Bombas Para Petroleo Pesado

Curso de Producción Sección6.117

SECCIÓN 6.0: BOMBAS PARA PETROLEO PESADO(PCP)

PARTE 6.1: PRINCIPIO DE BOMBEO (PCP)

El principio de las PCP principio está bien adecuado a losrequerimientos de bombeo de los fluidos de un pozo. En el corazónde la PCP se encuentra el elemento de bombeo consistente de unrotor de acero endurecido, usualmente en forma de secciónhelicoidal circular simple y un estator con la forma interna dehelicoidal doble, fabricado de elastómero resistente al desgasteinsertado dentro de un tubo de acero aleado. Este último seselecciona de acuerdo al fluido del pozo. Cuando el rotor es ubicadodentro del estator se forma una serie de cavidades selladas.

Cuando el rotor gira estas cavidades progresan desde la succiónhasta la descarga, transportando de manera positiva el fluido delpozo por la columna de producción hasta la superficie sinpulsaciones. El caudal e directamente proporcional a la velocidad derotación. Por ello la bomba puede ajustarse al influjo del pozo parauna producción óptima.

El barrido constante de la línea de sellaje entre el estator y el rotorevita la acumulación de sólidos dentro de la bomba. El gas y los

sólidos que entren a la bomba pueden pasar la bomba sin causarobstrucciones o bloqueos.

6.2 Aplicaciones Apropiadas al Reservorio / Tipos de Fluidos

Las PCP son capaces de operar en reservorios de areniscas ycarbonatados. Los mejores pozos para maximizar la producción sonaquellos con camisas de 168 mm (7”) o mayores, verticales o que tienenángulos de acumulación de desviación moderados.

6.2.1 Tipos de Fluidos de Pozo: Las características del fluido del pozoson críticas a la hora de seleccionar el elastómero a emplear en elestator. El rango de elastómeros desarrollados es tal que las PCPpueden ser empleadas exitosamente en la vasta mayoría de los


fluidos encontrados en los campos, en pozos de capa de metanoen capa de carbón y en pozos de agua.

Existen algunas limitaciones con relación a los tipos de fluidos. Lossiguientes detalles describen las aplicaciones actuales deelastómeros en cuanto a parámetros de temperatura:

i) Solventes aromáticos como el benceno, xileno y tolueno:menos de 15% a 40 º C, 5% a 60 º C, y 3% a 80 º C.

ii) Sulfuro de Hidrógeno ( H2S ): Hasta el 6 % a 40 ºC enpresencia de solventes aromáticos. La aplicación exitosaregistrada de mayor porciento en ambientes de H2S es de7% a 30ºC.

6.2.2 Abrasión: El funcionamiento conjunto de rotores de cromo duro yestatores blandos resistentes brinda mayor tolerancia a losabrasivos. Por ello las PCP manera fluidos con alto corte de arenade manera tan eficiente. Donde quiera que exista abrasión elempleo de de bombas de mayor flujo (para reducir la velocidad)con alturas mayores que la mínima requerida (para reducir elresbalamiento) reducirá el desgaste.

6.2.3 Viscosidad: Las PCP pueden manjar fluidos muy viscosos demanera muy efectiva. Los diseños iniciales y aplicaciones estabanconcentrados en la producción de crudos pesados en el Oeste deCanadá y en el este de Venezuela. Por diseño, las PCP tienen lacapacidad de apretar crudos espesos y viscosos en cada cavidadprogresiva. Es importante conocer cual es la viscosidad del fluidodel pozo en las condiciones de bombeo, dado que el dimensionadode la bomba depende de ello. La viscosidad es impactada por latemperatura de forma inversamente proporcional.

6.2.4 Temperatura: Se han desarrollado elastómeros de altatemperatura para su uso en aplicaciones de Drenaje de Vapor porAsistido por Gravedad (SAGD). Están en la actualidad en los 160ºC con buena resistencia a la abrasión. Se realizan en el momentopruebas de campo.


6.2.5 Crudo Ligero y Alta Temperatura: Existen en el momentoelastómeros en operación con crudos de 30º API a 110 º C. Lasbombas para estas aplicaciones se han ubicado a profundidadesde 2400 metros con niveles de fluidos del orden de los 2000metros.

6.2.6 Pozos Desviados: Las PCP pueden funcionar en todas lasposiciones: horizontal, inclinado y vertical. El problema en lospozos no verticales es la fricción entre el vástago y el tubing queresulta en el desgaste y el incremento del torque en la columna devástagos.

6.3 Revisión de los Componentes de las PCP

6.3.1 Bombas PC

Como mencionamos anteriormente el principio de operación de las PCPes mover el fluido a través de las cámaras selladas positivas creadas porel movimiento de rotación del rotor dentro del estator. El material usadoen el estator debe ajustarse al ambiente de producción para el mejordesempeño de bombeo en el ciclo de vida de la bomba.

El caudal y la presión están limitados por la camisa, el tubing o lascombinaciones de vástagos.

La capacidad volumétrica de las PCP es actualmente de 1000 m3/d(6000+bpd) máximo. La capacidad de presión es de 30 MPa (3000 m). Setrabaja para lograr caudales de 2000 m3/d.

La combinación de caudal y altura afecta el dimensionado de la bomba.La opción para una bomba de longitud determinada es entre mayorcaudal y menos altura, o menos caudal y más altura. No es posiblecombinar grandes caudales con grandes alturas. Existe un límite deresistencia que los vástagos pueden soportar. La vida útil de una bombaes óptima si esta rota a velocidad moderada y tiene una altura de un 30 %sobre la esperada operacional.


Las PCP se fabrican para conectarse con roscas de tubing API (API EUE2 3/8 “, 2 7/8”, 3 ½” y 4”) los diámetros exteriores de las bombas lepermiten ajustarse dentro de las camisas API comunes (4 ½”, 5 ½, 7”, 95/8”, etc.).

Figura 35

Figura 36


Figura 37

Figura 38


Figura 39

6.2 Vástagos o Varillas de Succión

Las varillas convencionales fueron diseñadas para transmitir elmovimiento vertical de los gatos de extracción a las bombas reciprocantesde profundidad. En esa configuración los vástagos soportaban un solociclo axial de carga.Los mismos vástagos se emplean de conjunto con las PCP para transmitirel movimiento rotacional del sistema motriz de superficie al rotor de labomba de profundidad. En esta nueva configuración las fuerzas ejercidassobre los vástagos son diferentes.

Estas consisten en:i) Una carga axial que en vez de ser cíclica es constante,ii) Un que torque que transmite el movimiento rotacional y es

también constante.

Estas fuerzas se combinan para inducir tensión en estos vástagos. Dichatensión debe ser mantenida por debajo de un valor máximo permisiblepara prevenir fallas en los vástagos. El valor máximo se alcanza en laparte superior de la columna de vástagos.


Para los vástagos grado D, que deben ser preferidos a los de menorgrado, se recomienda un valor máximo de 65 daN/mm2 o 91.000 psi.

6.2.1 Desarrollo de los Vástagos Motrices: Las aplicaciones PCP hanido más allá de las medidas tradicionales para los vástagos desucción. Se han desarrollado nuevos vástagos de succión motricesen diámetros de 1 ¼” y 1 ½”. El vástago PCP es específicamentediseñado hueco con conexiones premium para la transmisión detorque.

6.3 Bombas PC y Accesorios de los Vástagos

6.3.1 Centralizadores de Vástago: El desgaste rotacional del tubingpor los vástagos puede evitarse con centralizadores no giratorios.En un pozo vertical solo se requieren 5 centralizadores. La cargalateral vástago / tubing puede ser calculada de las medidasdireccionales en los pozos desviados u horizontales. El uso de loscentralizadores en estas aplicaciones debe ser según lasrecomendaciones de los fabricantes.

6.3.2 Bushing Tope: Se monta en el extremo inferior del estator paraposicionar correctamente el motor durante la instalación de labomba.

6.3.3 Ancla de Torque: Evita la rotación del estator de la PCP o deltubing dentro de la camisa debido al torque rotacional.

6.3.4 Sistema Inserto: La bomba completa es corrida en los vástagosde succión e instalada en el nipple de asiento de la bomba (PSN)en el tubing en una sola operación.

6.3.5 Colgador de la Bomba: El estator es corrido con los vástagos desucción o con línea de cables y el colgador es colocado en lacamisa. La herramienta de ubicación es extraída y el rotor corre enlos vástagos de succión.

6.4 Cabeza Motriz

Las funciones de la cabeza motriz son:


i) Transmitir el torque rotacional generado en el sistema motriz ala columna de vástagos y de ahí al rotor de la PCP.

ii) Soportar la carga axial que ejercen el peso de la columna devástagos y el fluido dentro del tubing.

iii) Aislar la unidad motriz del fluido del pozo.iv) Conecta la "T" de flujo a la unión tipo martillo.

Todos los modelos incluyen: el prense, un eje hueco motriz, el ejehexagonal deslizante y el freno contragiro

6.5 Prense

Se emplea para aislar la cabeza motriz de los fluidos del pozo. El selladose asegura por el uso de un varilla pulida de 1 1/4 " o 1 1/2" y unaempaquetadura hecha de una combinación de aramida, teflón y materialgrafitado que optimiza la vida del sello y resiste fluidos abrasivos.

La glándula de bronce que se coloca por arriba de la empaquetadura y losmanguitos o bushings que se ponen por abajo ayudan a estabilizar lavarilla pulida y a reducir el salidero. Cualquier escurrimiento residual esdirigido al contenedor por la manguera de drenaje.

6.6 Eje Hueco Motriz y Eje Hexagonal Deslizante

El eje hueco transmite el torque al hexagonal que a su vez estáconectado con el extremo superior de la varilla pulida. La razón para eldiseño hueco es la de permitir que la varilla pulida sea elevada por lacabeza motriz para retraer el rotor del estator mientras se mantienehermético el cabezal del pozo. Esta operación permite la contra limpiezade la bomba para eliminar arena que se acumula en la descarga. Ademásde equiparar las presiones del tubing y el espacio anular antes de que lacabeza motriz sea desarmada. Esto último es muy importante ya que lapresión de fluido en el tubing puede causar la rotación en sentidocontrario de la cabeza motriz de forma inesperada.

Otra importante característica de seguridad es que permite que el rotorpueda ser trabajado verticalmente en el estator mientras se mantiene unaconexión al freno. Esto rompe la fricción estática entre el rotor y el estator


ayudando a eliminar la presión excesiva del fluido, que pudierapresentarse en caso de atascamiento del rotor. Las presiones excesivasdel fluido pueden causar peligrosas velocidades en contragiro, que debenser controladas por el freno de la cabeza motriz.

El eje hexagonal deslizante también permite el espaciado fino fuera delrotor y dentro del estator.La carga axial está suspendida a través de la varilla pulida desde unaabrazadera de 6 tornillos con perfil hexagonal abrazado al eje hexagonal.

El eje motriz es apoyado por tres grandes rodamientos esféricos:i) Un rodamiento de empuje axial que soporta la carga axial, yii) Dos rodamientos radiales que soportan la carga radial.

6.7 Freno Contra Giro

Es parte esencial de la cabeza motriz. Cuando la bomba está funcionandoel torque requerido para elevar los fluidos convierte la columna devástagos en un poderoso resorte que tiende a mover al equipamiento desuperficie en sentido contrario cuando se interrumpe la energía. Ademásla altura hidrostática en el tubing tiende a mover el motor en la mismadirección contrarreloj convirtiendo la bomba en un motor. Ambos efectosse adicionan y sin la presencia del freno el sistema motriz pudieraalcanzar velocidades excesivas constituyendo un serio peligro a laseguridad.

La función del freno es controlar la velocidad de contragiro y mantenerla aun determinado nivel.

6.8 Sistema Motriz

Consiste de un motor y un sistema de reducción de velocidadmecánicamente conectado a la cabeza motriz.

6.8.1 Motor: La mayoría de las PCP usan motores eléctricos, aunquecualquier otro tipo de motor aceptable en los campos petrolerospuede emplearse, como los hidráulicos. De no existir energía


eléctrica disponible puede emplearse un motor de combustióninterna o de gas.

Los motores eléctricos son típicamente trifásicos de inducción,clasificados por su potencia, voltaje, amperaje y frecuencia. Lasconfiguraciones de energía pueden requerir la transformación delvoltaje y la corriente para coincidir con las del motor y elcontrolador del motor.

6.8.2 Sistema de Reducción de Velocidad: Este permite el ajuste dela velocidad de la bomba y transmite el torque al eje motriz. Puedeser fijo o de velocidad variable.

i) Velocidad Fija: la reducción se logra por poleas ycorreas o por reductores dentados.

ii) Velocidad variable: las dos posibilidades son el motorhidráulico o el eléctrico con convertidor de frecuencia.


6.9 Accesorios de la Cabeza Motriz

6.9.1 Varilla Pulida

Se inserta una varilla pulida entre el eje hexagonal y la columna devástagos, la longitud de esta varilla debe ser de al menos 5 pies (1.5metros) sobre la del rotor. Sus funciones son las siguientes:

i) Transmitir el torque a la columna de vástagos.ii) Junto con el prense asegura la hermeticidad en la cabeza

motriz.iii) Permitir elevar el rotor fuera del estator cuando se requiere el

contra lavado de la bomba.

6.9.2 Limitador de Torque

Su función es proteger los vástagos contra el torque excesivo y con elloreducir la carga del freno contragiro. Existen dos tipos disponibles:eléctricos y mecánicos.

6.9.2.1 Mecánico: Se emplea solo con el sistema motriz deángulo recto. Es un embrague montado en una polea motriz quese desengancha totalmente cuando el torque excede un valorpre ajustado previamente. El motor puede ser apagado cuandoel embrague se desengancha por medio de:

i) un interruptor de baja presión en el manifold hidráulicoque controla el freno.

ii) por medio de micro interruptor contactado por un platoen el embrague.

6.9.2.2 Eléctrico: Puede usarse con todos los sistemas motricesque utilicen motores eléctricos. Consta de un circuito interruptorcontrolado por el amperaje del motor. El amperaje esproporcional al torque, por ello los valores máximos de ambosestán relacionados. El motor se apagará cuando la carga deamperaje sea excedida.

La ventaja de este sistema es que permite re-inicios automáticoso remotos.


LA CABREZA MOTRIZFigura 40


6.10 Materiales de los Elastómeros

El elastómero es realmente el corazón de las PCP. Los materiales se hanseleccionado para constituir el perfil interior del estator por sus propiedadesde resistencia. Esta cualidad hace posible diseñar bombas con un ajuste deinterferencia entre el rotor y el estator que crea un sello hermético entre lascavidades.

6.10.1 Factores Limitantes

Los elastómeros se construyen de materiales “vivos”, sus propiedadespueden verse afectados de manera adversa por los parámetros quecaracterizan el fluido del pozo tales como:

i) Gravedad del crudoii) Corte de aguaiii) Relación Gas –Liquido (GLR) a la profundidad de la bombaiv) Temperatura a la profundidad de la bomba

O la presencia de agentes físicos o químicos, tales como:i) Partículas abrasivas (arena)ii) Agentes agresivos

- Solventes aromáticos- Dióxido de Carbono (CO2)- Sulfuro de Hidrógeno (H2S)

Los cambios más comunes en las propiedades mecánicas y susconsecuencias son:

i) Hinchazón, lleva a excesiva interferencia,ii) Endurecimiento, lleva a la pérdida de la resistencia,iii) Ablandamiento, debilidad y deterioro del sellaje.

La selección de los elastómeros es un paso crítico en el diseño de unsistema PCP, este determina en gran medida el desempeño y la viudade la bomba. La selección adecuada requiere del conocimiento precisode las condiciones del pozo y de la composición de los fluidos. No esfactible el brindar un procedimiento paso a paso para la selección deun elastómero. Es necesario analizar la mejor coincidencia entre laspropiedades del elastómero y las condiciones del pozo. Por ello una


discusión general de los principios de los elastómeros se brinda acontinuación. También las discusiones de la formulación general, laresistencia física y química y el marco de aplicación desarrollado apartir de la experiencia de campo.

6.10.2Principio de los Elastómeros

El elastómero es un material con “memoria”, es deformado por unafuerza pero regresa a su forma original cuando es liberado de esta.Para ser aplicable a las PCP el tiempo de reacción debe ser corto.Algunos polímeros tienen la memoria requerida para ser elastómeros,pero no todos los polímeros son elastómeros.El término goma se le aplica a los elastómeros hechos de butadieno ypolímeros de isopreno. Más allá de ello el término no tiene significado(el butadieno es sintético y el isopreno se produce del árbol de lagoma). Estos son dos polímeros que se han empleado para fabricarelastómeros por mucho tiempo. Es difícil lograr la combinación depropiedades físicas y resistencia química con elastómeros basados enel polímero butadieno.

El aditivo más significativo para los polímeros en la fabricación delelastómeros es otro polímero llamado acrilonitrilo, o conocido como“Nitrilo”. El nitrilo mejora la fortaleza y la resistencia química delbutadieno, aunque también aumenta la dureza del elastómero.

Todos los elastómeros hechos con nitrilo se hincharán en el agua, noobstante, estos son oleofílicos. Esto significa que atraerán una capaprotectora de crudo aún en una mezcla crudo – agua con solo trazasde crudo. En otras palabras la inflamación de estos elastómeros enagua no es un problema en los pozos de petróleo, sin importar cuanalto sea el corte de agua.

El sulfuro de hidrógeno (H2S) causa el endurecimiento, encogimiento yruptura de la goma de la superficie hacia adentro. El azufre en el H2Scausa el enlace cruzado de las cadenas de polímeros produciendo unefecto como la súper vulcanización. Las investigaciones indican que elH2S ataca el acrilonitrito más rápido que al butadieno. Por ello loselastómeros con mayor contenido de nitrilo tienden a tener menos


resistencia al H2S, en función de la resistencia que los otros aditivospuedan contribuir. El efecto de los solventes aromáticos es el opuestoal del H2S, por lo que en presencia de estos el efecto del H2S tiende adesaparecer. Es muy difícil encontrar H2S sin aromáticos. Vale notarque altas concentraciones de nitrilo resultan en alta resistencia al CO2.

Los solventes aromáticos causan que los elastómeros se ablanden yse hinchen, esto se acompaña del debilitamiento del elastómero. Lalucha contra los efectos de los solventes aromáticos es un problemamayor. El nitrilo es el aditivo primario empleado para resistir los efectosde los aromáticos.

Los elastómeros deben tener la resistencia a la “DescompresiónExplosiva” para sobrevivir viajes fuera del pozo y las paradas en elmismo con bajos niveles estáticos de fluido. Cuando la bomba operaen el pozo con gas libre en el fluido el gas logra permear el elastómero.La presión se reduce cuando el estator es extraído del pozo y el gas seexpande. Por ejemplo, si la bomba ha estado operando con una alturade 1000 m en la descarga el gas habrá permeado el elastómero bajouna presión de 10,000 kPa en el extremo de la descarga. Mientras elestator alcanza la superficie el gas se habrá expandido 100 veces. Sieste gas no es liberado por la permeabilidad diseñada del elastómerose formarán burbujas bajo la superficie del elastómero. Estas tienen laapariencia de ampollas y el estator estará arruinado ya que la gomaestará cortada por debajo de la superficie debido a la formación deesas burbujas. Este fenómeno es conocido como “DescompresiónExplosiva”, también puede ser causado mientras el estator está en elpozo por la repentina liberación de presión que ocurre cuando el fluidoes drenado fuera del tubing durante una parada.

6.10.3 Rango de Variedades Disponibles

Existe un amplio rango de elastómeros producidos que puede manejarla mayoría de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo yagua. A continuación y a manera de ejemplo le ofrecemos una lista deelastómeros de una compañía de elastómeros, y en la figura 41 (Guíade Aplicación de Elastómeros) se muestran las áreas de aplicación.


159 177 194 198 199 203 204 205

Abrasión B A A A C A B A

Ampollas deGas

A C B B A C A B

CrudosPesados

A - A B C - B A

CrudosMedios

A - B B A - B B

CrudosLigeros

C - C C A - A C

Aromáticos B - C C A - A C

C02 B A C B B A A C

H2S B C B A B C A C

Pozos deAgua

B A C C C A C A

Temp. Max.ºCelsiusFahrenheit

120248

100212

100212

160320

110230

100212

80176

100212

Escala: A - Excelente B – Promedio C –Insatisfactorio

GUÍA DE APLICACIÓN DE ELASTÓMEROSFigura 41

159 Co-polímero butadieno-acrilonitrilo con 45% de nitrilo. Esteelastómero ha probado ser el más versátil de todos y el estándarcontra el que la fortaleza y resistencia química de los demáselastómeros es comparada. Es también el estándar empleadopara definir la temperatura en las especificaciones del rotor. Laresistencia a los aromáticos es aceptable (hasta 6% a 30ºCelsius). Se desempeña bien a temperaturas de hasta 120 C yla resistencia a la abrasión es aceptable (buena hasta los 40C). Las resistencias al corte y a la rotura son excelentes. Lamejor ventaja que ofrece es su excelente resistencia a ladescompresión explosiva.


177 Elastómero de polietileno clorosulfanto. Tienen excelenteresistencia a la abrasión, superior resistencia a la inflamaciónpor absorción de agua (ver elastómero 203) y buena resistenciaal CO2. Sin embargo no tolera la mínima traza de hidrocarburos,la resistencia a la ruptura es pobre, por lo que las bombas coneste elastómero deben funcionar con bastante holgura en elajuste del rotor. Este elastómero fue formulado para pozos deeliminación de agua en lechos de carbón metano.

194 Elastómero butadieno acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo.Fue diseñado para crudos pesados con alto contenido de arena.La resistencia a la abrasión es buena y la suavidad (shore “A”de 58 comparada con 75 para el 159) realmente reduce eldesgaste en los rotores en condiciones abrasivas. La resistenciaal cizallamiento es excelente por lo que las alturas de presión delas bombas con este elastómero no necesitan ser reducidas. Laresistencia a la ruptura es buena, aunque no se recomiendanrotores apretados. El límite recomendado de temperatura es de100 ºC. Este elastómero ha probado ser bueno para pozos deagua y para la eliminación de agua en pozos de gas.

198 Elastómero butadieno acrilonitrilo hidrogenado (“HNBR”), (no lagoma). El NHBR fue desarrollado para hacer elastómeros conmejor resistencia al H2S y la temperatura que la goma. Laresistencia a la abrasión es buena y la resistencia alcizallamiento es excelente (al igual que a la ruptura) por lo quelas alturas de presión de las bombas con este elastómero nonecesitan ser reducidas.

Desafortunadamente, no resiste los aromáticos tan bien comolos elastómeros tipo goma. Uno de los fabricantes lo recomiendapara temperaturas de hasta 160ºC basado en pruebas de bancocon crudo Venezolano de 8 grados API. Su uso no ha sidoexitoso en pozos con recuperación térmica debido a los picos detemperatura, demasiado altos para el tamaño del rotor.


199 Co-polímero butadieno – acrilonitrilo con 50% de nitrilo. Estepolímero tiene buena resistencia a los aromáticos, se ha usadocon éxito en presencia de 13% de aromáticos a 40ºC. Tienenpobre resistencia a la abrasión, mientras que la de cizallamientoes excelente. Las alturas de presión de las bombas con esteelastómero no necesitan ser reducidas. La resistencia a latemperatura es tan buena, o ligeramente mejor que la de la 159.

203 Elastómero de polietileno clorosulfanatos. Tienen excelenteresistencia a la abrasión, resistencia superior a la inflamaciónpor absorción de agua y buena resistencia al CO2. No toleran lamínima presencia de hidrocarburos. La resistencia alcizallamiento es excelente, pero la de ruptura es muy baja. Noobstante, por lo que las alturas de presión de las bombas coneste elastómero no necesitan ser reducidas mientras tanto seempleen rotores con holgura en el ajuste con el estator. Esteelastómero fue formulado para la eliminación de agua en lechosde carbón metano.


204 Co-polímero butadieno de fluorocarbono. Este elastómero fuedesarrollado para una mayor resistencia a los aromáticos y losgases ácidos (CO2 y H2S). Las bombas fabricadas con esteelastómero han operado por tres años en pozos 28% de CO2 =3 % H2S en el gas y 3% de aromáticos en el crudo sin aumentarla corriente ni en 1 Ampere. También han sobrevivido variasveces a la extracción de la unidad fuera del pozo por agujerosen el tubing, etc. La resistencia al cizallamiento es baja y a laruptura es buena. Los valores de altura de presión deben serreducidos en un 60% y deben emplearse rotores con holgura ensu ajuste.

205 Elastómero butadieno – acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo.Este elastómero fue diseñado para crudos pesados con altoscontenidos de arena. Es más blando que el 194 y reducenotablemente el desgaste del rotor en condiciones abrasivas. Laresistencia a la abrasión es buena, al cizallamiento es excelentepor lo que las alturas de presión de las bombas con esteelastómero no necesitan ser reducidas. La resistencia a laruptura es buena, aunque no se recomiendan rotores ajustados.El límite recomendado de temperatura es de 100ºC. La ventanade aplicación de este elastómero se ha ampliado a losaromáticos y al H2S.

Fluorocarbonos: Existe otro tipo de elastómeros, los co-polímeros defluorocarbonos – butadienos, estos son adecuados para crudosligeros, resistentes a los aromáticos, generalmente presentes enlos crudos livianos, y al H2S. Este elastómero ha sido probadocon éxito en crudo de 42 grados API (densidad específica =0.81) con 12.6 % de aromáticos y 1% H2S.

El punto débil de estos elastómeros es el deterioro de suspropiedades mecánicas con la temperatura. Las temperaturamáxima de servicio es de alrededor de 80 C (176 F).Igualmente sus propiedades mecánicas son menores que las delos co-polímeros acrilonitrilo – butadienos, por lo que el valor dela altura de presión de estas bombas debe ser reducido en un50% con este elastómero.


6.11 Instalación de una Bomba PC6.11.1 Procedimiento de Pre-Instalacióni) El pozo debe ser limpiado, eliminados todos los sólidos del

fondo previo a la instalación de la bomba.ii) Asegurar que el rotor y el estator estén ajustados

adecuadamente. Los números de serie están ubicados en laparte superior del estator y el rotor. El número en el rotor debecoincidir con el último número del estator.

iii) Debe colocarse una barra de identificación en el fondo delestator.

iv) Todas las conexiones son apretadas de acuerdo a lasespecificaciones API.

6.11.2 Instalación del Estatori) Unir el estator al fondo del tubing con la barra de profundidad en

el fondo. (debe colocarse también una unión de no giro, PSN ode cola).

ii) Instalar el tubing en línea con la especificación de torque segúnla API.

iii) Se recomienda que al anclar el tubing que la entrada de labomba quede por debajo de las perforaciones para laseparación del gas.

6.11.3 Instalación del Rotori) Se corre el rotor dentro del pozo empleando las varillas de

succión o una columna continua de vástagos.ii) Se une el rotor al primer vástago de longitud completa o

vástagos continuo (evitar los vástagos pony).iii) Apretar los vástagos de succión por la especificación API.iv) Justo antes de entrar el estator registre el peso del vástago.v) Los vástagos deben rotar a favor del reloj indicativo de que el

rotor está entrando en el estator.vi) Continuar bajando la columna de vástagos hasta que la columna

completa este descansando sobre la barra de profundidad y elindicador de peso marque cero.

vii) Marque los vástagos en la T de flujo. Eleve y baje el vástago 2 o3 veces para asegurar que el rotor este realmente sobre la barrade profundidad.


Recoja el peso del vástago. Recoja 12” de la barra de profundidad. Continue recogiendo el estiramiento del vástago.

- 3/4” vástago – 3.5 pulgadas por 1000 pies.- 7/8 “ vástago – 2.5 pulgadas por 1000 pies.- 1” vástago – 2 pulgadas por 1000 pies.

viii) Marque los vástagos de nuevo en la T de flujo, esta es laposición de operación del rotor.

ix) Mida la altura del cabezal del pozo y adicione de 6” a 12” para elajuste de la varilla pulida por encima de la T de flujo.

x) Asegure que la varilla pulida es más larga que el rotor paraejecutar las operaciones de purgado del rotor.

xi) Elimine o instale los vástagos o vástagos pony para acomodar lavarilla pulida.

xii) Instale el sistema motriz y ajuste la varilla pulida.

6.11.4 Instalación de la Cabeza Motrizi) Enrosque la mitad hembra de la unión martillo en el ajuste de la

cabeza del pozo en la cabeza motriz.ii) Eleve la varilla pulida alrededor de 1.5m (5 pies). Ajústela y

elimine la abrazadera anterior.iii) Recoja la cabeza motriz de forma tal que se mantenga vertical

bájela en el pozo de forma tal que la varilla pulida entre elprense y el eje hueco motriz.

iv) La varilla pulida ahora sobresale del eje hueco. Apriete laabrazadera por encima del eje hexagonal y conecte el ensamblea la varilla pulida.


v) Una la varilla pony al eje hexagonal, eleve ligeramente lacolumna de vástagos y elimine la abrazadera de la varilla pulida.

vi) Conecte la cabeza motriz a la T de flujo a través de la uniónmartillo.

vii) Baje la columna de vástagos lentamente. El eje hexagonal entraen el eje hueco y la abrazadera se asienta en el tope del ejehueco.

viii) De ser necesario modifique el ajuste de la abrazadera paraajustar la posición del rotor.

El rotor es de nuevo correctamente espaciado y la cabeza motriz estálista para su instalación en el sistema motriz.

6.11.5 Instalación del Sistema Motrizi) Atornillar la base del motor en el platillo de la cabeza del pozo.ii) Fijar la base deslizante del motor y colocar el motor.iii) Instalar las poleas.iv) Ajustar la altura del motor de forma tal que ambas poleas estén

al mismo nivel.v) Instalar las correas y ajustar la tensión por medio de tensores en

la base del motor.vi) Colocar la guardera de las correas.

6.12 Problemas de Operación y Mantenimiento de las PCP

Las unidades PCP requieren de poco mantenimiento. En lo siguiente seasume que los componentes de la unidad (cabezal motriz, rodamientos,motor, modelo de la bomba, etc.) han sido correctamente dimensionados oseleccionados.

6.12.1 Unidad Motriz

El único mantenimiento requerido es la lubricación del cuerpo de lacabeza motriz y el prense. Si el salidero es excesivo y no puede serreducido debe cambiarse la empaquetadura.


6.12.2 Bomba de Profundidad

En general también la bomba requiere de poco mantenimiento. Cuandola eficiencia no es satisfactoria la bomba debe ser reemplazada. Sinembargo, a través de la observación y las pruebas de taller se puededecidir que uno de los elementos de la bomba el estator, el rotor, oambos pueden ser reutilizados. Como el caso del estator con el rotornuevo o el rotor renovado con un nuevo cromado superficial reutilizadocon el estator anterior o con uno nuevo.

6.12.3 Problemas OperacionalesLa mayoría de los problemas operacionales encontrados en lossistemas PCP puede ser evitado o minimizado si:

i) Los datos empleados para el dimensionado de la bombason representativos de las condiciones del pozo.

ii) El dimensionado se ha realizado en concordancia con losparámetros leídos en las gráficas y/o aquellossuministrados por el programa de diseño.

iii) El modelo de bomba seleccionado tiene un rango de alturaque excede el operacional en un 25 a 30%

iv) Los datos del fluido son confiables y permiten unaadecuada selección del elastómero.

v) Si se han insertado centralizadores en la columna devástagos de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

vi) El espaciado del rotor ha sido realizado cuidadosamente deacuerdo al procedimiento sugerido por el fabricante.

6.12.4 Superficie

Las cabezas motrices de calidad son muy confiables si son mantenidasadecuadamente. Entre los posibles raros problemas están:

i) Falla de la varilla pulida o de la abrazadera de esta.ii) Falla del freno contra giro.iii) Cabeza motriz desenroscada de la T de flujo.iv) Mala alineación del rodamiento axial de empuje.


El único otro problema común es que el prense pudiera tener salideroexcesivo o demasiada vibración en la columna motriz.

6.12.5 Fondo del Pozo

Los siguientes problemas no deben ocurrir si se han seguido losprocedimientos correctos de diseño e instalación:

i) Falla del estatorSi se selecciona el elastómero mejor adaptado a lascondiciones específicas del pozo (fluido, temperatura, etc.)su nivel de desgaste será normal y no ocurrirá sudesdoblamiento.

ii) Falla del Coupling del VástagoNo existirán problemas si se emplea un buen programa dediseño para determinar las medidas del vástago. En casode pozos no verticales emplee centralizadores para reducirel desgaste coupling / tubing.

iii) Falla del Vástago por Torque ExcesivoNo debe haber problemas si se emplean losprocedimientos adecuados para determinar las medidas delvástago.

iv) Falla del Tubing por Desgaste Vástago / TubingEl desgaste del tubing se evita con el uso decentralizadores.

v) Falla del CentralizadorEn pozos no verticales emplee el número decentralizadores indicado por el programa de diseño. Encaso de desgaste por abrasión use centralizadores con ejede cromo y couplings de vástago cromados.

6.12.6 El Rotor

El rotor, por un variado número de razones, estar involucrado enproblemas de fondo:


i) Incorrecto EspaciadoSi el rotor ha sido posicionado muy alto la eficiencia de labomba se reduce, ya que el número de etapas efectivas esmenor.

Si el rotor ha sido posicionado muy bajo es probable que sehaya asentado en el manguito tope, en tal caso el vástagoinferior bajo compresión se jorobará ligeramente ysometerá la cabeza del rotor a flexión alternativa. Estasituación lleva, mas tarde o más temprano, a la rotura d lacabeza del rotor.

ii) Uso de vástagos con resistencias de tensióninadecuadas

La columna de vástagos puede sufrir alargamientopermanente, lo que lleva a la rotura del rotor, como seexplicó anteriormente. Esto no sucederá si se empleanrotores estándar de las medidas adecuadas.

iii) Presencia del ancla del tubing:Después de la arrancada de la bomba el tubing y lacolumna de vástagos se calientan por el fluido que viene dela formación, si el tubing está libre de moverseverticalmente ambos sufren aproximadamente la mismaelongación térmica.

Sin embargo, si existe un ancla de tubing el extremoinferior del tubing no se puede mover, ni tampoco elestator. No obstante la columna de de vástagos si seelonga: el rotor baja dentro del estator y posiblemente seasiente en el manguito tope.

Ejemplo:Longitud de la columna de vástagos 1500 mIncremento promedio de la temperatura del tubing 25º

Celsius


Coeficiente de elongación térmica del acero0.00

0012/CElongación de la columna de vástagos 0.45 m


Esta elongación excede significativamente la longitudinterior del manguito tope (0.30m) y por ello puede causarque el rotor contacte el tope y se rompa mientras gira.

6.13 Vigilancia, Producción y Optimización de las PCP

Las dimensiones y materiales inicialmente seleccionados para las PCP sonlos elementos clave para una vida exitosa. Una vez que el sistema está enfuncionamiento en condición estable, es importante establecer un sistema devigilancia de rutina. Los operadores de campo deben estar entrenados en loselementos básicos de las PCP de forma tal que sepan que observar en el sitiode las PCP y que significa.

La unidad debe ser chequeada visualmente cada día para asegurar quefunciona y que nada inusual está ocurriendo. La carga de amperes debe serrevisada en busca de cambios de patrones. Todas las válvulas y presionesdeben ser revisadas también.

La recogida de datos técnicos del sitio de las PCP puede ser parte de lasresponsabilidades del operador. Algunos sistemas PCP pueden serequipados con dispositivos sofisticados de medición y transmisión de datospara el envío de estos a la base de datos central. Estos datos puedendespués ser analizados por medio de varios softwares.

6.13.1 Recolección de Datos

Después que la unidad ha sido exitosamente instalada e iniciada seinicia la importante tarea de recoger y mantener buenos registros sobrela operación del pozo. Nunca esta lo suficientemente recalcado elhecho de la importancia de la recolección de buenos datos deproducción y operación de una instalación. Estos datos se emplearánpara:

i) Revisar el diseño instaladoii) Re-dimensionar de ser necesarioiii) Determinar y prevenir posibles problemas que pudieran

causar una falla.


iv) Permitir la comunicación entre operaciones e ingeniería.v) Evaluación económica.vi) Como ayuda para el análisis y determinación de las

razones de alguna falla.

Es importante tener buena información de producción a lo largo de lavida de operación de cualquier sistema PCP. Si la bomba no sedesempeña como se espera los datos anteriores pueden revisarsepara determinar la acción correctiva necesaria. Si se determina que elpozo está equipado con la bomba incorrecta se debe contactar alvendedor para armar una unidad de dimensiones adecuadas.


Si parece que la falla pudiera ocurrir debido al volumen bombeadoentonces debe plantearse un cambio de bomba lo antes posible. Si labomba no produce la cantidad de fluido disponible en el pozo deberealizarse un cambio de bomba siempre que la economía seafavorable.

La meta final es la de hacer coincidir el mejor sistema de bombeo,capaz de mantener caudales de producción máximos, con todos lospozos del campo. Para alcanzar esto se deben recolectar buenos datosy analizarlos con el tiempo.

Pueden recolectarse datos valiosos de los sistemas PCP para elmonitoreo de su desempeño, estos datos son:

i) Caudal de crudoii) Caudal de aguaiii) Caudal de gasiv) Nivel de fluido producido por presión de entrada en la

bombav) Presión en el tubingvi) Presión en la camisavii) Temperatura en el fondo (de ser posible)viii) Velocidad de operación en RPMix) Frecuencia de operación si se emplea un VSDx) Amperajexi) Voltajexii) Fecha de registro

La información anterior puede ser recogida diariamente,semanalmente, mensualmente o en cualquier otro intervalo de tiempoapropiado para la operación de las PCP. Existen software para analizarlos datos y trazar tendencias de los dato con el tiempo para los pozosen el campo. Este es un buen método para optimizar la producción,extender la vida de las PCP y controlar los costos de toda la operación.


6.14 Datos Económicos

Las PCP por lo general cuestan menos que los otros sistemas, ya sea lasbombas reciprocantes convencionales o las electro sumergibles (ESP). Losmenores costos de los sistemas PCP aparecen en todos los niveles:

i) Inversión Inicial: para pozos de bajos volúmenes las bombasreciprocantes convencionales cuestan aproximadamente el doblede los sistemas PCP. La relación de costo aumenta con el tamañodel sistema. La comparación con las ESP lleva a aún mayoresrelaciones de costo.


ii) Transportación: el sistema completo PCP, sea cual sea lacapacidad, puede ser entregado en una camioneta, ello disminuyelos costos de transportación considerablemente.

iii) Instalación: los costos relacionados con las PCP son muy bajos. Elequipo de servicio las instala y no se requiere de equipamientopesado o fuerza calificada. No son necesarios ni bases nifundamentos, ya que la cabeza motriz se instala directamente sobrela boca del pozo. Por comparación, la instalación de una gran unidadde bombeo reciprocante (200 m3/d y más) cuesta de unos $4000 a$5000 US.

iv) Gastos de operación: los gastos de explotación de un sistema deelevación artificial dependen de su eficiencia. En comparación conlas PCP el costo de las bombas reciprocantes convencionales es deaproximadamente un 25%, mayor y el de las ESP de un 50% mayor.Sin embargo, el tipo de aplicación y las capacidades de produccióndeben ser considerados.

Los pozos de alto corte de agua pueden su vida económica extendida con el usode las PCP. Las ESP y las bombas reciprocantes convencionales sonfrecuentemente no económicas en esta situación.

6.15 Comparación de las PCP con las ESP

i) Volumen y AlturaLas ESP son capaces de generar mayores alturas yvolúmenes que los sistemas PCP. Se alcanzan significativosvolúmenes de producción a grandes profundidades con lasESP.

ii) Fluidos ViscososPor ser una bomba de desplazamiento positivo las PCPtienden a manejar los fluidos viscosos más eficientemente quelas ESP. Las ESP pueden producir fluidos viscosos aunque labomba debe ser reducida y el consumo de potencia porunidad de volumen producido de fluido aumenta.


iii) ArenaLas PCP son capaces de manejar un porcentaje mayor dearena abrasiva que las ESP. No obstante, las EPS pueden serconstruidas para producir fluidos que contengan abrasivos.Esta es una aplicación específica.

iv) GasSi la PCP es ubicada por debajo de las perforaciones ocurreuna eficiente separación del gas. Las ESP deben usarseparación de gas en la entrada o ser encapsulada si semonta por debajo de las perforaciones para producir fluidosgaseosos de manera efectiva. Las PCP pueden ser másefectivas en pozos con alto contenido de CO2 aunque conreducción del caudal y la altura, en dependencia de laaplicación.

v) Fluidos AgresivosLos sistemas ESP son capaces de operar en ambientes máscorrosivos que las PCP si se seleccionan los materialesapropiados. El elastómero de las PCP es dado a fallar enpresencia de H2S y aromáticos.

La comparación entre estos dos sistemas de producciónartificial depende de la aplicación. El método más adecuadoy económico puede ser determinado individualmente porpozo o para el campo.

Los elementos más importantes para recordar al diseñar unsistema de elevación artificial son:

1. Conocimiento de la productividad del pozo (IPR).

2. Comprensión de los fluidos del pozo (Viscosidad,corrosión).


EJERCICIOS:1.Que elastómero usted seleccionaría en los siguientes casos ambiente abrasivo contenido moderado de aromáticos Presencia de H2S T =130oC

Fluorocarbono/Hidrogenado Nitrilo Estándar Hidrogenado

2.Que elastómero usted seleccionaría en los siguientes casos Aromáticos presentes Presencia de CO2

Presencia de H2S T =120oC

Fluorocarbono/Hidrogenado Nitrilo Estándar Hidrogenado

3.Que elastómero usted seleccionaría en los siguientes casos Cantidad considerable de arena Contenido significativo de CO2

Contenido significativo de H2S T =100oC

Fluorocarbono/Hidrogenado Nitrilo Estándar Hidrogenado4 Problema DATOS: Profundidad máxima de la bomba 2200 pies Nivel estático 100 pies Nivel dinámico 1800pies Producción de Petróleo para 1800 pies 100 b/d Producción de Agua para 1800 pies 30 b/d

Gradiente estático en el anular 0.37psi/pie Gradiente dinámico en el anular 0.36psi/pie Gradiente de los fluidos en el eductor 0.42psi/pie Presión en la cabeza tubería producción. 100 psi

Presión en la cabeza del revestidor 0 psi Sumergencía de la bomba 200 pies Factor de seguridad para caudal y head 20%

.Que tasa de producción(Q) usted seleccionaría : Q =10 m3/d Q =30 m3/d Q =60 m3/d Q =80 m3/dQue head de columna de agua (H) usted seleccionaría : H =800 m H =1000 m H =1200 m H =1500 m


11.Que bomba (P .C P.) usted seleccionaría : 15 TP 800 80 TP 1200 100 TP 1200 180 TP 1000

Bombas Para Petroleo Pesado

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