BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA · 2015. 9. 22. · bombeo de cavidad progresiva (bcp). 2...

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA (BCP).

1 Completación y Reacondicionamiento de Pozos.

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL

DE LOS LLANOS OCCIDENTALES

“EZEQUIEL ZAMORA”

VICERRECTORADO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO SOCIAL

PROGRAMA: INGENIERÍA, ARQUITECTURA Y TECNOLOGIA

CARRERA: INGENIERIA DE PETRÓLEO

METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL:

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

(BCP)

BARINAS, JUNIO DE 2013.

PROF: ING. JORGE MOLINA.











(BCP).

BARINAS, JUNIO DE 2013.

AUTORES:

ASUAJE LISETH 21.255.750 [email protected]

CASTILLO OSWALDO 20.867.762 [email protected]

FONSECA MARIA I. 17.983.393 [email protected]

MONAGAS ANA 20.963.873 [email protected]

PRADA JUAN C. 19.637.749 [email protected]

ROSALES DANIEL 20.767.804 [email protected]

SALAZAR VERONICA 19.613.039 [email protected]

TERAN MARIA C. 21.167.608 [email protected]

NOMBRE Y APELLIDO C.I.V. CORREO



CONTENIDO

Pág.

RESUMEN 8

INTRODUCCION. 9

DESARROLLO

PARTE I: RESEÑA HISTÓRICA. 10

PARTE II: DEFINICIÓN Y FUNCIONAMIENTO. 11

PARTE III: APLICACIONES, VENTAJAS Y DESVENTAJAS 16

PARTE IV: CARACTERÍSTICAS. 20

� Presión en la bomba- Distribución y efectos: 20

� Requerimientos de Torque y Potencia 22

PARTE V:COMPONENTES. 23

5.1.- Equipos de Subsuelo o Fondo: 24

5.1.1.- Elastómeros: 24

5.1.1.2.- Propiedades mecánicas mínimas requeridas. 25

5.1.1.3.- Condiciones de elastómeros para PCP: 25

5.1.1.4.- Tipos de Elastómeros: 26

5.1.1.5.- Elastómeros para petróleo: 28

5.1.2.- Estator PCP: 31

5.1.3.- Elementos de la sarta de varillas de bombeo. 32

5.1.3.1.- Rotor: 32

5.1.3.2.-Trozo de Maniobra: 33

5.1.3.3.- Varillas de bombeo API: 33

5.1.3.4.- Varillas de Bombeo no Convencionales: 33

5.1.3.5.- Vástago: 34

5.1.4.- Niple de Paro: 34

5.1.5.- Niple Intermedio: 35

5.1.6.- Anclas de Gas: 36

5.1.7.-Caño filtro: 38

5.1.8.- Ancla de Torque: 38



5.1.9.- Zapato Probador de Hermeticidad: 39

5.1.10.- Centralizadores de Cabillas: 40

5.1.11.-Niples de Drenaje: 40

5.1.12.- Niples “X”: 41

5.2.- Instalación de Superficie: 41

5.2.1.- Cabezal de Rotación: 43

5.2.2.- Motovariadores Mecánicos: 49

5.2.3.- Motorreductores: 50

5.2.4.- Variadores de Frecuencia: 52

5.2.5.- Sistema de transmisión: 54

5.2.5.1.- Sistema de Correas y Poleas: 55

5.2.5.2.-Sistema de transmisión a engranajes. 55

5.2.6.- Sistema de Frenado: 59

5.3.- Dimensionamiento de los Equipos: 62

5.4.- Instalación de Equipos: 62

5.4.1.- Instalación de Equipos de Subsuelo. 64

5.4.1.1.-Conexión del niple de paro. 64

5.4.1.2.-Conexión del niple de maniobra al estator. 64

5.4.1.4.- Conexión del rotor a la sarta de cabillas. 64

5.4.1.5. Bajada de la sarta de cabillas. 65

5.4.1.6.- Espaciamiento del Rotor: 66

5.4.2.- Instalación Equipos de Superficie: 67

5.4.2.1.- Instalación del cabezal de rotación y

motorreductor. 67

5.4.2.2.- Instalación de equipos de polea y correas. 68

PARTE VI: CLASIFICACIÓN DE LAS BCP. 72

6.1.- Bombas Tubulares: 72

6.2.- Bombas tipo Insertable: 73

6.3.- Bombas de geometría simple; 73

6.4.- Bombas Multilobulares: 73



6.5.- Bombas de Alto Caudal: 74

6.6.- Bombas de gran altura (head): 74

PARTE VII: PRINCIPIOS BÁSICOS DE PRODUCCIÓN. 75

PARTE VIII: TÍPICOS PROBLEMAS DE OPERACIÓN EN

SISTEMAS 82

PARTE IX: MANTENIMIENTO DE LOS EQUIPOS. 90

PARTE X: DIAGNÓSTICO DE FALLAS (POST MORTEM). 91

10.1.- Fallas en los rotores. 92

10.2.- Falla en los elastómeros. 93

PARTE XI: ALMACENAMIENTO Y MANEJO DE EQUIPOS. 94

11.1.- Equipos nuevos: 94

11.1.1.- Cuidados para preservar rotores nuevos. 94

11.1.2.- Cuidados para preservar estatores nuevos. 94

11.2.- Equipos usados 95

11.2.1.- Recuperación y cuidados de rotores usados. 95

11.2.2.- Recuperación y cuidados de estatores usados. 95

11.3.- Reutilización de equipos. 95

PARTE XII APLICACIONES ESPECIALES. 96

12.1.- Bombas tipo Insertables. 97

12.2.- Bombas Multilobulares. 97

12.3.- Bombas con motor eléctrico de fondo. 97

12.4.- Bombas Metálicas. 101

12.5.- Bombas con Elastómeros de espesor constante 102

CONCLUSIÓN 104

BIBLIGRAFÍA 105



ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura Nº1: Bomba de desplazamiento positivo 13

Figura Nº2: Geometría Interna de la BCP. 14

Figura Nº3: Disposición Rotor/Estator en una BCP. 16

Figura Nº 4: Combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro

de la bomba. 21

Figura Nº5: Componentes de subsuelo de una BCP. 23

Figura Nº6: Elastómeros. 24

Figuras N°8 (A y B) Cortes Transversales de un rotor 30

Figura N°7: Cortes longitudinales de un estator. 31

Figura N° 9.Niples de Paro. 35

Figura Nº10: Ancla de Gas. 36

Figura Nº11: Torque de Ancla 39

Figura Nº12: Centralizadores de Cabillas 40

Figura Nº13: Equipo de Superficie poleas y Correas 43

Figura Nº14: Descripción de las partes del cabezal para BCP 46

Figura Nº15: Cabezal de Rotación. 48

Figura N°16. Cabezal de Rotación utilizado en Occidente. 49

Figura Nº17: Evolución de los equipos de Superficie. 51

Figura Nº18: Variadores de Frecuencia. 53

Figura Nº19: Diagrama del Sistema de Transmisión 54

Figura Nº20: Sistema de Poleas y Correas. 56

Figura Nº21: Cabezal VH – 100 HP, detalles de los rodamientos y

componentes externos. 57

Figura Nº22.A: Velocidades de rotación del proceso de Back-Spin. 60

Figura Nº22.B: Daños severos al equipo de superficie. 60

Figura Nº23: Frenos de accionamiento Hidráulicos. 62

Figura Nº24:Completaciones en bombas de cavidades progresivas. 71



Figura Nº 25: Esquema de un pozo en condiciones estáticas. 75

Figura Nº 26: Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. 76

Figura Nº27: Índice de productividad constante. 78

Figura Nº28: Índice de productividad Variable. 79

Figura Nº29: IPR compuesta para yacimientos sub-saturados. 81

Figura Nº30: Esquema de una BCP con motor de Fondo. 100

Figura Nº31: BCP Metálica. 101

Figura Nº32: Sección de una BCP tipo CTR. 104

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla Nº1: Resultados obtenidos del Método BCP. 19

Tabla Nº2: Características de algunos elastómeros 27

Tabla N° 3: Características de otros materiales usados en los Estatores BCP 30

Tabla N°4: Equipos Integrados, especificaciones 56

Tabla Nº5: Dimensionamiento de los Equipos. 62

Tabla Nº6: Torques óptimos recomendados para diferentes tubulares. 66

Tabla Nº7: Torques recomendados para las cabillas en función del diámetro. 67

Tabla Nº8: Bajo caudal y Baja eficiencia volumétrica. 83

Tabla Nº9: Caudal intermedio. Baja eficiencia volumétrica. 84

Tabla Nº10: Caudal intermitente. Pobre volumétrica eficiencia. 85

Tabla Nº11: Sin producción. Perdida de velocidad gradual 86

Tabla Nº12:Sin producción 87

Tabla Nº13:Perdida a través del sistema de sello. 87

Tabla Nº14:Correas cortadas frecuentemente. 88

Tabla Nº15:Nivel de aceite 88

Tabla Nº16:. Perdida a través del sistema del sellado del vástago 89

Tabla Nº17:Temperatura del aceite del cabezal. 89

Tabla Nº18: Identificación de fallas en Rotores. 92

Tabla Nº19: Identificación de fallas en elastómeros 93











(BCP).

RESUMEN

Cuando el yacimiento no tiene la suficiente energía para levantar los fluidos, es necesaria la instalación de un sistema de levantamiento artificial que adicione presión y lleve los fluidos hasta la superficie. El propósito la bomba PCP es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, y maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento provocando así, mayor afluencia de fluidos. El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aún si estos transportan partículas sólidas, y/o flujos bifásicos de gas y petróleoEstas bombas de desplazamiento positivo consisten en un rotor de acero helicoidal y un estator de elastómero sintético pegado internamente a un tubo de acero.Los métodos de levantamiento artificial más comunes al comienzo de la industria petrolera eran: bombeo mecánico convencional (BMC) para crudos pesados y levantamiento por gas (GL) para crudos medianos y livianos. Posteriormente comienza la aplicación en campo, de métodos no convencionales, tales como el bombeo electro sumergible (BES) y el bombeo por cavidades progresivas (BCP). El desarrollo de este trabajo se enfatizará totalmente sobre este último, el cual es muy utilizado en la industria petrolera por los beneficios que genera su aplicación.

AUTORES: ASUAJE L,CASTILLO O,FONSECA M. MONAGAS A, PRADA J, ROSALES D, SALAZAR V, TERAN M.



INTRODUCCION.

Los métodos de levantamiento artificial más comunes al comienzo de la industria petrolera eran: bombeo mecánico convencional (BMC) para crudos pesados y levantamiento por gas (GL) para crudos medianos y livianos. Posteriormente comienza la aplicación en campo, de métodos no convencionales, tales como el bombeo electro sumergible (BES) y el bombeo por cavidades progresivas (BCP).

Una Bomba de cavidad progresiva consiste en una bomba de desplazamiento positivo, engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son un rotor metálico y un estator cuyo material es elastómero. El crudo es desplazado en forma continua entre los filamentos de tornillo del rotor y desplazado axialmente mientras que el tornillo rota. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como también es ideal para manejar crudos de mediano y bajo Grado API.

Es de interés mencionar que cuando el yacimiento tiene la suficiente energía, llámese presión, para levantar estos fluidos hasta la superficie, se dice que el pozo produce en forma natural. Cuando esto no es posible, es decir, el yacimiento solo tiene la presión necesaria para levantar los fluidos hasta cierto nivel dentro del pozo, es necesaria la instalación de un sistema de levantamiento artificial, que adicione presión para poder llevar los fluidos hasta la superficie.

El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objetivo de minimizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos. El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Es una bomba que accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aun si estos transportan partículas sólidas y fluidos bifásicos de gas y petróleo.



PARTE I:

RESEÑA HISTÓRICA.

Historia del Bombeo de Cavidad Progresiva y aplicaciones.

La Bomba de Cavidades Progresivas (B.C.P.) fue inventada en 1932 por un

Ingeniero Aeronáutico Francés llamado René Moineau, quién estableció la empresa

llamada PCM POMPES S.A. para la fabricación de la misma.

A fines de los años `20, Rene Moineau desarrolló el concepto inspirado en el

funcionamiento del tornillo de Arquímedes para una serie de bombas helicoidales.

Una de ellas tomó el nombre con el cual hoy es conocido, ProgressingCavityPump

(PCP).

En sus inicios, estas bombas fueron ampliamente utilizadas como bombas de

superficie especialmente para el bombeo de mezclas viscosas. Actualmente, el

mayor número de bombas de cavidades progresivas instaladas para la extracción de

petróleo se encuentran en Canadá.

Las primeras Bombas de Cavidades Progresivas (B.C.P. de subsuelo)

utilizadas en Canadá fueron instaladas en 1979 en pozos de petróleo con alto

contenido de arena y bajas gravedades API (crudos pesados). En la actualidad, se

utilizan también en pozos productores de crudos medianos y livianos, especialmente

con alto contenido de agua.

En Venezuela, las Bombas de Cavidades Progresivas de subsuelo

comenzaron a evaluarse a mediados de los años 80. Los resultados no fueron del

todo satisfactorios y esto se debió en gran parte a lo relativamente incipiente de la



tecnología en el país y al desconocimiento del alcance y limitaciones del sistema.

Hoy en día, se cuenta con instalaciones exitosas en pozos de crudos viscosos; bajos

y medianos; y aplicaciones a moderadas profundidades.

El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primera opción

a considerar en la explotación de pozos productores de petróleo por su relativa baja

inversión inicial; bajos costos de transporte, instalación, operación y mantenimiento;

bajo impacto visual, muy bajos niveles de ruido y mínimos requerimientos de espacio

físico tanto en el pozo como en almacén.

PARTE II:

DEFINICIÓN Y FUNCIONAMIENTO.

La Bomba de Cavidades Progresivas (BCP o PCP por sus siglas en inglés)

está constituida por dos piezas longitudinales enforma de hélice, una que gira en

contacto permanente dentro de laotra que está fija, formando un engranaje helicoidal.

Las BCP representan un método de Levantamiento Artificial de crudos

pesados, medianos y livianos que ofrece una amplia versatilidad, alta eficiencia y

bajo costo. La geometría simple de este tipo de bombas constituidas principalmente

por un rotor metálico y un estator elastomérico le confieren al sistema tales ventajas.

1. El rotor metálico, es la pieza interna conformada por una solahélice

2. El estator, la parte externa está constituida por una camisa deacero revestida

internamente por un elastómero(goma),moldeado en forma de hélice enfrentadas

entre sí, cuyos pasosson el doble del paso de la hélice del rotor.

El Rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que

transmite el movimiento rotativo a la sarta de Cabillas la cual, a su vez, se encuentra

conectada al Rotor. El Estator es el componente estático de la bomba y contiene un

polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación

elástica llamado Elastómero.



El funcionamiento de las BCP utiliza un Rotor de forma helicoidal de n lóbulos

dentro de un Estator en forma de helicoide de n+1 lóbulos. Las dimensiones del

Rotor y el Estator están diseñadas de manera que producen una interferencia, la cual

crea líneas de sello que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas cavidades se

desplazan (o progresan), en un movimiento combinado de traslación y rotación, que

se manifiesta en un desplazamiento helicoidal de las cavidades desde la succión de

la bomba, hasta su descarga.

Se cuenta con diversos arreglos de materiales y geometría, sin embargo la

utilizada en la Industria Petrolera Nacional es la de un Rotor metálico de un lóbulo en

un Estator con un material elástico (Elastómero) de dos lóbulos.El estator y el rotor

no son concéntricos y el movimiento del rotor es combinado, uno rotacional sobre su

propio eje y otro rotacional (en dirección opuesta a su propio eje) alrededor el eje del

estator. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades

idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas

cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator (succión) hasta la

descarga, generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido

a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo, es

de desplazamiento positivo.

Estas bombas de desplazamiento positivo consisten en un rotor de acero

helicoidal y un estator de elastómero sintético pegado internamente a un tubo de

acero.

El estator se instala en el pozo conectado al fondo de la tubería de producción,

a la vez que el rotor está conectado al final de la sarta de cabillas.


Figura Nº1:Bomba de desplazamiento positivo, tomado de

Fundamentales para diseños


Completación y Reacondicionamiento de Pozos.

Bomba de desplazamiento positivo, tomado de

Fundamentales para diseños de bombas PCP.

OGRESIVA (BCP).

Bomba de desplazamiento positivo, tomado de Principios

de bombas PCP.



Figura Nº2:Geometría Interna de la BCP. Tomado de “PcpumpHandbook”

La geometría del sello helicoidal formado por el rotor y el estator están

definidos por los siguientesparámetros:

D: Diámetro mayor delrotor(diámetro nominal).

dr: Diámetro de la sección transversal del rotor.

E:Excentricidad del rotor.

Ps: Paso del estator (long de la cavidad = long de la etapa).

Pr: Paso del rotor.

Cada ciclo de rotación del rotor produce dos cavidades de fluido. La sección

de esta cavidad es:

A = 4 .d. E.



El área es constante, y a velocidad de rotación constante, el caudal es

uniforme. Esta es una importantecaracterística del sistema que lo diferencia del

bombeo alternativo con descarga pulsante. Esta acción debombeo puede

asemejarse a la de un pistón moviéndose a través de un cilindro de longitud infinita.

La mínima longitud requerida por la bomba para crear un efecto de acción de

bombeo es un paso, ésta esentonces una bomba de una etapa. Cada longitud

adicional de paso da por resultado una etapa más.El desplazamiento de la bomba,

es el volumen producido por cada vuelta del rotor (es función del área y dela longitud

de la cavidad).

V = A.P = 4 .dr. E. Ps

En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a la

velocidad de rotación N:

Q = V. N = 4 .dr. E. Ps. N

La capacidad de la bomba PCP para vencer una determinada presiónestá

dada por las líneas de sello hidráulico formados entre rotor- estator.Para obtener

esas líneas de sello se requiere unainterferenciaentre rotor/estator, es decir una

compresión entre rotor yestator.

La Figura N° 3muestra un dibujo tridimensional donde se aprecian la forma y

posición de las cavidades formadas entre el Rotor y el Estator. Nótese que en un

mismo plano transversal siempre pueden definirse dos cavidades, y que el área de

estas dos cavidades se complementan, es decir, cuando una es máxima la otra es

mínima, de modo que el área transversal total es siempre constante.



Figura Nº3: Disposición Rotor/Estator en una BCP. Tomada de “Bombeo de Cavidad

Progresiva ESP Oil”.

La distribución de efectos es dada por la cantidad de veces que la línea de

sellos se repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada

para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor número de

etapas, mayor es la capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden

presentar distintas combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro

de la bomba.

PARTE III:

APLICACIONES, VENTAJAS Y DESVENTAJAS

En 1979, algunos operadores de Canadá, de yacimientos con petróleos

viscosos y alto contenido de arena, comenzaron a experimentar con bombas de

cavidades progresivas. Muy pronto, las fábricas comenzaron con importantes

avances en términos de capacidad, presión de trabajo y tipos de elastómeros.



Algunos de los avances logrados y que en la actualidad juegan un papel importante,

han extendido su rango de aplicación que incluyen:

• Producción de petróleos pesados y bitúmenes (< 18ºAPI) con cortes de

arena hasta un 50 %.

• Producción de crudos medios (18-30 º API) con limitaciones en el % de

SH2.

• Petróleos livianos (>30º API) con limitaciones en aromáticos.

• Producción de pozos con altos % de agua y altas producciones brutas,

asociadas a proyectos avanzados de recuperaciónSecundaria (por

inyección de agua)

En los últimos años las PCP han experimentado un incremento gradual como

un método de extracción artificial común. Sin embargo las bombas de cavidades

progresivas están recién en su infancia si las comparamos con los otros métodos de

extracción artificial como las bombas electrosumergibles o el bombeo mecánico. Los

sistemas PCP tienen algunas características únicas qua los hacen ventajosos con

respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más

importantes es su alta eficiencia total.

Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60%. Otras ventajas

adicionales de los sistemas PCP son:

• Habilidad para producir fluidos altamente viscosos.

• Habilidad para producir con altas concentraciones de arena.

• Habilidad para tolerar altos porcentajes de gas libre (no se bloquea).

• Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de

las partes móviles.

• Muy buena resistencia a la abrasión.

• Bajos costos de inversión inicial.



• Bajos costos de energía.

• Demanda constante de energía (no hay fluctuaciones en el consumo).

• Simple instalación y operación.

• Bajo mantenimiento.

• Equipos de superficie de pequeñas dimensiones.

• Bajo nivel de ruido.

Los sistemas PCP también tienen algunas desventajas en comparación con

los otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las

capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la

compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con

el contenido de componentes aromáticos.

A continuación se presentan varias de las desventajas de los sistemas PCP:

• Capacidad de desplazamiento real de hasta 2000 Bls/dia o 320 m3/dia

(máximo de 4000 Bls/día o 640 m3/día).

• Capacidad de elevación real de hasta 6000 pies o 1850 metros (máximo de

1050 pies o 3500 metros).

• Resistencia a la temperatura de hasta 280 'F o 138 °C (máxima de 350 °F o

178 °C).

• Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastómeros pueden hincharse o

deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por periodos prolongados de

tiempo).

• Opera con bajas capacidades volumétricas cuando se producen cantidades de

gas libre considerables (evitando una buena lubricación).

• Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco

por periodos de tiempo relativamente cortos.

• Desgaste por contacto entre las varillas de bombeo y la tubería de producción

puede tornarse un problema grave en pozos direccionales y horizontales.



• La mayoría de los sistemas requieren la remoción de la tubería de producción

para sustituir la bomba.

• Los sistemas están propensos a altas vibraciones en el caso de operar a altas

velocidades requiriendo el uso de anclas de tubería y estabilizadores o

centralizadores de varillas de bombeo.

• Poca experiencia en el diseño, instalación y operación del sistema.

Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con el

desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los

equipos.

En su aplicación correcta, los sistemas con bombas de cavidad progresiva

proveen el más económico método de levantamiento artificial si se configura y opera

apropiadamente.

A continuación se muestran las estadísticas de las aplicaciones del bombeo por

cavidades progresivas para Venezuela e internacionalmente. Nótese que se han

alcanzado periodos de operación superiores a los 8 años, aplicaciones en pozos

horizontales en las cuales la bomba se instaló en una sección a noventa grados con

respecto a la vertical, gravedades API de hasta 45°, profundidades superiores a los

9000 pies y viscosidades de hasta 100.000 cps.

PAÍS

VARIABLE

RESULTADOS OBTENIDOS

EQUIPO /

MATERIAL OBSERVACIONES

Venezuela Producción Total 525 MBls

Bombas serie 5”

Asociada a 150 bombas instaladas

Canadá Mayor Tasa/pozo

5270 b/d Bomba Multilóbulo

Pozos productores de agua.

California, USA

Mayor desviación

Posición Horizontal

Bomba 300TP1300

DogLeg de hasta 15 ° / 100 pies.

Texas, USA

Crudo mas liviano

Gravedad API de 45°

Elastómero usado: 199

Temperatura 140° F

Canadá Mayor contenido

70 % en Volumen


Duración promedio de 6 a 9



de arena meses.

Canadá Mayor contenido de H2S

Hasta un 7 % de H2S


Temperatura 46 °C

Canadá Mayor vida útil

99 meses (mas de 8 años)

Bomba 240TP600

Elastómero 159

Ecuador Profundidad de la bomba

Mayor de 9800 pies

Bomba 180TP3000

Canadá Crudo mas pesado

Gravedad API de 8°

Bomba 660TP2000

Viscosidad 100.000 cps.

Argentina Mayor Temperatura

260 °F / 127 °C Elastómero 159

Bomba 300TP1800

Texas Mayor contenido de aromáticos

15% de aromáticos solventes

Elastómero 204

Bomba 200TP1800

Wyoming Mayor contenido de CO2

30% de contenido de CO2

Elastómero 159

Bomba 200TP1800

Tabla Nº1: Resultados obtenidos del Metodo BCP. Tomado de “Bombeo de

Cavidad Progresiva ESP Oil”.

PARTE IV:

CARACTERÍSTICAS.

� Presión en la bomba- Distribución y efectos:

La presión desarrollada dentro de la bomba depende básicamente de dos

factores:

- Número de líneas de sello (etapas).

- Interferencia o compresión entre rotor y estator.

La mayor o menor interferencia, o compresión entre rotor y estator se puede

lograr en principio variando eldiámetro nominal del rotor. A su vez, la expansión del



elastómero durante el proceso de producción haceque la interferencia aumente, lo

cual se deberá tener en cuenta para elegir la mejor combinación entre rotor

yestator.La expansión del elastómero se puede dar por:

- Expansión térmica(por la temperatura del fondo de pozo o debido a la energía

térmicagenerada por deformación cíclica-Histéresis).

- Expansión química.

La cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de

etapas de la bomba. Cada etapaestá diseñada para soportar una determinada

presión diferencial, por lo tanto a mayor Nº de etapas, mayores la capacidad para

vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar distintas combinaciones

queafectan a la distribución de la presión dentro de la bomba:

Figura Nº 4: Combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro

de la bomba. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.



� Requerimientos de Torque y Potencia

Al transmitir la rotación al rotor desde superficie a través de las varillas de

bombeo, la potencia necesariapara elevar el fluido me genera un torque el cual tiene

la siguiente expresión:

Torque = K * Potencia / N

K= Constante de pasaje de unidades.

Potencia= Potencia Suministrada.

N= velocidad de operación.

El torque requerido tiene la siguiente composición:

Torque total: Torque Hidráulico + Torque fricción + Torque resistivo

- Torque hidráulico, función de (presión de boca de pozo, presión por pérdida

de carga, presión por presión diferencial).

- Torque por fricción en bomba, fricción entre rotor y estator. Este parámetro

se puede obtener de las mediciones realizadas en un test de banco.

- Torque resistivo, fricción entre varillas y tubing. El máximo torque resistivo

estáenboca de pozo.



PARTE V:

COMPONENTES.

Las bombas de cavidades progresivas (PCP) son bombas de desplazamiento

positivo la cual consiste, como se explicó anteriormente, en un rotor de acero de

forma helicoidal y un estator de elastómero sintético moldeado dentro de un tubo de

acero. El estator es bajado al fondo del pozo formando parte del extremo inferior de

la columna de tubos de producción (tubings), mientras que el rotor es conectado y

bajado junto a las varillas de bombeo. La rotación del rotor dentro del estator es

transmitida por las varillas de bombeo, cuyo movimiento es generado en superficie

por un cabezal.

Figura Nº5: Componentes de subsuelo de una BCP. Tomado de “PcpumpHandbook”.



5.1.-Equipos de Subsuelo o Fondo:

5.1.1.- Elastómeros:

Son la base del sistema PCP en el que está moldeado el perfil de doble hélice

del estator. De su correctadeterminación y su interferencia con el rotor depende en

gran medida la vida útil de la PCP. Consiste en un elemento que puede ser estirado

un mínimo de 2(dos) veces su longitud y recuperar inmediatamente sudimensión

original.

El Elastómero constituye el elemento más “delicado” de la Bomba de

Cavidades Progresivas y de su adecuada selección depende en una gran medida el

éxito o fracaso de esta aplicación.

El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un Polímero de alto

peso molecular con la propiedad de deformarse y recuperarse elásticamente, esta

propiedad se conoce como resiliencia o memoria, y es la que hace posible que se

produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator la cual determina la hermeticidad

entre cavidades contiguas y en consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo).

Figura Nº6: Elastómeros. Tomado de Principios Fundamentales para diseños

de bombas PCP.



Los Elastómeros deben presentar resistencia química para manejar los fluidos

producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la

abrasión.

5.1.1.2.- Propiedades mecánicas mínimas requeridas.

• Hinchamiento: del 3 al 7% (máximo).

• Dureza Shore A: 55 a 78 puntos.

• Resistencia Tensíl: Mayor a 55 Mpascal.

• Elongación a la ruptura: Mayor al 500%

• Resistencia a la fatiga: Mayor a 55.000 ciclos

• Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm.

5.1.1.3.- Condiciones de elastómeros para PCP:

• Resistencia a la fatiga: (hasta 500.000.000 de ciclos acumulados de

deformación cíclica).

• Elasticidad:Fuerza necesaria por unidad de superficie para estirar una

unidad de longitud.

• Dureza Shore “A”:Fuerza requerida para deformar la superficie del

elastómero.

• Resistencia al corte: Fuerza necesaria para cortar la muestra en

condiciones ASTM.

• Resistencia al desgarramiento.

• Resistencia a la abrasión.

• Resiliencia:Velocidad para volver a la forma original, para poder volver a

sellar las cavidades.

• Permeabilidad:Para evitar la descompresión explosiva, en paros de

producción de pozos con gas libre en la succión de la bomba.



5.1.1.4.-Tipos de Elastómeros:

• Elastómero 198:

Un butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho). Este Elastómero

fue desarrollado para obtener una mayor resistencia al H2S y a mayor

temperatura que la del caucho. La resistencia a la abrasión es buena. El

módulo de corte es excelente. La resistencia a los aromáticos no es tan buena

como la de los Elastómeros tipo caucho. La temperatura máxima de servicio

recomendada es de 160 °C (320 °F), sin embargo, sigue siendo probado al

respecto.


Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 50% de nitrílo. Su resistencia

a los aromáticos es buena, se ha utilizado con éxito en fluidos con 13% de

aromáticos a 40 °C (104 °F). Su resistencia a la abrasión es baja. El módulo

de corte es excelente y su resistencia a la temperatura es levemente mejor a

la del 159.


Es un co-polimerofurocarbono butadieno. Este Elastómero fue desarrollado

para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a los gases ácidos (CO2 y

H2S). Algunas bombas fabricadas con este Elastómero han operado por 3

años en pozos con 28% de CO2, 3% de H2S en el gas y 3% de aromáticos en

el crudo. Los ensayos de campo continúan.

El módulo de corte es muy bajo, el módulo de desgarramiento es bueno.

Se debe utilizar una baja interferencia entre el Rotor y el Elastómero




Es un butadieno-acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo. Este Elastómero

fue desarrollado para crudos pesados con alto contenido de arena. La

resistencia a la abrasión es buena (dureza Shore A = 58).


Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo. Su distribuidor

(y fabricante) lo utiliza como estándar para comparación de la solidez y

resistencia química de los Elastómeros.

En la siguiente tabla se resume el desempeño de los Elastómeros

presentados anteriormente, se debe destacar que la nomenclatura es propia del

fabricante y que la misma, la formulación (y por ende las propiedades) varían de un

fabricante a otro.

159 194 198 199 204

Abrasión B A A C B

Ampollas de

gas

A B B A A

Crudos

Pesados

A A B C B

Crudos

Medianos

A B B A B

Crudos

Livianos

C C C A A

Aromáticos B C C A A

CO2 B C B B A



H2S B B A B A

Pozos de agua B C C C C

Temp. Max (ºC) 120 100 160 110 80

Temp. Max (ºF) 248 212 320 230 176

Escala: A: Excelente B: AceptableC: Insatisfactorio.

Tabla Nº2: Características de algunos elastómeros. Tomado de “Bombeo de


5.1.1.5.- Elastómeros para petróleo:

Los Elastómeros más utilizados en la aplicación BCP, poseen base Nitrílica

(convencionales), Hidrogenación Catalítica (Elastómeros Hidrogenados) o

Fluoelastómeros.

• Caucho NBR o base nitrílica (nitrilebutadienerubber):

Cadenas copolímeras de butadieno y acrilonitrilo (acn).El butadieno posee un

doble enlace tenso de carbono que favorece las reacciones químicas que

permitenagregar aditivos que mejoran sus propiedades. Este proceso se da en

la vulcanización. Los aditivos se mezclan mecánicamente y luego se moldea y

vulcaniza la mezcla para acelerar el proceso de formación de los enlaces.

Se utilizan más de una docena de aditivos en cada compuesto específico de

caucho, tales como azufre que provee enlaces, reducidores de fricción, catalizadores

de vulcanizado, etc.

- a > % de ACN > resistencia a los Aromáticos y al CO2.

- a > % de carbono > resistencia mecánica.

- baja resistencia al SH2 (continua con el proceso de vulcanizado).



- oleófilos: tienden a absorber petróleo.

- baja resistencia al agua caliente.

• HNBR Nitrílico hidrogenado (hydrogenatednitrilebutadienerubber).

- Buena resistencia al SH2: el hidrógeno satura el triple enlace del ACN.

- Muy buena resistencia a la temperatura.

- Propiedades mecánicas medias.

- Descompresión explosiva: pobre.

- Baja resistencia a los Aromáticos y al CO2.

- Muy baja resistencia al agua caliente.

-

• Fluorocarbono – fkm (viton):

- Excelente resistencia a los Aromáticos y al CO2.

- Excelente resistencia a la temperatura.

- Buena resistencia al SH2.

- Resistencia a la abrasión pobre.

- Propiedades mecánicas medias.

- Descompresión explosiva pobre.

- Muy baja resistencia al agua caliente.

- Difícil de moldear para PCP.

- Hoy solo moldeable en bombas de paso largo.

Los cambios más comunes en las propiedades mecánicas de los Elastómeros

son: el Hinchamiento, el Endurecimiento y el Reblandecimiento.

Estos elastómeros son clasificados como “bajo contenido de acrilo-nitrilo (NBRA)”,

contenido medio de acrilo-nitrilo (NBRM), nitrílos hidrogenados (HNBR) y Vitón.

La siguiente tabla muestra el desempeño de estos materiales.



NBRA NBRM HNBR VITON

Resistencia Mecánica ++ + + -

Resistencia a la

abrasión

+ ++ ++ -

Tolerancia al CO2 - - - +

Tolerancia al H2S - - - + -

Tolerancia a

aromáticos

++ - + +++

Alta temperatura - - + ++

Escala: (+++Excelente)(++ Muy Bueno)(+ Bueno)(- Pobre)(-- Muy Pobre).

TABLA N° 3: Características de otros materiales usados en los Estatores

BCP.“Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

Los elastómeros se construyen de materiales vivos, sus propiedades pueden

verse afectados de manera adversa por:

a) Los parámetros que caracterizan el fluido del pozo tales como:

- Gravedad del crudo

- Temperatura de profundidad de la bomba

- Corte de agua

- Relación gas liquido

b) La presencia de agentes físicos o químicos, tales como:



- Partículas abrasivas

- Agentes agresivos

- Solventes aromáticos

- CO2 y H2S

5.1.2.- Estator PCP:

Es la parte externa está constituida por una camisa de acero revestida

internamente por unelastómero(goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas

entre si, cuyos pasos son el doble del paso dela hélice del rotor.

Figura N°7: Cortes longitudinales de un estator. Tomados de “Bombeo de Cavidad

Progresiva ESP Oil” y Principios Fundamentales para diseños de bombas PCP.


5.1.3.- Elementos de la sarta de varillas de bombeo.

Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego

de ser mecanizado se recubre con una capa de un mater

trata de un recubrimiento con un proceso

electro químico de cromado. Mientras que

los Estatores de un mismo modelo de

bomba, fabricados con el mismo

Elastómero, son todos idénticos, los

rotores se mecanizan con varios

diámetros y se recubren de varios

espesores de cromado. Las variaciones

de estos dos parámetros diámetro y

espesor, son los que permiten un ajuste

fino de la interferencia.

Estando el estator y el rotor al mismo

nivel sus extremos inferiores, el pin del

rotor sobresale delestator

aproximadamente unos 460mm a 520mm. Este dato permite verificar en muchos

casos si elespaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena

sea escasa, esta deja muchasveces marcada la hélice del rotor. De este modo, al

Figura N°8.A: Cortes transversales de un Rotor. Tomado de “Bombeo de Cavidad

Progresiva ESP Oil”



de la sarta de varillas de bombeo.

5.1.3.1.- Rotor:

El rotor está fabricado con acero de alta

resistencia mecanizado con precisión y

recubierto con una capa de material

altamente resistente a la abrasión. Se

conecta a la sarta de cabillas (bombas

tipo Tubular) las cuales le transmiten el

movimiento de rotación desde la

superficie (accionamiento o impulsor). Un


de ser mecanizado se recubre con una capa de un material duro. Generalmente se

trata de un recubrimiento con un proceso

electro químico de cromado. Mientras que

los Estatores de un mismo modelo de

bomba, fabricados con el mismo

Elastómero, son todos idénticos, los

rotores se mecanizan con varios

se recubren de varios

espesores de cromado. Las variaciones

de estos dos parámetros diámetro y

espesor, son los que permiten un ajuste

Estando el estator y el rotor al mismo

nivel sus extremos inferiores, el pin del

rotor sobresale delestator


casos si elespaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena


Cortes transversales de un “Bombeo de Cavidad

Progresiva ESP Oil”

OGRESIVA (BCP).

El rotor está fabricado con acero de alta

resistencia mecanizado con precisión y

recubierto con una capa de material

altamente resistente a la abrasión. Se

conecta a la sarta de cabillas (bombas

tipo Tubular) las cuales le transmiten el

movimiento de rotación desde la

superficie (accionamiento o impulsor). Un


ial duro. Generalmente se


casos si elespaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena, aunque




retirar el rotor por cualquier motivo, se puede observar en que punto estuvo

trabajando dentro del estator, partiendo del extremo superior del rotor.

5.1.3.2.-Trozo de Maniobra:

Es muy importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por

encima delrotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las

250rpm. Cuando se instala unavarilla, debido a su largo y al movimiento excéntrico

del rotor que se transmite directamente a ella, tiende adoblarse y rozar contra las

paredes del último tubing. El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad dellargo

de la varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro.

5.1.3.3.- Varillas de bombeo API:

Son varillas de acero, enroscadas unas con otras por medio de

cuplas,formando la mencionada sarta, que va desde la bomba hasta la superficie.

Los diámetros máximos utilizadosestán limitados por el diámetro interior de los

tubings, utilizándose por ejemplo diámetros de 7/8” o 1” (cuplasslimhole) en tubings

27/8”. Su longitud puede ser de 25´o 30´.

5.1.3.4.- Varillas de Bombeo no Convencionales:

Podemos mencionar las barras huecas (hollowrods) lascuales sumadas a una

conexión Premium ofrece entre otras ventajas, una mayor capacidad de

transmisiónde torque que una varilla API. También podemos mencionar las varillas

continuas las cuales ofrecen entreotras ventajas, su maniobrabilidad, posibilidad de

usar mayor diámetro de varillas en tubingsslim-hole (notienen cuplas) y por este

mismo motivo, un menor desgaste entre varillas y tubings.



5.1.3.5.- Vástago:

El extremo superior de la sarta se completa con un vástago cromado

enroscado a las varillas, elcual va empaquetado en superficie, por medio de un

dispositivo”prensa”. Todo esto se conecta al puentede producción. El vástago puede

ser de diferentes medidas. Algunas de las que se utilizan son 1.1/4”; 1.1/2” en

macizos, obien 48 mm en vástagos huecos; dependiendo de la sarta que se tenga en

el pozo y del cabezal que seutilice en superficie.

5.1.4.- Niple de Paro:

Es un tubo de pequeña longitud (corto) el cual se instala bajo el Estator (bombas

tubulares). Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del

estator. Sus funciones:

• Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento.

• Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando.

• Como succión de la bomba.

• Servir de punto de conexión para accesorios tales como Anclas de Gas o

Anti-torque, Filtros de Arena, etc.

• Impedir que el rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo en caso de

producirse rotura o desconexión de estas últimas.

Los más usuales son de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo

superior, que va roscada alestator y una rosca macho de la misma medida en su

extremo inferior, para permitir instalar debajo el anclade torque o cualquier otro

elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante

elespaciamiento.



La siguiente figura muestra los de Niples de Paro distribuidos por dos diferentes

conocidas empresas.

Figura N° 9.Niples de Paro. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

5.1.5.- Niple Intermedio:

Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de lacabeza del rotor con

su cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla,

cuandoel diámetro del tubing no lo permite. En estos casos es imprescindible su

instalación.

Otra ventaja de este niple intermedio o niple de maniobra es que durante las

operaciones (bajada de la completación al pozo) las cuñas, mordazas, llaves de

apriete, etc.; se colocaran en él, en lugar del cuerpo del estator, evitando así

cualquier daño a este último.



5.1.6.- Anclas de Gas:

La eficiencia volumétrica de las BCP, al igual que la de otros tipos de bombas, es

afectada de manera significativa por la presencia de gas libre en su interior.

Anclas de gas es el nombre que comúnmente

se emplea para referirse a los separadores

estáticos gas-líquido de fondo de pozo,

generalmente la separación gas – líquido

ocurre fuera del ancla desviándose el gas al

espacio anular entre el revestidor y la tubería

de producción y el líquido es enviado a la

bomba, sin embargo, las anclas de gas no

son 100% eficientes por lo que una porción

del mismo es arrastrado a su interior y de allí

a la bomba, adicionalmente dentro del ancla

del ancla, por los diferenciales de presión que

allí se originan, ocurren separaciones

adicionales de gas el cual también es conducido a la bomba; algunos diseños

consideran el desalojo de este gas al espacio anular revestidor-eductor.

Aunque existen separadores dinámicos de gas, estos son generalmente

aplicados a bombas electrosumergibles, aprovechando la rotación a alta velocidad de

la bomba para accionar el separador centrífugo. Los separadores estáticos o anclas

de gas más populares en Venezuela son el poorman (o poorboy) y el de copas

(Gilbert-cup). En ambos casos la separación se realiza por efecto de la gravedad,

aprovechando la diferencia de densidades entre las dos fases (líquido y gas). Existen

también separadores estáticos con elementos internos de forma helicoidal (anclas

Dinamix), de modo que inducen una rotación, con el fin de crear un efecto centrífugo

que contribuye con la gravedad en la separación. Sin embargo, este último tipo de

separadores es muy poco usado, ya que son mucho más difíciles de construir y

Figura Nº10: Ancla de Gas. Tomado de “Bombeo de Cavidad




hasta ahora su ventaja frente a los separadores más sencillos no ha sido

comprobada.

En 1995, Podio y McCoy presentaron un nuevo diseño basado en un principio

diferente a los planteados hasta entonces. Estos investigadores observaron el hecho

de que en espacios anulares excéntricos el gas tiende a fluir preferencialmente por la

zona más amplia de este espacio anular. Aprovechando éstefenómeno, diseñaron un

separador excéntrico. La entrada al separador fue colocada en la región más cercana

al revestidor, la cual coincide con la zona de alta concentración de líquido. De esta

manera, se consigue que la mayor separación ocurra fuera del separador y no dentro

de él.

En todos los casos debe tenerse en cuenta que el separador actúa como un

sistema que tiene dos efectos: 1) Separa gas libre, 2) Crea una caída de presión

adicional. El segundo efecto es perjudicial, pues induce una liberación adicional de

gas y aumenta el volumen ocupado por la masa de gas libre. La caída de presión

impuesta por el separador se debe a la fricción y al hecho de que, en algunos casos,

la sola presencia del separador obliga a colocar la bomba más arriba de lo que se

haría si no se colocara este equipo. Estos factores deben analizarse al momento de

decidir si es recomendable el uso de un ancla de gas a la entrada de la bomba.

Se han presentado métodos para estimar la eficiencia de separación y el límite

para el uso de anclas de gas (Schmidth en 1986 y Campbell en 1989) sin embargo

sus conclusiones no pueden ser generalizadas para el caso de crudos muy viscosos,

debido a que algunos de los factores son experimentales y fueron obtenidos con

fluidos de muy baja viscosidad.

Existen casos especiales, como el de los crudo espumantes en la FBO, donde la

separación puramente mecánica es prácticamente imposible, lo cual obliga a la

búsqueda de nuevas maneras de incrementar la eficiencia volumétrica de los



equipos de bombeo, ya que hasta ahora el uso de separadores convencionales ha

constituido una restricción a la entrada de la bomba.

5.1.7.-Caño filtro:

Se utiliza para evitar, en el caso de rotura de estator con desprendimiento de

elastómero,trozos de tamaño regular del mismo queden dentro del espacio anular.

Una vez cambiada la instalación defondo, estos pedazos de elastómero podrán ser

recuperados con un equipo de pulling y no permaneceráenel pozo donde se corre el

peligro que sean succionados nuevamente por la bomba. La condición para

suinstalación es que la suma de las áreas de sus orificios sea igual o mayor a seis

(6) veces el área de succiónde la bomba, es decir seis veces el área del niple de

paro.

5.1.8.- Ancla de Torque:

Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la derecha (vista

desdearriba) se realiza la acción de girar la columna también hacia la derecha, es

decir hacia el sentido dedesenrosque de los caños. A esto se suman las vibraciones

producidas en la columna por las ondasarmónicas ocasionadas por el giro de la

hélice del rotor dentro del estator, vibraciones que son tanto mayorescuanto más

profunda es la instalación de la bomba. La combinación de ambos efectos puede

producir eldesprendimiento del tubing. El ancla de torque evita este problema.

Cuanto más la columna tiende aldesenrosque, más se ajusta el ancla. Debe ir

siempre instalada debajo del estator, elemento de la columnadonde el esfuerzo de

torque es mayor. No siempre es necesaria su instalación, ya que en bombas de

menorcaudal a bajas velocidades o bajas profundidades, no se tienen torques

importantes y o se producen grandes vibraciones. No obstante, es recomendable en

todos los casos.



Figura Nº11: Torque de Ancla. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

5.1.9.- Zapato Probador de Hermeticidad:

En caso de ser instalado (altamente recomendado), se debecolocar siempre

arriba del niple intermedio, para poder probar toda la cañería y además como su

diámetrointerno es menor que el del tubing no permite el paso de centralizadores a

través de él. Para algunas medidasde bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje

interior del mismo es inferior al diámetro del rotor,impidiendo su paso en la bajada.

La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la

hermeticidad, aunque siempreexiste escurrimiento, tanto mayor cuanto mayor sea la

presión total resultante sobre la bomba.La suma de la presión de prueba más la

altura de la columna debe ser tal que no supere la alturamanométrica de la bomba,

para evitar dañarla.



5.1.10.- Centralizadores de Cabillas:

Los centralizadores de cabillas se suelen colocar sólo en aquellos pozos con

desviaciones o inclinaciones muy pronunciadas. Hasta ahora no existe un acuerdo

validado respecto a los criterios para la ubicación de estos dispositivos, sin embargo

el programa del C-FER ofrece una rutina para estimar la colocación mas adecuada

de los mismos en la sarta de cabillas. La Figura N° 12 ilustra algunos centralizadores

de cabillas.

Figura Nº12: Centralizadores de Cabillas. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

5.1.11.-Niples de Drenaje:

Generalmente se utiliza un niple de drenaje para desalojar el crudo de la

tubería de producción en aquellos casos cuando no es posible sacar el rotor de la

bomba, por ejemplo cuando falla la sarta de cabillas y no se puede “pescar” la

misma. Es importante no tener crudo en la tubería al momento de sacar la sarta, ya

que de otra manera se corre el riesgo de originar derrames de crudo indeseados en

la superficie contaminando asi el medio ambiente. La mayoría de los niples de

drenaje se activan aplicando presión interna a la tubería de producción. En el caso

de crudos extrapesados, se ha subestimado, en algunos casos, la presión de

descarga de la bomba, originando que el sistema de drenaje se active durante la

operación, con lo cual es necesario recuperar la tubería.



Es importante mencionar que cuando se cuenta con un cabezal de eje hueco,

se acostumbra colocar una barra pulida mas larga que la longitud del rotor, con lo

cual se puede sacar el rotor del estator con una operación muy sencilla cuando se

desea circular el pozo.

5.1.12.- Niples “X”:

Con el fin de detectar agujeros o uniones defectuosas en la sarta de tubería,

se acostumbra realizar una prueba de presión durante la operación de bajada de la

misma. Para realizar esta prueba se puede instalar un niple de asiento X, sobre el

estator de la bomba, en el cual se asienta una válvula fija con pescante, la cual es

fácil de recuperar luego de la prueba.

Si el pozo presenta problemas de corrosión y la tubería es re-utilizada, es

recomendable asentar la válvula en el niple X e ir probando a medida que se bajan

los tubulares, por ejemplo, cada 10 tubos; de esa manera es más fácil detectar y

corregir la existencia de algún tubo defectuoso.

5.2.-Instalación de Superficie:

Una vez obtenidos los parámetros de operación mínimos necesarios para

accionar el equipo de subsuelo, esnecesario dimensionar correctamente los equipos

de superficie que sean capaces de proveer la energíarequerida por el sistema. Esto

significa que deben ser capaces de:

• Suspender la sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de fondo.

• Entregar el torque requerido en el vástago.

• Rotar el vástago a la velocidad requerida.

• Prevenir la fuga de fluidos en la superficie.

• Existen diferentes configuraciones de cabezales y a su vez un amplio rango

de accesorios y tecnologíaspara cada una de estas configuraciones.



Los accionamientos de superficie para los sistemas de bombeo por cavidades

progresivas han evolucionado desde pequeñas unidades de velocidad fija hasta

sofisticados sistemas protegidos mecánica y eléctricamente y con capacidades de

supervisión y control a distancia.

Las unidades de velocidad fija se caracterizan por ser necesario el cambio de

poleas y correas para variar la velocidad obteniendo cambios discretos en esta

variable con los inconvenientes de contar con un número limitado de combinaciones,

no obtener las “revoluciones exactas” requeridas según el diseño y además requerir

de inventarios de poleas, correas y demás accesorios.

En este tipo de sistemas, la relación de transmisión total viene dada por la

relación de transmisión de la caja reductora en sí, multiplicada por la relación de

transmisión del conjunto correa poleas que acopla el motor a la caja. En este caso la

velocidad se varía cambiando la polea del motor, y de este modo la relación de

transmisión.

En el pasado, muchos de estos equipos no contaban con mecanismos de freno ni

de liberación de torque y sus capacidades para soportar cargas axiales y brindar los

torques y potencias exigidos por el sistema eran muy limitados

La ventaja de este equipo consiste en que al utilizar poleas / correas dentadas se

elimina el deslizamiento y son equipos integrados. Las desventajas radican

básicamente en que la operación de cambio de velocidad del sistema es más lenta y

requiere un trabajo previo de preparación de la pieza (polea); también es necesario

parar la marcha del equipo para realizar la operación y no se obtienen las

velocidades exactas de diseño (a menos que se instalen en conjunto con un variador

de frecuencia). El hecho de que la operación de cambio de velocidad requiera el

cambio de piezas impidió en el pasado la automatización de este equipo.



En la Figura N° 13 se muestra uno de los más sencillos sistemas de este tipo.

Figura Nº13: Equipo de Superficie poleas y Correas

5.2.1.- Cabezal de Rotación:

Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie

directamente sobre la cabeza depozo. Consiste en un sistema de rodamientos o

cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistemade freno (mecánico o

hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un

GUARDA POLEAS

BARRA PULIDA

MOTOR CABEZAL

MOTOR

GUARDA POLEAS



dispositivoexterno, y un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de

empaque (“stuffing box”) para evitar lafiltración de fluidos a través de las conexiones

de superficie.Además, algunos cabezales incluyen un sistema de caja reductora

accionado por engranajes mecánicos opoleas y correas.

El cabezal de rotación, cumple con 4 funciones básicas:

• Soporte para las cargas axiales. Las cargas axiales originadas por el peso de

la sarta de cabillas sumergida en el fluido del eductor y la producida por el diferencial

de presión que levanta la bomba es soportada a través de rodamientos cónicos

ubicados en el cabezal de rotación. Dependiendo del fabricante, pueden encontrase

uno o dos rodamientos actuando en paralelo y distribuyéndose las cargas.

• Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. El giro inverso puede

causar múltiples inconvenientes tales como daños en la caja reductora del motor-

reductor o motovariador (ya que la misma actúa como multiplicadora cuando son la

cabillas las que la hacen girar), daños en el motor eléctrico al actuar como generador

y por último puede causar el desenrosque de las cabillas, ya que son estas las que

deben detener el sistema motriz una vez que se ha liberado el torque de las mismas

y la columna de fluido. Este fenómeno junto con los efectos dinámicos que se

presentan a grandes velocidades (por ejemplo vibraciones) generan un torque que

tiende a desenroscar las cabillas.

Algunos cabezales ofrecen un sistema retardador del giro inverso, el cual puede

ser hidráulico o mecánico (Tambor y Zapata); este mecanismo permite que la sarta

gire en sentido inverso (anti-horario visto desde arriba) al detener el sistema motriz, a

baja velocidad de rotación, esta característica garantiza que la sarta no girará a la

hora de levantar el cabezal durante una reparación. Este sistema permite que las

columnas dentro y fuera del eductor se equilibren, con lo cual el torque de arranque

es menor, no obstante se requerirá más tiempo para obtener la producción del pozo

en superficie una vez que se arranca el sistema.



Otros fabricantes suministran equipos con sistemas anti-retorno, formados

generalmente por una banda (o zapata) con un alto coeficiente de fricción la cual

sujeta un disco pulido y este a su vez el eje del cabezal. La desventaja de este

sistema consiste en que las cabillas quedansometidas a un torque que se liberará al

levantar el cabezal al momento de una reparación. Como punto a favor, con este

sistema el eductor permanece lleno durante la parada del sistema motriz permitiendo

llevar la producción del pozo hasta la superficie al arrancar nuevamente el sistema.

• Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente. Se evita el derrame delos

fluidos de producción al medio ambiente mediante un conjunto de sellos que aíslan el

eje de rotación del cabezal de producción (prensa - estopas). En los casos donde el

eje del cabezal es hueco, el sello se realiza sobre la barra pulida.

• Soportar el accionamiento electro-mecánico. Sobre el cabezal de rotación se

instala o bien el motovariador o el motorreductor, según el caso.

Existen el mercado cabezales de eje macizo y cabezales de eje hueco, estos

últimos poseen la ventaja de permitir el levantar la sarta de cabillas sin desmontar el

sistema motriz con la finalidad de re-espaciar la bomba o circular el pozo. También

existen cabezales dónde el rodamiento de carga es lubricado por aceite y en otros

casos lubricado con grasa; el seleccionar el tipo de lubricación depende del

operador, ya que una lubricación con grasa requiere menos chequeos y protege más

los equipos contra la intemperie, sin embargo la lubricación con aceite protege más

el rodamiento mejorando la vida útil del mismo, no obstante estos sistemas requieren

una revisión más periódica para garantizar los niveles de aceite y corregir la

presencia de fugas.

En el Occidente del país, prevalecen los cabezales de eje sólido con rodamientos

lubricados por aceite.



Figura Nº14: Descripción de las partes del cabezal para BCP.



LEYENDA:

1. base porta empaque

2. tuerca porta empaque

3. buje centralizador de tuerca empaque

4. buje centralizador inferior

5. deflector ecológico

6. bulones 10/32 anclaje buje de tuerca

7. cuerpo principal

8. tapa superior

9. eje motriz pasaje hasta 1 1/2"

10. rodamiento 29420

11. rodamiento nj 221

12. rodamiento nj 214

13. caño guía

14. visor

15. reten inferior

16. mesa porta polea

17. bulones alem 3/4 x 2 1/4"

18. caliper de freno

19. disco de freno

20. bulonalem 12 x 175 x 35

21. caja comando hidráulico

22. motor hidráulico

23. correa sincrónica 90 x 190

24. engranaje 22 dientes

25. engranaje 42 dientes



Figura Nº15: Cabezal de Rotación. Tomado de “PcpumpHandbook”



Figura N°16. Cabezal de Rotación utilizado en Occidente.Tomado de “Bombeo

de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

5.2.2.- Motovariadores Mecánicos:

En este sistema el acople entre motor y caja reductora no es directo; en este

caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad” formado por correas y

poleas de diámetro variable, el cual cumple con la función de permitir el cambio de

velocidad de rotación sin requerir la parada del equipo ni el cambio de componentes.

Esta operación se realiza girando el volante que gobierna la polea motriz, al mover el

volante se varía el diámetro de la polea separando los discos cónicos que la

componen cambiando de esta forma la relación de transmisión.

Los equipos donde se instalan los motovariadores tienen la posibilidad de ser

ajustados en un rango de velocidades desde 50 R.P.M. hasta 400 R.P.M.

Hay algunas desventajas de este sistema, entre ellas se pueden destacar las

siguientes:

• La velocidad no se puede ajustar con el equipo apagado, ya que es en

movimiento que la correa se ajusta al cambio de diámetro de la polea motriz, esto



impide que al realizar una parada el equipo se pueda arrancar a velocidad mínima

para evitar daños a los componentes del sistema. Una solución la ofrecen los

acoples que se instalan entre la salida de sistema motriz y el eje del cabezal de

rotación de manera que estos puedan ser desacoplados para así variar la relación de

transmisión (velocidad) con el sistema girando en vacío.

• En sistemas de considerable potencia la asimetría del equipo tienden a flectar

el cabezal, por lo cual es necesario fijar el equipo al piso con algún tipo de soporte,

esta excentricidad también produce vibraciones que en algunos casos puede limitar

la velocidad del equipo.

5.2.3.- Motorreductores:

Generalmente en la práctica el rango de operación de las BCP es de 40 a 350

R.P.M. Al girar los motores eléctricos a una velocidad nominal y fija de

aproximadamente 1800 R.P.M. (motores de 4 polos), es necesario contar con una

caja reductora de una relación de transmisión adecuada para llevar la velocidad

angular del motor avelocidades más cercanas a la requerida por la bomba, además

de ser el elemento que suministrará el torque exigido por el sistema.En cuanto al

cambio de velocidad de operación de la bomba (R.P.M.), la optimización de la

producción y la declinación en la vida productiva de un pozo, hacen que se requiera

de ajustes de esta variable; por lo tanto, y al ofrecer el motorreductor una velocidad

constante, es necesario contar con un sistema que permita variar las R.P.M. de la

bomba, para realizar esta tarea se utilizan los variadores de frecuencia.

Para realizar una correcta selección del motorreductor, es necesario determinar

con la mayor precisión posible el torque requerido en superficie a la máxima

velocidad de rotación esperada. Este torque depende del tipo de bomba, el

diferencial de presión de la misma y el roce de las cabillas con el fluido en el eductor.

Una vez conocido el torque, se selecciona la caja reductora cuya relación de

transmisión permita obtener la máxima velocidad de rotación de diseño.

Seguidamente se verifica que el torque máximo de la caja reductora sea mayor a

requerido (en 10-20%, o un factor de servicio mayor a 1,2).Una cálculo erróneo del



torque máximo puede traer como consecuencia daños irreparables para el equipo al

trabajar con torques mayores a los de diseño, por otra parte es importante mencionar

que en los sistemas de bombeo por cavidades progresivas, a mayor velocidad de

bombeo mayor es el torque requerido (si se mantiene la misma bomba y se logra una

mayor tasa de producción), ya que el diferencial de presión a vencer por la bomba es

mayor; mientras que el torque que resiste la caja reductora es constante.

A continuación se presenta a modelo comparativo aplicaciones con

motovariadores (izquierda) y motorreductor (derecha). Estos diseños prevalecen en

los pozos instalados con BCP en el occidente del país.

Figura Nº17: Evolución de los equipos de Superficie. Tomado de “Bombeo de


CABEZAL D EJE HUECO.

MOTO REDUCTOR

MOTOVARIADORES

EJE SOLIDO EJE HUECO

CABEZAL DE EJE SOLIDO.

CABEZAL D EJE SOLIDO.



5.2.4.- Variadores de Frecuencia:

Estos equipos son utilizados en conjunto con los motorreductores y con los

equipos de polea-correa en los cuales la velocidad es constante (a menos que se

cambie la caja reductora o la relación de poleas) para brindar la flexibilidad del

cambio de velocidad en muy breve tiempo y sin recurrir a modificaciones mecánicas

en los equipos.

El Variador de frecuencia rectifica la corriente alterna requerida por el motor y la

modula electrónicamente produciendo una señal de salida con frecuencia y voltaje

diferente. Al variar la frecuencia, varia la velocidad de rotación ya que ambas son

proporcionales, finalmente al varia la velocidad de operación, varía la producción.

La gran ventaja de estos equipos está representada por las funciones que brinda

entre ellas se destacan:

• Ajuste de velocidad: Este equipos permite variar la velocidad en un rango

más amplio que los demás sistemas y en un tiempo relativamente muy

corto.

• Sobrecarga (sobrecorriente), subcarga, sobrevoltaje y bajo voltaje.

Cortocircuito entre fase y fase, fase a neutro, las fases y tierra, en las salidas

del variador y de las fuentes internas y en las salidas/entradas analógicas y

digitales.

• Falla o pérdida de fase, falla interna.

• Sobretemperatura del motor y/o del variador.

• Sobretorque por rotor del motor bloqueado o atascamiento de los equipos de

subsuelo. Límites programables de velocidad (mínimo y máximo), limites de

torque y rearmes automáticos.

Poseen pantallas de cristal líquido (LCD) con iluminación nocturna con panel (o

consola) desmontable. En estas pantallas se pueden leer las siguientes variables de

operación:



Frecuencia de salida (Hz), velocidad de la bomba en R.P.M o SPM (para

aplicaciones de bombeo mecánico), referencia de velocidad en RPM o SPM.

Corriente de salida (Amp), tensión en el bus de corriente continua en Voltios,

potencia activa en HP o Kw, torque en Nw-mts o lbs-pie, tensión a la entrada y a la

salida del variador (Voltios). Registro y presentación de las últimas fallas; (indicando

en algunos equipos) fecha y hora de ocurrencia de las mismas, tiempo de servicio

desde la puesta en operación del variador, temperatura del variador y del motor y

energía total consumida (Kw acumulados).

Debido a su incapacidad para manejar agentes externos agresivos (como los

comentados anteriormente), los variadores de frecuencia se instalan en gabinetes

resistentes y robustos de uso intemperie (Nema 3R) con lámina calibre 12 M.S.G.

(2,5 mm), protegidos con pintura epóxica. Por lo general, el gabinete posee doble

puerta donde la externa esta dotada de cierre en tres puntos (mínimo); goma de

neopreno en todo el perímetro, bisagras firmemente soldadas y no visibles, manilla

robusta de uso exterior con previsión para candado y protección antivandálica,

candado del tipo anticizalla, sistemas de ventilación natural y en algunos casos

forzada, algunos están dotados de sistemas de calefacción, etc.

En síntesis, como equipo electrónico el variador de frecuencia debe de

protegerse de manera de garantizar su integridad. Algunos variadores poseen

cerramiento IP55 pero esto eleva significativamente el costo.



Figura Nº18:Variadores de Frecuencia. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva

ESP Oil”.

5.2.5.- Sistema de transmisión:

Figura Nº19: Diagrama del Sistema de Transmisión Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”

Como sistema de transmisión se conoce como el dispositivo utilizado para

transferir la energía desde lafuente de energía primaria (motor eléctrico o de

combustión interna) hasta el cabezal de rotación.

Existentres tipos de sistema de transmisión tradicionalmente utilizados:

5.2.5.1.- Sistema con poleas y correas.

5.2.5.2.- Sistema de transmisión a engranajes.

5.2.5.3.- Sistema de transmisión hidráulica.



En la mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a

velocidades menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja reductora

interna (de engranaje) con un sistema alternativo detransmisión, como correas y

poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor a trabajar a muy bajasRPM, lo

que traería como resultado la falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente

disipación decalor.

5.2.5.1.- Sistema de Correas y Poleas:

La relación de transmisión con poleas y correas debe ser determinada

dependiendo del tipo de cabezalseleccionado y de la potencia/torque que se deba

transmitir a las varillas de bombeo (a la PCP).

Estos equipos son utilizados principalmente en el Oriente del país el fabricante

ofrece principalmente cuatro modelos, de equipos de impulsión de poleas y correas

para los pozos instalados con BCP, estos son accionados por motores eléctricos, a

gas, o por sistemas hidráulicos

Estos cabezales tienen capacidades desde 5,6 hasta 18 Toneladas de carga

axial y desde 40 hasta 300 Hp de potencia. La Tabla siguiente resume las

características principales de estos equipos.

VH-40HP 5,6T VH-100HP

18T

VH-200HP

18T

RH-100 18T

Máxima Carga

Axial

(Toneladas)

5,6 11,6 y 18 18 11 y 18

Máxima

Velocidad

(r.p.m.)

750 750 750 500

Tipo

Lubricación

Aceite y Grasa Aceite Aceite Aceite


Capacidad de

frenado (lb-pie)

No disponible

en catalogo

Potencia

Máxima (Hp)

20 Hp Motor

Eléctrico

40 Hp Motor

Hidráulico.

TABLA N°4: Equipos Integrados,

Figura Nº20:Sistema de Poleas y Correas.

En Venezuela los más utilizados son los cabezales

características principales son las siguientes:



No disponible

en catalogo

2500 3500

20 Hp Motor

Eléctrico

40 Hp Motor

Hidráulico.

100 Hp con

motores

eléctricos o

hidráulicos.

200 Hp con

motores

eléctricos o

hidráulicos.

: Equipos Integrados, especificaciones. Tomado de“Bombeo de Cavidad


Sistema de Poleas y Correas. Tomado del Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas.

En Venezuela los más utilizados son los cabezales

características principales son las siguientes:

OGRESIVA (BCP).

3500

200 Hp con

motores

eléctricos o

hidráulicos.

Hasta 300 Hp

combustión y

eléctrico.

“Bombeo de Cavidad

el Manual de Bombeo de

En Venezuela los más utilizados son los cabezales VH-100HP, cuyas



El sistema reductor de velocidad es un conjunto de poleas y correas, el eje

impulsor es de tipo hueco para permitir el paso de una barra pulida de 1-1/4” o 1-1/2”

(ver Figura N° 21).

El soporte del motor se atornilla a la brida del pozo de manera de transmitir el

peso de a la misma, se elimina el esfuerzo de tensión en la “T” de producción y se

evita el riesgo de que se desenrosque el cabezal.

El eje impulsor hueco está soportado por tres rodamientos de rodillos esféricos

de gran capacidad (un rodamiento axial de empuje y dos rodamientos radiales).

Todos son de autoalineados y lubricados con aceite (ver Figura N° 21).

Figura Nº21:Cabezal VH – 100 HP, detalles de los rodamientos y componentes

externos. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”

Rodamientos del cabezal. Los dos rodamientos inferiores, el axial y el radial, están

ubicados en el cárter del cabezal en un baño de aceite lubricante.

La vida útil (L10) de los rodamientos es el tiempo esperado para que exista un 10%

de probabilidad de falla del rodamiento. Por lo tanto, se trata de una noción

estadística. La vida útil se expresa en horas con la fórmula siguiente:



L10 = C/P x 1000000/60n

Donde:

C = Carga axial máxima del rodamiento, indicado por el fabricante.

P = Carga axial del rodamiento para el trabajo considerado.

n = velocidad de rotación para este trabajo.

5.2.5.2.-Sistema de transmisión a engranajes.

En el caso de los cabezales sin cajas reductoras (Directos) la relación es

directa y viene determinada por lavelocidad del motor y la velocidad requerida por el

sistema.En el caso de cabezales con caja reductora interna, debe considerarse la

relación de la caja de engranajespara establecer la relación de transmisión total.

La relación total de transmisión (R total) puede calcularse como:

R total = R gearbox X R poleas

R gearbox: Relación de la caja reductora interna del cabezal

R poleas: Relación de diámetros de poleas

En el caso de cabezales sin cajas reductoras (Directos), se asume una

relación 1:1, por lo que la relación totalserá igual a la relación de poleas.La relación

de poleas se define como:

R poleas= D /d

La relación de velocidades de rotación entre el eje del motor y el vástago pulido, es

inversamenteproporcional a la relación total de transmisión:

R total= R gearbox X D / d = N motor / N vástago



Para un cabezal directo (R gearbox = 1)

R total= D / d = N motor / N vástago

N motor: Velocidad del motor (RPM)

N Vástago: Velocidad de operación del sistema (RPM)

Por el contrario, el torque mantiene una relación directamente proporcional

con respecto a la relación detransmisión total. En vista de esto, es necesario

seleccionar un motor que tenga la capacidad de entregar eltorque tal que, al

multiplicarlo por la relación de transmisión, se obtenga al menos el torque requerido

por elsistema.

R total= R gearbox X D / d = T vástago / T motor

T motor: Torque entregado por el motor (lb x ft o N x m)

T Vástago: Torque requerido por el sistema (lb x ft o N x m)

5.2.6.- Sistema de Frenado:

La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el

sistema una vez y rota enmarcha inversa, llamado “Back-Spin”. Cuando un sistema

PCP esta en operación, una cantidad significativade energía se acumula en forma de

torsión sobre las varillas.Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de

bombeo libera esa energía girando en formainversa para liberar torsión.

Adicionalmente, a esta rotación inversa se le suma la producida debido a laigualación

de niveles de fluido en la tubería de producción (Tubing) y el espacio anular, en el

momento de laparada. Durante ese proceso de Back-Spin, se puede alcanzar

velocidades de rotación muy alta (Figura Nº22.A). Alperder el control del Back-Spin,

las altas velocidades pueden causar severos daños al equipo de superficie,



desenrosque de la sarta de varillas y hasta la rotura violenta de la polea el cabezal,

pudiendo ocasionar esta situación daños severos al operador(Figura Nº22.B).

Figura Nº22.A:Velocidades de rotación del proceso de Back-Spin. Tomado de

“PcpumpHandbook”.

Figura Nº22.B: Daños severos al equipo de superficie.Tomado de




De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes:

- Freno de accionamiento por fricción:

Compuesto tradicionalmente de un sistema de disco y pastillas de fricción,

accionadas hidráulicamente o mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa.

La mayoría de estos sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal,

con el disco acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo de

freno es utilizado generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP.

- Freno de accionamiento Hidráulico:

Es muy utilizado debido a su mayor eficiencia de acción. Es un sistema

integrado al cuerpo del cabezal que consiste en un plato rotatorio adaptado al eje del

cabezal que gira libremente en el sentido de las agujas del reloj (operación de la

PCP). Al ocurrir el Back-Spin, el plato acciona un mecanismo hidráulico que genera

resistencia al movimiento inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente

la velocidad inversa y se disipe la energía acumulada. Dependiendo del diseño del

cabezal, este mecanismo hidráulico puede accionarse con juegos de válvula de

drenaje, embragues mecánicos, etc.



Figura Nº23: Frenos de accionamiento Hidráulicos. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”

5.3.- Dimensionamiento de los Equipos:

5.3.1.- Equipos de superficie y equipos de subsuelo:

El sistema de bombeo por cavidades progresivas está integrada por dos

secciones de equipos: Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo.

Fabricante Tipo de bomba Ejemplo Significado

Francés Geometría

simple

60TP1300 60=tasa de 60 m3 /d a 500 rpm

y 0 head.

TP= TubingPump

(bomba tipo tubular)

1300= altura máxima (head) en

metros de agua.

Multilobulares 840ML1500 Igual al anterior, la diferencia

esta en el tipo de geometría.

ML significa

“Multi Lobular”



Brasileño Tubulares 18.40-1500 18= bomba de 18 etapas o

1800 lpc de diferencial máximo

de presión.

35= diámetro del rotor el

milímetros.

1500= tasa máxima expresada

en barriles, a 500 rpm y 0 head.

Insertables 18.35-

400IM

Igual a la anterior excepto que

esta es una bomba tipo

insertable con zapata de

anclaje modificada (IM).

Fabricante Tipo de

bomba

Ejemplo Significado

Brasileño CTR Tubular

(1)

8-CTR-32 32=tasa de 32 m3 /d a 100 rpm

y 0 head.

CTR= bomba de espesor de

elastómero constante.

8= presión máxima en Mpa.

CTR insertable 8-CTR-32IM Igual al anterior excepto que

modelo es una bomba CTR

tipo insertable con zapata de

anclaje modificada (IM).

Norte

Americano

(USA)

Geometría

simple

60N095 60= 60x102 head máximo en

pies de agua (6000 pies)

095= tasa en b/d a 100 rpm y

0 head.

Canadá Geometría

simple

40-200 40= 40x102 head máximo en

pies de agua (4000 pies)



200= tasa en b/d a 100 rpm y

0 head.

Tabla Nº5:Dimensionamiento de los Equipos.

5.4.- Instalación de Equipos:

5.4.1.-Instalación de Equipos de Subsuelo.

5.4.1.1.-Conexión del niple de paro.

Tal y como se comentó en párrafos anteriores, la función del niple de paro

(“stop pin”), es servir como referencia o tope para el espaciamiento del rotor, además

impide que a la hora de desconectarse o partirse una cabilla, estas y el rotor lleguen

al fondo del pozo, facilitando las labores de pesca.

Algunos estatores para bombas de cavidades progresivas incorporan el niple

de paro, en estos casos el procedimiento siguiente se omite; sin embargo, los

estatores y niples e paro de algunos fabricantes constituyen equipos independientes,

en este caso el operador determina de manera arbitraria cual será el extremo inferior

del estator y allí conecta el niple de paro.

Este niple se conecta directamente al estator y bajo él se pueden roscar

equipos adicionales, tales como: ancla de gas, anclas de tubería, filtros de arena, etc.

Hay niples de paro que constituyen una pieza integral, mientras otros constan de dos

partes, un niple corto de tubería y una combinación (o “botella”) la cual se caracteriza

por incluir una placa perforada o un pasador transversal donde llegará el extremo

inferior del rotor en las maniobras de Espaciamiento.

5.4.1.2.-Conexión del niple de maniobra al estator.

Es necesario colocar un niple de tubería de unos 4, 6 u 8 pies de largo sobre

el estator para permitir el manejo del mismo en superficie. Es recomendable instalar

un niple de diámetro mayor al del estator, ya que esto impedirá que el cuello de



conexión del rotor roce con la pared interna del tubo debido al movimiento excéntrico

de aquel.

El niple de maniobra deberá apretarse fuertemente, inicialmente se puede

apretar en el suelo con llaves manuales y una vez en la planchada se terminará de

apretar con llave hidráulica.

Se deberá medir la distancia existente desde el pasador del niple de paro

hasta el niple de maniobra (ambos inclusive). Esta medida más la longitud de la

tubería de producción se establecerá como la profundidad de la bomba y con este

valor se pueden estimar el número de cabillas que será necesario bajar al pozo.

5.4.1.3.- Bajada de la tubería de producción.

Toda la tubería de producción deberá bajarse al pozo apretando las juntas

fuertemente, incluyendo las juntas que se encuentran paradas en parejas.

En la siguiente, se muestran los torques óptimos recomendados para

diferentes tubulares. En este método de producción, el apretar adecuadamente la

tubería se producción y la sarta de cabillas es muy importante, ya que el movimiento

giratorio del rotor genera una reacción en el estator que tiende a desconectar la

tubería.

DIÁMETRO GRADO PESO

(Lls/Pie)

TORQUE

OPTIMO

(Lbs/Pie)

TORQUE

MAXIMO

(Lbs/Pie)

2-3/8” J-55

C-75

C-75

N-80

N-80

4,70

4,70

5,95

4,70

5,95

1290

1700

2120

1800

2240

1610

2130

2650

2250

2800



2-7/8” J-55

C-75

C-75

N-80

N-80

6,50

6,50

8,70

6,50

8,70

1650

2170

2850

2300

3020

2060

2710

3560

2880

3780

3-1/2” J-55

C-75

C-75

N-80

N-80

9,30

9,30

12,95

9,30

12,70

2280

3010

4040

3200

4290

2850

3760

5050

4000

5360

4” J-55

C-75

11,0

11,0

2560

3390

3200

4240

4-1/2” J-55 12,75 2860 3180

Tabla Nº6: Torques óptimos recomendados para diferentes tubulares.

Se debe recordar adicionalmente que en pozos instalados con bombas de alto

caudal o alto head, y en aplicaciones donde se considere la generación de torques

importantes, la utilización de las anclas de torque comentadas en los primeros

capítulos de este documento.

5.4.1.4.- Conexión del rotor a la sarta de cabillas.

Se deberá roscar un niple de cabilla (ponnyrod), completamente recto, de 2 o

4 pies al rotor apretándolo fuertemente. Este cumple con una doble función, por un

lado permite colocar el elevador de cabillas para bajar el rotor al pozo, por otra parte

facilita izar el rotor sobre el pozo para comenzar a bajarlo. Si se coloca una cabilla

completa, al izar el conjunto se puede someter el rotor a flexión excesiva y se puede

doblar de forma permanente. Algunos fabricantes sugieren engrasar el rotor antes de

bajarlo, de manera de facilitar su inserción en el estator.



5.4.1.5. Bajada de la sarta de cabillas.

Las cabillas deben bajarse al pozo fuertemente apretadas. En la siguiente

tabla, se muestran los torques recomendados para las cabillas en función del

diámetro y grado de las mismas y de la profundidad de la bomba.

DIAMETRO 3/4” 7/8” 1”

GRADO API C D K C D K C D K

PROF.BOMBA

(Pies)

TORQUE (Lbs-

Pie)

TORQUE (Lbs-

Pie)

TORQUE (Lbs-

Pie)

1000 330 430 310 530 690 500 800 1030 750

2000 300 400 285 495 650 465 750 980 705

3000 275 375 255 460 620 425 710 940 660

4000 250 350 255 420 580 385 650 890 605

Tabla Nº7: Torques recomendados para las cabillas en función del diámetro.

5.4.1.6.- Espaciamiento del Rotor:

La longitud del rotor es ligeramente superior a la longitud del estator, esto

tiene la finalidad de proporcionar un factor de seguridad para garantizar que se

aproveche toda la longitud del estator para formar todas las cavidades de la bomba

ya que por cada cavidad que se deje de formar se actuará en detrimento de la

eficiencia de la bomba en cuanto a la altura o Head.

El espaciamiento del rotor es la distancia necesaria entre el pasador del niple

de paro y el extremo inferior del rotor, para garantizar la formación de todas las

etapas posibles y evitar el contacto del rotor con el niple de paro en condiciones de

operación.

Para calcular esta separación (S) se debe considerar la elongación que ha de

experimentar la sarta de cabillas en condiciones dinámicas, esta elongación se debe

al esfuerzo axial que actúa sobre la sarta generado por la carga debida al diferencial

de presión que levanta la bomba; además se suma la elongación térmica, producto

de la temperatura a lo largo del pozo. Este estiramiento depende también del



diámetro de las cabillas y el modelo de la bomba. Un cálculo preciso de este

estiramiento es prácticamente imposible de realizar y la estimación de una forma

manual es muy engorrosa. Sin embargoexisten reglas prácticas, nomogramas y tablas

que suministran los fabricantes de bombas para estimar este valor.

Adicionalmente se cuenta con programas comerciales disponibles en la

actualidad, que permiten calcular es espaciamiento de una manera rápida y sencilla,

siempre y cuando los datos que se ingresen sean correctos; no obstante se debe

comentar, que muchos de estos programas no consideran algunos factores tales como:

el roce de las cabillas con el eductor y el pandeo de la sarta, que son difíciles de

cuantificar.

5.4.2.- Instalación Equipos de Superficie:

5.4.2.1.- Instalación del cabezal de rotación y motorreductor.

Instalación del cabezal de rotación:

Para instalar los cabezales de rotación, es necesarios observar todas las

normas de seguridad, ya que la operación es delicada debido la manipulación de

cargas elevadas y altas presiones en el cabezal del pozo.

Según la marca y modelo de cabezal, este procedimiento tendrá algunas variaciones

debido a la forma en que deben levantar y conectar a la sarta de cabillas.

De manera general para cabezales de eje sólido (como los utilizados en los pozos

de la Costa Oriental del lago de Maracaibo) el procedimiento que se debe seguir es:

A. Levantar el eje del cabezal por los anillos de sujeción con guayas.

B. El eje del cabezal se conecta directamente al encabillado, para ajustar las cabillas

al eje del cabezal, se deben utilizar llaves manuales y extensiones (policías).

C. Se levanta el cabezal de rotación, y se retira el elevador de cabillas.



D. Se fija el cabezal de rotación a la brida sobre la “Te” de producción, apretando los

pernos fuertemente.

Instalación del motovariador o motorreductor:

La instalación de estos equipos se realiza una vez que la prueba de presión ha

culminado. Los pasos a seguir para la correcta instalación de los mismos es la

siguiente:

A. Se desahoga la presión contenida en la tubería de producción.

B. Se coloca el medio acople, correspondiente al eje de salida de la caja reductora

(Macho). Ver foto de los acoples en la Figura N° 38.

C. Se coloca el aro espaciador sobre el cabezal de rotación (si este lo requiere), es

necesario verificar que los orificios del aro espaciador coincidan con los orificios de

la ventana del cabezal.

D. Se levanta el moto reductor (o motovariador) utilizando guayas, dispuestas de tal

forma que pueda mantenerse el eje de salida perpendicular a la horizontal.

E. Instalar los pernos o espárragos que unen el cabezal al sistema motriz. El motor

eléctrico, en el caso de los motovariadores, se debe quedar perpendicular a las

líneas de superficie y del lado opuesto al sitio donde se ubica la máquina de

servicios a pozos.

5.4.2.2.- Instalación de equipos de polea y correas.

Instalación del cabezal de rotación:

Para estos equipos el procedimiento es el siguiente:

A. Conectar el lado hebra de la unión de golpe a las rosca inferior del cabezal y el

lado macho a la “Te” de producción.

B. Levantar la barra pulida 5 pies y colocar grapa.



C. Levantar el cabezal de modo que se mantenga vertical y bajarlo hacia la cabeza

del pozo haciendo pasar la barra pulida a través del prensaestopas y del eje

impulsor hueco. La barra pulida sobresale ahora del eje hueco.

D. Fijar la grapa al extremos superior del eje hexagonal, conectar el mismo a la barra

pulida y enroscar un ponnyrod (cabilla corta) de 2 pies a su extremo superior.

E. Levantar levemente la sarta y retirar la grapa colocada en la barra pulida en el

paso “B”.

F. Conectar el cabezal a la “Te” de producción por medio de la unión de golpe.

G. Bajar la sarta introduciendo el eje hexagonal en el eje impulsor hueco hasta que

se asiente la grapa en el eje impulsor. El rotor está correctamente espaciado y el

cabezal está listo para conectar el sistema motriz.

Instalación del sistema motriz.

A. Armar el soporte del motor en la brida del pozo y atornillarlo al cabezal.

B. Colocar la plancha de fijación del motor y fijar este en la misma.

C. Conectar el cable de alimentación eléctrica del motor de modo que la rotación sea

a la derecha.

D. Colocar las poleas.

E. Ajuste la altura del motor de manera de que ambas poleas se encuentren al

mismo nivel.

F. Instalar las correas y ajustarlas mediante los tornillos del gato en la placa de

fijación del motor con el fin de darles la tensión requerida.

G. Colocar el guardacorreas.



Figura Nº24:Completaciones en bombas de cavidades progresivas. Tomado de

“Operación y Control de Equipos de Superficie en Levantamiento Artificial”.



PARTE VI:

CLASIFICACIÓN DE LAS BCP.

Existen diversos criterios con base a los cuales se pueden clasificar las

bombas de cavidades progresivas.

Una primera clasificación las divide en bombas industriales (son bombas

horizontales) las cuales abarcan un gran rango de aplicaciones, como por ejemplo

son utilizadas en el agro, en procesamiento de alimentos, en plantas de tratamiento

de agua, etc. La descripción de estas bombas se encuentran fuera del alcance de

este trabajo.

Bombas para aplicaciones petroleras desde extracción de hidrocarburos hasta

recuperación de lodos de perforación y transferencia de fluidos ácidos.

Las bombas de cavidades progresivas se pueden clasificar como:

6.1.- Bombas Tubulares.

6.2.- Bombas Tipo Insertables.

6.3.- Bombas de geometría simple.

6.4.- Bombas Multilobulares.

6.5.- Bombas de para “alto caudal”.

6.6.- Bombas de “gran altura”.

6.1.-Bombas Tubulares:

Este tipo de bombas el estator y el rotor son elementos totalmente

independientes el uno del otro. El estator se baja en el pozo conectado a la tubería

de producción, debajo de el se conecta el niple de paro, anclas de torque, anclas de

gas, etc; y sobre el se instala el niple de maniobra, niples “X”, y finalmente la tubería

de producción. En cuanto al rotor, este se conecta y se baja al pozo con la sarta de



cabillas. En general esta bomba ofrece mayor capacidad volumétrica, no obstante,

para el reemplazo del estator se debe recuperar toda la completación de producción.

6.2.- Bombas tipo Insertable:

Poco utilizadas en Venezuela, su uso se prevaleció en los pozos de Occidente

(Costa Oriental del Lago de Maracaibo). En este tipo de bombas, a pesar de que el

estator y el rotor son elementos independientes, ambos son ensamblados de manera

de ofrecer un conjunto único el cual se baja en el pozo con la sarta de cabillas hasta

conectarse en una zapata o niple de asentamiento instalada previamente en la

tubería de producción. Esta bomba tiene el inconveniente de ofrecer bajas tasas de

producción (ya que su diámetro está limitado al diámetro interno de la tubería de

producción) pero ofrece la versatilidad de que para su remplazo no es necesario

recuperar la tubería de producción con el consiguiente ahorro en tiempo, costos y

producción diferida.

6.3.- Bombas de geometría simple;

Son aquellas en las cuales el número de lóbulos del rotor es de uno, mientras

que el estator es de dos lóbulos (relación 1x2). Son las presentadas en este trabajo

6.4.- Bombas Multilobulares:

A diferencia del las bombas de geometría simple, las multilobulares ofrecen

rotores de 2 o mas lóbulos en Estatores de 3 o mas (relación 2x3, 3x4, etc.). Estas

bombas ofrecen mayores caudales que sus similares de geometría simple.

Teóricamente estas bombas ofrecen menor torque que las bombas de

geometría simple, adicionalmente, considerando el mismo diámetro, las bombas

multilobulares ofrecen mayores desplazamientos volumétricos lo cual sería una

oportunidad para obtener bombas insertables de mayor tasa.

Diversos fabricantes como Kudu, Weatherford, Robbins Myers, Netzsch,

ofrecen bombas tipo multilobulares, no obstante para el momento de elaborar este



documento, no se cuenta en Venezuela con experiencias exitosas de esta

tecnología.

6.5.-Bombas de Alto Caudal:

Cada fabricante ofrece bombas de alto desplazamiento o alto caudal, el

desplazamiento viene dado principalmente por el diámetro de la bomba y la

geometría de las cavidades. Hay disponibles comercialmente bombas de 5” modelo

1000TP1700; estas son bombas tipo tubular (“TP”) de 1000 m3/dia (6300 b/d) @ 500

r.p.m. y 0 head; bombas 22.40-2500 con desplazamientos de hasta 2500 b/d a 500

r.p.m. y 0 head y de 3200 b/d en los modelos CTR, los cuales se detallaran mas

adelante en este manual (bomba modelo 10.CTR-127). Se debe recordar que al

hablar de desplazamiento se debe considerar el volumen que ocupa el gas en la

bomba, así, los 3200 b/d de la última bomba comentada, contemplan petróleo, agua

y gas.

6.6.- Bombas de gran altura (head):

Como se mencionó en el punto N° 7, la altura de la bomba es su capacidad

para transportar los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie, lo que se

traduce en profundidades de asentamiento de bombas o en diferenciales de presión

a vencer.



PARTE VII:

PRINCIPIOS BÁSICOS DE PRODUCCIÓN.

Nivel estático, Nivel dinámico, Presión Estática, Presión Fluyente,

Sumergencia, Índice de Productividad y Comportamiento de Afluencia.

Los parámetros que se tratarán a continuación intervienen de una manera muy

importante en la selección de las bombas, por tanto es primordial que se entiendan

perfectamente tanto en sus definiciones como en sus influencias en la operación de

la misma de manera de poder seleccionar e instalar el conjunto adecuado.

Las siguientes figuras muestran esquemáticamente un pozo y su completación

mecánica y de producción.

Figura Nº 25:Esquema de un pozo en condiciones estáticas.



Figura Nº 26:Esquema de un pozo en condiciones fluyentes.

Antes de arrancar la bomba en un pozo que no fluye (figura 25), el fluido se

estabiliza en un nivel tal que la presión ejercida por la columna de fluido a la

profundidad del yacimiento más la presión en Tubería de Revestimiento (CHP) es

igual a la presión del yacimiento (suponiendo que el pozo no esté instalado con una

empacadura).

El nivel de fluido que equilibra exactamente la presión de yacimiento cuando

está abierto el espacio anular (CHP = 0) se llama Nivel Estático (NE) y se mide

desde superficie.

Este es el nivel más alto (más cercano a la superficie) alcanzado por el fluido

en el pozo. La presión ejercida por esta columna de fluido al nivel del yacimiento se

le llama Presión Estática (Ps).

Al arrancar la bomba (Figura N° 26), sube el nivel en la tubería de producción

hasta la superficie y baja el nivel en el espacio anular (principios de vasos



comunicantes). Al disminuir el nivel en el espacio anular, disminuye la presión de

fondo, lo que genera una afluencia de fluido desde el yacimiento, el pozo comienza

entonces a producir. Cuanto más baja el nivel de fluido en el espacio anular, mas

aumenta la afluencia del fluido. El nivel se estabiliza cuando la producción del

yacimiento es igual al caudal de la bomba. En este caso la presión hidrostática más

la presión en el revestidor (CHP) equilibran la Presión Fluyente de fondo (Pwf). El

nivel de fluido que equilibra la presión fluyente de fondo, cuando está abierto el

espacio anular, se llama nivel dinámico (ND). 1

Un nivel dinámico (o presión fluyente) está asociado a una tasa de producción

determinada; si aumenta la producción (al acelerar la bomba, por ejemplo) baja el

nivel y viceversa.

La distancia vertical entre la succión de la bomba (PB) y el nivel dinámico se

conoce como Sumergencia de la bomba (H = PB – ND).

Queda claro que para el diseño apropiado de un sistema de Bombeo por

Cavidades Progresivas (y cualquier otro método de levantamiento artificial e incluso

si el pozo produce en forma natural), se debe conocer la capacidad del yacimiento en

el área del pozo (oferta), solo el conocimiento de las presiones en el fondo del pozo

(Pwf) y sus correspondientes tasas de producción (Q) permitirán construir una

relación que refleje lo que el yacimiento es capaz de ofrecer en este punto de

drenaje. De allí la importancia de establecer la relación entre la afluencia de los

fluidos desde el yacimiento al pozo, las cuales son producto de fuerzas que a su vez

tienen lugar al variar las presión en el yacimiento desde una presión promedio del

yacimiento (Ps) a las presiones de fondo fluyente (Pwf). Esta relación se conoce

como Índice de Comportamiento de Afluencia (IPR).

El primer intento para construir una curva que refleje el comportamiento de

afluencia de un pozo (primera aproximación) fue el de una línea recta. Bajo este

supuesto, la tasa de producción (Q) del pozo, sería directamente proporcional a la

diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de fondo fluyente (Ps - Pwf),



esta constante de proporcionalidad es conocida como Índice de Productividad (IP)

y matemáticamente se expresa de la siguiente manera.

Dónde: IP = Índice de Productividad (B/D/Psi)

Q = Tasa de producción líquida (B/D)

Ps = Presión promedio del yacimiento (Psi)

Pwf = Presión de Fondo Fluyente (Psi).

El diferencial de presión (PS – Pwf) se le conoce como draw-down

La siguiente Figura ilustra de una manera gráfica, esta relación.

Figura Nº27:Índice de productividad constante.



Nótese en esta figura que para Pwf = 0, se obtendría la tasa máxima de

producción del pozo, de igual manera, para una tasa de cero producción, la presión

de fondo sería igual a la presión estática del yacimiento.

Esta relación de proporcionalidad es válida siempre y cuando la Pwf sea

mayor a la Presión de Burbujeo (esta es la presión en la cual el gas disuelto

comienza a liberarse pasando a gas libre). Para este caso, el índice de productividad

será igual al inverso de la pendiente de la línea recta.

IP = 1/pendiente = Tang o = Q / draw-down

En muchos pozos que producen por algún método de levantamiento artificial,

por lo general la presión de fondo fluyente ha disminuido por debajo de la magnitud

de la Presión de Burbujeo, de manera que el fluido es multifario con una fase

gaseosa la cual afecta la producción y la relación matemática expuesta

anteriormente.

Gilbert fue el primero en observar el efecto, el desarrolló un método de

análisis de pozos utilizando un Índice de Productividad variable y llamó la relación

entre la caída en la presión de fondo y la tasa de flujo como Inflow Performance

Relationship(Índice de comportamiento de Afluencia) conocida en forma abreviada

como IPR. Muskatpresentó modelos teóricos mostrando que para dos fases (líquido

y gas), la IPR es curva y no una línea recta, tal y como se observa en la figura

siguiente.



Figura Nº28: Índice de productividad Variable.

La curva de IPR varía con el recobro acumulado de fluidos del yacimiento y

con el mecanismo de producción. Vogeldesarrolló en un computador un estudio del

comportamiento de afluencia utilizando las aproximaciones de Weller. Wellerderivó

ecuaciones para describir los perfiles de presión y saturación en las cercanías de un

pozo perteneciente a un yacimiento sub-saturado de hidrocarburos.

Con estas ecuaciones, Vogelconsideró diferentes draw-down, fluidos y

propiedades de rocas y obtuvo una curva para las relaciones Pwf/Ps y Q/Qmax cuya

expresión matemática general es la siguiente:

Q / Qmáx = 1 – 0.2 x (Pwf / Ps) – 0.8 x (Pwf / Ps)2

Esta expresión es conocida como la “ecuación de Vogel” y se utiliza para

yacimientos produciendo por debajo de la Presión de Burbujeo.



La figura abajo mostrada representa la IPR para un yacimiento subsaturado.

Figura Nº29:IPR compuesta para yacimientos sub-saturados.

Conocida la Presión de Burbuja y una prueba de producción (Q) y la presión

fluyente correspondiente (Pwf), se pueden calcular el IP y la Qb mediante las

siguientes expresiones:

IP = Q / (Ps – Pwf)

Qb = IP x (Ps – Pb)

El Qmax se calcularía así:

Con estos datos se puede predecir cuál será la producción dada cualquier Pwf

o (nivel dinámico convertido a presión) sobre o debajo de la presión de burbujeo.



Para Pwf mayor o igual a PB:

Q = IP x (Ps – Pwf)

Para Pwf menor a PB:

Q = Qb + (Qmax – Qb) x (1 - 0.2x(Pwf/Pb) – 0.8x(Pwf/Pb)2

PARTE VIII:

TÍPICOS PROBLEMAS DE OPERACIÓN EN SISTEMAS

PROBLEMA 1:

Bajo caudal y Baja eficiencia volumétrica.

(La velocidad es la prefijada el rango de corriente esta normal).

CAUSA PROBABLE

ACCIÓN RECOMENDADA

Rotor no esta totalmente

insertado.

Verifique el espaciado y corrija si es necesario

Presión de descarga de

bomba inferior a la necesaria

• Verifique la altura de elevación necesaria por

cálculo.

• Cambie el rotor si es necesario.

Rotor bajo medida para la

temperatura del pozo

• Cheque la temperatura y el tipo de rotor

usado.

• Cambie el rotor si es necesario

Perdida en la tubería Busque el tubing roto y cambie la unión

Alto GOR

• Provea medios para anclas de gas natural,

instalando la bomba por debajo del punzado

y/o usando un filtro de cola en el fondo de

bomba.



• Use algún tipo de ancla de gas.

• Reemplace la bomba por una de mayor

desplazamiento.

• Corra la bomba a velocidades más bajas para

evitar desgastes prematuros y acortamiento

de la vida de la bomba.

La productividad del pozo es

inferior a la esperada.

• Verifique el nivel de fluido, reduzca la

velocidad de bomba.

• Monitoree los cambios en la eficiencia

volumétrica.

• Compare con las de curvas recomportamiento

de la bomba.

Altas perdidas por fricción

por el uso de centralizadores

• Replantee la necesidad de centralizadores. Si

hay disponibles use otro tipo de centralizador.

• Reemplace la bomba por otra que permita

girar más lento sin centralizadores.

• Cambie la tubería si es posible

Estator esta desgastado • Saque la bomba.

• Llévela a un banco de ensayo y si es

necesario reemplácela.

Admisión de bomba tapada

Levante el rotor fuera del estator, desplace fluido por

el tubing para limpiar el estator, re-espacie, ponga en

producción y cheque la producción.

Tabla Nº8:Problemas de operación en sistemas:Bajo caudal y Baja eficiencia volumétrica. Tomado de “PcpumpHandbook”.



PROBLEMA 2:

Caudal intermedio. Baja eficiencia volumétrica.

(Velocidad normal. Consumo dentro del límite esperado).

CAUSA PROBABLE

ACCIÓN RECOMENDADA

Condición de falta de nivel

• Verifique el nivel.

• Baje la velocidad de bomba.

• Asegure que la velocidad no pase de 200

RPM.

Si es necesario cambie la bomba para cumplir los

requisitos de producción.

Alto GOR

• Provea medios para anclas de gas natural.

Instalando la bomba por debajo de punzado

y/o usando un filtro de cola en el fondo de

bomba.

• Use algún tipo de ancla de gas.

• Reemplace la bomba por una de mayor

desplazamiento.

• Corra la bomba a velocidades más bajas para

evitar desgastes prematuros y acortamiento

de la vida de la bomba.

Bomba dañada o

sub.-dañada

• Saque la bomba.

• Cheque en el banco para poder usarla en otra

aplicación.

• Verifique los requerimientos hidráulicos de la

instalación. Reemplace la bomba por otra de

mayor capacidad de presión y caudal para

poder bajar las RPM.

Tabla Nº9: Problemas de operación en sistemas: Caudal intermedio. Baja eficiencia

volumétrica. Tomado de “PcpumpHandbook”.



PROBLEMA 3:

Caudal intermitente. Pobre volumétrica eficiencia.

(Velocidad más baja que la normal. Consumo más alto que el esperado).

CAUSA PROBABLE

ACCIÓN RECOMENDADA

Mal espaciado. Rotor

tocando en el niple de paro.

• Levante el rotor. Re-espacie.

• Re-arranque.

• Cheque todos los parámetros.

Rotor aprisionado por

exceso de temperatura o

ataque químico.

• Saque la bomba.

• Cheque la temperatura de fondo.

• Verifique el análisis químico del fluido.

Si es necesario cambie la formulación del

elastómero.

Rotor aprisionado por

sólidos.

Levante el rotor y lave el estator.

Tabla Nº10: Problemas de operación en sistemas: Caudal intermitente. Pobre

volumétrica eficiencia. Tomado de “PcpumpHandbook”.

PROBLEMA 4:

Sin producción. Perdida de velocidad gradual.

(Consumo más alto que el esperado).

CAUSA PROBABLE

ACCIÓN RECOMENDADA

Mal espaciado. Rotor en

contacto con el niple de

paro.

• Levante el rotor.

• Re-espacie.

• Re-arranque.

• Cheque todos los parámetros.



• Cambie la bomba si es necesario.

Elastómero hinchado

aumenta la fricción con el

rotor.

• Saque la bomba.

• Verifique la temperatura de fondo.

• Seleccione un nuevo rotor.

• Analice el fluido.

• Cambie la composición del elastómero para

cumplir con las condiciones de fondo.

Alta interferencia entre rotor

y estator.

• Reemplace la bomba par otra capacidad de

presión y caudal con distinto ajuste de

compresión.

• Seleccione rotor.

• Monitoreo de consumo.

Tabla Nº11: Problemas de operación en sistemas: Sin producción. Perdida de

velocidad gradual.Tomado de “PcpumpHandbook”.

Problema 5:

Sin producción. Velocidad normal.

(Consumo bajado).

CAUSA PROBABLE

ACCIÓN RECOMENDADA

Rotación contraria.

• Verifique el giro.

• Verifique si no hay pesca.

• Re-arranque.

Rotor no esta insertado en el

estator.

• Verifique las medidas de instalación.

• Re-espacie. Re-arranque.

• Monitoreo del caudal.

• Cheque la profundidad de bomba y compare



Estator y rotor dañado. con la longitud de barras.

• Cheque la presión.

• Cambie partes si es necesario.

Rotor o barras de pesca.

• Profundice la instalación.

• Re-espacie.

• Saque y repare.

• Cambie la bomba.

Tubing sin hermeticidad.

• Verifique nivel de presión.

• Saque la columna de producción repare la

pesca.

Tubing desenroscado o

cortado.

• Verifique el espaciado.

• Saque la sarta de barras y tubing.

• Repare.

Tabla Nº12: Problemas de operación en sistemas. Sin producción. Tomado de


PROBLEMA 6:

Perdida a través del sistema de sello.

Permanecen altas a pesar de haber ajustado el sello.

CAUSA PROBABLE

ACCIÓN RECOMENDADA

Las empaquetaduras están

gastadas.

• Verifique el estado de las empaquetaduras.

• Reemplace si es necesario.

Camisa de revestimiento

esta gastada.

• Verifique la camisa y reemplace si esta

dañada.

• Cambie también las empaquetaduras.

Tabla Nº13: Problemas de operación en sistemas.Perdida a través del sistema de

sello. Tomado de “PcpumpHandbook”.



PROBLEMA 7:

Correas cortadas frecuentemente.

(Velocidad buena. Corriente dentro de lo esperado).

CAUSA PROBABLE

ACCIÓN RECOMENDADA

Mal alineamiento entre

correas y poleas.

Verifique y corrija si es necesario.

Poleas gastadas y/o rotas. Verifique y cambie si es necesario.

Las correas no son

adecuadas para la

aplicación.

• Verifique si el perfil es el correcto para la

polea.

• Reemplace por el adecuado juego de correas

o poleas.

• Solicite soporte técnico desde algún

representante.

Tabla Nº14: Problemas de operación en sistemas. Correas cortadas

frecuentemente.Tomado de “PcpumpHandbook”.

PROBLEMA 8:

Nivel de aceite, baja en un periodo de tiempo corto.

CAUSA PROBABLE ACCIÓN RECOMENDADA

Sistema de sello esta

dañado, gastado o mal

ajustado.

• Verifique el sello reemplácelo si es necesario.

• Complétele nivel de aceite.

• Arranque y verifique perdidas.

Tapón de drenaje esta suelto Reapreté el tapón.

Tabla Nº15: Problemas de operación en sistemas.Nivel de aceite.Tomado de




PROBLEMA 9:

Perdida a través del sistema del sellado del vástago.

CAUSA PROBABLE

ACCIÓN RECOMENDADA

Sistema de sello esta

dañado, gastado o mal

armado.

• Cheque los elementos de empaque.

• Reemplácelos si es necesario.

Sistema de empaque suelto. Verifique el ajuste. Reajuste.

El vástago usado tiene la

zona de empaque gastada

dañada.

• Cheque el vástago en la zona de sello.

• Cámbielo si no fuera posible cambiar su

posición sin variar el espaciado.

Tabla Nº16: Problemas de operación en sistemas.Perdida a través del sistema del

sellado del vástago.Tomado de “PcpumpHandbook”.

Problema 10:

Temperatura del aceite del cabezal es alta.

CAUSA PROBABLE ACCIÓN RECOMENDADA

Cabezal girando a mayor

velocidad que la

recomendada, para ese

modelo.

• Verifique la velocidad.

• Cambie la relación de poleas para alcanzar la

velocidad deseada de acuerdo al

desplazamiento de bomba.

• Cambié el tipo de cabezal por una elección,

mas adecuada a la aplicación.

La especificación del aceite

no es la recomendada.

• Verifique el aceite.

• Reemplace si fuera necesario.

Nivel de aceite más alto que

el recomendado.

Verifique el final de aceite y corríjalo si es

necesario.

Tabla Nº17: Problemas de operación en sistemas.Temperatura del aceite del

cabezal.Tomado de “PcpumpHandbook”.



PARTE IX:

MANTENIMIENTO DE LOS EQUIPOS.

Una de las características del sistema de bombeo por cavidades progresivas

es la de requerir muy poco mantenimiento.

Los equipos de subsuelo (estator y rotor), obviamente no requieren ningún tipo

de mantenimiento, después de un tiempo de operación y cuando su eficiencia no sea

satisfactoria, se debe proceder a reemplazarlos.

No obstante, la bomba recuperada podría ser re-utilizada, total o parcialmente,

con base a lo siguiente:

• Realizar inspección visual y las mediciones pertinentes de los elementos de la

bomba (rotor y estator) y se recomienda altamente probarlos en taller en un

banco de pruebas.

• El rotor podría se utilizado (con o sin un nuevo cromado) con otro estator.

• El estator se podría re-utilizar con otro rotor (quizás de diferente diámetro).

• Al perder la bomba eficiencia, la curva de catalogo deja de ser

correspondiente y se debe utilizar la curva de taller, bajo estas condiciones, la

bomba (con el mismo o con otro rotor) se puede utilizar en otro pozo, quizás

de menores requerimientos de caudal, de head, o de ambos.

En cuanto a los sistema de superficie, el único mantenimiento que se debe

brindar tiene que ver con la grasa o aceite de lubricación de los rodamientos del

cabezal y la caja reductora y los ajustes / reemplazo del prensaestopas y las

empaquetaduras del mismo. Los cabezales (y algunos motores) con base de grasa,

deben ser lubricados periódicamente según los procedimientos de cada fabricante

sobre todo considerando que no se cuenta con la flexibilidad de un indicador de nivel.



Para los sistemas con rodamientos bañados en aceite, se debe cumplir en

general con lo siguiente:

• Reemplazar el aceite el primer mes de operación.

• Continuar los reemplazos cada tres o seis meses (o el periodo

recomendado por el fabricante).

• Entre reemplazos, el nivel debe ser medido por el operador y completado

en caso de ser necesario.

Es importante asegurarse que se esté utilizando la grasa o el aceite con las

propiedades necesarias según en ambiente donde estará instalado el equipo.

De igual forma, a pesar de que el primer cambio de aceite es después de un

mes de operación, se debe verificar que las propiedades del lubricante con el cual el

fabricante despachó los equipos se adapten a nuestro ambiente ya que pudieran ser

muy diferentes a las requeridas en nuestro país, y en este caso, el reemplazo

debería ser al arrancar el equipo o en un tiempo menor de un mes. Una alternativa,

es exigir al fabricante que despache los equipos con los lubricantes adecuados a

nuestro ambiente y condiciones de operación.

PARTE X:

DIAGNÓSTICO DE FALLAS (POST MORTEM).

En algunas ocasiones, es posible que la bomba falle dejando el pozo sin o con

menor producción. Una buena práctica es la de invertir en el esfuerzo de identificar el

tipo de falla de manera de tomar los correctivos en lugar de limitarse a simplemente

reemplazar la bomba. A veces identificar la causa de la falla no es sencillo, no

obstante, una vez recuperados los equipos (rotor y estator) una adecuada

inspección, aún en sitio, puede ayudar en gran medida a dilucidar que ocurrió y a

tomar los correctivos pertinentes.

10.1.-Fallas en los rotores.



Apariencia

Identificación

Causa

Corrección

ABRASION Desgaste en la superficie cromada del rotor.

Desgaste normal por girar a alta velocidad o manejo de fluidos abrasivos.

Utilizar bomba de mayor capacidad. Cromar el rotor para reutilizarlo.

DESGASTE BASE

METALICA

Desgaste extremo del cromado hasta la base metálica.

Fluido altamente abrasivo, roce con la tubería, bombeo de arena o rocas.

Al bajar la eficiencia cambiar el rotor antes de que la falla sea extrema

ATAQUE ACIDO Superficie grisácea, la base metálica puede tener hoyos.

El ácido ataca al cromo, el daño depende de la velocidad, la presión y la temperatura.

Circular el pozo y desalojar cualquier ácido antes de instalar la bomba.

CROMO

QUEBRADO

La capa de cromo se quiebra, la base metálica no presenta daño.

Alta temperatura por fricción (elevado ajuste, presión o velocidad.

No afecta el desempeño de la bomba. Debe considerarse el rediseño.

Tabla Nº18: Identificación de fallas en Rotores. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”

10.2.- Falla en los elastómeros.

Apariencia

Identificación

Causa

Corrección

ABRASION Superficies

desgastadas y arañadas en los

valles.

Desgaste normal. La falla se acelera por operar a alta

velocidad o manejar sólidos

Reducir la velocidad.

Utilizar bombas de mayor

desplazamiento.



ATAQUE QUIMICO

Elastómero mas

suave de los normal y con

ampollas.

Ataque por aromáticos o por crudos livianos suavizando la

goma.

Utilizar otros elastómeros.

PRESION EXCESIVA

Superficie dura y

brillante con ulceraciones y

goma desprendida

Altas presiones

hidrostática (fricción o

taponamiento)

Revisar diseño de la bomba, eliminar

taponamientos

ARRASTRE POR ALTA PRESION

Rasgaduras en

sentido contrario al flujo

Partículas sólidas, deforman y

perforan la goma, los fluidos la arrastran.

Considerar la utilización de

filtros o sobrediseño.

INFLUENCIA MECANICA

El elastómero se rasga o muestra pequeños hoyos.

Bombeo de rocas u otras partículas

extrañas.

Uso de filtros a la entrada de la

bomba o sobrediseño.

ALTA TEMPERATURA

Superficie con muchas grietas o

quebradiza.

Operación en vacío (sin fluido o

mucho gas) o en ambientes de alta

temperatura.

Controlar el nivel de fluido. Utilizar otros elastómeros

Tabla Nº19: Identificación de fallas en elastómeros. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”

PARTE XI:

ALMACENAMIENTO Y MANEJO DE EQUIPOS.

11.1.-Equipos nuevos:

11.1.1.-Cuidados para preservar rotores nuevos.



• Almacenar los rotores en forma horizontal evitando cualquier flexión, que

pueda deformar permanentemente el cuerpo o los extremos del mismo.

• Se deben almacenar en la funda protectora con los guardaroscas de fábrica,

así mismo el lugar de almacenamiento debe ser fresco y a la sombra.

• Al trasladar los rotores a los pozos, se deberán llevar en forma horizontal

evitando que sobresalgan del vehículo de transporte.

• No golpear la superficie cromada durante la manipulación y el traslado.

11.1.2.-Cuidados para preservar estatores nuevos.

• Los estatores deben ser almacenados a la sombra, en un lugar fresco y

ventilado.

• Se deben almacenar en posición horizontal, evitando cualquier esfuerzo

transversal posible que pueda flexarlo y deformarlo permanentemente.

• Sus extremos se deben mantener cubiertos con el guardaroscas original.

• Se debe utilizar el equipo apropiado para su transporte, de tal forma que no

sobresalgan los extremos.

• Evitar el contacto de los estatores con solventes o sustancias que puedan

atacar químicamente el elastómero.

• Utilizar el sistema F.I.F.O. (First In FirstOut) en el almacén de bombas, y de

esta forma evitar tiempos muy prolongados de permanencia de estos equipos

en almacén, ya que el elastómero de envejece aún a temperatura ambiente.

11.2.- Equipos usados

Los equipos usados se deben manejar con los mismos cuidados que un equipo

nuevo y adicionalmente se recomiendan las siguientes prácticas.

11.2.1.-Recuperación y cuidados de rotores usados.



• Una vez recuperado del pozo, el rotor debe ser lavado con gasoil u otro

solvente sin rayarlo.

• La rosca se debe cepillar y proteger con un guardarosca.

• Una vez limpios y secos se deben proteger con tela o lona en toda su

extensión, colocando etiquetas que indiquen medida, modelo, marca y origen.

• Solo aquellos rotores que no presenten dobleces y como recubrimiento este

en buen estado, podrán almacenarse para ser reutilizados. En caso contrario

se evaluará la reparación de los mismos.

11.2.2.- Recuperación y cuidados de estatores usados.

• Al sacarlo del pozo debe ser lavado en la parte exterior con solvente, evitando

que evitando que el mismo tenga contacto con el elastómero.

• Las roscas de deben ser cuidadosamente lavadas y cepilladas; una vez

limpios, se procede a cubrir los extremos con guardaroscas o con tela

obscura.

• Se debe identificar el estator, con etiquetas o pintura, especificando modelo,

marcas y origen.

• Los estatores que no presentan señales de daño alguno en el elastómero se

llevarán a banco de prueba para verificar su estado.

11.3.- Reutilización de equipos.

El componente que con mayor frecuencia sufre daños en las BCP, es el

estator y específicamente en el elastómero, por ello la estandarización de equipos

permite una mayor reutilización de componentes que se deterioran con menos

frecuencia (Rotor y niple de paro), teniendo como beneficio directo, una disminución

en los costos de operación. Una simple inspección para el rotor y un mantenimiento

preventivo para los equipos de superficie son suficientes para su reutilización.

No obstante la única forma de verificar que el estator se encuentra en

condiciones de ser reutilizado aún cuando no presente daños aparentes, es

someterlo a una prueba en un banco apropiado para este sistema. Algunos



proveedores de estos equipos poseen bancos de prueba en el país, y una prueba en

banco es relativamente muy económica ante una posible entrada de máquina al pozo

para reemplazar un estator reutilizado si falla.

PARTE XII

APLICACIONES ESPECIALES.

La aplicación de la tecnología del bombeo por cavidades progresivas es

relativamente reciente si se compara con los métodos de producción convencionales

(bombas mecánicas) y solo la evaluación continua de las mismas en escenarios con

diversidad de exigencias permitirá madurarla técnica y tecnológicamente.

En cuanto a las limitaciones del método, se ha mencionado la imposibilidad de los

elastómeros para bombear fluidos con altos volúmenes de gas libre, ambientes de

alta temperatura, crudos aromáticos, profundidades importantes donde la resistencia

de las cabillas constituyan una limitación, cambios de bomba sin recuperar la

completación, manejo de altos caudales, etc.

En aras de extender el alcance del método BCP, se han ideado diversos

desarrollos, muchos de las cuales se han evaluado en Venezuela sin obtener, no

obstante, resultados exitosos.

Algunos de estos desarrollos son los siguientes:

12.1.- Bombas tipo Insertables.

Buscan reducir el tiempo empleado en los cambios de bombas y por ende,

disminuir costos y contar con la producción en el menor tiempo posible. Al dañarse la

B.C.P. (generalmente se daña el estator, mas específicamente, el elastómero) es



necesario recuperar toda la completación de producción; para el reemplazo de una

bomba tipo insertable basta con recuperar la sarta de cabillas.

En Venezuela (en los pozos de la C.O.L.) se evaluó está tecnología

detectando problemas con el sistema de anclaje de la bomba (tanto en el diseño

como en los sellos); estas bombas están consideradas para pozos bajo productores

ya que su capacidad está limitada por el diámetro interno de la tubería de producción

12.2.- Bombas Multilobulares.

Ofrecen en teoría mayor capacidad volumétrica que las bombas de geometría

simple; con base a esto, podría incrementarse la capacidad de las bombas tipo

insertables.

Las bombas multilobulares, según los fabricantes, exigen menos torque que las

de geometría simple, sobre este punto se debe aclarar que al ser aquellas de mayor

capacidad, para obtener una determinada tasa, su velocidad de operación sería

menor y por ende el torque. Sin embargo, a altas velocidades se han encontrado en

campo altas exigencias de torque y vibración.

En Venezuela no se han obtenido resultados favorables con esta tecnología.

12.3.- Bombas con motor eléctrico de fondo.

Conocida también como “Electro BCP”, “BCP eléctrica sumergible”, etc.

Estos equipos están concebidos principalmente para:

• Pozos muy profundos o altamente desviados donde mecánicamente la sarta

de cabillas imponga limitaciones.

• En pozos de crudos excesivamente viscosos, se disminuye la presión

asociadas a la fricción de los fluidos con los acoples de las cabillas, los

centralizadores y las cabillas propiamente dichas, reduciendo de esta manera,

el head requerido por el sistema.



• En pozos con excesiva cantidad de arena o sólidos donde la abrasión

constituya un problema para los componentes mecánicos de las bombas

electrosumergibles (BES).

• En pozos con sistemas BES donde ocurran problemas de cavitación por los

volúmenes de gas manejados.

• Comparativamente con el sistema BES, el consumo de corriente es

sensiblemente menor.

En Venezuela se realizaron algunas instalaciones, no obstante, los resultados

fueron de éxito relativo ya que se detectaron problemas de fatiga en las cajas

reductoras, esto como consecuencia de no contar con aceites que proporcionen

optimo desempeño desde el punto de vista dieléctrico y como lubricante.

Adicionalmente, el lubricante en la caja reductora terminaba contaminándose ya que

el protector se instala antes de la caja reductora con la finalidad de obtener el mejor

rendimiento de los sellos (ya que a baja velocidad, la eficiencia de los sellos

disminuye significativamente).

Los componentes de la BCP con motor eléctrico de fondo son los siguientes:

• Un motor eléctrico sumergible.

Puede ser estándar o bipolar, y gira a 3500 r.p.m. bajo 60Hz o a 2900 r.p.m. bajo

50 Hz. Los motores pueden concebirse con 4 o 6 polos, de manera de dividir la

velocidad nominal de un motor bipolar por 2 por 3. Pero al contrario, un aumento del

número de polos, conduce a aumentar la longitud del rotor/estator del motor para

conservar la misma potencia: Por 2 para 4 polos, por 3 para 6 polos.

• Un reductor de velocidad de engranajes.

Para permitir reducir la velocidad del motor a una velocidad aceptable para la BCP.

• Un protector.



Para evitar toda entrada de fluido en la parte motriz e igualar la presión interna

del motor con la del pozo, incluye un tope para absorber la carga en la bomba.

Un conjunto comprendiendo los orificios de admisión y una barra flexible (o biela y

articulaciones) para absorber la excentricidad del rotor de la bomba.

• Una Bomba de Cavidades Progresivas.

La BCP propiamente dicha considerando todas las variables necesarias para su

adecuada diseño/selección (desplazamiento, head, tipo de elastómero, etc).

• Un cable de potencia de tres conductores.

Cable armado y aislado para resistir las duras condiciones ambientales del pozo.

Este cable puede ser plano o redondo. La sección de los conductores es función de

la intensidad de la corriente eléctrica.

• Una variador de frecuencia.

Colocado en superficie con la finalidad de variar la velocidad de rotación del

motor, proporcionalmente a la frecuencia.

• Accesorios.

Cabezal del pozo, conectores para el cableado de superficie, cajas de venteo,

gabinetes para el variador de frecuencia, etc.

Detalle en la Figura N°30, un esquema de la BCP con motor eléctrico de fondo.



Figura Nº30: Esquema de una BCP con motor de Fondo.Tomado de “Bombeo de




12.4.- Bombas Metálicas.

La incapacidad de los elastómeros para manejar fluidos con altos volúmenes de gas

(el material podría quemarse si la bomba opera en vacío o ampollarse si el

elastómero es muy permeable), altos contenidos de aromáticos y elevadas

temperaturas imponen un restricciones al método, las cuales serían subsanadas si

se utilizara un material insensible a estos efectos. Se han considerado diversas

aleaciones mecánicas, cerámicas, fluoelastómeros, etc.

En Venezuela se evaluaron desde los comienzos de los años noventa diversos

materiales elastómericos en pozos sometidos a inyección alternada de vapor, sin

ningún éxito ya que los mismos no resisten tan elevadas temperaturas.

En Venezuela se instaló a finales de 1998 una bomba de cavidades progresivas

totalmente metálicas (sin elastómero) en un pozo sometido a recuperación térmica,

para aquel entonces fue la primera aplicación a nivel mundial, sin embargo, la

eficiencia de la bomba fue muy baja y no hubo éxito al tratar de compensarla

incrementando la velocidad de rotación.

Figura Nº31: BCP Metálica.Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP

Oil”.



12.5.- Bombas con Elastómeros de espesor constante

Las bombas con estator metálico tienen la propiedad de no presentar

hinchamiento ante la presencia de crudos (aromáticos) livianos ya que carecen de

elastómeros; no obstante, los crudos livianos son poco viscosos por lo cual el

escurrimiento (el cual es función de la interferencia de la bomba) solo puede ser

controlado con velocidad, lo cual no es suficiente.

Por otra parte, el hinchamiento del elastómero (suponiendo que este no sea

de una magnitud que afecte las propiedades mecánicas del material) podría ser

compensado con rotores de menor diámetro (subdimensionados), sin embargo,

ensayos de laboratorio demostraron que el hinchamiento es proporcional al espesor

del elastómero y en las BCP este no es constante por lo cual, el hinchamiento

tampoco lo es.

La bombas con elastómero de espesor constante, conocidas como bombas

CTR (“ConstantThicknessRubber”) son bombas con cavidades metálicas con la

diferencia que estas se recubren de una delgada, y constante, capa de elastómero,

garantizando de esta manera la interferencia necesaria entre el estator y el rotor para

sellar las cavidades y generar la acción de bombeo, por otra parte, al ser la capa del

material constante, el hinchamiento también lo sería por lo cual la utilización de

rotores subdimensionados sería optima garantizándose la misma interferencia a los

largo de todas las cavidades; finalmente ya que un considerable volumen del

elastómero es sustituido por metal se pueden utilizar materiales costosos como

fluoelastómeros (Viton).

La siguiente figura muestra la carcasa, los lóbulos metálicos y el

recubrimiento de estos con un fluoelastómero.



Figura Nº31: Sección de una BCP tipo CTR. Tomado de “Bombeo de Cavidad




CONCLUSIÓN.

Una de las etapas más importantes de la rama petrolera es la producción la

cual permite estudiar y aplicar las distintas herramientas adecuadas para extraer el

hidrocarburo que se encuentra en el subsuelo. Por tal motivo, se requiere de muchos

estudios que permitan conducir las mejores formas en cómo va a venir ese fluido a la

superficie, y con qué capacidades se cuentan para explotar de una forma factible el

pozo perforado.

Uno de los inventos más importantes para la industria petrolera es la BCP

inventada por Moineau en 1932, que consta de un rotor dentro de un estator.

Se cuenta con diversos de materiales y geometría, la mas común es un rotor

metálico dentro de un estator elástico. La geometría del conjunto forma una serie de

cavidades idénticas separadas entre si, de ahí su nombre.

En su aplicación correcta este sistema provee el método de levantamiento

artificial más económico. En Venezuela, los resultados obtenidos aplicando BCP

como método de levantamiento artificial son aproximadamente 525 millones de

barriles.

Un componente clave en el correcto desempeño en las bombas BCP son los

elastómeros, es el elemento mas delicado del equipo y de su adecuada selección

depende en gran medida el éxito de la operación, este reviste internamente el

estator. Existen distintos tipos de elastómeros de acuerdo al material que están

compuestos en su mayoría polímeros derivados del petróleo.

La sarta de varillas de bombeo esta compuesta de: el rotor, niple de paro,

niple intermedio, ancla de gas, caño filtro, ancla de torque, zapato probado de

hermeticidad y centralizadores de cabillas; la escogencia y el mantenimiento de cada

uno de estos factores es determinante en el aprovechamiento de los fluidos que

aporta el pozo.



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1220 L Street, NW | Washington, DC 20005-4070 | USA Petroleum and natural

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� Hirschfeldt Marcelo, “Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas”, Versión

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� Chacín Nelvy, Bombeo de Cavidad Progresiva, ESP OIL INTERNATIONAL

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� Veil J.A., Langhus, B.G. and Belieu, S.: “Feasibility Evaluation of Downhole

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Department of Energy, Jan. 1999.

� Matos Gutierrez Jaime Aquiles, Optimización de la producción por sistema

PCP, Tesis de Grado, Lima- Perú, 2009.

� Farías Laura, Hirschfeldt Marcelo, Explotación de pozos con PCP en

yacimiento Diadema, Tesis de Grado, 2006.

� Ciulla Francesco, Principios fundamentales para diseños de bombas con

cavidad progresiva, 2003.

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