CIED PDVSA - Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico

7/31/2019 CIED PDVSA - Diseo de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecnico

1/74

Centro Internacional de Educacin y DesarrolloFilial de Petrleos de Venezuela, S.A.

CIED 2001

Instituto de Desarrollo Profesional y Tcnico

Diseo de Instalaciones de LevantamientoArtificial por Bombeo Mecnico


2/74 2010 COPYRIGHT MERCADO NEGRO, LAS PLAYITAS. MARACAIBO-EDO. ZULIA, VENEZUELA.PARA COMPRAR AL DETAL O AL MAYOR, ESTE Y OTROS PRODUCTOS, FAVOR PREGUNTAR POR EL GAJIRO BLANCO, EN EL MERCADO LAS PLAYITAS.

ADVERTENCIA: "EL DERECHO DE AUTOR NO ES UNA FORMA DE PROPIEDAD SINO UN DERECHO CULTURAL. EXIGE TU DERECHO"

[email protected]


3/74

CIED

2001, Centro Internacional deEducacin y Desarrollo (CIED).

Diseo de instalaciones de levantamiento artificial por bombeo mecnicoISBN:

Esta obra es propiedad del Centro Internacional deEducacin y Desarrollo (CIED), Asociacin Civil, Filial dePetrleos deVenezuela,S.A. y est protegida porDerechos de Autor y/o Copyright.

Est expresamente prohibida su reproduccin parcial ototal por cualquier medio y restringido su uso sin laautorizacin previa por escrito del titular.

Cualquier violacin de estas disposiciones es contraria ala ley e implica acciones civiles y penales a losinfractores.

Informacin sobre esta obra puede ser solicitada en:Centro Internacional de Educacin y Desarrollo (CIED)Centro de Informacin y Documentacin Integral (CIDI).

La Gerencia de Tecnologa Educativa, (Indicar el Centro Operacional), hadiseado este material, conjuntamente con el equipo de trabajo:

Especialista en contenido

- Abraham Salazar

Revisin Tcnica

- Indicar el nombre del validador de contenido

Asesor Tcnico CIED

- Indicar el nombre del Rep. de Programa o punto focal tcnico CIED responsable del proceso

Especialista en Diseo Instruccional

- Lina Vanegas

Especialista en Diseo Grfico

- Elias Valenzuela

_____________________________________________________________________________________________________

Certificado Instruccionalmente

Cdigo:

Primera Versin, Mes, 2001.

2010 COPYRIGHT MERCADO NEGRO, LAS PLAYITAS. MARACAIBO-EDO. ZULIA, VENEZUELA.PARA COMPRAR AL DETAL O AL MAYOR, ESTE Y OTROS PRODUCTOS, FAVOR PREGUNTAR POR EL GAJIRO BLANCO, EN EL MERCADO LAS PLAYITAS.


[email protected]




[email protected]


5/74

Introduccin En esta unidad se presentan los tpicos concernientes al diseo enbombeo mecnico, su evolucin, sus consideraciones, las limitaciones

y ventajas del mtodo, y los fundamentos bsicos necesarios para

desarrollar un criterio de diseo eficiente para ste sistema de

levantamiento.

Contenido Esta unidad esta estructurada de la siguiente manera:

Leccin o tema Pgina

1. Consideraciones de diseo.

2. Procedimientos de diseo en bombeo mecnico.



[email protected]




[email protected]


7/74

Introduccin El mtodo de levantamiento artificial ms comn y antiguo del mundo esel bombeo mecnico. Debido a su simplicidad y robustez, es posible su

aplicacin en casi todos los tipos de pozos que requieren levantamiento.

Sin embargo, existen lmites fsicos para la aplicacin en cuanto

profundidad y caudales a levantar.

El objetivo de un buen diseo en levantamiento artificial es lograr un

sistema econmicamente rentable, que logre el mayor Valor Presente

Neto (VPN) considerando los costos asociados y la produccin del pozo.

Contenido A continuacin se muestra la informacin para el desarrollo del temaConsideraciones de Diseo

Leccin o tema Pgina

1. Factores a considerar #

2. Comportamiento de Produccin de pozos

3. Anlisis Nodal

4. Manejo de dos fases en bombeo mecnico

5. Tipos de completaciones



[email protected]


8/74

5

Introduccin Para una buena seleccin del equipo a utilizar es necesario conocer datos quesoporten la decisin, entre estos datos podemos citar: la tasa de produccin

esperada, las cargas a soportar por las cabillas, las cargas en la caja de

engranajes de la unidad de bombeo, costos de energa, aporte del yacimiento,

etc. A continuacin se describen algunos de los factores ms importantes a

considerar:

Bomba desubsuelo

Las bombas de subsuelo pertenecen a la familia de bombas de

desplazamiento positivo, del tipo reciprocante. Estas bombas son colocadas

en el fondo del pozo, a profundidades que oscilan entre 200 y 7000 pies. La

bomba de subsuelo es el primer elemento que se debe considerar al disear

una instalacin de bombeo mecnico para un pozo, ya que de acuerdo al tipo,

tamao y ubicacin, se dimensiona el resto de los componentes del sistema.

Tasa deproduccin

En la figura 1.1 se presenta el trabajo mostrado por J.D. Clegg titulado

High-Rate Artificial Lift en donde se observa los caudales manejados por

bombeo mecnico en funcin de la profundidad. En el se muestra que la

cantidad de fluido manejado es inversamente proporcional a la profundidad,

estamos hablando que a 1000 pies de profundidad estaramos en capacidad de

manejar hasta 4000 barriles de fluido por da, en cambio para profundidades

por encima de 7000 pies, apenas manejaramos hasta 500 barriles de fluido

diario.

Sigue...



[email protected]


9/74

6

(continuacin)

Tasa de

produccin(cont.)

Fig. 1.1 Caudal manejado en funcin de la profundidad

Manejo deslidos

Los slidos pueden generar efectos indeseables en la bomba, llegando al

punto de paralizar el movimiento del pistn en el barril y a su vez crear

incrementos de esfuerzos en cabillas y en la unidad de bombeo. Esto es

debido a que la boma de subsuelo es un conjunto de componentes metlicos

en movimiento con un ajuste especfico.

Profundidad ySarta de Cabillas

La sarta de cabillas es el medio de transporte de la energa desde el equipo desuperficie hacia la bomba de subsuelo. Por supuesto, esta transmisin de

energa esta influenciada por el comportamiento de la sarta, que a su vez

depende de la profundidad.

De manera sencilla podemos representar la sarta de cabillas como un

elemento de alta esbeltez, siendo la esbeltez la relacin que existe entre la

longitud del elemento y el ancho de su seccin transversal, es decir, la

longitud de la sarta de cabilla es mucho mayor que su dimetro, por ejemplo

los ordenes de magnitud estn en el orden de 2000 pies para la longitud de la

sarta comparado con 1 pulgada (0.083 pies) para el dimetro.

Esto hace que la sarta de cabillas se comporte como un cuerpo flexible y sumovimiento este influenciado por la inercia que se genera a partir del

movimiento transmitido desde la unidad de bombeo. En este sentido el

sistema de bombeo mecnico es sensible a la profundidad, y se debe tomar en

cuenta al momento de disear.

Sigue...



[email protected]


10/74

7

(continuacin)

Profundidad y

Sarta de Cabillas(cont.)

En la figura 1.2 se da un ejemplo de cmo influye la profundidad en los

costos de inversin, a su vez con la tasa de flujo manejado. En la grfica seobserva que a medida que aumenta la profundidad los costos se incrementan,

eso debido a que se tiene una sarta mas larga y a su vez se requieren de

unidades de bombeo de mayor capacidad para poder manejar una sarta de

mayor peso, longitud y mayor demanda hidrulica. Por consiguiente a

medida que se tiene una profundidad mayor la carrera efectiva de la bomba

de subsuelo se reduce, debido a la elongacin de la sarta de cabillas y de la

tubera (si sta no esta anclada), por lo tanto pierde parte del movimiento

efectivo de la unidad de bombeo al convertirse este en elongacin a lo largo

de la sarta. Este grfico es tomado del artculo Here are Guidelines for

Picking an Artificial Lift Method escrito por L.. D. Johnson y presentado en

"Oil And Gas Journal" el 26 de agosto de 1968.

Fig. 1.2 Costo de inversin en funcin del caudal y la profundidad



[email protected]


11/74

8

(continuacin)

Costos de

inversin

El anlisis econmico soporta el diseo de un sistema de levantamiento

artificial, ya que evala los costos de la inversin con respecto a laproduccin del pozo y asegura un flujo positivo de caja en la operacin.

Como ejemplo, la figura 1.3 compara los costos de inversin de tres tipos de

levantamiento artificial (bombeo mecnico, bombeo hidrulico y bombeo

electrosumergible) con respecto a la tasa de flujo manejada y a una

profundidad comn de 5000 pies. De esta grfica se puede decir que el

Bombeo Mecnico se encuentra en ventaja, desde punto de vista econmico,

con respecto a los otros mtodos de levantamiento para un rango de

produccin hasta 300 barriles por da, caudales mayores a este valor, es

preferible utilizar otro sistema de levantamiento, en este caso bombeo

hidrulico, y para el manejo de caudales por encima de 800 barriles por da,

la mejor opcin es el bombeo electrosumergible. Este grfico es tomado del

artculo Here are Guidelines for Picking an Artificial Lift Method escritopor L. D. Johnson.

Fig. 1.3 Regiones de mnima inversin de diferentes mtodos delevantamiento

Cargas en lascabillas y en la

caja deengranajes

Estos factores darn dimensin al equipo de superficie y a la sarta de cabilla.

Los mismos se calcularn a partir del potencial del pozo, la cantidad de flujo

manejado y el dimetro de la bomba.



[email protected]


12/74

9

(continuacin)

Costos de la

energa yeficiencia delsistema

Cuando se realiza un diseo en levantamiento artificial es importante tomar

en cuenta cual debe ser la prioridad de diseo, es decir, si se requiere unaconfiguracin para la mxima produccin de fluidos, o si se necesita una

configuracin con el ptimo consumo de energa. Esto es vlido cuando los

costos de energa afectan de manera sensible la rentabilidad del proyecto.

Por ejemplo, si la prioridad es minimizar los costos de energa, se puede

utilizar bombas ms grandes y velocidades de bombeo menor, pero a su vez,

bombas ms grandes incrementan las cargas en las cabillas y los torques en la

caja de engranaje, por lo tanto se requiere de unidades de bombeo ms

grande, por supuesto incide en los costos de inversin. Por otra parte, si se

quiere utilizar bombas de menor dimensin, pero con igual produccin, es

necesario aumentar la velocidad y la carrera de bombeo, esto incrementa el

consumo de energa pero podra reducir el requerimiento del tamao de launidad de bombeo. Bsicamente se tiene un compromiso entre eficiencia,

carga en la cabilla y el tamao de la unidad de bombeo.



[email protected]


13/74


14/74

11

(continuacin)

Indice de

productividadconstante (cont.)

Fig. 1.4 Comportamiento del pozo con ndice de productividad constante

Indice deproductividadvariable

En otros casos, como pozos de yacimientos con empuje de gas en solucin, la

proporcionalidad no es lineal y el ndice de productividad disminuye, como lo

muestra en la figura 1.5.

Fig. 1.5 Comportamiento del pozo con ndice de productividad variable

Sigue...



[email protected]


15/74

12

(continuacin)

Indice de

productividadvariable (cont.)

La causa de este efecto se debe a varios factores:

Efecto de turbulencia por el aumento de la tasa de flujo.

Disminucin en la permeabilidad relativa del petrleo debido a la

presencia de gas libre resultante de la cada de presin en el pozo.

Aumento de la viscosidad del petrleo con la cada de presin por debajo

del punto de burbujeo.

Reduccin en la permeabilidad debido a la compresibilidad de la

formacin.

En la prctica los valores de IP son muy variados, dependiendo de las

caractersticas de produccin de cada pozo.

Cuando se trata de yacimientos con empuje por gas en solucin, ya se ha

establecido que el ndice de productividad no es constante. Para esto, Vogel

ha desarrollado una curva IPR adimencional, como se muestra en la figura

1.6, la cual establece una curvatura tpica y una variacin razonable del ndice

de productividad con presiones diferenciales adicionales.

Vogel realiz un estudio completo para un determinado nmero de

yacimientos con dicho mecanismo de produccin y lleg a la conclusin que

la forma de la curva es siempre la misma, para cualquier momento en la vidaproductiva del yacimiento.

La curva de Vogel puede ser desarrollada utilizando la siguiente ecuacin:

2

802001mx

=

e

f

e

f

P

P,-

P

P,-

q

qEc. 1.2

Siendo:

Pf

Pe

q

qmx

= presin de fondo fluyente

= presin esttica

= caudal de fluido a la presin de fondo fluyente referida (Pf)

= caudal mximo del yacimiento

Sigue...



[email protected]


16/74

13

(continuacin)

Indice de

productividadvariable (cont.)

Fig. 1.6 Comportamiento de produccin segn Vogel

Comportamientode produccin dePozos Horizontales

En el caso de pozos horizontales, el mecanismo de produccin, o los

regmenes de flujo en el yacimiento, son mas complicados que para el caso de

pozos verticales, especialmente si la seccin horizontal es de considerable

longitud. Algunas combinaciones de flujo lineal y radial existen, y el pozo

puede comportarse de manera similar que aquellos pozos que han sidoextensamente fracturados.

La complejidad del rgimen de flujo existente alrededor del fondo de un pozo

horizontal probablemente se obvia usando un mtodo tan simple como el de

Vogel al construir la curva de IPR.

Bendakhlia y Aziz usaron un modelo de yacimiento complejo para generar la

curva de IPR, con un cierto nmero de pozos y encontraron que la ecuacin

de Vogel se puede adaptar a los datos generados si se expresa como:

n

PwfV)*(

PwfV*

qmax

qo

=

2

Pr1

Pr1 Ec. 1.3

Sigue...



[email protected]


17/74

14

(continuacin)

Comportamiento

de produccin depozos horizontales(cont.)

Para aplicar esta ecuacin a datos de prueba de pozos son requeridos un

mnimo de tres pruebas estabilizadas para evaluar las tres variablesdesconocidas, qomax, V y n. O tambin se puede utilizar la relacin que

tienen las constantes V y n, con el factor de recobro, el cual se muestra en

la figura 1.7.

Relacin entre n y Vcon el factor de Recobro

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

0 2 4 6 8 10 12 14

Factor de Recobro (%)

n , V

V n

Fig. 1.7 Relacin entre los parmetros n y V de Bendakhlia y Aziz conel factor de recobro



[email protected]


18/74

15

Objetivo El objetivo principal del anlisis nodal es conocer el punto de operacin de unsistema de levantamiento artificial, en donde se relaciona el aporte del

yacimiento con el sistema de levantamiento que incluye la tubera de

produccin hasta la superficie.

Anlisis Nodalen bombeomecnico

Para realizar un anlisis del sistema, se requiere el clculo de las cadas de

presin en funcin de la tasa de flujo para cada uno de los componentes. El

procedimiento para el anlisis requiere la seleccin de un nodo, en donde se

calcularn las presiones que satisfagan la fsica del sistema (aguas arriba y

aguas abajo del nodo). Este procedimiento es llamado anlisis nodal.

El nodo puede ser seleccionado en cualquier punto del sistema, los ms

comunes son el separador, el cabezal del pozo, las perforaciones o el

yacimiento. En mtodos de levantamiento artificial por bombeo los nodos de

mayor inters durante la etapa de diseo se ubican en la succin y en la

descarga de la bomba.

Los dos criterios que se deben cumplir en un anlisis nodal son:

El flujo hacia el nodo debe ser igual al flujo que sale del mismo.

Solo puede existir una presin en el nodo, a una tasa de flujo dada.

En el caso del bombeo mecnico, el sistema puede considerarse compuesto

por los siguientes elementos principales:

El yacimiento,

El pozo, incluyendo los componentes y elementos de este tipo de

levantamiento ubicados en el fondo del pozo, y

La lnea de flujo, la cual incluye separadores y tanques de

almacenamiento.

Sigue...



[email protected]


19/74

16

(continuacin)

Anlisis Nodal

en bombeomecnico (cont.)

Los nodos entre los elementos principales del sistema son (Figura 1.8):

el tope de las perforaciones, este es el nodo comn entre el yacimiento y

el pozo

el cabezal del pozo, el cual es el nodo comn entre el pozo y la lnea de

flujo.

A su vez, el sistema puede tener mas divisiones unidos por nodos, el nmero

de estas divisiones no tiene limitacin, pueden estar tan lejos o tan cerca

como se quiera, con tal que sea posible establecer entre ellas la

correspondiente relacin flujo-presin.

La relacin de presin a lo largo del sistema puede ser escrita de la siguiente

manera:

Pyacimeinto - DPnodo A - DPnodo C + DPbomba - DPnodo D - DPlinea de flujo - Pseparador = 0 Ec. 1.4

Siendo (Figura 1.8):

Pyacimiento

DPnodo A

DPnodo C

DPbomba

DPnodo D

DPlnea de flujo

Pseparador

= presin de yacimiento

= presin diferencial del nodo ubicado entre el yacimiento

y el tope de las perforaciones

= presin diferencial del nodo ubicado entre el tope de las

perforaciones y la entrada de la bomba

= presin diferencial originado por la bomba

= presin diferencial del nodo ubicado entre la descarga de

la bomba y el cabezal del pozo

= presin diferencial del nodo ubicado entre el cabezal del

pozo y el separador

= presin del separador

Sigue...



[email protected]


20/74

17

(continuacin)

Anlisis Nodal


Yacimiento

Pozo

Lnea de Flujo

Nodo a

Nodo c

Nodo d

Nodo b

Fig. 1.8 Ubicacin de nodos en un sistema de bombeo mecnico

Uno de los componentes principales del anlisis total del sistema, es la

presin en las perforaciones o presin de fondo fluyente. Para obtener la

presin en este punto, se recurre al estudio del comportamiento de afluencia

de un pozo, IPR (Inflow Performance Relationship), el cual, cubre la regin

del yacimiento al fondo del pozo. Para completar el anlisis, se cuentan con

las ecuaciones de gradiente de presin en las tuberas.

Para visualizar el anlisis, se realiza un grfico de presin del nodo vs la tasa

de flujo de las curvas de influjo y eflujo, esto con la finalidad de conseguir el

punto de operacin del sistema, que es exactamente la interseccin entre estas

dos curvas (Figura 1.9).

Sigue...



[email protected]


21/74

18

(continuacin)

Anlisis Nodal


F

lowingBottomhole

Pressure,pwf

Liquid Rate, ql

Curva de inflow

Psuc= IPR - (DP) perf-bomb

Curva de outflow ( del sistema)

Pdesc= Pcabz + columna + friccin

DP requerido en

la bomba

Fig. 1.9 Grfico del Anlisis Nodal

Para analizar el efecto del cambio de configuracin (velocidad de bombeo,

dimetro del pistn, longitud de carrera, etc.) en la capacidad de produccin,

se deben generar nuevas curvas de eflujo. Este mtodo puede ser usado para

diagnstico de sistemas, o tambin para la optimizacin del diseo.

A continuacin se presenta un ejemplo de esta aplicacin. En el primergrfico (Figura 1.10) se observa una curva de afluencia de un pozo, que tiene

una presin esttica o de yacimiento de 600 psi, con un caudal mximo de

aproximadamente 250 barriles netos por da, en el se observan cuatro curvas

de eflujo (outflow), que representan el comportamiento del sistema a cuatro

velocidades de bombeo diferentes (5, 6, 7 y 8 carreras por minuto). Los

puntos de operacin para cada configuracin se muestran en la interseccin

de cada una de las curvas de eflujo con la curva de influjo del pozo, en este

caso se tendra lo siguiente:

Carrera de bombeo(cpm)

Presin de fondofluyente (psi)

Produccin neta(bnpd)

5 334 1576 286 178

7 243 193

8 206 205

Sigue...



[email protected]


22/74

19

(continuacin)

Anlisis Nodal


En donde se observa el aumento de la produccin y la disminucin de la

presin de fondo fluyente a medida que aumenta la velocidad de bombeo.

Fig. 1.10 Anlisis nodal con sensibilidad a la velocidad de bombeo(cpm)

En el siguiente grfico (Figura 1.11) tenemos el mismo ejemplo, pero esta

vez variando la longitud de embolada, de 72 pulgadas hasta 120 pulgadas.

Los puntos de operacin son los siguientes:

Longitud deembolada (pulg)

Presin de fondofluyente (psi)

Produccin neta(bnpd)

72 334 157

80 305 170

100 240 195

120 188 211

Sigue...



[email protected]


23/74

20

(continuacin)

Anlisis Nodal


Fig. 1.11 Anlisis nodal con sensibilidad a la longitud de la embolada



[email protected]


24/74

21

Introduccin Siempre que se extrae petrleo, se producen tambin como fluidos asociadosel agua y el gas. Por lo tanto, al disminuir la presin en el fondo del pozo

petrolero, mayor cantidad de gas saldr de solucin del crudo, y puede llegar

existir mayor volumen de gas que de lquido en la succin de la bomba de

subsuelo. Bajo estas condiciones la eficiencia volumtrica de la bomba se ve

severamente afectada, y en el caso del bombeo mecnico, la mayora de los

equipos con los que se trata de mejorar la eficiencia, buscan limitar la

expansin del gas en el volumen muerto y/o propiciar la apertura temprana de

las vlvulas. No obstante, si los equipos de separacin de gas en fondo

(anclas de gas) no logran reducir la fraccin de gas, la eficiencia volumtrica

ser muy baja y el pozo no se podr explotar eficientemente.

Eficienciavolumtrica

La eficiencia volumtrica de la bomba de subsuelo se puede definir como unafuncin de las tasas de flujo de la siguiente manera:

CB

LB

Q

Q=

Ec. 1.5

Dnde QLB, es el caudal real de lquido bombeado, mientras QCB, representa

la capacidad terica de bombeo o succin de la bomba basada en las

caractersticas geomtricas y los parmetros de operacin.

La definicin de eficiencia volumtrica incluye el efecto del gas libre y el

escurrimiento. En el caso de las bombas de subsuelo, el escurrimiento ocurrea travs de las vlvulas y el pistn, por lo tanto la eficiencia volumtrica de la

bomba puede ser definida como el producto de dos eficiencias volumtricas.

VEVGV EEE = Ec. 1.6

En la ecuacin anteriorEVG, es la eficiencia volumtrica debido al gas yEVE,

es la eficiencia volumtrica debido al escurrimiento.

La eficiencia por escurrimiento posee dos componentes: uno debido a las

fugas a travs de las vlvulas y otro debido al escurrimiento a travs del

pistn.

Sigue...



[email protected]


25/74

22

(continuacin)

Eficiencia

volumtrica(cont.)

Como se dijo anteriormente, el gas que afecta el rendimiento de la bomba

puede ser gas libre que acompaa al petrleo en la entrada del barril o gasdisuelto que es liberado por la cada de presin y la agitacin dentro de la

bomba. Este gas afecta la eficiencia volumtrica, ya que ocupa un espacio en

el barril de la bomba reduiciendo el espacio disponible para el petrleo.

Adicionalmente, el gas tambin causa un retardo en la apertura y cierre de las

vlvulas fija y viajera lo cual disminuye las posibilidades de que la bomba se

llene solamente con lquido.

En la figura 1.12 se observa un grfico de anlisis nodal, en donde fue

variada la cantidad de gas separado en el fondo del pozo, se utiliz un 80, 60,

40 y 20%. El porcentaje indica la cantidad de gas que se libera por el espacio

anular, por ejemplo, un 80% de separacin de gas significa que slo el 20%

del gas producido en el fondo del pozo es manejado por la bomba desubsuelo, el 80% es liberado por el espacio anular que existe entre la tubera y

el revestidor. En el grfico se observa claramente como disminuye el punto

de operacin a medida que la bomba maneja mayor cantidad de gas.

Fig. 1.12 Anlisis Nodal con sensibilidad a la separacin de gas en elfondo



[email protected]


26/74

23

(continuacin)

Equipos para el

manejo de dosfases en bombeomecnico

Tomando en cuenta la fsica del fenmeno se tiene que existen hasta el

presente dos formas de mejorar el funcionamiento de las bombasreciprocantes ante la presencia de gas, una de estas formas consiste en

disminuir la fraccin de gas a la entrada de la bomba y la segunda en

minimizar la expansin del gas en el volumen muerto.

En cuanto a la disminucin de la fraccin de gas en la succin de la bomba,

existe toda una lnea de investigacin en equipos de separacin de fases a

fondo de pozo. Sin embargo, para el caso de bombeo mecnico solo se

utilizan los equipos de separacin esttica de fondo, mejor conocidos como

anclas de gas.

Anclas de gas Estos equipos basan su funcionamiento en la diferencia de densidades de las

fases, propiciando un cambio de direccin de flujo de vertical ascendente avertical descendente, dnde la fase menos densa tiende a seguir en ascenso

debido a la fuerza de flotacin, a menos que la fuerza de arrastre generada por

el lquido sea lo suficientemente grande como para superar el efecto de

flotacin. En la figura 1.13, se puede observar un esquema del

funcionamiento genrico de un ancla de gas.

WFPQL, QG, P, T,

Cada de

Presin en el

Separador

Separacin

fuera del ancla

Separacindentro del ancla

Fig. 1.13 Esquema de funcionamiento de un ancla de gas



[email protected]


27/74

24

(continuacin)

Tipos de anclas Tipo Niple Perforado (PoorBoy o PoorMan)

Este separador de gas consiste en un niple de tubera, denominado tubo

exterior o tubo de barro, junto con un tubo interior concntrico que se

conecta a la succin de la bomba. El tubo de barro, que usualmente se

conecta en la rosca externa de la zapata de anclaje de la bomba o de la

vlvula fija, posee perforaciones laterales en su extremo superior;

mientras que su extremo inferior est sellado (Figura 1.14). La longitud

de la seccin perforada vara entre 2 y 4 pies, con agujeros de alrededor

de 1/2 pulg. de dimetro.

Fig. 1.14 Ancla de Gas tipo Niple Perforado (PoorMan)

Sigue...



[email protected]


28/74

25

(continuacin)

Tipos de anclas

(cont.)

Tipo Copas (Gilbert)

Este separador es una mejora del diseo anterior (Niple Perforado o

Poor Boy). La diferencia principal reside en un conjunto de Copas de

metal localizadas a lo largo de la seccin perforada del tubo de barro,

justo por debajo de las perforaciones (Figura 1.15). El resto de los

componentes son prcticamente los mismos.

Las copas tienen la funcin de desviar el gas, o promover su escape hacia

el espacio anular, cuando se encuentran a nivel de las perforaciones del

tubo de barro. La forma de estas ltimas es de ranuras longitudinales y

componen la entrada del separador. La longitud de esta seccin de

entrada tambin vara entre 2 y 4 pies. La longitud de las ranuras vara

alrededor de 3/4 pulg.; mientras que su ancho es de 1/4 de pulg.Aproximadamente.

Fig. 1.15 Ancla de Gas tipo Copas (Gilbert)

Sigue...



[email protected]


29/74

26

(continuacin)

Tipos de anclas

(cont.)

Tipo Empacadura

Este separador consiste de un tubo exterior cuyo extremo superior posee

perforaciones muy similares a las del separador tipo Niple Perforado. El

extremo inferior, en el cual se instala una empacadura de tubera, est,

por el contrario, completamente abierto al flujo que viene del yacimiento.

Por esta razn, el flujo dentro de este tubo exterior es ascendente.

Asimismo, la funcin de tubo de barro es transferida al espacio anular

entre el tubo exterior y el revestidor del pozo (Figura 1.16).

Por otra parte, el extremo inferior del tubo de succin interior est

comunicado en su parte inferior con el espacio anular entre el tubo

exterior y el revestidor del pozo, a travs de una perforacin en el tubo

exterior. El otro extremo del tubo de succin se conecta directamente a laentrada de la bomba de subsuelo (Figura 1.16).

El funcionamiento se puede resumir de la siguiente manera: el flujo entra

al separador y asciende por el espacio anular formado por los dos tubos

del mismo. Al alcanzar las perforaciones del tubo exterior el flujo es

desviado hacia el espacio anular entre el tubo exterior y el revestidor del

pozo. En ese momento la mezcla debe descender para alcanzar la entrada

del tubo de succin, pero las burbujas de gas ms grandes se separan y

suben hacia la superficie. El resto, fluye hacia la bomba de subsuelo

(Figura 1.16).

Sigue...



[email protected]


30/74

27

(continuacin)

Tipos de anclas

(cont.)

Fig. 1.16 Ancla de Gas tipo Empacadura

Otrosdispositivos

Por otro lado, para limitar la expansin de gas en el volumen muerto, la

primera accin que se ejecuta comnmente es minimizar el volumen muerto a

travs del espaciamiento de la bomba; es decir se trata de ubicar la vlvulaviajera lo ms cerca posible de la vlvula fija. De tal manera que, si existe gas

libre el volumen total de este que queda en la cmara de succin al final de la

carrera de descenso sea relativamente bajo. A pesar de esto, la sola presencia

de gas en el volumen muerto representa una disminucin en la eficienciavolumtrica. Es por ello, que se ha diseado diferentes accesorios para las

bombas de subsuelo con el fin de propiciar la apertura temprana de las

vlvulas.

Sigue...



[email protected]


31/74

28

(continuacin)

Otros

dispositivos(cont.)

Pistn

Vlvula fija

Bomba

Vlvula de arena

Vlvula viajera

Sarta de cabilla

Fig. 1.17 Bomba crculo A

En la figura 1.17, se puede observar una bomba Circulo A (con vlvula anular

o de arena). Esta vlvula anular situada en el tope de la cmara de descarga,

permite aislar la descarga de la vlvula viajera del eductor ("tubing"), de talmanera que en la carrera descendente, la presin de la recmara que forma la

vlvula anular con la vlvula viajera, descienda rpidamente por debajo de la

presin de la cmara de succin logrando la transferencia de fluidos entre las

recmaras. Adicionalmente la presin en la cmara de succin al final de la

carrera descendente ser bastante inferior a la presin de descarga de la

bomba, minimizando de esta forma la masa de gas que queda atrapada en el

volumen muerto. Algunos fabricantes, incorporan un cambio de dimetro en

el vstago de tiro de la bomba, para que al final de la carrera descendente el

lquido que se encuentra en la descarga pase entre el vstago de tiro y la

vlvula anular y llene de lquido la recmara, evitando de esta forma la

compresin de gas y la futura expansin de gas en este nuevo volumen

muerto. En la figura 1.18, se observa este tipo de sistema, conocido con elnombre comercial de Charger. En el punto tres (3) de la figura, la reduccin

de dimetro del vstago de tiro alcanza la vlvula anular y el fluido deleductor inunda recmara, facilitando la apertura temprana de la vlvula anular

en la carrera ascendente.

Sigue...



[email protected]


32/74

29

(continuacin)

Otros

dispositivos(cont.)

Otros sistemas permiten la apertura temprana de las vlvulas mecnicamente,

entre estos sistemas se pueden mencionar: Gas Breakerde Petrovalves, lasbombas VRS de Intevep, etc.

Fig. 1.18 Bomba crculo A con sistema de lavado



[email protected]


33/74

30

Completacinconvencional

Esta opcin representa el arreglo ms comn de este mtodo de produccin anivel mundial (Figura 1.19). En el mismo, la produccin fluye por la tubera

de produccin y parte del gas libre es separado, de forma natural o mejorada a

travs de separadaores, antes de que entre a la bomba de subsuelo. El gas

separado fluye por el espacio anular entre el revestidor del pozo y la tubera

de produccin y puede ser descargada a la superficie utilizando una conexin

a la lnea de flujo.

BARRA

PULIDA

CONEXION

REVESTIDOR

LINEA DE

FLUJO

CRUDO

GAS

FORRO

RANURADO

(LINER)

UNIDAD DE BOMBEO

PRENSAESTOPA

DE SUPERFICIE

CABEZAL

SARTA DE CABILLAS

REVESTIDOR

EDUCTOR

PISTON

VALVULA VIAJERA

VALVULA FIJA

CRUDO

COLGADOR

GRAVA

LINEA DE GAS

LINEA DE FLUJO

ELEVADOR

GUAYA

Fig. 1.19 Completacin convencional

Sigue...



[email protected]


34/74

31

(continuacin)

Diluente por el

anular

Esta opcin representa dos terminaciones o arreglos originarios del oriente

del pas, donde es necesario inyectar diluente para disminuir la viscosidad delcrudo antes de que entre en contacto con la sarta de cabillas, con el fin de

mejorar la eficiencia del sistema reduciendo la viscosidad del fluido a

levantar y transportar. En ambos, la produccin fluye a travs de la tubera

de produccin hasta la superficie, mientras que el diluente es inyectado a

travs del espacio anular. A pesar de estas caractersticas comunes, la presin

empleada para la inyeccin del diluente en cada esquema es la causa de que

sean completamente diferentes. Estas completaciones son: sin empacadura de

fondo y con empacadura de fondo, a continuacin se describen:

Completacionessin empacadura de

fondo

En esta se representa la situacin donde el diluente se

inyecta por gravedad desde la superficie o mediante

una tubera delgada (coiled tubing) a cualquierprofundidad, incluso por debajo de la bomba (Figura

1.20). En esta terminacin es posible separar parte del

gas libre hacia el anular del pozo. Esto es debido a que

no es necesario aislar las perforaciones del espacio

anular porque la presin de inyeccin en ste es baja.

El diluente se mezcla con el crudo antes de, o justo en

la entrada de la bomba. Esto implica que parte de la

capacidad de bombeo es usada para desplazar el

diluente que es mezclado con el crudo. En condiciones

estables, la columna de lquido en el anular est

formada slo por diluente y gas, ya que el diluente es

ms liviano que el crudo y el agua.

Sigue...



[email protected]


35/74

32

(continuacin)

Diluente por el

anular (cont.)

Completacionessin empacadura defondo (cont.)

CONEXION

REVESTIDOR

LINEA DE

FLUJO

FORRO

RANURADO

(LINER)

UNIDAD DE BOMBEO

INYECCIONDE

DILUENTE

MEZCLA

CRUDO-DILUENTECABEZAL

SARTA DE CABILLAS

REVESTIDOR

EDUCTOR

PISTON

VALVULA VIAJERA

VALVULA FIJA

CRUDO

COLGADOR

GRAVA

GAS

LINEA DE FLUJO

BARRA

PULIDA

PRENSAESTOPA

DE SUPERFICIE

ELEVADOR

GUAYA

Fig. 1.20 Diluente por anular sin empacadura

Completacionescon empacadurade fondo

Si el diluente se inyecta a alta presin a travs del

espacio anular, lo cual puede realizarse mediante algn

dispositivo de inyeccin de diluente de subsuelo (el

cual va instalado en la bomba o en la tubera de

produccin), es necesario aislar las perforaciones

mediante una empacadura de fondo (Figura 1.21). En

este caso no es posible realizar la separacin del gas

libre en el fondo, el cual debe ser manejado por labomba de subsuelo.

Sigue...



[email protected]


36/74

33

(continuacin)

Diluente por el

anular (cont.)

Completacionescon empacadurade fondo (cont.)

Existen dispositivos que permiten inyectar el diluente

directamente dentro de la bomba de subsuelo o en la

vlvula fija, esto implica que, al igual que en el arreglo

anterior, parte de la capacidad de bombeo es usada para

bombear el diluente que es mezclado con el crudo. Si

por el contrario, el dispositivo de inyeccin est

ubicado por encima de la bomba de subsuelo el

diluente no es manejado por la bomba.

BARRAPULIDA

FORRORANURADO

(LINER)

UNIDADDE BOMBEO

INYECCION DEDILUENTE

MEZCLACRUDO-DILUENTE

CABEZAL

SARTA DE CABILLAS

REVESTIDOR

EDUCTOR

PISTON

VALVULA VIAJERA

VALVULA FIJA

CRUDO

EMPACADURA

COLGADOR

GRAVA

DOSIFICADOR

LINEA DE FLUJO

PRENSAESTOPADE SUPERFICIE

ELEVADOR

GUAYA

Fig. 1.21 Diluente por anular con empacadura



[email protected]


37/74

34

(continuacin)

Diluente por la

tubera

Este esquema tambin es originario del oriente del pas, y empleado para

solucionar el mismo problema. A diferencia de los dos esquemas de dilucinanteriores, en ste la produccin fluye por el espacio anular del pozo (Figura

1.22). Esto se logra mediante la instalacin de un niple ranurado en la tubera

de produccin y, generalmente, a no ms de dos tubos por encima de la

bomba de subsuelo. El diluente es inyectado a alta presin a travs de la

tubera de produccin, de forma que pueda mezclarse con el crudo en el niple

perforado y fluir hacia el espacio anular. Para lograr este arreglo es

indispensable instalar una empacadura de fondo por debajo de dicho niple.

Como anteriormente se menciona, la presencia de esta empacadura impide la

separacin de gas libre en el fondo del pozo, el cual es manejado por la

bomba.

FORRO

RANURADO

(LINER)

UNIDAD DE BOMBEO

CABEZAL

INYECCION DE

DILUENTE

MEZCLA

CRUDO-DILUENTE

SARTA DE CABILLAS

REVESTIDOR

EDUCTOR

NIPLE RANURADO

PISTON

VALVULA VIAJERA

VALVULA FIJA

CRUDO

EMPACADURA

COLGADOR

GRAVA

LINEA DE FLUJO

BARRA

PULIDA

PRENSAESTOPA

DE SUPERFICIE

ELEVADOR

GUAYA

Fig. 1.22 Diluente por la tubera



[email protected]


38/74

35

(continuacin)

Prensaestopas de

Subsuelo

Este es un sistema diseado por Intevep S. A. como una mejora para muchos

de los pozos que operan bajo los esquemas de inyeccin de diluente descritosanteriormente, con la diferencia de que no es necesario la inyeccin continua

del diluente. Consiste en la instalacin de un sello (prensaestopas de

subsuelo) sobre la descarga de la bomba con el fin de impedir que el crudo

fluya por la tubera de produccin (Figura 1.23). En este caso, el crudo es

desviado hacia el espacio anular mediante una zapata ranurada situada a nivel

de la descarga de la bomba de subsuelo, justo por debajo del mencionado

sello. La tubera de produccin se llena con un lquido de baja viscosidad, tal

como aceite, petrleo liviano o gasleo, el cual queda atrapado entre el

prensaestopas de fondo y el de superficie. Con este arreglo se disminuye

significativamente la friccin entre las cabillas y el fluido, sin la necesidad de

inyectar diluente en forma continua. Por otro lado, este esquema requiere el

uso de una empacadura de fondo, lo cual impide el manejo del gas libre atravs del espacio anular.

FLUIDO PERMANENTE

PARA LUBRICACION

FORRO

RANURADO

(LINER)

UNIDAD DE BOMBEO

CABEZAL

SARTA DE CABILLAS

REVESTIDOR

EDUCTOR

PISTON

VALVULA VIAJERA

VALVULA FIJA

CRUDO

EMPACADURA

COLGADOR

GRAVA

CRUDO

PRENSAESTOPA DE SUBSUELO

VALVULA PARA REPOSICION

DE FLUIDO DE LUBRICACION

LINEA DE FLUJO

BARRA

PULIDA

PRENSAESTOPA

DE SUPERFICIE

ELEVADOR

GUAYA

Fig. 1.23 Prensaestopas de subsuelo



[email protected]


39/74

Introduccin Lo importante en el diseo de una instalacin de bombeo mecnico espredecir los requerimientos de cargas, potencias y contrabalance, as

como tambin, las relaciones de esfuerzo, torques y tasas de produccin.

Una vez que estos parmetros son conocidos, el equipo apropiado puede

ser seleccionado para cumplir los requerimientos establecidos.

Hasta la dcada de los 50, los mtodos de diseo de sistemas de bombeo

eran empricos. El mas conocido sobreviviente de estas viejas tcnicas es

el Mtodo de Mill, luego se desarrollaron las "Prcticas Recomendadas11L" de la API, hasta lograr mtodos ms exactos como lo es el Mtodo

de la Ecuacin de Onda. Para este ltimo mtodo, se requiere el uso de

programas de computadora para lograr rpida y eficientemente un buen

diseo.

Contenido A continuacin se muestra la informacin para el desarrollo del temaProcedimientos de diseo en bombeo mecnico

Leccin o tema Pgina

1. Desarrollo del Mtodo API RP-11L #

2. Mtodo API Modificado

3. Mtodo de la ecuacin de onda

4. Diseo de Sarta de Cabillas



[email protected]


40/74

37

Introduccin

En 1954, en un intento de desarrollar mtodos ms precisos, un grupo deproductores y fabricantes comisiona un estudio en el Midwest Research

Institute para entender ms acerca del complejo comportamiento de los

sistemas de bombeo mecnico. La API public el resultado de este estudio en

1967 como Recommended Practice 11L. Desde su aparicin, la API RP-

11L se ha convertido en el mtodo de diseo ms popular, sin embargo, el

mtodo tiene muchas limitaciones debido a las suposiciones realizadas

cuando fue desarrollado.

Consideraciones Este mtodo se bas en el uso de un computador para simular las condiciones

de bombeo para luego generar cartas dinagrficas de fondo y de superficie.

Estas simulaciones se hicieron bajo las siguientes consideraciones:

Llenado completo de la bomba de subsuelo (sin interferencia de gas o

golpe de fluido)

Cabillas de acero con diseo API.

Unidades de bombeo de geometra convencional.

Poco deslizamiento del motor.

Unidad perfectamente balanceada.

No debe existir grandes efectos de friccin o aceleracin del fluido.

No hay efectos por aceleracin del fluido.

Tubera de produccin anclada.

Profundidades mayores a 2000 pies.

Los datos obtenidos de estas cartas dinagrficas calculadas se utilizaron para

desarrollar curvas adimensionales y luego fueron validadas con un gran

nmero de casos de diseo prctico. Las tablas elaboradas hacen ms fcil la

seleccin y evaluacin de equipos de bombeo, sin necesidad de clculos

excesivos. Los parmetros de inters en la tcnica API son mostrados en la

figura 2.1.

Sigue...



[email protected]


41/74

38

(continuacin)

Consideraciones

(cont.)

F1

F2

Fo = Carga de fluido sobre la bomba

Sp = Longitud de la carrera de fondo

S = Longitud de carrera en superficie

Cargam

nimaenla

barrapulida(MPRL)

Peso

cabillasen

flotacin(Wrf)

Cargamximaenla

barrapulida(PPRL)

Fig. 2.1 Parmetros del Mtodo API RP11L



[email protected]


42/74

39

(continuacin)

Fundamento La base del mtodo API es la similitud en la forma de las cartas dinagrficas

y los factores adimensionales de velocidad y estiramiento de cabillas. Losresultados de las cartas simuladas de algunos pozos fueron correlacionados en

trminos de relaciones (cantidades adimensionales) y presentadas en forma

grficas, los cuales pueden ser extrapolados a una gran variedad de pozos con

diferentes profundidades, dimetro de bombas, velocidades de bombeo y

diseo de cabillas.

KrS

Fo

No

N

Fig. 2.2 Similitud de Cartas Dinagrficas en funcin de los parmetrosadimencionales API RP11L



[email protected]


43/74

40

(continuacin)

Procedimiento

de clculo

En resumen, el clculo de las RP 11L requiere de los siguientes pasos

principales:

1. Recoleccin de datos, stos pueden ser de una instalacin existente o dedatos calculados.

2. Calculo de los parmetros adimensionales independientes

3. Utilizando las grficas de diseo API, obtener los parmetrosadimensionales dependientes

4. A partir de los parmetros adimensionales dependientes, se determina losparmetros operacionales del sistema

A continuacin se presenta un ejemplo de la aplicacin del mtodo.

Ejemplo deaplicacin

El mtodo de diseo es descrito con detalles en el boletn RP 11L, el cual

contiene un ejemplo completo, donde se explica como efectuar los clculos

de diseo. Un ejemplo ms simple, se describe a continuacin, utilizando el

procedimiento y grficas de dicho boletn.

Datos:

Unidad de bombeo: convencional

Longitud de carrera en superficie: 100 pulgs.

Combinacin de cabillas: 7/8 x 3/4

Profundidad de la bomba: 6000 pies

Dimetro del pistn: 1,25 pulgs.

Velocidad de bombeo: 11 gpm

Gravedad especfica del fluido: 0,8

Tubera de produccin: anclada

Calcular las cargas, esfuerzos, potencia, contrabalanceo requerido y el torque

para un pozo con stas caractersticas de bombeo.

Sigue...



[email protected]


44/74

41

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

Solucin:

a) Para una bomba con pistn de 1,25 pulgs. De dimetro y unacombinacin de cabillas de 7/8 x 3/4, el mtodo API sugiere la

siguiente distribucin por tamao de cabillas:

30,6 % de 7/8 (1825 pies)

69,4 % de 3/4 (4175 pies)

Total 6000 pies

b) El peso de las cabillas en el aire (Wr) es igual a 1.814 lbs/pie (este datotambin se encuentra tabulado en el boletn). Entonces, el peso total de la

sarta (W) ser:

W = longitud de la sarta * peso por unidad de longitud Ec. 2.1

W = 6000 pies (1.814 lbs/pie) = 10884 Lbs.

Como la sarta de cabillas est sumergida en un fluido con gravedad

especfica de 0,8, su peso ser menor, debido a la flotabilidad.

El peso total de la sarta de cabillas en flotacin (Wrf) sera:

Wrf = W[1-0,128(G)] Ec. 2.2

Donde:

Wrf

W

G

= Peso total cabillas en flotacin, Lbs.

= Peso total cabillas en el aire, Lbs.

= Gravedad especfica del fluido, adimensional

Entonces,

Wrf = 10884 lbs [1- 0,128 (0,8)]

Wrf = 9769 lbs.

c) La carga de fluido sobre la bomba (Fo), depende de la gravedadespecfica del fluido (G) propiamente dicho, la profundidad de

levantamiento (H) y el dimetro del pistn (D). As que,

Sigue...



[email protected]


45/74

42

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

Fo = 0,340 x G x D2

x H (5.16) Ec 2.3

Fo = 0,340 (0,8) (1,25)2

(6.000)

Fo = 2.550 Lbs.

La informacin suministrada indica que la bomba est instalada en el

fondo; por lo tanto, si el pozo tiene un nivel de fluido alto, el

levantamiento neto (H) ser menor de 6000 pies.

d) El clculo del estiramiento de cabillas adimensional, (Fo/SKr), es una delas relaciones claves para determinar una carta dinagrfica parecida. La

constante elstica de la sarta de cabillas (Er) es un valor tabulado en el

reporte. Esto es,

Er = 0,812 x 106

pulgs/Lbs-pie

Las propiedades de estiramiento total de la sarta de cabillas, estn

relacionadas con su constante Kr, cuyo recproco es:

LErKr

=1

Ec. 2.4

/lbspu,xx,Kr

-

lg004906000108120

1 6

==

Esto significa que los 6.000 pies de cabillas se estirarn 4,87 x 10-3

pulgs

por cada libra aplicada sobre ella. Ahora podemos calcular la relacin

adimensional de estiramiento:

1250100

004902550,

),(

S Kr

Fo==

Esto quiere decir, que los 6000 pies de cabillas se estirarn alrededor del

12,5 % de la carrera de superficie, cuando levanta 2550 Lbs de carga de

fluido. Entonces, la carrera del pistn (SP) ser:

SP = longitud de carrera - estiramiento Ec. 2.5

SP = 100 12,5 = 87,5 pulg.

Sigue...



[email protected]


46/74

43

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

e) La otra relacin importante es la velocidad de bombeo adimensional

(N/No'). Este factor es el coeficiente entre la velocidad de bombeo y lafrecuencia natural de las cabillas. Esta ltima, es la frecuencia mediante

la cual, la sarta de cabillas vibrar sin friccin, y si estuviera fija en tope

y libre en el fondo. Aplicando la siguiente ecuacin

Fc

LN

No'

N

245000= Ec. 2.6

Despejando No':

L

FcNo'

245000= Ec. 2.7

cpm).(

No' 446000

0771245000==

El valor 1.077 es el factor de correccin de frecuencia (Fc) obtenido de la

tabla 2-1, columna 5, el cual depende del diseo de cabillas. Es

importante destacar que, la frecuencia natural de una sarta combinada es

mayor que una de un solo dimetro de igual longitud; es decir, Fc es

mayor que uno (1) cuando se utiliza combinacin de dimetros de

cabillas.

Para el ejemplo, significa que, la sarta utilizada vibrar naturalmente (si

no existe friccin) a razn de 44 ciclos/minuto si est fija en el tope y

libre en el fondo.

Igualmente la velocidad de bombeo adimensional, para la sartacombinada 7/8 x 3/4, sera:

2500771245000

600011,

).(

)(

No'

N==

La relacin de bombeo (N/No') significa que la velocidad de 11 gpm es el25 % de la frecuencia natural de la sarta combinada de 44 cpm.

Ambas relaciones de (N/No') son necesarias como informacin al

computador para sus correlaciones.

Sigue...



[email protected]


47/74

44

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)Tabla 2-1

Datos de Bomba y Cabillas (Diseo API RP1 1L)

1 2 3 4 5 6

Sarta de Cabillas, % portamao

Cabilla

No.

Dimetropiston, pulg.

(D)

Peso cabillasLbs/pie

(Wr)

Constante Elstica,pulg/Lbs-pie

Er

Factorfrecuencia

Fc3/4 5/8 1/2

44 Todos 0,726 1,990 x10-6 1,000 100,0

54 1,06 0,908 1,668 x10-6 1,138 44,6 55,4

54 1,25 0,929 1,633 x10-6 1,140 49,5 50,5

54 1,50 0,957 1,584 x10-6 1,137 56,4 43,6

54 1,75 0,990 1,525 x10-6 1,122 64,6 35,4

54 2,00 1,027 1,460 x10-6 1,095 73,7 26,3

54 2,25 1,067 1,391 x10-6 1,061 83,4 16,6

54 2,50 1,108 1,318 x10-6 1,023 93,5 6,5

55 Todos 1,135 1,270 x10-6 1,000 100,0

64 1,06 1,164 1,382 x10-6 1,229 33,3 33,1 33,5

64 1,25 1,211 1,319 x10-6 1,215 37,2 35,9 26,9

64 1,50 1,275 1,232 x10-6 1,184 42,3 40,4 17,3

64 1,75 1,341 1,141 x10-6 1,145 47,4 45,2 7,4

65 1,06 1,307 1,138 x10-6 1,098 34,4 65,6

65 1,25 1,321 1,127 x10-6 1,104 37,3 62,7

65 1,50 1,343 1,110 x10-6 1,110 41,8 58,2

65 1,75 1,369 1,090 x10-6 1,114 46,9 53,1

65 2,00 1,394 1,070 x10-6 1,114 52,0 48,0

65 2,25 1,426 1,045 x10-6 1,110 58,4 41,6

65 2,50 1,460 1,018 x10-6 1,099 65,2 34,8

65 2,75 1,497 0,990 x10-6 1,082 72,5 27,5

Sigue...



[email protected]


48/74

45

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

f) En la figura 2.3 se muestra una grfica que permite obtener una relacin

adimensional (F1/SKr), para calcular la carga mxima en la barra pulida,utilizando los factores adimensionales base conocidos; N/No' = 0,269 y

Fo/Skr = 0,125.

Fig. 2.3 Relacin adimensional (F1/Skr) para el calcular carga mximaen la barra pulida

De dicha figura, obtenemos F1/SKr = 0,31. Entonces,

Lbs.

,

,F

(SKr),F

6327

00490

1003101

3101

=

=

=

De acuerdo a la figura 2.3, se obtiene la siguiente relacin, para obtener

carga mxima en la barra pulida (PPRL):

Sigue...



[email protected]


49/74

46

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

PPRL = Wrf + F1

Siendo:

PPRL = 9769 * 6327 = 16096 Lbs.

Esto significa que la mxima carga sobre la estructura o viga de la unidad

ser 16096 Lbs, y esto determina las especificaciones de carga de la

unidad de bombeo. La seleccin, bien podra ser, un balancn con una

capacidad estructural de 25,3 MLbs y trabajara en 63,6 %. Pero, en

ningn caso, se debera utilizar uno con capacidad 14.3 MLbs, porque

estara sobrecargado.

g) De la figura 2.4, se obtiene la relacin adimensional (F2/SKr) = 0,151,utilizando los mismos factores base de velocidad (N/No') = 0,269 y

estiramiento de cabillas (Fo/SKr) = 0,125.

Fig. 2.4 Relacin adimensional (F2/Skr) para calcular carga mnima enla barra pulida

Sigue...



[email protected]


50/74

47

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

De tal manera:

Lbs.,

,F

(SKr),F

308200490

10015102

15102

=

=

=

Haciendo referencia de la figura, podemos calcular la carga mnima en la

barra pulida:

MPRL = Wrf F2

MPRL = 9769 3082 = 6687 Lbs.

La importancia del clculo de sta carga mnima es la siguiente:

Si la carga es negativa, se requiere unas consideraciones diferentes de

diseo; por ejemplo, una velocidad de bombeo ms baja. Esto se

explica, porque las cabillas no bajaran lo suficientemente rpido en

las carreras descendente; por lo tanto, producira un fuerte golpe en el

sistema elevador/espaciador, lo cual se traduce en daos sobre el

equipo mecnico. Esto es conocido como problemas de seno. Este

golpe puede ser imperceptible pero afectar la eficiencia de bombeo.

El rango entre las cargas mximas y mnimas en la barra pulida,

gobiernan los lmites de esfuerzos impuestos sobre la sarta decabillas, y son factores claves en la fatiga y vida til de la misma.

h) El torque mximo en la caja de engranajes, es otro parmetro importanteen la seleccin de la unidad de bombeo. La figura 2.5 muestra una grfica

para calcular una relacin adimensional de torque (2T/S2

Kr), usando los

valores, tambin adimensionales, de velocidad y estiramiento de cabillas,

mencionados en los pasos anteriores.

Sigue...



[email protected]


51/74

48

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

Fig. 2.5 Relacin adimensional (2T/S2 kr) para calcular torque mximoen la caja de engranajes

De dicha figura 2.5, obtenemos:

255022

,KrS

T=

Entonces:

slgMLbs-pu,),(

)(,T

Kr(S),T

2260004902

1002550

2

2550

2

2

==

=

Sigue...



[email protected]


52/74

49

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

Originalmente, cuando el computador fue utilizado para generar cartas

dinagrficas calculadas, el peso especfico de las cabillas en flotacin(Wrf) fue estimado y graficado para valores de (Wrf/SKr) = 0,3. Si el

fluido del pozo bajo anlisis es diferente a sta relacin, es necesario

hacer una correccin al torque calculado. Para este ejemplo, sera:

4780100

004909769,

),(

SKr

Wrf==

Como (Wrf/SKr) es diferente a 0,3 se utiliza la figura 2.6 para realizar la

correccin respectiva al torque calculado.

Fig. 2.6 Valor de ajuste (Ta) para corregir torque mximo (para Wrf/Skr

0.3)

Sigue...



[email protected]


53/74

50

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

Utilizando los factores adimensionales base de velocidad N/No' = 0,25

(No usar No/No' = 0,269) y de 32 % por cada valor de 0,1 en Wrf/SKrpor encima de 0,3. Entonces, el valor de ajuste (Ta) al torque calculado

es:

057110

30478003201 ,

,

),-,(,Ta =+=

El torque mximo corregido (PT) ser:

PT = Ta (T)

PT = 1,057 (260,2 x 103

) = 275 MLbs-pulg

Esto significa que una caja de engranajes con capacidad de 228 MLbs-

pulgs estara sobrecargada bajo estas condiciones; en cambio, una de 320

MLbs-pulgs no lo estara y trabajara en un 86 % de su capacidad

mxima.

i) La cantidad de peso necesario para el contrabalance de la unidad debombeo, tambin debe ser considerado en el diseo. El mtodo API,

utiliza la siguiente ecuacin para determinar el contrabalance efectivo

(CBE):

CBE = 1,06 (Wrf + 0,5 Fo) Ec. 2.8

Entonces,

CBE = 1,06 [9769 + 0,5 (2550)]

CBE = 11707 Lbs.

En principio, 11707 Lbs de contrabalance efectivo en la barra pulida debe

balancear la unidad, de tal manera que, el torque mximo en la carrera

ascendente sea igual al de la carrera descendente. Este valor de

contrabalance es equivalente a 5853,5 Lbs-pulgs.

Sigue...



[email protected]


54/74

51

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

j) La potencia requerida para mover la carga en la barra pulida (PRHP) se

obtiene a travs de la siguiente ecuacin:

PRHP = (F3/S Kr) x S Kr x S x N x 2,53 x 10-6

Ec. 2.9

)x.(NKrSSKr

FPRHP 623 10532

=

La relacin adimensional (F3/S Kr) se obtiene de la figura 2.7, utilizando

los valores adimensionales fundamentales de velocidad (N/No' = 0,269) y

de estiramiento de cabillas (Fo/S Kr = 0,125).

Fig. 2.7 Relacin adimensional (F3/Skr) para calcular la potencia delmotor

Sigue...



[email protected]


55/74

52

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

Del grfico obtenemos: F3/SKr = 0.19

Entonces,

810

00490

1053211100190 62

,PRHP

.

)x.()())(,(PRHP

=

=

Esto indica que la potencia necesaria para mover las cargas del pozo,

soportas por la barra pulida, es de 10,8 HP. Pero, el motor debe tener unacapacidad o potencia mayor de 10,8 HP, debido a las cargas cclicas del

motor, prdidas mecnicas en la caja de engranajes y estructura de la

unidad de bombeo. Probablemente, un motor con una potencia doble a lacalculadora ser el adecuado.

Entonces,

Potencia del motor requerido = 2 x 10,8 = 21,6 HP.

k) La carrera del pistn de la bomba de subsuelo, gobierna la tasa deproduccin, conjuntamente con la velocidad de bombeo, tamao de la

bomba y capacidad misma de produccin del pozo. La relacin

adimensional de longitud de carrera (Sp/S) se obtiene de la figura 2.8,

con los valores adimensionales base de velocidad N/No' = 0,25 (NoN/No' = 0,269) y de estiramiento de cabillas Fo/S Kr = 0,125.

Sigue...



[email protected]


56/74

53

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

Fig. 2.8 Relacin adimensional (Sp/S) para calcular la carrera efectivadel pistn

Obtenindose el valor de Sp/S = 1,01

El valor obtenido de SP / S = 1,01 significa que la carrera efectiva del

pistn en el fondo (Sp) es 1 % mayor que la superficie (S). Es decir,

Sp = S x 1,01 = 100 x 1,01 = 101 pulgs.

Como la tubera de produccin est anclada, el estiramiento de sta no

tiene efecto sobre la carrera efectiva del pistn.

Sigue...



[email protected]


57/74

54

(continuacin)

Ejemplo de

aplicacin (cont.)

El desplazamiento de la bomba es calculado, utilizando la siguiente

ecuacin, como sigue:

P = 0,1166 x Sp x N x D2

P = 0,1166 x 101 x 11 (1,25)2

= 202,4 B/D

Esto significa que la bomba tiene la capacidad de levantar 202,4 B7D

(Eficiencia 100 %), pero no quiere decir que esta sea la produccin real

del pozo. El efecto de escurrimiento mecnico, encogimiento asociado

del petrleo y llenado de la bomba, deben ser considerado en la eficiencia

volumtrica.

Los clculos que involucra el mtodo API no son complicados, pero se

consume mucho tiempo en su utilizacin. En tal sentido, se programaron

varios casos, parecidos al efectuado, utilizando el computador y se generaron

alrededor de 60 mil casos predictivos, con una gran variedad de

combinaciones de equipos, profundidades y tasas de produccin. Esta

informacin est tabulada en el boletn API 11 L3, ste compendio hace el

diseo de una instalacin de bombeo mecnico, mucho ms fcil y elimina el

tedioso tiempo de clculo.



[email protected]


58/74

55

Introduccin Los fabricantes de las unidades de bombeos han modificado la API RP 11Lpara permitir el diseo con Mark II, Balanceado por Aire, entre otras

unidades, y as ampliar el rango a pozos pocos profundos. Todas estas

modificaciones usan constantes empricas para modificar las ecuaciones

originales.

Unidadesbalanceadas poraire

= 0

11 850 - FS k

S k

F,-- FWPPRL r

r

rf

r

rr

S kS k

F

S k

FPPRL -MPRL

+= 21

2061

MPRLPPRL,CBE

+=

UnidadesMARK II

= 0

10 750 - FS k

S k

F,-- FWPPRL r

r

rf

r

rr

S kS k

F

S k

FPPRL -MPRL

+= 21

2

251041

MPRL,PPRL,CBE

+=

( )4

21930S

MPRL,PPRL -,PT =



[email protected]


59/74

56

Introduccin Mientras se desarrollaban las Practicas Recomendadas 11L de la API, el Dr.Sam Gibbs desarroll un mtodo de diseo mas sofisticado usando un modelo

matemtico basado en la ecuacin de onda. Este mtodo requiere el uso de

computadoras para resolver el modelo de la ecuacin de onda para una sarta

de cabilla. Este mtodo no tiene las limitaciones del API RP 11L, sin

embargo, debido a su complejidad no goza de tanta popularidad como la API

RP 11L. Hoy en da el uso de computadoras ha aumentado y muchas

compaas de petrleo, de servicios y universidades han desarrollado sus

propias mtodos de solucin para resolver las ecuaciones de ondas.

Simulacin delcomportamiento

de una sarta decabillas

La clave para una buena prediccin de un sistema de bombeo esta en la

correcta simulacin del comportamiento de la sarta de cabillas. Esto provee la

exactitud necesaria en los clculos de parmetros operacionales validos paracondiciones de superficie como de subsuelo. Todos aquellos modelos

simplificados estn propenso a un alto error y no proporcionan la exactitud

requerida en el diseo y anlisis de instalaciones de bombeo.

La caracterstica ms importante en una sarta de cabilla es su elasticidad, la

cual es la responsable de la complejidad de determinar las condiciones de

subsuelo a partir de las condiciones de superficie. Debido a la naturalezaaltamente elstica de la sarta de cabilla, todos los impulsos generados por el

movimiento de la unidad de superficie son transmitidos al fondo. As como

tambin la bomba de subsuelo enva seales similares hacia la superficie.

Todos estos impulsos toman la forma de fuerza elstica u ondas de esfuerzo

que viajan a lo largo de la sarta de cabilla a la velocidad del sonido. Lasinterferencia y los reflejos de estas ondas tienen un drstico efecto en el

desplazamiento y en las cargas que pueden ser observados en diferentes

puntos a lo largo de la sarta.

La sarta de cabilla sa

Documents

CIED PDVSA - Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico