REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

PROGRAMA COMPUTARIZADO PARA EL DISEÑO DE SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HIDRÁULICO

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de:

MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

Autor: Ing. Carolina Artigas Segovia Tutor: Ing. Richard Márquez, PhD.

Maracaíbo, junio de 2010

Carolina Artigas Segovia. Programa computarizado para el diseño de sistemas de levantamiento artificial por bombeo hidráulico, 2010. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 127 p. Tutor: Ing. Richard Márquez, PhD.

RESUMEN El uso de sistemas de levantamiento artificial son requeridos, cuando no se dispone de suficiente energía para llevar los fluidos a superficie por causa de la declinación de la presión del yacimiento. Las Bombas Hidráulicas, han demostrado ser un método de levantamiento artificial efectivo para un amplio rango de aplicaciones en la industria petrolera. El éxito de dicha aplicación radica, en un adecuado diseño del sistema de levantamiento basado en las características hidráulicas de las bombas, ciertos datos de producción y del yacimiento. El presente trabajo tiene como finalidad el desarrollo de un programa computarizado para el diseño de sistemas de levantamiento artificial por bombeo hidráulico tipo jet y pistón. En las secciones del programa se podrán calcular ciertos parámetros que deben ser calculados independientemente del tipo de bomba a utilizar; como la presión de entrada y descarga de la bomba, el caudal de producción y el diferencial de presión, que se requiere generar en la bomba para levantar el fluido del pozo a superficie. El programa requiere la información referente a datos que permitan el análisis completo de los factores que intervienen en el diseño como lo son: Las propiedades del yacimiento, fluidos en el pozo, tipo de completación del pozo, entre otros; facilitando y agilizando los cálculos necesarios para la selección de las bombas que serán utilizadas en un sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico tipo jet y pistón; adicionalmente el programa será una herramienta para la evaluación de los sistemas ya existentes.

Palabras Clave: Levantamiento artificial, bombeo hidráulico, programa computarizado.

e-mail: cartigas@luz.edu.ve

Carolina Artigas Segovia. Computer program for the design of Hydraulic Pumping Artificial Lift Systems, 2010. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 127 p. Tutor: Ing. Richard Márquez, PhD.

ABSTRACT The use of artificial lift systems are required when there is insufficient energy to bring fluids to the surface because of the decline in reservoir pressure. Hydraulic pumps have proven to be an effective artificial lift method for a wide range of applications in the oil industry. The success of this implementation lies in a proper design of the survey based on the hydraulic characteristics of the pumps, some production and reservoir data. This paper aims to develop a computer program for the design of artificial lift systems for hydraulic jet and piston pump. Among the sections of the program may calculate certain parameters that must be calculated regardless of the type of bomb used; as the inlet pressure and pump discharge, the flow of production and the pressure differential, which is necessary to generate the pump to lift the well fluid to surface. The program requires information concerning data to complete analysis of the factors involved in the design such as: The properties of reservoir fluids in the well, the well completion type, among others, facilitating and speeding the calculations required for the selection of pumps that will be used in an artificial lift system for hydraulic jet and piston pump and additionally the program is a tool for evaluating existing systems.

Keys Words: Artificial lift, hydraulic pumping, computer program.

e-mail: cartigas@luz.edu.ve

TABLA DE CONTENIDO

Página

RESUMEN…………………………………………………………………………... 3

ABSTRACT…………………………………………………………………………. 4

TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………….. 5

LISTA DE TABLAS…………………………………………………………………. 7

LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………….. 8

INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………… 10

CAPITULO I EL PROBLEMA……………………………………………………... 12

1.1 Planteamiento y Formulación del Problema……………………………... 12

1.2 Alcance de la Investigación………………………………………………... 13

1.3 Justificación de la Investigación…………………………………………… 13

1.4 Delimitación de la Investigación…………………………………………… 13

1.5 Objetivo General de la Investigación……………………………………… 13

1.6 Objetivos específicos de la investigación………………………………… 13

CAPITULO II FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA…………………………………. 15

2.1 Métodos de levantamiento artificial……………………………………….. 15

2.2 Métodos convencionales…………………………………………………… 15

2.3 Métodos no convencionales……………………………………………….. 17

2.4 Bombeo Hidráulico………………………………………………………….. 19

2.5 Equipos de superficie……………………………………………………….. 21

2.6 Sistemas de fluido motriz…………………………………………………... 23

2.7 Equipo de subsuelo…………………………………………………………. 30

CAPITULO III METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN…………………….. 52

3.1 Tipo de investigación……………………………………………………….. 52

3.2 Evento de estudio e indicadores de medición…………………………… 52

3.3 Diseño de la Investigación…………………………………………………. 53

3.4 Técnica e instrumento de recolección de información………………….. 53

3.5 Desarrollo del software……………………………………………………... 54

3.6 Procedimiento de diseño de las bombas…………………………………. 82

3.7 Diseño de una bomba tipo jet……………………………………………… 85

3.8 Diseño de una bomba tipo pistón…………………………………………. 91

CAPITULO IV PRESENTACIÓN Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS…………… 97

4.1 Propiedades PVT …………………………………………………………… 97

4.2 Análisis Nodal……………………………………………………………….. 100

4.3 Bombas de subsuelo……………………………………………………….. 104

CAPITULO V MANUAL DEL USUARIO…………………………………………. 107

5.1 Descripción de Hydraulic…………………………………………………… 107

5.2 Sección de Datos generales……………………………………………….. 107

5.3 Sección de Propiedades de los fluidos…………………………………… 109

5.4 Análisis nodal frente a la cara de la arena productora………………….. 113

5.5 Caudal de diseño……………………………………………………………. 115

5.6 Selección de la bomba……………………………………………………… 117

CONCLUSIONES…………………………………………………………………... 121

RECOMENDACIONES……………………………………………………………. 122

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………... 123

APÉNDICES………………………………………………………………………… 124

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1. Rangos de aplicación……………………………………………………. 44

2. Coeficientes de fricción………………………………………………….. 46

3. Valores de experimentos………………………………………………... 49

4. Valores de constantes para flujo hacia arriba………………………… 71

5. Valores de constantes para flujo hacia abajo…………………………. 71

6. Valores de constantes para flujo hacia abajo. Fase líquida continúa. 75

7. Valores de B para los distintos tamaños de dint………………………... 91

8. Resultados de la presión de burbuja…………………………………… 97

9. Resultados de las propiedades del gas……………………………….. 98

10. Propiedades del petróleo Py=Pb……………………………………….. 98

11. Resultados de las propiedades del petróleo Py<Pb…………………. 99

12. Resultados de las propiedades del petróleo Py>Pb…………………. 99

13. Resultados de las propiedades del agua……………………………… 100

14. Resultados de la correlación de Hagendorn y Brown ……………….. 101

15. Resultados de la correlación de Beggs y Brill………………………… 102

16. Resultados de la correlación de Orkiszewki, para una profundidad... 103

17. Resultados de la correlación de Orkiszewki, profundidad total……... 104

18. Fabricante Oilmaster; Bomba A-7……………………………………… 105

19. Bomba tipo pistón………………………………………………………… 106

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1. Levantamiento artificial por bombeo mecánico……………………... 16

2. Levantamiento artificial por gas.……………………………………… 17

3. Bombeo Electrosumergible……………………………………………. 18

4. Bombeo de cavidad progresiva………………………………………. 18

5. Bombeo hidráulico. Equipo de superficie……………………………. 19

6. Sistema Centralizado de Fluido Motriz (Sistema Abierto)…………. 22

7. Planta de poder “in situ”……………………………………………….. 23

8. Sistema de fluido motriz cerrado……………………………………... 26

9. Sistema de fluido motriz abierto………………………………………. 28

10. Instalación Fijo-Insertable……………………………………………... 31

11. Instalación Fijo-Revestidor……………………………………………. 32

12. Instalación Libre-Paralelo……………………………………………… 33

13. Instalación Revestidor – Libre ………………………………………... 33

14. Esquema de una Bomba Jet………………………………………….. 36

15. Componentes de una Bomba Jet…………………………………….. 37

16. Curvas de Comportamiento de las Bombas Hidráulicas tipo Jet…. 40

17. Carrera descendente (Sección de Bombeo)………………………… 42

18. Bomba completa……………………………………………………….. 43

19. Coeficiente Número de Viscosidad Líquida según Hagedorn & Brown…………………………………………………………………….

63

20. Factor de Corrección Secundario según Hagedorn & Brown……... 64

21. Relación del hold up de líquido……………………………………….. 64

22. Factor de fricción……………………………………………………….. 65

23. Factor de fricción en función del número de Reynolds y la rugosidad relativa……………………………………………………….

68

24. Curva de Comportamiento de Afluencia…………………………….. 79

25. Curva de demanda (0PR)................................................................ 80

26. Eficiencia volumétrica teórica de la bomba………………………….. 89

27. Sección de datos generales de Hydraulic…………………………… 107

28. Ventana para abrir archivos cargados………………………………. 108

29. Sección propiedades de los fluidos………………………………….. 109

30. Sección propiedades del gas…………………………………………. 110

31. Sección propiedades del petróleo……………………………………. 110

32. Sección propiedades del agua………………………………………... 111

33. Gráfica de la compresibilidad del agua……………………………… 112

34. Gráfica de la compresibilidad del petróleo…………………………… 112

35. Gráfica del factor volumétrico del gas………………………………… 113

36. Sección de análisis nodal……………………………………………… 113

37. Gráfico del comportamiento de producción del pozo……………….. 114

38. Ingreso del valor del caudal de diseño……………………………….. 115

39. Pantalla de selección del tipo de bomba…………………………….. 116

40. Ventana para la selección de la bomba jet………………………… 117

41. Ventana para la selección de la bomba de tipo pistón…………….. 118

42. Combo para la selección de la bomba………………………………. 119

43. Recordatorio de los parámetros de selección………………………. 119

INTRODUCCIÓN

Como consecuencia de la explotación de los yacimientos contentivos de petróleo, la presión

de estos disminuye, lo que implica que la producción baje hasta el momento en el cual el pozo

deja de producir por sí mismo. El agotamiento de la presión en los yacimientos hoy en día es

una de las mayores razones para el uso del levantamiento artificial. Los Métodos de

Levantamiento Artificial consisten, en extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación

de fuerzas o energías ajenas al pozo. La historia de la tecnología del levantamiento artificial

está marcada por innovaciones que extendieron los límites del desempeño, ampliando de ese

modo el abanico de aplicaciones de las bombas, entre los cuales se encuentran los siguientes:

Bombeo Mecánico Convencional BMC, Bombeo Electrosumergible BES, Bombeo de Cavidad

Progresiva BCP, Bombeo Hidráulico BH y Levantamiento Artificial por Gas LAG.

La selección final del Método de Levantamiento Artificial a utilizar debería hacerse partiendo

de un estudio económico de cada método, no obstante algunos factores que representan los

parámetros más importantes en la selección del equipo de Levantamiento Artificial, son entre

otros, inversión inicial disponible, relación gastos operacionales / ingresos mensuales, vida útil

del equipo / pozo, números de pozos en levantamiento artificial, disponibilidad del equipo

excedente, tipo de completación, etc.

Algunos pozos que producen de yacimientos muy profundos o que posean serias

limitaciones a la inyección continua de gas, son candidatos al método de bombeo hidráulico tipo

reciprocante o jet. Sin embargo, se ha detectado a nivel de campo algunas inestabilidades del

sistema que puede atribuirse al equipo de fondo o en todo caso a restricciones del equipo en

superficie, lo que incide en la eficiencia del mismo. A fin de mejorar la producción en pozos

sometidos a este tipo de método de levantamiento, se hace necesario determinar las razones o

explicar las variaciones en cuanto a la efectividad del comportamiento de producción.

Se presenta Hydraulic, un programa computarizado, como solución a los procesos

algebraicos largos, repetitivos e iterativos, los cuales resultan tediosos y consumen una

cantidad de tiempo importante que puede ser reducida mediante el uso de sistemas

informáticos. El programa reduciría el tiempo de respuesta y aumentaría el grado de exactitud

de los cálculos de diseño, además de la sección de selección y diseño de la bomba de

subsuelo, se consideran ciertos parámetros, tales como las propiedades de los fluidos, las tasas

de producción del pozo, el comportamiento de flujo multifásico en tuberías verticales y las

condiciones óptimas de superficie bajo las cuales las bombas podrían operar apropiadamente.

Adicionalmente, se puedan identificar las causas que afectan la efectividad del mismo y se

justifique técnicamente aquellos cambios o ajustes que permita el óptimo desempeño del

sistema, garantizando una mayor recuperación de petróleo y reducción de costos de operación.

El impacto Socio Ambiental / Económico de esta investigación, se puede medir por la apertura

hacia la disminución de la dependencia tecnológica en el área de Optimización de Producción

de Petróleo.

A nivel metodológico la investigación queda estructurada en cinco capítulos, el capítulo I

describe el problema, justificación y los objetivos para lograr el desarrollo del programa. En el

capítulo II, se presenta la información teórica y técnica que fundamenta el estudio y la creación

del software. El tipo de investigación realizada y la metodología aplicada para el desarrollo de

las diferentes secciones del programa computarizado, se muestran en el capitulo III.

El análisis de los resultados obtenidos con el programa computarizado y su validación

con resultados de la bibliografía consultada se muestran en el capítulo IV, y finalmente en el

capítulo V se muestra el manual del usuario para el manejo adecuado del programa.

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento y Formulación del Problema

Desde el inicio en la explotación de los yacimientos, se tiene una energía natural

disponible para producir los fluidos existentes en el subsuelo: esta condición particular es

denominada producción por flujo natural. Cuando no se dispone de suficiente energía para

llevar los fluidos a superficie por causa de la declinación de la presión del yacimiento o el

aumento del peso de la columna de líquido en la tubería por incremento del corte de agua,

entonces se requiere hacer uso de un método de levantamiento artificial LA. Existen diversos

métodos de LA, entre los cuales se encuentran los siguientes: Bombeo Mecánico Convencional

BMC, Bombeo Electrosumergible BES, Bombeo de Cavidad Progresiva BCP, Bombeo

Hidráulico BH y Levantamiento Artificial por Gas LAG.

En el caso de bombeo hidráulico, este sistema se divide en dos clases, de acuerdo al

tipo de bomba de subsuelo: Bombas Reciprocantes y las Bombas Jet. Las bombas tipo pistón o

reciprocante consisten en un mecanismo formado por un conjunto de pistones acoplados de tal

manera que uno maneja el fluido de potencia y el otro bombea los fluidos aportados por el pozo

a la superficie. La bombas tipo Jet consisten en convertir el fluido de potencia presurizado (a

baja velocidad) en un chorro “jet” a alta velocidad y el cual se mezcla directamente con los

fluidos producidos del pozo; debido a su versatilidad, el método jet resulta ser el más utilizado y

están presentes en el mercado petrolero desde 1970 y cuya popularidad se ha mantenido

debido a su simplicidad, mínimo uso de partes móviles y pequeño tamaño más sin embargo, su

diseño requiere de software especiales, los cuales son limitados y de escasa disponibilidad en

el mercado

Por lo antes precitado, surge la necesidad de crear un programa que facilite el diseño de

Sistemas de Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico. El programa además de la sección

de selección y diseño de la bomba de subsuelo, considerará ciertos parámetros, tales como las

propiedades de los fluidos, las tasas de producción del pozo, el comportamiento de flujo

multifásico en tuberías verticales y las condiciones óptimas de superficie bajo las cuales las

bombas podrían operar apropiadamente. Es importante resaltar que para el cálculo del

gradiente de presión serán empleados las correlaciones de: Poettman y Carpenter, Hagendorn

y Brown, Begg y Brill y Orkiszewski, bajo condiciones de flujo multifásico a través de tubería.

1.2 Alcance de la Investigación

El desarrollo de este programa facilita una herramienta para el diseño de Sistemas de

Levantamiento Artificial (LA) por Bombeo Hidráulico Tipo Jet y Pistón además de la evaluación

de los sistemas de producción ya existentes de Levantamiento Artificial con Bombeo Hidráulico.

1.3 Justificación de la Investigación

La metodología existente para el diseño de un sistema de bombeo hidráulico requiere de

procesos algebraicos largos, repetitivos e iterativos, los cuales resultan tediosos y consumen

una cantidad de tiempo importante que puede ser reducida mediante el uso de sistemas

informáticos. Por tal motivo, la elaboración de un programa computarizado reduciría el tiempo

de respuesta y aumentaría el grado de exactitud de los cálculos de diseño. Además, que

constituye una herramienta de trabajo disponible o de libre uso para nuestros estudiantes y

profesores de la escuela de ingeniería de petróleo de la Universidad del Zulia, fortaleciendo las

bases teóricas impartidas durante el proceso de aprendizaje y entendimiento de la ciencia de

petróleo.

1.4 Delimitación de la Investigación

• Espacial: El estudio se realizará en la Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería,

División de Postgrado.

• Temporal: El proyecto se desarrollará en un lapso de doce (12) meses, comprendidos

entre Febrero 2009 y 2010.

1.5 Objetivo General de la Investigación

“Desarrollar un programa computarizado para el diseño de sistemas de levantamiento artificial

por bombeo hidráulico”

1.6 Objetivos específicos de la investigación

1. Describir el procedimiento de diseño para la instalación de Sistemas de Levantamiento

Artificial por Bombeo Hidráulico Tipo Jet y Pistón.

2. Desarrollar el algoritmo para el diseño de instalaciones de Sistema de Levantamiento Artificial

(LA) por Bombeo Hidráulico.

3. Validar el programa computarizado mediante cálculos analíticos y la comparación de tasas de

producción y presiones de fondo fluyente de pozos con sistemas de LA con Bombeo Hidráulico.

4. Elaborar el manual respectivo para el uso del programa.

CAPÍTULO II

FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

2.1 Métodos de levantamiento artificial

Con el término de Levantamiento artificial, se hace referencia a las instalaciones de

subsuelo y superficie, y a los procesos desarrollados en ellas que permiten suplir la energía

externa necesaria para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta el

separador.

Existen en la actualidad, cinco métodos de levantamiento artificial, que aunque difieren

en sus características y funcionamiento, tienen como objetivo común disminuir la presión

fluyente en el fondo para aumentar la afluencia de fluidos del yacimiento hasta el pozo.

Dichos métodos pueden clasificarse en convencionales, y no convencionales. Los

primeros reciben este nombre porque son los de aplicación más extendida en el ámbito mundial

y sobre los cuales se posee mayor conocimiento técnico y operacional. Dentro de esta

clasificación se encuentran el Bombeo Mecánico y el Levantamiento Artificial por Gas. Los

métodos no convencionales incluyen el Bombeo Electrosumergible, el Bombeo de Cavidad

progresiva y el Bombeo Hidráulico, siendo estas tecnologías de aplicación más reciente y

menos difundidas.

2.2 Métodos convencionales

Entre los métodos convencionales podemos mencionar el bombeo mecánico, el cual es

el método de mayor aplicación en la industria. Su principio de funcionamiento es un motor

eléctrico o de combustión interna suple de energía a una unidad mecánica de bombeo por

medio de la acción de una caja de engranajes y un sistema de poleas. La bomba es del tipo

reciprocante (desplazamiento positivo). La unidad de bombeo, mostrada en la Fig.2.1, en su

movimiento tiene dos puntos muy bien definidos: punto muerto superior y punto muerto inferior.

Cuando el balancín está en el punto muerto inferior, las válvulas fija y viajera, que son los

elementos que permiten la entrada de fluidos del yacimiento a la bomba, están cerradas.

Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón

permiten la abertura de la válvula fija, por lo que el fluido del pozo pasa del pozo al interior de la

bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y

permanecerá cerrada durante la carrera ascendente. El fluido continúa llenando la bomba hasta

llegar al punto muerto superior. La válvula fija se cierra y comienza la carrera descendente, el

pistón se mueve hacia abajo y produce un efecto de compresión que hace se abra la válvula

viajera. El pistón sigue su viaje descendente, mientras el fluido es transferido a la tubería de

producción, hasta llegar al punto muerto inferior y se repite el ciclo de bombeo.

Figura 1. Levantamiento artificial por bombeo mecánico

El levantamiento artificial por gas es considerado uno de los métodos convencionales;

esté método presenta dos modalidades: continuo e intermitente. Para ambos métodos, se

utilizan válvulas operadoras que se diferencian en sus dimensiones y funcionamiento. Por su

funcionalidad, una válvula de “gas-lift” ó levantamiento por gas es básicamente un regulador de

presión de fondo de pozo. El resorte del regulador, suministra una mayor área de influencia

para la presión aguas arriba que la proporcionada por el área del asiento. La fuerza que resulta

de la combinación de presiones aguas arriba y la presión del diafragma o fuelle actúan para

vencer la fuerza del resorte. Cuando la fuerza de presión excede la fuerza del resorte, la bola

del vástago se aleja del asiento, abriendo la válvula. Las válvulas más utilizadas en operaciones

de LAG son de resorte o fuelle.

Figura 2. Levantamiento artificial por Gas

2.3 Métodos no convencionales

Dentro de los métodos de producción no convencionales, encontramos: Bombeo

Electrosumergible, Bombeo por Cavidad Progresiva y el Bombeo Hidráulico. El bombeo

electrosumergible ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En

la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los

que ha sido ampliamente aceptado.

En la industria petrolera, ha mostrado excelentes ventajas en cuanto a su aplicación.

Algunas veces, el equipo ha fallado y ha sido debido a ciertas características que deberían ser

tomadas en cuenta de manera que no afecten su funcionamiento. Estas características se

refieren a: alta relación de Gas – Petróleo (RGP), altas temperaturas y presencia de arena en

los fluidos producidos, que son factores con influencias indeseables sobre la eficiencia de la

bomba.

Entre las características únicas del sistema, están su capacidad de producir volúmenes

considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una amplia variedad de condiciones

del pozo. Particularmente, se distingue por que su unidad de impulso o motor está directamente

acoplada con la bomba en el fondo del pozo.

Figura 3. Bombeo electrosumergible

El bombeo de cavidad progresiva, éste método consiste en el desplazamiento positivo

de un volumen, ocasionado por una diferencia de presión producto de la transformación de la

energía cinética en potencial cuando se combina el movimiento longitudinal a lo largo del

mismo. La bomba de cavidad progresiva o tornillo, es un equipo utilizado para el levantamiento

artificial de crudo desde el subsuelo hasta la superficie.

En los últimos años se ha incrementado el uso de este tipo de bombas, el cual

actualmente se esta perfeccionando para minimizarlos problemas operacionales encontrados

en el campo. Este método al igual que los otros métodos de levantamiento artificial está

formado por un equipo de subsuelo y otro de superficie.

Figura 4. Bombeo de Cavidad Progresiva

Finalmente, dentro de los métodos de levantamiento artificial no convencionales

encontramos el bombeo hidráulico cuyo principio fundamental de funcionamiento es la Ley de

Pascal. La aplicación de este principio le permite al sistema transmitir presión de un lugar

centralizado en la superficie, mediante una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de

puntos dentro del pozo.

2.4 Bombeo Hidráulico

El principio fundamental que aplica en el bombeo hidráulico es la Ley de Pascal, el cual

fue enunciado por Blas Pascal en el año 1653. Dicha ley establece que “la presión aplicada

sobre cualquier punto de un líquido contenido en un recipiente se transmite con igual

intensidad, a cada porción del fluido y a las paredes del recipiente que lo contiene”. Este

método define dos sistemas, uno superficial formado por un tanque que contiene el fluido de

potencia, la línea de inyección de fluido a alta presión y el cabezal del pozo. Otro sistema de

subsuelo comprende la válvula de retención y la bomba de fondo.

Este sistema toma el fluido motriz de un tanque de asentamiento en superficie, lo pasa a

través de una bomba reciprocante multiplex para incrementar la presión, e inyecta el líquido

dentro del pozo a través de una sarta de tubería. La manera como este fluido inyectado

comunica energía al fluido producido por el pozo depende de las características del sistema

utilizado a nivel del subsuelo, el cual puede ser una unidad de tipo pistón o tipo jet.

Figura 5. Bombeo hidráulico. Equipo de superficie

Parámetros de funcionamiento

Alto dependimiento del HP requerido. Bajo en mantenimiento de bombas, costos

relacionados con el tamaño de la garganta y las boquillas.

Su confiabilidad es buena con un apropiado tamaño de garganta y boquillas de la bomba

para las condiciones de operación. Debe evitarse operarse en rangos de cavitación en la

garganta de la bomba. Problemas para presiones mayores a 4000 lpc.

Fácil de remover. Algunos se dan como pago de su valor. Buen mercado para las triples

bombas.

Su eficiencia es de buena a pobre, máxima eficiencia solo en 30% altamente

influenciado por el fluido de potencia más el gradiente de producción. Eficiencia típica

entre 10-20%.

Su flexibilidad es de buena a excelente, tasa de fluido de poder y presión ajustable a

condiciones de producción capacidad de levantamiento. Selección de gargantas y

boquillas de amplia gama de tallas de volumen y capacidad.

Ventajas

Bajos costos de mantenimiento. La mayoría de las bombas hidráulicas instaladas son

del tipo libre, que por sus características pueden ser removidas o bajadas al pozo

simplemente bombeando fluido motriz a través de la tubería. Esto implica que no

requieren taladro ni unidades de reemplazo, lo cual reduce grandemente los costos de

operación y reparación.

La gran ventaja del bombeo hidráulico es su habilidad para levantar altas tasas a

grandes profundidades. Como la bomba es fácilmente regulada desde superficie, es

extremadamente flexible para adaptarse a los cambios en la tasa de producción.

El equipo de superficie puede ser centralizado. Los pozos pueden ser alimentados

desde una planta central, reduciendo el tamaño de la instalación de superficie por pozo.

Es aplicable en zonas aisladas, sin facilidades eléctricas ni de compresión de gas,

donde hay dificultades para el acceso de equipos y las condiciones de bombeo son

adversas.

Es adaptable a pozos direccionales, por su reducido número de partes móviles.

En la mayoría de los casos, la completación de subsuelo es sencilla y de bajo riesgo.

Las bombas jet pueden tolerar sólidos y fluidos corrosivos dentro de la producción,

debido a que no poseen en su configuración mecánica partes móviles, lo que hace que

requieran menos mantenimiento.

Es idóneo para el bombeo de crudos pesados, siendo posible “calentar” el fluido motriz

para tratar los problemas que se presentan en la producción de crudos viscosos, así

como también acondicionarlo químicamente para evitar la corrosión.

Puede operar satisfactoriamente bajo presencia de gas (altas relaciones gas-petróleo).

Desventajas

El diseño de las bombas, tanto las reciprocantes como las de tipo jet, es bastante

complejo por las variadas combinaciones que pueden presentarse en la selección de la

geometría de la bomba.

Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo, por la presencia de altas

presiones.

La poca resistencia de la tubería de revestimiento a altas presiones de inyección, puede

restringir las aplicaciones con flujo invertido.

Las bombas jet requieren un alto consumo eléctrico, que se manifiesta por su alto

caballaje requerido.

La eficiencia de las bombas jet es baja con relación a los otros sistemas de bombeo de

subsuelo. Los valores típicos se ubican en un rango entre 26% y 33%.

Descripción general

2.5 Equipos de superficie

Cuando se diseña una instalación de bombeo hidráulico es importante hacer una

selección adecuada del equipo de superficie, tomando en consideración los parámetros bajo los

cuales funcionará de manera apropiada la bomba de subsuelo. Dentro del equipo de superficie

encontramos, las bombas de superficie, el distribuidor de control y el cabezal del pozo, los

cuales serán descritos en la siguiente sección.

Tipos de instalaciones de superficie

La función de las instalaciones de superficie es proporcionar un volumen constante y

adecuado del fluido a inyectar para accionar las bombas en el subsuelo. El éxito y la economía

en la operación de cualquier instalación de bombeo hidráulico dependen, en gran medida, de la

eficiencia del sistema de acondicionamiento. La calidad del fluido motriz, especialmente el

contenido de sólidos, es un factor importante en la vida útil de la bomba y en los costos de

reparación, además, la presencia de gas, o materiales abrasivos afectará gravemente la

operación de la bomba en el subsuelo y de la unidad de fuerza en la superficie.

El contenido de sólidos admisible varía en cierto grado, dependiendo de lo que se defina

como vida “útil” de la bomba, y según la viscosidad de los fluidos, pero un valor de 10 a 15 ppm

es generalmente aceptable para petróleos de 30°-40° API. Existen dos tipos de instalaciones de

superficie para bombeo hidráulico: la Planta Centralizada y la Planta de Poder “In Situ”.

Sistema Centralizado

El sistema centralizado acondiciona el fluido para uno o más pozos, así como elimina el

gas y sólidos. El fluido acondicionado se presuriza mediante una bomba a pistón y luego pasa

por los múltiples de distribución y de allí hacia los pozos. La figura 2.6 muestra un sistema típico

de tratamiento cuyo diseño supone que los separadores y tratadores térmicos han entregado un

petróleo casi libre de gas, de la calidad que sería usual en el tanque de almacenamiento, para

el sistema de tratamiento. El tanque debe tener suficiente altura para proporcionar la descarga

del fluido por fuerza gravitacional.

Figura 6. Sistema Centralizado de Fluido Motriz (Sistema Abierto)

Pozos

Separadores

Tratador

Depurador

Línea de prueba

Múltiples

Bomba de superficie

Tanque de

fluido motriz Tanques de

almacenamiento

Planta de poder “in situ”

Una planta de poder “in situ” es un conjunto de componentes instalado cerca del pozo,

que lleva a cabo las funciones que normalmente se efectúan en una planta central (Batería).

Los componentes básicos consisten en un separador de liquido/gas, separadores centrífugos

para sacar sólidos del fluido motriz (petróleo o agua) y una bomba de superficie. Estas unidades

portátiles, requieren un trabajo mínimo de instalación y eliminan la necesidad de un

planeamiento avanzado a largo plazo de una planta central de poder. Se usan generalmente

con sistema de fluido motriz abierto, pero sus características son similares para un sistema de

fluido motriz cerrado: El fluido motriz se mantiene cerca del pozo, la producción es enviada a la

línea de baterías sin petróleo motriz. Esta característica simplifica los ensayos de pozo y no

incrementa la carga del sistema de tratamiento en batería. Simple, flexible, compacta y portátil

son las características de la planta de poder “in situ” que son de gran interés para el ingeniero

de diseño, el encargado de la instalación y el operador. Estas características han creado una

demanda tal que este sistema de fluido motriz ha llegado a ser el más popular.

Figura 7. Planta de poder “in situ”

2.6 Sistemas de fluido motriz

Cuando se decide aplicar el método de bombeo hidráulico, el diseño incluye primero, la

selección del tipo de fluido motriz a ser utilizado para suministrar la energía que se requiere

para el levantamiento, y luego, la forma y la condición en la que este va a regresar a la

superficie para su tratamiento y reutilización. La calidad del fluido motriz, especialmente el

contenido de sólidos, es un factor importante en la vida útil de la bomba y en los costos de

reparación. El contenido admisible de sólidos varía en cierto grado, según la definición de “vida

útil aceptable de la bomba” y también según la viscosidad, pero un valor de 10 a 15 ppm es

generalmente aceptable para petróleos de 30 a 40°API. Para petróleos más densos, hay mayor

desgaste admisible y consecuentemente, mayor tolerancia de sólidos, mientras que, para agua,

usualmente hay mayor desgaste y menos sólidos admisibles.

Hay dos tipos básicos de sistemas de fluido motriz:

1. El sistema de fluido motriz cerrado (FMC), donde el fluido motriz de superficie y de

profundidad se mantienen dentro de un circuito cerrado y no se mezclan con el

fluido producido.

2. El sistema de fluido motriz abierto (FMA), donde el fluido motriz se mezcla con la

producción de fondo y retorna a la superficie como fluido motriz y producción

mezclados.

La selección de agua o petróleo como fluido motriz, depende de un gran número de

factores. La siguiente lista reúne la mayoría de los aspectos involucrados en la escogencia:

El agua es preferible, por razones de seguridad y ambiente.

Para instalaciones FMC, la adición de químicos al agua motriz para lubricación y contra

la corrosión, no es un factor que afecte mayormente a los costos (normalmente se usa

agua fresca en las instalaciones FMC).

Para sistemas FMA, la adición de químicos al fluido motriz puede ser un significativo

factor de costos, debido a que hay mezcla de los fluidos (motriz y de producción).Esto

implica que deba hacerse una continua inyección de los químicos lo cual se traduce en

mayores costos operacionales.

El tratamiento del petróleo motriz raramente es un factor que eleve los costos en forma

significativa, puesto que el petróleo pocas veces necesita aditivos químicos para la

lubricación. Sin embargo, se da una excepción cuando petróleos muy livianos son

utilizados a una alta temperatura de fondo obteniéndose viscosidades menores a 1 Cstk.

En estos casos se requiere de lubricantes para prolongar la vida útil de la bomba.

El mantenimiento de las bombas de superficie es menor cuando se usa petróleo como

fluido motriz.

Las bombas de subsuelo son muy sensibles a la viscosidad del fluido motriz inyectado.

Como el agua no tiene prácticamente ninguna capacidad de lubricación a temperaturas

de fondo, puede, si no es adecuadamente tratada, contribuir a la reducción de la vida de

la bomba.

La prueba de pozos de producción de petróleo está sujeta a una fuente adicional de

error si se usa petróleo como fluido motriz. (Esta afirmación no es válida para la Planta

de Potencia en el sitio del pozo). El petróleo motriz debe ser medido (en la entrada y la

salida del sistema FMC) y pequeños errores en la medición pueden ser significantes

cuando la razón de petróleo motriz a petróleo producido sea grande, así como también

si el pozo está produciendo altos cortes de agua. Por ejemplo, si la razón petróleo

motriz a petróleo producido es 10:1, un error del 2% en la medición del petróleo motriz

se transforma en un 20% de error en el petróleo producido medido.

Usualmente la presión de superficie requerida va a ser menor, usando agua en lugar de

petróleo como fluido motriz.

Aunque las bombas hidráulicas manejan crudos viscosos (7°-20° API), estas pueden

servir para otros propósitos, tales como: usar petróleos de alta gravedad como fluido

motriz en un sistema FMA con el objeto de diluir el petróleo pesado de producción y

facilitar su transporte hasta la superficie.

Si el espacio disponible en superficie es limitado, como en lugares urbanos o en

plataformas costa afuera, o si factores ecológicos o estéticos son de importancia, elija un

sistema de fluido motriz cerrado (FMC). La utilización de agua reducirá a un mínimo el

peligro de perdidas causantes de problemas ecológicos o de incendio, pero

incrementara el costo de la bomba de superficie y generara gastos adicionales de

operación, debido a los aditivos (lubricante y barrido de oxigeno) para fluido motriz.

Sistema de fluido motriz cerrado (FMC)

En el sistema FMC, se debe proveer un conducto extra en el fondo para el retorno de

fluido motriz a la superficie. Esto hace que el sistema sea más costoso que el sistema FMA y,

consecuentemente menos utilizado. Dado que el equipo de superficie es muy pequeño, este

sistema es popular en lugares urbanos y en plataformas costa afuera donde el espacio es

limitado. Frecuentemente los sistemas FMC usan agua como fluido motriz porque es menos

peligroso y presenta menos problemas ecológicos que le petróleo a alta presión. Al agua, no

obstante, se le debe agregar un lubricante, inhibirla contra la corrosión y quitarle el oxígeno,

consideraciones estas que se suman a los costos de la inversión inicial.

La figura 2.8 muestra un sistema de fluido motriz cerrado compuesto por una sarta de

tubería para el fluido inyectado y una para el retorno del fluido motriz, sin permitir la mezcla con

el fluido de producción.

Figura 8. Sistema de fluido motriz cerrado

Tanque de fluido motriz (FMC)

En la mayoría de las bombas, el extremo de bombeo está lubricado con el fluido motriz y

consecuentemente, una parte (en general de 2 a 10%) del fluido motriz se “pierde”, pasando a

la producción. El propósito del tanque de fluido motriz es extraer las partículas abrasivas del

fluido que reingresa al circuito y parte del fluido recirculado.

Un concepto equivocado con respecto al FMC es que el fluido motriz se mantiene limpio

porque no tiene fuentes de contaminación. En la práctica real, hay tres factores que están

trabajando constantemente para desmentir esta teoría:

1. El tanque de fluido motriz no separa totalmente todas las partículas sólidas del fluido que

reingresa al circuito, resultando una limpieza relativa no absoluta.

2. El fluido motriz no es totalmente corrosivo. Una vez más, este factor es relativo y no

absoluto y los productos de la corrosión generalmente son sólidos abrasivos.

3. Cuando un fluido contiene sólidos, aunque sea un porcentaje muy pequeño, en su fuga

a través de los espacios mínimos de la bomba, los sólidos tienden a ser retenidos. Esto

significa que el fluido que emerge de estos espacios esta más limpio que el fluido que

esta intentando entrar en dichos espacios. La tendencia entonces, es que el circuito de

fluido motriz pierda fluido limpio y retenga las partículas sólidas.

A través del tiempo, estos tres factores hacen que el fluido motriz en un circuito cerrado

llegue a ser “más sucio” que el fluido emergente o el fluido que entra al circuito cerrado a menos

que una parte (un 10% es razonable) del fluido motriz recirculado sea limpiado continuamente,

por el tanque decantador de fluido motriz. Esta “limpieza continua de una parte del fluido

recirculado” es una característica importante en el diseño del sistema FMC.

Cuando se usa agua como fluido motriz, se pueden utilizar filtros en lugar de tanques

decantadores para el proceso de limpieza. Estos filtros deben retener partículas hasta de 10

micrones. Cuando se usa petróleo, la experiencia muestra que el tanque decantador debe ser

suficientemente grande, para mantener la velocidad ascendente del petróleo por debajo de un

pie por hora (con aditivos desemulsionantes se puede aumentar la velocidad ascendente).

Sistema de fluido motriz abierto

En el sistema FMA, se necesitan solamente dos conductos, uno para llevar el fluido

motriz hacia la unidad de bombeo y otro para llevar el fluido motriz de retorno y la producción

hasta superficie. Estos conductos pueden ser dos sartas de tubería o una sarta de tubería y el

espacio anular entre la tubería y el revestidor. La simplicidad y la economía son las

características más importantes del sistema FMA.

La figura 2.9. muestra un sistema de fluido motriz abierto, donde el fluido de potencia es

inyectado a través de una sarta de tubería y retorna por el espacio anular mezclado con el fluido

de producción del pozo.

F

Figura 9. Sistema de fluido motriz abierto

Tanque de fluido motriz (FMA)

El petróleo ingresa en el separador atmosférico conteniendo el gas disuelto que no fue

removido a la presión de operación del tratador de 30 psi. El propósito del separador

atmosférico es quitar los últimos restos de gas, que de otra manera agitarían el tanque

impidiendo la sedimentación. La sección superior del separador debería ser de 36” o mayor

para ser eficaz y aún con este diámetro, muchas veces ocurren fluctuaciones de presión que

hacen que el petróleo sea llevado hacía arriba, pasando por la línea de gas. Para evitar que

este exceso vaya a la parte superior del tanque y así alterar el proceso de sedimentación, se

conecta la línea de gas del separador atmosférico con las líneas de descarga de gas del

tanque, mediante una tubería auxiliar.

El petróleo desgasificado entra al fondo del tanque. Este petróleo es fluido motriz más

fluido de producción. En el punto medio vertical, la producción es atraída a través de la tubería

de subida exterior que mantiene el tanque lleno. Desde el punto medio para arriba, se lleva a

cabo el proceso de sedimentación del petróleo motriz. Los sólidos livianos depositados son

llevados con la producción a los tanques de almacenamiento, mientras que las partículas más

pesadas se depositan en el fondo y deben ser retiradas periódicamente.

Para asegurar una variación adecuada de partículas, el tanque de fluido motriz debe ser

de un tamaño tal que permita una velocidad ascendente en la mitad superior de menos de dos

pies por hora. Esta velocidad es de 1500 BPD en un tanque de 750 Bbl con 24 pies de altura.

La velocidad debe ser inferior para petróleos más densos de 30°API y para operaciones en

climas extremadamente fríos. El tratamiento de petróleo a la línea de producción debe ser

efectuado posteriormente al tanque de fluido motriz.

Bombas de superficie

Las bombas de superficie comúnmente usadas son diseñadas específicamente para

servicio de fluido motriz y son provistas por los fabricantes de bombas hidráulicas de pozo

profundo. Para servicio de petróleo limpio a alta presión, estas bombas usualmente utilizan

émbolos, camisas metal a metal y válvulas tipo bola, componentes que requieren poco

mantenimiento.

Para servicio de agua, suelen usarse émbolos y camisas empaquetadas y válvulas de

disco. Los elementos auxiliares incluyen una válvula de alivio, medidores de presión y

dispositivos de seguridad. La mayoría de las bombas de superficie son montadas sobre patines,

con motores eléctricos o de combustión interna. Las líneas de descarga de las válvulas de alivio

y de control de contrapresión no deben conectarse a la línea de succión de la bomba, sino a

una línea independiente de retorno al tanque. Esto se debe a que cuando el petróleo, aun

siendo desgasificado, se descomprime bruscamente, generalmente se produce una

vaporización instantánea parcial, que en caso de acceder tales valores a los cilindros de la

bomba de superficie causaran una perdida de eficiencia volumétrica, mal funcionamiento y un

deterioro prematuro de la misma.

Distribuidor de control

Los distribuidores de fluido motriz, usados en plantas centrales, son provistos por el

fabricante de bombas de pozo profundo y son construidos en secciones de cabezales

modulares que pueden ser agregados o sacados del distribuidor con facilidad. Estos

distribuidores generalmente contienen válvulas de control operadas por válvula piloto, que

mantienen constante el caudal del fluido motriz derivado a cada pozo, a pesar de los cambios

de presión en el sistema. Un controlador de presión (regulador de contrapresión) también es

usado para mantener la presión constante en la bomba de superficie. Además, se incluyen

medidores de alta presión y manómetros de presión para cada pozo. De este modo, desde el

distribuidor de control se puede verificar la velocidad de cada bomba, la presión de operación, la

eficiencia del extremo motor y detectar problemas.

Las válvulas reguladoras de caudal, constante usadas en estos distribuidores, trabajan

con el principio de una caída constante de presión a través de la válvula principal de control

(válvula modulada).

Una combinación de válvula/resorte/diafragma y válvula piloto mantiene la diferencia de

presión constante en la válvula principal, aún cuando hayan cambios de presión aguas arriba o

aguas abajo.

Cabezal de boca de pozo

El cabezal de boca de pozo para una “Bomba Libre”, debe cumplir las siguientes

funciones:

1. Dirigir el fluido motriz hacia abajo en la tubería, para bajar la bomba y operar.

2. Dirigir el fluido motriz hacia el conducto apropiado, para levantar la bomba.

3. Cerrar la línea de fluido motriz y proveer un medio para liberar la presión de la tubería.

4. Apresar y retener la bomba.

5. Un dispositivo de seguridad para evitar que la alta presión sea aplicada accidentalmente

al revestidor.

El cabezal de boca de pozo para una bomba tipo fija es relativamente simple.

2.7 Equipo de subsuelo

Para el equipo de subsuelo, no solo se considera el diseño del tipo o tamaño de la

bomba de acuerdo a los requerimientos del pozo, sino también la disposición de la misma

dentro de la tubería.

Disposiciones de la tubería

Cuando la bomba es bajada en el pozo, enroscada al extremo de la tubería motriz, se

llama tipo fija. Cuando la bomba se ajusta dentro de la tubería motriz, libre de circular al fondo y

volver nuevamente a superficie, se llama bomba libre. Cualquiera de los dos puede ser del

sistema FMC ó FMA. Dos bombas conectadas en tandem (en paralelo, hidráulicamente)

pueden ser instaladas en un sistema de bomba libre para duplicar la capacidad. Las bombas

hidráulicas son particularmente apropiadas para pozos profundos, pozos perforados

direccionalmente y pozos de plataforma costa afuera.

Fijo Insertable

En este tipo de instalación se introduce una sarta de tubería grande hasta el fondo.

Luego, se coloca la bomba en una sarta de tubería más delgada dentro de la principal,

asentada en una zapata. En este diseño, la sarta delgada transporta el fluido motriz a presión

hasta la bomba. El fluido motriz usado, más la producción del pozo, se llevan hasta la superficie

a través del espacio anular existente entre las tuberías concéntricas.

Figura 10. Instalación Fijo-Insertable

Esto permite que el gas se ventee hacia arriba por el espacio anular entre el revestidor y

la tubería de mayor diámetro, para que la interferencia de gas no reduzca la eficiencia

volumétrica de la bomba. Una variación del diseño fijo-insertado tendría una empacadura

colocada debajo de la cavidad de la bomba. Esto causaría que la bomba hidráulica maneje todo

el gas producido. Este diseño podría resultar ventajoso cuando el revestidor está en malas

condiciones más arriba en el pozo, o cuando otra zona sobre la empacadura está explotándose

también. Su aplicación no está contemplada para sistemas cerrados de fluido motriz (FMC).

Revestidor fijo

En este tipo de instalación, la bomba debe bombear el gas. Las instalaciones de este

tipo generalmente usan bombas de gran caudal. A veces, se usa una sarta separada de la

tubería para el venteo de gas debajo de la empacadura: El venteo es necesario para los pozos

que producen con alta relación gas/ petróleo y debajo del punto de saturación. Sólo es usada

en sistemas abiertos de fluido motriz (FMA).

Figura 11. Instalación Fijo-Revestidor

Libre paralelo

El diseño Libre-Paralelo para un sistema abierto de fluido motriz incorpora dos sartas de

tubería y una cavidad, pero sin empacadura.

La sarta principal se utiliza para suspender la cavidad. Este conjunto de fondo de pozo

tiene un receso que recibe el arpón que está en el fondo de la sarta paralela. La sarta paralela

se coloca en forma independiente. Durante las operaciones de la producción, el fluido motriz a

presión se bombea por la sarta principal, donde opera la sección motriz hidráulica de la bomba.

Después que el fluido motriz se utilice (cuando haya pasado por la parte motriz de la bomba),

sale de dicha parte para mezclarse con el fluido producido. Esta mezcla retorna por la sarta

paralela hasta la superficie. Este diseño en el fondo permite que el gas se ventee por el espacio

anular de la tubería de revestimiento y mejore la eficiencia volumétrica de la bomba en los

pozos con mucho gas.

La desventaja de este diseño es que requiere la sarta adicional de tubería.

Usualmente, la sarta paralela es de menor diámetro, lo que produce más pérdidas por

fricción, con la consiguiente necesidad de más caballaje. El tamaño máximo de ambas sartas

lo determina el diámetro del revestidor. Esto limita también el tamaño de la bomba que

podrá introducirse, y por lo tanto limita también el volumen de fluido que podrá levantarse.

Figura 12. Instalación Libre-Paralelo

Revestidor libre

El diseño revestidor-libre es el menos complicado y menos costoso para las bombas

libres. Consiste en una sola sarta de tubería, una cavidad, y una empacadura. Durante la

operación, se circula el fluido motriz hacia abajo por la sarta de tubería, donde acciona la

bomba hidráulica de fondo, para luego mezclarse con los líquidos y gases producidos. Esta

mezcla de fluido motriz usado y fluidos producidos, retorna hasta la superficie por el espacio

anular de la tubería de revestimiento.

Figura 13. Instalación Revestidor – Libre

Otras disposiciones de la tubería

Se pueden adaptar las bombas hidráulicas a casi cualquier disposición de la tubería que

se pueda concebir. Hablando en términos generales si la tubería cabe dentro del revestidor, se

puede adaptar la bomba o las bombas al revestidor.

Circulación inversa

El fluido motriz es dirigido hacia abajo en la sarta pequeña y la producción hacia arriba

en la sarta más grande. Este sistema permite que el flujo de fluido motriz más la producción,

use la sarta mas grande de la tubería para retornar y de esta manera reducir la perdida de

carga en el sistema. La bomba requiere un dispositivo automático de cierre para mantener y fijar

la bomba abajo durante la operación de bombeo y necesita una herramienta que se deja caer

para liberarla antes de que la bomba pueda ser llevada a superficie.

Pozos Duales

Hay muchas variaciones posibles para pozos duales. Casi siempre se usan dos tubos

separados de fluido motriz porque las zonas separadas indudablemente requerirán dos

presiones distintas de operación en superficie. Si se usara solamente un tubo para alimentar a

las dos bombas, el control de la velocidad seria imposible.

Bombas Tandem

Dos bombas en un pozo de zona simple para duplicar la capacidad del equipo.

Válvula de seguridad

Los pozos costa afuera y los que están en centros urbanos generalmente requieren

válvulas de seguridad de subsuelo en la tubería. Estas válvulas requieren una fuente auxiliar de

presión para mantenerlas abiertas. De ocurrir un accidente, rompiendo o dañando el cabezal,

estas válvulas colocadas a cierta distancia de la tubería, se cierran y mantienen el pozo bajo

control.

Tipos de bombas de subsuelo

Existen dos tipos de bombas de subsuelo, las bombas de desplazamiento positivo (tipo

pistón) y las bombas de tipo jet, cada una de ellas con características y parámetros de diseño

diferentes. En la siguiente sección, se realizará una descripción de dichas bombas y su

funcionamiento.

Bombas tipo jet

Las bombas hidráulicas, tipo jet, representan un método alterno de levantamiento

artificial. Introducidas en la industria petrolera en la década de los 70 el mecanismo de

operación de estas bombas se basa en el principio de Bernoulli, el cual enuncia que “sobre un

plano constante, la suma de las energías cinéticas y potencial de un flujo es constante; por

tanto, si su velocidad aumenta, su presión disminuye y viceversa”. La bomba no emplea partes

móviles en su configuración mecánica, por lo que su acción de bombeo se debe básicamente al

efecto de la transferencia de cantidad de movimiento entre el fluido motriz (inyectado desde la

superficie) y el fluido producido (fluido del yacimiento).

La figura 2.14. Muestra una bomba jet típica. La forma de operación de la bomba es la

siguiente: el fluido motriz se inyecta al eductor a alta presión (baja velocidad), entra en la parte

superior de la bomba y pasa a través de una boquilla donde se convierte en un “chorro” a baja

presión (alta velocidad). La presión a la entrada de la garganta es menor que la presión de

entrada a la bomba. El fluido del pozo, después de pasar por una “cámara de entrada” que

está comunicada con la formación, se pone en contacto con el fluido inyectado para dirigirse

hacia la garganta donde ocurrirá finalmente la transferencia de cantidad de movimiento y

energía entre ambos volúmenes. En la garganta, la presión debe permanecer por encima de la

presión de vapor del agua para prevenir el daño por cavitación, de lo contrario, ocurrirá

formación de burbujas de vapor.

Figura 14. Esquema de una Bomba Jet

El daño por cavitación es causado por el colapso de estas burbujas en la superficie de la

garganta, lo cual puede, eventualmente, cambiar el área seccional de esta parte de la bomba,

influyendo negativamente sobre su rendimiento. El punto de cavitación, es también un punto de

limitación para el flujo, ya que representa la máxima tasa obtenible a una determinada presión

de entrada a la bomba, sin causar daños a la garganta.

Después de mezclarse, el fluido combinado pasa por el difusor, en el cual la velocidad

se reduce y la presión se incrementa lo suficiente como para bombear la mezcla hasta la

superficie.

Boquilla

Garganta

Difusor

Entrada del fluido

del pozo

Anular de

retorno de la

mezcla

Tubería de

inyección del

fluido motriz

Figura 15. Componentes de una Bomba Jet

De los cuatro elementos mencionados; la boquilla, la garganta, y el difusor; constituyen

el objeto de estudio en el análisis del comportamiento de estas unidades y los trabajos

experimentales que se realizan sobre el tema, se dirigen hacia el logro de un mejor

conocimiento acerca de la geometría óptima de estos componentes.

El fluido motriz a alta presión (baja velocidad) se convierte en fluido a baja presión (alta

velocidad) jet a través de la boquilla (transformando la energía potencial en cinética). La

presión a la entrada de la garganta llega a ser menor, en la medida que la tasa de fluido de

potencia se incrementa. Cuando esta presión llega a ser menor que la presión en el pase de

succión, el fluido del pozo es arrastrado hacia la garganta desde el fondo. La succión del fluido

de formación se origina con la alta velocidad jet (transferencia de momento) y luego se da lugar

a la acción de bombeo. Después de mezclarse en la garganta, la velocidad de ambos fluidos

comienza a disminuir en el difusor. Como se reduce la velocidad, la presión se incrementa a un

valor suficiente (transformándose la energía cinética en potencial) para bombear el fluido a

superficie.

Parámetros de diseño para una bomba tipo jet

Para diseñar una instalación de bombeo hidráulico, primero, debe establecerse el tipo de

fluido motriz, el tipo de arreglo de tubería y decidir si será o no venteado el gas a la entrada de

Boquilla

Área de la

Boquilla (AN)

QN,PN

QS,PS

GargantaDifusor

Área de la

Garganta (AT)

Área anular de la

Garganta (AM=AT-AN)

QD,PD

QS,PS

QN,PN

Cámara de

entrada del fluido

de producción

la bomba. Una vez definidos estos aspectos, los parámetros de un sistema de bombeo

hidráulico jet que se requieren determinar en el diseño son:

Presión de operación de la bomba de superficie (PT).

Requerimiento de potencia del motor (Hp).

Presión y tasa de fluido motriz (PN, QN).

Presión y tasa de fluido de producción a la succión (PS, QS).

Presión y tasa de fluido mezclado a la descarga (PD, QD).

Relación de áreas boquilla-garganta (R=An/At).

El tamaño de la boquilla y la garganta determina la tasa de flujo mientras que la

relación de áreas determina el espacio disponible para la transferencia de energía entre el

fluido motriz y el fluido producido.

Dimensiones de la boquilla y la garganta

Las empresas suplidoras, que en la actualidad laboran en el mercado, trabajan con tres

marcas de bombas: TRICO (Kobe, OilMaster) y DRESSER (Guiberson). Estos fabricantes

ofrecen combinaciones de boquillas y gargantas diferentes.

Las bombas de las marcas TRICO (Kobe, OilMaster) incrementan las áreas de la

garganta y la boquilla en forma de una progresión geométrica. El factor de incremento de Kobe

es 101/9 = 1.29155 y el factor de la OilMaster es 4/ = 1.27324. El sistema de tamaños ofrecido

por DRESSER (Guiberson) emplea un concepto de progresión geométrica similar, pero no usa

un factor para todo el rango de dimensiones.

La progresión empleada por OilMaster y Kobe, determina una razón de áreas fija entre

las boquillas y las gargantas. Para una boquilla y garganta con el mismo número, va a dar

siempre la misma razón de área fija (0.383 para sistemas OilMaster y 0.4 para Kobe).

Generalmente, esta es llamada relación A, tamaños de gargantas sucesivamente mayores

combinados con una boquilla dada generan la razón de áreas B, C, D y E. Para ambos

sistemas, el tamaño de la bomba se designa por el número de la boquilla y la razón de áreas

boquilla/garganta. Como la progresión para boquillas y gargantas en el sistema Guiberson no es

constante sobre todo el rango, las combinaciones boquilla-garganta no caen en relaciones de

áreas fijas. Sin embargo, las relaciones que resultan cubren el mismo rango que los otros dos

sistemas. En el sistema Guiberson, el tamaño de la boquilla y la garganta designan el tamaño

de la bomba.

Curvas de Comportamiento de las Bombas

Las bombas hidráulicas tipo jet poseen curvas de comportamiento características, las

cuales presentan relaciones entre parámetros adimensionales y permiten analizar las

condiciones en las que está operando el equipo. Estos parámetros adimensionales han sido

definidos con el objeto de hacer aplicables a cualquier combinación geométrica disponible,

el conjunto de ecuaciones desarrolladas para describir el funcionamiento de las mismas.

Existen tres variables adimensionales importantes en la elaboración de las curvas de

comportamiento de las bombas hidráulicas tipo jet: N (relación entre el incremento de presión

experimentado por el fluido del pozo y la pérdida de presión experimentada por el fluido

motriz); M (relación entre el flujo másico de fluido del pozo y el flujo másico del fluido motriz),

y R (relación entre el área de la boquilla y el área de la garganta de la bomba).

La figura 2.16 muestra la forma típica de las curvas de N y de la eficiencia vs M, en

ella se observa que altas relaciones R están asociadas a mayores valores de N y a bajos

valores de M, lo cual implica, mayor capacidad de levantamiento y menor capacidad de

producción (en volumen de fluido). Al trabajar con bombas con esta relación de áreas, es

posible obtener más altas presiones de descarga, lo que origina que el incremento de

presión causado sobre el fluido del pozo sea mayor y la caída de presión experimentada por

el fluido motriz sea menor haciendo que la relación N muestre valores más altos. Del mismo

modo, estas bombas manejan menos fluido que aquellas con relación de áreas menores,

así, la relación de flujo másico tenderá a valores más pequeños.

La Fig. 2.16 también permite visualizar que bajas relaciones R están relacionadas con

menores valores de N y altos valores de M, lo que significa menor capacidad de

levantamiento y mayor capacidad de producción (en volumen de fluido). Al trabajar con

bombas con esta relación de áreas, es posible obtener más tasa de fluido de producción,

pero la presión de descarga es menor a lo que era en el caso de relaciones de áreas

mayores, dando pie a que el incremento de presión causado sobre el fluido del pozo sea

menor y la caída de presión experimentada por el fluido motriz sea mayor haciendo que la

relación N exhiba valores más bajos. Además, como estas bombas manejan más fluido que

aquellas con relación de áreas mayores, la relación de flujo másico tenderá a valores más

grandes.

Figura 16. Curvas de Comportamiento de las Bombas Hidráulicas tipo Jet

Coeficientes de Fricción

Para abordar el problema de explicar los procesos que tienen lugar dentro de una

bomba hidráulica mediante un modelo matemático, los investigadores incluyeron dentro del

balance de energía, tres coeficientes de fricción para considerar las pérdidas de energía

sufridas por el fluido en su paso por las tres secciones más importantes de la bomba: boquilla,

garganta y difusor.

Los coeficientes fueron designados con la letra K, siendo KN el coeficiente de fricción en

la boquilla, KT coeficiente de fricción en la garganta y KD coeficiente de fricción en el difusor;

estos dos últimos, para propósitos de cálculo, han sido combinados para obtener un coeficiente

representativo de las pérdidas por fricción en la sección garganta-difusor, designado KTD. Los

valores típicos encontrados en la literatura para los coeficientes de fricción son: KN=0.03 y

KTD=0.2 En la actualidad todos los esfuerzos de investigación, están dirigidos a obtener valores

adecuados de estos coeficientes, o a plantear funciones matemáticas que permitan su

determinación, para mejorar la precisión de los modelos de flujo propuestos y poder simular, en

forma más adecuada, las variadas condiciones de operación que puedan presentarse en el

campo.

Bombas tipo pistón

Las bombas convencionales operan por medio de un desplazamiento positivo de bomba

reciprocante manejado por un émbolo emparejado de motor. Las dos características principales

que limitan su uso son: La necesidad de una presión de succión elevada para evitar la

cavitación de la bomba y su baja eficiencia mecánica, razón por la cual requieren de mayor

potencia (caballos de fuerza) que las bombas convencionales hidráulicas.

Teoría de funcionamiento

En el bombeo hidráulico tipo pistón, el liquido se introduce en el extremo motriz de la

unidad de bombeo colocada por debajo del nivel del fluido a producir, la cual acciona en forma

reciprocante al incidir, alternadamente, sobre diferentes áreas de un pistón impulsor.

Esta alternación es regulada mediante una válvula de control que forma parte de la

sección motriz. El movimiento reciprocante del pistón impulsor se transfiere, a través de un

acoplamiento mecánico (vástago o varilla), al extremo de bombeo de la unidad. En la carrera

descendente, el pistón de la parte que bombea se mueve hacia abajo, llenando el interior de

esta sección de la unidad con fluido del pozo. En la carrera ascendente, el mismo pistón

desplaza los fluidos producidos a un conducto de retorno, por donde se levanta hasta la

superficie, conjuntamente con el fluido motriz que ha cumplido su papel en el ciclo.

Aunque existe una gran variedad de modelos de bombas hidráulicas tipo pistón, para el

estudio del ciclo de bombeo se considerara la bomba KOBE TIPO A. En ella, el fluido motriz a

alta presión se dirige hacia la parte superior del pistón del motor, mientras que el fluido motriz

de retorno (del lado inferior del pistón), está siendo llevado a la zona de alivio de la válvula del

motor, descargando el exterior de la bomba.

Cuando el pistón llega al final de la carrera descendente, el diámetro reducido en la

parte superior del vástago de la válvula permite la entrada de fluido motriz a alta presión debajo

de la válvula del motor. Debido a que la válvula tiene mayor área en su parte inferior que en la

superior, está se desplazara hacia arriba como consecuencia de la fuerza resultante al actuar

una misma presión de fluido motriz sobre áreas distintas y en direcciones opuestas.

Con la válvula del motor en la posición superior, las trayectorias de flujo hacia el pistón

se invierten, entonces, la bomba comienza su carrera ascendente. Cuando el pistón llega al

final de la carrera ascendente, el diámetro reducido del extremo inferior del vástago de la

válvula conecta el área debajo de la válvula a la descarga, o lado de baja presión. Con la alta

presión por encima de la válvula y solamente con presión de descarga abajo, la válvula se

desplazara a su posición superior y se repetirá el ciclo.

La figura 2.17, muestra, una unidad de bombeo de tipo pistón realizando una carrera

descendente. La bomba es de doble efecto, es decir, bombea tanto en su carrera ascendente

como en la descendente. Las flechas indican que el fluido del pozo está entrando por la

izquierda y llenando la parte superior del cilindro, mientras que el fluido del pozo debajo del

pistón está siendo descargado a través de la válvula de retención, a la derecha, abajo. En la

figura 2.18, se muestra la bomba completa. En la carrera ascendente, el fluido entra en la parte

inferior del cilindro mientras está siendo descargado desde la parte superior del cilindro. El

propósito del vástago inferior hueco es el de balancear las áreas (fuerzas) en la carrera

ascendente y descendente.

Figura 17. Carrera descendente (Sección de Bombeo)

Figura 18. Bomba completa

Las características mecánicas más importantes que se deben resaltar son: la relación de

áreas entre el pistón del motor y el de la bomba, designada generalmente como (P/E) y el

número de secciones motoras y de bombeo a ser utilizadas en la unidad.

Consideraciones de diseño

Cuando se diseña una instalación de bombeo hidráulico se deben tomar las siguientes

decisiones:

1. Decidir por el sistema FMC o FMA.

2. Decidir por el venteo o por el bombeo de gas.

3. Elegir la disposición/ distribución de la tubería de profundidad.

4. Elegir una bomba adecuada para la tubería y para las condiciones del pozo.

5. Elegir una central o planta de poder “in situ”

6. Elegir una bomba de superficie.

7. Diseñar el sistema de limpieza del fluido motriz.

Venteo o bombeo de gas

Las instalaciones de menor costo son aquellas que no ventean el gas, pero estas

instalaciones no son factibles en pozos que tienen una baja presión de fondo y una alta relación

gas/petróleo. Generalmente el venteo de gas se convierte en una necesidad cuando la relación

gas/líquido es mayor de 500 SCF/B y la presión de bombeo de fondo es menor de 400 psi.

Bombeo de gas

Si la eficiencia volumétrica de la bomba es baja (30-50%), se debe ventear y no bombear

el gas. En este punto se debe consultar la curva IPR del pozo para determinar si se pude

admitir una mayor presión de fondo.

Venteo de gas

Usualmente se venteará gas a través del revestidor que de la tubería, pero las

consideraciones de fricción generalmente favorecen una instalación con venteo a través de la

tubería.

Evaluación del bombeo hidráulico como método de levantamiento artificial

Su aplicación está dirigida a pozos profundos, en los que se deben manejar crudos de

baja gravedad a tasas moderadamente altas, con presiones de fondo fluyente bajas y bajos

índices de productividad.

Por no poseer partes móviles, el bombeo tipo jet, puede ser usado para operar en

presencia de fluidos corrosivos y sólidos (incluyendo la arena), sin manifestar problemas

significativos. En cuanto al gas, generalmente se presentan problemas de interferencia que

reducen la eficiencia de la bomba (sobre todo en las de tipo pistón), cuando existen altas

relaciones gas-líquido en los pozos.

Los rangos de aplicación recomendados por los fabricantes se resumen en la siguiente

tabla.

Tabla 1. Rangos de aplicación

Profundidad (pies) 1500 a 12000

Tasa Total (bpd) 100 a 12000

Presión (Bomba Triplex) (psi) 2000a 5000

Potencia (bomba triplex) (hp) 30 a 300

Rangos de operación de superficie:

Presión (Bomba Triplex) 2000 a 5000 psi

Presión (bomba Triplex) 30 a 300 hp

Tipo de Unidad Tubería 2 3/8" Tubería 2 7/8"

Insertable convencional 380 bpd 780 bpd

"Casing" Convencional 2500 bpd 2500 bpd

Bombas Libres

Bombas Reciprocantes 1000 bpd 2000 bpd

Bombas Jet 3000 bpd 6000 bpd

En la actualidad, muchos factores han influido en la baja difusión del bombeo

hidráulico como método de levantamiento artificial en Venezuela, entre los cuales se

destacan: el bajo conocimiento que se tiene a nivel de ingeniería y operación, la falta de

servicios técnicos especializados y la carencia de fabricantes que asuman el rol de

suplidores permanentes, ha determinado que este sistema de levantamiento sea usado solo

donde, por razones de baja confiabilidad, alta incidencia de fallas o condiciones adversas de

operación, ningún otro método puede ser aplicado para producir los pozos en forma eficiente

y segura.

Método de diseño

Existen varios procedimientos propuestos por distintos autores para realizar los cálculos

de diseño de instalaciones de bombeo hidráulico tipo jet, sin embargo en el trabajo que se

presenta, se hará solo una descripción generalizada de los modelos de Petrie-Wilson-Smart,

Grupping et al. y el modelo de Jiao Bahoua et al, siendo el primero de estos tres modelos el

utilizado en los procedimientos de cálculo del diseño planteado en esta investigación.

Modelo Petrie-Wilson-Smart

Consideraciones teóricas

Petrie, Wilson y Smart, publicaron en 1983 un procedimiento de diseño basado en las

siguientes suposiciones:

El fluido motriz y el fluido de producción tienen las mismas características (densidad y

viscosidad), por ello estos valores no aparecen involucrados en las ecuaciones.

Las ecuaciones están diseñadas para modelar dos tipos de arreglos de tubería en fondo:

“casing type” o retorno de la mezcla por el espacio anular revestidor-tubería de

inyección, y “paralell type” o retorno de la mezcla por una tubería paralela de inyección.

Las ecuaciones presentadas aplican para flujo de líquidos, sin embargo, aunque no se

hace un estudio riguroso, algunas de estas fueron modificadas para el tratamiento

multifásico.

Se utilizan gradientes de fluido estáticos para hacer los cálculos de presiones

hidrostáticas en lugar de usar correlaciones de flujo multifásico vertical, a menos que la

RGL exceda los 10 PCN/BL.

En el cálculo del área anular mínima para evitar la cavitación que debe poseer la

garganta, se supone que la presión de entrada a la garganta PSA es un 35% de la

presión de entrada de la bomba PIP. Clay Griffing explica que “La máxima eficiencia va

a ocurrir cuando la presión de entrada de al garganta sea 35% de la presión de entrada

de la bomba, porque la máxima tasa de producción va a ser alcanzada cuando la carga

de presión (pressure head) sea aproximadamente 54% de la carga de velocidad

(Velocity head). Esto también asume que la presión de vapor del fluido es cero”.

No se incluye el modelaje de crudos viscosos. Crudos muy pesados con viscosidades

por encima de 500cps causan significativas desviaciones en las predicciones, a menos

que el agua producida sea la fase dominante. Fluidos motrices de menos de 22ºAPI

también introducen efectos que no son apropiadamente modelados.

La precisión de la predicción comienza a fallar cuando hay presentes cinco partes de

gas por una parte de líquido y a 90% de gas libre de los resultados son cuestionables,

por lo que se sugiere un sistema de venteo de gas para estas condiciones.

Modelo de Grupping et al

Grupping et al. publicaron en 1986 un trabajo en el que discuten ampliamente las

consideraciones teóricas y la base matemática del bombeo hidráulico tipo jet, proponiendo un

método de cálculo, en el que se toman en cuenta las diferencias en las propiedades entre el

fluido motriz y el fluido de producción, para seleccionar la bomba adecuada para un pozo de

petróleo con gas libre. Entre las conclusiones más importantes a las que se llegaron en este

trabajo están:

Las condiciones de operación óptimas para una bomba tipo jet se logran cuando

PSA/PS está en el rango de 0.3 a 0.7. Entre estos valores, las posibilidades de producir

cavitación o flujo crítico de mezcla, son casi nulas.

Altas eficiencias pueden ser obtenidas cuando se bombea un crudo de baja densidad

con un fluido motriz de alta densidad.

Adicionalmente, Grupping et al, presentaron la tabla 2.2 en la que resumen los valores

para los coeficientes de fricción según varios autores.

Tabla 2. Coeficientes de fricción

Autor Ks Kn Kt Kd Ktd

Gosline&O´Brien 0 0.15 0.28 0.1 0.38

Cunmingham 0 0.1 0.3

Sanger 0.008 0.09 0.098 0.102

Petrie et al 0 0.03 0.2

Generalmente, en la literatura, los valores más ampliamente utilizados son los dados por

Petrie et al.

Procedimiento de Cálculo

1. Seleccione la tasa de producción (qt).

2. Calcule la presión de entrada de la bomba Pip, empleando una ecuación de IPR

adecuada.

3. Seleccione una presión de entrada a la garganta Psa.

Nota: “Las óptimas condiciones de operación es decir, aquellas en las que se requiere la

menor cantidad de potencia para obtener una tas de producción determinada, se dan

Psa/Ps está en un rango entre 0.3 a o.7”.

4. Calcular el factor volumétrico total de formación (Bt), con la sigiente ecuación:

2.1

*8.21

SAP

RGPBt (2.1)

Esta ecuación es sugerida para valores medios de gravedad del crudo y relaciones gas-

petróleo (RGP) de bajas a medias.

5. Calcular la densidad del fluido de producción incluyendo el gas a presión PSA(GSA):

WcWcBt

GS

)1(*GSA (2.2)

6. Calcular el área anular en la garganta AS:

SA

SAIP

S

G

PP

WcQtWcQtBtA

*857

*)1(** (2.3)

7. Seleccionar un valor de R y calcular AN (ver procedimiento paso 1 paso 2).

8. Seleccionar un valor para la presión de entrada a la boquilla PN.

9. Calcular la tasa de fluido motriz QN:

N

S

SN

N

NK

G

PPA

Q

1

**857

(2.4)

10. Calcular la presión de descarga de la bomba PD, partiendo de la presión de cabezal,

empleando una correlación de flujo multifásico adecuada.

11. Calcular la relación de flujo másico adimensional M:

NN

St

GQ

GQM

*

* (2.5)

En esta ecuación el valor de GN es la densidad del fluido motriz.

12. Calcular GN/GSA, dividir la densidad del fluido motriz entre la densidad calculada con la

ecuación 2.2

13. Calcular GN/GT de la siguiente expresión:

1

1*

M

G

GM

G

G T

N

T

N (2.6)

Nota: “Esta ecuación está basada en la simplificación de que el gas libre no está disuelto o

comprimido cuando la presión incrementa de PSA A PT.

14. Calcular N de la siguiente expresión:

T

N

td

S

N

N

T

Ntd

S

N

G

GMRK

G

G

R

RMRRK

G

GMRK

G

G

R

RMRR

N

*1**1*1

***21*21

*1**1*1

***21*2

22

2

22

22

2

22

(2.7)

Nota: Observe que están siendo incluidas las densidades de los fluidos motriz y de

producción (GN y GS)

15. Recalcular PN de al ecuación:

D

SD

N PN

PPP

(2.8)

16. Comparar el valor de PN calculado en el paso 13 seleccionado en el paso 7. Si son

diferentes, seleccionar otro valor de PN y repetir los pasos 8 hasta 13.

17. Calcular la presión de inyección en superficie y la potencia requerida.

Nota: los autores no especifican ecuaciones para este paso.

18. Regresar al paso 6 y repetir los pasos 7 al 14. Seleccionar el valor de R más adecuado

basado en los cálculos realizados en el paso 14.

19. Regresar al paso 3 y seleccionar otro valor de PSA. Repetir los pasos 4 al 15.

20. Seleccionar la combinación más adecuada de AS y R.

21. Regresar al paso 1 y seleccionar otra tasa de producción Qt. Repetir los pasos 2 al 17.

22. Seleccionar la combinación más adecuada de Qt, AS y R.

23. Regresar al paso 1 y seleccionar otra tasa de producción Qt. Repetir los pasos 2 al 19.

24. Seleccionar la combinación más adecuada de Qt, As y R.

Modelo de Bahoua et al

Bahoua et al, en 1990, estudiaron el comportamiento de las bombas hidráulicas tipo jet

en condiciones de fluido bifásico (mezclas gas – líquido), y obtuvieron expresiones para los

coeficientes de fricción Ktd y Kn. El rango de valores utilizados en sus experimentos se muestra

en la tabla 2.3:

Tabla 3. Valores de experimentos

Fluido Motriz

Presión, psi 2000 a 3000

tasa, b/d 200 a 860

Presión de Succión, psi 100 a 1400

tasa de líquido, b/d 40 a 860

tasa de gas, mpcn/d 0 a 185

RGL, pcn/bn 0 a 2200

Presión de descarga, psi 800 a 2000

Determinaron que el modelo presentado por Petrie et al, es insensible a os cambios en

los valores de Kn. Para flujo de una sola fase encontraron que Kn = 0.04 y Ktd = 0.1. Para flujo

de mezclas gas – líquido Kn = 0.04, pero Ktd está dado por la expresión siguiente:

dcb

pdp RRGLFaKtd 1.0 (2.9)

Donde los coeficientes y exponentes fueron hallados por análisis de regresión multiple.

El modelo de Pitrie, sobrestima el valor de N y por tanto la eficiencia de una bomba

determinada, el modelo propuesto por Jiao Bahoua et al, reduce valores estándar en la

predicción en un 18%.

Procedimiento de Cálculo

El procedimiento de diseño que presentaron asume un tipo de instalación “casing type”.

Los pasos son los siguientes:

1. Calcular el gradiente del fluido de producción.

2. Calcular el área anular mínima para evitar la cavitación.

3. Seleccionar el tamaño de la boquilla y la garganta de la información de los

fabricantes (Tablas 2.1, 2.2, 2.3).

4. Seleccionar una presión de superficie y estimar la presión resultante a nivel de la

boquilla. Primero calcule el numero de Reynolds de la tubería de fluido motriz,

determinar si el régimen de flujo es laminar o turbulento, y calcule las pérdidas por

fricción.

5. Caracterizar el fluido de retorno que está conformado por el fluido motriz y el fluido

de producción. El gradiente, el corte de agua, y la relación gas – líquido son

requeridos.

6. Determinar las pérdidas por fricción del fluido de retorno a través del anular

revestidor – tubería.

7. Estimar un valor razonable de presión de descarga Pd.

8. Fijar Kn = 0.04, y calcular Ktd de la siguiente ecuación:

53.062.06.23101.41.0 RRGLFKtd pdp

(2.10)

Donde:

Fpdp= Relación entre la presión de descarga y la presión de fluido motriz. (PD/PN).

RGL= Relación gas – líquido (PCN/BN).

9. Calcular M de la siguiente expresión:

Qn

QgQtM

2178.0 (2.11)

En esta expresión el valor de Qg corresponde al volumen de gas condiciones normales

que entran a la bomba. (MPCN/D).

10. Calcular N de la ecuación (6) del procedimiento de Petrie – Wilson – Smart.

11. Recalcular la presión de la boquilla Pn ecuación (7) del procedimiento de Grupping y

Col.

12. Recalcular la presión de operación en superficie y la máxima tasa de inyección de

fluido motriz sin producir cavitación.

13. Calcular la eficiencia E:

NME (2.12)

14. Determinar la potencia requerida para la presión de operación y la tasa de fluido

motriz.

15. Comparar la eficiencia y la potencia requerida con otras combinaciones de boquillas

y gargantas.

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA 3.1 Tipo de investigación

Los aspectos metodológicos orientan el proceso de investigación, por cuanto esos

procedimientos son los que ubican cualquier proyecto que se quiera realizar. Es así como la

investigación según el objetivo que se desea alcanzar, se centra básicamente en precisar lo que

se quiere hacer y cómo, teniendo como propósito primordial la resolución de problemas en el

orden de transformar las condiciones de mejorar la calidad educativa.

El programa computarizado resulta una propuesta para solución de los pozos petroleros

que requieran un sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico ya sea tipo pistón o

tipo jet. Es una investigación del tipo proyectiva, consiste en la elaboración de un programa,

como solución a los procesos algebraicos largos, repetitivos e iterativos, los cuales resultan

tediosos y consumen una cantidad de tiempo importante que puede ser reducida mediante el

uso de sistemas informáticos. El programa reduciría el tiempo de respuesta y aumentaría el

grado de exactitud de los cálculos de diseño.

Además, que constituye una herramienta de trabajo disponible o de libre uso para

nuestros profesionales, estudiantes y profesores fortaleciendo las bases teóricas impartidas

durante el proceso de aprendizaje y entendimiento de la ciencia de petróleo.

3.2 Evento de estudio e indicadores de medición

El evento de estudio de la presente investigación es el procedimiento de diseño y

selección de los sistemas de bombeo hidráulico, el cual definiremos más adelante y se

mencionarán los procedimientos de cálculos.

Con ello se quiere desarrollar una herramienta que pueda ayudar a integrar los

conocimientos y el uso de la tecnología para mejorar la calidad de respuestas y soluciones.

Además, de captar la atención para que se identifiquen las ventajas que se obtienen al

desarrollar estas herramientas e incursionarlos en este apasionante y extenso mundo virtual

que se encuentra ganando terreno en todos los aspectos de la vida profesional.

3.3 Diseño de la Investigación

El diseño de la investigación alude a las decisiones que se toman en cuanto al proceso

de recolección de datos (Hurtado, 2008). Para esta investigación corresponde a un diseño de

campo ya que la información se obtuvo en su ambiente natural para la validación del programa,

es decir, no se crearon los ambientes para la recolección. Es transeccional retrospectivo por

que los datos fueron recolectados en un solo momento del tiempo en el pasado y en lo que

respecta a amplitud y la organización de los datos es diseño de caso donde el diseño esta

orientado al estudio de varios evento por el evento de estudio.

3.4 Técnica e instrumento de recolección de información La recolección de datos, tal como expresa Tejada (1.997) es una “las fases más

transcendentales en el proceso de investigación científica”. Lo que ha de suponer uno de los

ejes principales de una investigación ya que de ella se desprende la información que va ser

analizada para la divulgación de los resultados obtenidos de la investigación. A continuación se

describe los elementos más resaltantes que conforman esta fase de la investigación.

Dónde, cuándo y cómo obtendremos la información Es necesario considerar tres variables en la recolección de la información: lugar, tiempo

y procedimiento. Para este caso, se aprovechó la reunión que realizan los líderes del campo

que maneja el sistema de bombeo hidráulico, seleccionado para este estudio. En la misma

sesión se recogió el formulario y este proceso duró aproximadamente 1 hora.

Quién obtendrá los datos Dadas las condiciones en la que se realizó la investigación los datos feron recogidos por

el propio investigador. Por cuanto la investigación se realiza en nombre de una institución

académica como lo es la Universidad del Zulia.

Instrumento utilizado Se infiere que, el instrumento debe acercar más al investigador a la realidad de los

sujetos; es decir, aporta la mayor posibilidad a la representación fiel de las variables a estudiar.

En nuestro caso utilizamos la técnica del formulario, el cual tiene una página de presentación

que indica la finalidad del trabajo, indicación de las condiciones en los que se recogerá la

información, validez y confiabilidad.

Es importante destacar que como todo instrumento posee sus ventajas y sus

desventajas. Indica que se obtiene información ceñida al objeto de investigación, es poco

ambiguo y permite un tratamiento de los datos sencillo y es útil para contrastar informaciones.

En cuanto a sus desventajas son: poca flexibilidad, información escueta que no permite el

seguimiento.

De manera grafica podemos ver los aspectos más relevantes que definen esta fase de la

investigación:

3.5 Desarrollo del software

El programa tiene tres fases fundamentales, entre las cuales están: cálculos de las

propiedades de los fluidos (propiedades de presión, volumen y temperatura), comportamiento

de afluencia del pozo (IPR), curva de demanda (OPR) y la fase de diseño de las bombas de

subsuelo.

La curva de comportamiento de afluencia del pozo (IPR) es la representación gráfica de

las presiones fluyentes con la cual el yacimiento entrega en el fondo del pozo distintas tasas de

producción. El programa simula el comportamiento de producción del pozo mediante el uso de

diferentes ecuaciones utilizadas dependiendo del tipo de yacimiento.

Yacimientos subsaturados (Pws ≥ Pb)

Para yacimientos subsaturados la IPR es calculada por medio de la ecuación de Darcy

hasta el punto de burbuja y con la ecuación de Vogel para presiones menores a la presión de

burbujeo.

Recolección de datos

¿Qué datos son necesarios?

¿Con qué instrumentos?

¿Dónde, cuando y cómo?

¿Quién obtendrá los datos?

PVT Producción Yacimiento

Completación

Formulario

Reunión de

evaluación de potencial

El

investigador

1. Calcular el índice de productividad: el cual es considerado como la relación entre la

tasa de producción del pozo y la caída la presión.

(3.1)

El programa solo considera pozos sin daño, entonces se considera despreciable el factor de

turbulencia y el factor de daño.

2. Calcular el caudal en el punto de burbuja

El índice de productividad es considerado constante hasta el punto de burbujeo.

)( bwsb PPJq (3.2)

3. Se realiza el cálculo de las presiones de fondo fluyente a diferentes caudales, la

ecuación 3.3 será utilizada solo hasta el caudal de burbuja.

J

qPP o

wswfo (3.3)

4. Cálculo del qmáx

8.1

b

bmáx

Jpqq (3.4)

5. Para estimar las presiones de fondo fluyente por debajo del punto de burbuja se utilizará

la ecuación de Vogel para yacimientos saturados.

De la siguiente expresión se obtendrá el valor de las presiones de fondo fluyente

para los distintos caudales mayores al caudal en el punto de burbuja.

2

8.02.01

wfo

ws

wfo

ws

máx

o

P

P

P

P

q

q (3.5)

qaSrw

reLn

hKJ

oo

o

`75.0

1008.7 3

Yacimientos saturados (Pws < Pb )

El comportamiento de producción, para yacimientos cuya presión de fondo fluyente se

encuentre por debajo del punto de burbujeo, será simulado utilizando el método de Vogel, sólo

que en este caso es necesario conocer por lo menos un valor de prueba de producción del pozo

para poder determinar el qmáx.

1. Calcular el caudal máximo mediante:

(3.6)

2. Determinar las distintas Pwfo para diferentes tasas de producción.

2

8.02.01

wfo

ws

wfo

ws

máx

o

P

P

P

P

q

q (3.7)

Correlaciones de flujo multifásico

El flujo multifásico es definido como el flujo simultáneo de dos o más fases, a través de

un mismo conducto. Las variables más importantes manejadas en este estudio son: flujo

volumétrico de gas y líquido, propiedades físicas de las fases, diámetro e inclinación de la

tubería, presión de operación, hold-up, caída de presión y régimen de flujo. De todos los

métodos que existen en la literatura para el cálculo del gradiente de presión, en este trabajo de

investigación solo serán empleados, la correlación de: Hagedorn y Brown, Poettman y

Carpenter, Begg y Brill y Orkiszewski.

La diferencia básica entre flujo de una sola fase y bifásico es que en este último la fase

gaseosa y líquida pueden estar distribuidas en la tubería en una variedad de configuraciones de

flujo, las cuales difieren unas de otras por la distribución especial de la interfase, resultando en

características diferentes de flujo tales como los perfiles de velocidad y hold up.

La existencia de patrones de flujo en un sistema bifásico dado depende de las siguientes

variables:

2

)()(

)(

8.02.01

ws

pruebawf

ws

pruebawf

pruebao

P

P

P

P

qmáxq

Parámetros operacionales, es decir, tasas de flujo de gas y líquido.

Variables geométricas incluyendo diámetro de la tubería y ángulo de inclinación.

Las propiedades físicas de las dos fases, tales como; densidades, viscosidades y

tensiones superficiales del gas y del líquido.

La determinación de los patrones de flujo es un problema central en el análisis de flujo

bifásico. Realmente todas las variables de diseño de flujo son frecuentemente dependientes del

patrón de flujo existente. Las variables de diseño son la caída de presión, el hold up de líquido,

los coeficientes de transferencia de calor y masa, etc.

En el pasado, existieron desacuerdos entre los investigadores de flujo bifásicos en la

definición y clasificación de los patrones de flujo. Algunos detallaron tantos patrones de flujo

como fueron posibles; mientras otros trataron de definir un grupo con un mínimo de patrones de

flujo.

El desacuerdo fue principalmente debido a la complejidad del fenómeno de flujo y al

hecho que los patrones de flujo fueron generalmente determinados subjetivamente por

observación visual. También, los patrones de flujo son generalmente reportados para cualquier

inclinación o para un estrecho rango de ángulos de inclinación.

Un intento para definir un grupo aceptable de patrones de flujo ha sido dado por Shoham

(1982). Las diferencias son basadas en datos experimentales adquiridos sobre un amplio rango

de inclinación, es decir, flujo horizontal, flujo inclinado hacia arriba y hacia abajo y flujo vertical

hacia arriba y hacia abajo.

Patrones de flujo para Flujo Horizontal y cercanamente Horizontal Los patrones de flujo existente en estas configuraciones pueden ser clasificados como:

Flujo Estratificado (Stratified Smooth y Stratified Wavyt)

Abreviado como “St”, ocurre a tasas de flujo relativamente bajas de gas y líquido. Las dos

fases son separadas por gravedad, donde la fase líquida fluye al fondo de la tubería y la fase

gaseosa en el tope. Este patrón es subdividido en Stratified Smooth (SS), donde la interfase

gas-líquido es lisa, y Stratified Wavy (SW), ocurre a tasas de gas relativamente altas, a la cual,

ondas estables se forman sobre la interfase.

Flujo Intermitente (Flujo Tapón y Flujo de Burbuja Alargada)

Abreviado como “I”, el flujo intermitente es caracterizado por flujo alternado de líquido y

gas, plugs o slugs de líquido, los cuales llenan el área transversal de la tubería, son separados

por bolsillos de gas, los cuales tienen una capa líquida estratificada fluyendo en el fondo de la

tubería. El mecanismo de flujo es el de un rápido movimiento del tapón de líquido ignorando el

lento movimiento de la película de líquido a la cabeza del tapón.

El líquido en el cuerpo del tapón podría ser aireado por pequeñas burbujas las cuales

son concentradas en el frente del tapón y al tope de la tubería. El patrón de flujo intermitente es

dividido en patrones de flujo Slug (SL) y de burbuja alongada (EB). El comportamiento de flujo

entre estos patrones es el mismo con respecto al mecanismo de flujo, y por eso, generalmente,

ninguna distinción se realiza entre ellos.

Flujo Anular (A)

Flujo anular ocurre a muy altas tasas de flujo de gas. La fase gaseosa fluye en un

centro de alta velocidad, la cual podría contener gotas de líquido arrastradas. El líquido fluye

como una delgada película alrededor de la pared de la tubería. La película al fondo es

generalmente más gruesa que al tope, dependiendo de las magnitudes relativas de las tasas de

flujo de gas y líquido. A las tasas de flujo más bajas, la mayoría de líquido fluye al fondo de la

tubería, mientras las ondas inestables aireadas son barridas alrededor de la periferia de la

tubería y moja ocasionalmente la pared superior de la tubería. Este flujo ocurre en los límites de

transición entre los flujos Stratified Wavy, Slug y Anular.

Burbujas Dispersas

A muy altas tasas de flujo de líquido, la fase líquida es la fase continua, y la gaseosa es

la dispersa como burbujas discretas. La transición a este patrón de flujo es definida por la

condición donde burbujas son primero suspendidas en el líquido, o cuando burbujas alargadas,

las cuales tocan el tope de la tubería, son destruidas. Cuando esto sucede, la mayoría de las

burbujas son localizadas cerca de la pared superior de la tubería. A tasas de líquido mayores,

las burbujas de gas son más uniformemente dispersas en el área transversal de la tubería. Bajo

condiciones de flujo de burbuja disperso, debido a las altas tasas de flujo de líquido, las dos

fases están moviéndose a la misma velocidad y el flujo es considerablemente homogéneo.

Patrones de flujo para Flujo Vertical y Fuertemente Inclinado En este rango de ángulos de inclinación, el patrón estratificado desaparece y un nuevo

modelo de flujo es observado: el Churn Flow. Generalmente los patrones de flujo son más

simétricos alrededor de la dirección axial, y menos dominados por gravedad. Los patrones de

flujo existentes son Flujo Burbuja (Bubbly Flow y Flujo de Burbuja Dispersa),

Slug Flow, Churn Flow, Flujo Anular.

Flujo Burbuja Como en el caso horizontal, la fase gaseosa es dispersa en pequeñas

burbujas discretas en una fase líquida continua, siendo la distribución

aproximadamente homogénea a través de la sección transversal de la tubería.

Este patrón es dividido en Flujo Bubbly ocurre a tasas relativamente bajas de

líquido, y es caracterizado por deslizamiento entre fases de gas y líquido. El

Flujo de Burbuja Dispersa en cambio, ocurre a tasas relativamente altas de

líquido, logrando esta fase arrastrar las burbujas de gas de tal forma que no exista

deslizamiento entre las fases.

Flujo Slug (Tapón “Sl”) Este patrón de flujo en tuberías verticales es simétrico alrededor del eje

de la tubería. La mayoría de la fase gaseosa esta localizada en bolsillos de gas

en forma de una gran bala denominada “Taylor Bubble” con un diámetro casi

igual al diámetro de la tubería. El flujo consiste de sucesivas burbujas separadas

por tapones de líquido. Una delgada película líquida fluye corriente abajo entre la

burbuja y la pared de la tubería. La película penetra en el siguiente tapón líquido

y crea una zona de mezcla aireada por pequeñas burbujas de gas.

Flujo Churn (Transición “Ch”

Este patrón de flujo es caracterizado por un movimiento

oscilatorio, este tipo de flujo es similar al Slug Flow, los límites no están bien

claros entre las fases. Ocurre a mayores tasas de flujo de gas, donde el tapón de

líquido en la tubería llega a ser corto y espumoso.

Flujo Anular (Neblina “An”) En flujo vertical, debido a la simetría de flujo el espesor

de la película líquida alrededor de la pared de la tubería es

aproximadamente uniforme. Como en el caso horizontal el flujo es

caracterizado por un rápido movimiento de gas en el centro. La fase líquida se

mueve más lenta como una película alrededor de la pared de la tubería y como

gotas arrastradas por el gas. La interfase es altamente ondeada, resultando en

un alto esfuerzo de corte interfacial. En flujo vertical corriente abajo, el patrón

anular existe también a bajas tasas de flujo en la forma de “falling film”. El

patrón tapón en flujo corriente abajo es similar al de flujo corriente arriba,

excepto que generalmente la burbuja Taylor es inestable y localizada

excéntricamente al eje de la tubería. La burbuja Taylor podría ascender o

descender, dependiendo de las tasas de flujo relativa de las fases.

Descripción de correlaciones de flujo multifásico en tuberías

Existen muchas correlaciones empíricas generalizadas para predecir los gradientes de

presión. Dichas correlaciones se clasifican en:

Las correlacione Tipo A, que consideran que no existe deslizamiento entre las fases y

no establecen patrones de flujo, entre ellas: Poettman & Carpenter, Baxendell & Thomas

y Fancher & Brown.

Las correlaciones Tipo B, que consideran que existe deslizamiento entre las fases, pero

no toman en cuenta los patrones de flujo, dentro de ésta categoría la Hagedorn & Brown.

Las correlaciones Tipo C, que consideran que existe deslizamiento entre la fases y los

patrones de flujo, entre ellas: Duns & Ros, Orkiszweski, Aziz & colaboradores, Chierici &

colaboradores, y Beggs & Brill.

Correlación de Hagedorn & Brown

Desarrollaron una correlación general par un amplio rango de condiciones. Los aspectos

principales de dichas correlación son:

i. La ecuación de gradiente de presión incluyen el término de energía

cinética y considera que existe deslizamiento entre las fases.

ii. No considera los patrones de flujo.

iii. El factor de fricción para flujo bifásico se calcula utilizando el

diagrama de Moody.

iv. La viscosidad líquida tiene un efecto importante en las pérdidas d

presión que ocurre en el flujo bifásico.

v. El factor de entrampamiento líquido o fracción del volumen de la

tubería ocupado por líquido es función de cuatro (4) números adimensionales: número

de velocidad líquida, número de velocidad del gas, número del diámetro de la tubería y

el número de la viscosidad líquida (introducidos por Duns & Ros).

Según los autores:

(3.8)

Hg

V

dg

Vf

H

P

c

mm

c

mfm

m

T 22144

122

Cálculo de m y f:

LgLLm H1H (3.9)

LgLL

2LgLL

s

2m

fH1H

1

(3.10)

Cálculo de HL:

Se determina LB:

d

V2218.0071.1LB

2m

(3.11)

Donde LB debe ser 0.13.

Si m

sg

V

V < LB, (3.12)

existe patrón de burbuja, entonces:

s

sg

2

s

m

s

mL

V

V4

V

V1

V

V15.01H (3.13)

Siendo Vs = 0.8 pie/seg.

Si m

sg

V

V > LB HL es función de los números adimensionales:

4

1

L

LsLV938.1NLV

(3.14)

4

1

L

LsgV938.1NGV

(3.15)

2

1

L

Ld872.120ND

(3.16)

4

1

L3

L

L

115726.0NL

(3.17)

Con:

wwooL

FF y wwooL

FF (3.18)

Con NL se obtiene a partir de la figura de CNL

Figura 19. Coeficiente Número de Viscosidad Líquida según Hagedorn & Brown

Con el factor

14.2

380.0

ND

NLNGV (3.19)

y usando la siguiente figura se obtiene .

Figura 20. Factor de Corrección Secundario según Hagedorn & Brown

Con el factor,

ND

CNL

7.14

P

NGV

NLV1.0

575.0

(3.20)

se obtiene

LH a partir de la siguiente figura,

Figura 21. Relación del hold up de líquido

Luego,

L

L

HH (3.21)

Cálculo de fm (factor de fricción de Moody): Conocido d

, se calcula:

m

mmRe

Vd1488N

tp

con

LL H1g

HLm

(3.22)

Con la figura de Moody y tpReN se obtiene fm.

Figura 22. Factor de fricción

Si el patrón es de burbuja la fase predominante es la líquida, luego se tiene:

L

LLRe

Vd1488N

tp

con

L

sL

H

VVL (3.23)

y el gradiente de presión por fricción se convierte en:

c

2Lm

f gd2

VLf

Z

P (3.24)

Cálculo del gradiente de energía cinética, EK

Hg2

VEK

c

2mm

o

dzg2

V

dZ

dPEK

c

2mm

acc

(3.25)

Dicho gradiente es despreciable cuando la presión promedio es mayor de 150 lpc,

2m

2m

2m 21

VVV (3.26)

21sg1sL

2m VVV

1 a P1 y T1 (3.27)

22sg2sL

2m VVV

12 a P2 y T2. (3.28)

Correlación de Poettman y Carpenter

Poettman y Carpenter desarrollaron un método semi-empírico el cual incorporaba la

ecuación de energía general y la información de 34 pozos de petróleo fluyente de manera

natural y 15 pozos de levantamiento artificial por inyección continua de gas, con diámetros de

tuberías de 2, 2 1/2 y 3 pulgadas. El petróleo, gas y agua son considerados como una única

fase. No se consideró determinar una correlación para predecir el factor de retención de líquido

(Holdup). Todas las pérdidas de energía incluyen deslizamiento y retraso de líquido. Se

combina en un factor de pérdidas de energía, el cual se asume que es constante a lo largo de la

tubería.

Condiciones del Método:

La correlación es aplicable a diámetros de tubería 2, 2-1/2 y 3 pulgadas.

Los efectos de viscosidad se desprecian, aún cuando trabajos realizados por Ros y

Hagedorn y Brown habían demostrado que el efecto de la viscosidad en petróleo crudo,

mayor a 6 Cps, es muy significativo.

El término de aceleración de la ecuación general de energía se consideró despreciable;

Excepto a altas velocidades, y fue incluido en el factor de fricción.

Aun cuando el factor de pérdidas por elevación y pérdidas por fricción se asumió ser un

valor promedio a lo largo de la tubería vertical; recientemente se descubrió por otros

investigadores que ésta varía desde el fondo a la superficie.

Poettman y Carpenter presentaron, la siguiente ecuación:

(3.29)

donde:

Pies en tubería la de Diámetro

(Lbm/BN) líquido de barril un con asociada total Masa

Lbs/día en másico flujo de Caudal

Lbs/Pies en mezcla la de Densidad

Lpc/Pies en presión de GradienteΔH

ΔP

3

d

M

Q

T

m

El factor de fricción f se estimó mediante una data experimental de campo, la cual

permitió definir la siguiente ecuación:

22

510 )/(14410413.7

t

m

mMQ

HPdxf

(3.30)

A través de la Fig.3.5. Se puede estimar el valor numérico del factor de fricción f en

función del Número de Reynolds y la rugosidad relativa. El valor obtenido de f debe ser

sustituido en la ecuación general de la correlación de Poettman y Carpenter Ec. 3.8, y de

esta forma obtener el gradiente de presión total a lo largo de cualquier tramo de la tubería

vertical.

510

22

10413.7)(

144

1

d

MfQ

H

P

m

Tm

Figura 23. Factor de fricción en función del número de Reynolds y la rugosidad relativa.

Correlación de Beggs & Brill

Según los autores la ecuación del gradiente de presión es:

(3.31)

Siendo:

LgLLns 1 con m

sLL

V

V (3.32)

LgLLtp H1H (3.33)

EK

dg

VfSen

g

g

H

P c

mnstp

tp

c

T

1144

2

2

Para delimitar los patrones de flujo se determinan L1, L2, L3 y L4

302.0

L1 316L (3.34)

4684.2

L2 0009252.0L

(3.35)

4516.1

L3 10.0L

(3.36)

738.6

L4 5.0L

(3.37)

se requiere adicionalmente el Número de Fraude,

dg

VNFR

2m

(3.38)

Los límites para los patrones de flujo horizontal son:

Segregado:

L < 0.01 y NFR < L1 (3.39)

ó L 0.01 y NFR < L2 (3.40)

0868.0

4846.0L

LNFR

98.0)0(H

(3.41)

Donde HL(0) es el factor de entrampamiento del líquido para flujo horizontal.

Intermitente:

0.01 L < 0.4, y L3 < NFR L1 (3.42)

ó L 0.4, y L3 < NFR < L4 (3.43)

0173.0

5351.0L

LNFR

854.0)0(H

(3.44)

Distribuido:

L < 0.4, y NFR L1 (3.45)

Ó L 0.4 y NFR > L4 (3.46)

0609.0

5824.0L

LNFR

065.1)0(H

(3.47)

Transición:

L 0.01 y L2 NFR L3 (3.48)

Siendo: HL(0) L

Cuando el flujo cae en el patrón de transición, el HL(0), debe ser calculado usando las

ecuaciones de flujo segregado e intermitente, y luego interpolando usando los siguientes

factores de peso:

TEINTERMITENLSEGREGADOLTRANSICIONL

HBHAH )0()0()0( (3.49)

Donde:

23

3

LL

NFRLA

y A1B (3.50)

Luego,

)0(HH LL (3.41) (3.51)

Donde es el factor de corrección de HL(0) por efecto de la inclinación de la tubería.

8.1Sen333.08.1SenC1 3 (3.52)

es un ángulo de la tubería con respecto a la horizontal. Para tubería vertical hacia arriba

= 90º y,

C300.01 (3.53)

Donde:

GFELL NFRNLVDLn1C (3.54)

Los valores de las constante D, E, F y G dependen del patrón de flujo y la dirección del

flujo.

Tabla 4. Valores de constantes para flujo hacia arriba

Patrón D E F G

Segregado 0.011 -3.768 3.539 -1.614

Intermitente 2.96 0.305 -0.4473 0.0978

Distribuido No se corrige C = 0

Tabla 5. Valores de constantes para flujo hacia abajo

Patrón D E F G

Cualquier 4.70 -0.3692 0.1244 -0.5056

Con la restricción que C 0

El cálculo del factor de fricción bifásico, ftp:

S

nstp eff (3.55)

2

Re

Rens

8215.3NLog5223.4

NLog2f

(3.56)

Siendo:

ns

nsmRe

dV1488N

, (3.57)

LgLLns 1 (3.58)

42 X01853.0X8725.0X182.30523.0

XS

(3.59)

Con:

YLnX (3.60)

2L

L

0HY

(3.61)

Si 1 < Y < 1.2

2.1Y2.2LnS (3.62)

El gradiente de aceleración

dH

dP

Pg

VV

H

P

c

sgmtp

acc

(3.63)

Pg144

VVEK

c

sgmtp

(3.64)

Correlación Orkiszewski

El autor considera deslizamiento entre las fases y existen cuatro patrones de flujo. El autor

cambio los trabajos de Griffith, Griffith & Wallis y Duns & Ros.

Patrón de Burbuja, los límites para este patrón:

m

sg

V

V < LB donde

d

V2218.0071.1LB

2m

(3.65)

Siendo:

LB 0.13 (3.66)

sLsgm VVV (3.67)

Donde:

t

wwwooo

sL

A

BfqBfqV

86400

615.5 (3.68)

t

gsoL

sg

A

BRqRGLqV

86400 (3.69)

La ecuación de gradiente de presión total es:

144

HP

HP

H

P fE

T

(3.70)

El gradiente de presión por elevación viene dado por la ecuación:

c

m

E g

g

H

P

con LgLLm H1H (3.71)

El valor de HL se calcula con la siguiente ecuación:

s

sg

2

s

m

s

mL

V

V4

V

V1

V

V1

2

11H (3.72)

Suponiendo, Vs = 0.8 pies/seg según Griffith

El gradiente de presión por fricción se obtiene por la ecuación:

dg2

HV

f

H

P

c

2

L

sLL

f

(3.73)

Donde f es el factor de fricción de Moody, el cual es función de la rugosidad relativa, d

, y el

número de Reynolds, NRe,

LL

sLLRe

H

Vd1488N

(3.74)

El gradiente de presión por aceleración (efecto de la energía cinética) se considera

despreciable por ser la fase líquida la predominante en el patrón burbuja.

Patrón Tapón, los límites para este patrón:

m

sg

V

V > LB y NGV < LS (3.75)

NLV3650LS (3.76)

4

1

L

LsLV938.1NLV

(3.77)

4

1

L

LsgV938.1NGV

(3.78)

El gradiente de presión total viene dado por la ecuación

144

HP

HP

H

P fE

T

(3.79)

La densidad de la mezcla para el gradiente de presión por elevación se expresa por:

L

bm

sggbsLL

mVV

VVV

(3.80)

dgCCV 21b (3.81)

Vb, se halla mediante un procedimiento de ensayo y error, ya que Vb es función de C1 y C2,

además C2 es función de Vb.

El procedimiento es el siguiente: Se supone un valor de Vb por:

dg5.0Vba (3.82)

Se calcula bReN y

LReN

L

LbaRe

dV1488N

b

(3.83)

L

LmRe

dV1488N

L

(3.84)

Se obtiene un nuevo valor de Vb, si bReN 3000, entonces:

dgN1074.8546.0VLRe

6bc

(3.85)

Se obtiene bReN 8000, entonces:

dgN1074.835.0VLRe

6bc

(3.86)

Si 3000 < bReN < 8000, entonces:

d

59.13

2

1V

L

L2bc (3.87)

dgN1074.8251.0LRe

6 (3.88)

El proceso termina cuando babc VV < 0.02

El coeficiente de distribución de líquido () se determina a partir de una de las siguientes

ecuaciones, dependiendo de la fase líquida continua y del valor de la velocidad de la mezcla.

Tabla 6. Valores de constantes para flujo hacia abajo. Fase líquida continúa

Fase Líquida Continua Valor de Vm (pie/seg)

Agua (RAP 4) < 10

Agua (RAP 4)

Petróleo (RAP < 4) < 10

Petróleo (RAP < 4)

dLog428.0VLog232.0681.0d

Log013.0m38.1

L

(3.89)

dLog888.0VLog162.0709.0d

Log045.0m799.0

L

(3.90)

dLog113.0VLog167.0284.0d

1Log0125.0m415.1

L

(3.91)

XdLog569.0161.0d

1Log0274.0371.1

L

(3.92)

dLog63.0397.0d

1Log01.0VLogX

571.1

Lm

(3.93)

El valor de está restringido por los siguientes límites con el objeto de eliminar

discontinuidades de presión entre los distintos patrones de flujo.

Si Vm < 10, entonces: mV065.0

Si Vm 10, entonces:

L

m

bm

b 1VV

V (3.94)

El gradiente de presión por fricción se obtiene por la ecuación:

bm

bsL

c

2mL

f VV

VV

dg2

Vf

H

P (3.95)

Donde f se halla en función del número de Reynolds y de d

.

L

mLRe

dV1488N

(3.96)

El gradiente de presión por aceleración se considera despreciable, ya que la fase líquida

sigue siendo dominante.

Patrón de Neblina, en este patrón la fase continua es el gas. Para este patrón, la ecuación del

gradiente de presión total es:

EK1144

HP

HP

H

P fE

T

(3.97)

El gradiente de presión por elevación se expresa por la ecuación correspondiente. Duns &

Ros supone que no existe deslizamiento en este tipo de patrón, por la cual la densidad de la

mezcla que lleva la componente gravitacional se puede calcular por:

1gLm (3.98)

El gradiente de presión por fricción está basado sólo en la fase gaseosa por ser ésta la fase

continua, luego:

dg2

Vf

H

P

c

2sgg

f

(3.99)

El factor de fricción f se halla en función del número de Reynolds.

g

sgg

Re

dV1488N

(3.100)

Duns & Ros durante sus experimentos, observaron que en las paredes de las tuberías se

formaba una película de líquido, lo que permitía el avance del gas además de hacer variar la

rugosidad de la tubería. Este proceso es gobernado por el Número de Weber.

L

2sgg

we

V454N (3.101)

El valor de puede ser muy pequeño, pero d

no puede ser menor que 10-3.

Luego el procedimiento para calcular f es el siguiente:

Calcular los números adimensionales de Weber y viscosidad líquida.

Calcular d

(3.102)

Si NNwe < 0.005, entonces:

dV

0749.0

d 2sgg

L

(3.103)

Si NNwe 0.005, entonces:

dV

NN386.0

d 2sgg

302.0weL

(3.104)

Si 10-3 < d

< 0.05, f se obtiene del grafico de Moody o con ecuaciones

Si d

0.05.

73.1

2 d267.0

d27.0Log4

1f

(3.105)

El término de energía cinética viene dado por la siguiente ecuación,

Pg144

VVSLVEK

c

sggL

sg

(3.106)

Patrón Transición, el gradiente de presión total viene dado por,

EK1

HP

HP

H

P fE

T

(3.107)

El gradiente de presión por elevación viene dado por,

NEBLINATAPÓN EEE H

PB

H

PA

H

P

(3.108)

Con:

sm

s

LL

NGVLA

(3.109)

sm

s

LL

LNGVB

(3.110)

Donde:

TAPÓNEH

P

= gradiente de presión por elevación en el patrón tapón.

NEBLINAEH

P

= gradiente de presión por elevación en el patrón neblina.

El gradiente de presión por fricción se obtiene de la siguiente forma:

NEBLINATAPÓN fff H

PB

H

PA

H

P

(3.111)

TAPÓNfH

P

= gradiente de presión por fricción en el patrón tapón.

NEBLINAfH

P

= gradiente de presión por fricción en el patrón neblina.

El gradiente de presión por aceleración se desprecia en este tipo de patrón de flujo.

3.6 Procedimiento de diseño de las bombas

Existen ciertos parámetros que deben ser calculados independientemente del tipo de

bomba a utilizar. Entre estas variables, encontramos la presión de entrada y descarga de la

bomba, el caudal de producción y el diferencial de presión que se requiere que genere la

bomba para levantar el fluido del pozo a superficie.

Cálculos básicos para el diseño

1. Determinar la curva de oferta (IPR)

Determinar la Pwf PIP correspondiente a Qreq Qdis

Figura 24. Curva de Comportamiento de Afluencia

2. Determinar la curva de demanda (OPR)

Dependerá del tipo de correlación

Determinar la (Pdesc) requerida para llevar los fluidos a superficie

qreq @ Pwfo y Pwfd

Figura 25. Curva de demanda (0PR)

3. Determinar el nivel dinámico de fluido en el anular

Estime el Gradiente de la Mezcla (m)

m = 0.433 m = lpc/pie

(3.134)

Donde:

m = o fo + w fw

(3.135)

API

o

5.131

5.141 (3.136)

w = 1.0

AySqwqo

qwfw

(3.137)

Estime la altura de fluidos (hm) generada por Pwfo:

m

Pwfohm

(3.138)

Nivel dinámico de fluido en el anular Ndin:

hm - prod Arena Prom. D. Ndin (3.139)

4. Estimar la temperatura de entrada de la Bomba (Tent)

Estime el Gradiente Dinámico (Gtd)

prodarenapromD

TTfondoGgeot

...

sup (3.140)

F)Tsup(ºGgeot Arena.prod Prom. D. Tpt (3.141)

7.14

12.750.0125TptRGLZ

Ptn (3.142)

)(5.1)(02.11

35.12

ZLndt

QtLnGtd (3.143)

Determine la Temperatura a la entrada de la Bomba

Tent = Tfondo – Gtd (DProm.Arena.Prod. – DasentBomba) (3.144)

5. Calcular la no – slip fracción de gas ( g )

Estime las propiedades PVT a condiciones PIP Pwfo de la bomba

Rs, Bo, Bg, Bw = 1.0, Rsw

Asuma que el factor de compresibilidad del gas es igual a 1.0

La no – slip fracción de gas ( g )

Vs= Vg – Vl = 0 (3.145)

Vg = Vl

BgfwRsRsRGPfwBofwfwBw

BgfwRsRsRGPfwg

11

1 (3.146)

6. Estimar la presión de la entrada de la bomba (PIP)

Si la profundidad de asentamiento de la Bomba esta a nivel de las perforaciones

PIP = Pwfo

Caso contrario,

PIP = Deberá ser determinado mediante una correlación de flujo multifásico

Para casos prácticos:

PIP = 0.433 o (3.147)

hd = Representa el nivel de sumergencia.

7. Calcular la tasa total de flujo (Qt)

Asuma que todos los fluidos fluyen dentro de la Bomba

BgfwRswRsRGPfwBofwfwBwqdisQt 11 (3.148)

8. Calcular la presión de descarga de la Bomba (Pdesc)

Mediante el uso de alguna correlación o modelo mecanístico

Pdesc Pwfd

Caída de presión por Fricción (pf)

Ecuación de Hazen – Williams

8655.4

85.1

int100048.1075 tubd

QtprodDpromarenampf

(3.149)

donde:

Dpromarenaprod = ft, dint tub = pulg, Qt = BD

Caída de presión gravitacional (Pg)

bombamDasentPg . (3.150)

Cálculo de presión de descarga (Pdesc).

Pdesc = Pf + Pg + Psep

(3.151)

9. Determinar la caída de presión requerido de la Bomba

Preq = Pdescarga – Pentrada = Pdesc – PIP (3.152)

3.7 Diseño de una bomba tipo jet

En el desarrollo del programa el procedimiento de diseño utilizado fue el propuesto por

Petrie – Wilson- Smart.

1. Calcular el Área Anular Mínima para evitar la cavitación (Ams)

2lg1

24650

1

691

1pu

P

RGPfw

P

mQtAms

IPIP

(3.153)

Donde:

Ams: representa el área mínima del anular, (pulg2)

Qt: la tasa total de flujo, (BPD)

PIP: presión en la entrada de la bomba, (Lpc)

RGP: relación gas petróleo, ( PCN/Bbl)

2. Seleccionar del catálogo del fabricante el Área de Boquilla y Garganta

As > Ams

Donde As representa el Área Anular (boquilla – garganta). Las Bombas aquí seleccionadas

deberán ser las más pequeñas que cumplan con el requisito As > Ams

3. Determinar de la Presión de Operación en Superficie de la Bomba (Pt)

La determinación de Pt requiere de un proceso iterativo que puede ser realiado de dos

maneras:

Mediante la selección de varias bombas:

En base al área anular mínima, seleccione varias bombas de las tablas provistas

por el fabricante y su correspondiente relación de áreas “R”.

Para un valor fijo de PIP y Qt, estime el valor de Pt mediante proceso iterativo.

Mediante la selección de una única bomba:

En base al área anular mínima, seleccione varias bombas de las tablas provistas

por el fabricante y su correspondiente relación de áreas “R”.

Para un valor fijo de Pt, determine los valores de PIP y Qt mediante proceso

iterativo.

Proceso Iterativo. Estimación de PN

Estimar un valor inicial de Pt (se recomienda entre 2000 y 4000 lpc).

Estimar la presión en la boquilla PN, mediante la siguiente expresión matemática:

FNasentbombaNN PDGPtP

(3.154)

Donde:

Pt: Presión de operación en superficie, (Lpc)

GN: Gradiente del fluido motriz.

Dasentbomba: Profundidad de asentamiento de la bomba (pies)

PFN: Pérdidas por fricción en la tubería de inyección.

79.1

21.0

1.0

21

122

2

2

121

21

2

2

2

1

810202 GQG

DD

DDDDD

DD

DD

DP asentbombaFN

(3.155)

Donde:

D1: diámetro interno del revestidor (para flujo anular), o diámetro interno de la tubería (para

flujo por la tubería) Pulg.

D2: Diámetro externo de la tubería (para flujo anular) o 0 (cero) (para flujo por la tubería).

Estimar la tasa de fluido QN :

N

IPN

NNG

PPAQ

832 (3.156)

Nota: Observe que la ecuación 3.155 depende de una tasa Q, igual a QN en el caso de

que se estén determinando las pérdidas por fricción en la tubería de inyección, y la ecuación

3.156 utilizada para la determinación dicho caudal depende de un valor PN, el cual a su vez es

dependiente de las perdidas por fricción, esto implica un proceso de ensayo y error entre las

3.154, 3.155 y 3.156 partiendo de un valor supuesto de PN para inciar el proceso.

Comparar el último valor de PN, con el valor asumido.

Si son iguales, el proceso termina.

De lo contrario,

(PN)c = (PN)a

Y se repiten los pasos, hasta lograr la convergencia

Estimar los siguientes parámetros básicos.

Determinar la tasa de fluidos de retorno (QD).

tND QQQ (3.157)

Determinar el gradiente de fluido del pozo (GS)

OCCWS GWWGG 1

(3.158)

Los valores de GW y GO representan el gradiente estático del agua y del petróleo

respectivamente.

Determinar el gradiente del fluido de retorno (GD).

D

NNtS

DQ

QGQGG (3.159)

Calcular el corte de agua en el fluido de retorno (WCD)

Si se utiliza petróleo como fluido motriz:

D

Ct

CDQ

WQW (3.160)

Si se utiliza agua como fluido motriz:

D

CtN

CDQ

WQQW

(3.161)

Calcular la relación gas – líquido de retorno (RGL)

D

Ct

Q

RGPWQRGL

1 (3.162)

Si RGL es mayor que 10 PCN/BL, es recomendable que sea usada una correlación de

gradiente de presión para flujo multifásico vertical para determinar la presión de descarga PD

usando los valores de las ecuaciones (3.76) a (3.81) y la ecuación (3.87).

Si RGL es menor que 10 PCN/BL, determinar la viscosidad de la fase líquida del fluido de

retorno para el cálculo de las pérdidas por fricción:

OCDWCDD WW 1

(3.163)

Nota: Este promedio ponderado si el petróleo es usado como fluido motriz asume que, este

tiene la misma viscosidad que el fluido producido y no se forman emulsiones.

Determinar la presión de descarga PD, la cual es la suma de la presión hidrostática en el

conducto de retorno, las pérdidas por fricción y la presión de cabezal:

79.1

21.0

1.0

21

122

2

2

121

21

2

2

2

1

810202 DFD GQG

DD

DDDDD

DD

DD

aDasentbombP

(3.164)

PwhPDGP FDasentbombaDD (3.165)

El valor de PFD representa las pérdidas por fricción en el conducto de retorno, donde Q = QD.

Calcular la relación de flujo másico adimensional (M)

NN

S

CC

IP GQ

GWW

P

RGPQtM 18.21

2.1

(3.166)

Calcular el valor de la presión adimensional N como una función de R, M y Ktd

22

2

22

22

2

22

111

2121

111

212

MRKtdR

RMRRK

MRKtdR

RMRR

N

N

(3.167)

Los valores de Ktd y KN corresponden a los coeficientes de fricción en la sección garganta –

difusor, y en la boquilla, respectivamente; Petrie – Wilson- Smart proponen usar Ktd=0.2 y

KN=0.03.

Estimar el valor de N* como una función PD, Ps y PN, mediante un proceso iterativo:

DN

IPD

PP

PPN

* (3.168)

Existen problemas de convergencia cuando hay gas presente y la presión de entrada a

la bomba es baja. Se requiere un procedimiento de valores promediados de N y N* para

amortiguar las oscilaciones inestables en los valores calculados de Ps, es decir, en lugar de

comparar N actual con el anterior, se compara con el N promedio de las dos iteraciones

anteriores. Así de tres a diez iteraciones son suficientes para cumplir con la tolerancia

requerida.

Compare el valor de N con N*, si |N – N*|≤ Tolerancia

De lo contrario, recalcular el valor de PN mediante la siguiente ecuación:

DIPD

N PN

PPP

(3.169)

Con el valor de PN, Determinar QN Repetir el procedimiento desde el paso 3.2.2, hasta lograr convergencia.

Recalcular la nueva presión de entrada de la bomba PIP (caso 3.1.B) de la ecuación (3.31)

rescrita de la siguiente forma:

DNDIP PPNPP (3.170)

Calcular la presión de operación en superficie Pt (bomba triplex)

FNasentbombaNN PDGPPt (3.171)

Calcular la máxima tasa posible sin cavitación:

MS

NT

SCA

AAQtQ

(3.172)

Calcular la potencia de la bomba triplex, asumiendo 90% de eficiencia:

52910

PtQH N

P (3.173)

3.8 Diseño de una bomba tipo pistón

Para el diseño de una bomba tipo pistón en el programa fue utilizado el siguiente

procedimiento:

1. Estimar la capacidad requerida por la bomba qreqbomba

Estime la eficiencia de la bomba

Puede hacerse de forma grafica mediante la Figura 26.

Figura 26. Eficiencia volumétrica teórica de la bomba

De forma analítica, mediante la siguiente ecuación,

BtAySAySEb

%1%

1 (3.174)

615.5

1ssigo RRBBBt (3.175)

Donde:

Bo: Factor volumétrico del petróleo a PIP y Tent en la entrada de la bomba (BY/BN).

Bg: Factor volumétrico del gas a PIP y Tent en la entrada de la bomba (BY/BN).

BT: Factor volumétrico total (BY/BN).

RS: Relación de gas disuelto en el petróleo a condiciones de entrada de la bomba

(PCN/BN).

RSI: Relación gas petróleo inicial (PCN/BN).

En caso de que el valor de Eb sea bajo (30-50%) el gas deberá ser separado y venteado al

anular mediante algún método de separación disponible. Estimar qreqbomba

Eb

qq t

reqbomba (3.176)

2. Estimar la relación bomba a motor máxima (P/E)max

(P/E)max es un valor fundamental en la selección de la bomba y se refiere a la razón del

área neta de la bomba al área neta del motor.

Los fabricantes listan sus tablas de especificaciones, los valores numéricos de (P/E)max

para cada tamaño de bomba.

La (P/E)max puede estimarse mediante la siguiente ecuación:

netoL

10000(P/E) max (3.177)

Donde:

Lneto: Es considerado en este caso como la profundidad de asentamiento de la bomba,

(pies). Criterio de diseño:

(P/E)bomba a seleccionar ≤ (P/E)max

qbomba a seleccionar ≥ qreqbomba

3. Seleccione el tamaño y tipo de bomba

Seleccionar la bomba de las tablas del fabricante listadas en el apendice.

Para la selección es necesario considerar el tipo de completación, qreqbomba y (P/E)max.

De la bomba seleccionada se definen las siguientes especificaciones: (P/E),

desplazamiento de la bomba y el motor, qm y qbomba respectivamente y las máximas

emboladas por minuto EPMmax.

En caso de no encontrar una bomba que satisfaga las dos condiciones, se deben

considerar las siguientes alternativas:

Cambiar tubería

Ventear el gas

Usar una bomba más grande que el diámetro interno de la tubería e instalarla

como una bomba fija.

4. Calcular las emboladas por minuto EPM

(3.178)

5. Calcular el caudal real de fluido motriz qRFM

m

mRFME

EPMqq * (3.179)

Donde Em representa la eficiencia del motor (0.80-1.0), en este trabajo la eficiencia del motor se

considera 0.90.

6. Estime las perdidas de presión por fricción en la bomba

max

*1.799.0

10050 EPM

EPMqtBfm

fmfbombameP

(3.180)

Donde B representa una constante que depente del dint y qtm la tasa total manejada por el

motor y la bomba.

bomba

reqbomba

q

qEPM

E

PhE

PPPhPhPP mwhftpfpfbombafmfmiS 411 1

Tabla 7. Valores de B para los distintos tamaños de dint.

Diámetro de la tubería(pulg) B

2 3/8 0.000514

2 7/8 0.000278

3 1/2 0.000167

4 1/2 0.000078

7. Estimar la presión en superficie PS

Sistema cerrado:

(3.181)

Donde:

∆Pfmi = Caída de presión por fricción, tubería inyección de fluido motriz.

∆Pffmr = Caída de presión por fricción, tubería retorno de fluido motriz.

∆Pftp = Caída de presión por fricción, tubería de fluido producción.

∆Pfbomba = Caída de presión por fricción en la bomba.

(P/E) = Relación bomba motor.

PPR = Contrapresión del fluido motriz de retorno.

Pwh = Contrapresión en la línea de flujo (presión de cabezal).

Sistema abierto:

(3.182)

Donde:

∆Pfmi = Caída de presión por fricción, tubería inyección de fluido motriz.

∆Pftp = Caída de presión por fricción, tubería de producción.

∆Pfbomba = Caída de presión por fricción, en al bomba.

(P/E)= Relación bomba motor.

Pwh = Contrapresión en la línea de flujo.

Gfp = Gradiente del fluido producido.

Gfm = Gradiente del fluido motriz.

8. Calcular la potencia

mwhftpfbombaPRfmrfmiS GhhPPE

PPPPPP 41

hp

qPPHHP

tebftp

58700

*

)...(*1 FMClpcPPGhP whftpmftp

)...(*1 FMAlpcPPGhP whftpfpftp

lpcGhP meb *4

Estime la potencia hidráulica en superficie para inyectar el fluido motriz BHP mediante la

siguiente ecuación:

(3.183)

9. Calcule la potencia

Potencia hidráulica para levantar la producción HHP.

(3.184)

Donde:

(3.185)

(3.186)

(3.187) Pftp = Presión del fluido contenido en la tubería de producción

10. Calcule la eficiencia total para levantar la tasa deseada, Ef

BHP

HHPEf (3.188)

11. Seleccione la bomba de superficie que soporte la PS, HHP, BHP, qRFM, qt

Fuentes de información o datos

A lo largo de la ejecución del software son necesarios ciertos parámetros indispensables

en el diseño de un sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico. Estos parámetros

pueden ser suministrados por el usuario en el caso que sean datos correspondientes a la

producción del pozo o pueden ser calculados dentro del programa basándose en ecuaciones y

correlaciones empleadas en la creación del mismo.

Dentro del programa existen diferentes secciones que requieren la información referente

a las propiedades del yacimiento, de los fluidos en el pozo y al tipo de completación del pozo,

entre ellas podemos encontrar: la sección de propiedades de los fluidos, análisis nodal y la

sección de diseño.

hpqPBHP RFMS *10*7.1 05

En la sección de datos generales es necesario que sean introducidos el nombre del pozo,

del campo y los datos del operador del programa. Para la sección de propiedades de los fluidos

deberán introducirse los valores de profundidad de la arena productora, temperatura de

superficie, temperatura del yacimiento y del separador, presión del yacimiento y del cabezal,

%AyS, gravedad API del petróleo, gravedad especifica del agua de la formación, solubilidad

inicial del gas en el petróleo, relación agua-petróleo, relación gas-petróleo entre otros,

mencionados valores son la base de los cálculos en el resto de las secciones del programa y

forman parte del éxito de los resultados arrojados por el software.

En la sección de propiedades de los fluidos existen dos posibilidades; el usuario puede

introducir los valores de presión de burbuja y de las propiedades del gas, petróleo y agua, o el

usuario puede hacer uso de las diferentes correlaciones con las que cuenta el programa. Es

necesario que los valores sean introducidos en el orden en que aparecen en las casillas porque

puede suceder que en algunos casos una propiedad dependa del valor de otra y esto podría

incurrir en un error del programa.

Para la sección de análisis nodal se requiere del valor de una prueba de producción, es

decir, una presión de fondo fluyente del pozo junto al caudal que genera la misma. Además, se

requiere que el usuario estime un incremento de los caudales que será utilizado en la

realización de los cálculos del comportamiento de afluencia y demanda del pozo.

En el diseño de las bombas es necesario conocer la información del tipo de completación

del pozo, el tipo de fluido motriz a ser utilizado y el sistema de fluido motriz que será empleado.

Para el diseño de las bombas del tipo pistón y jet, se realizaron las siguientes consideraciones:

Se considera pozos sin daño.

Para los cálculos de la curva de afluencia en el caso de yacimientos subsaturados, se

trabajo con una combinación entre la ecuación de Darcy y la de Vogel, siendo la primera

utilizada en el comportamiento monofásico del pozo y la segunda en el comportamiento

bifásico.

La bomba será ubicada frente a la cara de la arena productora, es por ello que; la

profundidad de asentamiento de la bomba es igual a la profundidad de la arena

productora.

Por estar la bomba ubicada frente a la cara de la arena, la temperatura de la entrada de

la bomba es considerada la temperatura del yacimiento.

El nivel de sumergencia de la bomba es igual a 100 pies.

CAPÍTULO IV PRESENTACIÓN Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS

Se presentan los análisis de resultados obtenidos en el programa Hydraulic, y los

obtenidos con otro software comercial, así como también en hojas de cálculos de Excel, en el

caso del cálculo de las propiedades PVT, el análisis nodal del sistema y finalmente el diseño y

selección de la bomba.

4.1 Propiedades PVT

Los resultados descritos en la tabla 4.1 son de la presión de burbuja obtenidos con el

programa Hydraulic y las correlaciones presentadas en el texto de correlaciones numéricas PVT

desarrollado por Bánzer (1996).

Datos utilizados en los cálculos:

Relación Gas – Petróleo: 570 Pcn/Bn.

Gravedad específica del gas: 0.9241

Presión del separador: 125 Lpca.

Temperatura del separador: 75 ºF.

Gravedad API: 45º

Temperatura de fondo: 205 ºF.

Tabla 8. Resultados de la presión de burbuja

Hydraulic Bánzer Error % Correlación

1.559,23 1.560 0.04936 Standing

1.706,28 1.706 0.01641 Vázquez y Beggs

1.794,06 1.794 0.00334 Glaso

1.373,76 1.373 0.05535 Total

1.768,52 1.769 0.02713 Lasater, J.A.

Se observa que el error el despreciable, tomando en cuenta que en la bibliografía

consultada se toma los valores redondeados, mientras que el programa toma dos decimales.

Propiedades del gas

Los resultados descritos en la tabla 4.2 representan las propiedades del gas obtenidos

con el programa Hydraulic y las correlaciones presentadas en el texto de correlaciones

numéricas PVT desarrollado por Bánzer (1996). El análisis de las propiedades PVT del gas se

realizará a presiones por debajo de la presión de burbuja, debido a que por encima de la misma

no hay gas liberado.

Para efecto de la evaluación de estas propiedades se consideran las mismas

condiciones del yacimiento, pero con Presión de yacimiento = 865 lpca.

Tabla 9. Resultados de las propiedades del gas

Propiedades Correlación Hydraulic Bánzer % Error

Z Brill y Beggs 0.7 0.7 0.000

Bg General 0.00114 0.00114 0.000

Mg Carr, Kobayshi 0.02 0.02 0.000

Pg General 11.25 11.25 0.000

Propiedades del petróleo

Para la validación de las propiedades del petróleo se realizaron tres corridas en el

programa, donde la presión del yacimiento es igual, mayor y menor a la presión de burbuja.

Tabla 10. Resultados de las propiedades del petróleo Py=Pb

Propiedades Correlación Hydraulic Bánzer %Error

γo General 0,8017 0,8017 0

Rsb Glaso 428,67 428,67 0

Bob A-Marhaun 1,3214 13.214 0

µod Beggs, H.D. 0,8678 0,8678 0

µob Beggs y Robinson 0,3877 0,3877 0

ρob Correlación 42,59 42,6 0,0234

Rs Glaso 428,67 428,67 0

Co Mc Cain 6,389 e-05 6,389 e-05 0

Βo General 1,3214 13.214 0

µo Beal, C. 0,3877 0,3878 0,025

ρo General 42,59 42,59 0

Tso Baker, O. 9,86 9,86 0

Tabla 11. Resultados de las propiedades del petróleo Py<Pb

Propiedades Correlación Hydraulic Bánzer %Error

γo General 0,8017 0,8017 0

Rsb Glaso 428,67 428,67 0

Bob A-Marhaun 1,3214 13.214 0

µod Beggs, H.D. 0,8678 0,8678 0

µob Beggs y Robinson 0,3877 0,3877 0

ρob Correlación 42,59 42,6 0

Rs Glaso 270,07 270,07 0

Co Mc Cain 1,249 e-04 1,249 e-04 0

Βo General 1,4081 1,4081 0

µo Beal, C. 0,3736 0,374 0,106

ρo General 38,38 38,38 0

Tso Baker, O. 12,88 12,89 0,077

Tabla 12. Resultados de las propiedades del petróleo Py>Pb

Propiedades Correlación Hydraulic Bánzer %Error

γo General 0,8017 0,8017 0

Rsb Glaso 428,67 428,67 0

Bob A-Marhaun 1,3214 13.214 0

µod Beggs, H.D. 0,8678 0,8678 0

µob Beggs y Robinson 0,3877 0,3877 0

ρob Correlación 42,59 42,6 0

Rs Glaso 428,67 428,67 0

Co Mc Cain 2,681 e-05 2,681 e-05 0

Βo General 1,2821 1,2821 0

µo Beal, C. 0,4188 0,419 0,0477

ρo General 41,32 41,32 0

Tso Baker, O. 4,89 4,89 0

Propiedades del agua

Los resultados descritos en la tabla 4.6 representan las propiedades del agua obtenidas

con el programa Hydraulic y las correlaciones presentadas en el texto de correlaciones

numéricas PVT desarrollado por Bánzer (1996).

Tabla 13. Resultados de las propiedades del agua

Propiedades Correlación Hydraulic Bánzer %Error

Rsw Mc Coy 7,99 8,02 0,0037

Cw Dodson 3,23.10-6 3,24.10-6

0,0030

Bwb Mc Coy 1,0266 1,030 0,0033

Βw Mc Coy 1,0274 1,0274 0

µw Mc Coy 0,4555 0,4555 0

ρw Mc Cain 137,89 137,92 0,0002

Tsw Jennings & Newman 54,11 54,11 0

4.2 Análisis Nodal

Para corroborar la validez de las ecuaciones de la curva de afluencia dentro del

programa se muestran cuadros comparativos con los resultados obtenidos tanto manual como

por Microsoft Excel.

Curva de demanda del sistema

Para la obtención de esta curva, se realizan los cálculos de las correlaciones de flujo

multifásico vertical, haciendo procesos iterativos de profundidad y obteniendo temperaturas y

presiones promedio para la estimación de las propiedades PVT de los fluidos presentes en el

pozo, de esta manera, se obtendrá una lista de caudales generados en la sección de la curva

de oferta.

Correlación de Poettmann & Carpenter

La validación de este método se hace partiendo de un ejercicio planteado para esta

correlación en el libro “Artificial Lift Methods” (Vol 1) del autor Brown. (1976).

Correlación de Hagedorn & Brown

Al igual que en el método anterior la validación de los resultados se hizo con datos

obtenidos del texto de Brown. (1976)

Donde:

Gravedad API: 22

Gravedad del gas: 0.65

Gravedad del agua: 1.07

Relación Gas-Petróleo: 500 PCN/BN

Relación Agua – Petróleo: 1,5

Presión de cabezal: 120 Lpc

Profundidad: 1870 pies

ID: 1.995pulg.

Temperatura de superficie: 120 ºF

Temperatura de yacimiento: 150 ºF

Rugosidad: 0,00015 pulg

∆H: 1870 pies

Caudal de Petróleo: 400 Bls

Prueba:

Pwf: 950 Lpc

Qo: 400bbls

Tabla 14. Resultados de la correlación de Hagendorn y Brown

Qo (bbls) Hydraulic Pwfd (Lpc)

Brown Pwfd (Lpc)

%Error

400 995.70 1000 0.43

Método de Beggs & Brill

Donde:

Gravedad API: 22

Gravedad del gas: 0.65

Gravedad del agua: 1.07

Relación Gas-Petróleo: 1250PCN/BN

Relación Agua – Petróleo: 1,5

Presión de cabezal: 500 Lpc

Profundidad: 1901 pies

ID: 1.995pulg.

Temperatura de superficie: 120 ºF

Temperatura de yacimiento: 152.3 ºF

Rugosidad: 0,00015 pulg

∆H: 400 pies

Caudal de Petróleo: 400 Bls

Espesor de la arena: 20 pies

Radio de drenaje:1583 pies

Radio del pozo: 0,5 pies

Permeabilidad del petróleo: 50 md

La tabla 4.8 muestra los resultados obtenidos de esta correlación, el porcentaje de error

que se reporta, se debe a que en la bibliografía consultada son consideradas algunas

propiedades de los fluidos como la tensión interfacial del agua y el petróleo, y la viscosidad del

gas, además el resto de las propiedades se hacen como un promedio a las condiciones de

superficie y del yacimiento, mientras que en Hydraulic todos estos valores son calculados a

cada nivel de presión.

Tabla 15. Resultados de la correlación de Beggs y Brill

Qo (bbls) Hydraulic Brown

%Error Pwfd (Lpc) Pwfd (Lpc)

400 944.964 1000 5.50

Método de Orkiszewki

Este método es comparado con dos ejercicios, uno a nivel de una sola sección de

profundidad, tomado del libro de Brown (1984) “Artificial Lift Methods” (Volumen 4), y otro para

la profundidad total del pozo tomado del paper original de Orkiszewski “Predicting Two-Phase

Pressure Drops in vertical Pipe”

Para una sola sección de profundidad.

Donde:

Gravedad API: 18.7

Gravedad del gas: 0.75

Relación Gas-Petróleo: 575PCN/BN

Relación Agua – Petróleo: 0

Presión de cabezal: 655.3 Lpc

Profundidad: 540 pies

ID: 2.991 pulg.

Temperatura de superficie: 126 ºF

Temperatura de yacimiento: 127.5 ºF

Rugosidad: 0,00015 pulg

∆H: 270 pies

Caudal de Petróleo: 1850 Bls

Espesor de la arena: 20 pies

Radio de drenaje:1583 pies

Radio del pozo: 0,5 pies

Permeabilidad del petróleo: 50 md

Prueba:

Pwf: 700 Lpc

Qo: 25 bbls

Tabla 16. Resultados de la correlación de Orkiszewki, para una profundidad

Qo (bbls) Hydraulic Brown

%Error Pwfd (Lpc) Pwfd (Lpc)

1850 765.01 755.3 1.29

Para la profundidad total del pozo.

Donde:

Gravedad API: 18.7

Gravedad del gas: 0.75

Relación Gas-Petróleo: 575PCN/BN

Relación Agua – Petróleo: 0

Presión de cabezal: 655.3 Lpc

Profundidad: 3294 pies

ID: 2.992 pulg.

Temperatura de superficie: 126 ºF

Temperatura de yacimiento: 150 ºF

Rugosidad: 0,00015 pulg

∆H: 520 pies

Caudal de Petróleo: 1850 Bls

Espesor de la arena: 20 pies

Radio de drenaje:1583 pies

Radio del pozo: 0,5 pies

Permeabilidad del petróleo: 50 md

Prueba:

Pwf: 1000 Lpc

Qo: 1000 bbls

Tabla 17. Resultados de la correlación de Orkiszewki, profundidad total

Qo (bbls) Hydraulic Brown

%Error Pwfd (Lpc) Pwfd (Lpc)

1850 1512.9 1455.3 3.96

El programa Hydraulic hace un cálculo para las propiedades de los fluidos a las

diferentes presiones que se encuentran dentro del pozo, mientras que para efectos de cálculo

dentro de la bibliografía consultada, se realiza el cálculo de viscosidad del petróleo libre de gas

a la temperatura en superficie y en el fondo, para luego realizar un promedio.

4.3 Bombas de subsuelo

Para las bombas de subsuelo los valores arrojados por Hydraulic fueron verificados por

medio de la comparación con ejercicios propuestos en el Manual del Ingeniero de Petróleo.

Para bombas Tipo Jet

Donde:

Gravedad API: 42

Gravedad del gas: 0.75

Relación Gas-Petróleo: 150 PCN/BN

Presión de cabezal: 100 Lpc

Presión del yacimiento: 1765 Lpc

Profundidad: 5000 pies

%AyS: 0.3

ID de la tubería: 1.995 pulg.

OD de la tubería: 2.375

dint del revestidor: 4.892

Temperatura de superficie: 90 ºF

Temperatura de yacimiento: 130 ºF

Rugosidad: 0,00015 pulg

∆H: 250 pies

Caudal de diseño: 500 Bls

Espesor de la arena: 60 pies

Radio de drenaje: 1000 pies

Radio del pozo: 0,5 pies

Permeabilidad del petróleo: 50 md

Prueba:

Pwf: 1000 Lpc

Qo: 500 bbls

La tabla #5.14 muestra los resultados obtenidos para la selección de la bomba realizada

por el usuario, cumpliendo con el parámetro de selección de que el área anular de la bomba

debe ser siempre mayor al área anula mínima para la cavitación de la misma.

Área anular mínima determinada dentro del programa igual a:

Ams= 0.0163

Área anular de la bomba seleccionada:

As=0.0169

Tabla 18. Fabricante Oilmaster; Bomba A-7

Características de la bomba jet calculada por Hydraulic

An(pulg2) A_t(pulg2) Pt(Lpc) Qn(Bpd) Potencia(Hp) Qsc(Bpd) Qs(Bpd) Pip(Lpc) Ef(%)

0.0103 0.0441 2500 824.09 35.02 1039.74 500 1000 25.71

Luego de realizar los cálculos el programa determina en base a la boquilla de la bomba

seleccionada por el usuario, una nueva combinación boquilla - garganta, la cual será la más

adecuada para el sistema.

Bomba: C7

Nueva combinación boquilla garganta: Boquilla=7, Garganta=9

Para bombas Tipo Pistón

Donde:

Gravedad API: 40

Gravedad del gas: 0.75

Relación Gas-Petróleo: 100 PCN/BN

Presión de cabezal: 100 Lpc

Presión del yacimiento: 3 Lpc

Profundidad: 9000 pies

%AyS: 0.7

ID de la tubería: 2.441 pulg.

OD de la tubería: 2.875

dint del revestidor: 4.892

Temperatura de superficie: 100 ºF

Temperatura de yacimiento: 120 ºF

Rugosidad: 0,00015 pulg

∆H: 250 pies

Caudal de diseño: 250 Bls

Espesor de la arena: 60 pies

Radio de drenaje: 1000 pies

Radio del pozo: 0,5 pies

Permeabilidad del petróleo: 59 md

Prueba:

Pwf: 500 Lpc

Qo: 250 bbls

La tabla # 5.15 muestra los resultados obtenidos por Hydraulic para una bomba Kobe tipo A,

motor simple bomba simple, la cual fue seleccionada por cumplir con los parámetros de

selección tales como:

P/E<(P/E)max

Qrb>Qodis

Bomba seleccionada:2 ½ x 1 ¼- 1 ¼ pulg

Tabla 19. Bomba tipo pistón

Características de la bomba pistón calculada por Hydraulic

Qs(Bpd) Pip P/E Qn(Bpd) EPM Ps(Lpc) Potencia(HP) ΔPp Etb(%)

250 500 1.1 344 61.42 3413 22 159 97

Tanto para la bomba de tipo pistón como la de tipo jet el programa se ajusta adecuadamente a

los valores de la bibliografía consultada.

CAPÍTULO V MANUAL DEL USUARIO

5.1 Descripción de Hydraulic

El programa dispone de una gran variedad de métodos y correlaciones clasificadas de

acuerdo al tipo y características del yacimiento en estudio, al tipo de fluido producido y a la

completación del pozo al que se le desea implantar el sistema de bombeo hidráulico. Hydraulic

es un programa computarizado creado en ambiente de visual Basic 6.0, para el diseño de un

sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico.

Este software dispone de cuatros secciones principales: sección de admisión de datos,

sección de propiedades PVT, comportamiento de producción del pozo y la selección de la

bomba de subsuelo.

5.2 Sección de Datos generales

Esta sección permite recolectar los datos necesarios para que el programa guarde los

archivos de corrida que se introducen en el programa. Los datos solicitados son nombre del

pozo, campo de explotación y empresa así como también los datos del operador.

Figura 27. Sección de datos generales de Hydraulic.

Para una nueva corrida:

1. Presionar el botón nuevo proyecto e ingresar al programa todos los datos solicitados,

cada celda indica a su lado derecho las respectivas unidades con las que deben ser

introducidos los valores.

2. Guarde para evitar que se pierda la información.

Para modificar o continuar un proyecto ya cargado:

1. En el caso de que sea un proyecto ya existente, presione el botón abrir proyecto y

seleccione el nombre del archivo con el que desea trabajar, posteriormente se

cargarán todos los datos.

Cada uno de los archivos que se generen dentro del programa Hydraulic tienen su propia

extensión (*.Hydraulic) y serán guardados en una carpeta denominada Archivos de simulación,

destinada para almacenar los archivos del programa. Sin embargo si el usuario prefiere guardar

en otra dirección, no existe ninguna restricción y es permitido hacerlo. Es necesario que todos

los datos requeridos en esta sección sean introducidos, debido a que el programa los utilizara

en cálculos posteriores.

Figura 28. Ventana para abrir archivos cargados

5.3 Sección de Propiedades de los fluidos

Este módulo permite realizar todos los cálculos referentes a las propiedades de los

fluidos agua, gas y petróleo, basándose en diferentes correlaciones y formulas obtenidas de la

literatura, al seleccionar las correlaciones se debe estar consciente de las restricciones que

presentan cada una de ellas.

Figura 29. Sección propiedades de los fluidos

Propiedades del gas

En la ventana de propiedades del gas, seleccione si el gas que se encuentra dentro del

pozo es gas natural o gas condensado y posteriormente elija las correlaciones correspondientes

al cálculo del factor de compresibilidad, viscosidad y densidad del gas.

Si el operador conoce el valor de alguna o todas las propiedades, puede ingresarlo en la

casilla correspondiente.

Finalizado el cálculo de propiedades si desea el usuario ver las gráficas

correspondientes a cada propiedad puede hacerlo en el botón de Graficar propiedades.

Figura 30. Sección propiedades del gas

Propiedades del petróleo

Al igual que en la sección anterior, para las propiedades del petróleo también existe la

posibilidad de ingresar los valores conocidos, o simplemente seleccionar de la lista desplegable

las correlaciones disponibles conociendo los criterios de selección para cada una de ellas.

Figura 31. Sección propiedades del petróleo

Propiedades del agua

Desde la ventana principal de Propiedades de los fluidos seleccione la opción agua y

siga los pasos anteriormente descritos para el gas y el petróleo.

Figura 32. Sección propiedades del agua

Gráficos de las propiedades PVT de los fluidos presentes en el pozo

En cada una de las secciones descritas anteriormente para el cálculo de las propiedades

de los fluidos presentes en el pozo, gas, petróleo y agua, se puede observar el comportamiento

de las propiedades calculadas por cada correlación seleccionada mediante la opción Graficar

Propiedades, además se presenta la tabla de los valores de dichas propiedades

correspondiente a cada presión, lo cual es solo opcional, y sirve para verificar que la

correlación elegida representa de manera correcta el comportamiento de cada propiedad.

Figura 33. Gráfica de la compresibilidad del agua

Figura 34. Gráfica de la compresibilidad del petróleo

Figura 35. Gráfica del factor volumétrico del gas

5.4 Análisis nodal frente a la cara de la arena productora

La sección de análisis nodal es para realizar los cálculos de la curva de afluencia (IPR),

y la curva de demanda (OPR).

Figura 36. Sección de análisis nodal

Introduzca los datos correspondientes a las casillas que se encuentran en la ventana

de correlación de Flujo multifásico, para obtener la curva de demanda y seleccione la

tuberia.

Luego de suministrar los datos, seleccione la correlación que mejor se adapte a las

condiciones yacimiento - pozo para calcular las caídas de presión en la tubería

vertical a las distintas tasas de producción. A partir de estos ΔP serán calculadas las

presiones de fondo fluyente para la curva de demanda del pozo (Pwfd).

Seleccionar el botón de comando Análisis nodal y espere unos segundos mientras

el programa realiza los cálculos para el comportamiento de producción del pozo,

tanto para las curva de oferta como para la de demanda.

Figura 37. Gráfico del comportamiento de producción del pozo

Opciones del gráfico

Como se indica en la leyenda, la curva de color rojo es la de demanda y la de color

azul es la de oferta.

El tamaño del gráfico puede ser modificado a conveniencia del usuario.

Puede realizar un acercamiento cuando se requiera una mejor apreciación de un

punto específico, seleccionando el área con el Mouse, el tamaño de la sección

seleccionada será ampliado.

Si se desea conocer cualquiera de los puntos sobre las curvas, solo se debe

posicionar el cursor sobre el punto deseado y saldrá un cuadro donde se observa la

posición del punto con respecto a los ejes. La coordenada que reporta el eje X

corresponde al valor del caudal de petróleo, mientras que el valor de la coordenada

del eje Y pertenece a la Pwf, ya sea de oferta o demanda.

5.5 Caudal de diseño

Para la apropiada selección de la bomba hidráulica es necesario conocer ciertos

parámetros que indicarán que tipo de bomba de subsuelo debe ser utilizada de acuerdo a los

requerimientos del pozo en estudio.

Primeramente el usuario debe saber cual es el caudal de producción que requiere que

maneje la bomba, para ello debe ingresar el caudal requerido a condiciones normales,

denominado caudal de diseño Qodis (BND) para efectos de terminología empleada dentro del

software.

Figura 38. Ingreso del valor del caudal de diseño

Después de ingresar el caudal de diseño en condiciones normales, se realizará la

conversión del caudal a condiciones de operación, ya que estas serán las unidades empleadas

en el diseño de las bombas. Además, se mostrará las presiones de fondo fluyente

correspondientes al caudal de diseño.

En esta sección se presenta una tabla de caudales generada a partir del ΔQ ingresado

por el usuario, con sus respectivas presiones de fondo fluyente.

Variables para la selección de la bomba

Desde la pantalla activa de selección de las bombas indique:

Tipo de fluido motriz a utilizar (Agua/Petróleo).

Gravedad API del fluido motriz.

Viscosidad del fluido motriz (cps).

Densidad del fluido motriz (gr/cc).

Sistema de producción (Cerrado/Abierto).

Tipo de bomba (Jet/pistón).

Figura 39. Pantalla de selección del tipo de bomba.

5.6 Selección de la bomba

Previamente se debió hacer la elección del tipo de bomba a utilizar. Debido a que cada

una de las bombas presenta diferentes consideraciones, el programa ejecuta el diseño de cada

unidad de bombeo en secciones separadas.

Bomba de tipo jet

En la ventana de bombas jet, Figura 5.15 se presentan las variables que se involucran

en el diseño de una bomba de este tipo. Además, de la tablas de propiedades suministradas

por distintos fabricantes como: Oilmaster, National, y Kobe, desde las cuales se tomarán los

datos de la geometría de la bomba, considerado el parámetro fundamental en esta selección.

Figura 40. Ventana para la selección de la bomba jet.

Como primer paso: seleccione el fabricante de su preferencia en el combo de

FABRICANTE.

Haga click en el botón Ams para calcular el área anular mínima para la cavitación de

la bomba.

Defina la vía de retorno del fluido producido, bien sea por tubería, denominado como

Paralelo ó por el espacio anular denominado como Revestidor, para la terminología de

Hydraulic.

De la tabla del fabricante seleccione una o varias bombas cuya área anular sea mayor al

Ams calculado, de no ser así se mostrará una advertencia y el programa no le permitirá

continuar con la corrida.

Cuando sea necesario el usuario puede hacer una limpieza de las tablas haciendo uso

de la opción Limpiar tablas.

De la tabla de características de la bomba de subsuelo, elija la bomba de la cual desee

conocer las condiciones de superficie a las cuales opera esa bomba correcta y

productivamente.

Bomba tipo pistón

En la siguiente sección se selecciona la bomba de tipo pistón que convenga para el

sistema y las condiciones de superficie a las cuales funciona dicha bomba.

Figura 41. Ventana para la selección de la bomba de tipo pistón.

Seleccione una de las combinaciones bomba motor que desee utilizar, del combo Tipo

de bomba.

Figura 42. Combo para la selección de la bomba.

Ingrese el valor correspondiente a la contrapresión en la línea de retorno del fluido

motriz (Ppr).

Haga click sobre los parámetros Qreqbomba y (P/E)máx. (Dichas variables son las que

serán utilizadas en la selección de las bombas).

Seleccione el diámetro nominal de la tubería de producción.

Ingrese el valor correspondiente a la sumergencia de la bomba.

Defina el tipo de instalación de producción, si se esta produciendo por tubería,

seleccione Paralelo, o si se esta produciendo por el espacio anular, seleccione

Revestidor.

De la tabla seleccionada anteriormente elija una bomba cuyo P/E sea menor al (P/E)máx

para asegurar el levantamiento de los fluidos a superficie.

En caso de que el (P/E) seleccionado sea mayor, el programa mostrara un aviso

recordándole que este valor debe ser menor al calculado anteriormente.

Figura 43. Recordatorio de los parámetros de selección.

Posteriormente a haber seleccionado la bomba el programa arrojara los resultados

obtenidos para las condiciones de superficie que requiere dicha bomba.

Suposiciones y limitaciones del programa

El programa solo puede ser utilizado en pozos cuya producción haya sido por flujo

natural.

La profundidad de asentamiento de la bomba se considera frente a la cara de la arena

productora.

Las propiedades físicas de los fluidos serán calculadas a una presión promedio en cada

intervalo de profundidad del pozo.

El yacimiento se considera sin daño.

El análisis nodal se realiza considerando nodo en la cara de la arena productora.

El diseño de las bombas tipo jet solo aplica en sistemas de producción abiertos.

No puede ser utilizada agua como fluido motriz en sistemas de producción abiertos.

Todas las correlaciones tienen un rango de aplicación que deberá ser revisado antes de

seleccionar alguna de ellas, con el fin de minimizar los errores en los resultados obtenidos.

Conclusiones

Hydraulic constituye una herramienta de trabajo disponible o de libre uso para nuestros

profesionales, estudiantes y profesores fortaleciendo así las bases teóricas impartidas

durante el proceso de aprendizaje y entendimiento de la ciencia de petróleo.

El programa computarizado Hydraulic es una buena aproximación para la selección de

los equipos y accesorios usados por el sistema de Bombeo Hidráulico, además de

contar con pantallas individuales de ingreso de datos, en las que se puede visualizar

gráficamente los efectos que causará en el sistema la instalación del equipo que se

desea seleccionar.

El programa ha sido realizado de una manera amigable e interactiva para el usuario, en

el cual durante el ejercicio de la aplicación se puede regresar en caso de alguna duda o

si es necesario corregir algún valor y continuar con el desarrollo del mismo.

Hydraulic aportará al usuario la facilidad de seleccionar la bomba a ser utilizada, según

los requerimientos del usuario debido a la gran flexibilidad en su manejo y

entendimiento, también se podrán adicionar secciones que se estimen convenientes.

La presente propuesta da respuesta a la necesidad imperiosa de aportar nuevas formas

de enseñanza-aprendizaje. Se pretende así atender la problemática en cuanto a la

enseñanza de ciertas disciplinas del saber, que por su propia naturaleza, dificultan o

bien obstaculizan la adquisición de sus conocimientos. Por otra parte, los avances

tecnológicos y su aplicación a la educación aportan un recurso valioso para el

entendimiento y comprensión de los contenidos a tratar.

El uso de la computadora como medio facilitador del proceso enseñanza-aprendizaje es

primordial y que a la vez preparan al alumno en habilidades técnicas que le proveen de

competencias demandadas en los perfiles requeridos en sus futuras situaciones

académicas y profesionales.

Recomendaciones

Utilizar el programa Hydraulic como herramienta valiosa tanto en los cursos adscritos al

departamento de producción de la escuela de petróleo como en los cursos dictados en

la división de estudios para graduados de la Facultad de Ingeniería.

Introducir a los estudiantes en el uso y buen manejo de software actualizados

motivándolos a continuar con proyectos enfocados al desarrollo de programas

computacionales para ser empleados tanto en el proceso enseñanza-aprendizaje como

en el sector industrial.

El software puede ser instalado con facilidad mediante un medio físico como CD y es

recomendable en PC con sistema operativo no menos de Windows 95.

El software desarrollado, tiene oportunidad de mejoras con respecto a incluir otras

correlaciones tanto en las propiedades de los fluidos como en la sección de análisis

nodal para flujo multifásico en tuberías inclinadas.

Referencias bibliográficas

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Petroleum Engineers. Richardson, TX, USA

2. Brown, K.E. y Beggs, H. D. 1.977. The technology of artificial Lift Methods. Penn Well

Books. Vol. 1

3. Brown, K.E. 1982. Overview of artificial Lift Systems. SPE 9979 presented SPE

petroleum international Exhibition and tecnichal Symposium held in Beijing, March 18-26.

4. CIED: 1995 y 1997. Ingeniería de Producción Nivel III. Manual de Métodos de

Producción de Pdvsa. Primera y Segunda Versión.

5. Clegg, J.D., Bucaram, S.M. y Heim Jr., N.W. Nuevas recomendaciones y

Comparaciones para la selección del método de Levantamiento Artificial.

6. Hurtado de Barrera, Jacqueline. 2007. El proyecto de investigación. Caracas.

Venezuela. Sypal.

7. Lea, J.F. Nickens, H. April 1997. How to select which Gas-Lift Wells can produce more

with EPS’s. Houston.

8. Márquez, Richard. Febrero 2.007. Levantamiento artificial por bombeo hidráulico,

descripción y diseño. Maracaibo, Venezuela.

9. Mukherjee, H. Brill, J.P. December 1985. Pressure Drop Correlations for inclined Two-

Phase Flow. J. Energy Res. Tech. pp107, 549.

10. Petrie, H. L., Wilson, P.M. y Smart, E.E. Nov. 1983, diciembre 1983 y enero 1984. Jet

pumping Oilwells. World Oil,

11. Vogel, J.V. January 1968. Inflow Performance Relationship for Solution Gas Drive Wells.

J. Petroleum Tech., pp 83-93

12. Wilson, P.M. 1976. Introduction to Hydraulic Pumping. KOBE, INC.

Apéndices

Tabla 1. Bomba kobe tipo A - motor simple, bomba simple

Bomba kobe tipo A - motor simple, bomba simple

Tamaño o descripción Relación

Desplazamiento

Máxima Vel. Velocidad B/D por EPM

de la bomba P/E de Régimen Motor Bomba de régimen EPM

2x1-13/16 0,545 139,000 2,150 1,150 121,000

2x1-1 1,000 254,000 2,150 2,100 121,000

2x1-1 3/16 1,546 393,000 2,150 3,250 121,000

2x1 3/16-1 0,647 254,000 3,300 2,100 121,000

2x1 3/16 - 1 3/16 1,000 393,000 3,300 3,250 121,000

2 1/2 x 1 1/4 - 1 0,520 256,000 5,200 2,560 100,000

2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 0,746 367,000 5,020 3,670 100,000

2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/4 1,000 492,000 5,020 4,920 100,000

2 1/2 x 1 1/4 - 1 7/16 1,431 703,000 5,020 7,030 100,000

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 0,700 492,000 7,130 4,920 100,000

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 1,000 703,000 7,130 7,030 100,000

3 x 1 1/2 - 1 1/4 0,592 486,000 9,610 5,590 87,000

3 x 1 1/2 - 1 3/8 0,787 646,000 9,610 7,430 87,000

3 x 1 1/2 - 1 1/2 1,000 821,000 9,610 9,440 87,000

3 x 1 1/2 - 1 3/4 1,480 1218,000 9,610 14,000 87,000

3 x 1 3/4 - 1 1/2 0,676 821,000 14,170 9,440 87,000

3 x 1 3/4 - 1 3/4 1,000 1218,000 14,170 14,000 87,000

4 x 2 - 1 3/4 0,687 1108,000 21,440 14,400 77,000

4 x 2 - 2 1,000 1617,000 21,440 21,000 77,000

4 x 2 - 2 3/8 1,541 2502,000 21,440 32,500 77,000

4 x 2 3/8 - 2 0,649 1617,000 32,940 21,000 77,000

4 x 2 3/8 - 2 3/8 1,000 2502,000 32,940 32,500 77,000

Tabla 2. Bomba kobe tipo A - motor simple, bomba doble

Bomba kobe tipo A - motor simple, bomba doble

Tamaño o descripción Relación

Desplazamiento

Máxima Vel. Velocidad B/D por EPM de la bomba P/E de Régimen Motor Bomba de régimen EPM

2 x 1 3/16 - 1 x 1 1,290 508,000 3,300 4,200 121,000 2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 1,647 647,000 3,300 5,350 121,000

2 x 1 3/16 x 1 3/16 2,000 786,000 3,300 6,500 121,000 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 1/4 1,400 984,000 7,130 9,840 100,000

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 7/16 1,701 1195,000 7,130 11,950 100,000 3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 1/4 2,000 1406,000 7,130 14,060 100,000 3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 0,800 972,000 14,170 11,180 87,000 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 1,351 1642,000 14,170 18,880 87,000 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 1,675 2039,000 14,170 23,440 87,000

4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 2,000 2436,000 14,170 28,000 87,000 4 x 2 3/8 - 2 x 2 1,094 2725,000 32,940 35,400 77,000

4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 1,299 3234,000 32,940 42,000 77,000 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 1,650 4119,000 32,940 43,500 77,000

4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 2,000 5005,000 32,940 65,000 77,000

Tabla 3. Bomba kobe tipo B - motor simple, bomba simple

Bomba kobe tipo B - motor simple, bomba simple

Tamaño o descripción Relación

Desplazamiento

Máxima Vel. Velocidad B/D por EPM de la bomba P/E de Régimen Motor Bomba de régimen EPM

2 x 1 3/8 - 1 3/16 0,700 381,000 4,540 3,150 121,000 2 x 1 3/8 - 1 3/8 1,000 544,000 4,540 4,500 121,000

2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 0,685 744,000 10,960 7,440 100,000 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 1,000 1086,000 10,960 10,860 100,000

3 x 2 1/8 - 1 7/8 0,740 1388,000 21,750 15,960 87,000 3 x 2 1/8 - 2 1/8 1,000 1874,000 21,750 21,550 87,000

Tabla 4. Bomba kobe tipo B - motor simple, bomba doble

Bomba kobe tipo B - motor simple, bomba doble

Tamaño o descripción Relación

Desplazamiento

Máxima Vel. Velocidad B/D por EPM de la bomba P/E de Régimen Motor Bomba de régimen EPM

2 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 1,380 751,000 4,540 6,210 121,000 2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 1,680 913,000 4,540 7,550 121,000 2 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/8 1,980 1076,000 4,540 8,900 121,000

2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 1,336 1452,000 10,960 14,520 100,000 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 1,652 1794,000 10,960 17,940 100,000 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 1,957 2136,000 10,960 21,360 100,000

3 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 1,454 2726,000 21,750 31,340 87,000 3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 1,714 3213,000 21,750 36,940 87,000 3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 1,974 3700,000 21,750 42,530 87,000

Tabla 5. Bomba kobe tipo D - motor doble, bomba simple

Bomba kobe tipo D - Motor doble, bomba simple

Tamaño o descripción Relación

Desplazamiento

Máxima Vel. Velocidad B/D por EPM de la bomba P/E de Régimen Motor Bomba de régimen EPM

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/16 0,407 381,000 7,790 3,150 121,000 2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 0,581 544,000 7,790 4,500 121,000

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 0,411 744,000 47,990 7,440 100,000 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 0,608 1086,000 17,990 10,860 100,000

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 0,449 1357,000 35,740 15,960 87,000 3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 0,606 1874,000 35,740 21,550 87,000

Tabla 6. Bomba kobe tipo D - Motor doble, bomba simple

Bomba kobe tipo D - Motor doble, bomba simple

Tamaño o descripción Relación

Desplazamiento

Máxima Vel. Velocidad B/D por EPM

de la bomba P/E de Régimen Motor bomba P/E

2 x 1 316 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 0,802 751,000 7,790 6,210 121,000

2 x 1 316 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 0,976 913,000 7,790 7,550 121,000

2 x 1 316 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8 1,150 1076,000 7,790 8,900 121,000

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 0,813 1452,000 17,990 14,520 100,000

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 0,976 1794,000 17,990 17,940 100,000

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 1,196 2136,000 17,990 21,360 100,000

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 0,882 2726,000 35,740 31,340 87,000

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 1,039 3213,000 35,740 36,940 87,000

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 1,197 3700,000 35,740 42,530 87,000

Tabla 7. Bomba kobe tipo E

Bomba kobe tipo E

Tamaño o descripción Relación

Desplazamiento

Máxima Vel. Velocidad B/D por EPM de la bomba P/E de Régimen Motor Bomba de régimen EPM

2 x 1 3/8 1,152 1311,000 18,350 21,150 62,000 2 1/2 x 1 3/4 1,146 2397,000 37,350 42,810 56,000

3 x 2 1/8 1,142 4015,000 66,320 75,760 53,000