisa alineación del equipo, bajo las más diversas

condiciones de carga, permitiendo además una mayor eficiencia y evitando daños en su

estructura.

2.5.9 BOMBA DE FLUIDO MOTRIZ

La Bomba de fluido motriz da fuerza en superficie y provee líquido presurizado para

operar la bomba hidráulica en el subsuelo.

38

Esta bomba es debidamente alineada con la caja reductora y el motor y es conectada

mediante un acople flexible que ya viene desde la fabrica, sin embargo, es necesario

chequear la distancia y el ángulo de alineación después de la instalación final en la

locación del pozo.

Para la protección de la bomba se tiene el amortiguador de pulsaciones, el cual es

instalado para disipar el golpe del fluido que se desarrolla en el sistema debido a la

pulsación de los émbolos de la bomba. Si las fluctuaciones de presión de la bomba

tríplex no son amortiguadas a la salida, el golpe del fluido puede llegar a ser suficiente

para romper las instalaciones de la cabeza del pozo. Además si las pulsaciones no se

amortiguan estas se amplifican y se reflejan con la misma Bomba Tríplex llegando a

destruirla. Este Amortiguador debe ser colocado tan cerca como sea posible de la

descarga de la bomba tríplex.

2.5.10 SISTEMA DEL “BY PASS” (VÁLVULA DE DESVÍO)

La válvula manual de desvió, es el dispositivo con el cual se regula el volumen de fluido

que es enviado a la bomba de fondo o recirculando a la unidad de superficie como

exceso de fluido. Puesto que el desplazamiento de la bomba triplex es mayor que el

volumen requerido para operar la bomba hidráulica de subsuelo, un poco de fluido se

recircula y el y el resto se bombea al pozo regulando el volumen de inyección

manualmente, mediante la Válvula de Desvío.

Este dispositivo de control de flujo es un orificio que puede variarse manualmente y

consiste de una ranura formada por un manguito de carburo de tungsteno con control de

abertura por movimiento del tapón integral de carburo que está dentro del manguito y

que se puede colocar en cualquier posición

39

La válvula de desvió es un simple dispositivo que da pocos problemas en la operación

manual. El volumen desviado hará muy estable al sistema, mientras no haya grandes

fluctuaciones de presión.

2.5.11 BOTA DE GAS

Esencialmente la bota de gas forma parte del tanque de petróleo motriz. Su propósito es

proporcionar una última separación de gas y petróleo. Figura Nº19.

Si el gas no se separa suficientemente del petróleo, el gas libre se arrastra hasta el

tanque de decantación y destruirá el proceso de asentamiento al revolver el fluido en

dicho tanque.

Está formada de dos cilindros verticales concéntricos, figura 4-31, y sirve para eliminar

una cantidad adicional de gas que todavía permanece en solución. Por el cilindro interno

sube el petróleo y agua, hasta chocar con un deflector en forma de sombrero chino,

descendiendo por el espacio anular para ingresar al tanque de lavado.

Este equipo sirve como separador de producción alterno temporal, en el caso de que los

separadores primarios se inunden y trabajen en by-pass. Se debe diseñar para eliminar el

GOR residual a la descarga de los separadores, recomendándose sobredimensionar en

un 50 %, para ayudar en el caso de by-pass.

40

La línea de la descarga de gas en la bota debe tener un arresta llamas, preferible con

drenaje de líquidos a un sumidero, por la fuerte condensación de líquidos. En el caso de

conectarse con otra descarga de gas, se recomienda colocar una válvula check para

evitar contra flujos y posibles derrames en los tanques.

Figura N° 19

Partes de la Bota de gas



41

Figura N° 20

Equipos de superficie del Bombeo hidráulico –jet

Fuente: National Oilwell


2.6. INSTRUMENTOS

Como se trabaja con altas presiones se tiene que registrar en las líneas de inyección y

retorno con manómetros de alta y baja presión (5000 psi y 600 psi respectivamente)

42

En la mayoría de los pozos se encuentran instalados un manómetro diferencial que es

un registrador de caratula giratoria (denominado BARTON por la marca del

fabricante) en el que se registran las presiones de operación de inyección y la presión

de retorno, esta carta es cambiable y su giro es proporcional con el tiempo real, se

gradúa a 24 horas o a 7 días según el tipo de reloj.

2.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

2.7.1 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

Con el sistema de levantamiento artificial hidráulico se puede producir grandes

caudales desde mayores profundidades esto es con relación a las bombas de

varillas del bombeo mecánico.

Mediante el sistema de levantamiento hidráulico se tiene una gran flexibilidad

para adaptarse a los cambios de caudales de producción.

Salvo casos extremos las bombas hidráulicas para su cambio no requieren de

torre de reacondicionamiento.

Las Bombas Pistón tienen mejores eficiencias a grandes profundidades que una

bomba de varillas (bombeo mecánico) por que no existen el problema del

estiramiento de la sarta.

Todas la bombas hidráulicas pueden accionarse desde una sola fuente de fluido

motriz

Las Bombas Jet manejan relativamente grandes relaciones de gas - petróleo

Dentro de las bombas hidráulicas son las Bombas Jet las que menor

mantenimiento requieren por su reducido número de partes además estos

equipos se los puede reparar en la locación

Con las Bombas Jet se puede producir altos volúmenes de fluido y además

pueden manejar sólidos dentro de la producción.

43

2.7.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

Como se trabaja con presiones de operaciones altas el trabajo se debe realizar

con gran meticulosidad ya que una mala operación puede acarrear problemas

con consecuencias graves.

Para una eficiente operación de las bombas hidráulicas se requiere que el fluido

motriz sea limpio

Cuando los pozos producen con una bomba jet, y el BSW (%) es alto se tendrá

un mayor consumo de químicos (desmulsificantes), las unidades de poder

trabajaran a mayores emboladas por minuto; por lo tanto se consumirá mayor

cantidad de combustible.

La Bomba Jet requiere de un alto caballaje para trabajar idóneamente

En pozos donde se tienen un alto corte de agua se requiere inyectar químicos

para bajar la emulsión producida por la Bomba Jet en los tanques de

almacenamiento.

CAPÍTULO III

44

CAPÍTULO III

3. BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET - GENERALIDADES

La Bomba Jet es una clase especial de bomba hidráulica cuyo principio de

levantamiento se basa en la transferencia de energía entre el fluido de inyección y el

fluido producido, cuando el fluido inyectado atraviesa la boquilla en el fondo del pozo,

se produce la transformación de energía potencial en energía cinética (Principio de

Vénturi), lo que finalmente causa la producción de fluidos desde el reservorio. Con las

Bombas Hidráulicas Tipo Jet siempre se tiene un sistema de fluido motriz abierto.

Las ventajas de este sistema de bombeo son numerosas. Principalmente la carencia de

partes móviles que permite manejar fluidos de cualquier calidad, tanto motriz como

producido. Otra ventaja se tiene en lo compacto de la sección de trabajo compuesta por

la tobera, la entrada a la cámara de mezclado y el difusor, esto facilita su instalación,

además permite al bombeo hidráulico adaptarse casi a cualquier profundidad en el pozo.

Otra ventaja de las Bombas Jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que

pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo, frecuentemente se

pueden obtener tasas de producción más altas que con la Bombas de Pistón, por lo que

se recomienda su uso en pozos con altos índices de productividad así como también

en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia de arena.5

Estas bombas no son aplicables a todos los pozos pues necesitan presiones de succión

relativamente altas para evitar cavitación y no requerir de altas potencias.

5 National Oilwell: Artificial Configuration 2008.

45

A continuación se presenta en la figura N° 21 los componentes de fondo de una Bomba

Jet.

Figura N° 21

Componentes de fondo - Bomba Jet



3.1. FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET

Los caudales de producción y fluido motriz en las Bombas Jet se controlan mediante

una configuración de boquillas y gargantas. Diferentes configuraciones geométricas

se utilizan para controlar la luz entre los orificios de la boquilla y el tubo de mezcla

para lograr caudales deseados de producción.

46

Un ejemplo de una bomba subsuperficial tipo chorro se muestra en la Fig. Nº 22. El

fluido motriz entra por la parte superior de la bomba y pasa a través de la tobera, donde

su presión total es convertida a una carga por velocidad.

El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en el

subsuelo, donde llega a una boquilla con una presión total que se designa como (P1).

Este fluido a presión alta dirige entonces a través de la boquilla lo que hace que la

corriente de fluido tenga alta velocidad y baje presión. (Figura N°23)

La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del pozo entren

en la bomba y sean descargados por la tubería de producción con el caudal de

producción deseado, (Figura N°23).

Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos de la alta velocidad,

estos dos fluidos llegan hasta unas sección de área constante en donde se mezclan, en

este punto se mantiene la velocidad y la presión constante. ,

Cuando los fluidos combinados llegan al final de esta sección constante, al iniciar el

cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va disminuyendo a medida que

aumenta el área y la presión.

Esta alta presión se descarga (P2) debe ser suficiente para levantar los fluidos

combinados al caudal deseado (Q2) hasta la superficie.

Los componentes claves de las bombas Jet son las boquillas y la garganta (throat). El

área de las aperturas en estos elementos determina el rendimiento de la bomba. Estas

aéreas se designan como Aj y At. , (Figura N°23).

47

La relación entre estas áreas Aj/At se conoce como la relación de áreas. Las bombas

que tienen las mismas relaciones de áreas tendrán también las mismas curvas de

comportamiento. El volumen de fluido motriz será proporcional al tamaño de la

boquilla. El área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio

anular entre la boquilla y la garganta. Las características de la bomba en cuanto a la

cavitación responden sensiblemente a esta área en la figura N° 23 también se muestra

en la nomenclatura de la bomba jet.

Figura N° 22

Funcionamiento de la bomba Jet



48

Figura N°23

Principio físico de la bomba Jet

Fuente: Manual de operaciones Bomba Jet Claw - Sertecpet


3.2 TIPOS DE BOMBAS JET

“Sertecpet” ha desarrollado sus propias bombas Jet que son: Jet Claw® Directa; Jet

Claw® Reverse y Jet claw® Smart que varían en la tubería que se toma para la

inyección del fluido motriz y la tubería por la cual se produce6

6 Sertecpet. Manual para operaciones de campo Jet Claw. 2008.

P1 q1 H1 P2 q2 H2

49

3.2.1 BOMBA JET CLAW DIRECTA

La bomba Jet Claw® Directa (Véase figura Nº24), es utilizada en pozos de producción

de petróleo de forma continua y en operaciones de pruebas de pozos. Está compuesta

por 11 partes fijas, las partes más importante son: la boquilla y la garganta. Se puede

asentar en una camisa, cavidad, mandril de gas Lift y coiled tubing. Construida en acero

de alta calidad. Puede adaptar sensores de presión o muestreadores para análisis PVT.

Puede ser removida a la superficie hidráulicamente o utilizando slick line.

Figura N°24

Elementos - Bomba Jet Claw directa

Fuente: Sertecpet


50

3.2.2 BOMBA JET CLAW® REVERSA

Son recomendables para pozos nuevos o con altos contenidos de sólidos ya que las

partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba Jet Claw® (Figura Nº 25).

Son usadas en pozos arenados, evitando la acumulación de arena sobre el packer.

Figura N°25

Elementos - Bomba Jet Claw Reversa

Fuente: Sertecpet


51

El fluido motriz es inyectado por el espacio anular y la producción más la inyección

retorna por el tubing, los fluidos del reservorio son recuperados una vez que la

capacidad de la tubería de producción que se encuentra sobre la bomba ha sido

desplazada, lo que implica un ahorro de tiempo de operación.

3.2.3 BOMBA JET CLAW® SMART

Es una Jet Claw® convencional (Figura Nº 26) para camisa de 3 ½”. Está compuesta de

dos secciones: la parte interna conformada por una bomba Jet Claw® directa de 2 3/8”,

acoplado a la válvula de cierre de fondo y asegurada con pines de ruptura. En esta

bomba se acoplan directamente las memorias electrónicas en su parte inferior, que

sirven para tomar los datos de fondo del pozo. Además consta de una parte externa en

donde se ubican los elementos sellantes. Se puede correr y recuperar con unidad de

cable liso o hidráulicamente.

Figura N°26

Corte transversal – Bomba Jet Claw® Smart

Fuente: Sertecpet


52

3.3 DIFERENCIAS ENTRE BOMBA JET CONVENCIONAL Y BOMBA JET

REVERSA

La principal diferencia entre estos dos tipos de bombas se encuentra en la estructura de

cada bomba, la posición de la boquilla, garganta y la vía de inyección del fluido motriz.

La ubicación de la boquilla y garganta es diferente en los dos tipos de bombas. (Figura

Nº 27)

Figura N° 27

Diferencias entre Bomba Jet Claw® y Bomba Jet Directa

Fuente: Manual para operaciones de campo Bomba Jet Claw - Sertecpet


53

3.3.1 BOMBA JET CLAW REVERSA

La vía de inyección del fluido motriz cuando se usa un Bomba Jet Reversa es por el

anular (El fluido ingresa por la parte inferior de la bomba) y el fluido motriz mas

producción retorna por el tubing. En este caso la boquilla se encuentra abajo y la

garganta arriba

Esta bomba se desplaza con Wire Line

Los resultados se obtienen en menor tiempo

Esta bomba se recupera con Wire Line

Las presiones de operación son bajas

3.3.1 BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL

La vía de inyección con la Bomba Jet Convencional es por el tubing (Fluido motriz

ingresa por la parte superior de la bomba) y el fluido motriz mas producción retorna por

el espacio anular. En este caso la boquilla está arriba y la garganta esta abajo

Esta bomba se desplaza hidráulicamente

Los resultados se obtienen en mayor tiempo

Esta bomba se recupera Hidráulicamente

Las presiones de operación son altas

54

3.4 COMPARACIÓN DE LA BOMBA JET CON LA BOMBA TIPO PISTÓN

Este proceso está basado en el principio hidráulico que establece que: “Si se ejerce una

presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente, dicha presión se

transmite en todas las direcciones con igual intensidad”. Esto significa que la presión

proporcionada en la superficie al fluido motriz, es la misma que se aplica a los pistones

de la unidad de bombeo, obligándolos a impulsar los fluidos producidos por el

yacimiento hacia la superficie.

El bombeo hidráulico Tipo Pistón ha tenido gran aceptación en los últimos años; ya que

ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento artificial. Puede

alcanzar profundidades hasta de 18000 pies y para sustituir o darle mantenimiento al

mecanismo (motor - bomba) no se requiere equipo de reparación, únicamente se invierte

el sentido del fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la

superficie por el desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre). Otras ventajas

son:

1. Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bls/día).

2. Puede operarse en pozos direccionales.

3. Es de fácil adaptación para su automatización.

4. Fácil para agregar inhibidores de corrosión.

5. Puede instalarse como un sistema integral.

6. Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.

7. Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas urbanas.

55

3.5 PRINCIPALES ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE LA BOMBA JET

A continuación (Figura Nº 28) se presenta las principales partes que integran una bomba

hidráulica Jet Claw Convencional.

Figura N° 28

Principales elementos constitutivos Bomba Jet



56

3.5.1 NOZZLE – (BOQUILLA)

Es una parte fabricada de aleación para que soporte grandes presiones, la característica

de esta boquilla es que el extremo superior tiene un diámetro más grande que el

extremo inferior. Esto para crear mayor velocidad y menor presión a la salida de la

boquilla (extremo inferior)

El fluido motriz pasa atraves de esta boquilla donde virtualmente toda su presión se

transforma en energía cinética.

3.5.2 THROAT – (GARGANTA)

También se la conoce como tubo mezclador es la parte de área constante en donde se

mezcla el fluido inyectando y el fluido producido.

3.5.3. ESPACIADOR

Es el dispositivo que se coloca entre la boquilla y la garganta, es aquí en donde entra el

fluido producido con el fluido inyectado.

3.5.4 DIFUSOR

Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión suficiente para

levantar los fluidos a la superficie.

57

3.6 PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRÁULICA

TIPO JET

3.6.1 EFICIENCIA

La eficiencia de una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Jet está definida como la

relación de la potencia ganada por los fluidos del pozo a la pérdida de potencia del

fluido motriz.

Para seleccionar una bomba hidráulica jet apropiada es muy importante determinar el

tamaño de la tobera la presión de operación en la superficie la tasa del fluido motriz y

la potencia hidráulica.

Para la selección y diseño del sistema de bombeo hidráulico con bomba tipo jet se

necesita tener los siguientes parámetros:

3.6.2 SEDIMENTO BÁSICO Y AGUA (BSW)

Es la cantidad en porcentaje de sedimentos (arena, parafina) y agua presente en el

fluido de formación, la determinación exacta es importante para los cálculos de la

pruebas y para el control de incrementos bruscos de agua en el pozo, esto dependiendo

del tipo de arena en producción.

58

3.6.3 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO (GRADOS API)

La gravedad específica del crudo es un valor adimensional (sin medidas) por cuanto es

una relación de la gravedad de un fluido (petróleo) con respecto a otro fluido (agua). La

gravedad específica del petróleo se ha estandarizado con los valores obtenidos por el

Instituto Americano del Petróleo (API) de ahí su nombre, en grados API y a 60° F.

3.6.4 RELACIÓN GAS / PETRÓLEO (GOR)

Medida del volumen del gas producido con el petróleo, expresada con pies cúbicos

estándar por barril fiscal.

3.7 CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS

3.7.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO)

Esta presión viene a representar la presión con la cual está trabajando la bomba

hidráulica, una pérdida de presión en el tubing indicara que existen recirculación

posiblemente debido a un daño en la cavidad; en el válvula standing; empacadura

desasentada o hueco en la tubería, esta presión refleja la capacidad de flujo del pozo y

la contrapresión que tiene que vencer hasta llegar al separador de prueba; variaciones

grandes de esta presión pueden iniciar taponamiento de la línea de flujo o rotura de la

misma en el trayecto.

59

3.7.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)

La tubería de revestimiento (casing) es normalmente un conducto de acero que se baja

desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Constituye la primera línea

de defensa del pozo contra: derrumbe, pérdida de circulación, mezcla de los fluidos

por invasión de una formación a otra. Además, es la base para la instalación del

equipamiento del pozo.

3.7.3 EMPACADURA

Es una herramienta que sirve para aislar los espacios de la tubería de producción con la

tubería de revestimiento, es decir que en bombeo hidráulico es muy importante ya que

no permite la recirculación del fluido de formación y juega un papel importante en la

descarga de la bomba.

3.7.4 TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER)

La tubería auxiliar de revestimiento es la que se instala luego de haber fijado otras

columnas de revestimiento. En general, la tubería auxiliar de revestimiento no se

extiende hacia la superficie sino que queda suspendida y se sostiene de un dispositivo

denominado colgador.

60

3.7.5 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)

Este es el principal conductor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el casing

de la presión y la corrosión. El tamaño varía de varias pulgadas a una fracción de

pulgada. Los tamaños más comunes son de 27/8 pulgadas (73,02mm) de diámetro

externo de 23/8 pulgadas (60,32mm) de diámetro interno. En general el tubing se

extiende desde la boca del pozo hasta la zona de producción. Se clasifica según el

tamaño (diámetro externo, diámetro interno, diámetro externo de la cupla, diámetro

interno de la cupla) según el peso (libras / pies, kg/m); y en grados tales como J-55 y de

N-80. El tubing puede construir con materiales sofisticados para soportar las presiones

las velocidades y la corrosión que provocan los fluidos del pozo y el medio ambiente.

3.8 COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS

La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay

producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este

comportamiento equivale a la capacidad de un yacimiento para entregar sus fluidos.

Es sumamente importante poder examinar estimar y predecir en qué medida habrá que

reducir la presión de fondo de pozo para lograr un caudal deseado de producción con

el fin de poder diseñar cualquier método de levantamiento artificial.

Para todos los métodos de levantamiento artificial incluyendo el bombeo Hidráulico

Tipo Jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la energía

adicional requerida para levantar la producción hasta la superficie al ritmo deseado.

61

Para un determinado pozo en un momento dado hay una sola presión de fondo asociado

con un caudal específico de producción y esa presión se puede predecir. Para deducir

con exactitud el rendimiento de la Bomba Hidráulica Tipo Jet en un pozo, es necesario

saber la presión de fondo para el caudal deseado de producción determinada por el

comportamiento de entrada difluidos en ese pozo.

3.8.1 PRESIÓN DE OPERACIÓN

La presión de operación depende fundamentalmente de la profundidad del pozo, del

diámetro interno del casing y tubing. Esta presión debe ser la necesaria para vencer la

columna de fluido que se encuentra en el anular y tubing, para que el fluido motriz más

el de producción lleguen a la superficie.

A menudo, el operador prefería usar menos fluido motriz y tener mayor presión para

minimizar la taza de fluido motriz, y por ende reducir la fricción en el tubing y el

volumen de fluido a ser manejado y tratado en superficie. Otros operadores pueden

preferir manejar grandes volúmenes de fluido en superficie, en cambio para disminuir

el mantenimiento del equipo de superficie, asociado con bajas presiones de operación.

Las perdidas por fricción en los conductos del fluido serán menores con pequeños

conductos de fluido a alta presión, y en superficie el tratamiento y separación de la

mezcla del fluido motriz será más fácil. Por ejemplo las relaciones de bombeo

grandes (valores de pequeños) será considerada más conveniente la aplicación exitosa

de estas relaciones dependiendo de la correcta interpretación de los datos del pozo.

62

Con las consideraciones anteriores en mente, se sugiere que la instalación diseñada se

base en la presión que se estime para la unidad de alta presión en superficie.

3.8.2 API DEL FLUIDO MOTRIZ

Un fluido motriz con alta viscosidad puede producir pérdidas excesivas por fricción

dentro del sistema. Esto, a su vez incrementa la presión de operación y, por

consiguiente, los requisitos de potencia para el trabajo de levantamiento en ese pozo.

Por lo tanto, en algunos casos resultaría prohibitivo utilizar el crudo producido como

fluido motriz.

El agua por su baja viscosidad, puede utilizarse en estos casos. Hay instalaciones

hidráulicas donde el agua producida se utiliza como motriz y como diluyente para

aligerar un crudo de baja gravedad API que se está bombeando.

En la evaluación se ha utilizado como fluido motriz el agua de producción con 10

grados de gravedad API aproximadamente.

Las modificaciones en la bombas multiplex en la superficie para incrementar la presión

con petróleo o usando agua motriz, se limitan principalmente al lado de la bomba que

entra en contacto con el fluido.

63

Lo que normalmente implica un cambio en el material utilizado para esta parte de la

bomba. Por ejemplo, la bomba tendrá en contacto con el petróleo motriz piezas de

hierro dúctil o acero forjado. Las piezas que entran en contacto con agua motriz, en

cambio, serán de aluminio o bronce para resistir los efectos corrosivos del agua.

3.8.3 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA

La ubicación de la bomba en la completación depende de la profundidad de las

formaciones productoras, manteniendo un porcentaje de emergencia del 20% sobre el

intervalo de la formación productora.

3.8.4 PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA –TVD

Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida de un registro de survey

de un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la presión de

descarga de la bomba JET CLAW)

3.8.5 PROFUNDIDAD MEDIDA –MD

Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de cinta,

cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de las pérdidas de

presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la bomba jet.

64

3.9 NOMENCLATURA Y FORMULACIÓN (FUNCIONAMIENTO – BOMBA

JET)

3.9.1 NOMENCLATURA

A continuación se presenta las abreviaturas que se utilizará para la explicación de esta

parte. (Véase cuadro y Figura Nº 29)

Presiones en el sistema Presiones en el sistema

Inyección: “n” --- Pn

Succión: “s” ----- Ps

Descarga: “d” ---- Pd

Inyección: “n” ---- Qn

Succión: “s” ------- Qs

Descarga: “d” ----- Qd

Pn = Presión en el orificio (nozzle pressure)

Ps = Presión de succión de bomba; (pump suction pressure)

Pd = Presión de descarga de bomba; (Pump discharge pressure)

Qn = Caudal de inyección (Power fluid)

Qs = Caudal de succión (Produced fluid)

Qd = Caudal de descarga (Qs+Qn)

An = Área del orificio (nozzle section)

At = Área de la garganta (throat section)

As = Área de succión (At-An). (Fig. Nº29)

3.9.2 RELACIONES DE CONTINUIDAD

Inyección: “n”

Succión: “s”

Descarga:“d”

Velocidad en la Garganta, “Vt”:

/

/

65

Figura N° 29

Nodos de interés en el sistema

Fuente: Sertecpet


3.9.3 PÉRDIDAS DE PRESIÓN

El modelo de Mezcla de LORENZ utilizado, no prevé en detalle los flujos, se aplica en

una forma y escala macroscópica. Luego, las pérdidas en el levantamiento asociadas son

proporcionales al cuadrado de la diferencia de las velocidades a los flujos que se

mezclan. Entonces, la pérdida de energía en función del tiempo en la zona de la mezcla

o “garganta” se expresa como7:

L2 2

7 Maxi Oil & Gas de Venezuela C.A, Nomenclatura - formulación Bombas Jet

66

Donde:

L = Perdidas de energía.

Qn = Caudal de inyección (Power fluid); (ft�/s)

Уfm = Gravedad especifica del fluido motriz (gr/cm�)

Vn = Velocidad de inyección (ft/s)

Vt = Velocidad en la garganta (ft/s)

g = Gravedad (ft/s²)

Qs = Caudal de succión (Produced fluid) (ft�/s)

Gs = Gravedad especifica de la mezcla (gr/cm�)

Vs = Velocidad de succión (ft/s)

3.9.4 PRESIÓN DE DESCARGA

La energía suplida a en la descarga “Boquilla” (En) por unidad de tiempo, se expresa

como:

Donde:

Hn = Capacidad levantamiento del fluido motriz, en pies.

Hd = Capacidad levantamiento del fluido en la descarga, en pies.

Уm = Gravedad Especifica de la mezcla del fluido motriz, en Lpc/pie

Qn = Caudal de inyección (Power fluid); (ft�/s)

En = Energía en la descarga.

67

3.9.5 ENERGÍA DE SUCCIÓN

La energía adicionada en el tiempo al fluido de producción (Es), se expresa como:

Donde:

Hs = Capacidad Levantamiento del fluido del pozo, en pies.

Hd = Capacidad Levantamiento del fluido en la descarga, en pies.

Уm = Gravedad especifica del fluido o mezcla de los fluidos del pozo, en

(Lpc/Pie)

Qs = Caudal de succión (Produced fluid); (ft�/s)

Es = Energía de succión.

3.9.6 RELACIONES DE LEVANTAMIENTO

La Relación de Levantamiento “N” está asociada a las capacidades netas de cada fluido

(Crudo, Motriz y Mezcla), se expresa como:

/

Donde:

Hs = Levantamiento Total, del fluido de la formación, en Pies.

Hn = Levantamiento Total, del fluido motriz, en Pies.

Hd = Levantamiento Total, del fluido en la descarga, en Pies.

N = Relación de levantamiento

68

3.9.7 RELACIÓN DE EFICIENCIA

La Eficiencia de una bomba Jet está definida por una relación entre la pérdida de

potencia del fluido producido en función de las pérdidas de potencia del fluido motriz,

se expresa como:

3.9.8 RELACIONES DE MASAS

La relación de flujo, viene expresada por:

/

La Eficiencia (Ef.) también se define por:

Donde:

Qn = Caudal de inyección (Power fluid).

Qs = Caudal de succión (Produced fluid).

Pn = Presión en el orificio (nozzle pressure).

Ps = Presión de succión de bomba; (pump suction pressure).

Pd = Presión de descarga de bomba; (Pump discharge pressure).

H = Altura del levantamiento.

M = Relación de flujo.

Ef. = Eficiencia.

69

3.9.9 RELACIONES DE COMPORTAMIENTO

El rendimiento de las Bombas Tipo Jet es geométricamente similar, ya que

conservan el mismo número de Reynolds descrito en la ecuación anterior de la

Eficiencia. Un grafico de estos valores, esto es N vs M, para algunos valores de R,

se puede generar el Rendimiento o curvas de Comportamiento de las Bombas Tipo

Jet. (Figura N° 30)

3.9.10 COEFICIENTES DE FRICCIÓN

Las respectivas eficiencias están asociadas al valor de M (Relación fe Flujo) y siempre

usan los coeficientes encontrados por O’Brien y Gosline, estos son:

Kn = 0,15 (Boquilla) Ks = 0,0 (Succión)

Kt = 0,28 (Tobera) Kd = 1,0 (Difusor)

Figura N° 30

Curvas de Comportamiento – Coeficiente de fricción.

Fuente: Sertecpet


70

3.9.11 RENDIMIENTO

La relación de áreas seleccionadas cubre un rango relativo de Levantamiento, por Ej.

R = 0,41

Esto significa que el Levantamiento es alto y la bomba maneja tasas bajas.

R = 0,16

Esto significa que el Levantamiento es bajo y la bomba maneja tasas altas.

3.9.12 RELACIÓN DE EFECTIVIDAD

Esta relación de efectividad viene dada en consecuencia de los datos de rendimiento

(R), dependiendo del valor de este valor da como resultado una mayor o menor longitud

de levantamiento, como también un mayor o menor volumen de producción como se

muestra en la Fig. Nº 31.

Figura N° 31

Relación de efectividad

Fuente: Sertecpet


3.9.13 RE

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a

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72

Tabla Nº 2

Tamaños Nominales



3.9.14 EFECTO DE CAVITACIÓN

Como puede deducirse de la ecuación de Relación de Levantamiento, por Ej:

12

Hd = Levantamiento Total, del fluido en la descarga, en Pies. PIP = Presión de succión del fluido

Gravedad específica del fluido

Ks = Coeficiente de succión

Vs = Velocidad de succión

La presión a la entrada de la garganta siempre será menor que la presión de succión del

fluido (PIP) y mayor que cero.

TAMÑOS NOMINALES

Tubería Bomba Tipo Diámetros

4 ½” Jet Convencional 3,812

Jet Reversa 3,812

3 ½” Jet Convencional 2,812

Jet Reversa 2,812

2 7/8” Jet Convencional 2,312

Jet Reversa 2,312

2 3/8” Jet Convencional 1,845

Jet Reversa 1,845

Si se redu

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3.9.14.1 E

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3.9.15 RE

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a

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75

Figura N° 33

Relación: Presión – Velocidad de inyección de fluido motriz

Fuente: Sertecpet


Figura N° 34

Selección de la Presión de inyección del fluido motriz

Fuente: Sertecpet


76

3.10 SELECCIÓN DE LA BOMBA JET

La bomba jet seleccionada para producir en un pozo debe tener suficiente capacidad

para lograr el caudal de producción que aproveche toda la capacidad del pozo. Al

mismo tiempo, habrá que mantener el caballaje requerido en la superficie en un nivel

razonable.

La tarea de seleccionar la bomba jet apropiada exige determinar la geometría capaz de

lograr el caudal de producción, pero capaz también de operar dentro de los requisitos

deseados de caballaje, o sea a un nivel optimizado de potencia. (Figura Nº 29)

Los cálculos se han realizado mediante un programa de computadora para la obtención

de la geometría de la boquilla, garganta y el cálculo de la presión de fondo fluyente.

Para el diseño de una bomba hidráulica tipo jet es necesario tomar en cuenta los

siguientes datos básicos; (Anexo 2).

Presión estática o presión del reservorio. Ps, Pr (psi)

Presión de fondo fluyente. (asumido) Pwf. (psi)

Presión de cabeza (psi)

Presión de operación ( triplex) (psi)

API del fluido producido

Relación gas petróleo GOR

Sedimento básico y agua BSW (decimal)

Temperatura del yacimiento y superficie (°F)

Gravedad específica del gas y del agua.

77

Diámetro externo e interno del tubing y el diámetro interno del casing

Profundidad de la tubería (pies)

Producción deseada. Barriles de fluido por día (BFPD)

Fluido motriz usado (agua, petróleo)

API del fluido motriz.

Profundidad de la bomba (pies)

Longitud de la tubería en superficie (pies)

Estos datos se consideran para seleccionar la geometría de la boquilla y garganta, y se

tiene como resultado:

Barriles de agua inyectados por día (BIPD)

Presión de entrada a la bomba Pwf. (psi)

Presión de descarga (psi)

Rango de cavitación.

Eficiencia de la bomba (%)

Potencia (HP).

Se prueba con diferentes geometrías de boquilla y garganta hasta tener la geometría

óptima de trabajo. De igual forma, el programa permite cambiar la presión de la bomba

de superficie, así podemos saber si durante la evaluación podemos incrementar la

presión.

De igual manera, la geometría óptima se selecciona tomando en cuenta los diferentes

parámetros analizados de la tabla de selección de bombas. Cuando se incrementa la

presión de la tríplex, necesariamente debe bajar la presión de entrada a la bomba e

incrementar la producción si aún la presión esta sobre el punto de burbuja. A

continuación un diagrama de cálculo de Pwf y datos para la selección de la bomba jet

como se muestra en la figura N° 35.

78

Figura N° 35

Calculo de la Pwf y selección de la Bomba Jet.



79

3.11 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UTILIZAR BOMBAS JET.

3.11.1 VENTAJAS.

Con una Bomba Jet Oilmaster se puede producir hasta 12 000 BFPB es decir

mucho más que la capacidad de cualquier bomba alternativa adecuada.

No adolece de problemas de golpes de fluido ni recalentamiento y el gas se puede

liberar fácilmente.

La Bomba Jet no tiene partes móviles, puede estar construida de piezas en donde se

solucione problemas de producción para pozos altamente corrosivos.

Las partículas solidas abrasivas pasan fácilmente por la Bomba Jet.

El recubrimiento de carburo de tungsteno de la boquilla y la garganta brinda larga

duración en pozos de alto contenido de materiales sólidos.

Resuelve problemas relacionados con la producción de crudos pesados de alto corte

de parafina, con altas temperaturas de fondo de pozo y con pozos de gas invadidos

por agua.

Bajos costos de mantenimiento.

Adaptabilidad para uso en una camisa deslizante.

Capacidad de manejar producción con gas.

80

3.11.2 DESVENTAJAS.

La bomba jet requiere de un alto caballaje para trabajar idóneamente.

En pozos donde se tiene un alto corte de agua se requiere inyectar químicos

para bajar emulsión producida por la jet en los tanques de almacenamiento.

Cuando los pozos producen con una bomba jet, adicionalmente el BSW (%) es

alto tendremos mayor consumo de químicos (desmulsificantes), las unidades de

poder trabajaran a mayores revoluciones por minuto por lo tanto se consumirá

mayor cantidad de combustible.

CAPÍTULO IV

81

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO – JET EN LA

PRODUCCIÓN DEL POZO LIBERTADOR 123.

En este capítulo se presenta el estudio realizado al sistema de Bombeo Hidráulico

(Bomba Jet Claw- Directa - Sertecpet) en la producción del pozo Libertador 123, (Fig.

Nº 36); su funcionamiento (problemas y averías); Análisis comparativos del actual

sistema instalado con otros posibles sistemas o bombas de Levantamiento Artificial,

basado en el volumen y calidad de producción del pozo Libertador 123; los

procedimientos de evaluación de cada una de las partes internas de la bomba. También

el estudio de las facilidades de superficie empleado, y la presentación de las fallas y

problemas más comunes que se presentaron en el sistema de Bombeo Hidráulico – Jet,

como también sus posibles soluciones.

4.1 ANÁLISIS DEL POZO.

En el presente análisis es indispensable obtener las condiciones y características del

pozo productor y los siguientes datos:

Obtener toda la información del pozo a trabajar.

Revisar la carpeta de pruebas del pozo.

Mantener reunión con la operadora para coordinar el trabajo y verificar posibles

errores en los datos obtenidos por ellos (como pruebas de producción mal

tomadas).

Chequear parámetros de superficie en el pozo, determinar posible causa de falla.

Verificar eficiencias del motor y de la bomba (en caso de ser bomba pistón).

82

Figura N° 36

Índice de Productividad (IPR), Método: Voguel Libertador 123

Reporte a la profundidad del reservorio

Fuente: Sertecpet


La completación actual del pozo Libertador 123 con sus respectivos componentes de

fondo (Fig. Nº 37).

83

Figura N° 37

Completación Actual de fondo del pozo Libertador 123

Fuente: Sertecpet


84

4.2 BOMBA UTILIZADA - JET CLAW DIRECTA (SERTECPET)

Para la producción de este pozo se tiene un tubing de OD = 2-7/8” y de ID = 2,441”, y de

una camisa (Sliding Sleeve)” de OD = 2-7/8” y de ID = 2,312”, en el siguiente grafico y

cuadro se indica las especificaciones técnicas de la Bomba Jet utilizada: como su

diámetro de sellos que es de 2,312”; y la producción con tales dimensiones. (Figura Nº

38); (Anexo 4)

Figura N° 38

Bomba Jet Claw – Especificaciones técnicas



85

4.2.1 CARACTERÍSTICAS

Trabaja en pozos verticales, horizontales o desviados.

Existen 483 posibles geometrías que permiten rangos de producción desde

50 hasta más de 12000 BFPD.

Se repara en la locación en 15 minutos.

Se asienta lo más cercano posible a la formación productora lo que permite

que la información de presión y temperatura sean recopilados sin efecto de

almacenamiento, específicamente en pozos verticales.

Se desplaza hidráulicamente.

Esta bomba se desplaza hidráulicamente

Los resultados se obtienen en mayor tiempo

Esta bomba se recupera Hidráulicamente

Las presiones de operación altas

Como resultado de este análisis los resultados en superficie se obtienen en menor

tiempo cuando se usa la Bomba Jet Reversa. Debido a que la inyección del fluido

motriz por el anular tiene que desplazar el fluido contenido en el tubing que es de

menor volumen que el fluido contenido en el anular, de tal forma que en superficie se

obtiene el fluido con la producción en menor tiempo; (Anexo 5)

4.3 EQUIPOS PRINCIPALES USADOS EN LA COMPLETACIÓN DEL POZO

4.3.1 SLIDING SLEEVE - CAMISA (TYPE “L” EUE - 2 7/8”)

Equipo con orificios dispuestos en su parte media de manera especial para permitir la

comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.

86

En el interior de la camisa se aloja un elemento deslizable denominado Closing Sleeve

que posee los elementos sellantes y que, mediante su operación permite abrir o cerrar

los orificios de la camisa, de esta forma se permite o se impide el paso de fluido del

tubing al casing o viceversa. Esta se instala en el ensamblaje de fondo del pozo (BHA).

(Fig. Nº 39)

Figura N° 39

Camisa- Sliding Sleeve

Fuente: Sertecpet


A continuación se presenta los tipos de configuraciones disponibles de camisas

dependiendo del OD Nominal; para nuestro caso actual se utiliza una Camisa (Sliding

Sleeve) de OD = 2-7/8” y de ID = 2,312” (Tabla Nº 3); (Anexo 1).

87

Tabla Nº 3

Datos técnicos de las Camisas

Fuente: Sertecpet


4.3.2 SEATTING NIPPLE (TYPE “R” EUE - 2 7/8)

Aplicaciones

Para instalar tapones que permitan:

Cerrar o aislar el flujo a través del tubing.

Cerrar el pozo en el fondo.

Instalar check valve (standing valve) para probar la tubería de producción en

operaciones de work cover, etc.

Instalar choques para reducción de presiones fluyentes de superficie o en el fondo

para prevenir congelamiento cuando se tiene pozos de gas.

Instalar registradores de presión y temperatura.

Prevenir perdidas de herramientas en el interior del pozo.

88

Características y Ventajas

La superficie sellante tiene un acabado muy liso para que se acople los sellos de

cualquier herramienta. (Tabla Nº4)

En esta completación se utilizo Camisa (Sliding Sleeve)” de OD = 2-7/8” y de ID =

2,312”; (Anexo 3).

Tabla Nº 4

Datos técnicos del Nipple (NO -GO)

Fuente: Sertecpet


89

4.3.3 PACKER (EMPACADURA)

Aplicaciones

La empacadura “ETI-FH” puede ser operada en instalaciones de empacadura

simple, ubicada en la parte inferior en instalaciones de tuberías múltiples que

usan empacaduras hidráulicas o empacaduras hidráulicas dobles o también

puede ser usada en tandem en aplicaciones para pozos productores multi-zonas o

producción selectiva. La empacadura “ETI-FH” es ideal para pozos desviados

donde las condiciones no son adecuadas para empacaduras mecánicas. En esta

completación se utilizo una empacadura de OD = 5,5” y de ID = 2,7/8”. (Fig. Nº

40); (Anexo 7)

Figura N° 40

Empacadura “ETI-FH”

Fuente: Sertecpet


90

Características

No se requiere manipulación de la tubería.

Presiones operacionales hidrostáticas de 12.000 a 15.000 psi.

Se puede asentar únicamente por presión de tubería de producción a cualquier

profundidad.

La presión de asentamiento inicial es mecánicamente asegurada en los elementos

de sello. (Tabla Nº 5)

Tabla Nº 5

Especificaciones técnicas - Empacaduras

Fuente: Sertecpet


91

4.4 EQUIPOS EN LA SUPERFICIE – UNIDAD DE BOMBEO (MTU) -

SERTECPET

Movil Testing Unit (MTU), es una Unidad de Bombeo utilizado para la producción y

evaluación de pozos por medio de Levantamiento hidráulico

4.4.1 CARACTERÍSTICAS

La unidad proporciona el fluido motriz de inyección, para el adecuado

funcionamiento de la bomba jet claw en el subsuelo

El fluido motriz es filtrado y no daña la formación.

La separación de fluido (petróleo, agua, gas) es óptima.

Se puede desplazar la producción hasta la estación si es necesario con presión

del separador.

Mide la cantidad de fluido de gas y líquido.

4.4.2 PARTES

A continuación se describen las partes tomando en cuenta las especificaciones Técnicas

((Fig. Nº 41)

Motor de combustión interna Caterpillar 3406

Caja de velocidades Fuller (5 Velo.)

Reductor de velocidades

Bombeo de desplazamiento positivo 300q – 5H

Manifold de inyección

Módulo de separador trifásico (Petróleo – agua y gas)

Plataforma de transportación

92

Figura N° 41

Unidades de bombeo MTU Sertecpet

Fuente: Sertecpet


Motor Caterpillar

Modelo 3406 c. -- 350 hp @ 1800 rpm.

El motor 3406 está equipado con un arrestallamas en la entrada de aire y un

arrestador de chispa en la salida de gases de escape. Además otros dispositivos

de shutoff que reúnen la especificación BP200 (British Petroleum), la instalación

puede estar certificada para Zona II de aplicaciones en el campo Petrolero;

(Anexo 10).

Caja reductora de 5 velocidades para velocidades de bomba múltiplex requerida.

93

Bomba quíntuplex National Oilwell® 300Q-5H

Potencia entregada de 350 HP @ 1800 rpm; (Anexo 15)

Máxima presión de descarga = 4000 psi

Amortiguador de pulsaciones en succión y descarga.

Plunger D= 1 7/8” con 5” de carrera.

Separador Horizontal Trifásico D = 60”; Ls-s = 12’

Capacidad de fluido dinámico de 8 000 BFPD; (Anexo 8)

Capacidad de gas 12 MMSCFD.

Tiempo de residencia de 2 a 4 minutos.

Capacidad estática de 36 bls.

Disponibles presiones de trabajos de separadores = 230 psi; 330 psi; 720 psi.

Manifold

Uniones universales y fittings para 5000 psi.

Válvulas de tapón, esfera y retención integrales.

94

4.5 PROBLEMAS FRECUENTES PRESENTES EN LA OPERACIONES CON

BOMBEO HIDRÁULICO – TIPO JET EN EL POZO LIBERTADOR 123

A continuación se indican los problemas y fallas que se produjeron durante la

producción de la bomba Jet Claw – Sertecpet en el pozo Libertador 123 (Tabla Nº 6)

Tabla Nº 6

Producción promedio con bomba Jet Claw 7-A (2010)- Pozo Libertador 123.

Fecha Q Bruto Q Agua Q Petróleo Falla o problema analizado

(bfd) (bwd) (bpd)

22/09/2010 1402,63 1206,26 196,37 Reducción de la taza de

producción - presión constante

(bomba jet)

15/09/2010 1317,09 1157,72 159,367

08/09/2010 1446,66 1241,23 205,425

20/08/2010 1234,12 1045,30 188,821 Problemas en la unidad de

bombeo (MTU) – Sertecpet -

Fuga de fluido motriz en bomba

Quíntuplex.

18/08/2010 1268,03 1072,75 195,276

04/08/2010 1509,55 1305,76 203,790

30/07/2010 1507,35 1332,50 174,853 Problemas en la unidad de

bombeo (MTU) – Sertecpet -

Cambio de asientos y bolas por

caída de presión en la inyección

25/07/2010 1850,46 1615,45 235,009

21/07/2010 1655,73 1443,80 211,933

27/06/2010 1707,68 1490,81 216,876 Incremento en el fluido motriz /

sin incremento de la velocidad de

circulación

13/06/2010 1782,53 1559,72 222,817

08/06/2010 1511,94 1325,98 185,969

95

Fuente: Sertecpet


Continuación

Fecha Q Bruto Q Agua Q Petróleo Falla o problema analizado

(bfd) (bwd) (bpd)

19/05/2010 1459,99 1283,96 176,033 Incremento en la presión de

operación - Bomba Jet produce 10/05/2010 1408,35 1241,16 167,191

02/05/2010 1484,40 1221,87 262,526

25/04/2010 1483,77 1313,13 170,633 Incremento en la presión de

operación - Bomba Jet no Opera.17/04/2010 1030,27 882,79 147,476

06/04/2010 984,92 875,31 109,608

21/03/2010 896,42 798,33 98,094 Reducción súbita de la presión

de operación - Bomba Jet no

Opera

12/03/2010 833,78 744,09 89,691

09/03/2010 968,63 866,23 102,398

23/02/2010 1003,22 899,03 104,192 Condición física de la garganta. 17/02/2010 992,53 891,29 101,238

10/02/2010 1039,08 935,02 104,056

25/01/2010 971,71 876,21 95,505 Presión en el Casing – la Bomba

no sale del asiento 15/01/2010 1039,14 938,94 100,203

05/01/2010 1051,66 952,20 99,45

96

4.5.1 ANÁLISIS DE LA REDUCCIÓN DE LA TAZA DE PRODUCCIÓN -

PRESIÓN CONSTANTE (BOMBA JET)

En este caso y en los demás se mostrará el reporte y criterios de los técnicos

representantes de la empresa fabricante, y también el análisis realizado en esta

investigación tomando en cuenta lo establecido en los manuales de operación y

mantenimiento del Sistema de Bombeo Hidráulico- tipo Jet, pertenecientes a Sertecpet

y Dresser Oil tolos; (Anexo 16).

4.5.1.1 SITUACIÓN: REDUCCIÓN DE LA TASA DE PRODUCCIÓN

Tabla Nº 7

Bomba Jet - Características

Tubing (OD): (Pulg)

Nozzles (Pulg) Profundidad (Ft)Producción máxima

(Bls/día) 27/8 2,13 4500 6000

Fuente: Sertecpet


4.5.1.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.

Después de que la empresa realizó el estudio de la bomba en el taller, los equipos y

verificó los datos de producción del pozo como presiones y niveles de producción

concluyó que las razones posibles del bajo nivel de producción fueron: taponamiento de

bomba, también una posible fuga en la línea de retorno de producción.

97

4.5.1.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.

Una vez revisado el reporte de la empresa y demás datos de la bomba, además del

taponamiento de la bomba también se concluye que hubo un cambio importante en las

condiciones del pozo al producirse un incremento del gas libre en el fluido producido, lo

cual generó una fuga en el venteo de gas o en algún punto de la sarta de tubería el cual

se revisó posteriormente. Por esta situación no hubo una eficiente transferencia de

energía entre el fluido motriz y el fluido producido

4.5.2 ANÁLISIS DE PROBLEMAS EN LA UNIDAD DE BOMBEO (MTU) –

SERTECPET

4.5.2.1 SITUACIÓN: APAGADO DEL SISTEMA; FUGA DE FLUIDO MOTRIZ EN

BOMBA QUÍNTUPLEX.

Tabla Nº 8

Bomba Quíntuplex National Oilwell® 300Q-5H - Características

Potencia entregada Potencia entregada Amortiguador de

pulsaciones

Embolo

350 HP @ 1800

rpm.

4000 psi Succión y descarga. 1 7/8” con 5” de

carrera.

Fuente: Sertecpet


98

4.5.2.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE

Una vez detectada la fuga en la bomba quíntuplex, se determinó que la causa de que el

sistema se haya apagado fue la baja succión y descarga de esta bomba. Lo que se

concluyó después de desarmar la bomba que uno de los tres émbolos no estaba

funcionando correctamente, por encontrarse atascado debido a la ruptura de sus

pasadores.


Efectivamente hubo fugas y por lo tanto problemas en el sistema debido al mal

funcionamiento de la bomba quíntuplex ya que de esta depende en gran medida la

presión de inyección o desplazamiento del fluido que ingresa al pozo y por ende a la

Bomba Jet en subsuelo. Como hubo una baja presión de inyección nos indicó que la

bomba entró en cavitación por succión anormal (escasez de fluido), lo cual desembocó

en un apagado del sistema por presión baja. En este caso para cambiar los émbolos y

pasadores se realizó los siguientes pasos:

Se apagó el motor y despresurizó el sistema, tanto en el lado de baja como de

alta presión, evitando contaminar la plataforma.

Con 2 llaves de tubo numero 36 se desconectó del plunger (Pasador) de 1 7/8”

del embolo intermedio.

Con un dado de 2 3/16” se aflojó las 4 tuercas del retenedor del stuffing Box

(Caja de relleno) y se retiró la misma.

Se realizó el cambio de Embolo y Pasadores

El ajuste de las tuercas que sostienen el stuffing Box se torquearon a 500 +- 50

lb.

Finalmente se armó la Bomba con las partes nuevas ya instaladas.

99

4.5.3 ANÁLISIS DE PROBLEMAS EN LA UNIDAD DE BOMBEO (MTU) –

SERTECPET - CAMBIO DE ASIENTOS Y BOLAS POR CAÍDA DE PRESIÓN

EN LA INYECCIÓN.

4.5.3.1 SITUACIÓN: CAMBIO DE ASIENTOS Y BOLAS EN BOMBA

QUÍNTUPLEX.


Una vez que se constató la disminución de la presión de inyección, y después que se

dejó pasar un tiempo la bomba quíntuplex no incrementó esta presión, se determinó la

necesidad de realizar un cambio de asientos y bolas en la bomba quíntuplex porque no

estaba funcionando correctamente.


Previamente al cambio de asientos y bolas fue importante descartar posibles causas de

daños en la Bomba Jet, tubería de completación y falta de fluido motriz. Una vez que se

efectuaron estas comprobaciones, para proceder al cambio de estas partes se siguió los

siguientes pasos:

Se apagó el motor y despresurizó el sistema.

Con una llave de pico Número 24 se aflojó las 5 tapas coberteras de los cilindros

Se retiró el retenedor de las canastillas, Resorte, las bolas, canastillas, el asiento

y sello de las canastillas. De igual forma para la otra canastilla.

Se limpió completamente el cilindro para inspeccionar que no hubiera

rayaduras, ni principio de corte de fluido.

100

Una vez que se cambió las bolas y los asientos se armó las partes tomando en

cuenta que por cada cilindro van 3 cellos, 2 canastillas, 2 asientos, 2 bolas, 2

resortes y 1 retenedor.

4.5.4 ANÁLISIS DEL INCREMENTO EN EL FLUIDO MOTRIZ / SIN

INCREMENTO DE LA VELOCIDAD DE CIRCULACIÓN.

4.5.4.1 SITUACIÓN: NO HAY BUENA CIRCULACIÓN DEL FLUIDO

INYECTADO


Se determinó taponamiento o daños físicos en la garganta de la Bomba Jet en el

subsuelo y de la válvula de pie.


Si el ritmo de la bomba no sube, aunque se inyecte mucho más fluido motriz al pozo,

primero hay que asegurarse que la bomba múltiplex y la presión de succión de la bomba

estén bien. Como se observó que estaba funcionando normalmente esta baja velocidad

de circulación se da por taponamiento con la acumulación de parafina en la Bomba Jet

(Garganta) o en la tubería de producción.

4.5.5 ANÁLISIS DEL INCREMENTO EN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN -

BOMBA JET PRODUCE.

4.5.5.1 SITUACIÓN: INCREMENTO EN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN.

101


Luego de observar los síntomas de los fluidos producidos se determinó que el aumento

gradual de la presión de operación se debió principalmente a que el nivel del fluido de

producción cayó gradualmente, y el porcentaje de agua (BSW) se incrementó

gradualmente. Para lo cual se sacó la bomba para la revisión de boquilla, válvulas, y

luego se incremento gradualmente la presión de inyección de la bomba con el objetivo

de limpiar cualquier obstrucción que haya en la línea de producción y sacar el

incremento del agua.


Las causas antes mencionadas son las más indicadas pero también este incremento de la

presión pudo haberse dado en gran medida por un taponamiento de la tubería de

producción, de inyección o de la bomba; la razón más probable tendría que haber sido

la acumulación paulatina de parafina en las paredes de dichas partes mencionadas. Pero

no se consideró de gran importancia esta causa ya que el petróleo producido era de una

densidad API (American Petroleum Instituto) = 35º, lo que indica que no posee en su

composición una cantidad importante de parafina.

4.5.6 ANÁLISIS DEL INCREMENTO EN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN

4.5.6.1 SITUACIÓN: BOMBA JET NO OPERA.

102


Después de sacar la bomba se determinó que la bomba (boquilla) se encontraba

taponada por acumulación de parafinas y arena. También como observaciones se

informó una posible obstrucción en la línea de producción lo cual se genera por cambio

súbito en las condiciones del pozo


Este taponamiento de la boquilla y de la línea de producción no solo se debió al cambio

súbito de las condiciones del pozo, sino también a las condiciones del fluido motriz

(deficiente procesamiento en superficie, con impurezas y emulsiones). Para solucionar

este problema se incremento la presión de inyección, para lo cual se considero subir

también gradualmente la regulación de la válvula de alivio de presión de la bomba

quíntuplex, esto debido a que la presión de operación ya estaba alta.

4.5.7 ANÁLISIS DE LA REDUCCIÓN SÚBITA DE LA PRESIÓN DE

OPERACIÓN - BOMBA JET NO OPERA

4.5.7.1 SITUACIÓN: REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN DE OPERACIÓN.


Luego de que se observo los síntomas y realizó la inspección se encontró que hay

insuficiente caudal de fluido motriz desde los tanques en superficie hasta el fondo del

pozo.

103


En este caso la Bomba Jet se encontró en buenas condiciones, por lo que la escasez de

fluido motriz fue la causa del no funcionamiento de la bomba jet, por lo que se revisó

el volumen de fluido descargado de la bomba quíntuplex, una válvula dañada o tapada

en las líneas de superficie. Por otro lado también se debe verificar si no hay daño en la

tubería de producción, en tal caso se debe retirarla y repararla si hay fuga.

4.5.8 ANÁLISIS DE LA CONDICIÓN FÍSICA DE LA GARGANTA DE LA

BOMBA JET

4.5.8.1SITUACIÓN: DESGASTE POR CORROSIÓN Y EROSIÓN


Después de sacar y revisar la Bomba Jet se determinó que por la gran velocidad que

alcanza el fluido al entrar a la garganta, en este sitio la presión es menor que la presión

de burbuja de los fluidos; lo cual provocó desgaste por cavitación.


La cavitación de la garganta en la Bomba Jet fue la principal causa de desgaste en el

momento de la producción. Pero también el fluido producido conlleva arena que fue

erosionando el material de la garganta. Por estas razonas se le cambió con una de

material y tamaño más apropiadas.

104

4.5.9 ANÁLISIS CUANDO HAY PRESIÓN EN EL CASING

4.5.9.1 SITUACIÓN: LA BOMBA JET NO SALE DEL ASIENTO


Después de que se incrementó la presión inversa (por el anular) a través del fluido

motriz la bomba no llega a superficie por lo que se produjo un atascamiento alrededor

de la Bomba Jet en el subsuelo.


La Bomba Jet se encontraba atascada alrededor del cilindro de la propia bomba por

debajo del cuello de sellamiento de la cavidad debido a la acumulación de arena lo que

estaba impidiendo que la parte inferior de la bomba pase y retorne a superficie. Para

solucionar este problema se introdujo una herramienta de pesca para recuperar dicha

bomba.

CAPÍTULO V

105

CAPÍTULO V

5.1 CONCLUSIONES.

Después de haber realizado el análisis completo del funcionamiento de la

Bomba Hidráulica Tipo Jet; se puede concluir que las partes más importantes de

dicha bomba son: la garganta, el espaciador, difusor y nozzle ya que del área de

estos elementos va a depender en gran medida la producción del pozo.

En lo referente a los elementos constitutivos de la bomba Jet se puede decir que

hay dos partes sujetas a gran desgaste que son la boquilla y la garganta. Las

partes internas de la bomba pueden ser reemplazadas y acopladas en el campo

por algún técnico. La contaminación del fluido motriz es la causa más frecuente

de daños en la bomba Jet y en la bomba triplex, ya que este retorna a la

superficie y va produciendo desgaste en las partes internas de los equipos y

empiezan las fallas.

Con la utilización de una Bomba Hidráulica - Jet en operaciones de extracción

de petróleo, se puede lograr una buena durabilidad del producto; pero analizando

los datos de producción (promedio 159 barriles de petróleo por día) durante el

año 2010 en el pozo Libertador 123 se puede decir que da como resultado una

producción relativamente baja en comparación con la producción de otros pozos

del oriente ecuatoriano, pero sin duda hay que tomar en cuenta que en este pozo

hay un gran porcentaje de corte de agua (promedio % 87,88), de ahí el bajo

volumen de crudo limpio.

106

En este caso la bomba tiene que ser seleccionada con mayor rigurosidad tanto en

lo que se refiere a la configuración entre el tamaño de la garganta y la boquilla

como los materiales de fabricación; de tal forma que al tener en el fluido

producido elementos corrosivos o desgastantes (arena) no provoque daños

considerables en la geometría de la bomba y no tener problemas de producción.

El principal problema que afecta en este pozo al Sistema de Bombeo Hidráulico

Tipo Jet es el manejo del cambio de las condiciones del pozo; principalmente

cuando se encuentra la presencia de gas tanto en solución como libre, Ya que

esto provocó que las tazas de producción bajen y la presión de operación

decrezca.

5.2 RECOMENDACIONES

Es indispensable el uso de un fluido motriz libre al máximo de sólidos

materiales abrasivos y gases, que afectaran gravemente la operación y vida útil

de la bomba en el subsuelo y de la unidad de fuerza en la superficie. Y por

supuesto de esto dependerá en gran medida el éxito y la economía del proyecto.

El Bombeo Hidráulico Tipo Jet debe ser ejecutado por personal bien capacitado

para el manejo tanto de equipos de superficie como el de fondo de pozo, para de

esta manera obtener un rendimiento óptimo y poder evitar problemas en el

funcionamiento del sistema.

Se debería usar el Bombeo Hidráulico Tipo Jet en locaciones donde no haya

acceso terrestre, ya que esto no sería un problema para la unidad de bombeo de

superficie (que se analizó en este trabajo) ya que dispone de gran facilidad para

ser helitransportado y además no requiere de una torre para la reparación de la

bomba.

107

Es recomendable que la compañía operadora capacite a su personal para que

pueda seleccionar y analizar adecuadamente el sistema de Bombeo Hidráulico

Tipo Jet en los pozos en los que está instalado este sistema de levantamiento

artificial.

Tomar muy en cuenta el fluido motriz inyectado que se encuentre en óptimas

condiciones principalmente con poco porcentaje de parafinas, lo cual puede

generar acumulaciones en las tuberías, en la bomba jet, etc.; lo cual afectaría a la

presión del sistema incrementándola sin el aumento de la tasa de producción.

ANEXOS

108

Anexo 1

Hoja de datos – medidas y tolerancia de equipos

Fuente: Sertecpet.


109

Anexo 2

Hoja de datos para diseñar bomba jet claw, de la CIA. Sertecpet.

.

Fuente: Sertecpet.


110

Anexo 3

Hoja para la selección de medidas de la válvula de pie y el NO - GO

Fuente: Sertecpet.


111

Anexo 4

Bomba Jet – Claw de la CIA, Sertecpet

Fuente: Sertecpet.


Anexo 5

Bomba Jet Claw – Sertecpet (Mantenimiento)

Fuente: Sertecpet.


112

Anexo 6

Bomba Jet – Claw con cavidad

Fuente: Sertecpet.


Anexo 7

Empacaduras Hidráulicas para BHA

Fuente: Sertecpet.


113

Anexo 8

Separador trifásico - MTU

Fuente: Sertecpet.


Anexo 9

Medidor de presión y de gas

Fuente: Sertecpet.


114

Anexo 10

Motor Caterpillar - MTU

Fuente: Sertecpet.


Anexo 11

Variador de frecuencia - - MTU

Fuente: Sertecpet.


115

Anexo 12

Programa de mantenimiento en las unidades MTU – de Sertecpet CIA LTDA

Fuente: Sertecpet.


116

Anexo 13

Variables de entrada = Operación Bomba Jet Claw

Fuente: Sertecpet.


117

Anexo 14

Diferentes tipos de completaciones: Simples, dobles y triples

Fuente: Sertecpet.


118

Anexo 15

Bomba Quíntuplex 300Q-5H

Fuente: Sertecpet.


119

Anexo 16

Guía para la localización de fallas en la operación del sistema de bombeo

hidráulico tipo jet

Indicaciones Causas Solución

1. Incremento en

la presión de

operación

Válvulas cerradas

Línea plegada en la

unidad o en el pozo

Verificar la posición

correcta de válvulas

abiertas

Verificar las líneas para

swabeo

2. Incremento

súbito en la

presión de

operación –

Bomba Jet

produce

Válvulas parcialmente o

totalmente cerradas

Acumulación de parafinas

u obstrucción en la línea

de fluido motriz, línea de

fluido o válvula

Bombear material pesado

como agua salada o lodo

Verificar la posición

correcta de válvulas

abiertas. Verificar las

líneas para swabeo

Introducir un tapón

soluble, raspador, petróleo

caliente o quitar la

obstrucción

Mantener la bomba en

funcionamiento.

3. Golpes erráticos

con presión que

varía mucho

Válvula cerrada

Nivel que cae

gradualmente. Válvula de

pie o formación que se

tapona

Acumulación de paulatina

de parafina

Incremento en la

producción de agua

Verificar que la válvula

este totalmente abierta

Subir la bomba a

superficie e inspeccionarla

Introducir un tapón

soluble, raspador o

petróleo caliente

Incrementar la presión de

la bomba

120

Continuación

4. Golpes erráticos

con presión que

varía mucho

Sección motriz fallo o se

taponó

Subir la bomba a

superficie y repararla


5. Reducción

súbita en la

presión de

operación –

bomba jet

produce

Nivel del fluido sube,

eficiencia de la bomba

sube

Falla en sello de la

bomba, lo que permite

fuga de parte del fluido

motriz

Gas pasa por la bomba

Falla de tubulares en el

subsuelo o en línea de

fluido motriz en la

superficie

Desgaste o falla de la

camisa de sellamiento

en la cavidad.

Reducción de la

velocidad

Fuga en la válvula de 4

vías

Subir la presión en la

Bomba Jet para

incrementar la

producción

Subir la bomba y

reparar el sello

Introducir un ancla del

gas, revidar línea de gas

en busca de

obstrucciones

Chequear los tubulares

– introducir una bomba

“falsa” para presurizar

la sarta de tubería. Si se

pierde presión, hay fuga

Sacra la tubería y

reparar la cavidad

Reparar o reemplazar la

válvula de cuatro vías

6. Bomba no

produce, sube la

presión, la

bomba da

golpes

Sección motriz

taponada

Línea de flujo taponada

Succión taponada

Subir y reparar la

bomba

Ubicar y eliminar

restricción en línea de

flujo

Retirar la válvula de pie

121

Continuación


7. Reducción

súbita en la

presión de

operación –

bomba no da

golpes

La bomba no está

asentada

Falla en la unidad de

producción o sello

externo

Fuga mala en la sarta

de tubería para el fluido

motriz

Fuga mala en la línea

de fluido motriz en la

superficie

Insuficiente fluido

motriz

Circular bomba para

que vuelva a asentar

Subir y reparar la

bomba

Chequear la tubería.

Retirar y repararla si

hay fuga

Ubicar y reparar la fuga

Chequear el volumen

de fluido descargado de

la multiplex; si hay una

válvula dañada; línea

de suministro taponada.

8. Caída en la

producción-

Presión

constante en

Bomba Jet

Falla en sección de

unidad que bombea

Fuga en venteo de gas,

sarta de tubería

Pozo agotado – bomba

se acelero

Fuga en línea de

retorno de producción

Cambio en condiciones

del pozo

Taponamiento en

bomba o válvula de pie

Subir y reparar la

bomba

Chequear el sistema de

venteo de gas

Reducir la velocidad de

la bomba

Ubicar la fuga y

repararla

Chequear el sistema y

el pozo

Subir y chequear la

bomba

Fuente: Sertecpet


122

BIBLIOGRAFÍA:

Dresser Oil Tools, Introducción a los Sistemas de Bombeo hidráulico

Manual de Bombeo Hidráulico KOBE – 1995.

VINICIO MELO, Sistemas de producción en campos petroleros.

Schlumberger, Artificial Lift Configuration

Manual de Bombeo Hidráulico Petroproduccion-2008

Maxi Oil & Gas de Venezuela C.A, Nomenclatura - formulación Bombas Jet

Glosario de términos petroleros y ambientales (EP. Petroecuador)

Centrilift, Manual de operaciones.

Sertecpet. Bombeo Hidráulico Jet Claw. 2008.

Sertecpet. Manual para operaciones d campo Jet Claw. 2008.

Schlumberger, Pump Training Manuel.

National Oilwell. Artificial Configuration. 2008

CORRALES, Manual Didáctico para levantamiento Artificial 1. UTE.2008.

WILSON, P. M.; Introducción al Bombeo Hidráulico;1976

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

Sertecpet Bombeo Hidráulico jet claw. 2008

National Oilwell. Artificial Lift Configuration. 2008

www.slb.com

www.petroproduccion.com

Sertecpet. Bombeo Hidráulico jet claw. 2003

Memorando Interno proporcionado por la DNH 17/01/09.

123

GLOSARIO DE TÉRMINOS.

Acción hidráulica:

Tipo de energía producida por el movimiento del agua.

Árbol de Navidad:

Instalación en la parte superior de un pozo productor de petróleo o gas, mediante el cual

se abre o se cierra el flujo. El conjunto de válvulas y tuberías se asemejan al adorno

navideño y así se le conoce en la industria.

Bomba:

Dispositivo empleado para elevar, transferir o comprimir líquidos y gases. En la

mayoría de ellas se toman medidas para evitar la cavitación (formación de un vacio),

que reduciría el flujo y dañaría la estructura de la bomba. Las bombas empleadas para

gases y vapores suelen llamarse compresores. El estudio del movimiento de los fluidos

se denomina dinámica de fluidos.

Boquilla – Nozzle –

Es una herramienta fabricada de aleación para que soporte grandes presiones, la

característica de esta boquilla es que en el extremo superior tiene un diámetro más

grande que en el extremo inferior. Esto para crear mayor velocidad y menor presión a la

salida de boquilla (extremo inferior)

El fluido motriz pasa a través de esta boquilla donde virtualmente toda su presión se

transforma en energía cinética.

124

Camisa:

Provista de ranuras que se abren y cierran a voluntad establece comunicación entre la

tubería de producción y el espacio anular y es el lugar donde se asienta la camisa.

Difusor:

Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión suficiente para

levantar fluidos a la superficie.

Espaciador:

Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la garganta, y es aquí en donde

entra el fluido inyectado.

Hidráulica:

Aplicación de la mecánica de fluidos en ingeniería, para construir dispositivos que

funcionan con los líquidos, por lo general agua o aceite. La hidráulica resuelve

problemas como el flujo de fluidos por conductos o canales abiertos y el diseño de

presas de embalse, bombas y turbinas. En otros dispositivos como boquillas, válvulas,

surtidores y medidores se encarga del control y utilización de líquidos.

Packer:

Son empacaduras sean estas permanentes o recuperables se corre la tubería de

producción.

Neplo Campana:

Va al final de la sarta de producción es donde convergen los fluidos producidos para

dirigirlos a superficie.

125

Perfil- No- Go:

Herramienta de seguridad va colocado al fondo del pozo permite colocar y accionar un

sello con los accesorios de control.

Mecánica de fluidos:

Parte de la física que se ocupa de la acción de los fluidos en reposo o en movimiento,

así como de las aplicaciones y mecanismos de ingeniería que utilizan fluidos. La

mecánica de fluidos es fundamental en campos tan diversos como la aeronáutica, la

ingeniería civil e industrial, la meteorología, las construcciones navales y la

oceanografía.

Garganta –Throat-

También se lo conoce como tubo mezclador, es la parte de área constante en donde se

mezcla el fluido inyectado y el fluido producido.

Zapata Guía:

Unidad cilíndrica de tubería corta pesada hueca y redondeada en su extremidad que

refuerza la sección inferior de la tubería y facilita su introducción a través de

irregularidades de las paredes del agujero en tareas de revestimiento.

Sustituto- Cross Over:

Sustituto o reductor de tubería que depende del tipo de rosca y diámetro de la sarta.

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