Programa Especializado en Bombeo de Cavidades Progresivas y Bombeo Mecnico

1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES

COMPORTAMIENTO DE UN POZO

Las caractersticas de produccin de un pozo son mostradas por su Relacin de Comportamiento del Influjo (IPR), que representa la habilidad de un pozo para aportar fluidos. Esta habilidad depende en gran parte del tipo de yacimiento y su mecanismo de empuje, adems de variables como la presin de yacimiento, la permeabilidad, el espesor de yacimiento, entre otras. El IPR es una grfica de la Presin de Fondo Fluyendo (Pwf) vs. la Tasa de Produccin de lquido (Ql). Una curva tpica se muestra en la Figura 1.1

Figura 1.1

Comportamiento de un pozo mostrando una curva tpica IPR

El inverso de la pendiente de una curva IPR es el ndice de productividad (IP) de un pozo a cualquier presin y tasa de produccin. Esto se define como:

[footnoteRef:1] [1: Nabla Corporacin, Manual de Diseo de Unidades de Bombeo Mecnico. PEI-Midland (TX), Pg. 1]

Para un empuje de agua muy activo en que la presin permanece por encima del punto de burbuja, el ndice de productividad permanece constante, y para empuje de gas en solucin en que la presin de flujo est por debajo del punto de burbuja, el ndice de productividad cambia rpidamente. Cuando se construye la curva de influjo en cualquier momento de la vida de yacimiento, la relacin Presin de Fondo Fluyendo vs. Tasa de Produccin probablemente ser una lnea recta para yacimientos con empuje de agua y una curva para yacimientos con empuje de gas en solucin.

El ndice de productividad es definido matemticamente como los barriles de produccin total por la cada de presin en psi:

ndice de productividad [footnoteRef:2] [2: TAKCS, Gbor. Modern Sucker Rod Pump. Miskolc: Pennwell Books, 1992. p. 24] Ecuacin 1.1

Dnde:: ndice de productividad (bpd/psi): Tasa de Produccin de aceite (bopd): Tasa de Produccin de agua (bwpd) : Presin de yacimiento (psi): Presin de fondo fluyente (psi) PREDICCIN DEL IPR

La prediccin del IPR es bastante complicada, debido a que la curva de desempeo del influjo y el ndice de productividad pueden variar con la acumulacin de la produccin y el tipo de yacimiento.

Para conocer la forma de la curva de la presin de fondo fluyendo contra la produccin en una etapa particular de extraccin, y para saber la manera en que decrece el IPR a medida que contina la produccin se han planteado una serie de mtodos que sugieren posibles soluciones a stos problemas. Uno de ellos lo plantea Vogel, en ste se desarrolla la curva de referencia basado en la siguiente ecuacin de flujo:

Desempeo de influjo de Vogel

[footnoteRef:3] [3: TAKCS, Gbor. Modern Sucker Rod Pump. Miskolc: Pennwell Books, 1992. p. 25] Ecuacin 1.2

Q: Tasa de Produccin de lquido medida en BPDQ mximo: Potencial de produccin mxima en BPD: Presin de fondo fluyente (psi) : Presin de yacimiento (psi)La Curva IPR de Vogel en la Figura 1.2 se muestra una curva aplicada a pozos con presin por debajo del punto de burbuja, la forma curvada del comportamiento de influjo es debido a la liberacin de gas que se encontraba en solucin con el petrleo, producto de la disminucin de presin en la vecindad del pozo. Este efecto genera un incremento en la saturacin de Gas en la formacin, que produce gran resistencia al flujo de petrleo.

Figura 1.2

Curva de Desempeo de Influjo Adimensional de Vogel

2. GENERALIDADES DEL BOMBEO MECNICO

La funcin de bombeo mecnico es transmitir fuerza a la bomba de subsuelo con el fin de extraer fluidos del yacimiento a superficie. Para esto convierte el movimiento rotacional del motor en un movimiento ascendente y descendente.

Figura 2.1

Sistema de bombeo mecnico

En la Figura 2.1 Se muestra un sistema de bombeo mecnico conformado por un equipo en superficie y de subsuelo. El equipo de superficie incluye el Motor Elctrico o a Gas, la Unidad de Bombeo, una Barra Lisa, una Caja Prensa Estopas, Cabezal de Pozo y las Lneas de Flujo. El equipo de subsuelo incluye el Revestimiento, Tubera de Produccin, la Sarta de Varillas y la Bomba de Subsuelo, adems de diferentes accesorios.

Aunque existe bastante informacin acerca del sistema de levantamiento artificial por bombeo mecnico, que se puede consultar de acuerdo a las referencias bibliogrficas, este trabajo se enfoca bsicamente en describir el comportamiento del sistema de bombeo mecnico, encontrando las diferentes condiciones a las que se pueden obtener ptimas tasas de bombeo. Las condiciones que tienen un impacto ms significativo en la tasa de produccin son los parmetros de diseo del sistema de bombeo usado (una combinacin de Tamao del Pistn de la Bomba, Longitud del Recorrido de la Barra Lisa, Velocidad de Bombeo, y Diseo de la Sarta de Varillas), Profundidad de Asentamiento de la Bomba, Rotacin de la Unidad y la Potencia del Motor.

Hemos considerado dar vuelta a la forma de presentar la informacin y descripcin del sistema de bombeo dando especial nfasis a la bomba. Sin embargo todo el sistema de bombeo est interconectado y por ende cada elemento de los equipos de superficie y subsuelo son igualmente importantes.

BOMBA DE SUBSUELO

Es uno de los componentes bsicos del sistema por Bombeo Mecnico. La conforman: un barril, pistn (que se mueve verticalmente en el interior del barril), la vlvula fija y la vlvula viajera. El tamao del pistn de la bomba determina la rata de produccin, la carga en las varillas y de los componentes del sistema.

La Figura 2.2 muestra el despiece de una bomba de subsuelo.

Figura 2.2

Bomba de subsuelo

Partes de la bomba de subsuelo

Es uno de los componentes bsicos del sistema por Bombeo Mecnico. La conforman: un barril, un pistn (que se mueve verticalmente en el interior del barril), la vlvula fija y la vlvula viajera. El tamao del pistn de la bomba determina la rata de produccin, la carga en las varillas y de los componentes del sistema. La Figura 2.3 es un esquema bsico de una bomba de subsuelo.

Figura 2.3.

Partes de la bomba de subsuelo.

Ciclo Normal de Bombeo

De acuerdo a la Figura 2.4, a continuacin se describe el ciclo de bombeo en condiciones normales.

PUNTO A: Comienzo de la carrera ascendente, la vlvula viajera est cerrada donde la carga de columna del fluido la soporta la sarta de varillas; la vlvula fija se encuentra abierta permitiendo el paso del fluido gracias al diferencial de presin presente en su parte inferior y superior correspondiente a la cmara o espacio entre las vlvulas.

PUNTO B: Desplazamiento del pistn hasta la parte superior de la carrera ascendente presentndose la mxima carga de todo el sistema.

PUNTO C: Inicio de la carrera descendente; la apertura de la vlvula viajera va a depender del porcentaje de gas libre en el lquido ubicado en la cmara de compresin; la carga de fluido lo soporta la vlvula fija que se encuentra cerrada.

PUNTO D: Desplazamiento del pistn hasta el fondo de la carrera descendente; la vlvula viajera contina abierta permitiendo el paso del fluido hasta que la presin en la cmara sea inferior a la presin presente en el pistn, y as en este instante, la vlvula fija se abre para permitir la entrada del fluido proveniente de la formacin.

Figura 2.4

Ciclo normal de bombeo

Clasificacin API de Bombas

El Instituto Americano del Petrleo se ha encargado estandarizar y clasificar CON LETRAS las bombas de subsuelo de acuerdo al API Spec. 11AX. (Vase la Figura 2.5).

La primera letra hace referencia al tipo bsico

R Bombas de varillaT Bombas de tubera

La segunda letra determina el tipo de barril, ya sea barril de pared gruesa (H) o barril de pared delgada (W) para pistones de metal. As mismo se ha dado diferentes letras para bombas con pistones de anillos para barril de pared gruesa (P) y para barril de pared delgada (S).

Bomba Tipo Varilla: Su ensamble incluye; el barril, vlvulas y asientos, sta bomba se corre con la sarta de varillas.

Hay varias clases de este tipo de bomba que van de acuerdo a las condiciones del pozo, tales como la rata de produccin y profundidad:

Barril estacionario con anclaje en el fondo (RHB RWB RSB) Barril viajero con anclaje en el fondo (RHT RWT RST) Barril estacionario con anclaje en el tope (RHA RWA RSA) Bomba de Tubera: (TH TP) Este tipo de bomba es principalmente utilizada para grandes tasas de produccin y pozos someros.

Figura 2.5

Tipos de bombas de subsuelo de Acuerdo al API Spec. 11AX

Designacin API para Bombas de Subsuelo: El Instituto Americano del Petrleo (API), ha desarrollado un mtodo para designar las bombas de subsuelo que facilita la descripcin de las bombas como se observa en la Figura 2.6.

Figura 2.6

Designacin completa de un ensamble de bomba de subsuelo de Acuerdo al API Spec. 11AX

Partes Estructurales de la bomba

Barril. Existen dos tipos de barriles.

Barriles para bombas insertas. Barriles para bombas de tubera.

Figura 2.7.

Barriles.Fuente: Catlogo HF

Existen barriles de paredes delgadas para pozos pocas y medianamente profundas, y barriles de pared gruesa para bombas de mayor dimetro o para utilizarla para pozos ms profundos donde las cargas son mayores. Estos varan en el espesor de la pared, sistemas de roscas y material en el cual son fabricados.

Los barriles para pistones de metal tienen una tolerancia ID de base menos cero a base +0.002.

La tolerancia para los barriles de empaques blandos es de base -0.0022 a +0.0062 pulgadas

La profundidad del pozo y volumen de produccin de fluido, son factores a tener en cuenta para la escogencia del tipo y tamao del barril. El asentamiento de la bomba depende de factores como el espesor del barril y el dimetro del pistn, los cuales se aprecian en la Tabla 2.1

Pistn. Segn la seccin de sellado se clasifican en:

Metlicos. No Metlicos.

La longitud del pistn metlico y no metlico se determina por una regla prctica de un (1 ft) de longitud de pistn por cada 1000 ft de profundidad de la bomba.

La tolerancia de los pistones va de menos cero a -0.005 pulgadas.

Tabla 2.1.

Mxima Profundidad de Asentamiento de las Bombas de Subsuelo

Pistones Metlicos. Son generalmente usados en pozos profundos o en pozos donde la produccin de slidos no es significativa. Los slidos abrasivos desgastan mucho ms rpido estos pistones y son recomendables los pistones de empaques blandos.

La superficie de los pistones metlicos pueden ser de acero comn, cromo o niquelado y de metal pulverizado (spray metal), siendo ste el ms popular.

Son fabricados con una tolerancia de 0 a 0.005 pulgadas.Los pistones cromados (dureza Rockwell 70) son recomendados para condiciones de abrasin severa sin presencia de corrosin por H2S.

Pistones no Metlicos (Soft packed): Los pistones con empaque blando se adecuan mejor donde la calidad de lubricacin sea pobre o no existente y donde los fluidos cargados de abrasivos se adhieran a los pistones de metal.

Los pistones no metlicos se dividen en tipo copas y tipo anillo.

Los de tipo copa estn fabricados en nylon y plsticos. La seleccin de estas copas se basa generalmente en la gravedad especfica y la temperatura del fluido. Los pistones de este tipo son usados generalmente en pozos con profundidades menores a 3,000 ft., las ventajas de estos pistones es compensar el desgaste del barril y el bajo costo de los mismos.

Los pistones de empaque blando tipo anillo son ms usados que lo de tipo copa, ya que pueden ser usados hasta profundidades de 7,000 ft. Vienen en tamao que van desde 1 in hasta 4- in.

Los anillos ms usados en la industria son los anillos Flexite (HF). Son fabricados en dos diseos, angostos para profundidades hasta de 5,000 ft y diseo ancho para grandes presiones y profundidades hasta de 12,000 ft. Estos estn hechos de una resina termo fraguada impregnada con grafito.

Los pistones de anillo flexite son excelentes para pozos con alta produccin de agua y pozos con problema de corrosin ocasionadas por los fluidos del pozo.

Figura 2.8

Tipos de PistonesVlvulas

Figura 2.9

VlvulasLa entrada y descarga de fluido por la cmara de compresin formada por el barril y el pistn son controladas por la vlvula fija y la vlvula viajera.

La accin del fluido llena la cmara a travs de la vlvula fija y la vaca a travs de la vlvula viajera. Una bomba API de barril estacionario tiene la vlvula viajera ensamblada al pistn y la vlvula fija ensamblada en el barril. El montaje de una de estas vlvulas est compuesto de una bola y un asiento cuyo movimiento est limitado por una jaula.

Vlvulas dobles

Donde existen una presin de fluido lo suficientemente grande para cortar metal, se ha comprobado que este sistema en los casos que el fluido sea ms abrasivo mayor es la ventaja del sistema de la vlvula doble. La experiencia ha demostrado que dos vlvulas en serie dan un servicio mucho ms largo que una vlvula simple si la vida de sta se determina ms por el desgaste o la erosin, que por la accin corrosiva del fluido.

CajasLas cajas contienen a las vlvulas. Se presentan en dos tipos:a. Abiertas b. Cerradas

Figura 2 10

Jaulas.Fuente: Catlogo HFLas cajas abiertas permiten la menor resistencia al flujo, donde deben manejarse fluidos viscosos y de mala calidad. Existen cajas especiales abiertas de tipo largo donde se requiere mayor movimiento de la bola.Las cajas son fabricadas en una amplia gama de estilos y tamaos desde 1 a 4 - 3/4. Estas deben ser ajustadas segn las especificaciones de la API

Bombas insertas

Las bombas insertas son las ms populares en la industria del petrleo, puesto que estas son las de ms fcil instalacin y servicio. La instalacin de estas bombas se realiza colocando la bomba en el extremo de la sarta de varillas, corrindola a travs del pozo hasta llegar asentar la bomba en la niplesilla que se encuentra en el fondo de la tubera de produccin.

Las bombas insertas se clasifican en tres grandes grupos: Barril fijo con anclaje superior Barril fijo con anclaje inferior Barril viajero con anclaje inferior

Bombas Insertas de Barril Fijo con anclaje inferior (RHB, RWB y RSB) Hay tres designaciones de bombas en esta clasificacin: RHB, RWB y RSB. Son adecuadas para pozos con poco volumen. Es una buena bomba en pozos con alta proporcin de gas y petrleo. Es adecuada para bombear en pozos moderadamente profundos o con algn golpe de fluido, la carga del fluido es transferida de la vlvula fija a la sarta de tubera en la carrera descendente para eliminar la carga de tensin en el barril.

Bombas Insertas de Barril Fijo y anclaje Superior (RWA, RHA y RSA)

Existen tres designaciones, de acuerdo al tipo de barril en esta clasificacin: RWA, RHA y RSA. Son una buena eleccin para pozos arenosos, puesto que el fluido es descargado encima del anclaje superior.Tambin permite que el barril actu como un segregador de gas y su longitud puede restarse del segregador de gas.

Esta bomba producir fluido desde un nivel ms bajo que una bomba de anclaje inferior.

Bombas Insertas de Barril Viajero con Anclaje Inferior (RWT, RST y RHT)

Hay tres designaciones de bombas en esta clasificacin: RWT, RST y RHT.

La bomba con barril viajero es una bomba verstil, con una muy buena operacin en pozos normales, arenosos y corrosivos.

Esta bomba no es muy eficiente en pozos gasferos.

El tubo que sostiene el pistn debe soportar la compresin de la carga, lo que elimina su uso en pozos profundos y unidades de carrera larga

Bombas de Tubera

El API las ha designado como TH o TP. Esta designacin depende del tipo de pistn, y se caracterizan porque el barril es parte de la tubera de produccin y est conectado en el extremo inferior de la misma.

Este tipo de bomba se utiliza para manejar grandes volmenes de crudo.

Una desventaja de este tipo de bombas, es que la tubera debe sacarse para hacerle servicio al barril, y esto ocasiona prdidas adicionales de produccin e incrementa los tiempos y los costos por servicios al pozo.

Bombas Especiales

Para problemas de gas

Pistn Loc-No

Es una vlvula viajera que se activa mecnicamente y un pistn pulverizado combinados.

Es un producto probado para condiciones de bloqueo por gas, y debe utilizarse junto con la vlvula deslizante superior.

La razn del xito de este pistn para desbloquear gases se debe a su conexin mecnica entre la sarta de varilla y la vlvula viajera.

Bombas de Dos Etapas

Cambia el diseo de la varilla maciza por una varilla hueca o pull tube, la cual resiste mejor el efecto de pandeo que la varilla maciza, en el recorrido descendente.

Esta bomba tiene una vlvula superior que acta como una vlvula deslizante superior, que soporte toda la columna hidrosttica, facilitando la apertura de la vlvula viajera. En la carrera ascendente, el gas acumulado en la parte superior del pistn es comprimido y transferido a la tubera.

Adems, existe una ajuste entre la gua de la varilla y la varilla, lo que permite en la carrera ascendente que parte del fluido pase a travs de este espacio limpiando o eliminando la arena que se halle es esta parte, esto ayudado por la turbulencia generada lo que mantiene la arena en suspensin.

Figura 2.11

Bomba de Das EtapasBomba Gas Chaser

Es usada en pozos con alta proporcin de gas-petrleo, especialmente cuando la bomba debe manejar todo el gas, como cuando se produce de debajo de un empaque sin ventilacin.

Bombas para manejo de grandes volmenes

Bombas de doble desplazamiento

Es una bomba inserta con barril viajero. La ventaja de esta bomba es que puede producir el volumen de una bomba de tubera, pero puede ser recuperada por la sarta de varillas como cualquier otra bomba inserta.

Esta bomba tiene dos barriles y dos pistones conectados a un juego de vlvulas. Se asienta a un niple de asiento, y funciona igual que una bomba inserta convencional.

El costo inicial adicional por la bomba se compensa fcilmente con el tiempo de ahorro en los servicios, ya que la tubera no se debe sacar para hacerle servicio al barril.

Bombas de Tubera de Mayor Tamao (Oversize)

Una bomba de tubera es considerada oversize cuando el dimetro externo del pistn es mayor que el dimetro interno de la sarta de tubera por encima de la bomba.

El pistn es bajado dentro del barril. Una desventaja de esta bomba, es que para poder inspeccionar alguna de sus partes se debe sacar la sarta de tubera y varillas.

La sarta de varillas puede ser extrada separadamente utilizando la herramienta on and off.

Bombas para Manejo de arena

Bomba 3 Tubos

La bomba 3 tubos es una bomba inserta diseada para una operacin eficiente en la produccin de fluido arenoso o sucio.

Est compuesta por 3 tubos (un pistn y dos barriles), y tiene una tolerancia de 0.014 aproximadamente entre cada tubo.El pistn viajero interior y el barril exterior se unen y se mueven alrededor del barril fijo, formando un sello largo de fluido entre los barriles. La mayor tolerancia entre los tubos hace la bomba menos vulnerable a que se pegue y mejora la vida de est en fluidos abrasivos permitiendo que la mayora de partculas de arena pasen por el rea de sellado.

Bomba Pampa

La bomba pampa es una bomba de ajuste hermtico con un pistn largo y un barril relativamente corto o seccin de liner.

Fue diseada para eliminar cualquier arena o material extrao que entre al pistn y el barril. Considerando la luz, su diseo utiliza un enfoque opuesto a la de la bomba de 3 tubos.

La bomba pampa es especialmente ideal para la produccin de arena fina en fluidos de pozos y puede utilizarse a profundidades mayores que la bomba de 3 tubos.

Bomba de Carrera Completa

Son llamadas as, debido a la disposicin de extensiones en cada extremo del barril de la bomba que tienen dimetros internos ms grandes que el barril.

La bomba es construida de modo que el pistn recorre el barril aproximadamente un pie ms all del tope de la carrera y un pie por debajo de la carrera. Con este tipo de carrera completa, se elimina cualquier posible acumulacin de arena o partculas en una parte no barrida del barril y elimina cualquier acumulacin de arena del pistn.

Todas las bombas RH y TH son bombas de carrera completa.

Clculos bsicos para el diseo de la bomba de subsuelo

Para una profundidad determinada, volumen de fluido a producir, caractersticas de la produccin y tipo de unidad hay un tamao ptimo de la bomba que es preciso determinar. Cuando se escoge un pistn que es muy grande, se generan cargas altas innecesarias e ineficiencia en el recorrido de este. Por el contrario, cuando se escoge un pistn muy pequeo se obtienen velocidades de operacin demasiado altas para las condiciones de operacin y mayores efectos inerciales. El factor bsico en la seleccin de la bomba es el volumen de fluido desplazado por pulgada de carrera. Este volumen es funcin del dimetro de la bomba.

Espaciamiento de la bomba

Las varillas tienen dos clases de estiramiento:

1. Alargamiento esttico. 2. Estiramiento a una carga concentrada.

El espaciamiento se calcula con la siguiente ecuacin:

Ecuacin 2.1

Donde:L:Profundidad de la bomba, (pies)D:Profundidad del Nivel de Fluido en el Anular (Ft)G=Gravedad especfica del fluido producidoE:Modulo de elasticidad = 30*106 (Psi)Ap:Area del pistn (pulg2) L1, L2, L3:Longitud de las secciones de varilla (Pies)At= rea seccional de la tubera (pulg2)A1, A2, A3:Area seccional de varillas (pulg2)=Factor de AceleracinN=Carreras por minuto, (SPM). S=Longitud de Carrera de la barra lisa (pulg.)

Si la tubera est anclada, no hay alargamiento en la tubera.

Ajuste del Pistn

La eficiencia de la bomba se ve afectada directamente por la luz entre el pistn y el barril. Esta tolerancia est establecida por el tipo de pistn, que se puede encontrar fcilmente en tamao base a 0.005.

La seleccin de la tolerancia del pistn depende de varios factores, tales como:

Gravedad especifica del fluido. Longitud del pistn y/o barril.

Para hallar la tolerancia del pistn, se ha desarrollado la siguiente ecuacin emprica:

Ecuacin 2.2

Donde:

S=Ajuste del pistn, (milsimas de pulgada).BA=Caudal de escurrimiento (Barriles por da)P=Presin diferencial del pistn (lb/pulg2)h=Profundidad de asentamiento de la bomba (pies)L= Longitud del pistn (pulg)V=Viscosidad cinemtica (Centistokes)D=Dimetro nominal del pistn (pulgadas)

Escurrimiento del Fluido entre el Pistn y el Barril

Como regla prctica y general se insiste que el escurrimiento debe ser el 2% del caudal producido para obtener una buena lubricacin entre el pistn y el barril.

La siguiente ecuacin puede usarse para determinar los escurrimientos a travs del pistn de la bomba. La ecuacin es:Ecuacin 2.3

Donde:

Q=Escurrimiento, (pulg, cbicas por minuto)D=Dimetro del pistn (Pulg)P=Presin diferencial del pistn (lb/pulg2)C=Tolerancia del Pistn (pulg)L=Longitud del pistn (pulg)V=Viscosidad Absoluta (Centipoises)

El desplazamiento terico de una bomba (PD):

Se define como:Ecuacin 2.4

Donde:

PD:Desplazamiento terico de la bomba, BPDSp:Carrera efectiva del pistn, pulg.N:Velocidad de bombeo, strokes/minAp:rea transversal del pistn, pulg2.

La constante de la bomba K, est determinada por el tamao del pistn.Ecuacin 2.5

As, el desplazamiento terico de la bomba PD, se puede expresar como:Ecuacin 2.6

En la Tabla 2.2 se muestra las constante de las bombas para cada dimetro de pistn.

Tabla 2.2.

Dimetro del pistnplrea del pistnpl2 ConstanteKDimetro del pistnplrea del pistnpl2ConstanteK

*5/80.3070.0461-3/42.4050.357

*3/40.4420.0661-25/322.4880.370

15/160.6900.10223.1420.466

10.7850.1172-1/43.9760.590

1-1/160.8860.1322-1/24.9090.725

1-1/80.9940.1482-3/45.9400.881

1-1/21.7670.2624-3/417.7202.630

*Tamao no API

Constante de bombas.

Dependiendo de la longitud del recorrido usado en la ecuacin, el caudal calculado puede referirse a la carrera neta o bruta del pistn. La carrera neta o efectiva refleja los efectos de un tubing sin ancla.

Eficiencia volumtrica de la bomba. La eficiencia volumtrica se define como el caudal de produccin obtenido en superficie (efectivo) dividida entre el caudal terico de desplazamiento de la bomba:

Ecuacin 2.7

Donde:

EV:Eficiencia volumtrica.Q:Caudal real.PD:Desplazamiento terico de la bomba.

El volumen producido en superficie es menor al volumen terico que puede desplazar la bomba debido a diversos factores como lo son la merma de volumen de petrleo por liberacin de gas en solucin, el escurrimiento de fluido entre el pistn y la pared del barril, vlvulas desgastadas, crudos espumosos, ineficiencia en el llenado de la bomba, interferencia con gas, escapes en la tubera de produccin, etc.

Metalurgia para bombas de subsuelo

El diseo de las bombas de accionamiento mecnico se encuentra regido internacionalmente por el Estndar API 11 AX y la National Association of Corrosion Engineers (NACE).

Esta ltima hace referencia acerca de la metalurgia adecuada para ser utilizada en pozos corrosivos en su Norma NACE MR-01-76 Materials Requirements Metallic Materials for Sucker Rod Pumps for Hydrogen Sulfide Environment.

Consideraciones a tener en cuenta en la escogencia de la metalurgia

Profundidad (Levantamiento neto de la bomba) Tipo de Arena producida por los fluidos Naturaleza corrosiva de los fluidos Presencia de H2S y/o CO2 Presiones diferenciales y temperatura.

Elementos ms usados en la Industria Petrolera

El acero es la aleacin ms comnmente usada en aplicaciones petroleras. Para realzar ciertas propiedades, los elementos de aleacin juegan un papel importantsimo y mejoran ciertas cualidades de los aceros. Entre estos elementos tenemos:

CARBONO. Ingrediente esencial para todos los aceros, le da un potencial de endurecimiento, as mismo le proporciona resistencia a esfuerzos, dureza y lo hace susceptible a tratamientos trmicos. El porcentaje de carbono debe controlarse.

SILICIO Y ALUMINIO: Son excelentes desoxidantes. Ayuda a la resistencia a la corrosin.

TITANIO. Aumenta la resistencia mecnica de la matriz.

MOLIBDENO. Mejora la templabilidad de los aceros y aumenta la resistencia al ataque por pitting en los aceros inoxidables.

NIQUEL. Incrementa el endurecimiento al acero. Incrementa la resistencia a la corrosin.

MANGANESO. Aumenta la templabilidad a bajo costo y retiene el azufre evitando la formacin de sulfato de hierro. Hace el acero menos quebradizo.

CROMO. Da mayor dureza al acero. Mejora la resistencia a la corrosin en el aire y otros medios. En altas concentraciones mejora la resistencia mecnica a altas temperaturas y la resistencia a la abrasin.

TUNGSTENO. Incrementa la resistencia mecnica, formador de carburo y mejora la resistencia a la templabilidad.

Procesos Especiales de Metalurgia

Tufrr. Incrementa la resistencia al desgaste que producen en el acero la arena, el agua y/o el dixido de carbono, en las bombas y/o sus partes. Consiste en someter al pistn a un rociado especial con llama fundente compuesta de Niquel, Boro, Cromo y Slice. Endurecimiento del metal por medio de un tratamiento trmico.

Spray Metal. Es muy similar al tufrr, pero el proceso de calentamiento slo se hace hasta conseguir un poco menos de dureza (48 52 Rc.). Los pistones de este tipo se desempean en ambientes moderadamente corrosivos y abrasivos.

Flame Hardening. Proceso de endurecimiento del acero por medio del calentamiento de una superficie por encima del rango de transformacin.

Carburizacin. Aumento del contenido de carbono de la superficie de los aceros, por calentamiento del metal, por debajo de su punto de fusin en contacto con material carbonaceo.

Nitridacin. Proceso de endurecimiento en el cual los aceros de composicin especial son calentados en presencia de amoniaco o de materiales nitrogenados.

Estelita. Aleacin que contiene Cromo, Tungsteno, Carbono, Magnesio y slice en una base de Cobalto. Protege a las jaulas del desgaste producto del continuo movimiento de las bolas.

Tabla 2.3

Metalurgia Utilizada en los Barriles

Metalurgia utilizada en los Pistones

Metalurgia utilizada en las Vlvulas

Metalurgia en las Jaulas

Problemas comunes en las bombas de subsuelo.

Los problemas ms comunes que se presentan en las bombas se pueden clasificar en cuatro principalmente:

1. Problemas por corrosin2. Problemas por abrasin3. Problemas mecnicos4. Problemas por restricciones de flujo

Corrosin

La corrosin ocurre cuando dos o ms reacciones electroqumicas se producen en la superficie de un metal.

El factor principal para que se d la corrosin es la presencia de agua en el sistema. Otras variables que influyen en el proceso son: pH (acidez), Poder de oxidacin (potencial), Temperatura (transferencia de calor), Velocidad (caudal de fluido), concentracin (constituyentes de la solucin), Gases disueltos (Oxgeno, Gas Carbnico y cido Sulfhdrico)

Tipos de Corrosin

Corrosin Uniforme: En el cual un material es uniformemente corrodo a una velocidad determinada y/o constante de corrosin

Corrosin por Pitting. Es una de las ms frecuentes y dainas formas de corrosin. Representa un ataque muy localizado mientras el resto de la superficie metlica se mantiene relativamente sin corrosin y en aparente buen estado. Es muy difcil de predecir.

Corrosin por grieta (Crevice). Producida por la presencia de oxgeno. Se genera en presencia de dos superficies en contacto tales como metal metal, productos de corrosin, o depsitos que se han acumulado en la superficie.

Corrosin por Dixido de Carbono. Se descompone en cido carbnico en presencia de agua es particularmente severa en roscas, juntas, cambios de estructura metalogrfica (soldaduras o recalques). Problemas muy severos se pueden observar cuando el tubing es de distinto grado que los acoples.

Corrosin/Erosin. Los efectos de la velocidad de fluido son altamente complejos y es muy peligroso hacer generalizaciones al respecto; sin embargo, en la mayora de los casos la velocidad aumenta a la corrosin, especialmente en presencia de partculas slidas tales como arena.

Mtodos de Prevencin

En la industria petrolera, los cuatro mtodos ms comunes para prevenir y reducir la corrosin son:

Recubrimientos sobre las superficies de partes y/o equipos Utilizacin de inhibidores de corrosin. Proteccin catdica de las instalaciones Seleccin de aleaciones aptas para el medio circundante

Abrasin

La presencia de arena en los fluidos de produccin puede ser causada por:

1. Formacin poco consolidada en el yacimiento2. La rata de flujo de bombeo es demasiado alta y trabajos de fracturamiento.

El problema de arena en el pozo desgasta las partes metlicas de las bombas ocasionando prdidas de vida til de las mismas.

Medidas para tener en cuenta en el diseo de la bomba en presencia de arena:

Utilizacin de bombas especiales Instalacin de filtros de arena Utilizacin de empaquetaduras con grava Metalurgia de la bomba.

Factores que Afectan la Eficiencia Volumtrica de la Bomba

Los siguientes, son los factores ms relevantes involucrados con la eficiencia de la bomba.

a. Presin de Entrada de la Bomba. Es uno de los principales factores que influencia el comportamiento del sistema en situaciones de bombeo gaseoso. Mientras la presin de entrada se incremente, el gas puede ser manejado en solucin y la cantidad de gas libre llega a ser menor reduciendo la interferencia. El valor de la presin de entrada de la bomba est directamente relacionada con presin de flujo de fondo Pwf; estas magnitudes son equivalentes cuando la bomba se encuentra a la misma profundidad de las perforaciones; en caso contrario, es necesario determinar la Pwf y considerar la columna hidrosttica de fluido para obtener la presin de entrada. Se puede utilizar una carta dinamomtrica de bomba para el clculo de la presin de entrada o estimar la columna de fluido de acuerdo a la siguiente ecuacin:

Presin de entrada a la bombaEcuacin 2.8

Donde: Presin de entrada a la bomba, psi Nivel de fluido por encima de la bomba, piesGravedad especfica del fluidoPresin en el revestimiento, psi

b. Flujo Multifsico. Considerando aceite, agua y gas de la formacin hacia el fondo del pozo, se puede tipificar la produccin de lquidos por el ndice de productividad o en trminos ms generales por el IPR. La forma en que el flujo se desempee en la tubera, implica un estudio detallado de prdidas de presin en tubera vertical que conducen mezclas en dos fases (tomndose gas y lquido solamente). Es fundamental tener un concepto claro de los regmenes de flujo en la tubera con el fin de predecir el efecto que va tener el flujo Multifsico en las variables de bombeo. Si la presin se reduce considerablemente y adems el crudo tiene gas asociado, ms gas libre se desprender de la solucin y el volumen de lquido se reducir. Entre los regmenes de flujo que se presentan en flujo vertical se encuentran:

El Flujo de Burbujas: en el cual las burbujas de gas se dispersan en un medio lquido continuo debido a la disminucin de la presin. Flujo por baches: la presin decrece ocasionando que las burbujas aumenten de tamao y arrastran a las ms pequeas, llegando al punto de separar el aceite por baches entre los cuales se encuentran bolsas de gas que impiden su flujo continuo. Flujo anular: en este momento las bolsas de gas son capaces de atravesar el bache de aceite, permitiendo que slo gotas de este lleguen a superficie. Flujo de Niebla: al seguir bajando la presin se llega a un punto de una fase continua de gas, en el cual slo unas gotas de aceite son transportadas por el gas.

c. Factor de Escurrimiento. La prdida de fluido o escurrimiento en la bomba, es el resultado de que parte del fluido producido se escurra a travs del espacio que existe entre el pistn y el barril de la bomba. El escurrimiento del barril-pistn depender de ciertas variables de bombeo, stas son: el dimetro del pistn, la cada de presin en el pistn, la tolerancia, la longitud del pistn y la fraccin del llenado.

El escurrimiento barril pistn Q est dado por la siguiente relacin:

Escurrimiento del barril-pistnEcuacin 2.9

Donde: Dimetro del pistn (pulgadas) Cada de presin a travs del pistn (psi) Tolerancia (milsimas de pulgada) Longitud del pistn (pulgadas) Viscosidad del fluido (centipoise) Fraccin de llenado

d. Factor de Encogimiento o Volumtrico. El factor de encogimiento o factor volumtrico de un fluido (gas, aceite o agua), es utilizado para calcular el volumen en superficie actual en cualquier condicin desde el volumen medido a condiciones estndar. Para el caso de los lquidos, el factor volumtrico representa los efectos de disolver el gas en el pozo; es sta la razn por la cual en el fondo el volumen que succiona la bomba de subsuelo sea mayor al que realmente se obtiene en superficie. La ecuacin que describe el factor volumtrico es:Factor volumtrico = Barriles a condiciones de yacimiento (*) Barriles a condiciones de superficie

Ecuacin 2.10

Debido a que mientras el fluido asciende, el gas se libera de la solucin, hay una diferencia significativa entre el desplazamiento volumtrico en el fondo del pozo por la bomba y el volumen real que llega a superficie.

Este efecto se conoce como factor de encogimiento; un factor de 1, indica que la bomba de subsuelo debe estar desplazando la misma cantidad de fluido que est llegando a superficie. Por ejemplo, un factor de 1.15 indica que la bomba en el fondo del pozo desplaza 115 barriles de fluido mientras a superficie slo llegan 100 barriles de fluido.

e. Relacin Gas Lquido. Este concepto es muy similar al de relacin gas aceite, a diferencia que aqu se tiene en cuenta el agua. A bajas relaciones gas lquido, el rgimen de flujo es de burbujas, el cual contiene pequeas burbujas de gas dispersas en una columna continua de tal manera que el efecto de elevacin del gas es pequeo, y la cada de presin del fondo a la parte superior de la tubera de produccin es igual a la suma del peso del lquido y a la resistencia del flujo del lquido. En este caso, la prdida de presin debida a la resistencia al flujo no tiende a cero cuando la RGL tiende a cero de tal manera que la curva de prdida de presin contra la RGL tiende a un valor mayor de prdida por presin que la esttica cuando RGL tiende a cero. Evidentemente, el valor final de la prdida de presin se incrementa con la produccin de lquido. Los incrementos de RGL causarn las transiciones que hay de flujo de burbuja a flujo por baches, al anular y finalmente en niebla; en otras palabras, la ayuda dada por el gas para elevar el aceite se incrementar en forma estable, y disminuir la prdida de presin sobre la tubera de produccin.

f. Relacin Gas Aceite. La produccin a una alta relacin gas aceite GOR ha sido un problema muy comn en levantamientos por bombeo mecnico. Cuando la presin de yacimiento est por encima del punto de burbuja, no hay gas libre en el pozo. Si se est produciendo a una alta cada de presin se puede presentar un incremento en la relacin gas aceite. Sin embargo, si la presin de yacimiento es mayor que la presin de saturacin, la relacin gas aceite es igual al volumen inicial de gas en solucin por unidad de volumen de aceite a condiciones de almacenamiento. Si la presin est por debajo del punto de burbuja, pero cercano a ste, generalmente no se toca an el punto crtico y por tanto no existe an gas libre.

A medida que la presin de la formacin contina descendiendo y la saturacin de gas libre se acerca a su punto crtico, el gas libre inicia su desplazamiento hacia la formacin. Este caso suele ser muy comn en levantamientos artificiales, como el bombeo mecnico, donde se tiene una declinacin de la presin de yacimiento. Este gas libre se convierte en un factor que influencia el comportamiento del sistema, limitando la eficiencia de bombeo y por lo tanto la produccin. Es conocido que en las etapas finales del campo, la produccin disminuya considerablemente por lo que la produccin acumulada a travs del tiempo no aumenta significativamente, el comportamiento de la relacin gas aceite se asemeja a la siguiente grfica representada en la Figura 2.12Figura 2.12

Comportamiento tpico del GORg. Relacin de Compresin: Capacidad de la bomba para comprimir fluido dentro de la cmara de compresin (barril). En la carrera ascendente, el barril de la bomba es llenado con una combinacin de lquido y gas, la compresin de este fluido se logra cuando la presin en la cmara es lo suficientemente alta para que la vlvula viajera pueda abrir; esto se logra solamente si en presencia de gas, el pistn puede comprimir el gas en parte de su recorrido descendente. En la Figura 2.13 podemos observar que, en la carrera ascendente, el gas se expande por toda la cmara; si la presin por debajo de la vlvula fija no supera la presin en la cmara, la vlvula fija permanece cerrada y el nuevo fluido no puede entrar a la bomba haciendo que se produzca un bloqueo por gas. Las variables a considerar son: el volumen no desplazado entre la vlvula fija y viajera, presin de entrada a la bomba, presin hidrosttica, el recorrido del pistn y la relacin gas aceite. Existe una ecuacin que relaciona la razn de compresin:

Figura 2.13

Relacin de compresin en la bomba de subsuelo

Eficiencia volumtrica de la bomba como compresor(2)Ecuacin 2.11

Donde: Eficiencia volumtrica de la bomba (%) Razn de compresin Tolerancia o espacio de no barrido en el barril (%)Constante igual a 1.327

R es dado como el cociente entre la presin de descarga de la bomba (psia) y la presin de entrada a la bomba (psia). C es la suma de las tolerancias debidas a las cajas y espaciamiento de las vlvulas fija y viajera y al corte de la vlvula de varilla. K es una constante que involucra los factores de compresibilidad del gas a la entrada y descarga de la bomba y el valor tpico de la relacin de calor especifico.

La tolerancia debida al corte de la vlvula de varilla (varilla que conecta a la bomba de subsuelo), se asume mnima en los pozos en bombeo mecnico (limitada cerca de 1/8), es decir, el espacio muerto en la bomba va estar sujeto solamente al espaciamiento y al volumen de no barrido de las cajas de las vlvulas fija y viajera.El volumen de no barrido de las cajas es determinado sobre la base de las dimensiones especificadas en el API 11AR, cuyos resultados para los dimetros de pistn ms comunes estn especificados en la Tabla 2.4.

Tabla 2.4. ID Bomba (pulg.)rea (pulg^2)Altura Caja V. Fija (pulg.)Altura Caja V. Viajera (pulg.)Volumen no barrido (pulg^3)

1 1.2273.753.58.9

1 1.76744.12514.3

1 2.404.54.7522.2

235530

Dimensiones de cajas

En pozos con una alta relacin gas aceite es fundamental tener en cuenta que la relacin de compresin ser de vital importancia en el diseo de la bomba. En el orden a la mxima relacin de compresin, la bomba debe ser diseada con el ms largo recorrido. Se muestra que para la produccin de aceite de pozo el volumen de gas define directamente la cantidad de compresin requerida para vencer la presin hidrosttica.Es recomendado que un alto porcentaje de gas libre sea liberado arriba del anular con un sistema de ancla de gas para que la relacin de compresin CR se pueda maximizar y as llevar a cabo el ms alto desplazamiento de volumen posible. Despus de todo, la eficiencia de la bomba es basada en el desplazamiento de volumen comparado con la produccin actual. Si el volumen de gas movido a travs de la bomba es considerado, entonces la eficiencia de bombeo es medianamente alta cuando la bomba est en buenas condiciones.

Efectos del Gas en la Bomba. Al observar el ciclo de bombeo, se observa que la presencia de gas en el barril de la bomba limita la eficiencia del bombeo.

En la carrera ascendente, la vlvula fija no se abre hasta que la presin de la formacin exceda la presin entre el mbolo y la vlvula fija. Si alguna fraccin de este ltimo volumen es ocupado por el gas libre, la presin cae gradualmente conforme el mbolo se mueve hacia arriba, de modo que la vlvula fija no se abre hasta que ha perdido parte de su carrera ascendente. De manera similar, cuando el mbolo desciende, hay una prdida considerable en la carrera efectiva descendente antes de que se abra la vlvula viajera, como resultado del gas libre presente en el cilindro de la bomba.

a. Ciclo de Bombeo con Interferencia de Gas. Aqu hay una produccin limitada de lquido y la eficiencia de la bomba se ve alterada debido a la presencia del gas.

La interferencia de gas es causada por:

1. Gas libre entrando a la bomba a travs del separador de gas en subsuelo (ancla de gas). Esta ubicacin causa interferencia de gas en varias posiciones de la carrera descendente.

2. Liberacin de gas en solucin durante la carrera ascendente. Esta condicin usualmente causa una interferencia de gas constante en toda la carrera descendente.

3. Si el gas que est entrando a la bomba se encuentra a una suficiente presin con respecto a un buen nivel de fluido por el anular, el resultado es que la interferencia de gas reduce de alguna manera el golpe de fluido, debido a que la vlvula viajera est cerrada durante la carrera descendente por el gas almacenado en la cmara de la bomba, se provee un colchn que de una forma u otra ayuda a reducir el impacto. Debido que la presin con la que el fluido est entrando a la bomba decrece cada vez mas, la interferencia por gas se incrementa.

4. En el caso de que la interferencia sea causada por el gas libre que est entrando a la bomba a travs del separador de fondo, es necesario un nuevo diseo del ancla de gas. Si sta es causada por el rompimiento de gas fuera de la solucin durante el llenado de la bomba, todas las restricciones que se puedan tener deben ser abiertas con el fin de evacuar el gas.

La Figura 2.14 muestra el ciclo de bombeo y la respectiva carta de bomba para una interferencia por gas o golpe por gas.

Figura 2.14

Ciclo de bombeo con presencia de gas golpe de gas

b. Ciclo de Bombeo con Bloqueo por Gas. El bloqueo por gas ocurre cuando burbujas de gas a alta presin llegan a pasar a travs de la bomba, causando que tanto la vlvula fija como la estacionaria permanezcan cerradas y que el gas quede entrampado dentro de la bomba en las carreras ascendente y descendente. Este problema es comn en pozos que tienen una alta presin de formacin y un potencial para producir altos volmenes de gas. El uso de bolas y asientos de cermica, pueden provocar que el problema sea ms grave. Este tipo de bloqueo puede ser detectado con anticipacin en pozos nuevos. Una compresin adecuada dentro de la bomba, proporcionara la fuerza suficiente para que la vlvula viajera se abra y el pozo bombee normalmente. En la Figura 2.15 se muestra una carta dinamomtrica que describe un bloqueo por gas.

Figura 2.15

Carta de bomba con bloqueo por gas

ANCLAJE DE LA TUBERIA DE PRODUCCIN

La sarta de tubera de produccin est sometida a una variacin en las cargas durante el ciclo de bombeo. Sobre el recorrido ascendente no hay cargas, ya que el pistn lleva el peso del lquido dentro de la tubera de produccin. Sin embargo, esta carga es transferida a la tubera de produccin cuando comienza el recorrido descendente. Debido a esta variacin en las cargas una tubera de produccin suspendida libremente, peridicamente se va a estirar y encoger (Pandeo), durante el ciclo de bombeo. Es comn que el estiramiento de la tubera de produccin reduzca la longitud de recorrido del pistn disponible para el levantamiento de fluidos, resultando en una reduccin del desplazamiento de la bomba.

El movimiento variable de la sarta de tubera de produccin causa varios problemas operacionales, los cuales resultan en friccin excesiva entre las varillas y la tubera de produccin. La friccin es ms pronunciada si en el pozo fluyen partculas abrasivas que incrementan el desgaste sobre las superficies de metal. Los principales efectos del Pandeo de la tubera de produccin son:

1. El desgaste de las varillas dentro de la tubera de produccin, puede inducir a fallas tanto de las varillas como de la tubera de produccin. La sarta del revestimiento puede tambin sufrir un desgaste mecnico.2. Las cargas sobre la unidad de bombeo se incrementan por el aumento en las fuerzas debido a la friccin entre las varillas y la tubera de produccin.3. Se requiere ms Potencia y ms Torque en superficie para la operacin de la unidad de bombeo.

Anteriormente, un simple empaque hook-wall gancho de pared se empleaba para anclar la tubera de produccin. El empaque hook-wall puede ser considerado como un anclaje de compresin, que recurre a las fuerzas compresivas para sostenerse apropiadamente; previniendo el movimiento de la tubera de produccin hacia abajo, pero permitindolo hacia arriba.

La mejor manera de anclar la sarta de tubera de produccin es usando un anclaje tipo Tensin. Este puede ser fijado a cualquier profundidad en el Revestimiento y no permite ningn movimiento hacia arriba. Su capacidad de sostenimiento es producto de la fuerza de tensin ejercida sobre la tubera de produccin. Este tipo de anclaje reduce completamente el pandeo de la tubera de produccin y adicionalmente los problemas asociados con esto.

Mtodos para el Control de Gas

Los mtodos y dispositivos ms conocidos y eficientes en el control del gas, se resumen a continuacin.

Separadores / Anclas de Gas en Fondo

Las anclas de gas son extensiones de la bomba diseadas para separar el gas libre que se produce de los fluidos antes que entren en la bomba. Ellas operan bajo el principio que el gas es menos denso que el aceite, por esto el gas se mueve hacia arriba mientras que el aceite lo hace hacia abajo. La separacin de gas se hace por desviacin en un tubo de admisin en la bomba, el fluido sube por el revestimiento, permitiendo que entre ms lquido a la bomba, esto mejora la eficiencia volumtrica de la bomba e incrementa la produccin. En la Figura 2.16, se describe el ancla de gas instalada en el sistema.

Figura 2.16

Ancla de gas instalada en el sistema

Muchos tipos de anclas de gas han sido desarrollados en un intento por minimizar la interferencia de gas, las ms ampliamente conocidas son las poor boy, naturales y de tipo de empaques.

Durante la operacin del ancla de gas, la mezcla gas lquido fluye dentro del pozo desde la formacin produciendo a travs de las perforaciones del revestimiento. Las burbujas de gas ms grandes tienden a subir directamente a la superficie del lquido en el anular del revestimiento y separarse fuera de la mezcla como gas libre.

Con el revestimiento en lnea abierta, el gas libre se expande y sube a superficie a travs del anular entre la tubera de produccin y el revestimiento. Una pequea porcin de fluido y burbujas de gas son atradas dentro de las perforaciones del ancla por la succin de la bomba. Mientras la mezcla gas aceite es atrada a travs del cuerpo del ancla, las burbujas tienden a subir al tope y acumularse mientras grandes burbujas son formadas. A continuacin en la Figura 2.17, se observa el proceso de separacin de gas.

Figura 2.17

Proceso de separacin del gasLa cantidad de fluido que maneja el ancla es relativamente pequea. Unos pocos pies son usualmente adecuados para la separacin del gas, excepto donde hay problemas de separacin de espuma en el aceite. La importancia del factor es para proveer un rea de paso en fondo del fluido tan grande como sea posible para minimizar la velocidad del flujo, evitando una fuerte cada de presin que incrementa la cantidad de gas. Desde que alguna separacin ocurra en las perforaciones del ancla, suficiente tolerancia debe ser provista entre el ancla y el revestimiento para prevenir excesiva turbulencia.

Para que la reduccin del tamao de la tubera incida en la seccin perforada del ancla, el rea de paso de fondo puede ser incrementada. Pero, el ancla integralmente debe ser diseada para que tenga una resistencia mnima al flujo del fluido; esta operacin permite asegurar que el barril de la bomba llene completamente con fluido durante el ciclo de bombeo. Esta ancla de gas tipo convencional servir satisfactoriamente para una separacin de fondo en condiciones normales. A continuacin, se relacionan los tipos de anclas ms conocidos.

Anclas de gas utilizadas en la industria

a. Ancla Natural de Gas: Una de las operaciones aplicadas en el campo. Consiste profundizar la bomba de subsuelo en lo posible por debajo de las perforaciones con el objetivo de evitar migracin directa del gas a la entrada de la bomba La Figura 2.18, representa un esquema tpico de un ancla de gas natural. El ancla de gas se presenta eficiente en la segregacin gravitacional donde el aceite cae y entra a la bomba a travs de las aberturas del separador de gas y siendo el gas menos denso que el aceite, se dirige hacia arriba por el anular; el punto de separacin sucede en la misma salida del fluido desde la formacin. El ancla natural de gas es eficiente cuando exista buena profundidad con respecto a la distancia entre el fondo del pozo y las perforaciones; esto con el fin de que la bomba no llegase a pegar o daarse, en caso de presencia de arena.

b. Ancla de Gas Tipo Empaque. Dispositivo utilizado por medio de un separador interior a travs de la tubera que funciona por medio de un tubo de salida inmediatamente cerca de la bomba de subsuelo. Como se observa en la Figura 2.19, el fluido entra al tubo de salida fluyendo hacia el anular donde burbujas de gas se va separando y migrando hacia arriba por diferencia de densidad, mientras el crudo va a entrando a la bomba de subsuelo a travs de unas ranuras presentes en la tubera de produccin. Este dispositivo es eficiente para pozos que no presenten migracin de arena y finos hacia el pozo; si hubiese produccin de arena, sta se almacenara en los empaques provocando pegas y daos en la bomba de subsuelo.

Figura 2.18

Ancla Natural de Gas

Figura 2.19

Ancla de Gas tipo Empaque

c. Ancla de Gas Tipo Poor Boy: Dispositivo ms comn para la aplicacin en pozos con problemas de interferencia de gas debido a su eficiencia y estructura simple. Se compone de un ancla de lodo al mismo tamao de la tubera de produccin la cual lleva un tubo concntrico que acta como tubo de succin. Puesto que la seccin transversal neta es pequea, puede solamente ser usada cuando las velocidades del fluido son muy bajas de 6 pul/seg, en caso contrario se obtendra una pobre eficiencia de separacin. Existen modificaciones para este tipo de ancla, donde se modifican parmetros en el rea de flujo tales como el tamao del ancla de lodo y como consecuencia, aumento del volumen dentro de la bomba para una adecuada eficiencia de separacin de gas. La Figura 2.20 es un esquema representativo del ancla.

Figura 2.20

Ancla de gas tipo Poor Boy

d. Ancla de Gas Poor Boy Modificada: Similar al ancla tipo Poor boy descrita en la Figura 2.21; con la diferencia que el tubo de succin est a un lado del ancla de lodo con el objetivo de hacer ms efectiva la separacin de gas y una mayor rea de flujo a comparacin del diseo del ancla de gas estndar, realiza la misma operacin que el ancla de gas tipo Poor Boy normal donde el fluido entra por las aberturas y comienza la fase de separacin de gas que se libera y sube a travs del anular y el aceite fluye por el tubo de succin hacia la bomba de subsuelo en la etapa de succin de la bomba que sucede en la carrera ascendente.

Figura 2.21

Ancla de gas tipo Poor Boy modificada

e. Ancla de gas tipo Copas. Consta de canalones soldados alrededor del ancla de lodo con el fin de separar el gas del aceite; su principio de separacin consta que el aceite pasa a travs de unas aberturas presentes entre el ancla de lodo y las copas donde el aceite a pasar por las copas se va liberando gas y va hasta el fondo del ancla de lodo ingresando a la bomba de subsuelo en la etapa de succin que sucede en la carrera ascendente. En el esquema representado en la Figura 2.22 describe el separador de gas tipo copas.

Figura 2.22

Ancla de Gas tipo copasDiseo de Anclas de Gas

A continuacin se describe paso a paso el diseo para un ancla de gas, especialmente tipo Poor Boy de acuerdo a las condiciones de cada pozo ya que varan de acuerdo a su potencial y tipo de completamiento que tiene como su estado mecnico, profundidad del pozo y situacin de intervalos.

Para incrementar la separacin de gas, el tubo de succin de las anclas de gas pueden disearse para minimizar la cada de presin, la longitud del tubo de succin no debe exceder los 20 pies, para tasas de produccin menores de 100 BPD, se debe usar juntas de de pulgada, para tasas de produccin mayores de 200 BPD, se usan juntas de tubos para el tubo de succin de de 1 y para tasas de 200 BPD se usa tubos de 1. El dimetro del tubo de succin depende no solamente de la tasa de produccin sino tambin de la viscosidad del crudo; para crudos muy viscosos se requiere de tubos de para tubos de gran dimetro, los tubos de succin pueden solamente tener la suficiente longitud para almacenar el volumen equivalente al que la bomba tiene interiormente.

Se debe colocar el ancla de gas tan cerca como sea posible a la bomba, para evitar que el gas entre por el punto donde debe pasar el fluido a la bomba, pero se debe evitar que quede cerca la niple perforado de la bomba y a las perforaciones del revestimiento para maximizar la separacin. Para evitar la resistencia que se ejerce cuando el gas va ascendiendo por el anular. No se deben usar niples perforados en las anclas de lodo con huecos pequeos en pozos gasferos, porque produce mayores cadas de presin.

Para una efectiva separacin de gas, la velocidad del fluido no debe exceder 0.5 pies/segundo*. En general, la rata de flujo volumtrico Q es igual a:

rea de flujo del ancla de gas

Ecuacin 2.12

Donde:

rea de flujo:Disponibilidad u espacio que tiene el ancla de lodo, (pies2)Q:Caudal volumtrico del pozo, (pies3/seg) Velocidad:Velocidad del fluido que debe ser menor a 0.5 pies/seg.

A continuacin se observa en la Figura 2.23 el diagrama que describe el rea de flujo del ancla de gas:

Para el diseo del ancla de gas 1, Q es equivalente a la rata de produccin (BFPD). Usando la ecuacin 5.0 y despus de usar los apropiados factores de conversin, el rea de flujo Af para una velocidad de flujo dada es:

rea de flujo del ancla (2)

Ecuacin 2.13

Donde:Af:rea de flujo en el ancla de lodo (5 pies/seg)0.00936:Constante de conversin de unidadesBFPD:Produccin del pozoVelocidad:Velocidad del fluido que debe ser menor a 0.5 pies/seg.

Figura 2.23

rea de flujo del ancla de gas

Para una velocidad por debajo de 0.5 pies/segundo (para una buena separacin de gas) se da la siguiente ecuacin:

rea de flujo del ancla (3)

Ecuacin 2.14

Donde:

Af:rea de flujo en el ancla de lodo (5 pies/seg)0.01872:Constante de conversin de unidadesBFPD:Produccin del pozo

El diseo de un ancla involucra dimetros, longitudes y nmero de ranuras El diseo del ancla de gas depende de la tasa de produccin, el dimetro del pistn de la bomba, el recorrido de la bomba en el fondo y el rea de flujo de la vlvula fija.

Para disear el sistema de ancla modificada Poor Boy, seguir estos pasos:

1. Determinar la tasa de produccin a travs de la bomba de subsuelo, por ejemplo, si se desea tener 275 BFPD y se asume una eficiencia volumtrica de la bomba del 85% para el diseo, la tasa de produccin ser:

Basado en el diseo de la tasa de produccin, se selecciona el tamao del tubo de salida de la siguiente forma:

Para una tasa de produccin menor de 100 BFPD se usa un tubo de succin de Para una tasa de produccin de ms de 100 BFPD y menos de 200 BFPD se usa un tubo de succin de 1 Para tasas de produccin mayores de 200 BFPD, se usa 11/4 .

2. Para determinar el recorrido de la bomba de fondo, la forma ms comn es usar un programa de computador con la ecuacin de onda, pero si no se tiene, se puede usar la longitud del recorrido en superficie.

3. Usando la ecuacin 11, se calcula el mnimo requerimiento de rea de flujo para la velocidad del fluido hacia abajo de 0.5 pies/segundo.

4. Para minimizar la cada de presin a travs del ancla de lodo, se recomienda que el rea de flujo Af en sta parte sea cuatro veces el mnimo del rea de flujo de la ecuacin 12:

rea de perforacinEcuacin 2.15

Donde:

Af:rea de flujo en el ancla de lodo (5 pies/seg)

5. Si se desea usar un niple ranurado, se puede calcular el nmero de por 4 de ranura (recomendado) de la siguiente manera:

Ranuras en el nipleEcuacin 2.16.

Donde:Nmero de Ranuras en el Nipple:Presentes en al ancla de lodoAperf: rea en las ranuras presentes en el ancla de lodo

6. Para calcular el nmero de ranuras en el tubo de salida, usando un rea de flujo igual a cuatro veces el rea de flujo de la vlvula fija, esto es para minimizar la cada de presin entre las perforaciones del tubo de salida y la parte interior de la bomba. Si se planea usar por 4 de ranuras, se puede calcular el nmero de ranuras que se necesitan de la siguiente forma:

Ranuras del tubo de salidaEcuacin 2.17.

Donde:

Ntuboasalida_ranuras:Presentes en el tubo de succin Asv:Es el rea de flujo de la vlvula fija (pulg2). En la tabla 4 muestra las reas de flujo para los tipos ms comunes de tamao de bombas.

7. Clculo del rea de flujo mnima requerida para el ancla de lodo:

rea mnima del ancla de lodo

(pulg2)Ecuacin 2.18.

Donde:

MinAma:rea mnima del ancla de lodoAf:rea de flujo en el ancla de lodo (5 pies/seg)Tubo de salida OD:Dimetro externo del tubo de succin

Se puede obtener el dato del tubo de salida OD _ Area para el tamao del tubo de salida seleccionado de la Tabla 2.5.

8. Para encontrar el tamao del tubo del ancla de lodo se necesita ver el cuadro 5. Usando el valor calculado del requerido mnimo del rea de flujo del paso 8 para localizar el tamao del ancla de lodo que debe ser igual al rea del flujo o al de la vlvula. Adems, al actual OD de rea para el tubo del ancla de lodo hallado en la Tabla 2.6, se le llama rea de tubo OD.

9. Se calcula del rea de flujo actual del ancla de lodo, de la siguiente manera:

rea de flujoEcuacin 2.19

Donde:

Ama: rea del ancla de lodo, (pulg2)rea del tubo ID: Con el dimetro interno del tubo de succin, (pulg2)rea tubo de salida OD: Con el dimetro externo del tubo de succin, (pulg2)

10. Clculo del volumen del rea quieta. Es recomendable que se utilice dos veces el rea de desplazamiento de la bomba.

Ecuacin Volumen del rea quieta

Ecuacin 2.20

Donde:

Vs:Volumen presente en el ancla de lodo, (pul3)Ap:rea del embolo de la bomba, (pulg2)Sp:Recorrido de la bomba de fondo, (pulg.)

11. Calculo de la longitud del rea quieta

Longitud del rea quietaEcuacin 2.21

Donde:Ls:Longitud del ancla de lodo, (pulg)Vs:Volumen del rea quieta. (pulg3)Ama:rea de flujo (pulg2.)

12. Calculo de la longitud total del tubo de salida con la adicin de Ls, longitud del tubo ranurado, longitud del collar y longitud de la rosca. Se debe estar seguro que el OD del ancla del lodo no es igual o mayoral dimetro del revestimiento.

Tabla 2.5

Dimetros y reas del pistn y vlvula fija

Tabla 2.5

Tamao estndar de tubos, dimensiones y reasEspaciamiento de Bomba

Una vez la bomba de subsuelo es diseada y manufacturada de forma adecuada y un buen anclaje en la sarta de varillas, una correcta operacin de campo, asegura una eficiente operacin para la separacin de gas en altas relaciones gas aceite. El espaciamiento es una operacin que consiste en revisar el espacio muerto entre la vlvula fija y la vlvula viajera al final de la carrera descendente durante el ciclo de bombeo. Frecuentemente los pozos requieren ajustar el espaciamiento de la bomba, tanto en el momento de su instalacin como en su vida de operacin. Un espaciamiento mnimo asegura una buena relacin de compresin dentro de la bomba y permite solucionar total o parcialmente problemas asociados al gas (interferencia y bloqueo). Un espaciamiento exagerado con golpe de bomba, puede lograr la ms alta relacin de compresin; sin embargo, esta prctica produce un dao en los componentes internos de la bomba, reduciendo considerablemente el periodo de duracin de sta. Generalmente el espaciamiento inicial del pozo es dejado a consideracin de la cuadrilla de servicio. Si la cuadrilla no tiene conocimiento de la naturaleza crtica del espaciamiento o si ellos han estado trabajando la mayor parte del tiempo en pozos con una baja relacin gas-lquido (GOR), comnmente usaran una regla de dedo en la cual por cada 1000 pies de profundidad, se puede aplicar un espaciamiento de 4 pulgadas, con un mximo de 24 pulgadas. En la Figura 2.24, se tienen en cuenta todas las prdidas de espacios que se presentan al ensamblar una bomba.

Figura 2.24.

Prdida de espaciamiento en la bomba

2.3.3 Vlvulas Antibloqueo. Instalada en la parte superior de la bomba API como se muestra en la Figura 2.25. Y est diseada para soportar la carga de la columna hidrosttica en la carrera descendente. Su principio de funcionamiento es el siguiente:

En la carrera ascendente, el fluido que se encuentra sobre el pistn, es evacuado a travs de la vlvula antibloqueo que se abre por la presin inferior y el efecto mecnico de friccin con el vstago de la bomba. Al mismo tiempo ingresa a la cmara de aspiracin de la bomba una mezcla de lquido y gas.

Al comenzar la carrera descendente, se cierra la vlvula antibloqueo de gas por efecto del peso del elemento de cierre y por efecto de la friccin con el vstago de la bomba.

Aunque el cierre de la vlvula antibloqueo no es total, es suficiente para que el pistn en su carrera descendente cree una zona de baja presin sobre la vlvula viajera, que se abrir rpidamente con una presin menor que la hidrosttica producida por la columna de fluido dentro de la tubera de produccin, que en ese momento cargar sobre la vlvula antibloqueo. En la Figura 2.26 se observa las especificaciones de una vlvula antibloqueo.

Figura 2.25

Ubicacin vlvula antibloqueo

Figura 2.26.

Vlvula antibloqueo

Vlvulas de Contrapresin. Otra tcnica comnmente empleada es la vlvula de contrapresin. Adems de ser una herramienta de control de gas, puede servir para el control de parafinas, como vlvula de alivio o vlvula cheque que es instalada en cabeza de pozo como se observa en la Figura 2.27 instalada en el sistema de superficie. En la Figura 2.28 se observa la descripcin de la vlvula que acta incrementando la presin hidrosttica del anular con el objeto de evitar que el gas se libere fcilmente. Creando una disminucin de la relacin gas aceite a la entrada de la bomba y decreciendo de esta manera la relacin de compresibilidad que se requiere para el bombeo. Es de esta manera que se ejerce una contrapresin hacia el pozo que evita que ms gas escape y se interfiera o bloquee la bomba.

Figura 2.27

Ubicacin de la vlvula de contrapresin

Aunque es efectiva en algunas situaciones para el control de presin por el anular, la vlvula de contrapresin debe ser evaluada en la reduccin de la eficiencia volumtrica y el aumento de los requerimientos de energa que puede llegar a generar. La vlvula de contrapresin es ofrecida en tamaos de 2 y 3 para presiones arriba de 1500 libras. Esta disponible en 2 * 11 de rosca o 3 por 8V de rosca. Otras opciones disponibles son:

1. Base de bola y silla en cobalto.2. Un modelo con resorte para condiciones corrosivas.

Figura 2.28

Vlvula de contrapresinFuente: Harbison Fisher.

2.3.5 Vlvula Dartt. La vlvula DARTT es un accesorio operado hidrulicamente, el cual es instalado dentro de la bomba de subsuelo. La vlvula DARTT es activada por las presiones normales de lquido o gas que existen dentro de la bomba, especialmente en la carrera descendente donde abre la vlvula viajera.

ste dispositivo abre o cierra la vlvula viajera tomando el comportamiento normal del ciclo de bombeo, pero con la diferencia que va a existir la vlvula Dartt como ayuda para evitar bloqueos por gas. Por diseo en el recorrido ascendente, la vlvula viajera debe cerrarse. En el recorrido descendente, la vlvula viajera debe abrirse. La vlvula Dartt ejecuta estas dos acciones en cada recorrido de la bomba. sta vlvula hace uso de un simple principio hidrulico: la presin que empuja contra el rea ms grande para realizar una fuerza mayor y forzar positivamente la vlvula viajera a abrirse cada vez que el pistn comience el recorrido descendente. La vlvula Dartt mantiene la vlvula viajera abierta a travs de todo el recorrido ascendente como se observa en la Figura 2.29.Figura 2.29

Vlvula Dartt

2.3.6 Compresin de gas. En el estado actual de la economa de la industria del petrleo y gas, las compaas operadoras han venido buscando mtodos para incrementar sin riesgo la produccin y el flujo de caja, a travs de gastos que garanticen ingresos y el retorno total de la inversin en el primer ao. Se ha encontrado que una forma segura para incrementar la produccin y el flujo de caja en pozos productores, es aliviar la contrapresin ejercida sobre la formacin en pozos que responden a esta tcnica.

Esta contrapresin puede ser generada por diferentes causas. Como resultado directo de la presin de la lnea de entrega; la presin requerida para la operacin del separador; y la friccin en la lnea desde el separador hasta la cabeza del pozo. Las lneas de flujo varan en longitud; a medida que stas sean ms largas y dependiendo de la topografa del terreno que recorren, se incrementa la contrapresin en la cabeza del pozo.

El resultado final, es el traslado de la contrapresin a la cara de la formacin, restringiendo la capacidad de produccin de aceite o gas de la formacin. Los requerimientos de presin para la operacin individual de un pozo o campo pueden variar, pero el efecto negativo en la produccin es siempre el mismo. Cada formacin se comporta diferente en su respuesta al efecto de la contrapresin o a una reduccin de la misma. De una formacin productora con buena porosidad y un buen ndice de productividad (PI) se obtendrn los mejores resultados si se logra una reduccin en la contrapresin. El ndice de productividad se define como la cantidad adicional de fluido que el pozo puede producir por cada libra (psi) de cada de presin obtenida en la formacin. En otras palabras, si un pozo tiene un PI de uno (1), por cada libra (psi) de presin que se alivie en la cara de la formacin, el pozo producir un (1) barril adicional de fluido. Por lo tanto, cuando se busca un incremento de produccin, se deben buscar pozos con alto ndice de productividad (PI). Por ejemplo, un pozo con un PI de 0.5 y una contrapresin en la cabeza de 50 psi, incrementar su produccin en 25 Bbls por da cuando la presin en la cabeza sea reducida a cero (0) psi.

Cuando un pozo es perforado y puesto a fluir en la corriente de produccin, normalmente tiene suficiente presin de fondo (BHP) para vencer la contrapresin en la cabeza y la de la columna de fluido, y de esta manera fluir sin problemas. A medida que el pozo contina fluyendo, la presin de fondo va declinando y la presin en superficie se convierte en un factor importante que afecta negativamente la produccin, lo que finalmente conduce la utilizacin de algn sistema de levantamiento artificial para producir el pozo.

El sistema de levantamiento artificial ms comnmente utilizado es el bombeo con bombas de varillas (bombeo mecnico). A medida que el pozo contina produciendo, la presin de fondo (BHP) contina declinando hasta cuando la contrapresin en superficie requiere de un mayor porcentaje de energa disponible en la formacin para producir el pozo. Este es el momento en que el operador debe buscar una herramienta que le permita aliviar o eliminar su problema de restriccin en la produccin.

a. Compresores Montados en Viga. Una forma segura de eliminar la contrapresin en pozos en bombeo con varillas es con un compresor de viga (BGC por sus iniciales en ingls - Beam mounted Gas Compressor). Esta herramienta se monta en la viga viajera de la unidad de bombeo, e incorpora un cilindro con un pistn en su interior. La lnea de succin del BCG est conectada al espacio anular (revestimiento - tubera de produccin), y la descarga se realiza en la lnea de flujo o en otra lnea destinada a recoleccin de gas para operacin de equipos en el campo. La fuente de energa ya disponible en la localizacin (el compresor es accionado por la unidad de bombeo) es utilizada para retirar el gas y por lo tanto aliviar la contrapresin del pozo. Muchos de los compresores de viga utilizados como herramienta de alivio de presin, han sido instalados en pozos considerados de bajo potencial, debido a su baja presin de fondo (BHP), en los cuales las unidades se encontraban operando cclicamente.

En estos casos, el compresor se disea para comprimir el volumen de gas producido por el pozo durante el ciclo de operacin. En algunos casos, cuando la presin ha sido aliviada y debido a esto el pozo produce ms fluidos y gas, los ciclos de operacin han sido extendidos de acuerdo a la necesidad.

b. Compresores Montados en Patn. Otro equipo utilizado para aliviar la contrapresin en los pozos, son los compresores de gas montados en patines. Estos compresores son una excelente herramienta para eliminar la contrapresin, en donde no hay una unidad de bombeo disponible para impulsar un compresor de viga (BGC). Los compresores sobre patn son utilizados cuando los volmenes de gas son superiores a los que puede manejar una unidad montada en la viga de la unidad (BGC).

Aunque los dos tipos de compresor cumplen el mismo objetivo, cada uno tiene sus propias aplicaciones. La instalacin de un compresor de viga BGC es normalmente menos costosa, lo cual sumado con los muy bajos costos de mantenimiento y los ahorros de energa (el BGC no requiere para su operacin de una fuente de energa adicional - motor- a la ya disponible en la unidad de bombeo), hace que el recobro de la inversin y la generacin de beneficios se obtengan en un plazo significativamente inferior al de las unidades de compresin convencionales.

En algunas aplicaciones, la operacin de produccin se debe efectuar con presiones en las lneas de flujo superiores a 40 o 50 psi. En estos casos, el compresor de viga (BGC) puede llevar la presin del revestimiento a 0 psig, e impulsar el gas en la lnea a una presin de hasta 125 psi en una sola etapa o carrera del pistn, lo que equivale a una relacin de compresin de10.

En compresores montados en patn, esta misma operacin requerira un mnimo de dos etapas del sistema; si a esto le adicionamos los mayores costos de mantenimiento y la necesidad de una fuente adicional de energa para la operacin del equipo, los costos de compresin y por lo tanto el tiempo necesario para el recobro de la inversin realizada y para la obtencin de beneficios, es mucho mayor comparado con las unidades BGC. Existen algunos casos en donde los compresores de viga BGC alivian presiones de revestimiento de 150 psi, para descargar en lneas de flujo a 700 psi.

La utilizacin de los dos tipos de compresor, bien sea montados en patn o en viga BGC, est determinada por las condiciones del pozo, y la clase de energa disponible en la localizacin.

Ambos tipos de compresor estn en capacidad de manejar gas hmedo (muchas corrientes de gas pueden estar altamente saturadas de lquidos), sin embargo, las unidades montadas en patn requieren de un "scrubber" con elementos que permitan descargar los lquidos en la lnea de flujo o en otro lugar, mientras que el BGC no.

Ambos sistemas pueden ser protegidos contra gases corrosivos, sin embargo, cuando se usa una unidad reciprocante montada en patn, se debe prestar especial atencin a que los condensados y el agua no entren en contacto con elementos mecnicos del equipo que requieran lubricacin, ya que esto reduce las propiedades lubricantes de los aceites, disminuyendo significativamente la vida til del sistema.

c. Sistemas de Recoleccin de Gas. Es comn encontrar un grupo de pozos fluyendo a la misma estacin de recoleccin, y en estos casos es ms econmico construir un sistema de lneas de recoleccin de gas de los anulares, y aliviar la presin con una o dos unidades de compresin. Los sistemas de compresin montados en patn son los comnmente utilizados para esta prctica.Sin embargo, en lugares en donde hay disponibilidad de unidades de bombeo, se han utilizado con gran xito las unidades de compresin montadas en la viga viajera (BGC). Existen casos de pequeos campos en donde se han venido usando unidades BGC para mantener la presin del anular de grupos de hasta 20 pozos en 0 psi, y descargando a 50 psi en la lnea de flujo. Es muy comn encontrar grupos de 2 a 5 pozos colocados a un sistema operado con una sola unidad BGC.

Cuando se utilizan sistemas de recoleccin de gas de anulares para mltiples pozos, se debe prestar atencin a que los pozos ms alejados de la estacin de recoleccin no terminen con presiones positivas en la cabeza, debido a la friccin en la lnea.

d. Aplicaciones. Existen numerosas razones para aliviar la presin del gas del revestimiento en pozos que producen por medio de bombeo por varillas (bombeo mecnico), entre las cuales podemos mencionar las siguientes:

Reducir la presin en la cara de la formacin e incrementar la produccin del pozo.

Recolectar el gas que est siendo descargado a la atmsfera, e incrementar la produccin y los beneficios econmicos (pequeas cantidades de gas inyectado en las lneas de flujo y/o de ventas, puede significar mejor flujo de caja y menos problemas de operacin).

Extraer mayor cantidad de gas de pozos de bajo potencial, para ser usado como combustible en los diferentes equipos de produccin y tratamiento de crudo.

Eliminar los problemas de bloqueo o interferencia por gas en las bombas de subsuelo. La extraccin de gas y por consiguiente la reduccin de la presin en el revestimiento, conlleva una mayor liberacin de gas en solucin en el pozo, el cual migra hacia el espacio anular para ser removido por compresin, obteniendo as una operacin de bombeo mas eficiente por parte de la bomba de subsuelo.

Impulsar el gas de baja presin en la lnea de ventas.

LA SARTA DE VARILLAS

Es la parte ms importante de un Sistema de Bombeo Mecnico, ya que provee la conexin entre la unidad de superficie y la bomba de subsuelo. El comportamiento de esta parte del sistema puede ser fundamental sobre la eficiencia de levantamiento del fluido y eventualmente sus fallas conducen a una prdida en la produccin total del pozo. Por lo tanto un diseo apropiado de una sarta de varillas no slo asegura las buenas condiciones de operacin, sino que puede reducir considerablemente los costos de produccin total de un pozo.

Las especificaciones de fabricacin para sartas de varillas, incluyen el Pony rod, la Barra Pulida, los acoples y los sub-acoples, que estn estandarizados por el API (especificacin API IIB, 1.982) ver Figura 2.30. La sarta de varillas es usualmente fabricada de 25 pies o 30 pies de longitud por varilla. Los seis dimetros de varilla estndar son: , 5/8, , 7/8, 1 y 1 1/8 de pulgadas.

Las varillas son normalmente fabricadas de Acero con una composicin en hierro que sobrepasa el 90%. Otros elementos son agregados al acero para adicionarle mayor dureza, reducir la oxidacin y contrarrestar la corrosin. La sarta de varillas es usualmente considerada el enlace dbil en el sistema de bombeo debido a las siguientes limitaciones:

Restriccin de tamao. Ambientes desfavorables. Limitaciones en la resistencia.

Figura 2.30

Varillas Tipo API

Cargas en la Varillas

Las cargas durante el ciclo de bombeo son siempre debido a la tensin y son causadas por el peso de las varillas sobre la carrera descendente y por el peso de las varillas, ms la carga de fluido sobre la carrera ascendente. Las posibles cargas sobre la varilla durante un ciclo de bombeo a cualquier profundidad en la sarta de varillas, se puede clasificar dentro de los siguientes grupos:

a. Peso de las Varillas: Esta fuerza est distribuida a lo largo de la sarta. En cualquier seccin, es igual al peso de las varillas debajo de la seccin dada. Es positivo tanto para la carrera ascendente como para la descendente. Aqu y en los siguientes grupos, la carga se dice debe ser positiva, si es directamente hacia abajo.

b. Fuerza de Flotacin: Esta fuerza siempre se opone al peso de las varillas y es igual al el levantamiento hidrulico causado por la inmersin de las varillas dentro del lquido producido.

c. Carga de Fluido: Esta fuerza se concentra, actuando a fondo de la sarta nicamente durante la carrera ascendente y es igual a la fuerza resultante de la presin neta hidrosttica y el fluido levantado, actuando sobre el rea del pistn de la bomba y siempre es positiva.

d. Carga Dinmica: Resulta de los cambios de aceleracin, durante el ciclo de bombeo, de la masa en movimiento (varillas y columna de fluido). La magnitud y direccin de esas fuerzas son constantemente cambiantes durante el recorrido de la bomba, pero generalmente las cargas dinmicas resultan en una carga neta positiva para el recorrido ascendente y una carga negativa para el recorrido descendente.

e. Fuerzas de Friccin: Esas fuerzas son de dos tipos: Friccin con el fluido y Friccin Mecnica. Los fluidos son movidos con las varillas durante la carrera ascendente y contra las varillas durante la carrera descendente. La fuerza de friccin mecnica se oponen al movimiento de las varillas y es una fuerza positiva durante el recorrido ascendente y negativa durante el recorrido descendente.

Varillas API

Hay tres clases de varillas, que estn estandarizas segn el API 11B. Ver Figura 2.31.

El API especifica tres grados de varillas, K, C y D. La siguiente es la mnima y mxima resistencia a la tensin en PSI:

Grado K (85.000 - 115.000). Grado C (90.000 - 115.000). Grado D (115.000 - 140.000).

Figura 2.31

Tipos de grados API en Varillas para diferentes condiciones de pozos.Tabla 2.7

Dimetro (pulg)rea (pulg2)Peso en el aire (lb/ft)Constante elstica (pulg/Lb-ft)

0.19640.7261.990*10-6

5/80.30681.1351.270*10-6

0.44181.6340.883*10-6

7/80.60132.2240.649*10-6

10.78542.9040.497*10-6

9/80.99403.6740.393*10-6

Datos tpicos de varillas de succin de acuerdo al API RP 11L

Tabla 2.8

CLASE API

CDK

Mxima resistencia a la tensin, psi9000011500085000

Dureza, Brinell185 - 235235 - 285175 235

MetalurgiaAISI 1036 (Carbono)(Carbono o Aleacin)AISI 46 xx (Aleacin)

Propiedades Qumicas y Mecnicas de Varillas de Acuerdo a API RP 11L

Tabla 2.9

ACOPLES, ODTamao de TUBING, (pulgadas)

Dimetro (Pulgadas)Peso (Lb. / Pie)rea (Pulgadas)Estndar (Pulgadas)Slim hole (Pulgadas)Acople Fullsize (Pulgadas)Acople slimhole (Pulgadas)

0,7260,1964-1-1,66

5/81,1350,30681,51,252 1/161,99

1,6340,44181,6251,52 3/82 1/16

7/82,2240,60131,8131,6252 7/82 3/8

1 2,9040,78542,18823 1/22 7/8

1 1/83,6760,9942,375-3 1/2-

Dimensiones de Acoples de Varillas API de Acuerdo a API Spec. 11B

Tipo de varillas API

Varillas de Acero

Caractersticas de las Varillas de Acero: Menor resistencia a la corrosin. Dimetros de 1-1/8, 1, 7/8, 3/4, 5/8. Elaboradas en longitudes de 25 y 30 ft. Ms fciles de pescar que las de fibra de vidrio. Menos elongables que las de fibra de vidrio.

Fallas en la sarta de varillas

Diseo inadecuado de la sarta, especialmente en sartas telescpicas. Error en los diseos pueden causar distribucin inadecuada de los esfuerzos. Inapropiado enrosque de las sartas causan problemas en las conexiones de pin o caja. Fluidos corrosivos disminuyen el rea transversal de las varillas. Las varillas fallan frecuentemente cuando tienen contacto con el tubing en pozos desviados o que tienen alto grado de rozamiento de la varilla con la tubera (dogleg), el uso de centralizadores reduce este problema. Malos manejos de la sarta en superficie causan rotura en el cuerpo de las varillas. El golpe de fluido severo tambin es otra causa de falla en las varillas.

Partes de la sarta de varillas donde puede haber falla. Ver Fig 2.32

Unin o acople: Es la parte de la sarta de varillas que sirve para conectar o acoplar una varilla con otra, esta es fabricada en longitudes de aproximadamente 4 pulgadas. Existen dos tipos de uniones que son las de pared delgada (slim hole) y las de pared gruesa (full size).

Cara de la unin: es la parte plana y pulida localizada a cada extremo de la unin. Esto es importante porque en conjunto con la cara del hombro del pin son responsables de mantener el apretado de la conexin.

Pin: Es la parte roscada de cada terminal de la varilla, en la cual se rosca la unin para efectuar la conexin de una varilla con otra.

Cuello: parte del pin de menor dimetro que no se encuentra roscado; est localizado dentro de la rosca del pin y la cara del hombro.

Hombro: Es la seccin localizada en la parte superior del cuadrante y es de mayor rea transversal que este y que el pin.

Figura 2.32 Identificacin de fallas en las varillas. Cara del hombro: es la superficie pulida del hombro, la cual despus del roscado debe permanecer en contacto con la cara de la unin para evitar que la conexin se afloje.

Cuadrante: Es la parte cuadrada de los terminales de la varilla, esta localizada entre el hombro y la garganta. Su funcin es servir para la colocacin de la llave y para aplicar el torque durante el roscado de la conexin.

Garganta: Es la seccin de mayor rea transversal de la varilla y sirve para enganchar la varilla a los elevadores durante las operaciones de sacada y corrida de una sarta de varillas.

Cuerpo: es la seccin ms delgada y larga de la varilla.

Toda la varilla tiene un recubrimiento blando de 0.005 a 0.008 pulgadas de espesor. Este consiste de acero o hierro de bajo contenido de carbn el cual protege las varillas contra la corrosin

Tipos de fallas en las varillas

Figura 2.33

Tipos de fallas en las varillas

Fallas por tensin: Una falla por tensin ocurre cuando una carga aplicada en algn punto de la sarta, excede el esfuerzo de tensin de la varilla. La falla tiene una apariencia de desgaste alrededor de la circunferencia de la varilla y ocurre donde se reduce la seccin transversal de la varilla. La ocurrencia de este tipo de falla es rara y sucede cuando existen cargas muy altas sobre la sarta de varillas, como tensionar la sarta para intentar desasentar una bomba pegada. La tensin sobre la sarta no debe ser mayor del 90% del punto de cedencia para el grado de varillas dentro del pozo.

Fallas por fatiga: el termino fatiga se refiere al tipo de falla que ocurre en la varilla de acero al aplicar fuerzas menores al punto de cedencia y bajo condiciones de carga cclica. Las fallas pueden ocurrir tanto en el cuerpo de la varilla como en las uniones y en el pin.

Zona de falla de la conexin. La parte de la unin o el pin por donde ocurra la ruptura, da una evidencia clara de la causa de la falla.

Causas de las fallas de las conexiones

Desenroscado: Este tipo menos comn de fallas en la conexin y puede ocurrir cuando la sarta de varillas est en operacin y se debe a la falta de torque al realizar la conexin o aflojamiento de la misma.

Prdida de apretado o aflojamiento: Cuando la longitud total del pin est dentro de la unin, la cara de esta hace contacto con la cara del hombro del pin. En este punto, la rotacin adicional contina el ajuste de la rosca del pin y comprime la unin sobre el hombro del pin. La friccin sobre la cara del hombro mantiene la conexin en su lugar. An si la carga de apretamiento es satisfactoria, el impulso o carga de choque en el sistema de varillas puede desarrollar cargas mximas que reducen la presin de friccin en las caras y causa aflojamiento de la conexin. Durante este proceso se desarrolla fatiga en el metal del pin y la unin. Fallas del pin: Hay dos causas de falla en el pin: falla por fatiga debida a sobre apretamiento y falla por fatiga debido a desenroscados bajo carga. La corrosin puede acelerar estos dos tipos de falla.

Fallas del pin por tensin: El rompimiento por tensin de los pines de la varilla son raros. Una falla del pin debido a tensin o sobre apretamiento tiene una apariencia diferente que una debido a fatiga. En un rompimiento por tensin, el pin puede ser elongado o alargado y la seccin del cuello o debajo de este, se reduce de dimetro.

Falla del pin por fatiga: Este tipo de falla constituye el 99% de las fallas del pin. La principal caracterstica en el rompimiento por fatiga del pin es que la cara de la ruptura tiene una superficie rugosa y otra lisa. El ngulo de la cara del rompimiento es siempre perpendicular al eje del pin. No hay reduccin de dimetro y el pin no es elongado. La fractura por fatiga inicia en un punto de alta concentracin de esfuerzos y es extendida a travs del dimetro del pin con el nmero de recorridos acumulados.

Fallas de la unin: Las uniones de la sarta de varillas es el elemento de mayor rea metlica transversal de la sarta. Por lo tanto, puede ser el principal contribuyente para las fallas de las varillas, si los procedimientos de apretamiento no son seguidos. Las uniones siempre fallan por dos diferentes procesos: sobreapretamiento y fatiga. Esta ltima puede ser de origen externo o de origen interno, que es la ms frecuente debido a cargas excntricas.

Sobreapretamiento: Cuando la conexin es apretada, el pin de la varilla es alargado y el terminal de la unin es comprimido contra la cara del hombro del pin con una fuerza igual a la generada para alargar el pin. El metal se deformar debido a los altos esfuerzos de tensin y compresin. Este fenmeno es ms crtico en uniones de pared delgada.

Este es un dao permanente y la unin as deformada, debe ser descartada, ya que este dao reduce la habilidad de las uniones para presionar sobre la cara del hombro del pin y desarrollar la suficiente friccin para asegurar el roscado.

Fatiga: Cuando una unin se rompe, siempre ser por unas fracturas de esfuerzo por fatiga. Cuando las uniones fallan con una ruptura perpendicular a ellas, la falla por fatiga puede ser iniciada sobre uno u otro lado de las paredes de la unin y con igual facilidad para ambos lados dependiendo de las condiciones de operacin.

Fallas Mecnicas: