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8/12/2019 Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en Mxico
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UNAM
Tesis que presenta paraadquirir el grado de
INGENIERO PETROLERO
Facultad de Ingenieria,
UNAM
Bombeo de cavidades progresivas: Una ventana de
oportunidad en Mxico
Eduardo Ruiz Gallegos
8/12/2019 Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en Mxico
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AGRADECIMIENTOS
A Mi MamPor tu Amor y apoyo incondicional durante toda mi vida a pesar de todo lo que hemos pasado
juntos. Gran parte de este triunfo es sin duda tuyo!
A Mi Abuelita RuthPor tu incesante esfuerzo de llevarme por buen camino, por inculcar en m los valores para ser la
persona que hoy soy.
A Mi Abuelito Rafael (q.e.p.d.)Por su apoyo y amor durante el tiempo que estuvo conmigo, por sus enseanzas. Y ahora s, ya
somos petroleros!!!
A mis amigos y compaeros de la Facultad de IngenieraPor su amistad y cario demostrado en esta etapa de mi vida, por todos aquellos triunfos y
fracasos. Un placer haber compartido tantos momentos, para no omitir a ninguno de ustedes nomenciono nombres.
A mis ProfesoresHan sido tantos en mi trayectoria escolar que sera injusto no nombrar alguno, a todos
agradezco su inters y transmisin de conocimientos que me llevan a lograr este importantepaso.
A mis compaeros de EQUITRANPor su gran ayuda durante esta etapa, afortunadamente pude desarrollarme en ambas
actividades teniendo buenos resultados. Muchas Gracias Adolfo.
Al Ing. Hctor Daz ZertuchePor su apoyo para la realizacin de este trabajo, adems de su asesora durante mi Servicio Social.
Al Ing. Gerardo Rodrguez GmezPor sus invaluables enseanzas, que ms all de lo profesional, me abri en la mente nuevas
perspectivas como persona.
A mi familiaA pesar de no estar tan unidos como me gustara, siempre estuvieron al tanto de lo que
pasaba conmigo. Ustedes tambin son parte de este logro.
A mis amigosPor seguir mis pasos desde nio, por confiar en m y depositar siempre mensajes de alientoy admiracin, gran parte de la motivacin se debe a ustedes. Una mencin especial para la
familia Zaldivar Ochoa ya que siempre estuvieron al pendiente de mi desempeo.
A ti SilviaPor haber llegado en buen momento para empujarme en todo momento y ser una gran
ayuda en esta ltima parte de la carrera.
A todas las personas que en cualquier momento de mi vida han hecho de mi una personade bien, siempre esforzando por tener un mejor porvenir. Por ello, MUCHAS GRACIAS!
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ndice
Mayo, 2009
ndice por Captulos
Presentacin 1
Captulo 1. Introduccin 5
Captulo 2. Antecedentes 10
2.1 Localizacin Geogrfica y Estructura Geolgica 13
2.2 Proyecto Antonio J. Bermdez 16
2.3 Utilizacin del Sistema BCP en Samaria Terciario 17
2.4 Perspectivas del Campo Samaria Somero en el horizonte 2009-2024 18
Captulo 3. Generalidades y componentes del sistema 19
3.1 Antecedentes histricos 20
3.2 Evolucin del Sistema 20
3.3 Ventajas y desventajas del BCP 22
3.4 Principio terico del funcionamiento de la bomba de cavidades progresivas 25
3.5 Componentes del sistema 32
3.5.1 Equipos de superficie 32
3.5.2 Equipos de subsuelo 35
Captulo 4. Diseo del Sistema 48
4.1 Parmetros para la seleccin de la bomba 50
4.2 Procedimiento de diseo y seleccin del sistema 53
4.2.1 Equipos de subsuelo 53
4.2.2. Equipos de superficie 72
4.3 Anlisis de sensibilidad para el desempeo de la bomba 75
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ndice
Mayo, 2009
Captulo 5. Caso Prctico: Pozo CU-1 80
5.1 Diseo Previo 83
5.2 Datos del pozo CU-1 84
5.3 Estado mecnico del pozo 86
5.4 Programa operativo de la instalacin del BCP 88
5.5 Desempeo actual del pozo CU-1 89
5.6 Imgenes de la instalacin en el pozo CU-1 90
Captulo 6. Anlisis, optimizacin y diagnstico 92
6.1 Factores que afectan la operacin de la bomba 94
6.2 Ensayos de laboratorio 96
6.3 Fallas y diagnstico en rotor 99
6.4 Fallas y diagnstico en estator 100
Captulo 7. Conclusiones y recomendaciones 105
7.1 Conclusiones 106
7.2 Recomendaciones 108
Referencias 110
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Presentacin
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Presentacin
El sector energtico es fundamental para el desarrollo de Mxico, en particular el
rubro de los hidrocarburos ya que su suministro contribuye a la realizacin de
actividades productivas, al crecimiento econmico y a la competitividad del pas en
el escenario internacional.
Durante los ltimos aos, la demanda de energticos a nivel mundial se ha
incrementado de manera exponencial, siendo el petrleo una de las principales
fuentes de energa.
De acuerdo al economista Duncan Wood1, el crecimiento en dicha demanda se
acentuar los prximos aos fundamentalmente por el desarrollo industrial de
China e India, alcanzando niveles que sobrepasarn los 365 millones de barriles
de petrleo crudo equivalente diarios para el ao 2030.
Figura 1. Consumo de energa a nivel mundial
1Wood, D.:Importancia del petrleo en los prximos 30 aos expuesto en el Encuentro Tecnolgico
Internacional sobre los recursos energticos del Golfo de Mxico. Mxico, 2008
90
91
100
108
117
119
130
137
143
149
156
53 6
6 76 7
7 85 9
4 128
149
168
188
209
0
50
100
150
200
250
300
350
400
1980 1990 2000 2010 2020 2030
Produccindecrudoequivalente
diario(MMBPCE)
OCDE NO OCDE
Proyeccin
Fuente: IEA WEO 2006
3%
1%
Crecimient
o
promedioa
nual
2003-2030
143157
185213
258
202176
286311
337365
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Presentacin
Mayo, 2009 2
Aunado a esto, en la mayora de los pases productores de aceite las reservas de
hidrocarburos han disminuido de forma tal, que las empresas petroleras enfrentan
un reto maysculo para lograr incrementar las tasas de restitucin, o en su caso,
encontrar nuevas y mejores herramientas para la explotacin de los yacimientos ya
descubiertos.
En ese mismo sentido, la problemtica de Mxico no es la excepcin dada la
alarmante cada de produccin del complejo Cantarell, ocasionando una
disminucin en la produccin nacional a niveles de 2.8 millones de barriles diarios
en 2008, comparados con los 3.4 millones que se producan en promedio durante
20042lo cual representa un decremento del 18 por ciento.
Respecto al volumen de reservas probadas del pas, se ha tenido un decremento
de 54.1 a 12.2 miles de millones de barriles de petrleo crudo equivalente en el
perodo comprendido entre 1987 y 2007 lo que equivale a un decremento de 77
por ciento.3
Por lo anterior, es necesario que los profesionales del ramo petrolero ocupen parte
de su tiempo en la innovacin de tecnologas para lograr revertir el panorama que
hoy parece un tanto desalentador. En los ltimos 20 aos alrededor del mundo, el
sistema artificial de bombas con cavidades progresivas ha logrado mejorar las
condiciones operativas de un gran nmero de pozos dada su simpleza y ventajas
operacionales.
El presente trabajo tiene como principal objetivo el anlisis integral de este sistema
y su aplicacin en el pozo CU-1 del Campo Samaria ubicado en la Regin Sur de
Pemex Exploracin y Produccin. Mediante este mtodo, se puede crear una
ventana de oportunidad para pozos que requieran mejorar su funcionalidad, o bien,
incrementar su productividad.
2Anuario Estadstico de Pemex Exploracin y Produccin, Mexico, 2008
3
British Petroleum, BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008
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Presentacin
Mayo, 2009 3
Inclusive, podra convertirse en una opcin viable para el desarrollo tecnolgico del
campo Chicontepec dados los obstculos geolgicos en la zona. La forma irregular
de los yacimientos lenticulares en la zona aunada a la liberacin rpida de gas
disuelto y la baja presin de fondo ocasionan una rpida declinacin en la
produccin de cada pozo. Un pozo tpico en la mejor zona de Chicontepec,
conocido como Agua Fra-Coapechaca-El Tajn, produce 320 barriles diarios en los
primeros meses, pero en el primer ao la extraccin se desploma a 100 barriles
diarios y en el tercer ao a slo 30 barriles diarios4.
Dentro de los captulos de sta tesis se podrn conocer los principales
fundamentos del sistema, as como las herramientas bsicas para su aplicacin en
campo.
En elprimercaptulo se presenta una introduccin al tema con un enfoque tcnico,
haciendo referencia a las etapas por las que atravesar el yacimiento desde su
explotacin primaria hasta la terciaria o mejorada.
Los antecedentes histricos, localizacin geogrfica y la perspectiva del Campo
Samaria para los prximos aos sern abordados en el segundo captulo.
El captulo tercerodescribir las generalidades y los componentes que conforman
el sistema artificial de produccin mediante el uso de bombas de cavidades
progresivas.
Una vez definidos los conceptos elementales del sistema, el cuarto captulo
plantear las bases para el diseo de los equipos, poniendo especial nfasis en los
parmetros a considerar. Asimismo, se presentar un anlisis de sensibilidad con
las variables que ms impacto tendrn durante la vida productiva del pozo.
4
Shields, David. Otra joya de Pemex, Publicacin Energa a debate, Reforma, 2006
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Presentacin
Mayo, 2009 4
El captulo quinto presentar una propuesta prctica de la instalacin de una
bomba insertable de cavidades progresivas en el pozo CU-1, misma que incluye
un estudio con ayuda de una licencia gratuita del software computacional PC-
Pump de la empresa C-FER Technologies5.
Como parte importante del proceso de instalacin y seguimiento del desempeo
de un sistema artificial se debe considerar la optimizacin del mismo, tema
explicado dentro del sexto captulocon el objetivo de tener los mejores ndices de
recuperacin que estarn ligados al beneficio econmico.
Por ltimo, en el captulo sptimose emitirn las conclusiones y recomendaciones
generales logrando definir las ventajas y desventajas del sistema, adems del
desempeo mostrado durante el estudio en campo.
Al final de este trabajo, se espera poder ofrecer al lector las bases necesarias para
tener un conocimiento global del funcionamiento del sistema de cavidades
progresivas as como su aplicacin en pozos dentro del territorio nacional.
5PC-Pump: An Interactive Design & Evaluation Tool for Progressing Cavity Pumping Systems Versin
2.70, C-Fer Technologies, Canad, 1999
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1. Introduccin
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Introduccin
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La vida productiva de un pozo comienza una vez que se pone a fluir. Con el fin de
optimizar los ndices de recuperacin es necesario tener un escenario global de
las diferentes etapas por las que atravesar el pozo en cuestin. De esta manera,
ser ms fcil llevarlo al mejor escenario de produccin.
La primera etapa en la extraccin de hidrocarburos se da cuando existe un
mecanismo de empuje natural (gas, agua o segregacin gravitacional) derivado de
la energa propia del yacimiento, la cual permite desplazar los fluidos confinados a
travs del pozo hasta llegar a superficie.
Inicialmente la presin en el yacimiento es considerablemente mayor a la presinde fondo en el pozo. Est diferencia de presin hace que los fluidos puedan
vencer las cadas de presin en la tubera de produccin y llegar hasta la
superficie. Sin embargo, con el tiempo la presin del yacimiento va disminuyendo
a causa del ritmo de produccin, por tanto el diferencial de presin tambin se ve
afectado.
Figura 1.1. Esquema de un sistema integral de produccin
NOMENCLATURA:
Pws= Presin del yacimientoPwf = Presin de fondo fluyendoPwh = Presin en cabeza del pozoPest = Presin del estrangulador
Psep= Presin del separador
Pozo Fluyente si:
Pws> Pwf> Pwh> Pest> Psep
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Introduccin
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Con el fin de incrementar el gasto de aceite, se requiere que las cadas de presin
entre los componentes del sistema integral de produccin no sean tan grandes, lo
cual puede lograrse implementando un mtodo de produccin artificial. La
instalacin de cualquiera de estas opciones puede ser viable desde el inicio del
proyecto si fuera necesario.
Esta etapa de produccin alcanza su lmite cuando la presin en el yacimiento es
lo suficientemente baja que los gastos obtenidos no son econmicamente
rentables o cuando la relacin gas-aceite (RGA) en la corriente de fluidos es muy
alta. Durante la recuperacin primaria, solo un pequeo porcentaje de los
hidrocarburos in-situ son producidos, tpicamente alcanza un 10 por ciento para
yacimientos de aceite1.
La segunda etapa en la vida de un pozo se presenta cuando un fluido externo
(agua o gas) es inyectado al yacimiento mediante pozos localizados en rocas que
tienen comunicacin con los fluidos contenidos en pozos productores.
El propsito de la recuperacin secundaria es mantener la presin del yacimiento
para desplazar los hidrocarburos hacia el fondo del pozo y posteriormente asuperficie. Las tcnicas ms usuales de recuperacin secundaria, son la inyeccin
de gas natural y agua. Normalmente, el gas es inyectado en el casquete, mientras
que el agua en la zona productora para empujar al aceite fuera del yacimiento. Es
importante hacer notar que igualmente se puede implementar un programa de
mantenimiento de presin durante la fase inicial de produccin, pero se considera
como una forma de recuperacin mejorada.
1Glosario de Trminos Schlumberger Recuperacin Primaria
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=primary%20recovery
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=primary%20recoveryhttp://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=primary%20recovery8/12/2019 Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en Mxico
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Introduccin
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Esta etapa alcanza su lmite cuando los fluidos inyectados al yacimiento son
producidos en cantidades considerables, dando como resultado que el pozo ya no
sea econmicamente rentable. El uso adecuado de la recuperacin primaria y
secundaria en un yacimiento de aceite puede generar la produccin de entre 15 y
40 por ciento del volumen original2.
La tercera etapa en la produccin de hidrocarburos se da cuando se utilizan
tcnicas sofisticadas que alteran las propiedades originales del aceite y de la roca.
La recuperacin mejorada puede iniciar despus de un proceso de recuperacin
secundaria o en cualquier momento de la vida productiva de un yacimiento. Su
propsito no es solo restablecer la presin de la formacin, sino tambin mejorar
el desplazamiento de los fluidos en el yacimiento.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Gastodeaceite(bpd)
Tiempo (aos)
Figura 1.2. Vida productiva del yacimiento
2Glosario de Trminos Schlumberger Recuperacin Secundaria
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=secondary%20recovery
Recuperacin Primaria
Recuperacin Secundaria
Recuperacin Mejorada
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Introduccin
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Los tres tipos ms comunes de recuperacin mejorada son el desplazamiento con
qumicos (polmeros o alcalinos), el desplazamiento miscible (con inyeccin de
CO2 o hidrocarburos) y mtodos de recuperacin trmica (inyeccin de vapor o
combustin in-situ).
La aplicacin ptima de cada tipo depende de factores como: la temperatura del
yacimiento, presin, profundidad, espesor neto, permeabilidad, saturacin de agua
y aceite, porosidad y propiedades de los fluidos tales como la densidad API o la
viscosidad3.
Para determinar la capacidad de produccin de un pozo, el especialista adems
de considerar el sistema en su conjunto, deber tener conocimiento de las
propiedades del yacimiento y de los fluidos confinados en l.
La presencia de crudo viscoso, la liberacin y expansin del gas disuelto y la
entrada de agua son algunos de los problemas que afectan el flujo de
hidrocarburos del yacimiento al pozo. Las altas viscosidades del aceite reducen su
movilidad y slo aumentando la temperatura en las vecindades del pozo puede
facilitarse su recuperacin.
Durante dcadas pasadas, los sistemas artificiales de produccin se han centrado
en la utilizacin de mtodos de bombeo en el fondo (mecnico, electrocentrfugo,
cavidades progresivas, entre otros) adems del empuje por inyeccin de gas. En
nuestros das, una definicin ms extensa est surgiendo, la cual coincide con los
cambios fundamentales que han ocurrido en la industria.
3Glosario de Trminos Schlumberger Recuperacin mejorada
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=enhanced%20oil%20recovery
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Introduccin
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Actualmente, la problemtica de explotacin de crudo pesado, nos exige tener
sistemas multifsicos capaces de llevar los fluidos hasta estaciones de proceso, y
las prdidas de presin en estos sistemas pueden ser significativas, por lo que es
necesario recurrir a la combinacin de bombas dentro del pozo y en superficie,
con la problemtica de que se involucran volmenes de arena y gas que pueden
afectar los equipos; adems de altas temperaturas asociadas con proyectos de
recuperacin trmica.
Por otra parte, el desarrollo de aguas profundas tambin ha venido a revolucionar
los conceptos que han prevalecido durante aos. Para este tipo de proyectos, el
uso de risers y tuberas instaladas en el lecho marino representan una
componente importante del sistema de produccin. La problemtica en ese tipo de
pozos limita la aplicacin de sistemas artificiales convencionales, por lo cual es
necesaria la implementacin de bombas multifsicas en el fondo del lecho marino
o mtodos de levantamiento por risers.
La produccin por medio de un sistema artificial gira en torno al comportamiento
de flujo de los pozos, en el que intervienen diversos factores que lo afectan. Por
ello, es necesario tener medios para su diagnstico as como la utilizacin de
modelos matemticos y correlaciones para predecir dicho comportamiento en el
medio poroso, tuberas de produccin y de descarga, as como elementos
superficiales y subsuperficiales.
Cuando se busca la mejor opcin para instalar un sistema artificial en cualquier
pozo, es imprescindible poner sobre la mesa todo el abanico de posibilidades y
analizar las ventajas y desventajas, tanto operativas como econmicas4.
4Scott, S.:Overview: Artificial Lift, Journal of Petroleum Technology, SPE, Vol. 58 No. 5
http://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2006/05/overview_artificial_lift.htm
http://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2006/05/overview_artificial_lift.htmhttp://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2006/05/overview_artificial_lift.htmhttp://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2006/05/overview_artificial_lift.htm8/12/2019 Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en Mxico
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2. Antecedentes
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Antecedentes
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La Regin Sur de Pemex Exploracin y Produccin abarca el estado de Tabasco,
el sur de Veracruz, el norte de Chiapas y parte de Campeche, se producen los
hidrocarburos de ms alta calidad en el pas.Administrativamente, est integrada
por cinco activos integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac,
Samaria-Luna y un Activo Regional de Exploracin. En conjunto, los activos
integrales operan 118 campos al 1 de enero de 2007, siendo el Activo Integral
Macuspana el de mayor nmero de campos con 33 y Samaria-Luna el de menor
nmero con 131.
La produccin total de hidrocarburos en la Regin Sur durante el ao 2007 fue de
465.2 miles de barriles diarios y 1 mil 353 millones de pies cbicos diarios de gas,
contribuyendo con 15.1 y 22.3 por ciento de la produccin total del pas,
respectivamente2.
Figura 2.1. Produccin de crudo de la Regin Sur
Ao 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Produccin Nacional
(MBD)3,023 3,071 2,906 3,012 3,127 3,177 3,371 3,383 3,334 3,256 3,076 2,792
Regin Sur (MBD) 627 621 587 550 509 498 483 473 497 491 465 459
Porcentaje (%) 21 20 20 18 16 16 14 14 15 15 15 16
1Las reservas de hidrocarburos en Mxico, PEMEX 2008, Mxico.2Anuario Estadstico PEMEX 2008, Mxico.
http://www.pemex.com/files/content/2-AE_08_Exploracion.pdf
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009
Producci
ntotal(MBD)
Porcentajes respecto al TotalNacional
Produccin Total Nacional
Produccin Regin Sur
20% 18% 16% 14% 15% 16%
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Antecedentes
Mayo, 2009 13
2.1 Localizacin Geogrfica y Estructura Geolgica3
El Campo Samaria es parte del Complejo Antonio J. Bermdez, se encuentra
ubicado a 17 km. al noroeste de la ciudad de Villahermosa (Figura 2.2). Fue
descubierto en el ao 1960, con el pozo Samaria-2, producede formaciones del
Cretcico y del Terciario. El Campo Samaria Terciario se caracteriza por tener
arenas no consolidadas, lenticulares, con mltiples contactos de agua aceite,
con crudo que vara en un rango de 16 a 26 grados API.
Figura 2.2. Mapa de localizacin Campo Samaria
El Campo Samaria a nivel del Terciario lo conforman las formaciones: Filisola de
edad Mioceno Superior y la Formacin Paraje Solo de edad Plioceno.
3Las reservas de hidrocarburos en Mxico PEMEX 2008, Mxico.
http://www.pemex.com/files/dcf/rh2008/rh2008_esp.pdf
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Antecedentes
Mayo, 2009 14
La Formacin Filisola presenta facies de barras, desembocaduras y canales, tanto
las barras como los canales tiene continuidad lateral. La Formacin Paraje Solo es
ms continental, presenta facies de canales delgados discontinuos con
intercalaciones de lutitas, barras de meandros y abanicos de roturas, donde se
encuentra la mayor parte de la acumulacin de aceite en esta formacin. (Figura
2.3)
Figura 2.3. Columna estratigrfica del Campo Samaria
Terciario
Somero
Profundo
Columna GeolgicaCampos: Samaria
Estudio 2005
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Antecedentes
Mayo, 2009 15
En la figura 2.4 se muestran las secciones estratigrficas ms comunes en los
pozos del campo Samaria, donde podemos distinguir con facilidad que en la zona
entre 500 y 1,000 metros de profundidad se localizan los depsitos de crudo extra
pesado, mientras que entre los 1,000 y 2,000 metros de profundidad tenemos la
zona de aceite pesado.
Figura 2.4.Seccin estratigrfica del Campo Samaria
Tabla 2.1. Datos d el yacimiento
Concepto Valor
Volumen Original De Aceite 102 millones de barrilesPresin Original 180 kg/cmGravedad API 16 - 26 APIFactor De Recuperacin 15 por cientoReserva Original 15.3 millones de barrilesProduccin Acumulada 7.9 millones de barrilesReserva Remanente 8.8 millones de Barriles
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Antecedentes
Mayo, 2009 16
2.2 Proyecto Antonio J. Bermdez
El pozo CU-1 utilizado para la evaluacin del sistema artificial de produccin
mediante la instalacin de bombas de cavidades progresivas en el subsuelo se
localiza dentro del territorio de este proyecto.
El proyecto Antonio J. Bermdez fue descubierto en 1973 con la perforacin del
pozo Samaria-101, siendo considerado hoy en da uno de los principales
prospectos de explotacin de aceite y gas dentro de la estructura de Pemex
Exploracin y Produccin que junto con los Proyectos Integrales Delta Grijalva y
Samaria Somero integran al Activo Integral Samaria-Luna.
Respecto a la infraestructura del proyecto, se realiz la construccin de una nueva
planta recuperadora de nitrgeno que inici operaciones a mediados del mes de
agosto de 2008. Con ella se estar en condiciones de mantener la presin del
yacimiento, al permitir la inyeccin de 190 millones de pies cbicos por da de
nitrgeno, con los cuales se dar prcticamente una segunda vida a los campos
de la zona.
En sus mejores momentos, cuando el yacimiento iniciaba su explotacin por el
ao 1979, lleg a producir hasta 660 mil barriles por da. Y a pesar que en estos
momentos el yacimiento Antonio J. Bermdez puede considerarse maduro tiene
todas las posibilidades de volver a tener niveles crecientes de produccin.
Elementos como el nitrgeno, la perforacin de pozos, el uso de tecnologas no
convencionales (como la perforacin horizontal) y la inclusin de sistemas
artificiales coadyuvarn a incrementar la produccin.
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Antecedentes
Mayo, 2009 17
2.3 Utilizacin del sistema BCP en Samaria Terciario
A inicios de 2007 se utiliz por primera vez en el Activo Samaria-Luna este tipo de
sistema artificial en el pozo Samaria-1001, teniendo una aplicacin exitosa del
BCP mejorando su productividad de 25 a 300 barriles por da.
Actualmente, se tienen 5 pozos operando con bombeo de cavidades progresivas
dentro del Campo Samaria, con muy buen funcionamiento. La tabla siguiente
muestra su comportamiento y caractersticas principales.
Tabla 2.2. Pozos operando con Bom beo de Cavidades Progresivas en Ac tivo Samaria- LunaInformacin al 15 de mayo de 2009
Pozo BombaSum
RPMDias
QumicosPresin
(psi) Observaciones(m) Trabajados TP TR
CU-813 30-1500 AY 1,157 40 77 2 m3/d x TR 140Recupero nivel de
174 m con presin porTR 140 psi.
CU-815 30-1500 AY 790 250 154Inyeccin por
TR 2.0 m3200 160
Operando encondiciones estables,
CU-824 30-1500 AY 829 0 7 200 80
Unidad continua fuerade operacin a espera
de equipo dereparacin.
CU-826 30-1500 AY 1,035 200 76 270 160Operando en
condiciones estables,
CU-836 30-1500 AY 520 30 197Inyeccin de1.5m
3por TR
240 200Operando en
condiciones estables,
CU-916 30-1500 AY 25 18 8 130 110Se dejo fuera de
operacin a las 15:00hrs por bajo nivel.
CU-1001 34.40-1200 112 20 260Inyeccin de1.5m3por TR
90 60Operando en
condiciones estables,
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Antecedentes
Mayo, 2009 18
2.4 Perspectivas del Campo Samaria Somero en el horizonte 2009-2024
Dentro de la planeacin proyectada para el horizonte 2009-2024 se encuentran las
tareas de caracterizar, delimitar y desarrollar las arenas productoras del campo
Samaria Somero para incrementar la produccin de 18 a 22 mil barriles diarios de
aceite a finales de 2010.
Como parte del horizonte de crecimiento al ao 2024, se han fincado
principalmente los siguientes objetivos por parte de los dirigentes del Activo
Samaria-Luna4:
Perforar 96 pozos (55 pesado, 41 extrapesado)
Reparar 47 pozos (39 pesado, 8 extrapesado)
Construccin y ampliacin de infraestructura de perforacin y transporte
Diversificacin de sistemas artificiales de produccin (Bombeo
Neumtico, Bombeo de Cavidades Progresivas, BM)
Prueba piloto de inyeccin de vapor (Octubre de 2009)
Extraer 17 millones de barriles pesado / 99 millones de barriles
extrapesado
Dentro del siguiente captulo se presentar la teora del bombeo de cavidades
progresivas, su invencin y desarrollo dentro de la industria petrolera en los
ltimos 30 aos. Asimismo, se har descripcin y funcionamiento de cada
componente del sistema una vez instalado todo el arreglo.
4Plan Nacional de Desarrollo (PND 2007-2012), Presidencia de la Repblica, Mxico, 2007
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3. Generalidades ycomponentes del sistema
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 20
3.1 Antecedentes Histricos
La bomba de cavidades progresivas
(BCP) fue inventada en 1932 por el
ingeniero aeronutico francs Ren
Moineau inspirado en el tornillo de
Arqumedes que data del siglo III; la cual
consiste de dos engranajes helicoidales
interiores entre s (rotor y estator).
Figura 3.1. Tornillo de Arqumedes
Las primeras bombas de cavidades progresivas de subsuelo utilizadas en Canad
fueron instaladas en 1979 para pozos de petrleo con alto contenido de arena y
bajas gravedades API (crudos pesados). En la actualidad, se utilizan tambin en
pozos productores de crudos ligeros, especialmente con alto contenido de agua.
3. 2 Evolucin del Sistema
Figura 3.2. Evolucin del sistema de bombeo por cavidades progresivas.
30s
Fue utilizadopara
aplicacionesindustriales.
50s
Primerosmodelos deBCP fueron
desarrolladospara
aplicacionesde produccin
de petrleo.
80s
Desarrollaronnuevas
tecnologasen diseo ygeometra.
90s
Comenz laaplicacin
de lageometra
multilbulospara el rea
de
produccinde pozos.
2007
Seestiman
unos45,000
sistemasBCP
activos
en todoelmundo.
ActualExisten
diferentesmodelos y
tecnologasdesarrolladaspara ampliarel rango de
aplicacin en
cuanto avolumen ylevantamiento.
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 21
Existen diversos proveedores de bombas de cavidades progresivas, equipos
superficiales, varillas de succin y elastmeros destacando: Moyno Inc, Kudu
Industries, Bornemann, PCM Pompes, Tenaris Tamsa, entre otros.
Igualmente las compaas que realizan un estudio integral para instalar este
sistema en pozos a nivel mundial son: Baker Hughes, Weatherford, C-Fer
Technologies, Schlumberger, entre otras.
La siguiente figura muestra la distribucin estimada de equipos de cavidades
progresivas alrededor del mundo con datos actualizados al 2007 de donde se
observa que en Canad, Estados Unidos, China y algunos pases sudamericanos
como Venezuela y Argentina el sistema ha sido instalado en mayor proporcin.
Figura 3.3. Instalaciones BCP estimadas a nivel mundial.
Fuente: Weatherford Artificial Lift Systems, 2007
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 22
3. 3 Ventajas y desventajas del BCP.
Al sustituir grandes equipos de bombeo mecnico, se reduce el impacto ambiental
(ruidos, derrames, etc.) y los costos asociados al consumo energtico,
optimizacin y diagnstico.
De igual forma, como alternativa a pozos de bombeo neumtico, permite liberar
capacidad de compresin y gas (sobre todo en pozos con altas producciones de
agua) y optimizar la utilizacin de este ltimo. En general, el sistema de cavidades
progresivas es una alternativa econmica y confiable que resuelve muchos de los
problemas presentados por otros sistemas artificiales.
Las bombas de cavidades progresivas tienen algunas caractersticas nicas que
los hacen ventajosos respecto a otros sistemas de produccin artificial, una de sus
cualidades ms importantes es la alta eficiencia de las bombas de este tipo.
(Figura 3.4)
Figura 3.4. Comparativo de eficiencias entre distintos tipos de bombeo.
0
10
20
30
40
50
60
70
BCP BM BEC
Eficiencia(%)
BCP: Bombeo de cavidadesprogresivasBM: Bombeo mecnicoBN: Bombeo neumtico
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 23
A continuacin, se muestra una tabla comparativa respecto a los sistemas
artificiales ms utilizados a nivel mundial, en la cual se puede percibir que el BCP
puede resultar una excelente alternativa, en caso de que las condiciones del pozo
lo permitan.
Tabla 3.1. Ventajas y des ventajas ms im po rtantes en la seleccin de un Sist emaArt i f icia l de Producc in1
BECBombeo
Electrocentrfugo
BMBombeoMecnico
BCPBombeo deCavidades
Progresivas
BHBombeo
Hidralico
BNBombeo
Neumtico
Ventajas
Volumen de produccin alto X X X X
Bajos costos de mantenimiento X X X
Reparaciones / servicios
econmicosX X X X
Inversin inicial baja X X
Bombeo de crudos pesados X X
Desventajas
Limitacin de levantamiento < 5,000 pies
Alta inversin inicial X XX XX
Alto consumo de energa X X
Capacidad limitada para
producir arenaX X X X
Dificultades operacionales X X
Si el dispositivo primario falla,
todos los pozos paran X X
Mantenimiento intensivo X X
3.3.1 Ventajas
Dentro de las ventajas adicionales con las que cuenta el sistema de cavidades
progresivas, sobresale lo siguiente:
Bajos costos de inversin inicial
Bajos costos de energa
Instalacin y operacin simple
Bajos niveles de ruido en comparacin a otros equipos superficiales
1 Basic Artificial Lift publicado por Canadian Oilwell Systems Company Ltd.
www.coscoesp.com/esp/basic%20artificial%20lift%20tech%20paper/Basic%20Artificial%20Lift.pdf
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 24
Capacidad para producir fluidos altamente viscosos
Capacidad para producir arenas provenientes de la formacin
Capacidad de tolerar altos porcentajes de gas libre
Muy buena resistencia a la abrasin
A su vez, presenta limitantes respecto a otros mtodos destacando la capacidad
de desplazamiento y levantamiento de la bomba, as como la compatibilidad de los
elastmeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con componentes
aromticos.
3.3.2 Desventajas
Capacidad de desplazamiento real de entre 2 mil y 4 mil barriles diarios
Capacidad de elevacin real entre 1 mil 850 y 3 mil 500 m
Resistencia a la temperatura entre 138 y 178 C
Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastmeros pueden
hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos) Desgaste por contacto entre varillas de bombeo y la tubera de
produccin puede tornarse un problema grave en pozos direccionales y
horizontales.
A pesar de lo antes mencionado, dichas limitaciones estn siendo superadas cada
da con el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y
diseo de los equipos.
Tabla 3.2. Rango s ptimo s de aplicacin
Propiedad Rango Terico
Produccin (bpd) 50-3700Viscosidad (centipoises) 0muy viscosoGrados API 840Profundidad (pies) 12,000Manejo de gas (%) 080Temperatura (F) 350
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 25
3.4 Principio terico del funcionamiento de la bomba de cavidadesprogresivas
La bomba de cavidades progresivas ha sido usada durante varios aos en
diferentes industrias y en el especfico de la petrolera, para llevar los fluidos
producidos dentro del pozo a la superficie para su transporte, distribucin y
comercializacin.
Solo cuenta con dos partes, una parte estacionaria denominada estator, y una
rotatoria llamada rotor. Ambas partes no son concntricas entre s, el movimiento
del rotor es combinado, uno gira en torno a su propio eje y otro alrededor del eje
del estator.
Figura 3.5. Bomba de cavidades progresivas.
El desplazamiento de la bomba es directamente proporcional al rea transversal
del rotor, su excentricidad, la longitud de la lnea de sello helicoidal del estator y la
velocidad de rotacin del rotor.
Con referencia a las figuras 3.6 y 3.7, el rotor helicoidal simple gira en el interior del
estator helicoidal doble, ambos con igual dimetro menor. La distancia que se
desplaza una cavidad en un giro completo del rotor es igual a dos veces la longitud
de la lnea de sello; misma que est definida por la distancia cresta a cresta.
Rotor
Estator
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 26
Conforme el rotor gira excntricamente, se generan cavidades selladas,
desfasadas 180 entre s; estas progresan desde la entrada hasta la descarga de
la bomba. Cuando una disminuye, otra se genera al mismo ritmo resultando en un
flujo continuo. El rea transversal de cavidades permanece constante sin importar
la posicin del rotor en el estator.
Figura 3.6. rea transversal de cavidades constante
Figura 3.7. Conjunto Rotor/Estator
Cavidad
Rotor
Estator
Sentidode giro
Rotor
Estator
Cavidad
Pr
Ps
Dimetromenor Dimetro
mayor
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 27
Para dar una mejor explicacin de las diferentes fases que va experimentado el
rotor dentro del estator se presenta la siguiente descripcin2:
En la seccinA, se forma completamente una cavidaddel lado izquierdo del rotor. La cavidad en la derecha
oprimida hacia el punto x. En otras palabras, unacavidad se completa cuando la siguiente est por
empezar a formarse.
En la seccin B, la cavidad del estator ha rotado 90 a
la derecha y ahora el punto xest en la parte inferiorde la seccin transversal. La cavidad que fue sellada
en la seccin A ahora est formada a la mitad. El rotor
ha girado 180. En este punto, es obvio que se forman
cavidades por ambos lados del rotor. Adems, cuando
el rotor es insertado en el estator, se forman dos
cadenas de cavidades espirales y lenticulares.
En la seccin C, la cavidad del estator ha rotado 180
y est en su mximo desarrollo. La cavidad del otrolado del rotor ha alcanzado su fin y ha sido sellada. El
rotor ya ha girado 360.
En la seccin D, el estator ha rotado 270 y la cavidadest a punto de desaparecer. El rotor ha girado ya
540.
2Description of the operation of a PC Pump publicado por la empresa Kudu Industries, Canada, 2007
http://www.kudupump.com/Content/Pumps/Description_of_the_Operation_of_a_PC_Pump.pdf
http://www.kudupump.com/Content/Pumpshttp://www.kudupump.com/Content/Pumps8/12/2019 Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en Mxico
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Generalidades y componentes del sistema
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En la seccin E, estamos como al inicio con la cavidad
A totalmente sellada. El estator ha girado 360mientras que el rotor lleva 720.
Cada cavidad en la cadena alcanza el mismo valor de presin. La bomba genera
presin debido a que tiene una lnea de sello completa entre el rotor y el estator
para cada cavidad. As el nmero de veces que las lneas de sellos se repitan, es
el nmero de etapas de la bomba y por lo tanto, su capacidad de generar presin.
De tal manera, que a mayor nmero de etapas, la bomba puede colocarse a
mayores profundidades.
Figura 3.8. Vista frontal del arreglo rotor - estator.
La presin nominal de una bomba ser aquella en la cual se obtiene la mejor
eficiencia. Por debajo de este valor, la bomba es menos eficiente debido a la
friccin interna; mientras que si el valor es superior, la eficiencia se ver afectada
por el fenmeno del resbalamiento.
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Generalidades y componentes del sistema
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Las bombas de cavidades progresivas pueden usarse por encima de su presin
nominal, sin embargo, su vida til se ver reducida considerablemente. Es
recomendable que este tipo de bombas se trabajen a un 75 por ciento del valor
nominal para condiciones no abrasivas; y a un 50 por ciento en condiciones
abrasivas, si es posible.
Las bombas de desplazamiento positivo presentan el fenmeno de resbalamiento,
consistente en la reduccin del volumen desplazado. Este fenmeno est
gobernado por la diferencia de presin entre la entrada y la descarga, resultando
independiente de la velocidad de giro del rotor y dependiente del nmero de
etapas, de la viscosidad del fluido bombeado y del ajuste entre rotor y estator.
El desplazamiento continuo de la bomba se calcula considerando que la velocidad
de giro del rotor y el rea transversal de flujo, son constantes:
= (3.1)
El rea transversal de flujo es la diferencia entre el rea transversal del estator y ladel rotor (ver figuras 3.9 y 3.10):
= (3.2)
=2
4+ 4
2
4 = 4 (3.3)
:
= () = () = () = () = () = ()
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Generalidades y componentes del sistema
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Figura 3.9. Excentricidad
Rotor/Estator
Figura 3.10. rea del estator = rea
de un crculo + rea de un rectngulo
La velocidad con que se desplaza una cavidad dentro del estator para un giro
completo del rotor, determina la velocidad del fluido a travs de la bomba. Para
distancias cresta a cresta mayores, mayor longitud de la lnea de sello y en
consecuencia mayor velocidad del fluido a lo largo de la bomba. La expresin para
calcular la velocidad es:
=
(3.4)
: = = () =
Sustituyendo las ecuaciones 3.3 y 3.4 en la 3.5, se tiene:
=4 (3.5)
la cual representa el desplazamiento terico de la bomba.
Una etapa se puede considerar como la longitud mnima que debe tener una
bomba para generar la accin de bombeo; la longitud de una etapa es igual a la
longitud de una cavidad.
4*E
Dr
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Generalidades y componentes del sistema
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El volumen o desplazamiento de una cavidad es:
= 4 (3.6)
Mientras que el caudal se define como:
= (3.7): () ()
() ()
El rotor y el estator presentan una geometra helicoidal en la cual el paso del
estator (Ps) es el doble del paso del rotor (Pr) (geometra 2:1). La diferencia en el
nmero de hilos y el paso de estos dos elementos, producen cavidades sucesivas
entre la entrada y la descarga de la bomba separadas por lneas de sello.
El pasose define como el volumen desplazado por la bomba en una revolucin,siendo que la longitud del paso depende de la capacidad de la bomba. A
continuacin se muestra la geometra del estator y el rotor.
Figura 3.11. Paso del rotor y del estator
Ps
Etapa
Pr
Ps= Paso del estatorPr= Paso del rotor
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Generalidades y componentes del sistema
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3.5 Componentes del sistema
El bombeo por cavidades progresivas tiene un arreglo muy simple tanto en
superficie como en el subsuelo. Se requiere una unidad generadora de energa
que abastezca al motor, el cual transmitir la rotacin al cabezal y sucesivamente
a la sarta de produccin instalada dentro del arreglo del pozo.
Dentro del pozo, sin duda, el elemento ms importante del sistema es la bomba
por lo que es esencial su eleccin de acuerdo a las condiciones que se encuentre
el mismo. Igualmente, es necesaria la instalacin de accesorios extras a lo largo
de la sarta de produccin que nos permitirn ajustar el funcionamiento del sistema
durante la vida productiva del pozo.
3.5.1 Equipos de Superficie
Como parte de la instalacin del sistema BCP en pozos productores de aceite, se
requiere colocar en superficie algunos equipos que controlarn el funcionamiento
del mismo. Principalmente, se instalan los sistemas de transmisin de energa
(motores, motovariadores, etc.) y de frenado.
Figura 3.12. Arreglo superficial del sistema
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Generalidades y componentes del sistema
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3.5.1.1 Motor
Es el equipo que proporcionar el movimiento
mecnico a la sarta de varillas para accionar
la bomba y permitir la produccin del pozo.
Figura 3.13. Motor en superficie
3.5.1.2. Cabezal de rotacin
Es el encargado de soportar tanto el peso
de la sarta de varillas, como el peso
generado por la columna de fluidos por el
rotor. En los cabezales se identifican tres
secciones: la ventana del cabezal, la
cmara de rodamientos y la cmara de
prensaestopa.
Figura 3.14. Partes del cabezal
El accionamiento en superficie est constituido por un conjunto de equipos
electromecnicos encargados de generar la potencia necesaria y soportar el
torque requerido para inducir y mantener en movimiento el conjunto varilla-rotor.
Esta funcin se logra por un:
Motovariador: Arrancador (mecnico), o bien, por un conjunto
Motorreductor: Variador de Frecuencia (electrnico).
En cuestin de seleccin entre la variacin mecnica o electrnica, cabe resaltar
que esta ltima muestra ventajas importantes como menores costos de operacin
y mantenimiento, pocos puntos de falla y fcil monitoreo.
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 34
En esta forma, el fluido en su trayectoria hacia la superficie llega hasta la T de
flujo donde se canaliza hacia la lnea de escurrimiento.
3.5.1.3 Estopero
Permite el giro de la varilla pulida en su interior, proporcionando un sello que
impide la fuga de fluidos a la superficie.
3.5.1.4 Varilla pulida
Es el medio de conexin entre la caja de engranes y la sarta de varillas de succin.
3.5.1.5 Reductor de engranes
Es el sistema de transmisin de potencia del motor a la sarta de varillas. En l, se
logra que el movimiento giratorio horizontal de la flecha del motor, se convierta en
movimiento giratorio vertical sobre la varilla pulida.
Adicionalmente, constituye el
medio para reducir la velocidad
de la flecha del motor a unaadecuada y variar en funcin
de la relacin de dimetros entre
la polea montada en la flecha
del reductor de engranes.
El movimiento rotatorio de la
flecha del motor, se transmite ala del reductor de engranes por
medio de bandas que corren
sobre poleas.
Figura 3.15. Sistema de frenado
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Generalidades y componentes del sistema
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3.5.1.6 Tablero de control
Es la parte del aparejo a travs de la que se alimenta de energa elctrica al motor,
la cual proviene de una lnea domestica que en algunos casos necesita del uso de
un transformador, para elevar el voltaje de dicha lnea hasta el requerido por el
motor.
3.5.2. Equipos de Subsuelo
Dentro del arreglo de tuberas del pozo es necesario instalar la bomba de
cavidades progresivas, as como los accesorios complementarios que nos
permitirn ajustar el sistema para su funcionamiento ptimo.
Figura 3.16. Arreglo subsuperficial del sistema
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Generalidades y componentes del sistema
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3.5.2.1. Sarta de Varillas
Se utilizan para transmitir el movimiento giratorio desde los equipos de superficie al
rotor de la bomba. Est diseada para soportar las cargas mecnicas e hidrulicas
del sistema. Segn normas de diseo, las varillas en el subsuelo se clasifican en
dos tipos bsicos de acuerdo a la normatividad del American Petroleum Institute(API).
3.5.2.1.1 Varillas que cumplen con normas API
De acuerdo al material de fabricacin pueden clasificarse en tres tipos o clases de
tuberas: C, D y K.
Tabla 3.3. Clasif ic acin de vari l las API3
Torq ues mxim os de trabaj o (lb/ft)
Grado C K D carbn D aleacin D Esp ecial D 4330
Ambiente No corrosivo Corrosivo No corrosivo No corrosivo Corrosivo No corrosivoAcero 1530 M 4621 M 1530 M 4142 M 4320 M 4330 M
5/8" 140 140 200 200 200 2003/4" 240 240 340 340 340 3407/8" 380 380 540 540 540 5407/8" pin 1" 380 380 540 540 540 540
1" 570 570
Tabla 3.4. Caract ersti cas de v arillas AP I4
Dimetro API(in)
rea (in2)Peso en elaire (lb/pie)
Constante deelasticidad (in/lb/ft)
Longitud (ft)
5/8 0.307 1.13 1.270 x 10-6 25 30 0.442 1.63 0.883 x 10-6 25 307/8 0.601 2.2 0.649 x 10-6 25 30
1 0.785 2.88 0.497 x 10-6 25 301 1/8 0.994 3.67 0.393 x 10-6 25 30
3Informacin Tcnica Varillas de bombeo API para torques bajos Tenaris Tamsa,
http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_pcp_api.asp4Informacin Tcnica Varillas de bombeo API Tenaris Tamsa,
http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_pcp.asp
http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_c.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_k.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_d.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_dalloy.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_kd.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_d4330.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_d4330.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_kd.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_dalloy.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_d.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_k.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_c.asp8/12/2019 Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en Mxico
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 37
3.5.2.1.2. Varillas que no cumplen con normas API
Varil las Electra:
Son fabricadas con acero de gran resistencia, generalmente se utilizan en
pozos donde las varillas convencionales API experimentan frecuentes fallas.
Vari l la Con t inua COROD
Es una sarta continua de varillas que no tienen cuellos ni pasadores, y los
dimetros son de 1/16 en vez de 1/8 como lo indican las normas API, sin
embargo, la metalurgia si cumple con dichas normas.
Vari l las de Fibra d e Vidr io
Para facilitar su estudio se presentan ciertas ventajas y desventajas
comparndose con las convencionales API fabricadas con acero.
Ventajas:
Su bajo peso reduce las cargas y consumo de energa en los equipos
superficiales
Reduccin de fallas por corrosin
Si existe potencia adicional, la produccin puede ser incrementada porque
permite la instalacin de la bomba a mayores profundidades
Desventajas:
No son recomendadas para pozos direccionales o altamente desviados
La temperatura mxima de diseo es de 200 F
El torque en el cuerpo est limitado a 100 lb/ft en las varillas de 1
Dificultad en las operaciones de pesca
El espaciamiento de la bomba es dificultoso
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 38
La seleccin de varillas a utilizar va a ser directamente en base al torque que se
tenga en el arreglo de tuberas. Para eso se muestra en la siguiente tabla la
recomendacin de varillas para cada caso que pudiera presentarse.
Tabla 3.5. Tipo de vari l la de suc cin recom endada para diferentes to rques5
Requerimiento Varilla Recomendada
Bajo torque(140570 lb/ft)
Varilla API
Mediano torque(Hasta 1,000 lb/ft)
Varilla Hueca PCPRod 1000
Varilla API de gran dimetro
Varilla Premium
Alto torque(Hasta 2,120 lb/ft)
Varilla Hueca PCPRod 1000
Varilla API para altos torques
Varilla Premium de gran dimetro
Muy alto torque(Hasta 2,500 lb/ft)
Varilla Hueca PCPRod 2500
3.5.2.2. Tubera de Produccin
Serie de tubos por donde se desplazan los fluidos provenientes de la formacin
desde el fondo hasta la superficie.
3.5.2.3. Bomba
Las bombas de cavidades progresivas pueden clasificarse de distintas formas
tomando en consideracin su colocacin, instalacin o geometra.
5Compendio de varillas de succin para pozos con cavidades progresivas. Tenaris TAMSA, Mxico, 2008
http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_pcp.asp
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 39
3.5.2.3.1. Por su instalacin:
Insertables. El estator y el rotor son elementos
independientes, ambos son ensamblados a manera
de ofrecer un conjunto nico. Este se baja al pozo con
la sarta de varillas hasta conectarse a una zapata o
niple de asiento instalado previamente en la tubera de
produccin.
Figura 3.17. BCP insertable
Tubulares: El rotor y estator son elementos totalmente
independientes el uno del otro. El estator se baja al pozoconectado a la tubera de produccin, y el rotor se baja con la
sarta de varillas. En general, esta bomba ofrece mayor
capacidad volumtrica, no obstante, para el reemplazo del
estator se debe recuperar toda la terminacin del pozo.
Figura 3.18. BCP tubular
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 40
3.5.2.3.2. Por su geometra:
Simple: Son aquellas en las cuales el
nmero de lbulos de rotor es de 1,
mientras que el del estator es de 2 lbulos
(relacin 1:2)
Multilobulares: Ofrecen rotores de dos o
ms lbulos en estatores de tres o ms
(relacin 2:3, 3:4, etc.) Estas bombas
ofrecen mayores caudales en comparacin
con las simples.
Figura 3.19. Geometras de BCP.
Las bombas de cavidades tienen diversas nomenclaturas de acuerdo
principalmente a su capacidad de desplazamiento y de levantamiento. A
continuacin se mencionan los dos principales mtodos para clasificarlas.
Nomenclatura Mtrica Nomenclatura Imperial
7-1000 44-3200
Desplazamiento Levantamiento Desplazamiento Levantamientom3 / d / 100 rpm m bpd / 100 rpm ft
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 41
3.5.2.4. Rotor
Tiene forma de tornillo sin fin, se conecta a la sarta de varillas las cuales le
transmiten el movimiento de rotacin desde la superficie. Est constituido por acero
de alta resistencia y un cromado externo (lo que lo hace resistente a la abrasin).
La capa de cromo vara segn el fabricante. Los rotores se mecanizan con varios
dimetros, y se recubren de varios espesores de cromado. Las variaciones de
estos dos parmetros, dimetro y espesor, son los que permiten un ajuste fino de
la interferencia y sus dimensiones dependern del posible hinchamiento del
elastmero debido a la presin, temperatura y naturaleza de los fluidos.
= = 2 +
Figura 3.21. Geometra del rotor
3.5.2.5. Estator
Es un cilindro de acero revestido internamente con un elastmero sinttico
(polmero de alto peso molecular) moldeado en forma de doble hlice y adherido
fuertemente a dicho cilindro.
El proceso de fabricacin del estator consiste en la inyeccin del elastmero al
tubo. Como primer paso se recubre la superficie interna del estator con un
adhesivo, y posteriormente se inyecta el polmero a alta presin y temperatura
entre la camisa de acero y un ncleo, el cual es similar a un rotor de dos lbulos.
Protor
dr
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 42
= = 4 +
Figura 3.22. Geometra del estator
3.5.2.6. Elastmero
Son la base del sistema de cavidades progresivas, puesto que este componente
se moldea al perfil de doble hlice del estator, con lo cual si determinamos
correctamente el tipo y los materiales a usar la vida del sistema como un conjunto
se prolongar beneficiando en lo econmico y tcnico al proyecto.
De acuerdo a las condiciones del pozo (temperatura, contenido de aromticos,
porcentaje de agua, etc.), se debe tomar la decisin de los materiales
convenientes a utilizar para la seleccin del elastmero.
Algunas de las caractersticas que deben cumplir los elastmeros son:
Elasticidad: Fuerza requerida por unidad de superficie para estirar una unidad
de longitud
Dureza: Fuerza requerida para deformar la superficie del elastmero
Resistencia al corte: Fuerza necesaria para cortar la muestra en condiciones
ASTM (American Society for Testing and Materials)
Resiliencia: Velocidad para volver a su forma original, y poder volver a sellar las
cavidades
Permeabilidad: Para evitar la descompresin explosiva, en paros de produccin
de pozos con gas libre en la succin de la bomba
Pestator
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 43
Debido a las condiciones a las que se encontrarn expuestos durante su vida
productiva, los elastmeros dentro de la industria petrolera estn fabricados a
partir de tres compuestos qumicos.
3.5.2.6.1. Nitrilo (NBR)
Fabricado por la copolimerizacin del butadieno y el acrilonitrilo (ACN). La adicin
del ACN incrementa la resistencia a la degradacin a causa del contacto con
fluidos polares tales como el aceite.
Caractersticas:
A mayor porcentaje de acrilonitrilo (ACN), se tendr mayor resistencia a los
aromticos y al CO2
A mayor porcentaje de carbono, tendremos mayor resistencia mecnica
Baja resistencia al H2S
Es un material olefilo, ya que tiende a absorber petrleo
Tiene baja resistencia al agua caliente
3.5.2.6.2. Nitrilo Hidrogenado (HNBR)
Simplemente la hidratacin del nitrilo para tener una mayor saturacin de H2. Este
proceso reduce el nmero de enlaces dobles resultando en un polmero ms
resistente a la degradacin qumica y por temperatura.
Caractersticas:
Buena resistencia al H2S, el hidrgeno satura el triple enlace del ACN
Muy buena resistencia a la temperatura
Descompresin explosiva: pobre
Baja resistencia a los aromticos y al CO2
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 44
3.5.2.6.3. Fluoroelastmeros(FKM)
Los compuestos relacionados no tienen nada que ver con el nitrilo. Son
extremadamente resistentes a la degradacin qumica y la temperatura, pero
carecen de las propiedades fsicas del nitrilo.
Caractersticas:
Excelente resistencia a los aromticos y al CO2
Excelente resistencia a la temperatura
Baja resistencia al H2S
Descompresin explosiva muy pobre
Difcil de moldear para sistema de cavidades progresivas
A continuacin se muestra una tabla comparativa de los elastmeros
comercializados por R&M Energy Systems, en los cuales se tienen los parmetros
bsicos a considerar.
Tabla 3.6. Tabla com parativ a de materiales para elastmeros
6
Modelo
Nivel de
Acrilonitril
o
Resistencia
a fluidos
aromticos
producidos
Resistencia
al H2S
Descompresin
explosiva
Presencia
de agua
Temperatura
de fondo
mxima
permisible
(F)
UF102NBR
Medio 4 6 1 10 175
UF103NBR
Medio 4 6 6 10 175
UF136
NBR Muy alto 6 3 10 10 175UF158HNBR
Muy alto 8 9 8 10 250
UF167HNBR
Alto 7 10 8 10 250
EX531FKM
No aplica 10 3 2 10 375
Escala: 2 - No recomendable 4Aceptable 6 - Bueno 8 - Muy bueno 10 - Excelente
6Industry Leading Elastomer Technology publicado por Moyno Inc.(USA,2003)
http://www.rmenergy.com/pdfs/moyno_elast.pdf
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 45
3.5.2.7. Niple de Paro
Es un tubo de pequea longitud el cual se
instala bajo el estator (bombas tubulares)
y cuyas funciones principales son: servir
de punto tope al rotor cuando se realiza
el espaciamiento del mismo e impedir
que el rotor y/o varillas lleguen al fondo
del pozo en caso de producirse rotura o
desconexin de stas ltimas.
Figura 3.23. Niple de paro
3.5.2.8. Accesorios extras
3.5.2.8.1. Separadores de gas estticos o anclas de gas
Dependiendo de su geometra pueden ser excntricos o concntricos.
3.5.2.8.2. Separadores de gas
dinmicos
Los fluidos pesados deben dirigirse
hacia las paredes exteriores y dejar
que el gas libre migre hacia el centro
de la cmara. El gas libre es
fsicamente separado del resto de los
fluidos al final del separador. El fluido
rico en lquidos es dirigido hacia la
toma de la bomba, mientras que la
rica de gas es venteada al espacio
anular.
Figura 3.24. Separador de gas dinmico
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Generalidades y componentes del sistema
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3.5.2.8.3. Niples de asiento
Con la finalidad de detectar agujeros o uniones defectuosas en la sarta de tuberas
es importante realizar una prueba de presin durante la operacin de bajada de la
misma. Para realizar esta prueba, se instala un niple sobre el estator de la bomba
en el cual se coloca una vlvula fija con pescante, la cual es fcil de remover.
3.5.2.8.4. Niple de drenaje
Se utiliza para desalojar el crudo de la tubera de produccin en aquellos casos
cuando no es posible sacar el rotor de la bomba. La mayora, se activan aplicando
presin interna a la tubera de produccin.
3.5.2.8.5 Ancla Antitorque
Este equipo se conecta debajo del niple de paro y se
fija al la tubera de revestimiento mediante cuas
verticales. Al arrancar la bomba, el torque generado
hace que las cuas se aferren al tubo impidiendo el
giro del estator.
Figura 3.25. Ancla antitorque
3.5.2.8.6. Centralizadores de varillaColocados en las uniones o cuellos de las
varillas, su funcin es mantener centralizada la
sarta y evitar que haga contacto con la
superficie interna de la tubera de produccin.
Figura 3.26. Centralizadores de varilla
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Generalidades y componentes del sistema
Mayo, 2009 47
Dentro del siguiente captulo se explicar brevemente las bases para la seleccin y
diseo de los componentes del sistema, tanto los equipos en superficie como en el
subsuelo ya que en el mercado existen gran cantidad de modelos y fabricantes con
distintas especificaciones los cuales se debern elegir de acuerdo a las
condiciones que presente el pozo en cuestin.
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4. Diseo del sistema
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Diseo del sistema
Mayo, 2009 49
Dentro de la industria petrolera una fase de la cadena de valor es el diseo de las
operaciones a realizar en un pozo desde la etapa de exploracin hasta el periodo
de explotacin. Para ello, se deben revisar parmetros bsicos como: las
condiciones del yacimiento, los fluidos producidos en el mismo, datos de nuestro
aparejo de produccin, entre otros.
De no ser as, se corren riesgos de perder grandes inversiones que afectarn las
utilidades de la empresa dando como resultado en el peor de los casos, el
abandono o taponamiento de pozos debido a malas decisiones desde las etapas
tempranas. Este captulo intenta dar una gua de cmo disear un aparejo de
cavidades progresivas para obtener los mejores resultados una vez que se ha
decidido implementar este sistema artificial en uno o varios pozos de un campo.
En el inicio, parte de la informacin previa requerida para poder llevar a cabo un
buen diseo de las instalaciones a utilizar podemos distinguir las siguientes:
Presin esttica delyacimiento.
Presin de burbujeo.
Viscosidad del aceite.
Profundidad delintervalo disparado.
Produccin estimada.
Temperatura delyacimiento.
Gravedad especficadel aceite
Gravedad del gas
Volumen de gas ensolucin
Ritmo de declinacin(psi/bl)
Reservas estimadas
Profundidad ydesviacin del pozo.
Diseo de tuberas derevestimiento
(profundidad, peso ydimetro).
Diseo del aparejo deproduccin
(profundidad, peso ydimetro)
Presin de tubera ensuperficie.
Relacin gas aceite(RGA).
Porcentaje de agua ysedimentos.
Gravedad API.
Manejo de fluidosindeseables (arena,
emulsiones, gas, H2S,etc.)
Presin de fondofluyendo.
Tasa de produccin
Datos delyacimiento
Datos de laterminacin
Datos deproduccin
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Diseo del sistema
Mayo, 2009 50
La seleccin ptima de una bomba de cavidades progresivas comienza por la
determinacin de dos parmetros fundamentales:
1. La presin que la bomba debe suministrar de manera que pueda llevar los
fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie (head o levantamiento)
2. La tasa de produccin total que deber desplazar la bomba. (Dado por la
sumatoria de los volmenes de aceite, gas y agua a condiciones de
bomba).
Cabe mencionar que la seleccin del elastmero es primordial ya que como se ha
mencionado debe ser realizada con base a los ensayos de laboratorio y las
exigencias del medio donde ser instalada la bomba.
4.1. Parmetros para la seleccin de la bomba
Todas las bombas tienen sus limitaciones, por lo cual es necesario adaptar
cuidadosamente la bomba al pozo candidato. Las bombas son adaptadas a
tuberas de 2 3/8, 2 7/8, 3 y 4 con gastos de hasta 4 mil barriles diarios. Cada
fabricante ofrece un rango de bombas para trabajar en diferentes condiciones, sin
embargo, existen 3 puntos clave que debemos tener en cuenta:
4.1.1. Terminacin y perfil del pozo
De acuerdo a su capacidad las bombas pueden bajarse en tuberas de
revestimiento desde 4 . Su comportamiento de bombeo no se altera por la
inclinacin en pozos desviados aunque las varillas deben ser bajadas con
protectores. Debe reservarse suficiente espacio anular con la tubera de
revestimiento, para estar preparados en caso de bajar herramientas o hacer
alguna pesca.
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Diseo del sistema
Mayo, 2009 51
4.1.2. Datos del yacimiento
En base a la obtencin de la curva de afluencia al pozo, se podr establecer el
mejor ritmo de produccin de acuerdo con la capacidad de la formacin para
aportar fluidos.
4.1.3. Caractersticas de los fluidos a levantar
4.1.3.1. Gravedad y viscosidad del petrleo
El petrleo pesado y viscoso genera cadas de presin en la tubera de produccin,
las cuales deben ser absorbidas por la bomba, ya que en la medida que el petrleo
sea ms pesado y viscoso afectara su desenvolvimiento. La alta viscosidad
incrementa el valor del torque de las varillas en la tubera.
La seleccin de la bomba, sarta de varillas y el motor, dependen del estudio de las
cadas de presin y resistencia al torque. Por consiguiente, la viscosidad del crudo
debe ser evaluada en laboratorio previamente con el propsito de conocer con
precisin las cadas de presin por friccin.
4.1.3.2. Presencia de CO2y H2S
A pesar de que los elastmeros con que se construye el estator toleran ciertos
gases, siempre es recomendable realizar pruebas de compatibilidad inicial para
evitar daos prematuros y prolongar su tiempo de vida.
4.1.3.3. Contenido de gas en el fluido de formacin
De acuerdo al principio de funcionamiento de las bombas, pueden transportar
fluidos multifsicos con alta RGA a la entrada, pero deben instalarse en el pozo a
un nivel por encima de la profundidad donde la presin es aproximadamente igual
a la presin de burbuja, aunque debe tenerse mucha precaucin en el diseo, ya
que a ese nivel el volumen es mayor.
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Diseo del sistema
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4.1.3.4. Temperatura del fluido
Generalmente la profundidad donde se instala la bomba no excede los 2 milmetros, y por ello las temperaturas son menores a 110 C, que es la temperatura
crtica de los elastmeros de nitrilo.
Sin embargo, en caso de levantar crudos pesados con vapor, la temperatura
puede alcanzar los 200 C, debiendo usar elastmeros especiales.
4.1.3.5. Presencia de aromticos
Los elastmeros son muy sensibles al hinchamiento. De acuerdo al contenido de
aromticos se debe seleccionar el elastmero ms apropiado.
4.1.3.6. Presencia de arena
Los fluidos bombeados pueden contener arena pero deben tomarse en cuenta las
siguientes precauciones:
Evitar que la arena se aglomere en la entrada de la bomba
Evitar que durante el paro no sedimente la arena en la tubera, ya que en el
arranque pueden existir problemas
En caso de produccin de arena, las bombas son diseadas con rotores revestidos
con cromo y elastmeros muy elsticos.
Una vez que hemos recopilado la informacin arriba mencionada, nos es posible
comenzar con un procedimiento sencillo para disear y seleccionar los
componentes ideales del sistema de cavidades progresivas de acuerdo a las
condiciones de nuestro pozo.
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Diseo del sistema
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4.2. Procedimiento de diseo y seleccin del sistema
Consiste en el diseo de la terminacin de pozos productores de crudo y gas
mediante el sistema artificial en cuestin; determinando profundidad,
especificaciones tcnicas de los equipos requeridos, as como las condiciones de
operacin para producirlo en ptimas condiciones.
4.2.1. Equipos de Subsuelo
4.2.1.1. Seleccin del EstatorPara conocer si el estator de la bomba es compatible con la tubera de produccin,
se emplea la siguiente ecuacin:
= 0.1.. (4.1)donde:
=() =()
No se debe usar un estator cuyo dimetro externo sea mayor al mximo
permisible. En los catlogos de los fabricantes tambin se muestran los dimetros
de las TRs compatibles con los modelos de bomba.
4.2.1.2. Seleccin del Elastmero
Para la seleccin del elastmero a utilizar es necesario realizar lo siguiente:
1. Realizar un anlisis de Presin, Volumen y Temperatura (PVT)de los fluidos
producidos para determinar: Viscosidad, Gravedad API, Contenido de
Saturados, Aromticos, Resinas, Asfaltenos.1
2. Realizar un estudio de compatibilidad entre el elastmero y los fluidos
producidos mediante el cual se evala la capacidad mecnica inicial del
elastmero y la variacin de las propiedades mecnicas en muestras
envejecidas.
1
Vase Tabla 3.4. Tabla comparativa de materiales para elastmeros Captulo 3
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Diseo del sistema
Mayo, 2009 54
Tabla 4.1. Propiedades de los elastmeros
Propiedades mecnicas mnimas requeridas
Hinchamiento 35 %
Dureza Shore A 55 a 70 puntos
Resistencia Tensil Mayor a 15 MPa
Elongacin a la ruptura Mayor del 500%
Resistencia a la fatiga Mayor a 55 Mciclos
Resistencia al corte Mayor a 4 Kg/mm
4.2.1.3. Seleccin del Rotor
Para la seleccin del dimetro del rotor debe considerarse el hinchamiento por
efecto de la temperatura de fondo, composicin y viscosidad de los fluidos
manejados.
Con estos datos se realiza una primera seleccin del dimetro del rotor utilizando
los catlogos de los fabricantes, las experiencias en campo determinarn la
seleccin definitiva.
Se dispone de tres tipos de rotores:
De dimensiones estndar
Subdimensionado
Sobredimensionado
Para la seleccin, se requiere conocer la temperatura (F)y viscosidad dinmica
() del fluido en centipoises, ya que con estos datos podremos determinar qutipo de rotor de los arriba mencionados, ser el ideal de acuerdo a la grafica
siguiente. (Grfica 4.1.)
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Diseo del sistema
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Generalmente en aplicaciones petroleras se tiene como dato el valor de la
viscosidad cinemtica en centistokes. Para encontrar el valor en centipoises se
realiza lo siguiente:
Se calcula la Gravedad Especfica del Lquido : = + 0.. (4.2)
= 141.5+131.5.. (4.3)donde:
=(adimensional)
=
(
)
=() = = (/100 ) = = (100 )/100Se calcula la densidad del crudo :
= .. (4.4) = 999,012 3.. (4.5)
= 2
.. (4.6)En la grfica 4.1, se ubica el valor de la temperatura del yacimiento (Ty)en el eje
de las abscisas y el valor de la viscosidad dinmica (f) en el eje de las
ordenadas. Por ejemplo, si tenemos una viscosidad de 5,000 cp y una temperatura
de 160 F estaremos ubicados en la zona de dimensionamiento estndar.
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Diseo del sistema
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Grfica 4.1. Seleccin del dimetro del rotor2
.
4.2.1.4. Seleccin del Niple de Paro
El niple de paro es un accesorio de la bomba y generalmente es de 1 de longitud.
Para conocer las dimensiones en cada caso se debe ver el catlogo del fabricante.
4.2.1.5 Seleccin de la Bomba
4.2.1.5.1 Clculo del ndice de Productividad
Existen diversos mtodos para predecir el comportamiento de flujo al pozo (Vogel,
Fetkovich, etc.), sin embargo, para este trabajo se considerar la utilizacin del
modelo matemtico de Vogel.
Para yacimientos productores por empuje de gas disuelto liberado (
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Diseo del sistema
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= 1 0.2
0.8
2
.. (4.7)
donde: =() =() =() =()
que es la ecuacin que representa a la curva adimensional mostrada en la grfica
4.2. Donde, el gasto de aceite mximo (
) representa la tasa de flujo cuando la
presin fluyente ( )se hace igual a cero.
Grfica 4.2. Curva de Vogel para el comportamiento de afluencia.
4.2.1.5.2 Clculo de la Capacidad Hidrulica de la bomba.Dos de las variables a considerar en la seleccin de una bomba de cavidad
progresiva la constituyen su capacidad de levantamiento (head) y su
desplazamiento volumtrico.
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
0 500 1000 1500 2000 2500
Presin
(psi)
Gasto (bpd)
Curva de IPR (Inflow Performance Relationship)
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Diseo del sistema
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Figura 4.3. Configuracin del pozo.
El head de la bomba ser la exigencia de levantamiento neta que esta deber
suministrar para llevar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie. La
siguiente expresin define la capacidad de levantamiento de la bomba:
= .. (4.9)
Como factor de seguridad para determinar la Pp, se considera un 20 por ciento
adicional, es decir: = 1.2 .. (4.10)
Presin de Descarga ():Representa la energa o presin requerida para llevarlos fluidos desde la profundidad de asentamiento de la bomba hasta la superficie.
La componen los siguientes elementos:
PTP
Psep
PTR
L
Pd
Pent
Hb
0
Nd
Pwf
Pmd
TP
TR
Vs
Nomenclatura
TP: Tubera de produccinTR: Tubera de revestimientoVs: Varillas de succinPd: Presin de descargaPent: Presin de entradaPmd: Presin media de los disparosNd: Nivel dinmicoL: Longitud lnea de escurrimientoPsep: Presin de separadorPTR: Presin de TRPTP: Presin de TPHb: Sumergencia de bomba0: Longitud de la bomba
Gf: Gradiente de fluidoGg: Gradiente de gas
Gg
Gf
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Diseo del sistema
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- Presin del Cabezal:Es la presin necesaria para llevar los fluidos desde
el cabezal del pozo hasta el tanque, manifolds, estaciones de flujo, etc., y
depende de la presin en estos puntos y de las caractersticas de la lnea de
flujo.
- Peso de la co lum na hi dro sttica:Es la presin que ejerce la columna de
fluidos (en la tubera de produccin) sobre la bomba.
- Prd id as por fr ic ci n:Es la presin adicional necesaria para vencer las
perdidas a travs de la tubera de produccin.
Presin de Entrada ():Es la presin natural del yacimiento a la profundidadde asentamiento de la bomba (admisin) para producir determinada tasa de flujo.
Est relacionada en gran medida a la Pwfdel yacimiento, por lo cual la forma ideal
de estimarla es a partir de la curva de afluencia del pozo (IPR).
Figura 4.4. Perfil de presiones en la bomba
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 100 200 300 400 500 600
Curva de IPR
Demanda
Pd
Pe
P=Pd- Pe
Curva de demanda (exigencia)
Curva de IPR (demanda)
Condicin de Flujo Natural
Condicin de flujo natural
(sin necesidad de bomba)
Si se requiere producir en esta zona, debera
contar con algn mtodo de levantamientoartificial (ej. Bomba de cavidades
progresivas)
Gasto (bpd)
Presin
de
fondo
fluyendo
(psi)
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Diseo del sistema
Mayo, 2009 60
4.2.1.5.3 Clculo de la presin de entrada:
Si se dispone de la curva de IPR la presin de entrada puede ser
calculada con el uso de la siguiente expresin:
= ( ).. (4.11)
donde:
= =
=
(0.433
/
)
=() = () =()
De lo contrario, si no se dispone de la curva de IPR la presin de
entrada puede ser calculada utilizando la siguiente ecuacin:
= + 1 +2 ( ).. (4.12)
donde:
= =1 = (0.0005 /)
2=
(0.433
/
)
=() =() = () =()
Pe
Pwf
Pg
Pe
PL
PCHP
Figura 4.5. Presin de entradacon IPR
Figura 4.6. Presin de entradsin IPR
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Diseo del sistema
Mayo, 2009 61
4.2.1.5.4 Clculo de la presin de descarga
Para facilitar la compresin en esta seccin, se considerar flujo
monofsico (slo lquido). Con base en esta premisa, la presin de
descarga puede ser estimada mediante el siguiente clculo:
= + + .. (4.13)
donde:
= = =() = ()
Asumiendo flujo monofsico, la presin ejercida por la columna de fluido sobre la
bomba puede ser estimada por:
= .. (4.14)donde:
= (0.433 /) =() =
Pcol +Pfriccin
PTHP
Pd
Figura 4.7. Presin de descarg
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Respecto a las prdidas de presin por friccin se deber calcular el nmero de
Reynolds, el cual nos dar el tipo de flujo existente (laminar o turbulento) y en base
a eso utilizar las expresiones correspondientes:
= (+).. (4.15)
donde:
=() =(/)
=
(lb/ft3)
=() =() = () =(1.478)
Una vez conocido el nmero de Reynolds, se pueden utilizar las siguientes
ecuaciones dependiendo el rgimen de flujo que se presente en nuestro pozo:
Flujo Laminar
-----------------------------------------------
Si < 2100Flujo Turbulento
-----------------------------------------------
Si > 2100
= 12(22 ).. (4.16) = 1.80.2 0.81.2(22)1.8 .. (4.17)
donde:
=
=() =(/) =() =() = ()1 =(1.945105)2 =(4.317108)
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Esta expresin calcula de manera bastante apropiada la cada de presin por
friccin a largo de la tubera de produccin, ya que considera el dimetro interno
de la TP, dimetro de las varillas, viscosidad del fluido y la profundidad de
asentamiento de la bomba.
4.2.1.5.5 Propiedades de los fluidos a condiciones de bomba.
Los perfiles de presin y temperatura a lo largo del pozo cambiarn dependiendo
de la terminacin del pozo y de su produccin. Estos cambios (especialmente los
cambios de presin) tendrn un efecto en las propiedades de los fluidos
producidos as como los volmenes que estos ocuparn a condiciones de fondo de
pozo. Para poder disear adecuadamente la bomba, se debe considerar el
volumen total de fluidos a manejar por sta a condiciones de fondo de pozo.
Para calcular estos volmenes hay que partir de una estimacin de la presin de
entrada. Para calcular la temperatura a condiciones de entrada de la bomba, se
puede utilizar la siguiente ecuacin:
= + .. (4.18)
donde:
=() =() =() =() =()Ya que se han estimado las presiones y las temperaturas, se puede proceder al
clculo de volmenes de petrleo, agua y gas a condiciones de la bomba. Primero
es necesario estimar algunas propiedades de los fluidos tales como:
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Relacin Gas disueltoAceite ()Es el volumen de gas entrampado en el aceite
= +14.718 100.000910.0125 ( )1.204
.. (4.19)
donde:
= (3/) = =() =() =
Compresibilidad del Gas Factor Z
Relacin que define cuanto volumen de gas puede ser comprimido en funcin de la
temperatura y presin.
= + 1 + .. (4.20) = 1.39 ( 0.92)0.5 0.36 0.101
=0.62 0.23 + 0.066( 0.86) 0.037 2 +
0.32
109(1) 6 = 0.132 0.32 log = 100.31060.49 +0.18242
=/ = 677 + 15.0 37.52 = ( + 460)/ = 168 + 325 12.52
Factor de Volumen del Gas ()Factor que define cuanto ocupa a condiciones de fondo de pozo una unidad de gas
libre (a condiciones normales o de tanque)
= 0.005025 +460 .. (4.21)
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donde:
=(/3) = =() =()
Factor de Volumen del Aceite ()Factor que define cuanto ocupa a condiciones de fondo de pozo una unidad de
aceite libre (a condiciones normales o de tanque)
= 0.972 + 0.000147
1.175
.. (4.22)
Con =0.5
+ 1.25donde:
=/ = = = (3/) =()
Factor de Volumen del Agua ()Factor que define cuanto ocupa a condiciones de fondo de pozo una unidad de
agua libre (a condiciones normales o de tanque)
Al tener completas las propiedades de los fluidos anteriores, nos es posible
calcular los volmenes de aceite, gas y agua que deber transportar la bomba
hasta la superficie.
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Volumen de Aceite:Produccin de aceite obtenida en superficie afectada por el
factor de volumen del aceite.
=
.. (4.23)
Volumen de Gas: Considerando un porcentaje X de gas libre que entrar a la
bomba.
=% .. (4.24)
Volumen de Agua:Si consideramos