Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en México

8/12/2019 Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en Mxico

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UNAM

Tesis que presenta paraadquirir el grado de

INGENIERO PETROLERO

Facultad de Ingenieria,

UNAM

Bombeo de cavidades progresivas: Una ventana de

oportunidad en Mxico

Eduardo Ruiz Gallegos


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AGRADECIMIENTOS

A Mi MamPor tu Amor y apoyo incondicional durante toda mi vida a pesar de todo lo que hemos pasado

juntos. Gran parte de este triunfo es sin duda tuyo!

A Mi Abuelita RuthPor tu incesante esfuerzo de llevarme por buen camino, por inculcar en m los valores para ser la

persona que hoy soy.

A Mi Abuelito Rafael (q.e.p.d.)Por su apoyo y amor durante el tiempo que estuvo conmigo, por sus enseanzas. Y ahora s, ya

somos petroleros!!!

A mis amigos y compaeros de la Facultad de IngenieraPor su amistad y cario demostrado en esta etapa de mi vida, por todos aquellos triunfos y

fracasos. Un placer haber compartido tantos momentos, para no omitir a ninguno de ustedes nomenciono nombres.

A mis ProfesoresHan sido tantos en mi trayectoria escolar que sera injusto no nombrar alguno, a todos

agradezco su inters y transmisin de conocimientos que me llevan a lograr este importantepaso.

A mis compaeros de EQUITRANPor su gran ayuda durante esta etapa, afortunadamente pude desarrollarme en ambas

actividades teniendo buenos resultados. Muchas Gracias Adolfo.

Al Ing. Hctor Daz ZertuchePor su apoyo para la realizacin de este trabajo, adems de su asesora durante mi Servicio Social.

Al Ing. Gerardo Rodrguez GmezPor sus invaluables enseanzas, que ms all de lo profesional, me abri en la mente nuevas

perspectivas como persona.

A mi familiaA pesar de no estar tan unidos como me gustara, siempre estuvieron al tanto de lo que

pasaba conmigo. Ustedes tambin son parte de este logro.

A mis amigosPor seguir mis pasos desde nio, por confiar en m y depositar siempre mensajes de alientoy admiracin, gran parte de la motivacin se debe a ustedes. Una mencin especial para la

familia Zaldivar Ochoa ya que siempre estuvieron al pendiente de mi desempeo.

A ti SilviaPor haber llegado en buen momento para empujarme en todo momento y ser una gran

ayuda en esta ltima parte de la carrera.

A todas las personas que en cualquier momento de mi vida han hecho de mi una personade bien, siempre esforzando por tener un mejor porvenir. Por ello, MUCHAS GRACIAS!


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ndice

Mayo, 2009

ndice por Captulos

Presentacin 1

Captulo 1. Introduccin 5

Captulo 2. Antecedentes 10

2.1 Localizacin Geogrfica y Estructura Geolgica 13

2.2 Proyecto Antonio J. Bermdez 16

2.3 Utilizacin del Sistema BCP en Samaria Terciario 17

2.4 Perspectivas del Campo Samaria Somero en el horizonte 2009-2024 18

Captulo 3. Generalidades y componentes del sistema 19

3.1 Antecedentes histricos 20

3.2 Evolucin del Sistema 20

3.3 Ventajas y desventajas del BCP 22

3.4 Principio terico del funcionamiento de la bomba de cavidades progresivas 25

3.5 Componentes del sistema 32

3.5.1 Equipos de superficie 32

3.5.2 Equipos de subsuelo 35

Captulo 4. Diseo del Sistema 48

4.1 Parmetros para la seleccin de la bomba 50

4.2 Procedimiento de diseo y seleccin del sistema 53

4.2.1 Equipos de subsuelo 53

4.2.2. Equipos de superficie 72

4.3 Anlisis de sensibilidad para el desempeo de la bomba 75


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ndice

Mayo, 2009

Captulo 5. Caso Prctico: Pozo CU-1 80

5.1 Diseo Previo 83

5.2 Datos del pozo CU-1 84

5.3 Estado mecnico del pozo 86

5.4 Programa operativo de la instalacin del BCP 88

5.5 Desempeo actual del pozo CU-1 89

5.6 Imgenes de la instalacin en el pozo CU-1 90

Captulo 6. Anlisis, optimizacin y diagnstico 92

6.1 Factores que afectan la operacin de la bomba 94

6.2 Ensayos de laboratorio 96

6.3 Fallas y diagnstico en rotor 99

6.4 Fallas y diagnstico en estator 100

Captulo 7. Conclusiones y recomendaciones 105

7.1 Conclusiones 106

7.2 Recomendaciones 108

Referencias 110


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Presentacin

Mayo, 2009 1

Presentacin

El sector energtico es fundamental para el desarrollo de Mxico, en particular el

rubro de los hidrocarburos ya que su suministro contribuye a la realizacin de

actividades productivas, al crecimiento econmico y a la competitividad del pas en

el escenario internacional.

Durante los ltimos aos, la demanda de energticos a nivel mundial se ha

incrementado de manera exponencial, siendo el petrleo una de las principales

fuentes de energa.

De acuerdo al economista Duncan Wood1, el crecimiento en dicha demanda se

acentuar los prximos aos fundamentalmente por el desarrollo industrial de

China e India, alcanzando niveles que sobrepasarn los 365 millones de barriles

de petrleo crudo equivalente diarios para el ao 2030.

Figura 1. Consumo de energa a nivel mundial

1Wood, D.:Importancia del petrleo en los prximos 30 aos expuesto en el Encuentro Tecnolgico

Internacional sobre los recursos energticos del Golfo de Mxico. Mxico, 2008

90

91

100

108

117

119

130

137

143

149

156

53 6

6 76 7

7 85 9

4 128

149

168

188

209

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1980 1990 2000 2010 2020 2030

Produccindecrudoequivalente

diario(MMBPCE)

OCDE NO OCDE

Proyeccin

Fuente: IEA WEO 2006

3%

1%

Crecimient

o

promedioa

nual

2003-2030

143157

185213

258

202176

286311

337365


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Presentacin

Mayo, 2009 2

Aunado a esto, en la mayora de los pases productores de aceite las reservas de

hidrocarburos han disminuido de forma tal, que las empresas petroleras enfrentan

un reto maysculo para lograr incrementar las tasas de restitucin, o en su caso,

encontrar nuevas y mejores herramientas para la explotacin de los yacimientos ya

descubiertos.

En ese mismo sentido, la problemtica de Mxico no es la excepcin dada la

alarmante cada de produccin del complejo Cantarell, ocasionando una

disminucin en la produccin nacional a niveles de 2.8 millones de barriles diarios

en 2008, comparados con los 3.4 millones que se producan en promedio durante

20042lo cual representa un decremento del 18 por ciento.

Respecto al volumen de reservas probadas del pas, se ha tenido un decremento

de 54.1 a 12.2 miles de millones de barriles de petrleo crudo equivalente en el

perodo comprendido entre 1987 y 2007 lo que equivale a un decremento de 77

por ciento.3

Por lo anterior, es necesario que los profesionales del ramo petrolero ocupen parte

de su tiempo en la innovacin de tecnologas para lograr revertir el panorama que

hoy parece un tanto desalentador. En los ltimos 20 aos alrededor del mundo, el

sistema artificial de bombas con cavidades progresivas ha logrado mejorar las

condiciones operativas de un gran nmero de pozos dada su simpleza y ventajas

operacionales.

El presente trabajo tiene como principal objetivo el anlisis integral de este sistema

y su aplicacin en el pozo CU-1 del Campo Samaria ubicado en la Regin Sur de

Pemex Exploracin y Produccin. Mediante este mtodo, se puede crear una

ventana de oportunidad para pozos que requieran mejorar su funcionalidad, o bien,

incrementar su productividad.

2Anuario Estadstico de Pemex Exploracin y Produccin, Mexico, 2008

3

British Petroleum, BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008


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Presentacin

Mayo, 2009 3

Inclusive, podra convertirse en una opcin viable para el desarrollo tecnolgico del

campo Chicontepec dados los obstculos geolgicos en la zona. La forma irregular

de los yacimientos lenticulares en la zona aunada a la liberacin rpida de gas

disuelto y la baja presin de fondo ocasionan una rpida declinacin en la

produccin de cada pozo. Un pozo tpico en la mejor zona de Chicontepec,

conocido como Agua Fra-Coapechaca-El Tajn, produce 320 barriles diarios en los

primeros meses, pero en el primer ao la extraccin se desploma a 100 barriles

diarios y en el tercer ao a slo 30 barriles diarios4.

Dentro de los captulos de sta tesis se podrn conocer los principales

fundamentos del sistema, as como las herramientas bsicas para su aplicacin en

campo.

En elprimercaptulo se presenta una introduccin al tema con un enfoque tcnico,

haciendo referencia a las etapas por las que atravesar el yacimiento desde su

explotacin primaria hasta la terciaria o mejorada.

Los antecedentes histricos, localizacin geogrfica y la perspectiva del Campo

Samaria para los prximos aos sern abordados en el segundo captulo.

El captulo tercerodescribir las generalidades y los componentes que conforman

el sistema artificial de produccin mediante el uso de bombas de cavidades

progresivas.

Una vez definidos los conceptos elementales del sistema, el cuarto captulo

plantear las bases para el diseo de los equipos, poniendo especial nfasis en los

parmetros a considerar. Asimismo, se presentar un anlisis de sensibilidad con

las variables que ms impacto tendrn durante la vida productiva del pozo.

4

Shields, David. Otra joya de Pemex, Publicacin Energa a debate, Reforma, 2006


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Presentacin

Mayo, 2009 4

El captulo quinto presentar una propuesta prctica de la instalacin de una

bomba insertable de cavidades progresivas en el pozo CU-1, misma que incluye

un estudio con ayuda de una licencia gratuita del software computacional PC-

Pump de la empresa C-FER Technologies5.

Como parte importante del proceso de instalacin y seguimiento del desempeo

de un sistema artificial se debe considerar la optimizacin del mismo, tema

explicado dentro del sexto captulocon el objetivo de tener los mejores ndices de

recuperacin que estarn ligados al beneficio econmico.

Por ltimo, en el captulo sptimose emitirn las conclusiones y recomendaciones

generales logrando definir las ventajas y desventajas del sistema, adems del

desempeo mostrado durante el estudio en campo.

Al final de este trabajo, se espera poder ofrecer al lector las bases necesarias para

tener un conocimiento global del funcionamiento del sistema de cavidades

progresivas as como su aplicacin en pozos dentro del territorio nacional.

5PC-Pump: An Interactive Design & Evaluation Tool for Progressing Cavity Pumping Systems Versin

2.70, C-Fer Technologies, Canad, 1999


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1. Introduccin


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Introduccin

Mayo, 2009 6

La vida productiva de un pozo comienza una vez que se pone a fluir. Con el fin de

optimizar los ndices de recuperacin es necesario tener un escenario global de

las diferentes etapas por las que atravesar el pozo en cuestin. De esta manera,

ser ms fcil llevarlo al mejor escenario de produccin.

La primera etapa en la extraccin de hidrocarburos se da cuando existe un

mecanismo de empuje natural (gas, agua o segregacin gravitacional) derivado de

la energa propia del yacimiento, la cual permite desplazar los fluidos confinados a

travs del pozo hasta llegar a superficie.

Inicialmente la presin en el yacimiento es considerablemente mayor a la presinde fondo en el pozo. Est diferencia de presin hace que los fluidos puedan

vencer las cadas de presin en la tubera de produccin y llegar hasta la

superficie. Sin embargo, con el tiempo la presin del yacimiento va disminuyendo

a causa del ritmo de produccin, por tanto el diferencial de presin tambin se ve

afectado.

Figura 1.1. Esquema de un sistema integral de produccin

NOMENCLATURA:

Pws= Presin del yacimientoPwf = Presin de fondo fluyendoPwh = Presin en cabeza del pozoPest = Presin del estrangulador

Psep= Presin del separador

Pozo Fluyente si:

Pws> Pwf> Pwh> Pest> Psep


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Introduccin

Mayo, 2009 7

Con el fin de incrementar el gasto de aceite, se requiere que las cadas de presin

entre los componentes del sistema integral de produccin no sean tan grandes, lo

cual puede lograrse implementando un mtodo de produccin artificial. La

instalacin de cualquiera de estas opciones puede ser viable desde el inicio del

proyecto si fuera necesario.

Esta etapa de produccin alcanza su lmite cuando la presin en el yacimiento es

lo suficientemente baja que los gastos obtenidos no son econmicamente

rentables o cuando la relacin gas-aceite (RGA) en la corriente de fluidos es muy

alta. Durante la recuperacin primaria, solo un pequeo porcentaje de los

hidrocarburos in-situ son producidos, tpicamente alcanza un 10 por ciento para

yacimientos de aceite1.

La segunda etapa en la vida de un pozo se presenta cuando un fluido externo

(agua o gas) es inyectado al yacimiento mediante pozos localizados en rocas que

tienen comunicacin con los fluidos contenidos en pozos productores.

El propsito de la recuperacin secundaria es mantener la presin del yacimiento

para desplazar los hidrocarburos hacia el fondo del pozo y posteriormente asuperficie. Las tcnicas ms usuales de recuperacin secundaria, son la inyeccin

de gas natural y agua. Normalmente, el gas es inyectado en el casquete, mientras

que el agua en la zona productora para empujar al aceite fuera del yacimiento. Es

importante hacer notar que igualmente se puede implementar un programa de

mantenimiento de presin durante la fase inicial de produccin, pero se considera

como una forma de recuperacin mejorada.

1Glosario de Trminos Schlumberger Recuperacin Primaria

http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=primary%20recovery
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=primary%20recoveryhttp://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=primary%20recovery


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Introduccin

Mayo, 2009 8

Esta etapa alcanza su lmite cuando los fluidos inyectados al yacimiento son

producidos en cantidades considerables, dando como resultado que el pozo ya no

sea econmicamente rentable. El uso adecuado de la recuperacin primaria y

secundaria en un yacimiento de aceite puede generar la produccin de entre 15 y

40 por ciento del volumen original2.

La tercera etapa en la produccin de hidrocarburos se da cuando se utilizan

tcnicas sofisticadas que alteran las propiedades originales del aceite y de la roca.

La recuperacin mejorada puede iniciar despus de un proceso de recuperacin

secundaria o en cualquier momento de la vida productiva de un yacimiento. Su

propsito no es solo restablecer la presin de la formacin, sino tambin mejorar

el desplazamiento de los fluidos en el yacimiento.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Gastodeaceite(bpd)

Tiempo (aos)

Figura 1.2. Vida productiva del yacimiento

2Glosario de Trminos Schlumberger Recuperacin Secundaria

http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=secondary%20recovery

Recuperacin Primaria

Recuperacin Secundaria

Recuperacin Mejorada


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Introduccin

Mayo, 2009 9

Los tres tipos ms comunes de recuperacin mejorada son el desplazamiento con

qumicos (polmeros o alcalinos), el desplazamiento miscible (con inyeccin de

CO2 o hidrocarburos) y mtodos de recuperacin trmica (inyeccin de vapor o

combustin in-situ).

La aplicacin ptima de cada tipo depende de factores como: la temperatura del

yacimiento, presin, profundidad, espesor neto, permeabilidad, saturacin de agua

y aceite, porosidad y propiedades de los fluidos tales como la densidad API o la

viscosidad3.

Para determinar la capacidad de produccin de un pozo, el especialista adems

de considerar el sistema en su conjunto, deber tener conocimiento de las

propiedades del yacimiento y de los fluidos confinados en l.

La presencia de crudo viscoso, la liberacin y expansin del gas disuelto y la

entrada de agua son algunos de los problemas que afectan el flujo de

hidrocarburos del yacimiento al pozo. Las altas viscosidades del aceite reducen su

movilidad y slo aumentando la temperatura en las vecindades del pozo puede

facilitarse su recuperacin.

Durante dcadas pasadas, los sistemas artificiales de produccin se han centrado

en la utilizacin de mtodos de bombeo en el fondo (mecnico, electrocentrfugo,

cavidades progresivas, entre otros) adems del empuje por inyeccin de gas. En

nuestros das, una definicin ms extensa est surgiendo, la cual coincide con los

cambios fundamentales que han ocurrido en la industria.

3Glosario de Trminos Schlumberger Recuperacin mejorada

http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=enhanced%20oil%20recovery


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Introduccin

Mayo, 2009 10

Actualmente, la problemtica de explotacin de crudo pesado, nos exige tener

sistemas multifsicos capaces de llevar los fluidos hasta estaciones de proceso, y

las prdidas de presin en estos sistemas pueden ser significativas, por lo que es

necesario recurrir a la combinacin de bombas dentro del pozo y en superficie,

con la problemtica de que se involucran volmenes de arena y gas que pueden

afectar los equipos; adems de altas temperaturas asociadas con proyectos de

recuperacin trmica.

Por otra parte, el desarrollo de aguas profundas tambin ha venido a revolucionar

los conceptos que han prevalecido durante aos. Para este tipo de proyectos, el

uso de risers y tuberas instaladas en el lecho marino representan una

componente importante del sistema de produccin. La problemtica en ese tipo de

pozos limita la aplicacin de sistemas artificiales convencionales, por lo cual es

necesaria la implementacin de bombas multifsicas en el fondo del lecho marino

o mtodos de levantamiento por risers.

La produccin por medio de un sistema artificial gira en torno al comportamiento

de flujo de los pozos, en el que intervienen diversos factores que lo afectan. Por

ello, es necesario tener medios para su diagnstico as como la utilizacin de

modelos matemticos y correlaciones para predecir dicho comportamiento en el

medio poroso, tuberas de produccin y de descarga, as como elementos

superficiales y subsuperficiales.

Cuando se busca la mejor opcin para instalar un sistema artificial en cualquier

pozo, es imprescindible poner sobre la mesa todo el abanico de posibilidades y

analizar las ventajas y desventajas, tanto operativas como econmicas4.

4Scott, S.:Overview: Artificial Lift, Journal of Petroleum Technology, SPE, Vol. 58 No. 5

http://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2006/05/overview_artificial_lift.htm
http://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2006/05/overview_artificial_lift.htmhttp://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2006/05/overview_artificial_lift.htmhttp://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2006/05/overview_artificial_lift.htm


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2. Antecedentes


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Antecedentes

Mayo, 2009 12

La Regin Sur de Pemex Exploracin y Produccin abarca el estado de Tabasco,

el sur de Veracruz, el norte de Chiapas y parte de Campeche, se producen los

hidrocarburos de ms alta calidad en el pas.Administrativamente, est integrada

por cinco activos integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac,

Samaria-Luna y un Activo Regional de Exploracin. En conjunto, los activos

integrales operan 118 campos al 1 de enero de 2007, siendo el Activo Integral

Macuspana el de mayor nmero de campos con 33 y Samaria-Luna el de menor

nmero con 131.

La produccin total de hidrocarburos en la Regin Sur durante el ao 2007 fue de

465.2 miles de barriles diarios y 1 mil 353 millones de pies cbicos diarios de gas,

contribuyendo con 15.1 y 22.3 por ciento de la produccin total del pas,

respectivamente2.

Figura 2.1. Produccin de crudo de la Regin Sur

Ao 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Produccin Nacional

(MBD)3,023 3,071 2,906 3,012 3,127 3,177 3,371 3,383 3,334 3,256 3,076 2,792

Regin Sur (MBD) 627 621 587 550 509 498 483 473 497 491 465 459

Porcentaje (%) 21 20 20 18 16 16 14 14 15 15 15 16

1Las reservas de hidrocarburos en Mxico, PEMEX 2008, Mxico.2Anuario Estadstico PEMEX 2008, Mxico.

http://www.pemex.com/files/content/2-AE_08_Exploracion.pdf

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009

Producci

ntotal(MBD)

Porcentajes respecto al TotalNacional

Produccin Total Nacional

Produccin Regin Sur

20% 18% 16% 14% 15% 16%


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Antecedentes

Mayo, 2009 13

2.1 Localizacin Geogrfica y Estructura Geolgica3

El Campo Samaria es parte del Complejo Antonio J. Bermdez, se encuentra

ubicado a 17 km. al noroeste de la ciudad de Villahermosa (Figura 2.2). Fue

descubierto en el ao 1960, con el pozo Samaria-2, producede formaciones del

Cretcico y del Terciario. El Campo Samaria Terciario se caracteriza por tener

arenas no consolidadas, lenticulares, con mltiples contactos de agua aceite,

con crudo que vara en un rango de 16 a 26 grados API.

Figura 2.2. Mapa de localizacin Campo Samaria

El Campo Samaria a nivel del Terciario lo conforman las formaciones: Filisola de

edad Mioceno Superior y la Formacin Paraje Solo de edad Plioceno.

3Las reservas de hidrocarburos en Mxico PEMEX 2008, Mxico.

http://www.pemex.com/files/dcf/rh2008/rh2008_esp.pdf


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Antecedentes

Mayo, 2009 14

La Formacin Filisola presenta facies de barras, desembocaduras y canales, tanto

las barras como los canales tiene continuidad lateral. La Formacin Paraje Solo es

ms continental, presenta facies de canales delgados discontinuos con

intercalaciones de lutitas, barras de meandros y abanicos de roturas, donde se

encuentra la mayor parte de la acumulacin de aceite en esta formacin. (Figura

2.3)

Figura 2.3. Columna estratigrfica del Campo Samaria

Terciario

Somero

Profundo

Columna GeolgicaCampos: Samaria

Estudio 2005


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Antecedentes

Mayo, 2009 15

En la figura 2.4 se muestran las secciones estratigrficas ms comunes en los

pozos del campo Samaria, donde podemos distinguir con facilidad que en la zona

entre 500 y 1,000 metros de profundidad se localizan los depsitos de crudo extra

pesado, mientras que entre los 1,000 y 2,000 metros de profundidad tenemos la

zona de aceite pesado.

Figura 2.4.Seccin estratigrfica del Campo Samaria

Tabla 2.1. Datos d el yacimiento

Concepto Valor

Volumen Original De Aceite 102 millones de barrilesPresin Original 180 kg/cmGravedad API 16 - 26 APIFactor De Recuperacin 15 por cientoReserva Original 15.3 millones de barrilesProduccin Acumulada 7.9 millones de barrilesReserva Remanente 8.8 millones de Barriles


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Antecedentes

Mayo, 2009 16

2.2 Proyecto Antonio J. Bermdez

El pozo CU-1 utilizado para la evaluacin del sistema artificial de produccin

mediante la instalacin de bombas de cavidades progresivas en el subsuelo se

localiza dentro del territorio de este proyecto.

El proyecto Antonio J. Bermdez fue descubierto en 1973 con la perforacin del

pozo Samaria-101, siendo considerado hoy en da uno de los principales

prospectos de explotacin de aceite y gas dentro de la estructura de Pemex

Exploracin y Produccin que junto con los Proyectos Integrales Delta Grijalva y

Samaria Somero integran al Activo Integral Samaria-Luna.

Respecto a la infraestructura del proyecto, se realiz la construccin de una nueva

planta recuperadora de nitrgeno que inici operaciones a mediados del mes de

agosto de 2008. Con ella se estar en condiciones de mantener la presin del

yacimiento, al permitir la inyeccin de 190 millones de pies cbicos por da de

nitrgeno, con los cuales se dar prcticamente una segunda vida a los campos

de la zona.

En sus mejores momentos, cuando el yacimiento iniciaba su explotacin por el

ao 1979, lleg a producir hasta 660 mil barriles por da. Y a pesar que en estos

momentos el yacimiento Antonio J. Bermdez puede considerarse maduro tiene

todas las posibilidades de volver a tener niveles crecientes de produccin.

Elementos como el nitrgeno, la perforacin de pozos, el uso de tecnologas no

convencionales (como la perforacin horizontal) y la inclusin de sistemas

artificiales coadyuvarn a incrementar la produccin.


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Antecedentes

Mayo, 2009 17

2.3 Utilizacin del sistema BCP en Samaria Terciario

A inicios de 2007 se utiliz por primera vez en el Activo Samaria-Luna este tipo de

sistema artificial en el pozo Samaria-1001, teniendo una aplicacin exitosa del

BCP mejorando su productividad de 25 a 300 barriles por da.

Actualmente, se tienen 5 pozos operando con bombeo de cavidades progresivas

dentro del Campo Samaria, con muy buen funcionamiento. La tabla siguiente

muestra su comportamiento y caractersticas principales.

Tabla 2.2. Pozos operando con Bom beo de Cavidades Progresivas en Ac tivo Samaria- LunaInformacin al 15 de mayo de 2009

Pozo BombaSum

RPMDias

QumicosPresin

(psi) Observaciones(m) Trabajados TP TR

CU-813 30-1500 AY 1,157 40 77 2 m3/d x TR 140Recupero nivel de

174 m con presin porTR 140 psi.

CU-815 30-1500 AY 790 250 154Inyeccin por

TR 2.0 m3200 160

Operando encondiciones estables,

CU-824 30-1500 AY 829 0 7 200 80

Unidad continua fuerade operacin a espera

de equipo dereparacin.

CU-826 30-1500 AY 1,035 200 76 270 160Operando en

condiciones estables,

CU-836 30-1500 AY 520 30 197Inyeccin de1.5m

3por TR

240 200Operando en


CU-916 30-1500 AY 25 18 8 130 110Se dejo fuera de

operacin a las 15:00hrs por bajo nivel.

CU-1001 34.40-1200 112 20 260Inyeccin de1.5m3por TR

90 60Operando en



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Antecedentes

Mayo, 2009 18

2.4 Perspectivas del Campo Samaria Somero en el horizonte 2009-2024

Dentro de la planeacin proyectada para el horizonte 2009-2024 se encuentran las

tareas de caracterizar, delimitar y desarrollar las arenas productoras del campo

Samaria Somero para incrementar la produccin de 18 a 22 mil barriles diarios de

aceite a finales de 2010.

Como parte del horizonte de crecimiento al ao 2024, se han fincado

principalmente los siguientes objetivos por parte de los dirigentes del Activo

Samaria-Luna4:

Perforar 96 pozos (55 pesado, 41 extrapesado)

Reparar 47 pozos (39 pesado, 8 extrapesado)

Construccin y ampliacin de infraestructura de perforacin y transporte

Diversificacin de sistemas artificiales de produccin (Bombeo

Neumtico, Bombeo de Cavidades Progresivas, BM)

Prueba piloto de inyeccin de vapor (Octubre de 2009)

Extraer 17 millones de barriles pesado / 99 millones de barriles

extrapesado

Dentro del siguiente captulo se presentar la teora del bombeo de cavidades

progresivas, su invencin y desarrollo dentro de la industria petrolera en los

ltimos 30 aos. Asimismo, se har descripcin y funcionamiento de cada

componente del sistema una vez instalado todo el arreglo.

4Plan Nacional de Desarrollo (PND 2007-2012), Presidencia de la Repblica, Mxico, 2007


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3. Generalidades ycomponentes del sistema


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Generalidades y componentes del sistema

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3.1 Antecedentes Histricos

La bomba de cavidades progresivas

(BCP) fue inventada en 1932 por el

ingeniero aeronutico francs Ren

Moineau inspirado en el tornillo de

Arqumedes que data del siglo III; la cual

consiste de dos engranajes helicoidales

interiores entre s (rotor y estator).

Figura 3.1. Tornillo de Arqumedes

Las primeras bombas de cavidades progresivas de subsuelo utilizadas en Canad

fueron instaladas en 1979 para pozos de petrleo con alto contenido de arena y

bajas gravedades API (crudos pesados). En la actualidad, se utilizan tambin en

pozos productores de crudos ligeros, especialmente con alto contenido de agua.

3. 2 Evolucin del Sistema

Figura 3.2. Evolucin del sistema de bombeo por cavidades progresivas.

30s

Fue utilizadopara

aplicacionesindustriales.

50s

Primerosmodelos deBCP fueron

desarrolladospara

aplicacionesde produccin

de petrleo.

80s

Desarrollaronnuevas

tecnologasen diseo ygeometra.

90s

Comenz laaplicacin

de lageometra

multilbulospara el rea

de

produccinde pozos.

2007

Seestiman

unos45,000

sistemasBCP

activos

en todoelmundo.

ActualExisten

diferentesmodelos y

tecnologasdesarrolladaspara ampliarel rango de

aplicacin en

cuanto avolumen ylevantamiento.


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Existen diversos proveedores de bombas de cavidades progresivas, equipos

superficiales, varillas de succin y elastmeros destacando: Moyno Inc, Kudu

Industries, Bornemann, PCM Pompes, Tenaris Tamsa, entre otros.

Igualmente las compaas que realizan un estudio integral para instalar este

sistema en pozos a nivel mundial son: Baker Hughes, Weatherford, C-Fer

Technologies, Schlumberger, entre otras.

La siguiente figura muestra la distribucin estimada de equipos de cavidades

progresivas alrededor del mundo con datos actualizados al 2007 de donde se

observa que en Canad, Estados Unidos, China y algunos pases sudamericanos

como Venezuela y Argentina el sistema ha sido instalado en mayor proporcin.

Figura 3.3. Instalaciones BCP estimadas a nivel mundial.

Fuente: Weatherford Artificial Lift Systems, 2007


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3. 3 Ventajas y desventajas del BCP.

Al sustituir grandes equipos de bombeo mecnico, se reduce el impacto ambiental

(ruidos, derrames, etc.) y los costos asociados al consumo energtico,

optimizacin y diagnstico.

De igual forma, como alternativa a pozos de bombeo neumtico, permite liberar

capacidad de compresin y gas (sobre todo en pozos con altas producciones de

agua) y optimizar la utilizacin de este ltimo. En general, el sistema de cavidades

progresivas es una alternativa econmica y confiable que resuelve muchos de los

problemas presentados por otros sistemas artificiales.

Las bombas de cavidades progresivas tienen algunas caractersticas nicas que

los hacen ventajosos respecto a otros sistemas de produccin artificial, una de sus

cualidades ms importantes es la alta eficiencia de las bombas de este tipo.

(Figura 3.4)

Figura 3.4. Comparativo de eficiencias entre distintos tipos de bombeo.

0

10

20

30

40

50

60

70

BCP BM BEC

Eficiencia(%)

BCP: Bombeo de cavidadesprogresivasBM: Bombeo mecnicoBN: Bombeo neumtico


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A continuacin, se muestra una tabla comparativa respecto a los sistemas

artificiales ms utilizados a nivel mundial, en la cual se puede percibir que el BCP

puede resultar una excelente alternativa, en caso de que las condiciones del pozo

lo permitan.

Tabla 3.1. Ventajas y des ventajas ms im po rtantes en la seleccin de un Sist emaArt i f icia l de Producc in1

BECBombeo

Electrocentrfugo

BMBombeoMecnico

BCPBombeo deCavidades

Progresivas

BHBombeo

Hidralico

BNBombeo

Neumtico

Ventajas

Volumen de produccin alto X X X X

Bajos costos de mantenimiento X X X

Reparaciones / servicios

econmicosX X X X

Inversin inicial baja X X

Bombeo de crudos pesados X X

Desventajas

Limitacin de levantamiento < 5,000 pies

Alta inversin inicial X XX XX

Alto consumo de energa X X

Capacidad limitada para

producir arenaX X X X

Dificultades operacionales X X

Si el dispositivo primario falla,

todos los pozos paran X X

Mantenimiento intensivo X X

3.3.1 Ventajas

Dentro de las ventajas adicionales con las que cuenta el sistema de cavidades

progresivas, sobresale lo siguiente:

Bajos costos de inversin inicial

Bajos costos de energa

Instalacin y operacin simple

Bajos niveles de ruido en comparacin a otros equipos superficiales

1 Basic Artificial Lift publicado por Canadian Oilwell Systems Company Ltd.

www.coscoesp.com/esp/basic%20artificial%20lift%20tech%20paper/Basic%20Artificial%20Lift.pdf


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Capacidad para producir fluidos altamente viscosos

Capacidad para producir arenas provenientes de la formacin

Capacidad de tolerar altos porcentajes de gas libre

Muy buena resistencia a la abrasin

A su vez, presenta limitantes respecto a otros mtodos destacando la capacidad

de desplazamiento y levantamiento de la bomba, as como la compatibilidad de los

elastmeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con componentes

aromticos.

3.3.2 Desventajas

Capacidad de desplazamiento real de entre 2 mil y 4 mil barriles diarios

Capacidad de elevacin real entre 1 mil 850 y 3 mil 500 m

Resistencia a la temperatura entre 138 y 178 C

Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastmeros pueden

hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos) Desgaste por contacto entre varillas de bombeo y la tubera de

produccin puede tornarse un problema grave en pozos direccionales y

horizontales.

A pesar de lo antes mencionado, dichas limitaciones estn siendo superadas cada

da con el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y

diseo de los equipos.

Tabla 3.2. Rango s ptimo s de aplicacin

Propiedad Rango Terico

Produccin (bpd) 50-3700Viscosidad (centipoises) 0muy viscosoGrados API 840Profundidad (pies) 12,000Manejo de gas (%) 080Temperatura (F) 350


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3.4 Principio terico del funcionamiento de la bomba de cavidadesprogresivas

La bomba de cavidades progresivas ha sido usada durante varios aos en

diferentes industrias y en el especfico de la petrolera, para llevar los fluidos

producidos dentro del pozo a la superficie para su transporte, distribucin y

comercializacin.

Solo cuenta con dos partes, una parte estacionaria denominada estator, y una

rotatoria llamada rotor. Ambas partes no son concntricas entre s, el movimiento

del rotor es combinado, uno gira en torno a su propio eje y otro alrededor del eje

del estator.

Figura 3.5. Bomba de cavidades progresivas.

El desplazamiento de la bomba es directamente proporcional al rea transversal

del rotor, su excentricidad, la longitud de la lnea de sello helicoidal del estator y la

velocidad de rotacin del rotor.

Con referencia a las figuras 3.6 y 3.7, el rotor helicoidal simple gira en el interior del

estator helicoidal doble, ambos con igual dimetro menor. La distancia que se

desplaza una cavidad en un giro completo del rotor es igual a dos veces la longitud

de la lnea de sello; misma que est definida por la distancia cresta a cresta.

Rotor

Estator


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Conforme el rotor gira excntricamente, se generan cavidades selladas,

desfasadas 180 entre s; estas progresan desde la entrada hasta la descarga de

la bomba. Cuando una disminuye, otra se genera al mismo ritmo resultando en un

flujo continuo. El rea transversal de cavidades permanece constante sin importar

la posicin del rotor en el estator.

Figura 3.6. rea transversal de cavidades constante

Figura 3.7. Conjunto Rotor/Estator

Cavidad

Rotor

Estator

Sentidode giro

Rotor

Estator

Cavidad

Pr

Ps

Dimetromenor Dimetro

mayor


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Para dar una mejor explicacin de las diferentes fases que va experimentado el

rotor dentro del estator se presenta la siguiente descripcin2:

En la seccinA, se forma completamente una cavidaddel lado izquierdo del rotor. La cavidad en la derecha

oprimida hacia el punto x. En otras palabras, unacavidad se completa cuando la siguiente est por

empezar a formarse.

En la seccin B, la cavidad del estator ha rotado 90 a

la derecha y ahora el punto xest en la parte inferiorde la seccin transversal. La cavidad que fue sellada

en la seccin A ahora est formada a la mitad. El rotor

ha girado 180. En este punto, es obvio que se forman

cavidades por ambos lados del rotor. Adems, cuando

el rotor es insertado en el estator, se forman dos

cadenas de cavidades espirales y lenticulares.

En la seccin C, la cavidad del estator ha rotado 180

y est en su mximo desarrollo. La cavidad del otrolado del rotor ha alcanzado su fin y ha sido sellada. El

rotor ya ha girado 360.

En la seccin D, el estator ha rotado 270 y la cavidadest a punto de desaparecer. El rotor ha girado ya

540.

2Description of the operation of a PC Pump publicado por la empresa Kudu Industries, Canada, 2007

http://www.kudupump.com/Content/Pumps/Description_of_the_Operation_of_a_PC_Pump.pdf
http://www.kudupump.com/Content/Pumpshttp://www.kudupump.com/Content/Pumps


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En la seccin E, estamos como al inicio con la cavidad

A totalmente sellada. El estator ha girado 360mientras que el rotor lleva 720.

Cada cavidad en la cadena alcanza el mismo valor de presin. La bomba genera

presin debido a que tiene una lnea de sello completa entre el rotor y el estator

para cada cavidad. As el nmero de veces que las lneas de sellos se repitan, es

el nmero de etapas de la bomba y por lo tanto, su capacidad de generar presin.

De tal manera, que a mayor nmero de etapas, la bomba puede colocarse a

mayores profundidades.

Figura 3.8. Vista frontal del arreglo rotor - estator.

La presin nominal de una bomba ser aquella en la cual se obtiene la mejor

eficiencia. Por debajo de este valor, la bomba es menos eficiente debido a la

friccin interna; mientras que si el valor es superior, la eficiencia se ver afectada

por el fenmeno del resbalamiento.


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Las bombas de cavidades progresivas pueden usarse por encima de su presin

nominal, sin embargo, su vida til se ver reducida considerablemente. Es

recomendable que este tipo de bombas se trabajen a un 75 por ciento del valor

nominal para condiciones no abrasivas; y a un 50 por ciento en condiciones

abrasivas, si es posible.

Las bombas de desplazamiento positivo presentan el fenmeno de resbalamiento,

consistente en la reduccin del volumen desplazado. Este fenmeno est

gobernado por la diferencia de presin entre la entrada y la descarga, resultando

independiente de la velocidad de giro del rotor y dependiente del nmero de

etapas, de la viscosidad del fluido bombeado y del ajuste entre rotor y estator.

El desplazamiento continuo de la bomba se calcula considerando que la velocidad

de giro del rotor y el rea transversal de flujo, son constantes:

= (3.1)

El rea transversal de flujo es la diferencia entre el rea transversal del estator y ladel rotor (ver figuras 3.9 y 3.10):

= (3.2)

=2

4+ 4

2

4 = 4 (3.3)

:

= () = () = () = () = () = ()


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Figura 3.9. Excentricidad

Rotor/Estator

Figura 3.10. rea del estator = rea

de un crculo + rea de un rectngulo

La velocidad con que se desplaza una cavidad dentro del estator para un giro

completo del rotor, determina la velocidad del fluido a travs de la bomba. Para

distancias cresta a cresta mayores, mayor longitud de la lnea de sello y en

consecuencia mayor velocidad del fluido a lo largo de la bomba. La expresin para

calcular la velocidad es:

=

(3.4)

: = = () =

Sustituyendo las ecuaciones 3.3 y 3.4 en la 3.5, se tiene:

=4 (3.5)

la cual representa el desplazamiento terico de la bomba.

Una etapa se puede considerar como la longitud mnima que debe tener una

bomba para generar la accin de bombeo; la longitud de una etapa es igual a la

longitud de una cavidad.

4*E

Dr


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El volumen o desplazamiento de una cavidad es:

= 4 (3.6)

Mientras que el caudal se define como:

= (3.7): () ()

() ()

El rotor y el estator presentan una geometra helicoidal en la cual el paso del

estator (Ps) es el doble del paso del rotor (Pr) (geometra 2:1). La diferencia en el

nmero de hilos y el paso de estos dos elementos, producen cavidades sucesivas

entre la entrada y la descarga de la bomba separadas por lneas de sello.

El pasose define como el volumen desplazado por la bomba en una revolucin,siendo que la longitud del paso depende de la capacidad de la bomba. A

continuacin se muestra la geometra del estator y el rotor.

Figura 3.11. Paso del rotor y del estator

Ps

Etapa

Pr

Ps= Paso del estatorPr= Paso del rotor


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3.5 Componentes del sistema

El bombeo por cavidades progresivas tiene un arreglo muy simple tanto en

superficie como en el subsuelo. Se requiere una unidad generadora de energa

que abastezca al motor, el cual transmitir la rotacin al cabezal y sucesivamente

a la sarta de produccin instalada dentro del arreglo del pozo.

Dentro del pozo, sin duda, el elemento ms importante del sistema es la bomba

por lo que es esencial su eleccin de acuerdo a las condiciones que se encuentre

el mismo. Igualmente, es necesaria la instalacin de accesorios extras a lo largo

de la sarta de produccin que nos permitirn ajustar el funcionamiento del sistema

durante la vida productiva del pozo.

3.5.1 Equipos de Superficie

Como parte de la instalacin del sistema BCP en pozos productores de aceite, se

requiere colocar en superficie algunos equipos que controlarn el funcionamiento

del mismo. Principalmente, se instalan los sistemas de transmisin de energa

(motores, motovariadores, etc.) y de frenado.

Figura 3.12. Arreglo superficial del sistema


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3.5.1.1 Motor

Es el equipo que proporcionar el movimiento

mecnico a la sarta de varillas para accionar

la bomba y permitir la produccin del pozo.

Figura 3.13. Motor en superficie

3.5.1.2. Cabezal de rotacin

Es el encargado de soportar tanto el peso

de la sarta de varillas, como el peso

generado por la columna de fluidos por el

rotor. En los cabezales se identifican tres

secciones: la ventana del cabezal, la

cmara de rodamientos y la cmara de

prensaestopa.

Figura 3.14. Partes del cabezal

El accionamiento en superficie est constituido por un conjunto de equipos

electromecnicos encargados de generar la potencia necesaria y soportar el

torque requerido para inducir y mantener en movimiento el conjunto varilla-rotor.

Esta funcin se logra por un:

Motovariador: Arrancador (mecnico), o bien, por un conjunto

Motorreductor: Variador de Frecuencia (electrnico).

En cuestin de seleccin entre la variacin mecnica o electrnica, cabe resaltar

que esta ltima muestra ventajas importantes como menores costos de operacin

y mantenimiento, pocos puntos de falla y fcil monitoreo.


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Mayo, 2009 34

En esta forma, el fluido en su trayectoria hacia la superficie llega hasta la T de

flujo donde se canaliza hacia la lnea de escurrimiento.

3.5.1.3 Estopero

Permite el giro de la varilla pulida en su interior, proporcionando un sello que

impide la fuga de fluidos a la superficie.

3.5.1.4 Varilla pulida

Es el medio de conexin entre la caja de engranes y la sarta de varillas de succin.

3.5.1.5 Reductor de engranes

Es el sistema de transmisin de potencia del motor a la sarta de varillas. En l, se

logra que el movimiento giratorio horizontal de la flecha del motor, se convierta en

movimiento giratorio vertical sobre la varilla pulida.

Adicionalmente, constituye el

medio para reducir la velocidad

de la flecha del motor a unaadecuada y variar en funcin

de la relacin de dimetros entre

la polea montada en la flecha

del reductor de engranes.

El movimiento rotatorio de la

flecha del motor, se transmite ala del reductor de engranes por

medio de bandas que corren

sobre poleas.

Figura 3.15. Sistema de frenado


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3.5.1.6 Tablero de control

Es la parte del aparejo a travs de la que se alimenta de energa elctrica al motor,

la cual proviene de una lnea domestica que en algunos casos necesita del uso de

un transformador, para elevar el voltaje de dicha lnea hasta el requerido por el

motor.

3.5.2. Equipos de Subsuelo

Dentro del arreglo de tuberas del pozo es necesario instalar la bomba de

cavidades progresivas, as como los accesorios complementarios que nos

permitirn ajustar el sistema para su funcionamiento ptimo.

Figura 3.16. Arreglo subsuperficial del sistema


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3.5.2.1. Sarta de Varillas

Se utilizan para transmitir el movimiento giratorio desde los equipos de superficie al

rotor de la bomba. Est diseada para soportar las cargas mecnicas e hidrulicas

del sistema. Segn normas de diseo, las varillas en el subsuelo se clasifican en

dos tipos bsicos de acuerdo a la normatividad del American Petroleum Institute(API).

3.5.2.1.1 Varillas que cumplen con normas API

De acuerdo al material de fabricacin pueden clasificarse en tres tipos o clases de

tuberas: C, D y K.

Tabla 3.3. Clasif ic acin de vari l las API3

Torq ues mxim os de trabaj o (lb/ft)

Grado C K D carbn D aleacin D Esp ecial D 4330

Ambiente No corrosivo Corrosivo No corrosivo No corrosivo Corrosivo No corrosivoAcero 1530 M 4621 M 1530 M 4142 M 4320 M 4330 M

5/8" 140 140 200 200 200 2003/4" 240 240 340 340 340 3407/8" 380 380 540 540 540 5407/8" pin 1" 380 380 540 540 540 540

1" 570 570

Tabla 3.4. Caract ersti cas de v arillas AP I4

Dimetro API(in)

rea (in2)Peso en elaire (lb/pie)

Constante deelasticidad (in/lb/ft)

Longitud (ft)

5/8 0.307 1.13 1.270 x 10-6 25 30 0.442 1.63 0.883 x 10-6 25 307/8 0.601 2.2 0.649 x 10-6 25 30

1 0.785 2.88 0.497 x 10-6 25 301 1/8 0.994 3.67 0.393 x 10-6 25 30

3Informacin Tcnica Varillas de bombeo API para torques bajos Tenaris Tamsa,

http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_pcp_api.asp4Informacin Tcnica Varillas de bombeo API Tenaris Tamsa,

http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_pcp.asp
http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_c.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_k.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_d.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_dalloy.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_kd.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_d4330.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_d4330.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_kd.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_dalloy.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_d.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_k.asphttp://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_m_api_c.asp


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3.5.2.1.2. Varillas que no cumplen con normas API

Varil las Electra:

Son fabricadas con acero de gran resistencia, generalmente se utilizan en

pozos donde las varillas convencionales API experimentan frecuentes fallas.

Vari l la Con t inua COROD

Es una sarta continua de varillas que no tienen cuellos ni pasadores, y los

dimetros son de 1/16 en vez de 1/8 como lo indican las normas API, sin

embargo, la metalurgia si cumple con dichas normas.

Vari l las de Fibra d e Vidr io

Para facilitar su estudio se presentan ciertas ventajas y desventajas

comparndose con las convencionales API fabricadas con acero.

Ventajas:

Su bajo peso reduce las cargas y consumo de energa en los equipos

superficiales

Reduccin de fallas por corrosin

Si existe potencia adicional, la produccin puede ser incrementada porque

permite la instalacin de la bomba a mayores profundidades

Desventajas:

No son recomendadas para pozos direccionales o altamente desviados

La temperatura mxima de diseo es de 200 F

El torque en el cuerpo est limitado a 100 lb/ft en las varillas de 1

Dificultad en las operaciones de pesca

El espaciamiento de la bomba es dificultoso


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La seleccin de varillas a utilizar va a ser directamente en base al torque que se

tenga en el arreglo de tuberas. Para eso se muestra en la siguiente tabla la

recomendacin de varillas para cada caso que pudiera presentarse.

Tabla 3.5. Tipo de vari l la de suc cin recom endada para diferentes to rques5

Requerimiento Varilla Recomendada

Bajo torque(140570 lb/ft)

Varilla API

Mediano torque(Hasta 1,000 lb/ft)

Varilla Hueca PCPRod 1000

Varilla API de gran dimetro

Varilla Premium

Alto torque(Hasta 2,120 lb/ft)


Varilla API para altos torques

Varilla Premium de gran dimetro

Muy alto torque(Hasta 2,500 lb/ft)


3.5.2.2. Tubera de Produccin

Serie de tubos por donde se desplazan los fluidos provenientes de la formacin

desde el fondo hasta la superficie.

3.5.2.3. Bomba

Las bombas de cavidades progresivas pueden clasificarse de distintas formas

tomando en consideracin su colocacin, instalacin o geometra.

5Compendio de varillas de succin para pozos con cavidades progresivas. Tenaris TAMSA, Mxico, 2008

http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_pcp.asp


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3.5.2.3.1. Por su instalacin:

Insertables. El estator y el rotor son elementos

independientes, ambos son ensamblados a manera

de ofrecer un conjunto nico. Este se baja al pozo con

la sarta de varillas hasta conectarse a una zapata o

niple de asiento instalado previamente en la tubera de

produccin.

Figura 3.17. BCP insertable

Tubulares: El rotor y estator son elementos totalmente

independientes el uno del otro. El estator se baja al pozoconectado a la tubera de produccin, y el rotor se baja con la

sarta de varillas. En general, esta bomba ofrece mayor

capacidad volumtrica, no obstante, para el reemplazo del

estator se debe recuperar toda la terminacin del pozo.

Figura 3.18. BCP tubular


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Mayo, 2009 40

3.5.2.3.2. Por su geometra:

Simple: Son aquellas en las cuales el

nmero de lbulos de rotor es de 1,

mientras que el del estator es de 2 lbulos

(relacin 1:2)

Multilobulares: Ofrecen rotores de dos o

ms lbulos en estatores de tres o ms

(relacin 2:3, 3:4, etc.) Estas bombas

ofrecen mayores caudales en comparacin

con las simples.

Figura 3.19. Geometras de BCP.

Las bombas de cavidades tienen diversas nomenclaturas de acuerdo

principalmente a su capacidad de desplazamiento y de levantamiento. A

continuacin se mencionan los dos principales mtodos para clasificarlas.

Nomenclatura Mtrica Nomenclatura Imperial

7-1000 44-3200

Desplazamiento Levantamiento Desplazamiento Levantamientom3 / d / 100 rpm m bpd / 100 rpm ft


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3.5.2.4. Rotor

Tiene forma de tornillo sin fin, se conecta a la sarta de varillas las cuales le

transmiten el movimiento de rotacin desde la superficie. Est constituido por acero

de alta resistencia y un cromado externo (lo que lo hace resistente a la abrasin).

La capa de cromo vara segn el fabricante. Los rotores se mecanizan con varios

dimetros, y se recubren de varios espesores de cromado. Las variaciones de

estos dos parmetros, dimetro y espesor, son los que permiten un ajuste fino de

la interferencia y sus dimensiones dependern del posible hinchamiento del

elastmero debido a la presin, temperatura y naturaleza de los fluidos.

= = 2 +

Figura 3.21. Geometra del rotor

3.5.2.5. Estator

Es un cilindro de acero revestido internamente con un elastmero sinttico

(polmero de alto peso molecular) moldeado en forma de doble hlice y adherido

fuertemente a dicho cilindro.

El proceso de fabricacin del estator consiste en la inyeccin del elastmero al

tubo. Como primer paso se recubre la superficie interna del estator con un

adhesivo, y posteriormente se inyecta el polmero a alta presin y temperatura

entre la camisa de acero y un ncleo, el cual es similar a un rotor de dos lbulos.

Protor

dr


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= = 4 +

Figura 3.22. Geometra del estator

3.5.2.6. Elastmero

Son la base del sistema de cavidades progresivas, puesto que este componente

se moldea al perfil de doble hlice del estator, con lo cual si determinamos

correctamente el tipo y los materiales a usar la vida del sistema como un conjunto

se prolongar beneficiando en lo econmico y tcnico al proyecto.

De acuerdo a las condiciones del pozo (temperatura, contenido de aromticos,

porcentaje de agua, etc.), se debe tomar la decisin de los materiales

convenientes a utilizar para la seleccin del elastmero.

Algunas de las caractersticas que deben cumplir los elastmeros son:

Elasticidad: Fuerza requerida por unidad de superficie para estirar una unidad

de longitud

Dureza: Fuerza requerida para deformar la superficie del elastmero

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

ASTM (American Society for Testing and Materials)

Resiliencia: Velocidad para volver a su forma original, y poder volver a sellar las

cavidades

Permeabilidad: Para evitar la descompresin explosiva, en paros de produccin

de pozos con gas libre en la succin de la bomba

Pestator


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Mayo, 2009 43

Debido a las condiciones a las que se encontrarn expuestos durante su vida

productiva, los elastmeros dentro de la industria petrolera estn fabricados a

partir de tres compuestos qumicos.

3.5.2.6.1. Nitrilo (NBR)

Fabricado por la copolimerizacin del butadieno y el acrilonitrilo (ACN). La adicin

del ACN incrementa la resistencia a la degradacin a causa del contacto con

fluidos polares tales como el aceite.

Caractersticas:

A mayor porcentaje de acrilonitrilo (ACN), se tendr mayor resistencia a los

aromticos y al CO2

A mayor porcentaje de carbono, tendremos mayor resistencia mecnica

Baja resistencia al H2S

Es un material olefilo, ya que tiende a absorber petrleo

Tiene baja resistencia al agua caliente

3.5.2.6.2. Nitrilo Hidrogenado (HNBR)

Simplemente la hidratacin del nitrilo para tener una mayor saturacin de H2. Este

proceso reduce el nmero de enlaces dobles resultando en un polmero ms

resistente a la degradacin qumica y por temperatura.

Caractersticas:

Buena resistencia al H2S, el hidrgeno satura el triple enlace del ACN

Muy buena resistencia a la temperatura

Descompresin explosiva: pobre

Baja resistencia a los aromticos y al CO2


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Mayo, 2009 44

3.5.2.6.3. Fluoroelastmeros(FKM)

Los compuestos relacionados no tienen nada que ver con el nitrilo. Son

extremadamente resistentes a la degradacin qumica y la temperatura, pero

carecen de las propiedades fsicas del nitrilo.

Caractersticas:

Excelente resistencia a los aromticos y al CO2

Excelente resistencia a la temperatura

Baja resistencia al H2S

Descompresin explosiva muy pobre

Difcil de moldear para sistema de cavidades progresivas

A continuacin se muestra una tabla comparativa de los elastmeros

comercializados por R&M Energy Systems, en los cuales se tienen los parmetros

bsicos a considerar.

Tabla 3.6. Tabla com parativ a de materiales para elastmeros

6

Modelo

Nivel de

Acrilonitril

o

Resistencia

a fluidos

aromticos

producidos

Resistencia

al H2S

Descompresin

explosiva

Presencia

de agua

Temperatura

de fondo

mxima

permisible

(F)

UF102NBR

Medio 4 6 1 10 175

UF103NBR

Medio 4 6 6 10 175

UF136

NBR Muy alto 6 3 10 10 175UF158HNBR

Muy alto 8 9 8 10 250

UF167HNBR

Alto 7 10 8 10 250

EX531FKM

No aplica 10 3 2 10 375

Escala: 2 - No recomendable 4Aceptable 6 - Bueno 8 - Muy bueno 10 - Excelente

6Industry Leading Elastomer Technology publicado por Moyno Inc.(USA,2003)

http://www.rmenergy.com/pdfs/moyno_elast.pdf


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Mayo, 2009 45

3.5.2.7. Niple de Paro

Es un tubo de pequea longitud el cual se

instala bajo el estator (bombas tubulares)

y cuyas funciones principales son: servir

de punto tope al rotor cuando se realiza

el espaciamiento del mismo e impedir

que el rotor y/o varillas lleguen al fondo

del pozo en caso de producirse rotura o

desconexin de stas ltimas.

Figura 3.23. Niple de paro

3.5.2.8. Accesorios extras

3.5.2.8.1. Separadores de gas estticos o anclas de gas

Dependiendo de su geometra pueden ser excntricos o concntricos.

3.5.2.8.2. Separadores de gas

dinmicos

Los fluidos pesados deben dirigirse

hacia las paredes exteriores y dejar

que el gas libre migre hacia el centro

de la cmara. El gas libre es

fsicamente separado del resto de los

fluidos al final del separador. El fluido

rico en lquidos es dirigido hacia la

toma de la bomba, mientras que la

rica de gas es venteada al espacio

anular.

Figura 3.24. Separador de gas dinmico


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Mayo, 2009 46

3.5.2.8.3. Niples de asiento

Con la finalidad de detectar agujeros o uniones defectuosas en la sarta de tuberas

es importante realizar una prueba de presin durante la operacin de bajada de la

misma. Para realizar esta prueba, se instala un niple sobre el estator de la bomba

en el cual se coloca una vlvula fija con pescante, la cual es fcil de remover.

3.5.2.8.4. Niple de drenaje

Se utiliza para desalojar el crudo de la tubera de produccin en aquellos casos

cuando no es posible sacar el rotor de la bomba. La mayora, se activan aplicando

presin interna a la tubera de produccin.

3.5.2.8.5 Ancla Antitorque

Este equipo se conecta debajo del niple de paro y se

fija al la tubera de revestimiento mediante cuas

verticales. Al arrancar la bomba, el torque generado

hace que las cuas se aferren al tubo impidiendo el

giro del estator.

Figura 3.25. Ancla antitorque

3.5.2.8.6. Centralizadores de varillaColocados en las uniones o cuellos de las

varillas, su funcin es mantener centralizada la

sarta y evitar que haga contacto con la

superficie interna de la tubera de produccin.

Figura 3.26. Centralizadores de varilla


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Mayo, 2009 47

Dentro del siguiente captulo se explicar brevemente las bases para la seleccin y

diseo de los componentes del sistema, tanto los equipos en superficie como en el

subsuelo ya que en el mercado existen gran cantidad de modelos y fabricantes con

distintas especificaciones los cuales se debern elegir de acuerdo a las

condiciones que presente el pozo en cuestin.


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4. Diseo del sistema


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 49

Dentro de la industria petrolera una fase de la cadena de valor es el diseo de las

operaciones a realizar en un pozo desde la etapa de exploracin hasta el periodo

de explotacin. Para ello, se deben revisar parmetros bsicos como: las

condiciones del yacimiento, los fluidos producidos en el mismo, datos de nuestro

aparejo de produccin, entre otros.

De no ser as, se corren riesgos de perder grandes inversiones que afectarn las

utilidades de la empresa dando como resultado en el peor de los casos, el

abandono o taponamiento de pozos debido a malas decisiones desde las etapas

tempranas. Este captulo intenta dar una gua de cmo disear un aparejo de

cavidades progresivas para obtener los mejores resultados una vez que se ha

decidido implementar este sistema artificial en uno o varios pozos de un campo.

En el inicio, parte de la informacin previa requerida para poder llevar a cabo un

buen diseo de las instalaciones a utilizar podemos distinguir las siguientes:

Presin esttica delyacimiento.

Presin de burbujeo.

Viscosidad del aceite.

Profundidad delintervalo disparado.

Produccin estimada.

Temperatura delyacimiento.

Gravedad especficadel aceite

Gravedad del gas

Volumen de gas ensolucin

Ritmo de declinacin(psi/bl)

Reservas estimadas

Profundidad ydesviacin del pozo.

Diseo de tuberas derevestimiento

(profundidad, peso ydimetro).

Diseo del aparejo deproduccin

(profundidad, peso ydimetro)

Presin de tubera ensuperficie.

Relacin gas aceite(RGA).

Porcentaje de agua ysedimentos.

Gravedad API.

Manejo de fluidosindeseables (arena,

emulsiones, gas, H2S,etc.)

Presin de fondofluyendo.

Tasa de produccin

Datos delyacimiento

Datos de laterminacin

Datos deproduccin


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 50

La seleccin ptima de una bomba de cavidades progresivas comienza por la

determinacin de dos parmetros fundamentales:

1. La presin que la bomba debe suministrar de manera que pueda llevar los

fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie (head o levantamiento)

2. La tasa de produccin total que deber desplazar la bomba. (Dado por la

sumatoria de los volmenes de aceite, gas y agua a condiciones de

bomba).

Cabe mencionar que la seleccin del elastmero es primordial ya que como se ha

mencionado debe ser realizada con base a los ensayos de laboratorio y las

exigencias del medio donde ser instalada la bomba.

4.1. Parmetros para la seleccin de la bomba

Todas las bombas tienen sus limitaciones, por lo cual es necesario adaptar

cuidadosamente la bomba al pozo candidato. Las bombas son adaptadas a

tuberas de 2 3/8, 2 7/8, 3 y 4 con gastos de hasta 4 mil barriles diarios. Cada

fabricante ofrece un rango de bombas para trabajar en diferentes condiciones, sin

embargo, existen 3 puntos clave que debemos tener en cuenta:

4.1.1. Terminacin y perfil del pozo

De acuerdo a su capacidad las bombas pueden bajarse en tuberas de

revestimiento desde 4 . Su comportamiento de bombeo no se altera por la

inclinacin en pozos desviados aunque las varillas deben ser bajadas con

protectores. Debe reservarse suficiente espacio anular con la tubera de

revestimiento, para estar preparados en caso de bajar herramientas o hacer

alguna pesca.


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 51

4.1.2. Datos del yacimiento

En base a la obtencin de la curva de afluencia al pozo, se podr establecer el

mejor ritmo de produccin de acuerdo con la capacidad de la formacin para

aportar fluidos.

4.1.3. Caractersticas de los fluidos a levantar

4.1.3.1. Gravedad y viscosidad del petrleo

El petrleo pesado y viscoso genera cadas de presin en la tubera de produccin,

las cuales deben ser absorbidas por la bomba, ya que en la medida que el petrleo

sea ms pesado y viscoso afectara su desenvolvimiento. La alta viscosidad

incrementa el valor del torque de las varillas en la tubera.

La seleccin de la bomba, sarta de varillas y el motor, dependen del estudio de las

cadas de presin y resistencia al torque. Por consiguiente, la viscosidad del crudo

debe ser evaluada en laboratorio previamente con el propsito de conocer con

precisin las cadas de presin por friccin.

4.1.3.2. Presencia de CO2y H2S

A pesar de que los elastmeros con que se construye el estator toleran ciertos

gases, siempre es recomendable realizar pruebas de compatibilidad inicial para

evitar daos prematuros y prolongar su tiempo de vida.

4.1.3.3. Contenido de gas en el fluido de formacin

De acuerdo al principio de funcionamiento de las bombas, pueden transportar

fluidos multifsicos con alta RGA a la entrada, pero deben instalarse en el pozo a

un nivel por encima de la profundidad donde la presin es aproximadamente igual

a la presin de burbuja, aunque debe tenerse mucha precaucin en el diseo, ya

que a ese nivel el volumen es mayor.


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 52

4.1.3.4. Temperatura del fluido

Generalmente la profundidad donde se instala la bomba no excede los 2 milmetros, y por ello las temperaturas son menores a 110 C, que es la temperatura

crtica de los elastmeros de nitrilo.

Sin embargo, en caso de levantar crudos pesados con vapor, la temperatura

puede alcanzar los 200 C, debiendo usar elastmeros especiales.

4.1.3.5. Presencia de aromticos

Los elastmeros son muy sensibles al hinchamiento. De acuerdo al contenido de

aromticos se debe seleccionar el elastmero ms apropiado.

4.1.3.6. Presencia de arena

Los fluidos bombeados pueden contener arena pero deben tomarse en cuenta las

siguientes precauciones:

Evitar que la arena se aglomere en la entrada de la bomba

Evitar que durante el paro no sedimente la arena en la tubera, ya que en el

arranque pueden existir problemas

En caso de produccin de arena, las bombas son diseadas con rotores revestidos

con cromo y elastmeros muy elsticos.

Una vez que hemos recopilado la informacin arriba mencionada, nos es posible

comenzar con un procedimiento sencillo para disear y seleccionar los

componentes ideales del sistema de cavidades progresivas de acuerdo a las

condiciones de nuestro pozo.


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 53

4.2. Procedimiento de diseo y seleccin del sistema

Consiste en el diseo de la terminacin de pozos productores de crudo y gas

mediante el sistema artificial en cuestin; determinando profundidad,

especificaciones tcnicas de los equipos requeridos, as como las condiciones de

operacin para producirlo en ptimas condiciones.

4.2.1. Equipos de Subsuelo

4.2.1.1. Seleccin del EstatorPara conocer si el estator de la bomba es compatible con la tubera de produccin,

se emplea la siguiente ecuacin:

= 0.1.. (4.1)donde:

=() =()

No se debe usar un estator cuyo dimetro externo sea mayor al mximo

permisible. En los catlogos de los fabricantes tambin se muestran los dimetros

de las TRs compatibles con los modelos de bomba.

4.2.1.2. Seleccin del Elastmero

Para la seleccin del elastmero a utilizar es necesario realizar lo siguiente:

1. Realizar un anlisis de Presin, Volumen y Temperatura (PVT)de los fluidos

producidos para determinar: Viscosidad, Gravedad API, Contenido de

Saturados, Aromticos, Resinas, Asfaltenos.1

2. Realizar un estudio de compatibilidad entre el elastmero y los fluidos

producidos mediante el cual se evala la capacidad mecnica inicial del

elastmero y la variacin de las propiedades mecnicas en muestras

envejecidas.

1

Vase Tabla 3.4. Tabla comparativa de materiales para elastmeros Captulo 3


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 54

Tabla 4.1. Propiedades de los elastmeros

Propiedades mecnicas mnimas requeridas

Hinchamiento 35 %

Dureza Shore A 55 a 70 puntos

Resistencia Tensil Mayor a 15 MPa

Elongacin a la ruptura Mayor del 500%

Resistencia a la fatiga Mayor a 55 Mciclos

Resistencia al corte Mayor a 4 Kg/mm

4.2.1.3. Seleccin del Rotor

Para la seleccin del dimetro del rotor debe considerarse el hinchamiento por

efecto de la temperatura de fondo, composicin y viscosidad de los fluidos

manejados.

Con estos datos se realiza una primera seleccin del dimetro del rotor utilizando

los catlogos de los fabricantes, las experiencias en campo determinarn la

seleccin definitiva.

Se dispone de tres tipos de rotores:

De dimensiones estndar

Subdimensionado

Sobredimensionado

Para la seleccin, se requiere conocer la temperatura (F)y viscosidad dinmica

() del fluido en centipoises, ya que con estos datos podremos determinar qutipo de rotor de los arriba mencionados, ser el ideal de acuerdo a la grafica

siguiente. (Grfica 4.1.)


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 55

Generalmente en aplicaciones petroleras se tiene como dato el valor de la

viscosidad cinemtica en centistokes. Para encontrar el valor en centipoises se

realiza lo siguiente:

Se calcula la Gravedad Especfica del Lquido : = + 0.. (4.2)

= 141.5+131.5.. (4.3)donde:

=(adimensional)

=

(

)

=() = = (/100 ) = = (100 )/100Se calcula la densidad del crudo :

= .. (4.4) = 999,012 3.. (4.5)

= 2

.. (4.6)En la grfica 4.1, se ubica el valor de la temperatura del yacimiento (Ty)en el eje

de las abscisas y el valor de la viscosidad dinmica (f) en el eje de las

ordenadas. Por ejemplo, si tenemos una viscosidad de 5,000 cp y una temperatura

de 160 F estaremos ubicados en la zona de dimensionamiento estndar.


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 56

Grfica 4.1. Seleccin del dimetro del rotor2

.

4.2.1.4. Seleccin del Niple de Paro

El niple de paro es un accesorio de la bomba y generalmente es de 1 de longitud.

Para conocer las dimensiones en cada caso se debe ver el catlogo del fabricante.

4.2.1.5 Seleccin de la Bomba

4.2.1.5.1 Clculo del ndice de Productividad

Existen diversos mtodos para predecir el comportamiento de flujo al pozo (Vogel,

Fetkovich, etc.), sin embargo, para este trabajo se considerar la utilizacin del

modelo matemtico de Vogel.

Para yacimientos productores por empuje de gas disuelto liberado (


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 57

= 1 0.2

0.8

2

.. (4.7)

donde: =() =() =() =()

que es la ecuacin que representa a la curva adimensional mostrada en la grfica

4.2. Donde, el gasto de aceite mximo (

) representa la tasa de flujo cuando la

presin fluyente ( )se hace igual a cero.

Grfica 4.2. Curva de Vogel para el comportamiento de afluencia.

4.2.1.5.2 Clculo de la Capacidad Hidrulica de la bomba.Dos de las variables a considerar en la seleccin de una bomba de cavidad

progresiva la constituyen su capacidad de levantamiento (head) y su

desplazamiento volumtrico.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

0 500 1000 1500 2000 2500

Presin

(psi)

Gasto (bpd)

Curva de IPR (Inflow Performance Relationship)


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 58

Figura 4.3. Configuracin del pozo.

El head de la bomba ser la exigencia de levantamiento neta que esta deber

suministrar para llevar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie. La

siguiente expresin define la capacidad de levantamiento de la bomba:

= .. (4.9)

Como factor de seguridad para determinar la Pp, se considera un 20 por ciento

adicional, es decir: = 1.2 .. (4.10)

Presin de Descarga ():Representa la energa o presin requerida para llevarlos fluidos desde la profundidad de asentamiento de la bomba hasta la superficie.

La componen los siguientes elementos:

PTP

Psep

PTR

L

Pd

Pent

Hb

0

Nd

Pwf

Pmd

TP

TR

Vs

Nomenclatura

TP: Tubera de produccinTR: Tubera de revestimientoVs: Varillas de succinPd: Presin de descargaPent: Presin de entradaPmd: Presin media de los disparosNd: Nivel dinmicoL: Longitud lnea de escurrimientoPsep: Presin de separadorPTR: Presin de TRPTP: Presin de TPHb: Sumergencia de bomba0: Longitud de la bomba

Gf: Gradiente de fluidoGg: Gradiente de gas

Gg

Gf


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 59

- Presin del Cabezal:Es la presin necesaria para llevar los fluidos desde

el cabezal del pozo hasta el tanque, manifolds, estaciones de flujo, etc., y

depende de la presin en estos puntos y de las caractersticas de la lnea de

flujo.

- Peso de la co lum na hi dro sttica:Es la presin que ejerce la columna de

fluidos (en la tubera de produccin) sobre la bomba.

- Prd id as por fr ic ci n:Es la presin adicional necesaria para vencer las

perdidas a travs de la tubera de produccin.

Presin de Entrada ():Es la presin natural del yacimiento a la profundidadde asentamiento de la bomba (admisin) para producir determinada tasa de flujo.

Est relacionada en gran medida a la Pwfdel yacimiento, por lo cual la forma ideal

de estimarla es a partir de la curva de afluencia del pozo (IPR).

Figura 4.4. Perfil de presiones en la bomba

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 100 200 300 400 500 600

Curva de IPR

Demanda

Pd

Pe

P=Pd- Pe

Curva de demanda (exigencia)

Curva de IPR (demanda)

Condicin de Flujo Natural

Condicin de flujo natural

(sin necesidad de bomba)

Si se requiere producir en esta zona, debera

contar con algn mtodo de levantamientoartificial (ej. Bomba de cavidades

progresivas)

Gasto (bpd)

Presin

de

fondo

fluyendo

(psi)


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 60

4.2.1.5.3 Clculo de la presin de entrada:

Si se dispone de la curva de IPR la presin de entrada puede ser

calculada con el uso de la siguiente expresin:

= ( ).. (4.11)

donde:

= =

=

(0.433

/

)

=() = () =()

De lo contrario, si no se dispone de la curva de IPR la presin de

entrada puede ser calculada utilizando la siguiente ecuacin:

= + 1 +2 ( ).. (4.12)

donde:

= =1 = (0.0005 /)

2=

(0.433

/

)

=() =() = () =()

Pe

Pwf

Pg

Pe

PL

PCHP

Figura 4.5. Presin de entradacon IPR

Figura 4.6. Presin de entradsin IPR


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 61

4.2.1.5.4 Clculo de la presin de descarga

Para facilitar la compresin en esta seccin, se considerar flujo

monofsico (slo lquido). Con base en esta premisa, la presin de

descarga puede ser estimada mediante el siguiente clculo:

= + + .. (4.13)

donde:

= = =() = ()

Asumiendo flujo monofsico, la presin ejercida por la columna de fluido sobre la

bomba puede ser estimada por:

= .. (4.14)donde:

= (0.433 /) =() =

Pcol +Pfriccin

PTHP

Pd

Figura 4.7. Presin de descarg


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 62

Respecto a las prdidas de presin por friccin se deber calcular el nmero de

Reynolds, el cual nos dar el tipo de flujo existente (laminar o turbulento) y en base

a eso utilizar las expresiones correspondientes:

= (+).. (4.15)

donde:

=() =(/)

=

(lb/ft3)

=() =() = () =(1.478)

Una vez conocido el nmero de Reynolds, se pueden utilizar las siguientes

ecuaciones dependiendo el rgimen de flujo que se presente en nuestro pozo:

Flujo Laminar

-----------------------------------------------

Si < 2100Flujo Turbulento

-----------------------------------------------

Si > 2100

= 12(22 ).. (4.16) = 1.80.2 0.81.2(22)1.8 .. (4.17)

donde:

=

=() =(/) =() =() = ()1 =(1.945105)2 =(4.317108)


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 63

Esta expresin calcula de manera bastante apropiada la cada de presin por

friccin a largo de la tubera de produccin, ya que considera el dimetro interno

de la TP, dimetro de las varillas, viscosidad del fluido y la profundidad de

asentamiento de la bomba.

4.2.1.5.5 Propiedades de los fluidos a condiciones de bomba.

Los perfiles de presin y temperatura a lo largo del pozo cambiarn dependiendo

de la terminacin del pozo y de su produccin. Estos cambios (especialmente los

cambios de presin) tendrn un efecto en las propiedades de los fluidos

producidos as como los volmenes que estos ocuparn a condiciones de fondo de

pozo. Para poder disear adecuadamente la bomba, se debe considerar el

volumen total de fluidos a manejar por sta a condiciones de fondo de pozo.

Para calcular estos volmenes hay que partir de una estimacin de la presin de

entrada. Para calcular la temperatura a condiciones de entrada de la bomba, se

puede utilizar la siguiente ecuacin:

= + .. (4.18)

donde:

=() =() =() =() =()Ya que se han estimado las presiones y las temperaturas, se puede proceder al

clculo de volmenes de petrleo, agua y gas a condiciones de la bomba. Primero

es necesario estimar algunas propiedades de los fluidos tales como:


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 64

Relacin Gas disueltoAceite ()Es el volumen de gas entrampado en el aceite

= +14.718 100.000910.0125 ( )1.204

.. (4.19)

donde:

= (3/) = =() =() =

Compresibilidad del Gas Factor Z

Relacin que define cuanto volumen de gas puede ser comprimido en funcin de la

temperatura y presin.

= + 1 + .. (4.20) = 1.39 ( 0.92)0.5 0.36 0.101

=0.62 0.23 + 0.066( 0.86) 0.037 2 +

0.32

109(1) 6 = 0.132 0.32 log = 100.31060.49 +0.18242

=/ = 677 + 15.0 37.52 = ( + 460)/ = 168 + 325 12.52

Factor de Volumen del Gas ()Factor que define cuanto ocupa a condiciones de fondo de pozo una unidad de gas

libre (a condiciones normales o de tanque)

= 0.005025 +460 .. (4.21)


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 65

donde:

=(/3) = =() =()

Factor de Volumen del Aceite ()Factor que define cuanto ocupa a condiciones de fondo de pozo una unidad de

aceite libre (a condiciones normales o de tanque)

= 0.972 + 0.000147

1.175

.. (4.22)

Con =0.5

+ 1.25donde:

=/ = = = (3/) =()

Factor de Volumen del Agua ()Factor que define cuanto ocupa a condiciones de fondo de pozo una unidad de

agua libre (a condiciones normales o de tanque)

Al tener completas las propiedades de los fluidos anteriores, nos es posible

calcular los volmenes de aceite, gas y agua que deber transportar la bomba

hasta la superficie.


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Diseo del sistema

Mayo, 2009 66

Volumen de Aceite:Produccin de aceite obtenida en superficie afectada por el

factor de volumen del aceite.

=

.. (4.23)

Volumen de Gas: Considerando un porcentaje X de gas libre que entrar a la

bomba.

=% .. (4.24)

Volumen de Agua:Si consideramos

Bombeo de Cavidades Progresivas_una Ventana de Oportunidad en México

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