Introducción

Bombeo Mecánico se refiere también a “Bombeo con Balancín”. “Proporciona la energía mecánica para levantar el petróleo desde el fondo del pozo hasta la superficie. Es eficaz, simple y fácil para el personal de operaciones. Puede utilizarse en pozos con presiones muy bajas y maximizar la tasa de producción de petróleo. Es aplicable a pozos a hueco abierto, terminaciones múltiples, de alta temperatura y crudos viscosos. El sistema también es fácil de cambiar a otros sistemas a un costo mínimo. Las principales desventajas del Bombeo Mecánico es en pozos inclinados/desviados, con presencia de arena, gas. Beam pumping trends include improved pump-off controllers, better gas separation, gas handling pumps, and optimization using surface and bottom-hole cards.

12.2 Sistema de Bombeo

Como se muestra en la figura. 12.1, un sistema de Bombeo Mecánico consiste de un equipo de superficie y un equipo de subsuelo con una bomba de embolo sumergida dentro del pozo. El motor utilizado puede ser eléctrico o a combustión interna. El método moderno es proporcionar a cada bien con su propio motor o motor. Los motores eléctricos son más convenientes porque se puede automatizar fácilmente. El poder de la fuerza motriz se transmite al eje de entrada de un reductor de velocidad por transmisión por correa. El eje de salida del reductor unidades de la biela a una velocidad menor (4-40 revoluciones por minuto [rpm] y en función de las características y propiedades de los fluidos).El movimiento de rotación de la biela se convierte en un movimiento oscilatorio a través de la viga viajera a través de la biela. El cabezote, grampes y barra púlida se utilizan para asegurar que el movimiento hacia arriba en la cadena de Barras de bombas es vertical en todo momento (por lo tanto, no es momento de flexión aplicado al prensaestopas). La barra pulida y el prensaestopas se combinan para mantener un buen sello de líquido en la superficie y, por tanto, la fuerza que el líquido fluya en la conexión ''T'', justo debajo del prensaestopas. Las Unidades Convencionales están disponibles en una amplia gama de tamaños, con longitudes de carrera varía de 12 a casi 200 pulgadas Los trazos de cualquier tipo de unidad de bombeo se encuentran disponibles en incrementos (tamaño de la unidad). Dentro de cada tamaño de la unidad, la longitud de la carrera puede variar dentro de ciertos límites (alrededor de seis diferentes longitudes de ser posible). Estos son de distinta longitud lograrse variando la posición del brazo de biela de conexión de la biela. Puntuaciones viga se expresan en carga admisible de varilla pulida (PRL) y varían de unos 3.000 a 35.000 libras. ounterbalance convencionales para las unidades de bombeo se realiza mediante la colocación de pesos directamente en la viga (en unidades más pequeñas) o adjuntando pesos a la manivela de rotación del brazo (o una combinación de los dos métodos de unidades más grandes). En los diseños más recientes, el contrapeso de rotación podrá ser adaptado por el desplazamiento de la posición del peso en el cigüeñal por un Jackscrew o mecanismo de cremallera y piñón. Existen otros dos tipos principales de unidades de bombeo. Estas son las Mark II Lufkin y el aire equilibrado Unidades (fig. 12.2). El brazo de biela y la cabeza del caballo están en el mismo lado de la viga en estos dos tipos de unidades (sistema de elevación de la clase III). En lugar de utilizar la lucha contra el peso en Lufkin Mark unidades tipo II, cilindros de aire se utilizan en las unidades de airbalanced para equilibrar el par en el cigüeñal. There are two other major types of pumping units. These are the Lufkin Mark II and the Air-Balanced Units (Fig. 12.2). The pitman arm and horse’s head are in the same side of the walking beam in these two types of units (Class III lever system). Instead of using counter-weights in Lufkin Mark II type units, air cylinders are used in the airbalanced units to balance the torque on the crankshaft.

El Instituto Americano del Petróleo (API) ha establecido las designaciones para las unidades de Bombeo Mecánico con una cadena de caracteres que contiene cuatro campos. Por ejemplo,

C-228D-200-74

El primer campo es el código para el tipo de unidad de bombeo. C es para las unidades convencionales, A es para las unidades balanceadas por aire, B es para las unidades de viga de contrapeso, y M es para las unidades de Mark II. El segundo campo es el código de calificación de máxima capacidad en miles de libras-pulgada y reductor de velocidad. D de doble reductor de reducción de engranaje. El tercer campo es el código de número de PRL en cientos de libras. El último campo es el código de longitud de la carrera en pulgadas.

Sketch of three types of pumping units: (a) conventional unit; Lufkin Mark II Unit; (c) air-balanced unit.

Figure 12.3 illustrates the working principle of a plunger pump. The pump is installed in the tubing string below the dynamic liquid level. It consists of a working barrel and liner, standing valve (SV), and traveling valve (TV) at the bottom of the plunger, which is connected tosucker rods. As the plunger is moved downward by the sucker rod string, the TV is open, which allows the fluid to pass through the valve, which lets the plunger move to a position just above the SV. During this downward motion of the plunger, the SV is closed; thus, the fluid is forced to pass through the TV.When the plunger is at the bottom of the stroke and starts an upward stroke, the TV closes and the SV opens. As upward motion continues, the fluid in the well below the SV is drawn into the volume above the SV (fluid

La figura 12.3 ilustra el principio de funcionamiento de una bomba de émbolo. La bomba se instala en la cadena de tubos por debajo del nivel de líquido dinámico. Se compone de un barril de trabajo y de línea, la válvula estándar (SV), y los viajes de la válvula (TV) en la parte inferior del émbolo, que está conectada avarillas de bombeo. A medida que el émbolo se mueve hacia abajo por la cadena de Barras de bombas, la televisión abierta, que permiten que el líquido pase a través de la válvula, el émbolo que permite moverse a una posición justo encima de la SV. Durante este movimiento hacia abajo del émbolo, la SV es cerrado, por lo tanto, el líquido es forzado a pasar a través de la televisión.Cuando el émbolo está en la parte inferior de la carrera y comienza una carrera ascendente, el cerrado de televisión y de la SV se abre. En continuo movimiento hacia arriba, el líquido en el pozo por debajo de la SV se señala en el volumen por encima de la SV (liquid passing through the open SV). The fluid continues to fill the volume above the SV until the plunger reaches the top of its stroke.

There are two basic types of plunger pumps: tubing pump and rod pump (Fig. 12.4). For the tubing pump, the working barrel or liner (with the SV) is made up (i.e., attached) to the bottom of the production tubing string and must be run into the well with the tubing. The plunger (with the TV) is run into the well (inside the tubing) on the sucker rod string. Once the plunger is seated in the working barrel, pumping can be initiated. A rod pump (both working barrel and plunger) is run into the well on the sucker rod string and is seated on a wedged type seat that is fixed to the bottom joint of the production tubing. Plunger diameters vary from 5⁄8 to 4 5⁄8 in. Plunger area varies from 0:307 in:2 to 17:721 in:2.

Hay dos tipos básicos de bombas de émbolo: tubos de la bomba y la bomba de varilla (fig. 12.4). Para los tubos de la bomba, el barril de trabajo o de línea (con el SV) está formado por (es decir, que se adjunta) para el fondo de la tubería de producción de cuerdas y se debe ejecutar en el bien con el tubo. El émbolo (con la televisión) se ejecuta en el bien (dentro de la tubería) en la cadena de Barras de bombas. Una vez que el émbolo está sentado en el cañón de trabajo, el bombeo puede ser iniciado. Una bomba de varilla (tanto el barril y el émbolo de trabajo) se ejecuta en el bien de la cadena de Barras de bombas y está sentado en un asiento de tipo cuña que se fija para el sello final de la tubería de producción. Diámetros de émbolo varían de 5 / 8 a 4 5 / 8 pulg. Área de émbolo varía de 0:307 en 2 a 17:721 en: 2.

12.3 Polished Rod Motion

The theory of polished rod motion has been established since 1950s (Nind, 1964). Figure 12.5 shows the cyclic motion of a polished rod in its movements through the stuffing box of the conventional pumping unit and the airbalanced pumping unit. Conventional Pumping Unit. For this type of unit, the acceleration at the bottom of the stroke is somewhat greater than true simple harmonic acceleration. At the top of the stroke, it is less. This is a major drawback for the conventional unit. Just at the time the TV is closing and the fluid load is being transferred to the rods, the acceleration for the rods is at its maximum. These two factors combine to create a maximum stress on the rods that becomes one of the limiting factors in designing an installation. Table 12.1 shows dimensions of some API conventional pumping units. Parameters are defined in Fig. 12.6.

La teoría del movimiento varilla pulida se ha establecido desde 1950 (Nind, 1964). La figura 12.5 muestra el movimiento cíclico de una barra de pulido en sus movimientos a través de la caja de relleno de la unidad de bombeo convencional y la unidad de bombeo airbalanced. Convencionales Unidad de Bombeo. Para este tipo de unidad, la aceleración en la parte inferior de la carrera es algo mayor que la verdadera aceleración armónico simple. En la parte superior de la carrera, es menos. Este es un gran inconveniente para la unidad convencional. Justo en el momento de la TV es el cierre y la carga de líquido se está transfiriendo a las barras, las barras de la aceleración está en su máximo. Estos dos factores se combinan para crear un esfuerzo máximo en las barras que se convierte en uno de los factores limitantes en el diseño de una instalación. El cuadro 12.1 muestra algunas dimensiones de la API convencional de unidades de bombeo. Los parámetros se definen en la figura. 12.6.

Air-Balanced Pumping Unit. For this type of unit, the maximum acceleration occurs at the top of the stroke(the acceleration at the bottom of the stroke is less than simple harmonic motion). Thus, a lower maximum stress is set up in the rod system during transfer of the fluid load to the rods.The following analyses of polished rod motion apply to conventional units. Figure 12.7 illustrates an approximate motion of the connection point between pitman arm and walking beam.If x denotes the distance of B below its top position C and is measured from the instant at which the crank arm and pitman arm are in the vertical position with the crank arm vertically upward, the law of cosine gives

Aire Balanced Unidad de Bombeo. Para este tipo de unidad, la aceleración máxima se produce en la parte superior de la carrera de (la aceleración en la parte inferior de la carrera es de menos de un movimiento armónico simple). Por lo tanto, un menor estrés máximo se establece en el sistema de barras durante la transferencia de la carga de líquido a las varillas.El siguiente análisis del movimiento de varilla pulida aplicará a las unidades convencionales. La figura 12.7 ilustra un movimiento aproximado del punto de conexión entre el brazo Pitman y caminar viga.

Si x denota la distancia de B por debajo de su superior posición C y se mide desde el momento en que la biela y el brazo de biela en posición vertical con la biela vertical y hacia arriba, la ley del coseno da

Carrying out the differentiation for acceleration, it isfound that the maximum acceleration occurs when vt isequal to zero (or an even multiple of p radians) and that this maximum value is

Llevar a cabo la diferenciación para la aceleración, es encontró que la aceleración máxima se produce cuando se VT igual a cero (o un múltiplo de radianes p) y que este valor máximo es de

For air-balanced units, because of the arrangements of the levers, the acceleration defined in Eq. (12.12) occurs at the bottom of the stroke, and the acceleration defined in Eq. (12.9) occurs at the top. With the lever system of an airbalanced unit, the polished rod is at the top of its stroke when the crank arm is vertically upward (Fig. 12.5b).

12.4 Load to the Pumping Unit The load exerted to the pumping unit depends on well depth, rod size, fluid properties, and system dynamics. The maximum PRL and peak torque are major concerns for pumping unit.12.4.1 Maximum PRLThe PRL is the sum of weight of fluid being lifted, weight of plunger, weight of sucker rods string, dynamic load due to acceleration, friction force, and the up-thrust from below on plunger. In practice, no force attributable to fluid acceleration is required, so the acceleration term involves only acceleration of the rods. Also, the friction term and the weight of the plunger are neglected. We ignore the reflective forces, which will tend to underestimate the maximum PRL. To compensate for this, we set the upthrust force to zero. Also, we assume the TV is closed at the instant at which the acceleration term reaches its maximum.With these assumptions, the PRLmax becomes

Para las unidades de aire equilibrado, porque de la disposición de las palancas, la aceleración se define en la ecuación. (12.12) se produce en la parte inferior de la carrera, y la aceleración se define en la ecuación. (12,9) se produce en la parte superior. Con el surgimiento de una unidad de sistema airbalanced, la varilla pulida está en la cima de su carrera, cuando la biela está verticalmente hacia arriba (Fig. 12.5B).

12,4 carga a la unidad de bombeoLa fuerza ejercida a la unidad de bombeo depende de la profundidad del pozo, el tamaño de la barra, propiedades de los fluidos, y la dinámica del sistema. La PRL máxima y par máximo son las principales preocupaciones para el bombeo de la unidad.12.4.1 máximo de PRLLa PRL es la suma del peso del líquido que se está levantado, el peso del émbolo, la cadena de peso de varillas de bombeo, carga dinámica, debido a la aceleración, la fuerza de fricción, y la falla arriba, desde abajo en el émbolo. En la práctica, ninguna fuerza atribuibles a la aceleración de líquido es necesario, por lo que el término de la aceleración sólo implica la aceleración de las varillas. Además, se descuida el término de fricción y el peso del émbolo. Ignoramos el grado de reflexión, que se tiende a subestimar la PRL máximo. Para compensar esto, nos pusimos a la fuerza de empuje hacia arriba igual a cero. Además, suponemos que el televisor está cerrado en el momento en que la aceleración alcanza su máxima expresión.Con estos supuestos, la PRLmax se convierte en

12.4.2 Minimum PRL

The minimum PRL occurs while the TV is open so that the fluid column weight is carried by the tubing and not the rods. The minimum load is at or near the top of the stroke. Neglecting the weight of the plunger and friction term, the minimum PRL is

12.4.2 mínima PRLLa PRL mínimo se produce mientras el televisor está abierto para que el peso de la columna de líquido es llevado por la tubería y no de las varillas. La carga mínima es de en o cerca de la parte superior de la carrera. Despreciando el peso del émbolo y el plazo de fricción, el mínimo es de PRL

12.4.3 CounterweightsTo reduce the power requirements for the prime mover, a counterbalance load is used on the walking beam (small units) or the rotary crank. The ideal counterbalance load C is the average PRL. Therefore,

12.4.3 ContrapesoPara reducir los requisitos de energía para el motor principal, una carga de contrapeso se utiliza en la viga (pequeñas unidades) o el Rotary manivela. El ideal de la carga de contrapeso C es la media de PRL. Por tanto,

The counterbalance load should be provided by structure unbalance and counterweights placed at walking beam (small units) or the rotary crank. The counterweights can be selected from manufacturer’s catalog based on the calculated C value. The relationship between the counterbalance load C and the total weight of the counterweights is

La carga de contrapeso debe ser proporcionada por la estructura y el desequilibrio de contrapeso Situado a poca manga (pequeñas unidades) o el Rotary manivela. El contrapeso se puede seleccionar desde el catálogo del fabricante basado en el valor de C calculado. La relación entre la carga de contrapeso C y el peso total del contrapeso es

12.4.4 Peak Torque and Speed LimitThe peak torque exerted is usually calculated on the most severe possible assumption, which is that the peak load (polished rod less counterbalance) occurs when the effective crank length is also a maximum (when the crank arm is horizontal). Thus, peak torque T is (Fig. 12.5)

12.4.4 pico de par y la velocidad límiteEl par máximo ejercida generalmente se calcula en el supuesto más grave posible, que es que la carga máxima (menos de contrapeso varilla pulida) se produce cuando la longitud de las bielas eficaz es también un máximo (cuando la biela está horizontal). Así, el par máximo es T (Fig. 12.5)

Because the pumping unit itself is usually not perfectly balanced (Cs 6¼ 0), the peak torque is also affected by structure unbalance. Torque factors are used for correction:

Debido a que la unidad de bombeo en sí no suele ser perfectamente equilibrada (CS 6 ¼ 0), el par máximo también se ve afectada por el desequilibrio estructural. Torque se utilizan factores de corrección:

For symmetrical conventional and air-balanced units, TF = TF1 = TF2.There is a limiting relationship between stroke length and cycles per minute. As given earlier, the maximum value of the downward acceleration (which occurs at the top of the stroke) is equal to

Para el aire simétrico y equilibrado unidades convencionales, TF1 = TF = TF2.Existe una relación entre la limitación de longitud de la carrera y los ciclos por minuto. Tal como se indica anteriormente, el valor máximo de la aceleración hacia abajo (que se produce en la parte superior de la carrera) es igual a la

(the + refers to conventional units or air-balanced units, see Eqs. [12.9] and [12.12]). If this maximum acceleration divided by g exceeds unity, the downward acceleration of the hanger is greater than the free-fall acceleration of the rods at the top of the stroke. This leads to severe pounding when the polished rod shoulder falls onto the hanger (leading to failure of the rod at the shoulder). Thus, a limit of the above downward acceleration term divided by g is limited to approximately 0.5 (or where L is determined by experience in a particular field). Thus,

(+ Se refiere a las unidades convencionales o de las unidades de aire equilibrado, ver las ecuaciones. [12.9] y [12,12]). Si esta aceleración máxima dividida por g superior a la unidad, la aceleración de la baja de la suspensión es mayor que la aceleración de caída libre de las barras en la parte superior de la carrera. Esto conduce a graves golpes en el hombro varilla pulida cae sobre la percha (que conduce al fracaso de la varilla en el hombro). Por lo tanto, un límite de plazo por encima de la aceleración a la baja dividida por g se limita a aproximadamente 0,5 (o cuando se determina L por la experiencia en un campo en particular). Así,

12.4.5 Tapered Rod StringsFor deep well applications, it is necessary to use a tapered sucker rodstrings to reduce thePRLat the surface.The larger diameter rod is placed at the top of the rod string, then the next largest, and then the least largest. Usually these are in sequences up to four different rod sizes. The tapered rod strings are designated by 1/8-in. (in diameter) increments. Taperedrodstrings canbe identifiedbytheirnumbers suchasa. No. 88 is a nontapered 8⁄8 - or 1-in. diameter rod stringb. No. 76 is a tapered string with 7⁄8 -in. diameter rod at the top, then a 6⁄8 -in. diameter rod at the bottom.c. No. 75 is a three-way tapered string consisting of 7⁄8 -in. diameter rod at top6⁄8 -in. diameter rod at middle5⁄8 -in. diameter rod at bottomd. No. 107 is a four-way tapered string consisting of10⁄8 -in. (or 11⁄4 -in.) diameter rod at top9⁄8 -in. (or 11⁄8 -in.) diameter rod below 10⁄8 -in. diameter rod8⁄8 -in. (or 1-in.) diameter rod below 9⁄8 -in. diameter rod7⁄8 -in. diameter rod below 8⁄8 -in. diameter rodTapered rod strings are designed for static (quasi-static) lads with a sufficient factor of safety to allow for random low level dynamic loads. Two criteria are used in the design of tapered rod strings:1. Stress at the top rod of each rod size is the same throughout the string.2. Stress in the top rod of the smallest (deepest) set of rods should be the highest (_30,000 psi) and the stress progressively decreases in the top rods of the higher sets of rods.The reason for the second criterion is that it is preferable that any rod breaks occur near the bottom of the string (otherwise macaroni).

Example Problem 12.1 The following geometric dimensions are for the pumping unit C–320D–213–86:

d1 = 96.05 in.d2 = 111 in.c = 37 in.c/h = 0.33.

If this unit is used with a 21⁄2 -in. plunger and 7⁄8 -in. rods to lift 25 8API gravity crude (formation volume factor 1.2 rb/stb) at depth of 3,000 ft, answer the following questions:

a. What is the maximum allowable pumping speed if L = 0.4 is used?b. What is the expected maximum polished rod load?c. What is the expected peak torque?d. What is the desired counterbalance weight to be placed at the maximum position on the crank?

Solution The pumping unit C–320D–213–86 has a peak torque of gearbox rating of 320,000 in.-lb, a polished rod rating of 21,300 lb, and a maximum polished rod stroke of 86 in.

a. Based on the configuration for conventional unit shown in Fig. 12.5a and Table 12.1, the polished rodstroke length can be estimated as

12.4.5 cónicos Rod Cuerdas Para las aplicaciones de pozo profundo, es necesario utilizar un lechón rodstrings cónico para reducir thePRLat la barra de mayor diámetro surface.The se coloca en la parte superior de la cadena de varilla, el más próximo, y menos entonces el más grande. Normalmente estos son en las secuencias de hasta cuatro tamaños diferentes varilla. Las cadenas de varilla cónica son designados por 1/8-in. (de diámetro) incrementos. Taperedrodstrings PUEDE SER identifiedbytheirnumbers tales como a. N º 88 es un 8 nontapered / 8 - o 1-in. cadena de varilla de diámetro b. N ° 76 es una cadena cónico con 7 / 8-in. varilla de diámetro en la parte superior, a continuación, un 6 / 8-in. varilla de diámetro en la parte inferior. c. N ° 75 es una cadena de tres vías cónico compuesto de 7 / 8-in. varilla de diámetro en la parte superior 6 / 8-in. varilla de diámetro a la mitad 5 / 8-in. varilla de diámetro en el fondo d. N º 107 es una de cuatro direcciones cadena cónico formado por 10 / 8-in. (o 11 / 4-in.) la vara de diámetro en la parte superior 9 / 8-in. (o 11 / 8-in.) varilla de diámetro inferior a 10 / 8-in. varilla de diámetro 8 / 8-in. (o 1-in.) la vara de diámetro por debajo de 9 / 8-in. varilla de diámetro 7 / 8-in. diámetro de la varilla por debajo del 8 / 8-in. varilla de diámetro Cadenas de varilla cónicos están diseñados para estática (cuasi-estático) muchachos con un factor de seguridad suficiente para permitir el bajo nivel al azar las cargas dinámicas. Dos son los criterios utilizados en el diseño de cadenas de varilla cónica: 1. El estrés en la barra superior de cada tamaño de varilla es la misma en toda la cadena. 2. El estrés en la barra superior de la más pequeña (más profunda) juego de barras debe ser el más alto (_30, 000 psi) y la presión disminuye progresivamente en las barras de la parte superior de la más alta conjuntos de barras. La razón para el segundo criterio es que es preferible que se producen saltos de varilla en la parte inferior de la cadena (de lo contrario macarrones).

Ejemplo 12.1 El problema de dimensiones geométricas siguientes son para la unidad de bombeo C-320D-213-86:

d1 = en 96,05. D2 = 111 pulgadas c = 37 pulg. c / h = 0,33.

Si esta unidad se utiliza con un 21 / 2-in. émbolo y 7 / 8-in. varillas para levantar crudo 25 8API gravedad (factor de volumen de formación de 1,2 rb / STB) a una profundidad de 3.000 pies, responda las siguientes preguntas:

a. ¿Cuál es la máxima velocidad de bombeo permisible si se utiliza L = 0.4? b. ¿Cuál es la carga máxima prevista varilla pulida? c. ¿Cuál es el par máximo se esperaba? d. ¿Cuál es el peso de contrapeso deseaba ser colocado en la posición máxima a la manivela?

La unidad de bombeo de la solución C-320D-213-86 tiene un índice de par máximo de la caja de cambios de 320,000 in-lb, una calificación de varilla pulida de 21,300 libras y un máximo carrera del vástago pulido de 86 pulgadas a. Sobre la base de la configuración de la unidad convencional de la figura. 12.5a y la tabla 12.1, la barra de pulido longitud de la carrera puede ser estimado como

b.

The maximum PRL can be calculated with Eq. (12.17). The 25°API gravity has an Sf = 0:9042. The area of the 21⁄2 -in. plunger is Ap = 4.91 in2. The area of the 7⁄8”. rod is Ar = 0.60 in2. Then

12.5 Pump Deliverability and Power RequirementsLiquid flow rate delivered by the plunger pump can be expressed as

Capacidad de entrega de la bomba 12,5 y requerimientos de energíaCaudal de líquido suministrado por la bomba de émbolo se puede expresar como

where Sp is the effective plunger stroke length (in.), Ev isthe volumetric efficiency of the plunger, and Bo formation volume factor of the fluid.12.5.1 Effective Plunger Stroke LengthThe motion of the plunger at the pump-setting depth and the motion of the polished rod do not coincide in time and in magnitude because sucker rods and tubing strings are elastic. Plunger motion depends on a number of factors including polished rod motion, sucker rod stretch, and

donde sp es la longitud efectiva del recorrido del émbolo (pulgadas), Ev isthe eficiencia volumétrica del émbolo, y el volumen de Bo factor de formación del fluido.12.5.1 Longitud de la carrera efectiva del émboloEl movimiento del émbolo de la bomba en el establecimiento de la profundidad y el movimiento de la varilla pulida no coinciden en el tiempo y en magnitud, ya que varillas y tubos de cuerdas son elásticas. Movimiento del émbolo depende de una serie de factores, como el movimiento varilla pulida, estiramiento Barras de bombas, y

tubing stretch. The theory in this subject has been well established (Nind, 1964).Two major sources of difference in the motion of the polishedrodandthe plungerare elastic stretch(elongation) of the rod string and overtravel. Stretch is caused by the periodic transfer of the fluid load from the SV to the TV and back again. The result is a function of the stretch of the rod string and the tubing string. Rod string stretch is caused by the weight of the fluid column in the tubing coming on to the rod string at the bottomof the strokewhentheTVcloses (this load is removed from the rod string at the top of the stroke whentheTVopens). It isapparent that the plunger strokewill be less than the polished rod stroke length S by an amount equal to the rod stretch. The magnitude of the rod stretch is

Tubos Stretch. La teoría en este tema ha sido bien establecida (Nind, 1964).Dos fuentes principales de la diferencia en el movimiento de estirar la polishedrodandthe elástica plungerare (elongación) de la cadena de caña y sobrecarrera. Stretch es causada por la transferencia periódica de la carga de líquido de la SV a la TV y de regreso. El resultado es una función del tramo de la cadena de varilla y la cadena de tubos. Tramo de cadena Rod es causada por el peso de la columna de líquido en el tubo de venir a la cadena de varilla en el bottomof la strokewhentheTVcloses (esta carga se retira de la cadena de la barra en la parte superior de la carrerawhentheTVopens). Que isapparent que el émbolo de la strokewill ser inferior a la brillante carrera del vástago de longitud S por un importe igual a la barra de estiramiento. La magnitud de la varilla de estiramiento

But because the tubing cross-sectional area At is greater than the rod cross-sectional area Ar, the stretch of the tubing is small and is usually neglected. However, the tubing stretch can cause problems with wear on the casing. Thus, for this reason a tubing anchor is almost always used.Plunger overtravel at the bottom of the stroke is a result of the upward acceleration imposed on the downwardmoving sucker rod elastic system. An approximation to the extent of the overtravel may be obtained by considering a sucker rod string being accelerated vertically upward at a rate n times the

acceleration of gravity. The vertical force required to supply this acceleration is nWr. The magnitude of the rod stretch due to this force is

Propósito, porque la cruz tubo de área de la sección A es mayor que la cruz varilla área de la sección de Ar, el tramo de la tubería es pequeño y suele ser descuidado. Sin embargo, el tubo de estiramiento puede causar problemas con el desgaste de la carcasa. Así, por esta razón, un ancla de tubería se utiliza casi siempre.Sobrecarrera émbolo en la parte inferior de la carrera es el resultado de la aceleración hacia arriba impuesta sobre el downwardmoving elástica sistema Sucker Rod. Una aproximación a la magnitud de la sobrecarrera puede obtenerse teniendo en cuenta una cadena de Barras de bombas que se acelera verticalmente hacia arriba a una tasa de n veces la aceleración de la gravedad. La fuerza vertical necesaria para suministrar esta aceleración es NWR. La magnitud de la varilla de estiramiento, debido a esta fuerza es

12.5.2 Volumetric EfficiencyVolumetric efficiency of the plunger mainly depends on the rate of slippage of oil past the pump plunger and the solution–gas ratio under pump condition.Metal-to-metal plungers are commonly available with plunger-to-barrel clearance on the diameter of _0.001, _0.002, _0.003, _0.004, and _0.005 in. Such fits are referred to as _1, _2, _3, _4, and _5, meaning

the plunger outside diameter is 0.001 in. smaller than the barrel inside diameter. In selecting a plunger, one must consider the viscosity of the oil to be pumped. A loose fit may be acceptable for a well with high viscosity oil (low 8API gravity). But such a loose fit in a well with low viscosity oil may be very inefficient. Guidelines are as follows: a. Low-viscosity oils (1–20 cps) can be pumped with a plunger to barrel fit of _0.001 in.b. High-viscosity oils (7,400 cps) will probably carry sand in suspension so a plunger-to-barrel fit or approximately 0.005 in. can be used.An empirical formula has been developed that can be used to calculate the slippage rate, qs (bbl/day), through the annulus between the plunger and the barrel:

12.5.2 eficiencia volumétrica La eficiencia volumétrica del émbolo depende principalmente de la tasa de deslizamiento de petróleo más allá del émbolo de la bomba y la solución en relación con la condición de la bomba de gas. Metal-metal buzos están comúnmente disponibles con un émbolo a liquidación por barril en el diámetro de _0.001, _0.002, _0.003, _0.004, y, en _0.005. Tales ataques se conocen como _1, _2, _3, _4, _5, y, lo que significa el émbolo de diámetro exterior en 0001. menor que el barril de diámetro interior. En la selección de un émbolo, se debe considerar la viscosidad del aceite que se bombea. Un ajuste flojo puede ser aceptable para un pozo de petróleo de alta viscosidad (8API de baja gravedad). Pero como un ajuste flojo en el bien con un aceite de baja viscosidad puede ser muy ineficiente. Las directrices son las siguientes: a. Aceites de baja viscosidad (1-20 cps) puede ser bombeado con un émbolo de barril ajuste de _0.001 pulg b. Aceites de alta viscosidad (7.400 cps), probablemente llevará a la arena en suspensión por lo que un émbolo de cañón hechas en 0005, o aproximadamente. puede ser utilizado. Una fórmula empírica ha sido desarrollado que se puede utilizar para calcular la tasa de deslizamiento, qs (bbl / día), a través del espacio anular entre el pistón y el cilindro:

The

value of kp is 2.77 x 106 to 6.36x 106 depending on field conditions. An average value is 4.17x 106. The value of Dp may be estimated on the basis of well productivity index and production rate. A reasonable estimate may be a value that is twice the production drawdown.Volumetric efficiency can decrease significantly due to the presence of free gas below the plunger. As the fluid is elevated and gas breaks out of solution, there is a significant difference between the volumetric displacement of the bottom-hole pump and the volume of the fluid delivered to the surface. This effect is denoted by the shrinkage factor greater than 1.0, indicating that the bottom-hole pump must displace more fluid by some additional percentage than the volume delivered to the surface (Brown, 1980). The effect of gas on volumetric efficiency depends on solution–gas ratio and bottom-hole pressure. Down-hole devices, called ‘‘gas anchors,’’ areusually installed on pumps to separate the gas from the liquid.In summary, volumetric efficiency is mainly affected by the slippage of oil and free gas volume below plunger. Both effects are difficult to quantify. Pump efficiency can vary over a wide range but are commonly 70–80%.

12.5.3 Power Requirements

The prime mover should be properly sized to provide adequate power to lift the production fluid, to overcome friction loss in the pump, in the rod string and polished rod, and in the pumping unit. The power required for lifting fluid is called ‘‘hydraulic power.’’ It is usually expressed in terms of net lift:

El valor de K es 2,77 x 106 a 6.36x 106 dependiendo de las condiciones de campo. Un valor medio es de 4.17x 106. El valor de Dp puede estimarse sobre la base del índice de productividad y así la velocidad de producción. Una estimación razonable puede ser un valor que es el doble de la reducción de producción. El rendimiento volumétrico se puede reducir significativamente debido a la presencia de gas libre por debajo del émbolo. Como el líquido es elevado y el gas sale de la solución, hay una diferencia significativa entre el desplazamiento volumétrico de la parte inferior de la bomba agujero y el volumen del líquido entregado a la superficie. Este efecto se designa por el factor de mayor contracción de 1,0, lo que indica que la parte inferior de la bomba agujero debe desplazar a más fluido por un porcentaje adicional de que el volumen entregado a la superficie (Brown, 1980). El efecto del gas sobre la eficiencia volumétrica de la solución depende de la relación entre el gas y la parte inferior de la presión agujero. Establecen los dispositivos de agujero, called''gas anclas'', se generalmente se instalan las bombas para separar el gas del líquido. En resumen, la eficiencia volumétrica es afectado principalmente por el deslizamiento del petróleo y el volumen de gas libre por debajo del émbolo. Ambos efectos son difíciles de cuantificar. La eficiencia de la bomba puede variar en un amplio rango meta son comúnmente 70-80%.

12.5.3 Requisitos de alimentación El primer motor debe ser del tamaño adecuado para suministrar energía suficiente para elevar el líquido de la producción, para superar la pérdida por fricción en la bomba, en la cadena de varilla y varilla pulida, y en la unidad de bombeo. La potencia necesaria para levantar el líquido es poder called''hydraulic.''Se expresa generalmente en términos de elevación neto:

Example Problem 12.2 A well is pumped off (fluid level is the pump depth) with a rod pump described in Example Problem 12.1. A 3-in. tubing string (3.5-in. OD, 2.995 ID) in the well is not anchored. Calculate (a) expected liquid production rate (use pump volumetric efficiency 0.8), and (b) required prime mover power (use safety factor 1.35).

Solution This problem can be quickly solved using the program SuckerRodPumpingFlowrate&Power.xls. The solution is shown in Table 12.3.

12.6 Procedure for Pumping Unit SelectionThe following procedure can be used for selecting a pumping unit:

Ejemplo 12.2 Un problema bien es bombeada (nivel de líquido es la profundidad de la bomba) con una varilla de la bomba descrita en el ejemplo de problemas 12.1. A 3-in. cadena de tubos (3.5 in. OD, ID 2995) en el pozo no está anclado. Calcular (a) índice previsto de la producción de líquido (eficacia de la bomba volumétrica utiliza 0,8) y (b) Potencia requerida primer motor (factor de seguridad de uso 1,35).Solución Este problema puede resolverse rápidamente mediante el programa de SuckerRodPumpingFlowrate & Power.xls. La solución se muestra en la Tabla 12.3.

12.6 Procedimiento de Selección de la Unidad de bombeoEl siguiente procedimiento se puede utilizar para seleccionar una unidad de bombeo:

1. From the maximum anticipated fluid production (based on IPR) and estimated volumetric efficiency, calculate required pump displacement.2. Based on well depth and pump displacement, determine API rating and stroke length of the pumping unit to be used.This can be done using eitherFig. 12.8 orTable 12.4.3. Select tubing size, plunger size, rod sizes, and pumping speed from Table 12.4.4. Calculate the fractional length of each section of the rod string.5. Calculate the length of each section of the rod string to the nearest 25 ft.6. Calculate the acceleration factor.7. Determine the effective plunger stroke length.8. Using the estimated volumetric efficiency, determine the probable production rate and check it against the desired production rate.9. Calculate the dead weight of the rod string.10. Calculate the fluid load.11. Determine peak polished rod load and check it against the maximum beam load for the unit selected.12. Calculate the maximum stress at the top of each rod size and check it against the maximum permissible working stress for the rods to be used.13. Calculate the ideal counterbalance effect and check it against the counterbalance available for theunit selected.14. From the manufacturer’s literature, determine the position of the counterweight to obtain the ideal counterbalance effect.15. On the assumption that the unit will be no more than 5% out of counterbalance, calculate the peak torque on the gear reducer and check it against the API rating of the unit selected.16. Calculate hydraulic horsepower, friction horsepower, and brake horsepower of the prime mover. Select the prime mover.17. From the manufacturer’s literature, obtain the gear reduction ratio and unit sheave size for the unit selected, and the speed of the prime mover. From this, determine the engine sheave size to obtain the desired pumping speed.

Example Problem 12.3 A well is to be put on a sucker rod pump. The proposed pump setting depth is 3,500 ft.The anticipated production rate is 600 bbl/day oil of 0.8specific gravity against wellhead pressure 100 psig. It isassumed that the working liquid level is low, and asucker rod string having a working stress of 30,000 psi isto be used. Select surface and subsurface equipment for the installation. Use a safety factor of 1.35 for the prime mover power.

1.Desde la producción al máximo de líquido previstos (basados en RPI) y la eficiencia volumétrica estimada, calcular requiere bomba de desplazamiento. 2. Basado en la profundidad del pozo y el desplazamiento de la bomba, determinado número de API y longitud de la carrera de la unidad de bombeo para que mostrará que se puede hacer utilizando eitherFig. 12,8 12,4 ORTABLE. 3. Selecciona el tamaño de tubo, el tamaño del émbolo, el tamaño de la vara, y la velocidad de bombeo de la tabla 12.4. 4. Calcular la longitud fraccionada de cada sección de la cadena de la caña. 5. Calcular la longitud de cada sección de la cadena de varilla, con precisión de 25 pies 6. Calcular el factor de aceleración. 7. Determinar la longitud efectiva del recorrido del émbolo. 8. Uso de la eficiencia volumétrica estimado, determina la tasa de producción es probable y compararla con la tasa de producción deseado. 9. Calcular el peso muerto de la cadena de la caña. 10. Calcular la carga de fluidos. 11. Determinar pulido de carga máxima de barra y compararla con la carga máxima del haz para la unidad seleccionada. 12. Calcular la tensión máxima en la parte superior de cada tamaño de varilla y compararla con la tensión de servicio máxima admisible para las barras que se utilizarán.

13. Calcular el efecto de contrapeso ideal y compararla con el contrapeso para theuni seleccionado. 14. De la literatura del fabricante, determinar la posición del contrapeso para lograr el efecto de contrapeso ideal. 15. En el supuesto de que la unidad no será superior al 5% de contrapeso, calcular el par máximo en el reductor y compararla con la calificación de API de la unidad seleccionada. 16. Calcular potencia hidráulica, la potencia de fricción, y la potencia de frenado de la máquina motriz. Seleccione el primer motor. 17. De la literatura del fabricante, obtener la relación de engranaje de reducción de tamaño de la polea y la unidad para la unidad seleccionada, y la velocidad de la máquina motriz. De esto, determinar el tamaño de la polea del motor para obtener la velocidad de bombeo deseado.

Ejemplo problema 12.3 es bueno poner en una bomba de Barras de bombas. La propuesta de configuración de profundidad de la bomba es 3,500 ft.The tasa de producción prevista es de 600 barriles / día de aceite de gravedad 0.8specific frente a los 100 psig presión de boca de pozo. Que isassumed que el nivel del líquido de trabajo es baja, y un cadena de Barras de bombas con una tensión de trabajo de 30.000 psi isto ser utilizado. Seleccione la superficie y el equipo del subsuelo para la instalación. Use un factor de seguridad de 1,35 para el poder de la fuente principal.

Solution1. Assuming volumetric efficiency of 0.8, the required pump displacement is

(600)/(0.8) = 750 bbl/day:

2. Based on well depth 3,500 ft and pump displacement 750 bbl/day, Fig. 12.8 suggests API pump size 320 unit with 84 in. stroke, that is, a pump is selected with the following designation:

C---320D---213---86

12.7 Principles of Pump Performance AnalysisThe efficiency of sucker rod pumping units is usually analyzed using the information from pump dynagraph and polisher rod dynamometer cards. Figure 12.9 shows a schematic of a pump dynagraph. This instrument is installed immediately above the plunger to record the plunger stroke and the loads carried by the plunger during the pump cycle. The relative motion between the cover tube (which is attached to the pump barrel and hence anchored to the tubing) and the calibrated rod (which is an integral part of the sucker rod string) is recorded as a horizontal line on the recording tube. This is achieved by having the recording tube mounted on a winged nut threaded onto the calibrated rod and prevented from rotating by means of

12.7 Principios de Análisis de Rendimiento de la bomba deLa eficiencia de la varilla de bombeo de lechón suele ser analizadas utilizando la información de la bomba y lustrador de dynagraph tarjetas de varilla dinamómetro. La figura 12.9 muestra un esquema de un dynagraph bomba. Este instrumento se instala inmediatamente por encima del émbolo para registrar el movimiento del émbolo y la carga soportada por el émbolo durante el ciclo de la bomba. El movimiento relativo entre el tubo de cubierta (que se adjunta al barril de la bomba y por lo tanto, anclado en la tubería) y la varilla de calibrado (que es parte integrante de la cadena de Barras de bombas) se registra como una línea horizontal en el tubo de la grabación. Esto se logra haciendo que el tubo de grabación montado en una tuerca alada en la varilla roscada y calibrado que se les impide la rotación por los medios de

two lugs, which are attached to the winged nut, which run in vertical grooves in the cover tube. The stylus is mounted on a third tube, which is free to rotate and is connected by a self-aligning bearing to the upper end of the calibrated rod. Lugs attached to the cover tube run in spiral grooves cut in the outer surface of the rotating tube. Consequently, vertical motion of the plunger assembly relative to thebarrel results in rotation of the third tube, and the stylus cuts a horizontal line on a recording tube.Any change in plunger loading causes a change in length of the section of the calibrated rod between the winged nut supporting the recording tube and the self-aligning bearing supporting the rotating tube (so that a vertical line is cut on the recording tube by the stylus). When the pump is in operation, the stylus traces a series of cards, one on top of the other. To obtain a new series of cards, the polished rod at the well head is rotated. This rotation is transmitted to the plunger in a few pump strokes. Because the recording tube is prevented from rotating by the winged nut lugs that run in the cover tube grooves, the rotation of the sucker rod string causes the winged nut to travel—upward or downward depending on the direction of rotation—on the threaded calibrated rod. Upon the completion of a series of tests, the recording tube (which is 36 in. long) is removed.It is important to note that although the bottom-hole dynagraph records the plunger stroke and variations in plunger loading, no zero line is obtained. Thus, quantitative interpretation of the cards becomes somewhat speculative unless a pressure element is run with the dynagraph.Figure 12.10 shows some typical dynagraph card results. Card (a) shows an ideal case where instantaneous valve actions at the top and bottom of the stroke are indicated. In general, however, some free gas is drawn into the pump on the upstroke, so a period of gas compression can occur on the down-stroke before the TV opens. This is shown in card (b). Card (c) shows gas expansion during the upstroke giving a rounding of the card just as the upstroke begins. Card (d) shows fluid pounding that occurs when the well is almost pumped off (the pump displacement rate is higher than the formation of potential liquid production rate). This fluid pounding results in a rapid fall off in stress in the rod string and the sudden imposed shock to the system. Card (e) shows that the fluid pounding has progressed so that the mechanical shock causes oscillations in the system. Card (f) shows that the pump is operating at a very low volumetric efficiency where almost all the pump stroke is being lost in gas compression and expansion (no liquid is being pumped). This results in no valve action and the area between the card nearly disappears (thus, is gas locked). Usually, this gas-locked condition is only temporary, and as liquid leaks past the plunger, the volume of liquid in the pump barrel increases until the TV opens and pumping recommences.The use of the pump dynagraph involves pulling the rods and pump from the well bath to install the instrument and to recover the recording tube. Also, the dynagraph cannot be used in a well equipped with a tubing pump. Thus, the dynagraph is more a research instrument than an operational device. Once there is knowledge from a dynagraph, surface dynamometer cards can be interpreted.The surface, or polished rod, dynamometer is a device that records the motion of (and its history) the polished rod during the pumping cycle. The rod string is forced by the pumping unit to follow a regular time versus position pattern. However, the polished rod reacts with the loadings (on the rod string) that are imposed by the well.The surface dynamometer cards record the history of the variations in loading on the polished rod during acycle. The cards have three principal uses:a. To obtain information that can be used to determine load, torque, and horsepower changes required of the pump equipmentb. To improve pump operating conditions such as pump speed and stroke lengthc. To check well conditions after installation of equipment to prevent or diagnose various operating problems (like pounding, etc.)Surface instruments can be mechanical, hydraulic, and electrical. One of the most common mechanical instruments is a ring dynamometer installed between the hanger bar and the polished rod clamp in such a manner as the ring may carry the entire well load. The deflection of the ring is proportional to the load, and this deflection is amplified and transmitted to the recording arm by a series of levers. A stylus on the recording arm traces a record of the imposed loads on a waxed (or via an ink pen) paper card located on a drum. The loads are obtained in terms of polished rod displacements by having the drum oscillate back and forth to reflect the polished rod motion. Correct interpretation of surface dynamometer card leads to estímate of various parameter values.

. Maximum and minimum PRLs can be read directly from the surface card (with the use of instrument calibration). These data then allow for the determination of the torque, counterbalance, and horsepower requirements for the surface unit.. Rod stretch and contraction is shown on the surface dynamometer card. This phenomenon is reflected inthe surface unit dynamometer card and is shown in Fig. 12.11a for an ideal case.. Acceleration forces cause the ideal card to rotate clockwise. The PRL is higher at the bottom of the stroke and lower at the top of the stroke. Thus, in Fig. 12.11b, Point A is at the bottom of the stroke.

Dos apéndices, que se adjuntan a la tuerca de alas, que funcionan en ranuras verticales en el tubo de cubierta. El lápiz está montado en un tercer tubo, que es libre de girar y está conectado por un auto-alineación de rumbo en relación con el extremo superior de la varilla de calibrado. Apéndices conectado al tubo en espiral cubrir ejecutar ranuras cortadas en la superficie exterior del tubo en rotación. En consecuencia, el movimiento vertical de la Asamblea en relación con el émbolo de la Resultados de la rotación de barril en el tercer tubo, y los recortes lápiz una línea horizontal en un tubo de grabación. Cualquier cambio en la carga de émbolo provoca un cambio en la longitud de la sección de la varilla de calibrado entre la tuerca alada el tubo y el registro de la auto-alineación teniendo el tubo giratorio (de modo que una línea vertical se corta en el tubo por el lápiz óptico de grabación ). Cuando la bomba está en funcionamiento, el lápiz traza una serie de cartas, uno encima del otro. Para obtener una nueva serie de tarjetas, la varilla pulida a la cabeza del pozo es rotado. Esta rotación se transmite al émbolo de una bomba de unos pocos trazos. Debido a que el tubo de registro de impedimento de la rotación por las aletas de tuerca alada que se ejecutan en las ranuras del tubo de cubierta, la rotación de la cadena de Barras de bombas hace que el ala-Nut para viajar hacia arriba o hacia abajo dependiendo de la dirección de la rotación de calibrado en la varilla roscada . Tras la finalización de una serie de pruebas, la grabación del tubo (que es de 36 pulg. Long) se retira. Es importante señalar que, aunque se obtiene la parte inferior récord agujero tiempos dynagraph émbolo y los cambios en la carga de émbolo, sin la línea cero. Así, la interpretación cuantitativa de las tarjetas se convierte en algo especulativo a menos que un elemento de presión se ejecuta con la dynagraph. Figura 12.10 se muestran algunos resultados típicos de tarjeta dynagraph. De la tarjeta (a) muestra un caso ideal, donde se indican las acciones de la válvula instantánea en la parte superior e inferior de la carrera. En general, sin embargo, algunos de gas libre es arrastrado en la bomba en la carrera ascendente, de modo que un período de compresión de gas puede ocurrir en la carrera descendente antes de la televisión de consolas. Esta tarjeta se muestra en (b). De la tarjeta (c) muestra la expansión de gas durante la fase ascendente dando un redondeo de la tarjeta así como la fase de ascenso comienza. Card (d) muestra de líquido golpes que se produce cuando el bien es casi bombeada (la tasa de desplazamiento de la bomba es superior a la formación de la tasa de producción potencial de líquido). Esto da lugar a golpes de líquido en un rápido caen en el estrés en la cadena de caña y el choque brutal impuesta por el sistema. Card (E) muestra que el líquido golpeando ha progresado de manera que el choque mecánico provoca oscilaciones en el sistema. Card (f) indica que la bomba está funcionando a un rendimiento volumétrico muy bajo, donde casi todos los tiempos de la bomba se pierde en la compresión de gas y la expansión (sin líquido se bombea). Esto da lugar a ninguna válvula de acción y la zona entre la tarjeta de casi desaparece (por lo tanto, el gas está bloqueado). Condición general, este gas sin salida al mar es sólo temporal y, como fugas de líquidos pasado el émbolo, el volumen de líquido en el aumento de la bomba de barril hasta el televisor y las consolas de bombeo de nuevo. El uso de la bomba de dynagraph implica el tirar las barras y la bomba del pozo del baño para instalar el instrumento y para recuperar el tubo de la grabación. Además, el dynagraph no se puede utilizar en un lugar bien equipado con una bomba de tubo. Así, la dynagraph es más una herramienta de investigación de un dispositivo de funcionamiento. Una vez que se tenga conocimiento de un dynagraph, tarjetas de banco de superficie pueden ser interpretados. La vara de oro de superficie pulida, dinamómetro es un dispositivo que registra el movimiento de (y su historia) la varilla de pulido durante el ciclo de bombeo. La cadena de la barra se ve forzado por la unidad de bombeo para seguir un patrón regular la posición frente al tiempo. Sin embargo, la varilla pulida reacciona

con las cargas (en la cadena de la barra) que se imponen por el bien. La superficie del banco tarjetas de registro de la historia de los cambios en la carga de la varilla de pulido durante una ciclo. Las tarjetas tienen tres usos principales: a. Para obtener la información que puede ser usado para determinar los cambios de carga, el par y la potencia requerida de la bomba de b. Para mejorar las condiciones de funcionamiento de la bomba como la velocidad de la bomba y la longitud de carrera c. Para comprobar las condiciones y después de la instalación de los equipos para prevenir o diagnosticar problemas de funcionamiento diferentes (como golpes, etc.) Los instrumentos de superficie puede ser mecánica, hidráulica y eléctrica. Una de las herramientas mecánicas más común es un banco de anillo instalado entre la barra de suspensión y la pinza de varilla pulida de tal manera que el anillo puede llevar toda la carga. La deformación del anillo es proporcional a la carga, y esta desviación se amplifica y se transmite al brazo mediante el registro de una serie de diques. Un lápiz óptico de grabación en el brazo traza un registro de las cargas impuestas son encerado (oa través de una pluma de tinta) tarjeta de papel situado en un tambor. Las cargas se obtienen en términos de desplazamientos de varilla pulida por tener el tambor oscilar para reflejar el movimiento de la barra pulida. La interpretación correcta de la tarjeta de banco lleva a la superficie de estimación de valores de parámetros distintos. . Máximo y mínimo de PRL se pueden leer directamente desde la superficie de la tarjeta (con el uso de la calibración del instrumento). Estos datos permiten la determinación de la torsión, contrapeso, y los requisitos de potencia para la unidad de superficie. . Rod estiramiento y la contracción se muestra en la tarjeta de banco de la superficie. Este fenómeno se refleja en la unidad de tarjetas de banco y de la superficie se muestra en la figura. 12.11a para un caso ideal. . Las fuerzas de aceleración provocar que la tarjeta ideal para girar en sentido horario. La PRL es mayor en la parte inferior de la carrera y la menor en la parte superior de la carrera. Así, en la figura. 12.11b, el punto A en la parte inferior de la carrera.

Rod vibration causes a serious complication in the interpretation of the surface card. This is result of the closing of the TV and the ‘‘pickup’’ of the fluid load by the rod string. This is, of course, the fluid pounding. This phenomenon sets up damped oscillation (longitudinal and bending) in the rod string. These oscillations result in waves moving from one end of the rod string to the other. Because the polished rod moves slower near the top and bottom of the strokes, these stress (or load) fluctuations due to vibrations tend to show up more prominently at those locations on the cards. Figure 12.11c shows typical dynamometer card with vibrations of the rod string.

Figure 12.12 presents a typical chart from a strain-gage type of dynamometer measured for a conventional unit operated with a 74-in. stroke at 15.4 strokes per minute. It shows the history of the load on the polished rod as a function of time (this is for a well 825 ft in depth with a No. 86 three-tapered rod string). Figure 12.13 reproduces the data in Fig. 12.12 in a load versus displacement diagram.In the surface chart, we can see the peak load of 22,649 lb (which is 28,800 psi at the top of the 1-in. rod) in Fig. 12.13a. In Fig. 12.13b, we see the peak load of 17,800 lb (which is 29,600 psi at the top of the 7⁄8 -in. rod). In Fig. 12.13c, we see the peak load of 13,400 lb (which is 30,300 psi at the top of the 3⁄4 -in. rod). In Fig. 12.13d is

La vibración Rod causas una complicación grave en la interpretación de la superficie de la tarjeta. Esto es consecuencia del cierre de la televisión y the''pickup''of la carga de líquido por la cadena de la caña. Esto es, por supuesto, el líquido golpeando. Este fenómeno crea oscilaciones amortiguadas (longitudinal y flexión) en la cadena de la caña. Estas oscilaciones en el resultado de ondas que se mueven de un extremo de la cadena de la barra a la otra. Debido a que la varilla pulida se mueve más lentamente en la parte superior e inferior de los trazos, estos estrés (o carga) los cambios debido a la vibración tiende a mostrarse de manera más prominente en esos lugares en las tarjetas. En la figura 12.11c tarjeta de banco típico de las vibraciones de la cadena de caña.

Figura 12.12 se presenta un cuadro típico de una cepa de tipo de medidor de banco de prueba para una unidad de medida convencional de funcionar con un 74-en. accidente cerebrovascular en 15,4 golpes por minuto. Muestra la historia de la carga en la barra de pulido como una función del tiempo (esto es para un pie y 825 en profundidad con un N ° 86 cadena de tres varilla cónica). Figura 12.13 reproduce los datos en la figura. 12,12 en una carga contra el diagrama de desplazamiento. En el gráfico de superficie, podemos ver la carga máxima de 22,649 libras (28,800 psi que es en la parte superior de la 1-a. Rod) en la figura. 12.13. En la figura. 12.13b, vemos que la carga máxima de 17,800 libras (29,600 psi que es en la parte superior de los 7 / 8-in. Rod). En la figura. 12.13c, vemos que la carga máxima de 13,400 libras (30,300 psi que es en la parte superior de la 3 / 4-in. Rod). En la figura. 12.13d es

the dynagraph card at the plunger itself. This card indicates gross pump stroke of 7.1 ft, a net liquid stroke of 4.6 ft, and a fluid load of Wf ¼ 3,200 lb. The shape of the pump card, Fig. 12.13d, indicates some down-hole gas compression. The shape also indicates that the tubing anchor is holding properly. A liquid displacement rate of 200 bbl/day is calculated and, compared to the surface measured production of 184 bbl/day, indicated no serious tubing flowing leak. The negative in Fig. 12.13d is the buoyancy of the rod string.

The information derived from the dynamometer card (dynagraph) can be used for evaluation of pump performance and troubleshooting of pumping systems. This subject is thoroughly addressed by Brown (1980).\

SummaryThis chapter presents the principles of sucker rod pumping systems and illustrates a procedure for selecting components of rod pumping systems. Major tasks include calculations of polished rod load, peak torque, stresses in the rod string, pump deliverability, and counterweight placement. Optimization of existing pumping systems is left to Chapter 18.

Referencesbrown, k.e. The Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 2a. Tulsa, OK: Petroleum Publishing Co., 1980.coberly, c.j. Problems in modern deep-well pumping. Oil Gas J. May 12, 1938.golan, m. and whitson, c.h. Well Performance, 2nd edition. Englewood Cliffs: Prentice Hall, 1991.nind, t.e.w. Principles of Oil Well Production. New York: McGraw-Hill Book Co., New York, 1964.

Problems12.1 If the dimensions d1, d2, and c take the same values for both conventional unit (Class I lever system) and air-balanced unit (Class III lever system), how different will their polished rod strokes length be?12.2 What are the advantages of the Lufkin Mark II and air-balanced units in comparison with conventional units

dynagraph la tarjeta en el émbolo de la misma. Esta carta indica golpe de la bomba bruto de 7,1 m, un derrame de líquido neto de 4,6 m, y una carga de líquido de Wf ¼ 3,200 libras. La forma de la tarjeta de la bomba, fig. 12.13d, indica algunos abajo de compresión de gas agujero. La forma también indica que el ancla de tubería se mantiene correctamente. Una tasa de desplazamiento de líquidos de 200 barriles / día y se calcula, en comparación con la producción medida en la superficie de 184 barriles / día, indicó que no seria fuga de tubería de fluido. La negativa de la figura. 12.13d es el dinamismo de la cadena de la caña.

La información derivada de la tarjeta de banco (dynagraph) puede ser utilizado para la evaluación del rendimiento de la bomba y la solución de problemas de sistemas de bombeo. Este tema es abordado a fondo por Brown (1980). \

Resumen Este capítulo presenta los principios de Barras de bombas sistemas de bombeo e ilustra un procedimiento de selección de los componentes de la barra de sistemas de bombeo. Las principales tareas incluyen cálculos de la carga de varilla pulida, el par máximo, destaca en la cadena de varilla, Capacidad de entrega de la bomba, y la colocación de contrapeso. Optimización de los sistemas de bombeo existentes se deja al Capítulo 18.

Referencias Brown, K.E. La tecnología de Levantamiento Artificial Métodos, vol. 2 bis. Tulsa, OK: Petróleo Publishing Co., 1980. Coberly, C. J. Problemas en los modernos pozos profundos de bombeo. Petróleo Gas J. 12 de mayo 1938. Golán, M. y Whitson, C.H. Rendimiento del pozo, 2 ª edición. Englewood Cliffs, Prentice Hall, 1991. Nind, t.e.w. Principios de un pozo de petróleo de producción. Nueva York: McGraw-Hill Book Co., Nueva

York, 1964.

Problemas 12.1 Si las dimensiones D1, D2 y C tomar los mismos valores tanto para la unidad convencional (clase I del sistema de retención) y unidad de aire equilibrado (sistema de elevación de la clase III), ¿Qué diferencia habrá sus golpes longitud de la varilla pulida ser? 12.2 ¿Cuáles son las ventajas de la Mark II Lufkin y unidades de aire equilibrado en comparación con las unidades convencionales de

12.3 Use your knowledge of kinematics to prove that for Class I lever systems, a. the polished rod will travel faster in down stroke than in upstroke if the distance between crankshaft and the center of Sampson post is less than dimension d1.b. the polished rod will travel faster in up stroke than in down stroke if the distance between crankshaft and the center of Sampson post is greater than dimension d1.12.4 Derive a formula for calculating the effective diameter of a tapered rod string.12.5 Derive formulas for calculating length fractions of equal-top-rod-stress tapered rod strings for (a) twosized rod strings, (b) three-sized rod strings, and (c) four-sized rod strings. Plot size fractions for each case as a function of plunger area.12.6 Atapered rod string consists of sections of 5⁄8 - and 1⁄2 - in. rods and a 2-in. plunger. Use the formulas from Problem 12.5 to calculate length fraction of each size of rod.12.7 A tapered rod string consists of sections of 3⁄4 -, 5⁄8 -, and 1⁄2 -in. rods and a 13⁄4 -in. plunger. Use the formulas from Problem 12.5 to calculate length fraction of each size of rod.12.8 The following geometry dimensions are for the pumping unit C–80D–133–48:d1= 64 in.d2 = 64 in.c = 24 in.h = 74.5 in.Can this unit be used with a 2-in. plunger and 3⁄4 -in. rods to lift 30 8API gravity crude (formation volumefactor 1.25 rb/stb) at depth of 2,000 ft? If yes, what is the required counter-balance load?12.9 The following geometry dimensions are for the pumping unit C–320D–256–120:d1 = 111.07 in.d2 = 155 in.c = 42 in.h = 132 in.Can this unit be used with a 21⁄2 -in. plunger and 3⁄4 -, 7⁄8 -, 1-in. tapered rod string to lift 22 8API gravitycrude (formation volume factor 1.22 rb/stb) at a depth of 3,000 ft? If yes, what is the required counter-balance load?12.10 A well is pumped off with a rod pump described in Problem 12.8. A 21⁄2 -in. tubing string (2.875-in.OD, 2.441 ID) in the well is not anchored. Calculate (a) expected liquid production rate (use pump volumetricefficiency 0.80) and (b) required prime mover power (use safety factor 1.3).12.11 A well is pumped with a rod pump described in Problem 12.9 to a liquid level of 2,800 ft. A 3-in. tubing string (31⁄2 -in. OD, 2.995-in. ID) in the well is anchored. Calculate (a) expected liquid production rate (use pump volumetric efficiency 0.85) and (b) required prime mover power (use safety factor 1.4).12.12 A well is to be put on a sucker rod pump. The proposed pump setting depth is 4,500 ft. The anticipated production rate is 500 bbl/day oil of 40 8API gravity against wellhead pressure 150 psig. It is assumed that the working liquid level is low, and a sucker rod string having a working stress of 30,000 psi is to be used. Select surface and subsurface equipment for the installation. Use a safety factor of 1.40 for prime mover power.12.13 A well is to be put on a sucker rod pump. The proposed pump setting depth is 4,000 ft. The anticipated production rate is 550 bbl/day oil of 35 8API gravity against wellhead pressure 120 psig. It is assumed that working liquid level will be about 3,000 ft, and a sucker rod string having a working stress of 30,000 psi is to

be used. Select surface and subsurface equipment for the installation. Use a safety factor of 1.30 for prime mover power.

12,3 Utilice su conocimiento de la cinemática para demostrar que para la clase I Sistemas de elevación, a. la varilla pulida que viajar más rápido en el accidente cerebrovascular, que en carrera ascendente, si la distancia entre el cigüeñal y el centro del puesto de Sampson es inferior a D1 dimensión. b. la varilla pulida viajará más rápido en carrera ascendente que en el trazo hacia abajo si la distancia entre el cigüeñal y el centro del puesto de Sampson es mayor que D1 dimensión. 12,4 Deducir una fórmula para calcular el diámetro efectivo de una cadena de varilla cónica. 12,5 Deducir fórmulas para el cálculo de las fracciones de la misma longitud de estrés superior cadenas varilla varilla cónica para (a) las cuerdas varilla twosized, (b) Tres cadenas de tamaño la barra, y (c) el horno del tamaño de las cadenas varilla. Fracciones Parcela para cada caso en función de la superficie del émbolo. 12,6 cadena varilla Atapered consta de secciones de 5 / 8 - y 1 / 2 - pulg barras y un 2-in. émbolo. Utilice las fórmulas del problema para calcular la longitud de 12,5 de cada fracción de tamaño de la barra. 12.7 Una cadena de varilla cónica consta de secciones de 3 / 4 -, 5 / 8 -, y 1 / 2 in. barras y un 13 / 4-in. émbolo. Utilice las fórmulas del problema para calcular la longitud de 12,5 de cada fracción de tamaño de la barra. 12.8 Las dimensiones de la geometría siguientes son para la unidad de bombeo C-80D-133-48: d1 = 64 pulg. D2 = 64 pulg. c = 24 pulg. h = 74,5 pulgadas Esta unidad puede ser utilizado con un 2-in. émbolo y 3 / 4-in. Varillas para levantar crudo 30 8API gravedad (volumen de entrenamiento factor de 1,25 rb / STB) a una profundidad de 2.000 pies? En caso afirmativo, ¿cuál es el contador de carga requiere el equilibrio? 12.9 Las dimensiones de la geometría siguientes son para la unidad de bombeo C-320D-256-120: d1 = 111,07 pulg D2 = 155 pulgadas c = 42 pulg. h = 132 pulgadas Esta unidad puede ser usado con un 21 / 2-in. émbolo y 3 / 4 - 7 / 8 - 1-in. cadena de varilla cónica de 22 a levantar 8API gravedad de crudo (factor de volumen de la formación de 1,22 rb / STB) a una profundidad de 3.000 pies? En caso afirmativo, ¿cuál es la lucha contra el requerido -- balance de carga? 12.10 a bien es bombeada con una varilla de la bomba descrita en el problema 12.8. A 21 / 2-in. cadena de tubería (2875-en. OD, ID 2441) en el pozo no está anclado. Calcular (a) índice previsto de la producción de líquido (uso de la bomba volumétrica de eficiencia de 0,80) y (b) Potencia requerida primer motor (factor de seguridad de uso 1,3). 12,11 un pozo se bombea con una varilla de la bomba descrita en el problema a un 12,9 de nivel de líquido de 2,800 pies A 3-in. cadena de tubos (31 / 2-in. OD, en 2995. ID) en el pozo está anclado. Calcular (a) índice previsto de la producción de líquido (uso de la bomba eficiencia volumétrica 0,85) y (b) Potencia requerida primer motor (factor de seguridad de uso 1,4). 12,12 es así que se puso en una bomba de Barras de bombas. La propuesta de configuración de profundidad de la bomba es de 4.500 pies La tasa de producción prevista es de 500 barriles / día de aceite de gravedad 40 8API contra 150 psig presión de boca de pozo. Se supone que el nivel del líquido de trabajo es baja, y una cadena de Barras de bombas con una tensión de trabajo de 30.000 psi se va a utilizar. Seleccione la superficie y el equipo del subsuelo para la instalación. Use un factor de seguridad de 1,40 para poder impulsor. 12,13 es bueno ponerse en una bomba de Barras de bombas. La propuesta de configuración de profundidad de la bomba es de 4.000 pies La tasa de producción prevista es de 550 barriles / día de aceite de gravedad

35 8API contra 120 psig presión de boca de pozo. Se supone que el nivel de líquido de trabajo será de unos 3.000 pies, y una cadena de Barras de bombas con una tensión de trabajo de 30.000 psi se va a utilizar. Seleccione la superficie y el equipo del subsuelo para la instalación. Use un factor de seguridad de 1,30 para el poder la fuente principal.