BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS.docx

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

“BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS”

DIEGO ARMANDO HERNANDEZ DURÁN 2082307

JUAN SEBASTIAN REY SUAREZ 2082250

LUIS ALBERTO RICO ESPINOZA 2082308

ELIANA YAMILE TORRES MARTINEZ 2083219

DIEGO ARMANDO VARGAS SILVA 2082258

GRUPO B1

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

COMPLETAMIENTO DE POZOS

BUCARAMANGA

2012


SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

“BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS”

DIEGO ARMANDO HERNANDEZ DURÁN 2082307

JUAN SEBASTIAN REY SUAREZ 2082250

LUIS ALBERTO RICO ESPINOZA 2082308

ELIANA YAMILE TORRES MARTINEZ 2083219

DIEGO ARMANDO VARGAS SILVA 2082258

TRABAJO DE COMPLETAMIENTO

DOCENTE

ING. HERNEY DELGADO

GRUPO B1

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

COMPLETAMIENTO DE POZOS

BUCARAMANGA

2012


TABLA DE CONTENIDO

PAG

Introducción

Objetivos 1

Sistema de bombeo PCP 2

Generalidades 2

Principio 3

Descripción del equipo 3

Equipo de superficie 4

Variador de frecuencia 4

Motor 5

Cabezal 6

Freno de accionamiento por fricción 7

Freno de accionamiento hidráulico 7

Moto-variadores mecánicos 7

Motorreductores 8

Tubing rotator y swivel 8

Sistema de transmisión 9

Equipo de subsuelo 9

Varillas 9

Tipos de varillas 10

Varillas de bombeo API 10

Varillas de bombeo no convecional 10

Ancla 10

Bomba 11

Partes de la bomba 12

Estator 12


Elastómero 12

Rotor 12

Tipos de bombas 13

Clasificación de las bombas de cavidades progresivas 13

Bombas tubulares 13

Bombas tipo insertable 13

Bombas de geometría simple 13

Bombas multilobulares 13

Bombas de alto caudal 14

Pin de paro 14

Separador de gas 15

Niple intermedio o espaciador 15

Barra pulida 15

Procedimiento y funconamiento 15

Capacidad de desplazamiento 16

Capacidad de levantamiento 16

La interferencia entre el rotor y el estator 16

Caracteristicas del yacimiento, producción y pozo para pcp 17

Características de las propiedades de los fluidos producidos para 18bombeo cavidades progresivas

Características de las facilidades de superficie para bombeo PCP 18

Ventajas 19

Desventajas 19

Estado mecanico del sistema de levantamiento artificial pcp 20

Comparacion con los otros métodos 21

Aplicación según el tipode fluido 21

Sistemas de PCP instalados en colombia 22

Bibliografía


LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Formación de cavidades en un sistema PCP

Figura 2: Principales componentes de un sistema PCP

Figura 3: Variador de frecuencia.

Figura 4: Motor.

Figura 5: cabezal.

Figura 6: Stuffing box.

Figura 7: Tubig rotator y swivel.

Figura 8: Varillas

Figura 9: Tipos de varillas

Figura 10: Ancla

Figura 11: Bomba

Figura 12: Partes de la bomba.

Figura 13: Geometría de las bombas

Figura 14: Pin de paro.

Figura 15: Separador de gas.

Figura 16: Estado mecánico de un sistema PCP

Figura 17: Comparacion con los otros métodos

Figura 18: Aplicación de sistema PCP según el tipo de crudo.

Figura 19: sistemas de PCP i nstalados.

TABLAS

Tabla 1: caracteristicas del yacimiento, producción y pozo para PCP

Tabla 2: Características de las propiedades de los fluidos producidos para Bombeo Cavidades Progresivas

Tabla 3: Características de las facilidades de superficie para Bombeo Cavidades Progresivas


INTRODUCCIÓN

Cuando un campo petrolero inicia su fase de producción puede ser capaz de aportar hidrocarburos por flujo natural. Sin embargo, de no presentarse dicha condición se requiere de un sistema de levantamiento artificial que posibilite la extracción del mismo.

El sistema más conocido y antiguo es el bombeo mecánico; pero existen otros como el bombeo hidráulico, gas lift, electro-sumergible y bombeo por cavidades progresivas. Este último es el objeto de estudio para este trabajo.

Respecto al sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP- Progressing Cavity Pump) fue conceptuado hace más de 80 años por René Moineau, pero en los últimos 25 años ha comenzado a ser utilizado como una alternativa válida como sistema de levantamiento artificial. Teniendo en cuenta las ventajas y desventajas de un sistema que crece día a día en su aplicación, requiere de conocer distintos aspectos para poder seleccionar la mejor aplicación para nuestros pozos y así elegir la mejor combinación entre elementos de subsuelo y condiciones de operación.

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Estudiar el principio, funcionamiento y partes de un sistema de bombeo por cavidades progresivas.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Estudiar el principio en el cual se basa el sistema de bombeo por cavidades progresivas. Investigar el funcionamiento y descripción del sistema (PCP). Revisar cada una de sus partes y sus respectivas descripciones. Identificar a que crudos se aplica y observar su estado mecánico.

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SISTEMA DE BOMBEO PCP

GENERALIDADES

El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primera opción a considerar en la explotación de pozos productores de petróleo por su relativa baja inversión inicial; bajos costos de transporte, instalación, operación y mantenimiento; bajo impacto visual, muy bajos niveles de ruido y mínimos requerimientos de espacio físico tanto en el pozo como en almacén.La bomba PCP esta constituida por dos piezas longitudinales en forma de hélice, una que gira en contacto permanente dentro de la otra que esta fija, formando un engranaje helicoidal, cuando el rotor helicoidal gira dentro del estator se forma una serie de cavidades selladas que avanzan desde la succión de la bomba hacia la descarga, generando una acción de bombeo de cavidades progresivas. Cuando una cavidad se va cerrando otra se esta abriendo exactamente en la misma medida, resultando de esta manera un flujo constante y continuo, proporcional a las revoluciones del rotor y totalmente libre de pulsaciones. Este movimiento permite el bombeo de una variedad de fluidos, incluyendo los de alta viscosidad, livianos, parafínicos, con altos porcentajes de sólidos

Figura 1: Formación de cavidades en un sistema PCP

Fuente: CURSO: Diseño, diagnostico, optimización, instalación y análisis de fallas de sistemas PCP

Debido a las primeras ventajas del sistema, como la baja inversión inicial, se extendió su aplicación a la extracción de petróleo, generalizándose su uso después de la década de los 70. Muy pronto, se comenzaron con importantes avances en términos de capacidad, presión de trabajo, tipo de elastómeros y distintas geometrías. Algunos de los avances logrados y que en la actualidad juegan un papel importante, han extendido su rango de aplicación incluyendo:

Producción de petróleos pesados y bitúmenes (< 10 API) con cortes de arena de hasta un 50%.

Producción de crudos medios (18 – 30 API) con limitaciones en el porcentaje de H2S. Petróleos livianos (>30 API) con limitaciones en aromáticos.

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Producción de pozos con altos porcentajes de agua y altas producciones de fluidos, asociadas a proyectos de recuperación secundaria (por inyección de agua).

Producción de pozos con bajos porcentajes de agua y altos cortes de arena.

PRINCIPIO

Las bombas de cavidades progresivas son de desplazamiento positivo, es decir, el fluido es arrastrado a través de los helicoidales (estator y rotor). Este tipo de bombas mantiene un sello permanente entre la entrada y la salida de la bomba, por la acción y la posición de los elementos de la misma, que mantienen un cierre dinámico. Es por estas características que pueden bombear fluidos viscosos, abrasivos y multifásicos, con un amplio rango de caudales y distintas presiones. Además existen distintos tipos de geometría de PCP.

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

Se compone de una parte en superficie y otra en fondo. En superficie esta conformado principalmente por el variador, motor, cabezal, BOP y tubing Rotator. En fondo se compone de la sarta de varillas, tubería de producción, Swivel, ancla y la bomba.

Figura 2: Principales componentes de un sistema PCP

Fuente: Manual de bombeo de cavidades progresivas

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EQUIPO DE SUPERFICIE

Variador de frecuencia

Son dispositivos basados en el principio de limitador de torque, capaces de proveer una protección efectiva debido a que es posible determinar el rango de operación del torque, la velocidad de operación, la producción y el consumo de corriente.

Es posible realizar un arranque suave del sistema debido a su capacidad de controlar la frecuencia de rotación del motor y el tiempo de aceleración. Los datos suministrados por este equipo son los que muestran el comportamiento del pozo, por ejemplo, si el torque está muy elevado puede significar que se esta manejando mucha arena.

Funciones

Ajuste de velocidad:

Este equipos permite variar la velocidad en un rango más amplio que los demás sistemas y en un tiempo relativamente muy corto.

Ajuste de arranque y parada:

Permiten el ajuste de las rampas de arranque y parada reduciendo los picos de corriente y controlando el torque en el sistema.

Ajuste de torque:

Se puede ajustar el torque de arranque para permitir arranque seguros, así mismo pueden mantener el torque a bajas velocidades.

Entradas / Salidas analógicas y digitales:

Estos equipos poseen puertos para señales analógicas y/o digitales de manera de captar alguna variable medida en el pozo o en el cabezal y sobre las cuales se tomar decisiones y acciones a nivel del programa interno del variador de frecuencia o generar una señal de salida.

Facilita la optimización:

La mayoría de las acciones de campo (supervisión y control) se pueden ejecutar de manera remota.

Se reduce la cantidad de equipos montados sobre el cabezal del pozo.

Estos equipos continúan mejorándose para las exigentes aplicaciones en campo (intemperie, altas temperaturas, humedad, polvo, corrosión, etc.), por lo tanto algunas de las fallas presentadas por los mismos pueden estar asociadas a estos factores ambientales.

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Figura 3: Variador de frecuencia.


Motor

Los sistemas PCP pueden ser adaptados tanto a motores eléctricos como a motores de combustión interna. De ellos el primero, es el mas usado debido a su mayor eficiencia de operación y capacidad de automatización. Por el contrario, el uso de los motores de combustión interna (operados con gas natural, diesel o gasolina) esta reservado a aquellas aplicaciones donde no se dispone de facilidades eléctricas o resulta muy costoso instalarlas. Por medio de un sistema de correas y poleas el motor le proporciona potencial al cabezal, el cual a su vez transmite el movimiento a la sarta de varillas por medio de la barra lisa.

Figura 4: Motor.


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Cabezal.

Figura 5: cabezal.

Fuente: Tesis de pregrado

El cabezal es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie directamente sobre el cabezal del pozo. Consiste principalmente en un sistema de rodamientos o cojinetes que soporta la carga axial del sistema, un sistema de freno, un sistema de correas y poleas, y un stuffing box o prensaestopa que sirve para evitar la filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie.

Figura 6: Stuffing box.


Estos son diseñados para soportar cargas máximas generadas por las sartas de varillas y las exigencias de potencia asociadas a las PCP de gran capacidad y de gran altura de descarga. El sistema de rodamientos tiene esta función de carga a la vez que permite el movimiento rotacional de la barra pulida con un efecto de fricción mínima.

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La segunda función importante del cabezal, es la acción de frenado que requiere el sistema una vez que se detiene y marcha en inversa, proceso que se le conoce como “Back-Spin”. Cuando un sistema con bomba de cavidad progresiva esta en operación, una cantidad significativa de energía se acumula en forma de esfuerzos torsionales sobre la sarta de varillas. Si el sistema se para repentinamente la sarta de varillas disipa su energía girando en forma inversa para liberar esa torsión. Adicionalmente esta rotación inversa se produce como consecuencia de la igualación de niveles de fluidos en la tubería de producción y el espacio anular al momento de la parada. Durante este proceso de Back-Spin, se pueden alcanzar velocidades de rotación muy altas, sobre todo el rotor que atrapado como consecuencia de un eventual hinchamiento del elastómero o por deposición excesiva de sólidos. Al perder el control del back-spin las altas velocidades inversas pueden causar severos daños a los equipos de superficie, así como un desenroscamiento o ruptura de la tubería de producción y/o la sarta de varillas

De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes:

Freno de accionamiento por fricción:Compuesto tradicionalmente de un sistema de disco y pastillas de fricción, accionadas hidráulicamente o mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La mayoría de estos sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal, con el disco acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo de freno es utilizado generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP

Freno de accionamiento Hidráulico:Es muy utilizado debido a su mayor eficiencia de acción. Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal que consiste en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el sentido de las agujas del reloj (operación de la PCP). Al ocurrir el Back-Spin, el plato acciona un mecanismo hidráulico que genera resistencia al movimiento inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la velocidad inversa y se disipe la energía acumulada. Dependiendo del diseño del cabezal, este mecanismo hidráulico puede accionarse con juegos de válvula de drenaje, embragues mecánicos, etc.

Por ultimo, la tercera función importante de un cabezal es evitar la filtración de fluidos a la superficie, para lo cual es necesaria la presencia del sello de labio que tiene el stuffing box. En el extremo inferior este contiene un anillo de bronce que ayuda a estabilizar la barra pulida y aumentar la vida de las empaquetaduras.

Además de las funciones anteriores, este debe soportar el accionamiento electro-mecánico el cual consiste en instalar sobre el cabezal de rotación el motovariador o el motor reductor, según el caso.

Moto-variadores Mecánicos.

En este sistema el acople entre motor y caja reductora no es directo; en este caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad” formado por correas y poleas de diámetro variable, el cual cumple con la función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la parada del equipo ni el cambio de componentes. Esta operación se realiza girando el volante que gobierna la polea motriz, al mover el volante se varía el diámetro de la polea separando los discos cónicos que la componen cambiando de esta forma la relación de transmisión.

Motorreductores.

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Al girar los motores eléctricos a una velocidad nominal y fija de aproximadamente 1800 R.P.M. (motores de 4 polos), es necesario contar con una caja reductora de una relación de transmisión adecuada para llevar la velocidad angular del motor a velocidades mas cercanas a la requerida por la bomba, además de ser el elemento que suministrará el torque exigido por el sistema. En cuanto al cambio de velocidad de operación de la bomba (R.P.M.), la optimización de la producción y la declinación en la vida productiva de un pozo, hacen que se requiera de ajustes de esta variable; por lo tanto, al ofrecer el motorreductor una velocidad constante, es necesario contar con un sistema que permita variar las R.P.M. de la bomba, para realizar esta tarea se utilizan los variadores de frecuencia.

Tubing rotator y swivel.

Debido al movimiento rotativo de la sarta de varillas y el constante contacto de esta con la tubería de producción, existe una acción de desgaste progresivo de ambos equipos sobre todo en los tramos donde se presenta un dog leg elevado. En la mayoría de los casos la rotación se produce sobre un punto determinado sobre la pared interna de la tubería haciendo que, eventualmente, se forme una reducción de la pared de la misma que, al cabo de un tiempo especifico determinado por la velocidad de rotación y las cargas de contacto termina por convertirse en una ruptura.

Para poder girar la tubería y evitar un desgaste tan rápido sin causar problemas, es necesario instalar un tubing rotator en superficie y una swivel en fondo. Estos equipos funcionan de la siguiente manera: por medio de la palanca que tiene el tubing rotator se transmite movimiento a la tubería. Ubicada encima del estator y el ancle se encuentra instalada la swivel con el fin de no transmitir el movimiento a los equipos ubicados debajo de la misma para no hacerlos girar y para evitar que el segundo de estos se desasiente.

Resumiendo, la función de estos equipos es hacer que el desgaste en el cuerpo interno de la tubería con la varilla sea uniforme y que la swivel haga rotar la tubería sin rotar la PCP.

Figura 7: Tubig rotator y swivel.

Fuente: CURSO: Diseño, diagnostico, optimización, instalación y análisis de fallas de sistemas PCPSistema de transmisión

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Como sistema de transmisión se conoce como el dispositivo utilizado para transferir la energía desde la fuente de energía primaria (motor eléctrico o de combustión interna) hasta el cabezal de rotación. Existen tres tipos de sistema de transmisión tradicionalmente utilizados:- Sistema con poleas y correas- Sistema de transmisión a engranajes- Sistema de transmisión hidráulica

EQUIPO DE SUBSUELO

Varillas

En un sistema PCP, la sarta de varillas seleccionada debe estar en capacidad de soportar una cierta carga axial (peso aparente de la sarta y peso de la altura hidraulica), y de transmitir un torque determinado desde la superficie hasta el fondo del sistema, compuesto por la fueza para levantar el liquido y los esfuerzos de friccion por el moviemiento giratorio de las varillas. La varilla convecional tiene cuerpo y pin del mismo diametro y concentra los esfuerzos de contacto en las uniones, mientra que la continua los tiene uniformemente distribuidos.

Las drive rod son varillas con cuerpo de un diametro diferente al del pin, con el fin de disminuir los efectos de esfuerzos en las conexiones.

Figura 8: Varillas


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Varillas de bombeo API.

Son varillas de acero, enroscadas unas contra otras por medio de coupling, formando la mencionada sarta, que va desde la bomba hasta la superficie. Los diametros maximos utilizados estan limitados por el diametro interior de los tubings.

Varillas de bombeo no convecional.

Podemos mencionar las barras huecas ( hollow rods) las cuales sumadas a una conexión premium ofrece entre otras ventajas, una mayor capacidad de transmisión de torque que una varilla API. Tambien podemos mencionar las varillas continuas las cuales ofrecen entre otras ventajas, su maniobrabilidad, posibilidad de usar mayor diametro de varillas tubig Slim-Hole ( no tienen couplings) y por este motivo, un menor desgaste entre varillas y tubings.

Varilla API. Varilla no convencional.

Figura 9: Tipos de varillas


Ancla.

Al girar la sarta de varillas hacia la derecha (vista desde arriba) la fricción entre el rotor y el estator hace que la tubería también tienda a girar hacia la derecha, en el sentido de su desenrosque. Este

efecto puede originar la desconexión de la tubería sobre todo en aquellas aplicaciones donde

eventualmente se producen incrementos de torque. Este riesgo se maximiza cuando hay presencia de arenas, fluidos viscosos, parafinas, asfaltenos, y cualquier otro elemento que eventualmente pueda aumentar la friccion entre el rotor y estator. Para estos casos, se acostumbra instalar el ancla anti-torque inmendiatamente por debajo de la bomba, el cual es un dispositivo mecanico que evita la rotacion de la tuberia en sentido de las agujas del reloj. Este equipo se conecta debajo del niple de paro, se fija al Casing por medio de cuñas verticales. Al arrancar la bomba el torque generado hace que las cuñas se aferren al Casing impidiendo el giro del Estator.

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Figura 10: Ancla

Fuente: CURSO: Diseño, diagnostico, optimización, instalación y análisis de fallas de sistemas PCPBomba.

Las bombas de cavidades progresivas son bombas de desplazamiento positivo que consisten en un rotor de acero helicoidal y una elastómero sintetico pegado a un tubo de acero. El estator se instala en el pozo conectado al fondo de la tuberia de produccion, a la vez que el rotor esta conectado al final de la sarta de varillas. La rotacion de esta sarta desde superficie por el accionamiento de una fuente de energia externa, permite el moviemiento giratorio del rotor dentro del estator fijo lo cual permite que el fluido se desplace verticalmente hacia la superficie del pozo. Los sistemas PCP tienen algunas caracteristicas unicas que los hacen ventajosos con respecto a otros metodos de levantamiento artificial. Una de sus cualidades mas importantes es su alta eficiencia total. Tipicamente se obtiene eficiencias entre 70 y 80%, lo cual, es mayor que cualquier otro metodo de levantamiento.

Figura 11: Bomba

Fuente: Colfax Americas 1710 Airport RoadMonroe, NC 28110USA. www.colfaxcorp.com

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Partes de la bomba

Estator: Parte exterior de la bomba. Los estatores consisten en tubos de acero con cuerpos de elastómeros pegados internamente. Para su fabricación, se tornea externamente una pieza de metal según la geometría de la bomba deseada, alineándola concéntricamente con el tubo de acero que previamente debe pasar por un proceso de limpieza para aplicarle dentro de su interior una fina capa de adhesivo que permita la unión metal-elastómero.

Elastómero: parte interior del estator compuesto por un polímero, goma o caucho de nitrilo. Son materiales elásticos, flexibles, fuertes y relativamente permeables al agua y al aire. En años recientes, la tecnología de elastómeros ha progresado rápidamente con el desarrollo de aditivos especiales y procesos mejorados de vulcanización. Actualmente, existen cuatro grupos de elastómeros que son muy utilizados en los sistemas PCP: nitrilo de contenido medio, nitrilo de contenido alto, nitrilo hidrogenado y fluoroelastómero.

Al ser un material plástico, se deben tener en cuenta ciertas propiedades las cuales son el soporte de la eficiencia del sistema de la bomba. Tales propiedades son: Dureza, resistencia a la tensión y elongación elasticidad, resistencia a la abrasión, resistencia al desgarre, resistencia a los liquidos (hinchamiento) y resistencia permeable al gas.

Rotor: parte interna de la bomba, de metal y única parte móvil de la bomba. Torneado con un acero de alta resistencia en forma helicoidal y recubierto por una fina capa de un material resistente a la abrasion. Los materiales más conocidos como el carburo de tungsteno, carburo de silicio, óxido de titanio y óxido de cromo han sido probados como recubrimiento en el pasado, pero ninguno de ellos ha demostrado tan alta resistencia a la abrasión como el cromo endurecido, siendo este el material mas usado por los fabricantes de bombas.

Figura 12: Partes de la bomba.

Fuente: CURSO: Diseño, diagnostico, optimización, instalación y análisis de fallas de sistemas PCP y tesis de gradoTipos de bombas

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Clasificación de las Bombas de Cavidades Progresivas.

Bombas para aplicaciones petroleras desde extracción de hidrocarburos hasta recuperación de lodos de perforación y transferencia de fluidos ácidos. En este documento se han presentado las bombas de cavidades progresivas destinadas a la extracción de petróleo y gas, en este contexto, se pueden clasificar las bombas como: • Bombas Tubulares • Bombas Tipo Insertables • Bombas de geometría simple • Bombas Multilobulares. • Bombas para “alto caudal” • Bombas de “gran altura”.

Bombas Tubulares. Este tipo de bombas el estator y el rotor son elementos totalmente independientes el uno del otro. El estator se baja en el pozo conectado a la tubería de producción, debajo de el se conecta el niple de paro, anclas de torque, anclas de gas, etc.; y sobre el se instala el niple de maniobra, niples “X”, y finalmente la tubería de producción. En cuanto al rotor, este se conecta y se baja al pozo con la sarta de cabillas. En general esta bomba ofrece mayor capacidad volumétrica, no obstante, para el reemplazo del estator se debe recuperar toda la completación de producción.

Bombas tipo Insertable. En este tipo de bombas, a pesar de que el estator y el rotor son elementos independientes, ambos son ensamblados de manera de ofrecer un conjunto único el cual se baja en el pozo con la sarta de varillas hasta conectarse en una zapata o niple de asentamiento instalada previamente en la tubería de producción. Esta bomba tiene el inconveniente de ofrecer bajas tasas de producción (ya que su diámetro está limitado al diámetro interno de la tubería de producción) pero ofrece la versatilidad de que para su remplazo no es necesario recuperar la tubería de producción con el consiguiente ahorro en tiempo, costos y producción diferida.

Bombas de geometría simple. Son aquellas en las cuales el número de lóbulos del rotor es de uno, mientras que el estator es de dos lóbulos (relación 1x2).

Bombas Multilobulares. A diferencia de las bombas de geometría simple, las multilobulares ofrecen rotores de 2 o mas lóbulos en estatores de 3 o mas (relación 2x3, 3x4, etc.). Estas bombas ofrecen mayores caudales que sus similares de geometría simple.Teóricamente estas bombas ofrecen menor torque que las bombas de geometría simple, adicionalmente, considerando el mismo diámetro, las bombas multilobulares ofrecen mayores desplazamientos volumétricos lo cual sería una oportunidad para obtener bombas insertables de mayor tasa.

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Figura 13: Geometría de las bombasFuente: Manual de bombeo por cavidades progresivas

Bombas de Alto Caudal. Cada fabricante ofrece bombas de alto desplazamiento o alto caudal, el desplazamiento viene dado principalmente por el diámetro de la bomba y la geometría de las cavidades. El caudal desplazado por la bomba, contemplan petróleo, agua y gas.

PIN DE PARO

Se coloca en el extremo inferior del estator. Su función principal es la de servir de punto de referencia para las maniobras de espaciamiento del rotor. Adicionalmente brinda la holgura necesaria para permitir el estiramiento de la sarta de varillas bajo condiciones de operación e impedirá que estas o el rotor lleguen hasta el fondo del pozo en caso de producirse una desconexión o rotura en la sarta de varillas.

Figura 14: Pin de paro.

Fuente: CURSO: Diseño, diagnostico, optimización, instalación y análisis de fallas de sistemas PCP.

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SEPARADOR DE GAS: Su función principal es la de separar el gas libre antes de la admisión (entrada) de la bomba, de manera de incrementar la eficiencia de esta.

Figura 15: Separador de gas.

Fuente: CURSO: Diseño, diagnostico, optimización, instalación y análisis de fallas de sistemas PCP.

Niple intermedio o espaciador.

Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reduccion de conexión a la ultima varilla cuando el diametro del tubing no lo permite, en estos casos es imprescindible su instalación.

Barra pulida.

El extremo superior de la sarta se completa con una barra cromada enroscada a las varillas, el cual va empaquetado en superficie, por medio de un dispositivo “prensa”. Todo esto se conecta al puente de producción, las características de esta dependen de la sarta que se tenga en el pozo y del cabezal que se utilice en superficie.

PROCEDIMIENTO Y FUNCIONAMIENTO.

A grandes rasgos, la Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) esta compuesta por el Rotor y el Estator. El Rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que transmite el movimiento rotativo a la sarta de varillas la cual, a su vez, se encuentra conectada al Rotor. El

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estator es el componente estático de la bomba y contiene un polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación elástica llamado Elastómero. El funcionamiento de las BCP está basado en el principio ideado por René Moineau (no debe confundirse con la bomba de Arquímedes ya que son principios totalmente diferentes), la BCP utiliza un Rotor de forma helicoidal de n lóbulos dentro de un Estator en forma de helicoide de n+1 lóbulos. Las dimensiones del Rotor y el Estator están diseñadas de manera que producen una interferencia, la cual crea líneas de sello que definen las cavidades, Cada una de estas cavidades es de longitud igual a un paso del estator y se desarrolla en forma espiral a lo largo de la cara externa del rotor , con una cavidad comenzando donde la otra termina. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan (o progresan), en un movimiento combinado de traslación y rotación, que se manifiesta en un desplazamiento helicoidal de las cavidades desde la succión de la bomba, hasta su descarga.

Capacidad de desplazamiento: A medida que la bomba gira, las cavidades se mueven axialmente desde la acción hacia la descarga creando la acción de bombeo. Cuando el rotor completa una revolución, el volumen contenido entre el rotor y estator es desplazado por el paso del estator. Debido a que el área transversal del flujo total permanece constante a lo largo de la bomba, esta desplaza el fluido si pulsaciones.

La capacidad de desplazamiento de la bomba esta definida como el volumen de fluido producido por cada rotación del rotor. La tasa de flujo teórica de las PCP es directamente proporcional a su desplazamiento y velocidad de rotación y pude ser determinada por la capacidad de desplazamiento y la velocidad de rotación.

Durante la operación de la bomba con una determinada presión diferencial a través de ella, cierta cantidad de fluido se desliza a través de las líneas de sello entre el rotor y el estator, causando una reducción en la tasa de flujo. El desplazamiento es independiente de la interferencia entre el rotor y el estator, propiedades de los elastómeros, viscosidad de fluido y presión diferencial a través de la bomba.

Capacidad de Levantamiento: La capacidad de levantamiento de una pcp será controlada por la presión diferencial máxima que pueda ser desarrollada tanto por una sola cavidad como por el total de cavidades de la bomba. La máxima capacidad de presión de cada cavidad es función directa de la integridad de la línea de sello entre el rotor y estator y de las propiedades de los fluidos producidos. En general, la presión diferecial máxima a través de las líneas de sello incrementa cuando se tiene una mayor interferencia entre el rotor y el estator.

La interferencia entre el rotor y el estator. La interferencia entre el rotor y el estator, mediante la cual se obtiene el aislamiento entre las cavidades, constituye un factor determinante en la operación de cavidades progresivas. En este sentido, durante el diseño del equipo debe lograrse un valor de interferencia óptimo que mejore el desempeño operativo de las bombas.

Una baja interferencia, producto de una excesiva holgura entre el rotor y el estator, ocasiona escurrimiento entre cavidades, lo cual disminuye la eficiencia volumétrica de la bomba. Por otro lado, un sobre ajuste rotor-estator, produce un estado de esfuerzos dinámicos excesivos sobre el elastómero, lo cual contribuye a disminuir la vida útil de la bomba. De hecho, bajo condiciones extremas, la sobre-interferencia puede originar el desgarramiento prematuro del estator elastomérico.

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CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO, PRODUCCIÓN Y POZO PARA PCP

Tabla 1: caracteristicas del yacimiento, producción y pozo para PCP

Fuente : Tesis de pregrado.

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CARACTERÍSTICAS DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS PARA BOMBEO CAVIDADES PROGRESIVAS

Tabla 2: Características de las propiedades de los fluidos producidos para Bombeo Cavidades Progresivas

Fuente: Tesis de pregrado.

CARACTERÍSTICAS DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA BOMBEO CAVIDADES PROGRESIVAS

Tabla 3: Características de las facilidades de superficie para Bombeo Cavidades Progresivas

Fuente: Tesis de pregrado.

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VENTAJAS

Producción de fluidos viscosos, con altas concentraciones de sólidos y moderado contenido de gas libre

El equipo de superficie puede ser transportado, instalado y removido fácilmente. Producción de Pozos con Bajos IPR No tiene válvulas lo que impide el bloqueo por gas. Buena resistencia a la abrasión Consumo de energía continua y de bajo costo. Fácil de instalar y operar. Bajo mantenimiento de operación. Bajo nivel de ruido

DESVENTAJAS

Máxima Tasa de producción: 800 m3/día (5.000 Bbl/día) Máximo levantamiento: 3000 m (9.800 ft) Máxima temperatura: Temperatura de operación de hasta 210 ºF (máximo 350 ºF). Sensibilidad a los fluidos de exposición. El elastómero tiende a hincharse o deteriorarse cuando es expuesto al contacto con ciertos

fluidos (aromáticos, aminas, H2S, CO2, etc.). Baja eficiencia del sistema cuando existe alto contenido de gas libre. Tendencia del estator a dañarse si trabaja en seco, aún por períodos cortos. Desgaste de Varillas y tubería en pozos altamente desviados. Tendencia a alta vibración si el pozo trabaja a altas velocidades.

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ESTADO MECANICO DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PCP

Figura 16: Estado mecánico de un sistema PCP

Fuente: CURSO: Diseño, diagnostico, optimización, instalación y análisis de fallas de sistemas PCP. Editada por los autores

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COMPARACION CON LOS OTROS MÉTODOS

Figura 17: Comparacion con los otros métodos

Fuente: Análisis para la optimisacion de consumo energético de sistema de levantamiento artificial.SPE

APLICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE FLUIDO.

Figura 18: Aplicación de sistema PCP según el tipo de crudo.

Fuente : lessons learned and best Practices in Colombian fields. TDA.SPE

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SISTEMAS DE PCP INSTALADOS EN COLOMBIA

Figura 19: sistemas de PCP i nstalados.

Fuente : lessons learned and best Practices in Colombian fields. TDA.SPE

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BIBLIOGRAFÍA

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