CIED PDVSA - Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico
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7/31/2019 CIED PDVSA - Diseo de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecnico
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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
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7/31/2019 CIED PDVSA - Diseo de Instalaciones de Levantamiento Artificial 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"
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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.
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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.
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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
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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.
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(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.
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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
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(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.
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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.
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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
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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
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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
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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
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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.
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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
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Anlisis Nodal
en bombeomecnico (cont.)
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).
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(continuacin)
Anlisis Nodal
en bombeomecnico (cont.)
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
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(continuacin)
Anlisis Nodal
en bombeomecnico (cont.)
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
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(continuacin)
Anlisis Nodal
en bombeomecnico (cont.)
Fig. 1.11 Anlisis nodal con sensibilidad a la longitud de la embolada
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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.
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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
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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
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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)
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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)
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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).
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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.
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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.
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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
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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
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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
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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.
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(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
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(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
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(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.
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(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,
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(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.
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(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.
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(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
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(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):
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(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
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(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.
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(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
==
=
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(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)
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(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.
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(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
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(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.
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(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.
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(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.
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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 =
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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