BOMBEO MECANICO

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UNIDAD DE EXPLOTACIÓN TIERRA ESTE LIVIANO

PRODUCCIÓNExploración y Producción

1

BOMBEO MECÁNICOBOMBEO MECÁNICO

ING. CARLOS MORINI

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2SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO UNIDAD DE BOMBEO CONVENCIONAL

Los tamaños de las cajas de engranajes varían en el rango de 25 y 912 MLbs – pulg, y la longitud de las carreras entre 12 y 168 pulgs.

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3SISTEMA DE BOMBEO UNITORQUE SISTEMA DE BOMBEO BALANCEADO POR AIRE

El tamaño de la caja de engranajes varía desde 114 MLbs – pulg. Hasta 1280 MLbs – pulg. Y el rango de longitud de carrera entre 64 y 216 pulgs.

Estas unidades, son más resistentes a cargas que las convencionales y los torques de las cajas de engranajes varían desde 114 hasta 2560 MLbs – pulg. Por otra parte, también es mayor el rango de longitud de embolada (de 64 a 240 pulgs.)

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4

CAVIDAD PROGRESIVAUNIDAD HIDRAULICA DE BOMBEO

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5CONVENCIONAL

BALANCEADAPOR AIRE MARK II

1. Muy eficiente Menos eficiente quelas otras unidades.

Muy Eficiente

2. Muy confiable debido a su diseño simple.

La más complicada delas unidades.

Igual al convencional

3. La más económica (Usada como referencia)

La más costosa Moderadamente costosa

4. Moderadamente de relativo y fácil manejo.

La más compacta y defácil manejo

Menos portatil que laBal. Por aire

5. Rango de torque más fluctuante (amplio)

Torques máximos yrangos menos severoque en laconvencional

Genera el más bajo yuniforme torque

6. El contrabalance es más complicado de ajustar (pesas)

Contrabalanceofacilmente ajustable

Igual al convencional

7. Requiere una base/ fundación firme donde posicionarse

Igual al convencional Requiere una base /fundación más sencilla

8. Relativamente requiere de motores más grandes

Igual al convencional Requiere de motoresmás pequeños

9. Normalmente con la más alta (relativa) velocidad de bombeo

Velocidad máxima debombeo, ligeramentemenor que la unidadconvencional

Igual a la Bal. Por aire

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6CARACTERISTICAS Y NOMENCLATURA DE LAS UNIDADES DE BOMBEO API

a) Tipo de unidad de bombeo, nomenclatura. Balanceado por aire ( A ) Balanceado en la viga viajera ( B ) Balancín convencional ( C ) Balancín Unitorque, Mark II ( M)

Significa el torque máximo que puede resistir la caja de transmisión. Este valor numérico se acompaña con una letra que identifica el tipo de reducción del sistema de engranajes: Simple (S), doble (D) o triple (T). La figura, ilustra una vista cubierta y descubierta de una caja de engranajes de doble reducción.

b) Capacidad de la caja de engranajes, en miles de Libras – pulgadas.

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c) Capacidad estructural, en cientos de libras.

Se refiere a la máxima carga permisible en la viga viajera. La figura presenta la zona de tensión crítica de la estructura.

d) Carrera máxima, en pulgadas.

Representa la longitud máxima de la embolada del balancín. La figura, muestra las carreras disponibles para una determinada unidad de bombeo con cuatro posiciones en la manivela; en este caso está en el tercer hueco. Estará en carrera máxima cuando los brazos estén conectados en el último (4to. Hueco)

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e) Desbalance estructural en libras.

Es la fuerza requerida en la barra pulida para mantener la viga viajera en una posición horizontal con los brazos desconectados de la manivela. Este desbalance es considerado positivo (+) cuando la fuerza requerida es hacia abajo y negativa (-) cuando es hacia arriba. El signo (-) debe estar impreso en la placa cuando el desbalance es negativo y aparece expresado como SUB.

Ejemplo: C-228D - 200 - 74 Sub: - 500

La letra C, significa que es un balancín convencional, con una caja de engranajes de doble reducción y una torsión de 228 Mlbs – pulgs, una capacidad estructural permisible de 20 Mlbs y una carrera máxima de 74 pulg. El valor negativo significa que el cabezal del balancín es muy pesado y se necesitan 500 lbs para lograr un balance estructural.

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9CABILLAS:

CABILLAS API ESPECIFICACIONES DE FABRICACIÓN.

CLASE API C D K

Resistencia a al Tensión mínima, Mlpc. 90 115 85 Dureza, Brinell 185-235 235-285 175-235 Metalurgia AISI-1036 Carbón AISI 46XX (CARBÓN O Aleación* Aleación*)

* Niquel Molibdeno.

CLASE NO API

E/NORRIS 97

140/150> 300

ENDURECIMIENTO POR INDUCCIÓN

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10

La figura muestra el procedimiento para evaluar graficamente las cargas sobre las cabillas, utilizando un factor de servicio de (1 bombeo ideal, sin corrosión sin golpe de fluido, etc.) Esta representación gráfica esta construida para pozos que reunen las siguientes condiciones:Ejemplo Práctico:Carga máxima = 27060 Lbs x pulg2

Carga mínima = 9020 Lbs x pulg2

Cabillas de 7/8” clase D.

Los pasos para su elaboración conjuntamente con la gráfica, se detallan a continuación:

DIAGRAMA DE GOODMAN:El método más significativo para evaluar las cargas sobre cabillas, está basado en el Diagrama API de Goodman modificado el cual considera los rangos y máximos esfuerzos permisibles

PASO 1.

Determine la resistencia a la tensión mínima (T) de la cabilla utilizada. Esta información es suministrada por el fabricante; si se conocen solamente los grados de las cabillas; los siguientes valores mínimos han sido establecidos por la API/NO API:

GRADO API RESISTENCIA A LA TENSIÓN MINIMA (MLPC)

C 90.0 D 115.0 K 85.0 GRADO NO APIE/Norris 97 150

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11PASO 2.

Utilizando papel milimetrado, trace una línea de 45°, la cual establece el límite inferior del rango de esfuerzos permisibles. Construya una escala en la ordenada para representar los valores de los esfuerzos, en Lpc.

ESFUERZOS

(LPC)

75000

60000

45000

30000

15000

Línea de Esfuerzos Minimo(Paso 2)

PASO 2

45o

PASO 3.

Usando la escala de esfuerzos marque el punto T/1.75 en línea de 45° (esfuerzo mínimo).

ESFUERZOS

(LPC)

75000

60000

45000

30000

15000

PASO 2


45o

657141,75

115000 =

(Paso 3)65714

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12PASO 4.

En el eje vertical, localice él, punto T/4. Trace una línea, entre este punto y el establecimiento en el paso 3 . Esta línea define el esfuerzo máximo permisible, con un factor igual a uno.

PASO 5.

Marque el punto esfuerzo mínimo (calculado o medido sobre la línea de 45°, utilizando la escala vertical de esfuerzos.

ESFUERZOS

(LPC)

75000

60000

45000

30000

15000

PASO 2


45o

657141,75

115000 =

(Paso 3)65714

Linea de Esfuerzo Máximo Permisible

(Paso 4)

Lpc287504

115000 =

(Paso 4)

ESFUERZOS

(LPC)

75000

60000

45000

30000

15000

PASO 2


45o

657141,75

115000 =

(Paso 3)65714


(Paso 4)

Lpc287504

115000 =

(Paso 4)

Esfuerzo Minimo= 1500 Lpc(Paso 5)

( )

Lbs 150006003,0

pulg*lbs 9020Cabilla la de Área

arg

lg6013,04

87*1416,3

4*

2

2

22

⇒

==

===

MinimaaCG

puDA

min

π

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13PASO 6.

El máximo esfuerzo permisible, se obtiene al subir verticalmente, desde el punto anterior hasta cortar la línea superior (construida en el paso 4)

PASO 7.

Ubique el esfuerzo máximo (calculado o medido), si este es mayor que el máximo permisible calculado en el paso anterior, las cabillas están sobrecargadas, sí es menor implica que el esfuerzo real está en el rango permisible de operación. En resumen, podemos decir que el Diagrama de Goodman modificado permite analizar el rango y la máxima carga permisible.

En este caso están Sobrecargadas.

ESFUERZOS

(LPC)

75000

60000

45000

30000

15000

PASO 2


45o

657141,75

115000 =

(Paso 3)65714


(Paso 4)

Lpc287504

115000 =

(Paso 4)


Esfuerzo Máximo Permisible= 37200 Lpc(Paso 6)

ESFUERZOS

(LPC)

75000

60000

45000

30000

15000

PASO 2


45o

657141,75

115000 =

(Paso 3)65714


(Paso 4)

Lpc287504

115000 =

(Paso 4)


Esfuerzo Máximo Permisible= 37200 Lpc(Paso 6)

Esfuerzo M

áximo= 45002 Lpc

(Paso

7)

Lbs 45002pulg 6013,0

pulg*Lbs 27060Cabillas de Área

Máxima Cargapulg 6013,0

2

2

máx

2

===

=

G

A

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14BOMBA DE SUBSUELO:

Concepto:

La bomba convencional para pozos de petróleo, es un equipo de desplazamiento positivo desde el fondo hasta la superficie, que funciona mediante presiones diferanciales del sistema sobre sus componentes; razón por la cual, también es conocida como bomba de fuerza.

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15PARTES DE UNA BOMBA DE SUBSUELO:

Componentes:

Es un cilindro de superficie completamente pulida, dentro del cual se mueve el pistón.

A. Barril o camisa:

B. Pistón:Es el embolo de la bomba y su diámetro determina la capacidad de desplazamiento.

C. Válvula fija:Está formada por un sistema de bola y asiento que permite la entrada de fluido del pozo al interior de la bomba.

D. Válvula viajera:Es también un sistema de bola / asiento, que viaja durante los ciclos de bombeo.

E. Anclaje o zapata:

Combinación de partes reunidas inferiormente para obtener el anclaje de la bomba, efectuando un sello hemético.

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16BOMBA DE SUBSUELO:

Principio de Funcionamiento.

Para facilitar el estudio del funcionamiento de la bomba de subsuelo, supongamos el ciclo de bombeo lentamente haciendo énfasis en los cambios de estado de los componentes debido al movimiento del balancín y las presiones actuantes:

La unidad de bombeo en su movimiento tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior.

Cuando el balancín ésta en el punto muerto inferior, las válvulas fija y viajera están cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permite la apertura de la válvula fija; por lo tanto, el fluido pasa del pozo hacia el interior de la bomba. Al mismo tiempo la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanece cerrada durante la carrera ascendente.

El fluido llenando la bomba hasta llegar al punto muerto superior. La válvula fija cierra y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un efecto de compresión; al chocar con el fluído, la presión interna abre la válvula viajera. El pistón continua su viaje descendente, mientras el fluido es transferido a la tubería y se repite el ciclo de bombeo.

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17

Tipos de Bomba de Subsuelo.

El Instituto Americano de Petróleo (API) ha clasificado las bombas de subsuelo fundamentalmente en dos tipos de bombas de tubería ( T ) y de cabillas o insercción ( R ). Ambas consisten como dijimos anteriormente en unidades metálicas con sistema pistón / barril y bolas /asientos.

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18Tipos de Bomba de Subsuelo.

Bombas de Cabillas

Las bombas de inserción o de cabillas reciben este nombre porque se completan con la sarta de cabillas y se asientaan en la zapata de la tubería de producción. Estas bombas, a su vez se subdividen en tres tipos, las de barril viajero con anclje inferior (RWT o RHT), las de barril estacionario también con asentamiento en el fondo (RWB o RHB) y las barril estacionario y anclaje superior (RWA o RHA). La Figura ilustra cada una de las bombas mencionadas.

El cuerpo de las bombas o barril, es fabricado esencialmente de tres tipos, de camisa integral con pared gruesa (H); de camisa independientemente reemplazable (L); y de camisa integral con pared delgada (W).

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19Tipos de Bomba de Subsuelo.

Bombas de TuberíaComo su nombre lo indica, son bombas donde el barril y la zapata forman parte integral de la tubería de producción; es decir, su instalación /desintalación involucra directamente un trabajo de sacar / meter tubería.

La Figura partes (g y h) muestran las bombas de tubería. Estas bombas están diseñadas para producir más volúmen, que una bomba de cabillas, para una misma tubería de producción. Esto se explica, porque el barril de dichas bombas puede ser mayor que el diámetro interno del eductor.

Al igual que las bombas de cabillas, los conjuntos de anclaje pueden ser mecánicos y de fricción; lo mismo ocurre con el espesor de la camisa (pared gruesa, delgada o laminada). Pero, el niple de extensión (E) es aplicable unicamente a las bombas de tubería y se utiliza para su conexión con el eductor o bien en la parte inferior para dar espacio al pescante.

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20Nomeclatura de la Bomba de Subsuelo:.

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21TIPOS DE ZAPATASEl sistema de anclaje de las bombas de subsuelo a la tubería de producción, se denomina zapata, la cual es un niple de asentamiento que se ajusta al anillo de fricción o bronce de la bomba, formando un sello hermético entre el fluido retenido en el pozo. La figura muestra los tipos de anclajes o zapatas: mecánica y de fricción.

Las bombas de anclaje mecánico, en la parte inferior están previstas de aleación de bronce para efectuar sello con la zapata y las de tipo fricción, utilizan un aro de metal o anillo de fricción.

Es importante observar que la diferencia, entre las zapatas radica esencialmente en la estructura interna, ya que vista frontalmente son practicamente iguales.

Las zapatas de anclaje pueden ser torneadas en tres tipos o dimensiones: base (niple B), mayor (niple P)O menor (niple M).

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22(ZAPATA)

TABLA

ESPECIFICACIONES DE LAS ZAPATAS DE ANCLAJE TIPO FRICCION

DIAMETROS EXTERNOS EN PULGS -Bomba de Subsuelo 2 2-1/ 2 3 4 -Tubería de Producción 2-3/8 2-7/8 3-1/2 4-1/2 -Barril (Barril Bomba de Cabillas) 1.760 2.260 2.760 3.760 - Anillo de Fricción 1.715 2.210 2.700 3.670 - NO-GO del Mandril (para niples “B” y “P”) 1.850 2.340 2.860 3.830

DIAMETROS INTERNOS, EN PULGS

- Barril (Bomba de Tubería) 1.750 2.250 2.750 3.750 - Niple de Extensión (Bomba de Tubería) 1.770 2.270 2.780 3.780 - Zapata tipo “B” 1.750 2.250 2.750 3.750 - Zapata tipo “P” 1.770 2.280 2.780 3.780 - Zapata tipo “M” 1.72 2.230 2.720 3.700 - NO-GO del niple (Zapata tipo “M” 1.500 1.875 2.500 3.250

FUERZA DE TENSIÓN EN LIBRAS - Anclaje zapata/anillo 2.000 2.500 3.000 4.000

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23Anclaje de Gas :.

Definición / Proposito

Consiste en un tubo ranurado o perforado que, colocado en la zapata o anclaje, se utiliza para mejorar la separación gas / líquido, con el propósito de minimizar la entrada de gas a la bomba de subsuelo y obtener mayor eficiencia volumétrica.

Funcionamiento

Al entrar el fluido por las ranuras del ancla de gas, se crea una turbulencia y caída de presión, lo cual hace que el gas, por ser de menor densidad, se separe del líquido, y siga por el espacio anular revestidor/tuber’ia el liquido por ser más denso, cae y se acumula en el tubo de barro, donde es succionado por la bomba, a través del tubo de succión.

Separaciónfuera del ancla

Separacióndentro del ancla

PWFQL, QG, P, T, µ

% de Líquido@ entrada de

la bomba

Eficienciavolumétrica

es función deltipo de bom ba

Caída dePresión en el

separador

Eficienciade

Separación

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24Tipos de Anclas de Gas

Natural :

La figura presenta un ancla de gas tipo natural (N), como se observa es muy sencilla y consiste solamente de un tubo de 20 a 30 pies de longitud con un niple perforado en la parte inferior sin tubo de succión.

Para que sea efectiva el ancla de gas natural debe instalarse por debajo de las perforaciones de forro, ya que por su forma simple la separación solo existe por diferencia de densidades para que el fluido pase por la bomba debe fluir hacia abajo.

Esta ancla de gas no tiene uso practico en pozos productores de solidos (por ejemplo: arena); puede sufrir problemas de aatascamiento. Por otra parte, tampoco es eficaz cuando las presiones de fondo del pozo son muy altas, capaces de formar burbujas.

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Niple Perforado (Poorman)

La figura muestra un ancla de gas tipo “ Poorman “ (P) y su funcionamiento en forma esquemática. Como puede observarse, es un niple perforado igual que el descrito anteriormente, con la adición de un tubo concéntrico para la succión y otro para la recolección de sedimentos (tubo de barro).

Esta ancla simple y económica, por el diseño de sus partes, se usa frecuentemente en pozos ligeramente arenosos, donde el nivel de líquido está cerca del fondo del pozo; sin embargo, puede utilizarse a cualquier profundidad.

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26Tipos de Anclas de GasCopasEsta es un ancla de gas muy similar a la “Poorman” y se diferencia por las copas de metal a lo largo del niple, como muestra la figura..

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Multicopas

La figura muestra el funcionamiento del ancla de gas tipo multicopas, como se observa es un tubo y una serie de copas alrededor con orificios dentro de ellas. Esta difiere de la anterior, porque está provista de un número mayor de copas y no requiere del tubo adicional de succión, ya que el principal hace las veces de este.La multicopas se utiliza en pozos con alta producción de gas, sin arena, donde el ancla de copas no es efectiva; por lo tanto, es de mayor capacidad de separacón gas / líquido.

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28

TapónPuerto dedesvío del gas

Ballesta

Revestidor

Barril Externo

Puerto de Salida

Entradas

Tubo de succión

Fuera del separadorDentro del separadorAlta fracción de líquidoAlta fracción de gas

Principio de Separación por Descentralización

Al pasar la mezcla multifásica por el anular excéntrico las burbujas de gas tienden a subir por la zona de mayor área, mientras que en la zona donde se tocan los tubos se forma una región de alta concentración de líquido, con lo cual se aprovecha mejor la separación que ocurre fuera del ancla.

Válvula fija

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29Comparación del desempeño de diferentes tipos de separador

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0 200 400 600 800 1000 1200 1400CAUDAL DE LIQUIDO

EF

ICIE

NC

IA

CA60250EF60250EG60250D1A60250PA60250TA60250D2A60250

Gráficas comparativa de anclas a 60 psig

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0 200 400 600 800 1000 1200 1400CAUDAL DE LIQUIDO

EF

ICIE

NC

IA

CA60250EF60250EG60250D1A60250PA60250TA60250D2A60250


EFICIENCIA DE SEPARACIÓN(Bajo caudal de gas)

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30

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

CAUDAL DE LIQUIDO

EF

ICIE

NC

IA

CA601200.D2A601200.D1A601200.EG601200.EF601200.PA601200TA601200


30

40

50

60

70

80

90

100

110

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

CAUDAL DE LIQUIDO

EF

ICIE

NC

IA

CA601200.D2A601200.D1A601200.EG601200.EF601200.PA601200TA601200


EFICIENCIA DE SEPARACIÓN(alto caudal de gas)

Comparación del desempeño de diferentes tipos de separador

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31

X XX X X

Diámetro y longitud del tubo de succión: 2 . 20´ (generalmente)**

Longitud de niple, en pies: 3 - 1 niple 6 - 2 niples (3 pies niple) 9 - 3 niples

Diametro del ancla de gas: 510* - 5 pulg (tubería o copas) 410* - 5 pulg

4 - 4 ½ pulg 3 ‘o 31 - 3 ½ pulg 2 ó 27 - 2 7/8 pulg

=22- 3/8 pulg

Tipo de ancla de gas: N- Natural P-Niple perforado (poorman) C- Copas R- Multicopas PK- Empacaduras.

* Diámetro de las copas (Anclas tipo multicopas)

23

X XX X X

Diámetro y longitud del tubo de succión: 2 . 20´ (generalmente)**

Longitud de niple, en pies: 3 - 1 niple 6 - 2 niples (3 pies niple) 9 - 3 niples

Diametro del ancla de gas: 510* - 5 pulg (tubería o copas) 410* - 5 pulg

4 - 4 ½ pulg 3 ‘o 31 - 3 ½ pulg 2 ó 27 - 2 7/8 pulg

=22- 3/8 pulg

Tipo de ancla de gas: N- Natural P-Niple perforado (poorman) C- Copas R- Multicopas PK- Empacaduras.

* Diámetro de las copas (Anclas tipo multicopas)

23

Nomeclatura de las Ancla de Gas:

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32ANCLA DE TUBERIAS

Es un equipo para controlar los movimientos de la tubería de producción, absorve los esfuerzos durante la acción de bombeo y los transfiere al revestidor; como resultado, mantiene el eductor en una posición constante y reduce la fricción cabillas / tubería. En la Figura se muestra una vista exterior del mismo.

El simple hecho de mantener el eductor anclado, permite un mayor recorrido del pistón dentro del barril, porque aumenta el movimiento relativo de este con respecto a al tubería de producción por embolada.

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33Cartas Dinagráficas:

Definición:Carta dinagráfica es un registro que presenta las cargas instantáneas en la barra pulida a diferentes posiciones durante el ciclo de bombeo, como se muestra teoricamente en la Figura.

A

B C

D

(LBS)

CARGA

0 POSICIÓN (PULG)

Cartas Dinagráfica Ideal: Ciclo de Bombeo Mecánico:

A B C D E

A

B

B

C C

B

D D

A

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34SISTEMA GUAYA/ELEVADOR(ESPACIADOR PARA DINAMOMETRO)

DINAMOMETRO CONVENCIONAL

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35

Esta carta representa todas las fuerzas actuando en la barra pulido durante un ciclo de bombeo.

Estas fuerzas constan de:

a) Exceso de Cabillas.

b) Aceleración y desaceleración.

c) Fricción.

d) Vibración Armónica de la sarta de cabillas.

e) Otras de menos importancia.

Expanción yEstiramiento

AceleraciónDesaceleración

Compresión

Diagrama dinamométrico

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36Diagrama dinamométrico

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37

3

DESPLAZAMIENTO (PULG)

CARG

A (L

BS)

Cartas Dinagráfica En Superficie:

6

1

2 4

5

7

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38Cartas Dinagráfica En Superficie:

1

12

2

3

3

4

4

5

5

6

6

Peso de Cabilla + Fluido

Cabilla de FluidoLinea 0

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39Interpretación de Dinágramas:

Bombeando Normalmente

Bomba Manejando mucho Gas

Pozo Agutado. Fluido producido tiene RGP muyalta. Las válvulas viajeras y fija permanecenabiertas

Bombeo de crudo muy viscoso

Cabillas partidas o desconectadas

Válvula viajera dañada

Válvula fija con fugas

Válvula fija cortada

Pistón Pegado

Caja de engranaje del balancin dañada

Pistón golpeando abajo

Pistón golpeando arriba

Bomba de cabillas saliéndose de la zapata al finalde la carrera ascendente y reentrando en la descendente.

Bomba pegando en la carrera ascendente sin salirde la zapata.

La arena atasca o casi atasca al pistón en la válvula

Pistón de la bomba golpeando en arena

Válvula fija pescada en bomba de tubería

El nivel de fluido coincide con la válvula fija

Pozo bombeando Completo (Pump - Off)

Línea de carga mostrando la válvula viajera dañada

Línea de carga mostrando la válvula fija dañada

Tubo de Succión tapado por arena

Pistón erosionado o gastado

Obstrucciones en la línea de flujo

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40

Definición:

Es un material impreso que registra el nivel de fluido mediante reflexiones sonoras en el espacio anular revestidor/tubería de producción. Este registro se obtiene a través de un instrumento, conocido en la industria petrolera como sonolog, que utiliza como principio de operación la reflexión del sonido sobre los objetos para definir su ubicación.

Registro Sónico:

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41

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42REGISTRO DE PRESION

DefiniciónEs una descripción gráfica de las variaciones de presión, en el sistema eductor/conexiones superficiales del pozo, en función del tiempo y se obtiene utilizando un manómetro de registro contínuo.

Propósito

Verificar hermeticidad de los equipos de subsuelo y superficie; especialmente, tubería de producción y válvula de retención (cheque).

Procedimiento de Campo

La Figura muestra una instalación superficial típica en pozos de bombeo mecánico, especificando sus partes esenciales, para facilitar al lector en el procedimiento de campo para realizar una prueba de presión.

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43A continuación se explica el método, suponiendo que no existen fallas en el sistema:

A. Se instala el registrador de presión en la válvula toma muestra, como se ilustra en la Figura:

B. Se observa la presión de bombeo del pozo (THP).

C. Con el pozo bombeando, se cierra la segunda válvula de la línea de flujo (4” y la de 2”, ubicada entre la cruceta y la válvula de retención (cheque).

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44

D. Como el pozo está bloqueado, se incrementa la presión en el sistema y se registra en el disco de manómetro, hasta alcanzar cierto valor (Presión - ‹500 Lpc).

E. Se para la unidad de bombeo, la presión alcanzada debe mantenerse por un período de 5 minutos.

F. Se abre la válvula de 2” y la presión se mantiene, porque la válvula de retención está en buenas condiciones.

G. Se abre la válvula de 4” y la presión desciende hasta obtener el valor inicial, observado en el punto b.

H. Se desconecta el registrador de presión.

I. Se pone en funcionamiento la unidad de bombeo.

J. Finalmente se anotan los datos del pozo y los pasos correspondientes.

Continuación Del método:

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45Interpretación del Registros de Presión.

Es importante recordar que, la prueba consiste en un registro contínuo de presión en función del tiempo, para verificar hermetismo de un sistema cerrado, como se ha indicado en las secciones anteriores.

A continuación se presentan casos típicos de pruebas de presión, explicando su significado:

1. El registro mostrado en la Figura 1. indica que al parar la unidad de bombeo, la presión retenida en la tubería de producción declina inmediatamente lo que es indicativo de tuberia rota. La información se completa con la buena acción de bombeo, mostrada en la carta dinagráfica debido a que hay recirculación de fluido por encima de la bomba la Figura 2. Debiera de tener una prueba de producción con 0 barriles

FIG.1. REGISTRO DE PRESIÓN

FIG.2 CARTA DINAGRAFICACON BUENA ACCION DE BOMBEO

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2. Las Figura 1. muestra una prueba de presión buena, ya que al parar la unidad de bombeo la presion se mantiene estable durante 15 minutos, lo que indica que la tuberia y la bomba de subsuelo no tienen fuga , luego al abrir la válvulas de 2 pulg. La presión se mantiene lo que nos indica que el cheque de retención esta bueno.Estas pruebas indican hermeticidad en el sistema tubería/conexiones superficiales,


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3. La Figura 1. es un registro donde se observa que la presión se mantiene constante al parar la unidad de bombeo, pero al abrir la válvula de 2”, la presión cae instantaneamente. Esto significa que la válvula de retención (cheque) está dañada y permite el retorno de fluido al pozo, a través de la conexión revestidor/eductor. Para mayor visualización del proceso, la Figura 2. ilustra una vista exterior y esquemática de dicha válvula de retención.


FIG.2. VÁLVULA DE RETENCIÓN(CHEQUE)

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48PRUEBA DE POZO (MEDIDA DE PRODUCCION)

Definición/Propósito

Es el resultado cuantitativo que demuestra la cantidad de fluido proveniente del pozo, con el propósito de conocer su comportamiento, potencial de producción y comprobación de otras pruebas de superficie.

ImportanciaLa representación gráfica: Producción Vs. Tiempo, es ampliamente utilizada en la industria petrolera con el objeto de estudiar y analizar el comportamiento, tanto presente como futuro, de un pozo individual y/o campo productor. En la Figura se muestra un ejemplo que expresa la importancia de las pruebas de pozos para la confirmación de su historia y la definición de su verdadero potencial.

A

B

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Bombeo Completo:

Un pozo llega al estado de “Bombeo Completo” cuando:

A. La bomba esta instalada lo más profundo posible.

B. El nivel de fluido en el pozo esta en la válvula fija de la bomba.

C. El espacio anular está abierto a la atmósfera (Casing abierto al aire)

POZO BOMBEANDO COMPLETO

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50Ejemplos de Aplicación

A. La Figura anterior muestra la historia productiva del pozo LS-2984. El día 9 de septiembre de 1984, se efectuó una prueba de pozo (medida) y resultó sin producción.

B. Las Figuras 3.34. y 3.35. muestran las primeras acciones tomadas: cartas dinagráficas, pruebas de válvulas y registro de presión no indican acción de bombeo, solo registran el peso de las cabillas más bomba de flotación sin manejar fluido.La siguiente acción fue asentar y espaciar el pozo y se recupera la acción de bombeo, como se ilustra en la Figura 3.36.

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51PROGRAMA DE SUBSUELO

DefiniciónConjunto de instrucciones de modo que se pueda efectuar una sucesión de operaciones de servicio a pozos y específica datos de identificación / completación, descripción de trabajo, requerimiento de materiales, estimaciones de tiempo y ganancia de producción.

PropósitoCorregir anormalidades en el equipo de subsuelo a fin de obtener una producción cónsona con el potencial del pozo.

ImportanciaTodo lo que se ha estudiado hasta ahora, ha sido con la intención de acondicionar al lector para tomar una decisión importante: Elaboración de un programa de máquina de servicio a pozos o programas de subsuelo Este no es más que, la alternativa de solución contra la causa del problema para mantener el potencial de producción del pozo.La elaboración de buenos programas es muy importante para el control de costos y la producción, si tomamos en cuenta el valor de operación de una máquina de servicio (Aproximadamente 700 Bs/Hr) y el tiempo necesario para recuperar la producción diferida ocasionada por el problema de subsuelo. La tarea de elaborar programas de subsuelo requiere de suficientes conocimientos y capacidad de análisis para interpretar la información disponible: cartas dinagráficas, registros sónicos, pruebas de presión, historia productiva, datos de yacimientos/completación, etc. y así, diferenciar el problema o condición de bombeo, para elaborar instrucciones de trabajo, ajustadas al proceso de decisión y obtener los resultados necesarios y deseados. Dicho de otro modo, con la acción se espera que la producción del pozo esté acorde con su

potencial.

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52REPORTE DE SUBSUELO DE TIERRA

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53CODIFICACION DE TRABAJOS DE SUBSUELO

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54CODIFICACION DE TRABAJOS DE SUBSUELO

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55Estimaciones

En el mundo de la planificación hay más trabajos que deben ser hechos, que tiempo y recursos para hacerlos.Por lo tanto, un programa de subsuelo, debe contener prioridad (T) con respecto a otros, de acuerdo a la importancia que reviste cada uno de ellos. Los factores que influyen en esta elección varían de acuerdo al tipo de crudo y trabajo a realizar; por lo tanto, se hacen estimaciones de tiempo y ganancia para cada pozo en particular.El cálculo de prioridades para trabajos de subsuelo, es basado en los valores intrínsecos del crudo y los costos de operación de una máquina de servicio a pozos. Las Ecuaciones 1. y 2. son utilizadas para obtener el factor de prioridad (T). La primera es para pozos sin producción; y la segunda, para los que producen por debajo de su potencial.

GH*FT =

ECUACIÓN 1:

24*

24**

GH*FT PAF

GHH

GPA +==

ECUACIÓN 2:

VCF =

Donde:

F : Factor de recuperación, Bls/hr.C : Costo de una hora de máquina, Bs/hr Después de impuesto.V : Valor intrínseco del crudo, Bs/blH : Tiempo estimado para efectuar El trabajo hrs.G : Ganancia neta estimada, B/D.PA: Producción neta antes del trabajo, B/D.

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Para calcular el tiempo estimado en trabajos rutinarios de las máquinas de servicio a pozos, se utiliza la Figura donde se expresa el tiempo en función de la profundidad, para cada tipo de operación de subsuelo.

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GRACIAS POR SU ATENCIÓNING. CARLOS MORINI

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