UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...

I

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

Tesis previa la obtención del título de Tecnología en Petróleos

LA APLICACIÓN DEL BOMBEO MECÁNICO EN EL POZO GUANTA 9

Autor:

Juan Carlos Chanaluisa Quishpe

Director de Tesis:

Ing. Marco Corrales Palma

QUITO - ECUADOR

2008

II

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor:

________________________________ Juan Carlos Chanaluisa Quishpe

AUTOR

III

CERTIFICACIÓN

Que la presente tesis de grado fue desarrollada en su totalidad por el señor Juan Carlos

Chanaluisa Quishpe

_________________________

Ing. Marco Corrales Palma

DIRECTOR DE TESIS

IV

CARTA DE LA EMPRESA

V

AGRADECIMIENTO

Agradezco a mi DIOS por estar siempre a mi lado y darme la oportunidad de salir

adelante en la vida, en los momentos difíciles siempre estuvo junto a mí.

A la universidad Tecnológica Equinoccial, por contribuir a mí desarrollo profesional.

Gracias:

Al Ing. Jorge Viteri Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, por

brindarme la oportunidad de vivir mis sueños.

Al Ing. Bolívar Haro Sub Decano de la Facultad y a todos los profesores quienes

supieron impartirme sus conocimientos.

Agradecer al Ing. Marco Corrales Palma mi maestro y amigo, que supo brindarme su

tiempo y experiencia para poder terminar este trabajo.


VI

DEDICATORIA

Esta tesis está dedicada de manera muy especial a mis padres a quienes debo todo lo que

soy y por enseñarme desde pequeño a luchar para alcanzar mis metas. Mi triunfo es el

de ustedes, sin el apoyo de ustedes no hubiese podido hacer realidad este sueño.

A mis amigos y amigas que de una u otra manera siempre estuvieron en aquellos

momentos difíciles.

También se la dedico a mis familiares quienes estuvieron para darme ese empujoncito

que siempre hace falta.

A todas aquellas personas que tuve la suerte de conocer durante esta etapa de mi vida, y

supieron aportar con su granito de arena.


VII

CONTENIDO

PORTADA__________________________________________________________________ I

DECLARATORIA ___________________________________________________________II

CERTIFICACIÓN ___________________________________________________________ III

CARTA DE LA EMPRESA ___________________________________________________ IV

AGRADECIMIENTO _________________________________________________________V

DEDICATORIA ____________________________________________________________ VI

CONTENIDO _____________________________________________________________ VII

ÍNDICE GENERAL ________________________________________________________VIII

ÍNDICE DE FIGURAS _____________________________________________________ XIV

ÍNDICE DE ECUACIONES _________________________________________________ XIV

ÍNDICE DE TABLAS _______________________________________________________ XV

ÍNDICE DE ANEXOS _____________________________________________________ XVI

RESUMEN ______________________________________________________________ XVII

SUMMARY_____________________________________________________________ XVIII

VIII

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO 1 ______________________________________________________________ 2

1. INTRODUCCIÓN __________________________________________________________ 2

1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN _____________________________________ 2

1.1.1 OBJETIVO GENERAL _______________________________________________ 2

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS___________________________________________ 3

1.2 JUSTIFICACIÓN _______________________________________________________ 3

1.3 IDEA A DEFENDER ____________________________________________________ 4

1.4 VARIABLES___________________________________________________________ 4

1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE __________________________________________ 4

1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE __________________________________________ 4

1.5 MARCO DE REFERENCIA_______________________________________________ 4

1.5.1 MARCO TEÓRICO__________________________________________________ 4

1.6 MARCO CONCEPTUAL _________________________________________________ 5

CAPÍTULO II _____________________________________________________________ 10

2. LEVANTAMIENTO MECÁNICO____________________________________________ 10

2.1 INTRODUCCIÓN______________________________________________________ 10

2.2 BOMBAS DE PROFUNDIDAD __________________________________________ 11

2.2.1 PARTES COMPONENTES __________________________________________ 11

2.3 FUNCIONAMIENTO ___________________________________________________ 13

2.4 TIPOS DE BOMBAS ___________________________________________________ 14

IX

2.5 DESIGNACIÓN DE LAS BOMBAS EN LA OPERACIÓN_____________________ 15

2.6 BOMBAS INSERTABLES_______________________________________________ 17

2.7 CRITERIO DE SELECCIÓN DE BOMBAS INSERTABLES ___________________ 20

2.7.1 DEPOSICIÓN DE ARENA ___________________________________________ 20

2.7.1.1 DESGASTE DE VÁLVULAS _____________________________________ 20

2.7.1.2 ACUMULACIÓN DE ARENA ENTRE BARRIL Y TUBING ATASCANDO

LA BOMBA _________________________________________________________ 21

2.7.1.3 DESGASTE DEL PISTÓN Y EL BARRIL ___________________________ 21

2.7.2 POZOS CON GAS__________________________________________________ 24

2.8 SEPARADORES DE GAS _______________________________________________ 25

2.9 PETRÓLEO VISCOSO__________________________________________________ 27

2.10 INCRUSTACIONES___________________________________________________ 28

2.11 BOMBAS DE TUBING ________________________________________________ 28

2.12 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA _________________________ 29

2.12.1 TRANSPORTE ___________________________________________________ 29

2.12.2 EN EL POZO _____________________________________________________ 30

2.12.3 REPARACIÓN Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD __________ 31

2.13 COLUMNA DE BOMBEO______________________________________________ 31

2.13.1 VARILLAS Y TROZOS ____________________________________________ 32

2.13.2 CUPLAS Y REDUCCIONES ________________________________________ 32

2.13.2.1 TIPOS _______________________________________________________ 32

2.13.2.2 CLASE ______________________________________________________ 33

2.13.3 VÁSTAGO PULIDO _______________________________________________ 34

2.13.3.1 DIMENSIONES GENERALES ___________________________________ 34

2.13.3.2 MATERIAL __________________________________________________ 34

X

2.13.4 CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS _ 34

2.13.4.1 VARILLAS___________________________________________________ 34

2.13.5 CUPLAS ________________________________________________________ 35

2.14 FALLAS COMUNES EN LA CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS _ 37

2.14.1 CONEXIÓN DE LAS VARILLAS ____________________________________ 37

2.14.2 OPERACIÓN DE CONEXIÓN DE LAS VARILLAS _____________________ 37

2.14.3 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS __________________ 39

2.14.4 ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS ________________________________ 40

2.15 CAUSAS DE FALLAS _________________________________________________ 42

2.16 VARILLA DE 7/8” CON PIN DE 1” ______________________________________ 45

2.17 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING) _________________________________ 45

2.17.1 MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA ____________________ 46

2.17.2 ANCLAJE DEL TUBING ___________________________________________ 47

2.18 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DEL ANCLA _____________________________ 48

2.18.1 NORMAS A OBSERVAR___________________________________________ 51

2.18.2 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE

TUBERÍAS CON ANCLA ________________________________________________ 52

2.18.2.1 FUERZA A APLICAR A LA TUBERÍA AL FIJAR EL ANCLA ________ 52

2.18.2.2 CÁLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIÓN DE LA

FUERZA “Ft” A APLICAR _____________________________________________ 56

2.18.2.3 FUERZA “Ft” EN CASO DE BAJAR TUBING PROBANDO

HERMETICIDAD ____________________________________________________ 58

2.19 POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO CON CAPTACIÓN DE GAS_________ 59

2.20 POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO SIN CAPTACIÓN DE GAS__________ 60

XI

CAPÍTULO III_____________________________________________________________ 62

3. UNIDADES DE BOMBEO CON BALANCIN _______________________________ 62

3.1 TIPOS DE UNIDADES _________________________________________________ 62

3.2 CALIFICACIONES API DE LAS UNIDADES_______________________________ 66

3.2.1 UNIDADES MARK II_______________________________________________ 67

3.3 UNIDADES BALANCEADAS A AIRE - SISTEMA DE CONTRAPESO _________ 68

3.4 PROCEDIMIENTO PARA PONER EN MARCHA LA UNIDAD ________________ 69

3.4.1 ACCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO __________________ 71

3.4.1.1 ACCIONAMIENTO CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA ______ 71

3.4.1.2 VARIACIÓN DEL NÚMERO DE GOLPES POR MINUTO _____________ 71

3.4.1.3 TENSIÓN DE LAS CORREAS ____________________________________ 73

3.5 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES ____________________ 74

3.6 PACKER DE PRODUCCIÓN ____________________________________________ 77

3.6.1 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN ______________________________________ 78

3.6.2 CABEZAL DEL POZO _____________________________________________ 78

3.6.3 CABEZA COLGADORA BRIDADA TIPO CAMERON WF - ADAPTADOR

DANCO / WENLEN_____________________________________________________ 80

3.6.4 ARMADURAS DE LOS POZOS ______________________________________ 80

CAPÍTULO IV_____________________________________________________________ 82

4. DINAMÓMETROS________________________________________________________ 82

4.1 INTRODUCCIÓN______________________________________________________ 82

4.2 MEDICIONES FÍSICAS_________________________________________________ 84

XII

4.3 EQUIPO DINAMÓMETRO ______________________________________________ 84

4.3.1 PESO DE LAS BARRAS ____________________________________________ 86

4.3.2 PRUEBA DE LA VÁLVULA FIJA ____________________________________ 87

4.3.3 PESO DEL FLUIDO ________________________________________________ 88

4.3.4 EFECTO DE CONTRAPESADO ______________________________________ 89

4.4 DINAMÓMETRO ELECTRÓNICO _______________________________________ 93

4.5 INFORMES DE DINAMOMETRÍA _______________________________________ 93

4.5.1 NIVEL DE FLUIDO ________________________________________________ 95

4.5.2 INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS _____________________________ 97

4.5.3 COLUMNA DE FLUIDO GASEOSO __________________________________ 97

4.5.4 ESPACIO ANULAR CON ESPUMA___________________________________ 97

4.5.5 RUIDOS Y ENMASCARAMIENTO ___________________________________ 97

4.6 MONTAJE DE EQUIPOS DE PULLING ___________________________________ 98

4.7 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 9 ____________________ 100

4.8 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DEL POZO GUANTA- 09 ______ 103

4.8.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 01 ___________________ 104




4.8.5 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 05____________________ 108




4.8.10 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 09___________________ 114

4.8.11 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 10___________________ 115

XIII

CAPÍTULO V ____________________________________________________________ 118

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES__________________________________ 118

5.1 CONCLUSIONES_____________________________________________________ 118

5.2 RECOMENDACIONES ________________________________________________ 119

BIBLIOGRAFÍA_________________________________________________________ 121

CITAS BIBLIOGRÁFICAS ________________________________________________ 122

ANEXOS_______________________________________________________________ 124

XIV

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1 Balancín para Bombeo mecánico ..................................................................................... 11

Fig.2 Bombas de Profundidad..................................................................................................... 12

Fig.3 Bomba Insertable ............................................................................................................... 18

Fig.4 Filtro Parisi ........................................................................................................................ 22

Fig. 5 Separador de gas............................................................................................................... 26

Fig. 6 Desalineación: ................................................................................................................. 36

Fig. 7. Ancla................................................................................................................................ 49

Fig. 8 Conjunto prensa estopa..................................................................................................... 77

Fig. 9 Cabezal del pozo.............................................................................................................. 79

Fig 10 Completación del Pozo Guanta 9 con Bombeo Mecánico ............................................ 116

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ecuación No. 1............................................................................................................................ 56

Ecuación No. 2............................................................................................................................ 57

Ecuación No. 3............................................................................................................................ 57

XV

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 Propiedades químicas y mecánicas ................................................................................ 32

Tabla 2 Cuplas y Reducciones ................................................................................................... 33

Tabla 3 Dimensiones de los Vástagos......................................................................................... 34

Tabla 4 Varillas........................................................................................................................... 35

Tabla 5 Diámetro de Varilla........................................................................................................ 45

Tabla 6 Dimensiones generales de tubing................................................................................... 46

Tabla 7 Fuerza y estiramientos de tuberías utilizando anclas tipo catcher de Baker .................. 59

Tabla 8 Pruebas Iniciales del Reacondicionamiento No. 09.................................................. 103

Tabla 9 Pruebas finales del Reacondicionamiento No. 01..................................................... 104

Tabla 10 Resultado de las Pruebas del Reacondicionamiento No. 02 .................................... 105

Tabla 11 Resultado de las pruebas del Reacondicionamiento No. 03 .................................... 106







Tabla 18 Resultado de las pruebas del Reacondicionamiento No. 08 ..................................... 113



XVI

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo No. 1 Valor de “F1” (tubing 2 7/8) ................................................................................. 125

Anexo No. 2 Valor de “F1” (tubing 3 ½ )................................................................................. 126

Anexo No. 3 Valor de “F2” ...................................................................................................... 127

Anexo No. 4 Valor de “F3” (tubing 2 7/8) ................................................................................. 128

Anexo No. 5 Valor de “F3” (tubing 3 ½).................................................................................. 129

Anexo No. 6 Pozos productores de petróleo con captación de gas........................................... 129

Anexo No. 6 Pozos productores de petróleo con captación de gas........................................... 130

Anexo No. 7 Unidad convencional ........................................................................................... 131

Anexo No. 8 Unidad de Bombeo balanceada por aire .............................................................. 132

Anexo No. 9 Sistema neumático del contrapeso....................................................................... 133

Anexo No. 10 Designación API................................................................................................ 134

XVII

RESUMEN

Este trabajo se origina en la necesidad de ofrecer conocimientos operacionales en los

pozos con sistemas de levantamiento mecánico. Se inicia con la descripción de los

métodos que se utilizan para la ejecución del trabajo, la descripción de los equipos y las

operaciones de reacondicionamiento previas a la instalación del sistema de bombeo

mecánico.

Para mejor conocimiento, doy una breve clasificación y descripciones de los varios

tipos de balancines mecánicos que existen en la industria en general.

Además, este trabajo enfoca al conocimiento para generar soluciones a los problemas

que se presentan en pozo las parafinas y los asfáltenos. Por lo tanto, es necesario ofrecer

alternativas de solución a este problema y, una de las mejores alternativas es la

remoción químico-térmica.

Puesto que el bombeo mecánico se ha constituido en el levantamiento artificial más

económico en los últimos tiempos en algunos campos de Petroproducción, llegando a

ser el sistema de levantamiento artificial utilizado para producciones menores, éste

sistema también es el más usado por la compañía Tecpetrol en el campo Bermejo y

otras compañías operadoras privadas.

Finalmente, en el capítulo V, se termina con las conclusiones y recomendaciones

obtenidas luego de la instalación.

XVIII

SUMMARY

This work originates in the necessity of offering operational knowledge in wells with

mechanical artificial lift systems. It begins with the description of the methods that are

used for the execution of the work, the equipment description and the previous work

over operations for running the mechanic pumping system.

For better knowledge, I give a brief classification and descriptions of the several types

of mechanical beams that exist in the oil industry.

Also, this work focuses to the knowledge to generate solutions to the problems that are

presented in well like paraffin and the asphalts. Therefore, it is necessary to offer

alternative of solution to this problem and, one of the best alternatives is the chemical-

thermal removal.

Since at present time, the mechanical pumping has been constituted in the most

economic artificial lift in some fields of Petroproducción, mentioned artificial lift

system is the common system for small fluid productions. This system is also used for

the company Tecpetrol in the Bermejo field and other private operators.

Finally, in Chapter V, this work finished with conclusions and recommendations

regarding running in of the mechanical pump assembly.

1

CAPÍTULO I

2

CAPÍTULO 1

1. INTRODUCCIÓN

Puesto que el bombeo mecánico se ha constituido en el levantamiento artificial más

económico en los últimos tiempos en algunos campos de Petroproducción, llegando a

ser el sistema de levantamiento artificial utilizado para producciones menores, este

sistema también es el más usado por la compañía Tecpetrol en el campo Bermejo y

otras compañías operadoras privadas.

El conocimiento de las técnicas de operación debe ser básicamente una necesidad

de todo profesional con deseos de superación y con la firme intención de poner en

práctica esos conocimiento a los sistemas de levantamiento artificial, por

consiguiente, este trabajo, propone dar a conocer como se operan los equipos de

bombeo de mecánico, sus componentes, las normas para una mayor seguridad del

personal de operaciones.

1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Explicar las técnicas operativas del Sistema de Levantamiento Artificial Mecánico

implementadas en el pozo Guanta 9.

3

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Exponer la dinámica operacional para la implementación del sistema de

levantamiento Mecánico.

• Comparar las ventajas y desventajas de diferentes tipos de equipos

• Mostrar el funcionamiento del sistema de extracción en el pozo Guanta 9.

1.2 JUSTIFICACIÓN

Perfeccionar el funcionamiento de un sistema de extracción es lograr un funcionamiento

que asegure extraer del pozo la máxima cantidad de fluido que los reservorios puedan

aportar, con el mínimo consumo energético y costo operativo; mantener el régimen de

operación equilibrado, ni sobredimensionado ni subdimensionado; tener en cuenta las

dificultades de la extracción, la presencia de gas, de arena, de parafinas, agresividad del

fluido, etc. El sistema debe consumir el mínimo de energía, eléctrica o calórica,

compatible con la máxima extracción. Y a su vez, esta máxima extracción debe ser

compatible con el potencial productivo de los reservorios.

Esta Tesis mostrará una opción adicional de los avances tecnológicos para la

optimización del levantamiento artificial mecánico que se está aplicando en los campos

petroleros del país.

Se explicará cómo funciona un programa para el dimensionamiento y como optimizar el

rendimiento del sistema de bombeo mecánico, se considerará varias aplicaciones y se

desarrollarán procedimientos, con ejemplos para entender mejor el proceso de diseño.

4

1.3 IDEA A DEFENDER

Revelar los avances tecnológicos aplicados al Bombeo Mecánico y la optimización de la

producción que se está logrando en el Pozo Guanta 9.

1.4 VARIABLES

1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE

Instalación del sistema de bombeo Mecánico en el pozo productor Guanta 9

1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE

Parámetros actuales del pozo.

Datos de producción y de reacondicionamiento del pozo Guanta

Características técnicas del sistema de levantamiento artificial Mecánico.

1.5 MARCO DE REFERENCIA

1.5.1 MARCO TEÓRICO

El ingeniero de producción vaticina cuando un pozo dejará de fluir por su propia

energía, de manera que pueda ser puesto inmediatamente a producir con el tipo de

levantamiento artificial más adecuado. Actualmente el Bombeo Electro sumergible es el

más conocido y aplicado, mientras que el Bombeo Mecánico resulta ser más económico

para drenar yacimientos de petróleo liviano y que aun mantiene cierta presión estática.

Los otros dos métodos gas lift e hidráulico, son aplicados en casos particulares, cuándo

los dos métodos anteriores resulten poco atractivos económicamente.

5

Este tipo de sistema de levantamiento artificial surge como una alternativa técnica y

económicamente aplicable en el proceso de producción de petróleo, especialmente en

pozos de baja productividad, en donde los sistemas de producción convencionales como

el gas lift, bombeo hidráulico y bombeo eléctrico sumergible presentan altos costos de

producción por pozo. (1)

En Ecuador, su aplicación data de los años 40, en la explotación de petróleo en los

campos de la Península de Santa Elena en la Región costanera del país, cuyos

yacimientos son someros (baja profundidad), con resultados satisfactorios, sin embargo;

la compleja explotación de los yacimientos únicos en el Distrito Amazónico con

mecanismo de empuje por capa de gas, entrada de agua y el bajo potencial de los pozos,

en algunos casos registran eficiencias bajas.

CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL POZO: 1.6 MARCO CONCEPTUAL

Pozo de desarrollo: Aquel que se perfora en un campo hidrocarburífero con el

propósito de realizar la explotación de sus yacimientos.

Pozo exploratorio: Aquel que se perfora para verificar las posibles acumulaciones de

hidrocarburos entrampados en una estructura detectada por estudios geológicos y

geofísicos.

Pozo inyector: Aquel que se perfora o acondiciona para inyectar influido a fin de

confinarlo o para implementar procesos de recuperación mejorada de hidrocarburos.

6

Reacondicionamiento de pozos: Son trabajos destinados a mejorar la producción de un

pozo. Pueden ser trabajos de reparación de la completación de un pozo o trabajos a la

formación tales como estimulaciones, acidificaciones, fracturamientos, etc.

Revestimiento: Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de perforación,

tubería de acero que se atornilla por piezas y sirve para evitar el desplome de las

paredes, permitiendo una buena marcha en la perforación de un pozo.

Fundamentos hidráulicos generales

Para comprender algunos de los fenómenos que se producen en la operación y en el diseño

de las bombas electro sumergibles, se tienen que revisar algunos conceptos generales:

Densidad

Es la masa por unidad de volumen de una sustancia. Por ejemplo la densidad del agua es de

8.328 lb / gl o 62.4 lb / pie 3 y la densidad del aire es de 0.0752 lb / pie 3 a condiciones

estándar de 14.7 psi y 60 ºF. La densidad es inversamente proporcional a la temperatura, es

decir, si esta sube, la densidad disminuye, porque el volumen aumenta con la temperatura.

Gradiente de presión

Es la presión ejercida por un fluido por cada pie de fluido. El agua fresca o dulce ejerce un

gradiente de presión de 0.433 psi / ft. El gradiente de presión del agua fresca o dulce es el

que se toma como referencia para el diseño de los sistemas de levantamiento artificial. Por

lo tanto, una columna de agua de 50 pies ejercería una presión de 21.65 psi (50 pie * 0.433

7

psi / pie). Para incrementar la presión en un psi se requiere 2.31 pies de incremento en la

profundidad.(2)

Gravedad específica

Es la relación de la densidad o peso específico de un fluido, para la densidad de un fluido

estándar. En los líquidos, el agua es el material de referencia a una temperatura de 4ºC. Para

los gases es el aire a las condiciones estándar de 14.7 psi y 60ºF.

La gravedad API de un crudo se determina empleando el termo-hidrómetro, es decir, se

mide el grado API y la temperatura del líquido. Este valor se lo denomina gravedad

observada y se la debe corregir a 60 ºF mediante tablas de corrección. Con el valor de la

densidad API podemos obtener la gravedad específica. Diez grados API corresponden a una

gravedad específica de 1 que es el caso del agua.

Viscosidad

Es una medida de la resistencia interna que tienen los líquidos y gases para fluir libremente

dentro de una tubería. Los líquidos presentan mayor resistencia que los gases. Entre

líquidos debemos diferenciar la densidad con la viscosidad; por ejemplo, el agua tiene una

densidad de 62.4 lb/ pie 3 y una viscosidad de 1 centipoise a 60 ºF, un petróleo de 30 API

tendrá una densidad de 54.67 lb / pie 3 y podría tener una viscosidad de 10 centipoise.

Como se puede apreciar, a pesar de ser más liviano el petróleo, tiene una mayor resistencia

al flujo en una tubería.

8

La viscosidad es inversamente proporcional a la temperatura, es decir, a mayor temperatura,

menor viscosidad porque disminuye la resistencia al flujo al bajar las fuerzas de cohesión

por efecto del incremento de la temperatura (3)

9

CAPÍTULO II

10

CAPÍTULO II

2. LEVANTAMIENTO MECÁNICO

2.1 INTRODUCCIÓN

El método de bombeo por levantamiento mecánico se fundamenta en elevar el fluido

(petróleo + agua) desde el nivel que este alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de

recolección (estación satélite o tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad

accionada por la columna de varillas que transmiten el movimiento del equipo de

bombeo.

El fluido es conducido hasta la superficie a través de la tubería de producción (tubing) y

de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (flow line) (Figura 1).

La bomba eleva el fluido desde el nivel dinámico y no desde la profundidad donde está

asentada; por lo tanto el trabajo desarrollado será mayor cuanto más bajo se encuentre

dicho nivel. Por ejemplo, si la bomba está asentada a 5.249 pies, pero el nivel dinámico

del pozo es de 1.640 ft, el trabajo desarrollado por la bomba será elevar el fluido desde

los 1640 ft hasta la superficie, más la altura equivalente a la presión de cabeza del pozo.

Para una eficiente extracción será indispensable bajar el nivel de fluido tanto como sea

posible (a fin de evitar aplicar una contrapresión a la formación) sin que ello provoque

un llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y cause el golpe

de fluido.

11

Fig. 1 Balancín para Bombeo mecánico

Fuente: Manual de Lufkin

Elaborado por: Juan Carlos Chanaluisa

2.2 BOMBAS DE PROFUNDIDAD

2.2.1 PARTES COMPONENTES

Las bombas (Fig.2) están compuestas por:

el barril, el pistón,

la válvula de pie (standing valve),

la válvula viajera (traveling valve) y

Los accesorios:

12

jaula de válvulas,

adaptador del pistón,

vástago con conectores especiales en ambos extremos

guía del vástago (rod guide),

cupla del vástago (rod coupling), etc.

Fig.2 Bombas de Profundidad

Fuente: Manual de Kobe


13

2.3 FUNCIONAMIENTO

En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la válvula viajera (T.V.) y es

desplazado por el pistón hacia la superficie. El ascenso del pistón causa una

disminución de presión sobre la válvula de pie, por lo que esta se abre, permitiendo el

ingreso de fluido de la formación a la bomba.

En la carrera descendente el movimiento del pistón incrementa la presión en la cámara

entre ambas válvulas, lo que provoca la apertura de la válvula viajera (T.V.) y el cierre

de la válvula de pie (S.V.). El peso de la columna de fluido se transfiere de las varillas

al tubing y el fluido que pasa a través de la válvula viajera será elevado en la próxima

carrera ascendente del pistón.

En la carrera ascendente el peso del fluido actúa sobre la válvula viajera y en

consecuencia sobre las varillas; y en la descendente el peso del fluido actúa sobre la

válvula de pie. Como la bomba está asentada en el tubing, la carga del fluido se

transmite al mismo. Por lo tanto, en la carrera ascendente las varillas se alargan

(deformación elástica) y vuelven a su longitud inicial en la descendente. El tubing se

alarga en la carrera descendente y vuelve a su longitud inicial en la ascendente.

Dichos movimientos pueden ocasionar desgastes en el casing, cuplas del tubing y de las

varillas. Como veremos más adelante, para evitar el movimiento del tubing y los

engastes mencionados se sujeta este al casing con un ancla de tensión. (4)

14

2.4 TIPOS DE BOMBAS

Las bombas de profundidad cuya descripción se efectúa en las páginas siguientes

pueden ser del tipo insertable o de tubing. La diferencia básica entre ambas es que las

primeras se instalan en el interior del tubing y se bajan al pozo con las varillas,

fijándolas a la tubería en un niple asiento al efecto. Las bombas de tubing se conectan a

la tubería de producción y se bajan al pozo formando una parte integral de la columna,

luego, se bajarán las varillas de bombeo con el pistón.

En el anexo 10, se indica la designación API, de las bombas estándar de pistón

metálico utilizadas en nuestra operación. (5)

Ejemplos:

-Bomba insertable 25-200 - RWBC 24-5: bomba para ser utilizada en tubing de 2-7/8",

diámetro pistón 2", tipo insertable, de pared fina, asiento inferior tipo de copas, con

longitud de barril de 24' y longitud de pistón 5' sin extensiones (2-1/2 x 2 x 24 BHD) -

Bomba de tubing 30-275 - THBM 20-5: bomba para ser utilizada en tubing de 3-1/2",

diámetro de pistón 2-3/4", tipo tubing pump de pared gruesa, asiento inferior tipo

mecánico, con longitud de barril de 20' y longitud de pistón 5' sin extensiones. (3-1/2 X

2-3/4 X 20 tubing pump)

Las más utilizadas son las del tipo insertable. Las bombas de tubing se usan en aquellos

pozos cuya producción potencial supera la capacidad de una bomba insertable para el

mismo diámetro de tubing.

15

2.5 DESIGNACIÓN DE LAS BOMBAS EN LA OPERACIÓN

En la designación de las bombas deberá especificarse:

Tipo de bomba.

Diámetro del pistón.

Los diámetros que utilizamos para bombas insertables son:

En tubing de 2-7/8": pistones de 1-1/2", 1-3/4" y 2";

En tubing de 3-1/2": pistón de 2-1/2"

Para bombas de tubing los pistones de uso común son:

En tubing de 2-7/8": pistón de 2-1/4";

En tubing de 3-1/2": pistón de 2-3/4"

Longitud del pistón.

Depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio de adoptar la

longitud del pistón de 1' cada 1000' de profundidad. En nuestra operación la longitud

estándar del pistón es 5'.

Longitud del barril.

Las que utilizamos son de 16' y 24', las de 16' se utilizan para A.I.B. de carreras de hasta

86".

16

Espesor de pared del barril.

En bombas insertables usamos barriles de pared gruesa con diámetros de pistón 1-3/4",

1-1/2" y 2" (en pozos profundos, las de 2” de pared gruesa no pueden ser instaladas con

doble asiento). En bombas de tubing utilizamos barriles de pared gruesa únicamente.

Tipos de asientos.

BHD: asiento de copas inferior

MHD: asiento mecánico inferior

THD: asiento de copas superior (no lo utilizamos en nuestra operación)

MHD-THD: doble asiento, mecánico inferior y de copas superior.

Luz entre pistón y barril.

Expresado en milésimas de pulgada, por ejemplo, una luz de 0.007" se indica (-7). La

luz del pistón se suma al desgaste del barril si lo hubiera.

Luces utilizadas entre 0.004" y 0.006".

Ejemplos:

Bomba insertable para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal (diámetro

interior 2 -1/2"), con pistón de 2", largo de barril 24', luz de pistón 0.006", longitud de

pistón 5' y asiento de copas inferior.

Bomba insertable 2-1/2" x 2" x 24', (-6), BHD API 25-200-RWBC-24-5

17

Bomba de tubing para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal (diámetro

interior 2-1/2"), con pistón de 2-1/4" largo de barril 24', luz de pistón 0.004" y luz de

barril 0.002", longitud de pistón 5', válvula de pie con asiento mecánico inferior.

Bomba de tubing 2-7/8" x 2-1/4" x 24', (-6), MHD API 25-225-THM-24-5

Nota: como puede verse en los ejemplos, el espesor de pared, barril de pared gruesa o

fina normalmente no se indica, dado que en nuestra operación están estandarizados de

acuerdo al tipo de bomba y su diámetro (punto e). Respecto del largo del pistón,

solamente se indica si la longitud del mismo difiere de la medida estándar de 5' (punto).

2.6 BOMBAS INSERTABLES

Las bombas de tipo insertable se bajan y sacan del pozo con las varillas, y se las fija al

tubing en un niple asiento que se baja previamente con éstos. Un esquema de una

bomba insertable tipo puede verse en la Fig. 4 con los nombres de las principales partes

componentes.

18

Fig.3 Bomba Insertable



Una bomba con asiento de copas en la parte superior de la bomba y asiento mecánico en

la parte inferior se denomina MHD-THD (doble asiento). Existen dos tipos de asientos

para bombas: común y mecánico; ambos tipos con el niple de asiento correspondiente

(que va enroscado en el tubing)

Asiento común: Tiene copas, espaciadas con anillos de acero en el mandril. Este

conjunto se puede colocar en la parte superior de la bomba (top hold-down) o en la parte

19

inferior de la misma (bottom hold-down). Cuando la bomba se baja al pozo el mandril

del asiento, que tiene un diámetro mayor que cualquier otra parte de la bomba, se pone

en contacto con el niple de asiento que ha sido bajado con la columna de tubing. Este

conjunto forma un sello por fricción que mantiene a la bomba firmemente ajustada al

tubing. (El material de las copas depende de las necesidades propias del yacimiento y

sus características).

Sobre las copas el mandril tiene un anillo tope que impide que la bomba pase a través

del asiento.

Asiento mecánico: Puede utilizarse solamente como bottom hold-down. Los

fabricantes recomiendan este tipo de asiento especialmente para los pozos profundos. Su

encastre de tipo positivo hace más difícil que se desasiente mientras esté en operación.

Limitaciones del asiento superior (top hold-down). El asiento a copas superior tiene

su limitación de acuerdo a la profundidad a la que se inserte la bomba y al nivel de

fluido del pozo. Esto es debido a la diferencia de presiones que actúan dentro y fuera del

barril por las respectivas columnas de fluido, las que incidirán en mayor grado cuanto

más profunda esté la bomba y menor sea el nivel de fluido. Sobre la superficie interior

del barril actúa la presión ejercida por la columna de fluido de tubing más la presión de

la línea que tiende a deformar el barril. Cuando el nivel de fluido es bajo, la presión

sobre la superficie exterior del barril será también baja y el barril tenderá a deformarse

aún más.

20

Dicha deformación disminuye el rendimiento de la bomba y puede provocar la rotura

del cuerpo del barril o en las conexiones. Nuestra experiencia nos indica que no es

conveniente utilizar el asiento top hold-down por debajo de los 1000 m, salvo en los

casos especiales de pozos con alto nivel de fluido.

2.7 CRITERIO DE SELECCIÓN DE BOMBAS INSERTABLES

Los problemas más comunes que presentan los fluidos de nuestros yacimientos para ser

bombeados son:

Deposición de arena

Pozos con gas

Petróleo viscoso

Incrustaciones varias.

2.7.1 DEPOSICIÓN DE ARENA. La arena que suele transportar en suspensión el fluido origina

los siguientes problemas en el bombeo mecánico:

2.7.1.1 Desgaste de válvulas. Cuando una a más partículas de arena quedan atrapadas

entre la bola y el asiento de las válvulas, se impide el cierre perfecto y

consecuentemente la hermeticidad. Esta situación permitirá que el fluido acompañado

por los granos abrasivos, se desplace a alta velocidad y desgaste fácilmente los

asientos, formando hendiduras y canaletas. Es aconsejable para tales casos instalar dos

válvulas viajeras y dos de pie porque es casi improbable que simultáneamente, pierdan

dos válvulas, pero será necesario tener en cuenta que la pérdida de carga o caída de

21

presión que se produzca ante petróleos viscosos no permitirá el buen llenado del barril

provocando liberación de gas y el consecuente bloqueo.

2.7.1.2 Acumulación de arena entre barril y tubing atascando la bomba: esto hace

necesario sacar el tubing para poder cambiar la bomba. Normalmente se utiliza con

doble asiento, asiento mecánico inferior y a copas el superior. Se adjunta dibujo de niple

tubing para bomba doble asiento (para 16' y 24 pies). En los pozos poco profundos del

orden de 1000 m, o en aquellos más profundos con buen nivel de fluido es suficiente el

anclaje superior a copas para prevenir el problema.

2.7.1.3 Desgaste del pistón y el barril.- Produciendo a veces el atascamiento del pistón.

En estos casos se trata de adecuar las características de la bomba a las condiciones

particulares del pozo y de acuerdo a los resultados previos obtenidos en pozos similares.

Las técnicas que normalmente se aplican en nuestra operación son:

Instalar filtros, (El tipo Parisi está compuesto por dos elementos principales: una

envoltura exterior, perforada de acero, y un filtro interior, unidad filtrante, normalmente

de acero inoxidable son del tipo desarmable, para poder limpiarlos y repararlos, en

medidas de 2- 7/8" y 3-1/2").

22

Fig.4 Filtro Parisi

Fuente: Petroproducción


Utilizar válvulas de retención de arena

Adecuar la luz entre pistón y barril de la bomba

Utilizar pistones con anillos. Hay varios tipos, uno de ellos es el llamado de presión

activada del tipo de sello laberinto, donde una porción de la carga de fluido se

transfiere, o reparte en cada anillo en la carrera ascendente. La presión hidrostática,

expande los anillos y hacen contacto con el barril de la bomba.

23

La parte superior de los anillos es cóncava para lograr este efecto. En la carrera

descendente, los anillos se contraen y el pistón se desplaza libre sin fricciones,

limpiando las pequeñas partículas de arena o suciedad.

Utilizar pistón Lubri-plunger. Tiene la particularidad de contar con solo dos sellos en

los extremos, de composición especial, resistentes a la abrasión y fundamentalmente

una importante disminución de diámetro entre ambos, que permite, en un

alojamiento estanco, mantener un lubricante que cumplirá la función en las distintas

carreras de lubricar el barril y permitir que los extremos sellantes del pistón, se vean

favorecidos en su recorrido. De esta forma se impide el ingreso de arena / sólidos al

espacio anular pistón / barril.

Al no haber escurrimiento entre pistón y barril, podemos considerar que su

eficiencia es alta.

De las soluciones indicadas la más importante a considerar es el valor de la luz entre

pistón y barril. Nuestra experiencia nos indica que dicha luz deberá ser la menor posible

a fin de no permitir que los pequeños granos de arena que decanten puedan pasar a

través del espacio entre el pistón y el barril, evitándose de esta manera el excesivo

desgaste y atascamiento del pistón. El valor de luz que se adopte deberá además

asegurar un libre movimiento del pistón.

Cuando sea posible extraer muestras de arena del pozo, o también cuando se recupere

arena que ha quedado retenida en la bomba se puede efectuar un ensayo granulométrico

para determinar el valor de la luz entre pistón y barril más adecuado.

24

En general, para pozos productores de arena, la luz entre pistón y barril no debería

superar 0.003", dependiendo ello de las condiciones particulares de cada pozo,

viscosidad del petróleo y porcentaje de agua. Para el caso que sea necesario luces más

altas deberá consultarse con el Ingeniero de Producción.

La decantación de la arena cuyos inconvenientes se citaron en (b) y (c) se agrava cuanto

mayor sea el tamaño de las partículas de arena y cuanto menor sea la viscosidad del

fluido especialmente si el bombeo se detiene por tiempos prolongados.

2.7.2 POZOS CON GAS

El gas disminuye el rendimiento de la bomba ya que ocupa un volumen que de no estar

presente ocuparía el fluido. En casos extremos el gas ocupa todo el volumen del barril

con lo cual la bomba se bloquea y deja de producir. Lo que ocurre es que el gas se

comporta como un resorte, en la carrera ascendente se expande y en la descendente se

comprime, impidiendo que la válvula viajera (T.V.) se abra para desalojarlo del barril.

En estos casos es necesario asegurarse que, durante el bombeo, el espacio que queda

entre las válvulas de la bomba al final de la carrera descendente sea el mínimo posible.

Para constatarlo, se puede maniobrar el pozo “golpeando y re-espaciando la bomba”.

A continuación se indican algunas recomendaciones prácticas y la descripción de

dispositivos especiales que se aplican para pozos con gas:

25

a. Utilizar bombas con menor separación entre válvulas (Aproximadamente 3-1/2”

menos que las bombas utilizadas).

b. Espaciar adecuadamente la bomba de modo de reducir al mínimo el espacio nocivo.

Esto se efectúa regulando manualmente la posición de la grapa del vástago pulido

hasta lograr el efecto deseado.

Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo. De esta forma se logra mayor

tiempo para el llenado de la bomba y por consiguiente mejora el rendimiento.

Profundizar la bomba, de manera que quede por debajo de la zona productora de alta

relación gas-petróleo.

2.8 SEPARADORES DE GAS

Llamados también "anclas de gas" son utilizados en nuestra operación en aquellos pozos

que debido a su alta relación gas-petróleo, no se logran buenos resultados con las

técnicas y dispositivos descritos.

(a) Cuando el pozo tiene suficiente profundidad a continuación de los punzados, puede

utilizarse un separador de gas denominado "ancla natural" en el cual la succión de la

bomba se ubica por debajo de las zonas productivas (Fig. 16). El tubo de succión lo

constituye un tramo de tubing con perforaciones o ranuras que va instalado a

continuación de la bomba. Este tipo de ancla permite la mejor separación gas-líquido ya

que el gas producido estará por encima de la bomba y la sección de pasaje del fluido es

26

la máxima posible que pueda lograrse con cualquier otro tipo de ancla de gas. Para un

mejor resultado es recomendable, cuando sea posible, que la succión de la bomba se

ubique a 14.76 ft debajo del punzado productivo más profundo, como mínimo. (6)

(b). En éste la instalación se completa con un packer que se ubica por encima de las

zonas productoras a fin de que pueda liberarse el gas. El fluido llega a la bomba a través

de un conducto con entrada en la parte inferior y el gas asciende por el espacio anular.

Fig. 5 Separador de gas



27

Su utilidad está condicionada a la ubicación de las zonas productivas y al nivel de luido

por lo que deberá seleccionarse muy bien los pozos en los que se instalará.

Los proveedores de equipamiento de producción, orientados al Bombeo Mecánico,

permanentemente están experimentando con nuevos diseños y algunos de ellos se

recomiendan para ensayar.

2.9 PETRÓLEO VISCOSO

El petróleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamiento del pistón y a su

desplazamiento a través de la tubería de producción, provocando sobrecargas en los

componentes del sistema de bombeo.

En nuestra operación se aplican distintas técnicas para su extracción:

Utilizar pistones de menor longitud (2' a 3').

Utilizar jaulas con mayor paso de fluido.

Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (G.P.M).

Utilizar bombas con mayor luz entre pistón y barril.

En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20%, la inyección de

demulsionantes por el anular casing - tubing.

Producir por casing: Esta técnica se utiliza para petróleos del orden de 10° a 16°

API para reducir el alto rango de cargas a que estaría sometido el sistema con el

bombeo tradicional. La instalación, consiste en la ubicación de un packer sobre

los punzados y un tubing perforado sobre el packer.

28

El fluido producido pasa por el tubing perforado y de éste a la superficie a través

del espacio anular casing-tubing. La cañería de producción se llena normalmente

con gasoil o kerosene para reducir la fricción en el movimiento de las varillas y

de esta forma permitir aumentar los G.P.M. con el consiguiente incremento de

producción.

2.10 INCRUSTACIONES

En algunos pozos de nuestra operación se han observado incrustaciones de algún tipo,

en distintas partes de la bomba. Normalmente se acumula en las paredes del barril hasta

que por su espesor origina el atascamiento del pistón, sobre los asientos de las válvulas,

en especial de la de pie. Tiene el mismo efecto que los granos de arena.

En casos de alta concentración se producen obturaciones parciales de bar-collar, jaula

de válvula de pie y filtros. La precipitación de los carbonatos y la incrustación resultante

se produce en este caso, por la caída de presión que experimenta el fluido a través de la

bomba, por lo que se aplican las mismas recomendaciones prácticas indicadas para el

bombeo de pozos con gas.

2.11 BOMBAS DE TUBING

Las bombas de tubing son utilizadas para la extracción de mayores volúmenes de fluido.

Se las usa en aquellos pozos cuya producción potencial supera la capacidad de una

bomba insertable, para el mismo diámetro de tubing.

29

Las bombas de uso común son las de pistón de 2-1/4" utilizadas en tubing de 2-7/8" y

las de 2-3/4" usadas en tubing de 2-7/8" y 3-1/2". En este tipo de bombas, el barril con

el niple asiento y la válvula de pie instalada se bajan con los tubing y el pistón con las

varillas de bombeo. En el caso de tener que recuperarse la válvula de pie y/o el pistón

puede efectuarse esta operación sin retirar la cañería de producción. Esto es para

bombas de 2-1/4" en tubing de 2-7/8" o bombas de 2-3/4" en tubing de 3-1/2", donde

para recuperar la válvula de pie se giran las varillas con el pistón solidario hacia la

derecha, y se enrosca el pescador en la válvula de pie, recuperando el conjunto pistón-

válvula.

Las bombas de tubing no son recomendables para trabajar en pozos con alta relación

gas-petróleo pues tienen un espacio nocivo grande y se corre el riesgo de bloqueo por

tal motivo. Otra desventaja de este tipo de bomba es al bloquearse no se puede golpear,

ya que de hacerlo podría dañarse el pescador o la conexión de la válvula de pie, que son

las partes que se pondrán en contacto en dicha maniobra.

2.12 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA

La forma de transportar y utilizar las bombas de profundidad está indicada en el Manual

de Procedimientos. Aquí nos limitaremos a transcribir las principales:

2.12.1 TRANSPORTE

En el transporte de bombas de profundidad deberán tomarse todos los cuidados y

precauciones necesarios para que las mismas no se dañen. Deben estar protegidas contra

la oxidación y sus extremos tapados para evitar la entrada de cualquier cuerpo extraño.

30

No deberá permitirse que las bombas estén sueltas o rueden sobre el camión que las

transporta, ni tampoco deberán asegurarse con cadenas o zunchos. Deben estar bien

sujetas y atadas con una faja blanda a efectos de prevenir daños. La bomba deberá ser

transportada en camión, con el vástago hacia adelante.

2.12.2 EN EL POZO

La bomba debe ser colocada en un lugar plano sobre cuatro tacos de madera.

Debe usarse un trozo de maniobra (pony rod) en la parte superior de la bomba para toda

clase de maniobras. La llave de sostén debe ser colocada en la parte superior del

conector (rod coupling) del vástago de la bomba y no en el cuerpo del mismo.

La bomba no debe ser levantada o bajada con el vástago fuera del barril. Se debe sujetar

el vástago dentro del barril hasta que la bomba esté en posición vertical utilizando las

grapas al efecto que tienen los equipos de pulling.

Cuando la bomba se acerca al niple de asiento, debe ser bajada lentamente a fin de no

insertarla en el mismo en forma brusca y asentarla con aproximadamente 3.000 lbs., de

peso. Una vez que esté asentada es recomendable bombear unas pocas veces para

asegurarse que está asentada y que tiene recorrido completo del pistón.

Espaciar el pistón lo más bajo posible, dejando suficiente espacio que permita el

estiramiento de las varillas para evitar que el rod coupling golpee contra el rod guide.

31

2.12.3 REPARACIÓN Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD

Se realizan en un taller provisto de todas las herramientas adecuadas con operarios

especializados. Después de su armado y/o reparación se hace un informe de bombas

realizado en la computadora.

Este es un informe similar al API. adaptado a nuestras operaciones y tipos de bombas

utilizadas. Se obtiene de él la siguiente información:

- Tipos de fallas en las bombas

- Duración de las bombas

- Fallas por áreas o distritos

- Tipo de repuestos y cantidades utilizadas

- Materiales extraños encontrados

- Datos por pozos, o por números de bombas

- Accidentes

- Contaminación ambiental

2.13 COLUMNA DE BOMBEO

La columna de bombeo está constituida por las varillas de bombeo, los trozos de

maniobra y el vástago pulido. En esta sección indicaremos las especificaciones

generales de las normas API 11-B y 11-D, según las cuales se construyen dichos

elementos, y diversos aspectos referentes al uso de estos en nuestra operación.

32

2.13.1 VARILLAS Y TROZOS

Materiales. Las varillas de bombeo (sucker rod) y los trozos de maniobra (pony rod) se

fabrican en los grados K, C y D, y deben responder a las especificaciones indicadas en

la Tabla 1.

Tabla 1 Propiedades químicas y mecánicas

Resistencia a la rotura tracciónGrado Composición Química Mínimo

(psi) Máximo

(psi) K Acero AISI 46 XX 85000 115000 C Acero AISI 1035 90000 115000 D Acero al carbono o aleado 115000 140000

UHS-NR Acero 4142 140000 150000 NORRIS-97 Acero 4142 140000 150000



Cuplas y protección de rosca.- Salvo que se indique lo contrario, todas las varillas de

bombeo serán suministradas con una cupla ensamblada en uno de los extremos. Las

roscas expuestas (pin y cuplas) serán provistas con guardaroscas.

2.13.2 CUPLAS Y REDUCCIONES

2.13.2.1 Tipos. Las cuplas y reducciones pueden ser del tipo "fullsize" (mayor diámetro)

o "slimhole" (menor diámetro). En nuestra operación utilizamos las cuplas "fullsize" de

diámetros 3/4" y 7/8" y las "slimhole" de diámetro 1" en tubing de 2 -7/8".

También pueden ser lisas exteriormente o con rebaje para llave; en nuestra operación

utilizamos las primeras. (7)

33

2.13.2.2 Clase. Se refiere a la especificación de los materiales, las cuplas y reducciones

que usamos son clase T, UHS y N-97, con dureza Rockwell "C" según se indica:

Clase Dureza Rockwell "C"

T Mínimo 23 - Máximo 26

UHS Mínimo 30 - Máximo 34

N-97 Mínimo 56 - Máximo 62

Dimensiones. Las dimensiones de las cuplas y reducciones "fullsize'' y "slimhole" serán

de acuerdo a lo indicado en las tablas IV y V.

Tabla 2 Cuplas y Reducciones

CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SIZE

Diámetrovarilla

Diámetroexterior

(W)

Longitudmínima

(NL)

Para utilizar en Tubing

OD mínimo 3/4" 1-5/8" 4" 2-3/8"

7/8" 1-13/16" 4" 2-7/8"

1" 2-3/16" 4" 3-1/2"

CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SLIMHOLE

Diámetrovarilla

Diámetroexterior

(W)

Longitudmínima

(NL)

Para utilizar en Tubing

OD mínimo 3/4" 1-1/2" 4" 2-1/16"

7/8" 1-5/8" 4" 2-3/8"

1" 2" 4" 2-7/8"



34

2.13.3 VÁSTAGO PULIDO

2.13.3.1 Dimensiones generales. A continuación se indican las dimensiones de los

vástagos que utilizados en la operación:

Tabla 3 Dimensiones de los Vástagos

Diámetro Exterior

(Pulgadas)

Longitud(Pie)

Diámetro nominal del pin

(Pulgadas) 1-1/4" 16-22 1-3/16"

1-1/2" 16-22 1-3/8"



2.13.3.2 Material. Los vástagos que utilizamos son construidos de acero al carbono

SAE 1045 con límite de fluencia mínimo de 80000 psi. Para fluidos corrosivos se

utilizan vástagos de las mismas características pero metalizados.

2.13.4 CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS

2.13.4.1 VARILLAS

Pin. No deberá tener filetes con flancos disparejos o partes faltantes de material o

fisuras del material provocados por el forjado. La longitud de la rosca será de acuerdo a

lo que se indica:

35

Tabla 4 Varillas

Diámetro varillas (Pulgadas)

Longitud pin(mm)

Longitud rosca (mm)

3/4" 36.5 21.4

7/8" 41.3 24.2

1" 47.6 31.8



Espejos. No deberán tener material arrancado ni presentar golpes o marcas de

maquinado.

Cuerpo. No deberán presentar marcas profundas ni superposición de material

proveniente del laminado de la barra y deberán conservar la sección circular en toda su

longitud.

Las varillas deberán estar razonablemente derechas, para ello se las hará girar sobre

cinco puntos de apoyo y cualquier desviación superior a 1/8" en un giro completo será

motivo de rechazo. (8)

Recalques. No deberán tener superposición de material ni marcas de forjado profundas.

2.13.5 CUPLAS

Espejos. Deberán ser planos sin marcas de material arrancado, engranes, golpes o

señales de maquinado defectuoso.

36

Roscas. Los flancos de los filetes deberán ser lisos sin marcas de arrastre de material.

Desalineación:

Fig. 6 Desalineación:



Para controlar la desalineación entre los ejes de simetría de la rosca de la cupla o

reducción con el de la varilla, se procederá como sigue:

Desalineación paralela. Se deberá medir con un calibre el espesor de pared del cuerpo

de la cupla, para ello se tomarán dos puntos opuestos de medición que pertenezcan a un

mismo diámetro. No se admitirá una diferencia entre ambas medidas mayor que 0.5

mm. (0.020")· Desalineación angular. Se utilizará el calibre patrón preparado al efecto,

enroscándole la cupla a mano hasta hacer tope los espejos.

37

La desalineación angular se controla midiendo con una sonda de espesores el contacto

entre espejos.

2.14 FALLAS COMUNES EN LA CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS

2.14.1 CONEXIÓN DE LAS VARILLAS

Al efectuar las conexiones de las varillas se requiere que cada unión sea ajustada con un

determinado torque que asegure una adecuada pretensión del pin. Esto evitará que se

produzca la separación entre los espejos del pin y de la cupla durante el ciclo de

bombeo, eliminándose la posibilidad de roturas de pin por dicha causa. Debido a las

altas cargas a que las varillas del grado D están sometidas, se tienden a separar los

espejos de los pines de las cuplas. Por este motivo, los valores de torque adoptados son

más altos que los recomendados por la Norma API RP11BR

Se calibra la llave hidráulica solamente con los valores de desplazamiento

circunferencial indicados en la plantilla de control correspondiente al fabricante, (para

varillas de 3/4", 7/8" y 1" de diámetro) que corresponden a 45.000 PSI, 60.000 PSI, o

78.000 PSI, de pretensión de acuerdo al yacimiento y calidad de la varilla utilizada.

Dicho desplazamiento pre-cargará al pin y generará una fuerza de fricción entre las

superficies de los espejos. (9)

2.14.2 OPERACIÓN DE CONEXIÓN DE LAS VARILLAS

La operación de conexión de las varillas se efectúa de la siguiente forma:

38

a. Varillas en uso. Se lubrica la rosca (pin) con una pequeña cantidad de grasa especial

y se enrosca manualmente la varilla hasta que hagan tope los espejos del pin y de la

cupla. En esa posición se marca con tiza, en forma vertical, abarcando el extremo de la

cupla y el diámetro exterior del pin.

A continuación se la afloja y ajusta nuevamente a mano para verificar la línea de

referencia y luego se la ajusta al valor del desplazamiento requerido con la llave

hidráulica. Se mide el valor del desplazamiento con la plantilla correspondiente, y en

caso de no coincidir el valor, se regula la llave y se repite la operación hasta lograr el

desplazamiento correcto. En nuestra operación se repite el control del torque en la

quinta o décima varilla para asegurar que la calibración de la llave se mantenga

constante y luego se repite cada veinte conexiones.

b- Varillas nuevas. La operación se realiza en la misma forma que para varillas en uso

pero efectuando dos veces la operación de ajuste con la llave hidráulica y desenrosque

(doble torque). Finalmente se controla el desplazamiento requerido.

c- Cuplas reducciones. En ambos casos (usadas y nuevas): las mismas deberán ser

ajustadas con el desplazamiento circunferencial, dado por la plantilla correspondiente al

fabricante, para cada diámetro y en forma manual indefectiblemente.

39

2.14.3 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS

a. En la carga y descarga. El movimiento de los cajones de varillas deberá efectuarse

utilizando una viga de carga o soportes adecuados que permitan tomarlos de los

extremos, nunca efectuar esta maniobra tomando el cajón de su punto medio.

Si las varillas se transportan sin embalaje en distancias cortas, las mismas deberán

apoyarse sobre cuatro cuñas de madera como mínimo y distribuidas simétricamente en

su largo. Los apoyos extremos se ubicarán próximos al final de las varillas y cada tanda

horizontal debe estar separada por espaciadores de madera. Se evitará colocar elementos

metálicos que puedan golpear sobre las varillas y se sujetarán al transporte son sogas

blandas.

Las roscas de las varillas nuevas o usadas en depósito deben estar limpias, lubricadas

con aceite SAE 40 e inhibidor de corrosión (50%) y cubiertas con protectores en buen

estado. Cuando se descarguen varillas sueltas en el depósito o en el pozo se las colocará

sobre caballetes de madera (o metálicos debidamente recubiertos) y separadas las tandas

horizontales de la misma forma que lo indicado para el transporte.

b. En operación de pulling. Las varillas deben manipularse con cuidado para evitar

cualquier golpe que pueda dañarlas.

Los pines y las cuplas deberán limpiarse perfectamente tanto en la parte roscada como

en el espejo; toda cupla o pin con rosca en mal estado o con los espejos dañados deberá

ser descartada.

40

Antes de enroscar las varillas para ser bajadas al pozo, debe lubricarse el pin con una

pequeña cantidad de grasa especial.

El torque debe ser controlado en la forma ya indicada y la llave hidráulica deberá

calibrarse nuevamente cuando en la sarta se cambie el diámetro de la varilla. Es

importante previo a la calibración de la llave, hacer circular el sistema hidráulico de la

misma para que el fluido alcance la temperatura normal de funcionamiento.

2.14.4 ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS

Una sarta de varillas correctamente diseñada, observando los cuidados en su manipuleo

que hemos indicado, usando torques correctos y bien operada tendrá un mayor tiempo

de vida y un servicio económico y satisfactorio.

El tiempo de servicio dependerá del control de todas las condiciones que contribuyen a

fallas prematuras, así como a la determinación temprana de las causas de tales fallas y la

corrección del problema. Una rápida identificación de las fallas nos permitirá tomar

medidas correctivas para prevenir la repetición de las mismas, reduciendo los tiempos

de parada y la pérdida de producción que ello implica.

Casi todas las roturas de varillas se deben a fallas por fatiga o por tensión estática.

La falla por tensión estática ocurre por la aplicación de una carga que supera la tensión

de fluencia del material de la varilla. Dicha carga se concentra en un punto de la sarta y

produce la reducción de la sección transversal y la consecuente rotura en ese punto. Este

41

es un tipo poco común de falla y ocurre cuando en una intervención del pozo se tira la

sarta con una fuerza excesiva, como por ejemplo para desasentar una bomba atascada.

Para trabajar con un cierto margen de seguridad, la fuerza de tracción que se aplique a la

sarta nunca deberá ser mayor que el 50 % de la tensión de fluencia del material de la

varilla. En el capítulo de intervenciones de pozos se indica una tabla con los valores

máximos en libras a aplicar sobre el peso de varillas para desasentar bombas insertables.

Todas las otras roturas se producen por fatiga. El término fatiga se refiere a un tipo de

falla en la varilla que ocurre con la aplicación de cargas menores que la tensión de

fluencia y bajo condiciones de cargas cíclicas que ocurren durante el ciclo de bombeo.

La acción de estos esfuerzos repetitivos puede formar en algún punto de la sección

transversal de la varilla pequeñas fisuras, en las que se produce una concentración de

tensiones. El efecto de repetición de los ciclos de carga hace que dichas fisuras se

extiendan en forma progresiva hasta que la sección resistente disminuye y se produce la

rotura sin deformación previa (como si fuera un material frágil). Este efecto es mas

notorio cuando la varilla presenta alguna falla superficial que produce una

concentración de tensiones, la falla progresa gradualmente a través de la barra y en

forma perpendicular al eje de la misma. La falla por fatiga se puede identificar

claramente en la sección de rotura, por una zona grisácea de grano fino y relativamente

pulida (donde se inició la falla) y otra superficie de grano grueso y rugosa de la rotura

propiamente dicha.

42

2.15 CAUSAS DE FALLAS

a. Fallas debido a curvaturas. Las varillas son fabricadas con una desalineación del

cuerpo no mayor de 1/8" en 5'; si el cuerpo de la varilla tiene una desalineación mayor

que la mencionada, la varilla no deberá utilizarse. Si se produce en la barra una

curvatura después que ha sido fabricada se introduce en la misma, cambios en su

estructura metálica y concentración de tensiones que pueden provocar roturas por fatiga.

Dichas curvaturas pueden ocurrir cuando se levanta la varilla de ambos extremos y se

deforma debido a su propio peso.

b. Fallas debido a flexión. Estas fallas ocurren por el movimiento de la sarta durante el

ciclo de bombeo y son provocados por distintas causas tales como: velocidades de

bombeo muy altas, bloqueo de bomba, golpe de fluido y cualquier movimiento de la

sarta que no le permita a ésta moverse lo más verticalmente posible. Tales

circunstancias hacen que la sarta flexione y puedan causar fisuras por fatiga que

provocan la falla por el mismo motivo. Generalmente se coloca sobre la bomba un

tramo de varillas de mayor diámetro a fin de darle peso para mantener la sarta en

tensión y evitar la flexión.

c. Fallas por daños superficiales. Todo daño en la superficie de las varillas y cuplas

provocado por un inadecuado manipuleo de las mismas constituyen puntos de

concentración de tensiones que finalmente provocan fallas por fatiga. De manera que

toda varilla o cupla que presenten marcas de llave, hendiduras profundas, impactos por

golpes, etc. deberán descartarse.

43

En el caso que el elevador de varillas no estuviera en buenas condiciones, deberá

reemplazarse a fin de evitar las fallas que se indican a continuación:

Roturas que se producen en el cuerpo de la varilla, cercanas a la transición entre el

cuerpo y el recalque. En este caso la falla puede ser producida por inclinación del

elevador, que imparte de esta forma una curvatura en la varilla y crea en ese lugar un

punto de concentración de tensiones. Este problema de "elevadores inclinados" (o sea

cuando el cuerpo del mismo no está a 90° con respecto al eje de la varilla) ocurre en

elevadores desgastados o deteriorados debido a la aplicación de sobrecargas.

Roturas en el recalque de la varilla debidas a marcas en el mismo que se producen

cuando el contorno del asiento del elevador está desgastado y no coincide con la forma

de recalque de la varilla. Este contorno suele ser postizo y recambiable, a medida que se

deteriora, y está normalmente construido de un material más blando que el de las

varillas.

Pozos excesivamente desviados, o que se perforaron específicamente de esa manera,

generan en el bombeo inconvenientes de desgaste y rotura prematura de la columna de

producción. Sin la posibilidad de otras técnicas de extracción, debemos apuntar a

optimizar el uso de lo disponible y para ello la centralización de las varillas

acompañadas de rotadores de superficie prolonga la vida de la sarta en forma

importante.

44

Se deberá tener cuidado en la selección de los centralizadores; la rotura de los

mismos complica generalmente no sólo el proceso del bombeo sino que también

obstruyen en forma severa líneas de conducción, válvulas de colectores o manifolds,

separadores etc..

Son recomendables aquellos fusionados a las varillas (de fábrica, o con procesos

similares) y no los independientes que se fijan mecánicamente o por fricción a la varilla.

Con respecto a los rotadores de superficie, hay en el mercado dos proveedores líderes

y ambos dan buenos resultados, HUBER y TULSA.

d. Fallas en las conexiones. El número de fallas en las conexiones se dividen casi

igualmente entre la cupla y el pin. Las roturas de pin y cupla, salvo raras ocasiones, son

siempre el resultado de un torque incorrecto o falta de limpieza en las roscas. Si la unión

tiene poco torque, el espejo del pin y de la cupla se separa en operación provocando

roturas de pin o de cupla por fatiga. La fisura que se produce en el pin suele ubicarse en

la raíz del primer filete de rosca a continuación del undercut. En la cupla se inicia, por

lo general, en la raíz del filete coincidente con el último filete del pin y progresa hacia el

exterior.

Si la unión está pasada de torque el pin estará muy pretensado y cuando deba soportar el

peso de las varillas más el fluido podrá excederse la resistencia del mismo y fallar. Es

muy importante entonces respetar los valores de torque y verificarlo con el calibre de

control.

45

2.16 VARILLA DE 7/8” CON PIN DE 1”

La rotura de pines de 7/8”, en las sartas de varillas, es un problema que las estadísticas

de fallas ponen de manifiesto. Y como una constante en todo tipo de yacimientos.

En la siguiente tabla se muestran las relaciones existentes entre secciones para cada

diámetro de varilla.

Tabla 5 Diámetro de Varilla

DIÁMETRO

CUERPO PIN RELACIÓN

5/8" 197.83 mm2 316.20 mm2 1.60

3/4" 284.88 mm2 423.98 mm2 1.49

7/8" 387.75 mm2 547.94 mm2 1.41

1" 506.45 mm2 762.68 mm2 1.50



En la varilla estándar de 7/8” la relación de área no se mantenía haciendo la zona de pin

más débil y por ende un punto de falla más concentrado dentro de la sarta.

2.17 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)

Como ya se indicó, la tubería de producción se utiliza para conducir el fluido del pozo

hasta la superficie. Por las características de operación este elemento está sometido a

diversos esfuerzos (tracción, presión interna, presión externa) y a desgastes por

rozamiento interior (varillas de bombeo) y exterior contra el casing en las operaciones

de pulling, o en bombeo cuando no está anclado.

46

Consecuentemente, su uso ha obligado a desarrollar diferentes tipos de aceros así como

también distintos tipos de uniones que han permitido trabajar a mayores profundidades

y presiones.

Los tubing se fabrican en distintas calidades según su resistencia, en aceros de grado J-

55, C-75, N-80, P-105, P-110 y de acuerdo a los requerimientos de las normas API 5A,

5 AC y 5 AX (el grado del acero indica el límite de fluencia mínimo en miles de psi).

En Petroproducción utilizan tubings sin costura con recalque externo (EUE) y rosca

redonda de ocho filetes por pulgada (8 rd).

Tabla 6 Dimensiones generales de tubing

(Dimensiones en pulgadas; peso en libras por pie; área en pulgadas cuadradas)

Diámetro externo

Plg. Grado

Peso con

cupla

Diámetro interior

Plg.

Espesor pared Plg.

Área transversal

Plg2.

Diámetro externo cupla

2-3/8" J-55 4.7 1.995 0.190 1.304 3.063

2-7/8" J-55 N-80

6.5 2.44 0.217 1.81 3.668

3-1/2" J-55 9.3 2.992 0.254 2.59 4.5



2.17.1 MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA

Las estibas en la locación deberán hacerse sobre caballetes, tres por tubing o cinco por

tiro doble.

47

No retirar los protectores de las roscas hasta el momento de ser utilizados.

Las roscas y cuplas deben limpiarse con gasoil o kerosén y lubricarse en el momento de

enroscar, con grasa grafitada. Cada vez que se baje tubing deberá correrse un calibre

para su inspección, descartando aquellos por donde no pase este calibre.

Controlar las uniones; las cuplas golpeadas o gastadas al igual que el tubing o cuplas

con roscas deterioradas deberán reemplazarse. Asegurarse que las cuplas sean del

mismo grado de acero que el tubing.

Durante la maniobra debe evitarse la introducción de materias extrañas dentro de los

tubing; y en lo que respecta a la parte exterior deberá evitarse pisar sobre los mismos o

apoyar herramientas y elevadores.

Al iniciar el enrosque hacerlo a mano para evitar el "cruce" de filetes, aplicar los torques

en forma correcta y observar que penetren todos los filetes.

Cuando se mueven tubing de pozo a estiba o viceversa, colocarle el guardarosca para

evitar que se deterioren al deslizar sobre la estiba.

2.17.2 ANCLAJE DEL TUBING

Durante el ciclo de bombeo, la carga de fluido, al actuar alternativamente sobre el

tubing (carrera descendente – válvula viajera abierta) y sobre las varillas (carrera

ascendente - válvula viajera cerrada), provoca estiramientos y acortamientos cíclicos de

48

la tubería. Este movimiento puede causar desgastes de las cuplas por rozamiento con el

casing y disminuir la carrera efectiva del pistón que se traduce en pérdida de

rendimiento de la bomba.

Para evitar dichos inconvenientes se vincula el tubing al casing mediante un "ancla" que

permite mantener traccionada la tubería de producción. Tenemos dos tipos de anclas

catcher: Baker, las cuales se asientan y desasientan en igual forma.

2.18 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DEL ANCLA

En la Fig. 7, se indican las partes componentes del ancla tipo catcher de Baker modelo

B3, utilizada en la operación.

Las cuñas que ajustan contra las paredes del casing tienen entalladuras en dos

direcciones para evitar ambos movimientos verticales, en caso de rotura del tubing las

cuñas impiden el desplazamiento del resto de la tubería hacia el fondo del pozo

facilitando de esta manera las operaciones de pesca.

Para operar el ancla se la baja al pozo de tal forma que los extremos libres de los flejes

centralizadores queden hacia abajo. Estos centralizadores que tienen por objeto no

permitir girar el cono en las operaciones de fijar y librar el ancla, están vinculados en su

extremo superior.

49

Fig. 7. Ancla



Una vez que el ancla está en la profundidad deseada, se gira la tubería de 5 a 8 vueltas a

la izquierda hasta que las cuñas hagan contacto con el casing.

Manteniendo la tubería torsionada se le aplica alternativamente entre 8000 a 10000 lbs

de tensión y peso hasta lograr asentar las cuñas.

Si durante esta operación se llegara a perder la torsión de la tubería se la continuará

girando hasta lograr la torsión necesaria, repitiendo luego la operación.

50

Una vez fijada el ancla se libra la torsión aplicada, se da todo el peso de tubing

suavemente y se tracciona la tubería. El valor de la fuerza a aplicar se determina de

acuerdo al procedimiento de cálculo que se indica más adelante.

a) Librado del ancla. Para librar el ancla se aplica peso y se gira la tubería de 5 a 8

vueltas a la derecha, mientras se la mueve alternativamente hasta eliminar por

completo el torque. Realizado esto se eleva la cañería evitando todo movimiento

hacia la izquierda que pueda desplazar las cuñas.

b) Librado de emergencia. Si en la operación anterior no se logra librar el ancla será

necesario circular el pozo y volver a hacer nuevamente la maniobra de librado.

c) Seguridad en el Trabajo por la Observación Preventiva

Actualmente se utilizan anclas cuyos pernos de seguridad le confieren a la misma una

resistencia total de corte de 60.000 lbs. La resistencia al corte de los pernos del ancla se

determina mediante ensayos del material y de acuerdo a los valores que se obtienen se

colocan en el ancla el número de pernos necesarios para lograr la resistencia total de

corte indicada. De manera tal que según sea la condición de operación que se presente,

habrá que sumar a los pesos de la tubería, varillas y/o fluido, la resistencia total de corte

de los pernos del ancla para estimar las fuerzas necesarias (Fc).

Durante esta maniobra debe tenerse en cuenta que el valor de (Fc) no sobrepase el límite

de fluencia del material de la tubería.

51

En las operaciones se han fijado como valores máximos de (Fc) los que a continuación

se indican:

Tubing 2-7/8" J-55 FC = 85000 Libras

2-7/8" N-80 FC = 123000 Libras

3-1/2" J-55 FC = 121000 Libras

2.18.1 NORMAS A OBSERVAR

a. Antes de bajar el ancla, verificar su correcto funcionamiento, calibrarla y nunca

manipular la misma tomándola de los flejes.

b. En las operaciones de fijar y librar el ancla utilizar llaves manuales.

c. No fijar el ancla en correspondencia con los punzados o sobre tramos de tubería libre

(sin cemento).

d. No ajustar las cuplas del ancla ya que las mismas se enroscan con su correspondiente

torque en el taller de reparación.

e. El ancla se debe instalar lo más próxima posible a la bomba. Si la instalación es con

bomba insertable el ancla podrá ubicarse por arriba o por debajo de la bomba, tratando

de no dejar caños de cola; en el caso de instalaciones con bomba de tubing el ancla debe

ubicarse por arriba de la bomba dejando dos caños libres para operaciones de pulling.

En todos los casos se consultará con el Ingeniero de Producción quién recomendará el

diseño de la instalación.

f. En cada intervención de tubing deberá indicarse en el formulario correspondiente el

valor de la fuerza con que se fijó o libró el ancla y el estiramiento de la tubería.

52

2.18.2 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE

TUBERÍAS CON ANCLA

2.18.2.1 FUERZA A APLICAR A LA TUBERÍA AL FIJAR EL ANCLA

Para el cálculo de la fuerza total (Ft) a aplicar a la tubería se debe tener en cuenta

además del estiramiento que le produce la carga de fluido, los efectos debidos a la

sumergencia de la bomba y a la temperatura del fluido.

La sumergencia de la bomba es la diferencia entre la profundidad a la que ésta se

encuentra y el nivel de fluido del pozo. Normalmente, mientras el pozo no está en

bombeo sube el nivel del fluido (nivel estático), o en el caso de pozos nuevos el nivel

puede estar en boca de pozo. Luego, en bombeo el nivel de fluido se ubicará en una

zona más próxima a la bomba (nivel dinámico).

Recordemos que todo cuerpo sumergido recibe un empuje de abajo hacia arriba cuyo

valor es igual al peso del volumen de fluido desalojado. Quiere decir que el peso del

tubing sumergido variará de acuerdo al nivel de fluido del pozo. Por lo tanto, para que la

tubería quede correctamente traccionada debemos tener en cuenta este efecto en la

determinación de la fuerza a aplicar a la misma.

Referente a la temperatura del fluido sabemos que la misma aumenta con la profundidad

del pozo. La temperatura del fluido en superficie depende entre otros factores del caudal

bombeado, cuanto mayor sea éste, en mayor proporción se transmitirá la temperatura de

fondo a superficie.

53

Cuando el pozo no está en bombeo, la completación de fondo baja su temperatura

tendiendo al gradiente térmico natural de las formaciones. Luego en bombeo se eleva

gradualmente su temperatura, haciendo que la misma se dilate y como consecuencia la

tubería quedará con menor tensión si no tenemos en cuenta este efecto.

El valor de la fuerza total será entonces:

Ft = F1 + F2 - F3 (expresado en libras sobre el peso de la tubería)

Los valores de F1, F2 y F3 son fácilmente obtenidos a partir de tablas proporcionadas

por el fabricante del ancla; las utilizadas en nuestra operación son tipo catcher modelo

B3 de Baker.

a. Determinación de F1. El valor de F1 depende del nivel dinámico, el cual lo

consideramos de acuerdo a los datos disponibles en el archivo del pozo, quedando a

criterio de quien efectúe el cálculo, la confiabilidad de los "sonolog" en cada caso

particular (expresar los niveles en pies; para pasar valores en metros a pies multiplicar

por 3,281). Si no es posible obtener este dato se deberá considerar el caso más

desfavorable, que se producirá cuando el nivel de fluido se encuentre en la bomba,

tomando esa profundidad como nivel dinámico del pozo.

La segunda variable que interviene en la determinación de F1 será la profundidad a la

cual se asentará el ancla (en pies). La tabla correspondiente para determinar el valor de

F1 se encuentra en el anexo 1. Supongamos un ejemplo: tubing 2-7/8", nivel dinámico

5500' y profundidad del ancla a 5500'.

54

El uso de la tabla para determinar el valor de F1 es simple, ya que solamente hay que

buscar sobre el eje horizontal el nivel dinámico del pozo en pies, mientras que sobre el

eje vertical se localiza la profundidad a la que se fijará el ancla (en pies); luego,

trazando paralelas por esos valores a ambos ejes, en su intersección se lee el valor

correspondiente a F1. En definitiva, en el ejemplo se ve que para un nivel dinámico de

5500' y el ancla en la misma profundidad, el valor de F1 es 12480 Libras.

b. Determinación de F2. El valor de F2 depende de la temperatura del fluido del pozo en

superficie y del promedio anual de la temperatura ambiente del yacimiento, medidas en

grados Fahrenheit (°F). Estas temperaturas ya han sido estimadas para nuestra

operación, tomando como temperatura promedio del fluido en superficie 90 °F y como

temperatura ambiente promedio anual de 50 °F. De todas formas, actualizar esta

información, cada vez que se requiere será importante, dado el peso que tiene el dato de

F2 en el cálculo final de estiramientos y tensiones a aplicar.

Recordar que las temperaturas se deben expresar en grados Fahrenheit (°F) y no en

grados celsius (°C), por lo que, si es necesario pasar de (°C) a (°F) debe utilizarse la

siguiente fórmula:

°F = ( C° x 9/5 ) + 32

La temperatura del fluido del pozo en superficie es conveniente tomarla para cada caso

en particular, en especial para aquellos pozos que produzcan grandes caudales de fluido

(por ejemplo los pozos afectados al waterflood) recordando que la misma se expresa en

(°F).

55

Para elegir el valor de F2 se utiliza el anexo 3. La forma de obtener el valor de F2 es

restar a la temperatura del fluido del pozo en superficie la temperatura promedio anual

ambiente, con lo que obtenemos una diferencia que la llamaremos T. Con ese valor de T

buscamos en la tabla. Para nuestro ejemplo T = 40 °F corresponde un valor de F2 =

7500 libras.

c. Determinación de F3. Para determinar el valor F3 se utiliza la tabla del anexo 4. Este

valor está determinado por dos variables. La primera es el nivel estático del pozo en el

momento de fijar el ancla y la segunda la profundidad del ancla. En el caso de pozos

viejos, este nivel puede ser obtenido por medida directa en el momento de sacar la

tubería de producción, ya que si el pozo ha estado parado algún tiempo, en la tubería

puede verse la marca hasta donde llegó el fluido.

En los casos de pozos recién completados a poner en producción la operación de fijar el

ancla se hace con pozo lleno, por lo que tomaremos el mínimo valor que figura en la

tabla: 250' para el nivel estático. Para determinar entonces el valor de F3 hay que buscar

sobre el eje horizontal el nivel estático del pozo en el momento de fijar el ancla (pies),

mientras que sobre el eje vertical se localiza la profundidad a la que se asentará el ancla

(también en pies). Luego, trazando paralelas a ambos ejes por los valores buscados, en

la intersección de éstas se lee el valor de F3 en libras.

En definitiva, en el ejemplo se observa que para un nivel estático de 250' y una

profundidad del ancla de 5500', el valor de F3 es = 90 libras. Si se trata de un pozo en

56

producción cuyo nivel estático se encuentra a 4750', en la tabla encontramos el valor de

F3 = 2840 libras.

d. Cálculo de la fuerza inicial en el tubing “Ft”.

- nivel estático pozo recién completado (lleno)

Ft = F1 + F2 - F3

Ft = 12480 + 7500 - 90 = 19890 libras

- nivel estático pozo en producción (4750')

Ft = 12480 + 7500 - 2840 = 17140 libras

2.18.2.2 CÁLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIÓN DE LA

FUERZA “Ft” A APLICAR

De acuerdo al Manual de Producción-PAE, lo que hacemos es en realidad medir el

estiramiento que se le dará al tubing cuando se fije el ancla, el cual está directamente

relacionado con la tensión Ft que ya calculamos y con la profundidad a la cual se fija el

ancla. El valor de dicho estiramiento se podrá calcular rápidamente mediante la

aplicación de la expresión matemática de la Ley de Hooke.

Ecuación No. 1

AELFe

∗∗

=

Fuente: Ley de Hooke

(1)

57

Donde:

e: estiramiento

F: fuerza de tracción aplicada

L: longitud de la tubería sometida a tracción

E: módulo de elasticidad del material

A: sección transversal de la tubería.

Utilizando unidades usuales y operando la ecuación (1) se obtiene:

- para tubing 2-7/8" - 6.5 lbs/pie

e = 0.22 * F * L

- para tubing 3-1/2" - 9,3 lbs/pie

e = 0.154 * F * L

En las que:

e: pulgadas de estiramiento

F: fuerza en miles de libras

L: longitud en miles de pies

E: 30 * 106 psi

A: sección en pulgadas cuadradas.

Volviendo al ejemplo; tubing 2-7/8", 6.5 lbs/pie, tendremos:

(1) Ft = 19890 libras

e = 0.22 * 19.89 * 5.50 = 24"

(2)

(3)

58

(2) Ft = 17140 libras

e = 0.22 * 17.14 * 5.50 = 20.74" = 20-3/4"

2.18.2.3 FUERZA “Ft” EN CASO DE BAJAR TUBING PROBANDO

HERMETICIDAD

Si el tubing que se baja al pozo se está probando por pérdidas, hay que tener en cuenta

que el peso del agua que hay en su interior ya lo está estirando en un cierto valor, por lo

que al valor de la fuerza (Ft) calculada para una operación normal (sin bajar probando)

hay que restarle el peso de fluido contenido en el tubing desde superficie hasta el nivel

de fluido del pozo en el momento de la operación (nivel estático).

En la Tabla 7 se indican los valores de la fuerza (Ft) en libras y los correspondientes

estiramientos en pulgadas de los tubing 2 -7/8" y 3 -1/2" para distintas profundidades de

asentamiento del ancla. Los valores indicados en dicha tabla se calcularon para niveles

estáticos en boca de pozo, nivel dinámico en bomba (igual valor para la profundidad del

ancla) y un valor diferencial entre la temperatura del fluido en superficie y la

temperatura promedio anual ambiente de 40 °F.

En aquellos pozos cuyas condiciones difieran de las indicadas para dicha tabla, se

procederá al cálculo de tensiones y estiramientos por el método ya descrito.

59

Tabla 7 Fuerza y estiramientos de tuberías utilizando anclas tipo catcher de Baker

Profundidad ancla

Fuerza estiramiento

Tubing 2-7/8" Tubing 3-1/2"

(pies) (metros) (libras) (pulgadas) (libras) (pulgadas) 4000 1219 16500 14.5 24020 14-3/4 4500 1372 17620 17.5 25700 17-3/4 5000 1524 18760 20.5 27390 21 5500 1676 19890 24 29050 24.5 6000 1829 21040 27.5 30740 28.5 6500 1982 22180 31.5 - - 7000 2134 23300 35-3/4 - -



2.19 POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO CON CAPTACIÓN DE GAS

En el anexo 6 se indica un esquema general de la armadura de un pozo productor de

petróleo con sus respectivas conexiones para captar el gas del casing (líneas B y C). En

estos pozos cuya producción de gas asociado al petróleo es importante y que no están

conectados al sistema de captación de baja presión, se utiliza una armadura con la

conexión de la línea (B). El gas es conducido junto con el petróleo a través de la línea

del pozo hasta la estación satélite donde ingresa a un separador gas-petróleo, y luego de

deshidratar el gas en la misma estación se lo deriva al sistema de distribución general.

En aquellas estaciones que no cuentan con instalaciones para deshidratar el gas, se lo

deriva hacia afuera, hasta tanto se complete dicha instalación o se le conecte al sistema

de baja presión.

60

En el caso de pozos ubicados en zonas que cuentan con el sistema de captación de baja

se utiliza la misma armadura, pero a adicionándole la conexión (C) que le permite

conectar el gas del casing a dicho sistema. En este caso la válvula de la conexión (B)

permanece cerrada. La conexión (B) puede habilitarse únicamente cuando se verifiquen

problemas de conducción por congelamiento en la línea que lo conecta al sistema de

baja presión. En los dos tipos descritos de armaduras, obviamente se mantiene cerrada

la válvula de la línea de derivación a pileta. La misma es utilizada en algunas

intervenciones cuando se requiere efectuar la operación de circular el pozo.

2.20 POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO SIN CAPTACIÓN DE GAS

En los pozos cuya producción de gas es despreciable o en aquellos con porcentajes

bajos de anhídrido carbónico se utiliza una armadura sin las conexiones (B) y (C).

61

CAPÍTULO III

62

CAPÍTULO III

3. UNIDADES DE BOMBEO CON BALANCIN

En general hay tres tipos básicos de unidades de bombeo con balancín, las que se

diferencian por su geometría y clase de contrapeso:

1. Unidad convencional

2. Unidad balanceada a aire

3. Unidad de geometría especial (Mark II)

3.1 TIPOS DE UNIDADES

La unidad convencional basa su geometría en un sistema de palanca de clase I con

punto de apoyo en el medio de la viga balancín y, emplea contrapesos mecánicos. En el

anexo 7, se muestra una unidad convencional con la descripción de los distintos

elementos componentes.

La unidad balanceada a aire anexo 8, utiliza un sistema de palanca de clase III con

punto de apoyo en el extremo del balancín y es de empuje ascendente simétrico. En el

anexo 9, se muestra un esquema de las tres geometrías. (10).

La unidad de geometría especial utiliza un sistema de palanca de clase III, de empuje

ascendente a simétrico y contrapeso mecánico. Los elementos que componen esta

unidad se denominan como los de la unidad convencional con la diferencia que el

conjunto de articulación del balancín se denomina cojinetes del poste maestro.

63

A pesar de que es difícil generalizar, la geometría de la unidad de bombeo tiene un

efecto significativo sobre las cargas en la estructura y en las varillas, el torque del

reductor y el recorrido neto del pistón de la bomba.

a. Cargas en la estructura y en las varillas. Las cargas más importantes a considerar son

las debidas al peso de las varillas, el peso del fluido y las aceleraciones máximas a que

están sujetos durante el ciclo de bombeo. Dado que la carga sobre el vástago (fuerza) es

igual al producto de la masa por la aceleración, el pico de carga en el vástago ocurrirá

cuando la máxima masa (de varillas y de fluido) es elevada con la máxima aceleración.

Cuanto más baja sea esta aceleración menor será la fuerza requerida para elevar las

varillas y el fluido y, menores serán los esfuerzos en las varillas y la carga estructural en

la unidad.

Por la ubicación del mecanismo biela-manivela la unidad convencional produce la

inversión de la carrera del vástago en el punto muerto inferior con aceleración

relativamente alta, y la inversión en el punto muerto superior con aceleración

relativamente baja. Este es el principal inconveniente de la unidad convencional, es

decir que al final de la carrera descendente (comienzo de la ascendente), cuando la

válvula viajera se está cerrando y el peso de fluido es transferido a las varillas, la

aceleración está en su máximo. Consecuentemente la estructura y las varillas soportarán

la máxima carga.

En las unidades con sistema de palanca clase III (balanceadas a aire y Mark II) las

características de aceleración están invertidas. El sistema de empuje ascendente

64

comienza la carrera ascendente con baja aceleración (menor que en la unidad

convencional) pero hace que la reversión en el tope sea algo más rápida que en la

unidad convencional. Esta es la principal ventaja de las unidades clase III ya que

mueven la máxima carga de varillas y fluido al dejar el fondo con aceleración

relativamente baja.

b. Torque en el reductor. Cuando se menciona el torque sabemos que se trata del

producto de una fuerza por un brazo de palanca; en las unidades de bombeo el torque

normalmente se expresa en libras-pulgadas. El brazo de palanca es la distancia del

centro del eje de salida del reductor al centro del perno de biela; esta distancia define la

carrera del equipo y es regulable.

La fuerza proviene de la variación de cargas que transmite el balancín y el efecto del

contrapeso durante el ciclo de bombeo.

El torque máximo es el torque con que se puede hacer trabajar el reductor de la unidad

sin peligro de roturas en el mismo. Al igual que la carga estructural máxima y la carrera

máxima, el torque máximo del reductor está especificado por las normas API en base a

las cuales las unidades se fabrican en distintas capacidades de torque: 6400 lbs pulg a

3.648.000 lbs pulg. (API STD 11 E Tabla 2-2, Sup. 2, Marzo, 1981).

Las unidades de bombeo se balancean para disminuir los picos de torque sobre el

reductor y las demandas de potencia en la instalación, de manera que el amplio rango de

65

variación de cargas sobre el vástago se traduzca en una carga torsional lo más suave y

uniforme posible en el reductor de velocidad y de la unidad motriz.

En las unidades convencionales y Mark II el balanceo se efectúa desplazando los

contrapesos hacia el extremo de la manivela para aumentar su efecto, o hacia el eje del

reductor para disminuirlo. Dicho desplazamiento se realiza en la mayoría de las

unidades, por medio de un piñón removible cuyo eje se ubica en el alojamiento que

tiene el contrapeso y engrana en la cremallera de la manivela. En las unidades

balanceadas a aire el efecto del contrapeso se logra por acción del aire comprimido en el

cilindro.

Para determinar con bastante aproximación si la unidad de bombeo está bien

balanceada, en la práctica se recurre a distintos métodos según sea el tipo de

accionamiento de la misma (motor de combustión interna o eléctrica). En el caso de un

motor de combustión interna, si produce el mismo sonido de marcha en la carrera

ascendente y descendente del equipo, significa que la carga que recibe el motor es

similar en ambas carreras y el equipo estaría bien contrapesado. Por el contrario, si el

motor recibe mayor carga en la carrera ascendente o viceversa se tendrá que regular el

contrapeso de manera de aumentar su efecto en el primer caso y disminuirlo en el

segundo.

Para efectuar una regulación más aproximada se utiliza un tacómetro (cuenta

revoluciones); si la velocidad del motor disminuye más en la carrera ascendente que en

la descendente o viceversa, la unidad no está correctamente balanceada. Si la

66

disminución de velocidad es mayor en la carrera ascendente falta contrapeso, si

disminuye más en la descendente sobra contrapeso.

Si la unidad es accionada por motor eléctrico lo que se hace es comparar el consumo de

corriente medido en ambas carreras del equipo. Se considera que la unidad está bien

balanceada cuando ambas lecturas son similares (en algunos casos ambas mediciones

pueden diferir entre un 5% a 10% como máximo). Se perfecciona la medición con una

pinza amperométrica en la escala adecuada.

Obviamente, al cambiar las condiciones del pozo (nivel de fluido) y/o las condiciones

de bombeo (carrera, G.P.M, diámetro de bomba) deberá efectuarse un nuevo balanceo.

En el capítulo II (Dinamómetros) se explicará la forma de verificar con mayor exactitud

el correcto balanceo de la unidad de bombeo, de acuerdo a los valores máximos del

torque en ambas carreras del equipo.

3.2 CALIFICACIONES API DE LAS UNIDADES

La designación API de las unidades de bombeo comprende tres factores principales en

el siguiente orden: torque máximo del reductor (en miles de libras-pulgadas), capacidad

estructural (en cientos de libras) y carrera máxima (en pulgadas); por ejemplo, si la

designación API de una unidad es 228-246-86, indica:

o Torque máximo: 228000 Lbs-pulg.

o Capacidad estructural: 24600 Lbs

o Carrera máxima: 86 Plg.

67

Normalmente los fabricantes de los equipos incorporan a la designación API símbolos

alfabéticos u otros números para designar ciertas características de la unidad. Por

ejemplo en unidad Lufkin C -228 D -246 86, la primera letra indica el tipo de unidad de

bombeo:

A Balanceada por aire.

B Balanceada por contrapesos en el balancín.

C Convencional (contrapesos en manivela).

3.2.1 Unidades MARK II

La segunda letra en correspondencia con el torque máximo (D) indica reductor de doble

reducción (nuestros equipos tienen este tipo de reductores). La especificación del

reductor se completa con la indicación de su relación de transmisión, diámetro de ejes,

diámetro y sección de las poleas, tipos de engranajes y especificaciones del aceite

lubricante y cantidad a utilizar. Referente al aceite es importante seguir las

recomendaciones del fabricante de la unidad sobre su control y recambio.

Uno de los principales problemas en el aceite del reductor es su contaminación por

humedad, principalmente debido a la condensación. Para ello se deberán efectuar

revisiones periódicas de muestras de aceite, una inspección visual indicará si hay

suciedad, cieno, emulsión de agua u otras formas de contaminación. Si tiene olor a

rancio y su color es oscuro entonces el deterioro ha comenzado; si se presenta agua

después de un tiempo la condición es peor. La comparación con una muestra de aceite

nuevo puede ayudar. En todos los casos es conveniente efectuar un análisis de

68

laboratorio para determinar porcentajes de agua, contenido de sólidos, viscosidad y

acidez.

El resto de las especificaciones de la unidad de bombeo que suministra el fabricante se

refieren a las longitudes de carrera, datos de contrapesos, factores de torque,

dimensiones generales del equipo, planos de las bases de hormigón, guía de lubricación

de rodamientos, características de las partes componentes, armado e instalación de la

unidad, sentido de giro de la manivela, etc.

Con respecto al sentido de giro de la manivela es importante tener en cuenta que la

unidad Mark II debe funcionar en sentido contrario al de las agujas del reloj (vista la

unidad desde un lado y con la cabeza del pozo a la derecha del observador). Esto es así

dado que por su geometría, ubicación del reductor y sentido de giro preferencial esta

unidad hace su carrera ascendente en aproximadamente 195° de rotación de la biela y su

carrera descendente en 165°. Para las unidades convencionales y balanceadas a aire que

realizan su carrera ascendente en aproximadamente 180° de rotación de la biela pueden

funcionar en ambos sentidos (salvo indicación expresa del fabricante).

3.3 UNIDADES BALANCEADAS A AIRE - SISTEMA DE CONTRAPESO

En el anexo 9 se muestra un esquema del sistema de contrapeso de una unidad

balanceada por aire, el mismo consta de: el cilindro receptor de aire, el cilindro

neumático, el pistón, el vástago, el compresor, el sistema de embrague neumático del

compresor, el tanque de aire y los accesorios (regulador de aire, válvula de control de

flujo, válvula interruptora del compresor, válvulas de purga, etc.). La capacidad de

69

reserva del cilindro neumático es aumentada mediante el cilindro receptor de aire que

forma una sola pieza con el primero y por consiguiente se mueve junto con éste.

Cuando el sistema no tiene suficiente aire, el regulador de aire automático activa el

embrague del compresor, este a su vez impulsa el compresor que repone el aire faltante

en el sistema. Cuando la unidad utiliza un motor eléctrico para su fuerza motriz

entonces se requiere un compresor impulsado en forma separada por su propio motor.

Para asegurar la lubricación y sello entre el pistón y el cilindro, una parte del aceite

contenido en el depósito se acumula en la cabeza del pistón. El sistema automático de

lubricación debe ser llenado cada vez que la unidad haya estado detenida por un tiempo

prolongado (8 horas). El nivel de aceite en el depósito depende de la carrera del equipo

y se controla con la varilla indicadora del control de nivel. El exceso de aceite se

desborda por la parte superior del cilindro y cae en el cilindro receptor de aire,

periódicamente debe drenarse el aceite y condensados de dicho cilindro receptor.

3.4 PROCEDIMIENTO PARA PONER EN MARCHA LA UNIDAD

Este procedimiento se realizaría en el supuesto caso de no contar con la unidad móvil

(compresor portátil). Por lo tanto sólo se realiza en caso de emergencia, haciendo

especial hincapié en las medidas de seguridad a adoptar.

(1) Sacar los 6 pernos de cabeza hexagonal de la polea flotante del reductor de

velocidades y lubricar el cubo de la polea. Esto permite que el compresor funcione sin

que el reductor reciba impulso al poner en marcha el motor.

70

(2) Abrir la válvula de control de flujo, la válvula interruptora del compresor y soltar el

freno del equipo.

(3) Poner el motor en marcha, el compresor comenzará a operar. Si el compresor se

desembraga al llevar a cabo esta operación se debe registrar el regulador de aire; para

ello aflojar la contratuerca y girar la tuerca de registro hacia la derecha hasta que el

compresor se embrague.

(4) Operar el compresor hasta que la presión neumática en el cilindro comience a

levantar el vástago pulido, esto indicará que estamos cerca del punto de contrapeso

correcto. En este punto habrá que parar el motor del equipo.

(5) Colocar nuevamente los pernos de cabeza hexagonal en la polea flotante y luego

poner la unidad de bombeo en marcha.

(6) Ajustar el regulador de aire y la válvula de control de flujo de la siguiente forma:

a. Cerrar la válvula de control de flujo. De ser necesario parar el compresor girando la

tuerca del regulador de aire hacia la izquierda, a continuación girar la tuerca hacia la

derecha paulatinamente hasta que el compresor comience a operar.

b. Dejar funcionando el compresor aproximadamente 3 (tres) minutos y luego abrir la

válvula de control de flujo 1/8 de vuelta cada dos carreras hasta que pare el compresor.

(7) Cuando el pozo se estabilice posiblemente sea necesario efectuar un ajuste adicional

del contrapeso. En el caso de requerirse mayor efecto de contrapeso se suministrará más

aire como lo indica el punto (3), y en el caso contrario permitiendo que éste escape por

la válvula de purga del cilindro. Luego deberá ajustarse nuevamente el regulador de aire

y la válvula de control de flujo como se indica en el punto (6).

71

3.4.1 ACCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO

3.4.1.1 ACCIONAMIENTO CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA

Control periódico de los motores; los puntos principales a observar son:

Presión de aceite: en óptimas condiciones de trabajo entre 25 y 35 psi, como límite

mínimo 15 psi.

Temperatura: 170ºF a 185ºF (77 - 85°C) debe ser la temperatura normal de

funcionamiento, si hubiese variación se deberá controlar la cortina del radiador y en

todo caso el termostato.

Detectar pérdidas de gas, agua y aceite.

Estado y tensión de la correa del ventilador.

Fallas o vibraciones anormales.

Limpieza del filtro de aire y estado de la manguera de conexión al carburador.

Conexiones de manómetros, termómetro y sensor de vibraciones.

Nivel de aceite en tanque de reserva: debe mantenerse un nivel mínimo de 1/4 de

tanque.

3.4.1.2 VARIACIÓN DEL NÚMERO DE GOLPES POR MINUTO

Para variar los G.P.M. del equipo de bombeo se regula la velocidad del motor. Esta es

una ventaja del motor a explosión, respecto del motor eléctrico ya que en este último es

necesario cambiar la polea motriz por otra de distinto diámetro, en cada oportunidad que

deben variarse los G.P.M., salvo que se incorporen variadores de velocidad. No

obstante, cuando se presenta una limitación en la velocidad del motor de combustión

interna debe cambiarse la polea motriz. A efectos de agilizar el cambio de poleas

72

(motores de combustión y eléctricos) se utilizan las poleas tipo "QD" que están

constituidas por un cono universal que va montado en el eje del motor y la polea que se

ajusta a este último mediante bulones.

Poleas y Correas de Transmisión

El movimiento de los motores que impulsan los equipos, debe ser transmitido a la caja

reductora y ésto se hace mediante el uso de poleas y correas.

Considerando que en todas las operaciones que se acciona con motores eléctricos, si no

están equipados con variador de velocidad, la única forma de variar la velocidad del

equipo de bombeo (golpes por minuto) es cambiando la polea, para que esto se pueda

realizar rápidamente y sin problemas se adoptó el uso de conos sobre el eje motriz de tal

forma, que este queda permanentemente en el eje y se intercambia solamente la parte

externa, es decir la sección de las ranuras o canales.

Para la instalación de correas exactamente iguales. Dentro de la misma longitud hay

variaciones, ellas se identifican con el número de módulo, es decir que no es suficiente

que sea la misma medida para que sean iguales, sino que también el número de módulo,

debe ser igual o dentro de las siguientes tolerancias. (11)

De 100 pulgadas a 200 pulgadas de longitud podrán tener de diferencia de hasta dos

números consecutivos

73

De 200 pulgadas y 300 pulgadas podrá existir el hermanaje hasta con 3 números

correlativos de diferencia.

La identificación de la correa, esta impresa en la parte externa, indica la marca del

fabricante (para hermanar debe ser del mismo fabricante) y el perfil, y otro número que

indica el módulo. El orden ascendente indica mayores longitudes (50-51-52) y el

descendente lo contrario.

La velocidad máxima a que se debe someter una correa perfil "C" es de 30 metros por

segundo.

El alto rendimiento de la correa de bandas o mando de correas (Power band), las ha

hecho de preferencia en las operaciones petroleras. Se trata de un conjunto de 2, 3, 4 ó 5

correas unidas en la parte superior, que eliminan varios de los problemas de desgaste

prematuro que presentan las individuales. Si la polea es de más de cinco canales, se

combinan con dos bandas de la misma marca, el mismo largo y el mismo módulo.

3.4.1.3 TENSIÓN DE LAS CORREAS

El exceso o falta de tensión acortarán la vida útil de las correas; la primera se

manifestará con un ruido característico cuando "patinan" y la segunda mostrará aún bajo

carga que ambas tangentes a las poleas (ambos lados de la correa) permanecen rectos,

cuando en condiciones normales un lado será recto (tracción y el otro formará una

comba leve).

74

Si bien se puede obtener un correcto tensado, considerando simplemente que el óptimo

será la tensión mínima sin que "patinen", existen instrumentos que medirán exactamente

la tensión de las correas y los sectores de mantenimiento los deben usar para una

correcta operación. Cuando se instalan correas nuevas, deben observarse con mucha

frecuencia durante los primeros dos días, ya que pierden tensión rápidamente.

La alineación de las poleas, es la base del buen rendimiento de las correas.

El largo de las correas, se calcula con la siguiente fórmula:

L= 2c + 1.57 (D+d) + (D-d)2

Donde: L = longitud que buscamos

C = distancia en los centros de los ejes

D = diámetro de la polea grande

d = diámetro de la polea menor

Todas las dimensiones son en pulgadas. El número que identifica a las correas, coincide

aproximadamente con el largo, de esta forma, si el cálculo resulta en 227 pulgadas se

usarán correas Nro. 255.

3.5 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES

A. DISPOSITIVO DE SEGURIDAD (B.O.P.)

Este elemento que se instala directamente en el tubing, entre la cabeza de pozo y el

prensa estopa del vástago pulido, permite cortar el flujo de fluido o gas en forma total

75

facilitando todas las operaciones de limpieza, mantenimiento, reemplazo del prensa

estopa, sus empaquetaduras, etc.

Dos mordazas de goma permiten el cierre contra el vástago; el reemplazo de las mismas

se efectúa retirando los tapones que tienen ambos extremos. El cuerpo tiene una rosca

interior para enroscar en el tubing y otra exterior para enroscar en el prensa-estopa.

B. CONJUNTO PRENSA ESTOPA (STUFFING BOX)

Tipo Hércules modelo ''T". El modelo "T", cuyas partes componentes se indican en la

Fig. 8, es el de mayor uso en nuestra operación por su excelente rendimiento. Para que

este elemento funcione adecuadamente el vástago de bombeo debe estar en buenas

condiciones, sin defectos superficiales ni torceduras y, correctamente centrado.

Está diseñado para usar con vástagos pulidos de 1-1/4" ó 1-1/2" y presión de trabajo de

2000 psi. Sus medidas usuales son: conexión inferior 2-7/8" y 3-1/2" (enrosca en el

dispositivo de seguridad), conexión de salida 2" (línea de producción) y conexión de

purga 1". Para su armado, una vez instalado el cuerpo, se coloca el anillo soporte de

empaquetaduras correspondiente al diámetro del vástago y sobre él se monta el juego de

empaquetaduras tronco-cónicas cuidando que las ranuras de las mismas no queden

alineadas.

La regulación de las empaquetaduras se obtiene ajustando los bulones de los casquillos

inferior y lubricador, de esta forma se logra el empaquetamiento del vástago.

76

Para una mayor duración de las empaquetaduras el ajuste debe ser parejo. Las

empaquetaduras se lubrican con el petróleo que produce el pozo pero además, para

reforzar esa lubricación el casquillo lubricador tiene un depósito de grasa que la provee

a todo el conjunto. "Es importante llenar periódicamente (por medio del alemite) este

depósito".

Finalmente, sobre el casquillo lubricador se instala otra empaquetadura y el casquillo

superior. En el caso de tener que cambiar el vástago por otro de diferente diámetro no es

necesario cambiar todo el prensa estopa, solamente se cambian el anillo base, el

casquillo superior, el lubricador y el juego de empaquetaduras.

77

Fig. 8 Conjunto prensa estopa



3.6 PACKER DE PRODUCCIÓN

El packer es una herramienta provista de empaquetaduras de goma, que se utiliza para

aislar una zona determinada del pozo. En esta sección describiremos el packer de

producción utilizado en nuestra operación, tipo lok-set de Baker.

78

3.6.1 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN

Los tamaños de packer que utilizamos en nuestra operación son el 45 B para casing de

5-1/2") y el 47 B4 para casing de 7".

El packer lok-set, está constituido por el mandril central, el cuerpo exterior con sus

bloques de arrastre, los conos, cuñas, gomas empaquetadoras, el anillo roscado

expandible y los elementos accesorios de unión, resortes, etc.

En la parte superior el mandril tiene una superficie de sello (sección de mayor diámetro)

que apoya en los anillos de sello del cuerpo del packer cuando se lo fija; de esta forma

se impide la comunicación del fluido a través del by pass. Es importante no utilizar

llaves de ningún tipo sobre la superficie de sello para no dañar la misma.

El mandril tiene además dos secciones roscadas en su parte media (la inferior de rosca

derecha y la superior de rosca izquierda). Sobre las mismas enrosca el anillo expandible

que está formado por cuatro segmentos, dos de rosca derecha (segmentos de control) y

dos de rosca izquierda (segmentos de traba), que están vinculados entre sí con resortes

que les permite adaptarse a ambas secciones roscadas del mandril.

3.6.2 CABEZAL DEL POZO

En esta sección nos referiremos a las cabezas colgadoras de tuberías de producción.

Estas se instalan roscadas o en algunos casos soldadas en la cañería de aislamiento

(casing), la que a su vez está sostenida por otra cabeza colgadora vinculada a la cañería

79

guía (Fig. 8). Existen distintos tipos de cabezas colgadoras de tubing pero describiremos

los dos tipos de mayor uso en nuestra operación que son:

1. Bridada, Tipo Cameron WF.

2. Danco, Wenlen, en sus dos modelos, simple y con goma escurridora.

La presión de trabajo para ambos tipos de cabezas colgadoras es de 2000 psi.

Fig. 9 Cabezal del pozo



80

3.6.3 CABEZA COLGADORA BRIDADA TIPO CAMERON WF - ADAPTADOR

DANCO / WENLEN

La cabeza colgadora bridada está constituida originalmente por los siguientes

elementos: el cuerpo con sus dos conexiones laterales y bridas (la superior de 6" y la

inferior de 10"), un anillo de sello metálico tipo R 45, el colgador de tubing tipo FB-A

con dos anillos empaquetadores de goma, la brida tapa (1) de 6" con conexión roscada

de 2-7/8" o la brida tapa (2) para el caso de pozos surgentes, la que se enrosca

directamente en el tubing, eliminándose el colgador.

3.6.4 ARMADURAS DE LOS POZOS

Las armaduras de los pozos están constituidas por diversos elementos tales como: el

dispositivo de seguridad (BOP), el conjunto prensa-estopa, las válvulas de paso,

válvulas de retención, accesorios de unión, etc. de acuerdo a la producción del pozo

según se indica:

1. Pozos productores de petróleo con captación de gas.

2. Pozos productores de petróleo sin captación de gas.

3. Pozos productores de gas, hasta 2000 psi.

4. Pozos productores de gas, mayor a 2000 psi.

81

CAPÍTULO IV

82

CAPÍTULO IV

4. DINAMÓMETROS

4.1 INTRODUCCIÓN

Para conocer el rendimiento de un sistema de extracción artificial por bombeo mecánico

alternativo, no es suficiente con conocer la cantidad de fluido que produce un pozo. Es

necesario relacionar el caudal con la cantidad de intervenciones a los pozos por

correctivos o por mantenimiento; con el consumo de energía; con la atención y servicios

que requiere; con los recursos materiales y humanos volcados a su mantenimiento y

control; con la duración de los equipos y elementos en uso; etc. y obtener el rendimiento

total del mismo comparándolo con la producción máxima teórica estimada para ese

pozo. Asimismo, como la producción de fluidos no es constante en el largo plazo, el

régimen deberá siempre ser revisado periódicamente y corregido para mantenerlo en un

valor óptimo respecto al rendimiento volumétrico. (12) (10)

Es necesario contar con una base de datos y estadísticas en donde se tenga la siguiente

información:

1. Realización e interpretación de mediciones físicas (nivel y dinamómetro) a fin de

observar la forma en que está funcionando el sistema y si conviene producir algún

cambio en sus condiciones.

2. Obtención de los parámetros de operación del sistema bajo estudio, a fin de conocer

la situación operativa real y a tiempo actual, con los informes correspondientes sobre

consumos, rendimientos, etc.

Los parámetros más representativos del funcionamiento del sistema son:

83

a. Cargas máximas y mínimas sobre el vástago y varillas.

b. Estiramientos de las varillas y tubing y recorridos efectivos del pistón de la

bomba.

c. Nivel dinámico y presión de admisión a la bomba de profundidad.

d. Llenado de la bomba de profundidad.

e. Existencias de pérdidas a través de las válvulas fija y móvil.

f. Caudal efectivamente desplazado por la bomba de profundidad.

g. Esfuerzos en las varillas y en vástago de bombeo.

h. Balanceo del equipo de bombeo.

i. Valor del torque aplicado al reductor del AIB.

j. Potencia consumida para el trabajo.

k. Rendimientos del sistema.

Información previa:

a. Caudales del pozo medidos en campo.

b. Porcentaje de agua contenida.

c. Características de los fluidos producidos, viscosidad, densidad.

d. Relación gas - petróleo

e. Nivel dinámico medido en campo.

f. Especificaciones tamaño y tipo del equipamiento, motor, AIB, vástago y

varillas, bomba de profundidad, tubing, ancla, entubación etc.

g. Profundidad de la bomba, ubicación de punzados, profundidad de tubing y de

anclaje.

h. Velocidad de bombeo y longitud de la carrera actual.

84

La base de estos estudios tendientes a realizar un diagnóstico, es la obtención en campo

de mediciones dinamométricas y registros de niveles, lo que se conoce bajo el nombre

de mediciones físicas.

4.2 MEDICIONES FÍSICAS

En el caso de pozos equipados con bombeo mecánico como sistema de extracción, se

entiende por “Mediciones Físicas” al registro de dinamómetros (de superficie y de

fondo) y de ecómetros con el fin de observar el funcionamiento del AIB, de la bomba de

profundidad, esfuerzos a las varillas etc.; las posiciones de los niveles estáticos y/o

dinámicos del pozo y evaluar el comportamiento del sistema.

El registro de ecómetro con el fin de conocer la posición del nivel (estático y/o

dinámico) es aplicable no solo a pozos de bombeo mecánico sino también a otros

sistemas, tales como el bombeo con bombas de cavidad progresiva (P.C.P)

4.3 EQUIPO DINAMÓMETRO

El dinamómetro tal como lo expresa su nombre, es un equipo medidor de fuerzas (o del

peso de determinado elemento) y se lo utiliza en el sistema de bombeo mecánico para

registrar la carga aplicada en el vástago de bombeo y a la columna de barras a lo largo

del recorrido de la misma.

La carga instantánea aplicada al vástago será registrada en una carta o gráfico en forma

continua en diferentes posiciones a lo largo de todo el desarrollo del ciclo de bombeo,

dibujando una curva dinamométrica de la carga en función del recorrido. Las lecturas

85

mencionadas, tomadas todas en superficie, permiten deducir el comportamiento físico

de todos los restantes elementos que integran el sistema.

Gracias al continuo avance de la computación es posible contar hoy con una

herramienta de fundamental importancia en la evaluación del sistema de bombeo

mecánico alternativo. Por muchos años, analizar cualitativamente el funcionamiento de

la bomba de profundidad por una interpretación visual de un diagrama de fuerzas y

desplazamientos, obtenido en superficie, fue una tarea dificultosa aún para los expertos.

Con el nuevo método se pueden valorizar y verificar esfuerzos en cualquier punto de la

sarta de varillas, torques en la caja reductora, contrapeso óptimo, potencia requerida,

desplazamiento de fluido en la bomba, etc. El manejo de esta información se basa en un

modelo compuesto por un transmisor (bomba de profundidad), una línea de transmisión

(varillas de bombeo) y un receptor (el dinamómetro).

En su rol, las varillas transmiten continuamente información desde la bomba de

profundidad a la superficie, pero esta información recibida en el vástago está codificada

y es necesario decodificarla.

El registro de fuerzas y desplazamientos vs. tiempo se obtiene actualmente por medio de

un sensor de cargas instalado entre la grampa y la cruceta, y un registro de carrera que

se desplaza solidario a la cruceta. La información de los sensores es recibida por una

computadora que realiza el dinamómetro de superficie y lo archiva en un disquete.

86

Posteriormente con esta información y todos los datos de entrada necesarios se obtiene,

mediante el programa del prestador del servicio (SEPECO), un completo análisis del

comportamiento del sistema de bombeo.

Es posible obtener un análisis cuantitativo en cualquier profundidad de la sarta de barras

de bombeo, teniendo en cuenta las cargas estáticas y dinámicas. Las varillas transmiten

información en forma permanente desde la bomba de profundidad a la superficie, de

modo que interpretando esta información, se conoce qué sucede en el fondo del pozo

con la bomba. La interpretación es un problema de tipo matemático, y consiste en un

modelo matemático que resuelve la ecuación de la onda elástica, tal es el

comportamiento de la sarta de barras de bombeo durante el movimiento alternativo. Los

instrumentos interpretan la información en base a las señales recibida en el vástago

(fuerza vs tiempo y desplazamiento vs tiempo), calculan valores de los esfuerzos en

cualquier punto de la columna de barras y obtienen gráficos representativos del

funcionamiento de la bomba de profundidad en el fondo del pozo, además de los

gráficos tradicionales de superficie.

4.3.1 PESO DE LAS BARRAS

El peso (carga estática) del conjunto de las barras en el aire es fácil conocerlo o

calcularlo, a partir del peso unitario de los diferentes tipos y diámetros de varillas que

componen la columna de barras en un pozo. Existen tablas o gráficos que dan estos

valores, de donde se los puede obtener y calcular el peso total de la columna.

87

Hay que diferenciar entre el peso de las barras cuando se encuentran suspendidas en el

aire y el que tienen estando dentro del tubing sumergidas en una columna de líquido. Se

sabe, por el principio de Arquímedes, que todo cuerpo sumergido en un líquido recibe

un empuje hacia arriba por parte del fluido donde se encuentra. El valor del empuje es

igual al peso del volumen del fluido que ha sido desplazado por efecto de sumergir el

cuerpo sólido. (13) (11)

Por lo tanto el peso de las barras sumergidas en un fluido dentro del tubing será menor

que el peso de las mismas suspendidas en el aire.

Es de fundamental importancia definir el peso de las barras sumergidas, cosa que puede

valorizarse a partir de la lectura en el dinamómetro, que representa la situación real y

particular del pozo en cuestión. Para esta determinación es necesario, al registrar el

dinamómetro, realizar lo que se denomina “prueba de la válvula fija” deteniendo el

equipo a unos ¾ del recorrido de la carrera descendente para registrar la carga.

4.3.2 PRUEBA DE LA VÁLVULA FIJA

Si se detiene el equipo cuando se ha recorrido ¾ de la carrera descendente y se registra

la carga del vástago en esa posición, la misma representa el PESO DE LAS BARRAS

SUMERGIDAS, ya que el peso del fluido contenido en el tubing no se manifiesta en el

vástago, porque está soportado en esa posición por la válvula fija, cerrada durante la

carrera descendente. Por lo tanto, ese registro se podrá chequear con el valor calculado

en forma teórica del peso de las barras sumergidas y constatar si existe cierta

correlación entre ambos, que dependerá de la magnitud del peso específico asumido

88

para el cálculo. (Si por ejemplo el valor del dinamómetro es mucho más bajo que el

calculado, también se podrá pensar en la existencia de altas fricciones en el tubing)

Además, si la válvula fija pierde, que es la que en ese momento está soportando el peso

del fluido, la circulación del líquido hacia abajo cerrará la válvula móvil, lo que

provocará un aumento de la carga sobre el vástago y se registrará en el dinamómetro

como una línea hacia arriba. Es una manera indirecta de observar el comportamiento de

la válvula fija.

Otro parámetro de valor fundamental que también puede obtenerse del dinamómetro es

el peso del fluido, en relación a conocer el peso específico del mismo y el nivel

dinámico dentro del pozo. Para esta determinación, se realiza lo que se denomina como

“prueba de la válvula móvil”.

4.3.3 PESO DEL FLUIDO

Una vez obtenido el valor de registro correspondiente a la válvula móvil, y restándole a

este valor el que se registró como válvula fija, obtendremos de esa diferencia, el peso

del fluido.

Peso del fluido = valor válvula móvil - valor válvula fija

Peso del fluido = (peso varillas sumergidas + peso fluido) - peso varillas sumergidas

Obtenido el peso del fluido desde el dinamómetro y conociendo el nivel dinámico a

partir de un registro con ecómetro, es de extrema utilidad para definir un valor más

aproximado del peso específico promedio de la columna, ya que:

89

Peso del fluido / nivel dinámico * área transversal = Peso específico de la columna

La prueba de las válvulas se puede utilizar también para tener una idea comparativa de

la ubicación del nivel dinámico en el pozo, ya que la magnitud del peso, y por lo tanto

de la altura, será proporcional a la diferencia entre las válvulas. De esta manera cuanto

mayor sea la diferencia en el dinamómetro, mayor será el peso de esta columna, mayor

será la altura de la columna, y consecuentemente menor la sumergencia de la bomba.

Por lo tanto, cuanto más separadas están las líneas de ambas válvulas en el registro

dinamométrico, se deduce que más bajo es el nivel dinámico y viceversa, cuando esta

distancia disminuye, indica que el nivel dinámico está subiendo y que el pozo no está

produciendo a toda su capacidad.

4.3.4 EFECTO DE CONTRAPESADO

Otra carga estática a registrar es la que se conoce como “efecto de los contrapesos sobre

el vástago” o “efecto de contrapesado”, es decir la carga que sobre el vástago se produce

por colocar determinado tipo de placas de contrapesado en las manivelas. Este valor

también se puede calcular teóricamente y obtener de tablas de acuerdo a los contrapesos

utilizados, el que se podrá contrastar contra el registrado en el dinamómetro a fin de

verificar el cálculo.

Para determinar el efecto de contrapesado a partir del dinamómetro, es necesario trazar

la línea de contrapeso, la que se debe registrar parando la unidad de bombeo en

aproximadamente la mitad de la carrera, cuando la manivela está a 90° de rotación. En

esa posición, si en el vástago aislamos, mediante una grapa, el efecto de la carga del

90

pozo (fluido y varillas), la única carga que se registrará en el gráfico (será una línea

horizontal ya que no hay movimiento), será el efecto de los contrapesos.

La distancia entre la línea de cero y la línea horizontal registrada, en la escala

correspondiente, es el valor del denominado “efecto de contrapesado”, que también se

utiliza para el cálculo del torque neto sobre el reductor.

Además, la ubicación de la línea horizontal da idea del balanceo del equipo ya que las

dos áreas en que queda dividido el gráfico deben ser iguales, considerando que se debe

ejecutar un mismo trabajo tanto en la carrera ascendente como en la descendente.

Hasta este punto se ha explicado la forma de obtener del dinamómetro los valores de

cargas consideradas estáticas, tales como el peso de varillas, el peso del fluido, el efecto

de contrapeso. Estas cargas, por supuesto presentes durante todo el ciclo de bombeo, se

incrementan durante el movimiento, provocando esfuerzos mayores sobre las varillas y

el vástago de bombeo bajo los efectos de las cargas dinámicas.

El movimiento alternativo del vástago es ejercido directamente sobre la sarta de varillas,

la que por su esbeltez se comporta como un elemento elástico que va trasmitiendo a

todo su largo este movimiento como una onda de tipo longitudinal amortiguada. La

onda transmitida, al mismo tiempo que impone un movimiento a la bomba, refleja sobre

ésta y vuelve hacia arriba, encontrándose con el frente de onda descendente, con la que

se compone en una resultante. La onda ascendente llega a superficie, donde puede

producir un incremento o una disminución de la carga sobre el vástago y a su vez se

91

vuelve a reflejar y se propaga nuevamente hacia la bomba, y así sucesivamente. La

composición de estas series de ondas que se suman o restan produce tensiones

adicionales en las varillas.

Además de los efectos debido al movimiento de las masas, a las fricciones con el fluido

y en la bomba, la sarta de varillas sufre también todos los efectos dinámicos propios de

un cuerpo delgado sometido a vibraciones. Toda sarta de varillas vibra en una

determinada frecuencia natural, pues se la considera como una varilla delgada sujeta en

uno de sus extremos y libre en el otro y si se aplica una fuerza repentina en el extremo

fijo, la misma se transmite a la velocidad del sonido como una onda longitudinal hacia

el extremo libre, reflejándose. Estas fuerzas de vibración tienen efectos pronunciados en

la forma del registro dinamométrico.

En un AIB cumpliendo el ciclo de bombeo, las masas que debe levantar el vástago

durante la carrera ascendente, son las de las varillas y la del fluido; por lo que el peso

estático resultará de la suma de las mismas. Pero cuando se registra la carga máxima en

el vástago se observa que la misma es mayor, en una determinada proporción, al peso

estático correspondiente. La masa en movimiento, con sus variaciones de velocidad y de

aceleración debidas al diseño y a la geometría de los aparatos de bombeo, modifica la

forma de la carta dinamométrica y los valores de las cargas resultantes. Por lo tanto, la

aparición de los esfuerzos dinámicos está fundamentalmente relacionada a la velocidad

de rotación de la manivela, es decir, la velocidad de bombeo del equipo, expresada en

“golpes por minuto o emboladas por minuto” que producirá sobre el vástago una

determinada variación en la velocidad de desplazamiento de la masa suspendida del

92

mismo” que producirá sobre el vástago una determinada variación en la velocidad de

desplazamiento de la masa suspendida del mismo. Además de la velocidad de bombeo,

otro parámetro que incide de manera fundamental en la magnitud de los esfuerzos

dinámicos es la longitud de la carrera a la que está trabajando el equipo.

Para quien debe realizar una predicción de los esfuerzos y de las condiciones de trabajo

del sistema, es sumamente importante conocer el tipo de movimiento que se produce en

la columna de barras, dado que la ingeniería debe realizar cálculos previos en base a los

cuales se deberán diseñar los sistemas de extracción y determinar las condiciones de

funcionamiento.

A partir de un diagrama dinamométrico de superficie se pueden entonces obtener varios

de los parámetros necesarios para realizar un diagnóstico del funcionamiento del

sistema.

En un dinamómetro de superficie se observan distintos parámetros como:

Carga máxima

Efecto de contrapeso

Carga mínima

Rango de cargas

Peso de varillas

Peso de varillas más peso de fluido

Carrera del vástago en superficie

93

4.4 DINAMÓMETRO ELECTRÓNICO

Se basa en el desarrollo de un modelo matemático que representa la instalación de las

varillas de bombeo. Registrando la magnitud de las cargas sobre el vástago y midiendo

los desplazamientos en la superficie del mismo, el programa calcula valores de carga y

desplazamientos en distintos puntos a lo largo de la sarta de varillas y en la bomba de

subsuelo dibujando diagramas de carga-desplazamiento en la superficie y en puntos

deseados a lo largo de la sarta de varillas y un diagrama de la bomba de subsuelo. Esto

se efectúa asumiendo que la columna de barras es un sistema de comunicación que

transmite, desde el fondo hasta la superficie, impulsos instantáneos de fuerza a la

velocidad de propagación del sonido en el acero.

En el fondo de las varillas actúan una serie de esfuerzos originados por las variaciones

de la carga del fluido impulsado por la bomba, durante la carrera ascendente y

descendente, además de otras fuerzas que aparecen en la misma bomba y a lo largo de

las varillas como resultado de aceleraciones, vibraciones de la columna, fricciones, etc.

4.5 INFORMES DE DINAMOMETRÍA

Diagnosticar un pozo en bombeo mecánico significa conocer el estado de

funcionamiento de todo el sistema a partir del registro de superficie: la carta

dinamométrica.

Diagnosticar con exactitud es de fundamental importancia ya que permite saber qué

parámetros es necesario modificar para su optimización.

94

Para realizar algunos cálculos previos de los parámetros que intervienen durante el

bombeo de un sistema mecánico de extracción y poder obtener otros de los registros

dinamométricos, es necesario contar con datos e información indicados a continuación:

Tipo de petróleo, gravedad o peso específico, viscosidad, porcentaje de agua,

salinidad y gravedad específica del agua, relación gas - petróleo, valores de

producción real, curvas de producción, curvas IP.

Tipo y tamaño, luz, tipo de válvulas, accesorios, de la bomba de profundidad,

profundidad de asentamiento de la misma.

Varillas, clase, largo y longitudes de diferentes tramos, diámetros.

Tubería, diámetro, largo, profundidad de asentamiento.

Ancla, tipo y profundidad.

Existencia o no de separadores de gas de fondo.

Presencia o no de packer.

Profundidad de los punzados.

Nivel estático y dinámico.

Longitud de la carrera del AIB y velocidad de bombeo.

Tipo, especificaciones y modelo del AIB.

Motor de accionamiento. Consumos de corriente.

Los parámetros más importantes para conocer cómo está funcionando un sistema de

bombeo mecánico, pueden dividirse en tres grupos principales:

95

Relacionados a la bomba de profundidad: carrera total del pistón y carrera

aparente, velocidad del pistón, caudal bruto desplazado, rendimiento volumétrico

de la bomba, nivel dinámico, sumergencia, presión de fondo de admisión, peso

del fluido, escurrimiento, pérdidas en válvulas, porcentaje de llenado.

Relacionados a las varillas de bombeo y tubería: cargas máximas y mínimas,

tensiones máximas y mínimas, tensiones de Goodman, esfuerzos de compresión

por flotación, estiramientos, sobre - recorrido, estiramientos del tubing, anclaje

correcto o no.

Relacionados al AIB, motor e instalación de superficie. Cargas máximas, torque

máximo y curva de torque, balanceo del equipo, consumos y potencias del motor,

rendimientos generales.

En su mayoría pueden ser obtenidos a partir de la interpretación de una carta

dinamométrica.

A continuación se adjunta un informe dinamométrico.

4.5.1 NIVEL DE FLUIDO

El nivel de fluido en un pozo puede ser determinado acústicamente por la generación de

un pulso de presión realizado en superficie y registrando los ecos de las cuplas,

obstrucciones y el nivel de fluido; mediante el uso de instrumentos denominados

detectores acústicos de nivel.

96

Un cartucho de fogueo ha sido la fuente tradicional de este pulso hasta el moderno

desarrollo de la pistola de gas. En los pozos cuyo espacio anular tiene menos de 100 psi

de presión, la cámara de volumen del instrumento es presurizada con 100 psi por

encima de la presión del casing, mediante el uso de anhídrido carbónico o nitrógeno.

El gas es expandido instantáneamente en el espacio anular y esto genera el pulso de

presión. (14) (12)

En aquellos pozos cuya presión de espacio anular es mayor a 100 psi se reduce la

presión de la cámara del instrumento hasta un valor de presión menor a 100 psi.

Seguidamente se produce la comunicación instantánea entre espacio anular y cámara

que genera la onda de presión buscada.

Un micrófono convierte los pulsos de presión reflejados en las cuplas, líquido u otras

obstrucciones, en señales eléctricas que son filtradas, amplificadas y graficadas en una

carta.

El equipo utilizado consta de: la cámara de disparo o expansión que va conectada al

espacio anular con el pequeño cilindro de gas, sostenido por el operador, de dióxido de

carbono o nitrógeno que provee la energía necesaria para producir la onda de presión.

Conectado eléctricamente a aquella se observa el receptor provisto del circuito

electrónico que recibe, traduce y amplifica los ecos de las obstrucciones del espacio

anular y el mecanismo registrador de señal

97

4.5.2 INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS

En general es posible obtener datos ajustados de niveles de fluido con estos

instrumentos. Las dificultades en la determinación de niveles se presentan cuando está

presente alguna de estas condiciones: (1) Espacio anular conteniendo fluido con gas, (2)

Espacio anular con espuma y (3) Enmascaramiento de las cartas.

4.5.3 COLUMNA DE FLUIDO GASEOSO

Esto se da en aquellos pozos que ventean gas por el espacio anular. Al migrar el gas de

la fase líquida al espacio anular superior genera disturbios y ruidos que pueden generar

confusión en la interpretación de la carta. En ocasiones se puede verificar la procedencia

del disturbio cerrando la válvula del casing y observando la aguja registradora del

instrumento; si esta cesa su movimiento comprobaremos que la procedencia del

disturbio tiene el origen antes mencionado.

4.5.4 ESPACIO ANULAR CON ESPUMA

Cuando el fluido pasa de la formación al pozo se produce una caída de presión. La

espuma está presente en algunos pozos cuando esa pérdida de presión es relativamente

pequeña se forman pequeñas burbujas muy estables, por lo que el nivel de fluido

registrado es el del tope del colchón de espuma y no detecta el nivel de fluidos.

4.5.5 RUIDOS Y ENMASCARAMIENTO

Los ruidos inherentes al pozo pueden distorsionar las reflexiones por lo tanto se deberá

detener la unidad de bombeo. En ciertos pozos se verifica un alto nivel de ruido que

puede durar hasta 10 o 15 minutos después de cerrar la tubería colectora de gas y parar

98

la unidad. Esto se debe al continuo desprendimiento de gas del fluido en el pozo o en la

formación.

La parafina, corrosión, incrustaciones, etc. suelen enmascarar los reflejos de la onda de

presión. En estos casos un incremento de la presión del casing logra, en ocasiones,

incrementar significativamente la respuesta. Otro recurso usado es aumentar el rango

del pulso de presión inicial.

Finalmente mencionaremos que en la actualidad se corrige el nivel de fluido obtenido

en aquellos pozos con presencia de gas. Para ello se toma el incremento de presión en el

casing en un determinado tiempo y de acuerdo a este valor se halla el nivel de fluido

corregido que es mayor al obtenido primariamente por el disparo.

4.6 MONTAJE DE EQUIPOS DE PULLING

Al estar definido el diagnóstico de falla o pérdida de producción que genere la

necesidad del montaje de un equipo de pulling para reestablecer los niveles de

producción deseados, se deberán tener en cuenta parámetros de SEGURIDAD,

operativos y logística que potencien y optimicen el resultado de dicha operación

especial. (15) (13)

SEGURIDAD: El estado de los caminos de acceso al pozo a intervenir, locación,

instalaciones de superficie ( AIB, armaduras, etc..) dimensiones apropiadas, presencia

de derrames, anclajes correspondientes, inclemencias del tiempo reinantes, dirección del

viento, etc., tendrán un peso primordial para definir el movimiento del Rig deseado.

99

También el cumplimiento de los procedimientos y procesos de análisis de las tareas a

realizar, debidamente procesados, asegurarán la efectividad del trabajo. (PRP,

auditorías, certificaciones de inspección de equipos, controles de calidad y

aseguramiento, etc.)

OPERATIVOS: Las órdenes de trabajo, perfectamente definidas, harán que la tarea no

tenga demoras y sea sumamente efectiva. La cooperación del departamento de

Ingeniería de Producción es fundamental, para lo cual es necesario que a través de las

prácticas de producción se le informe y asista con suficiente anticipación, incluyendo el

diagnóstico de falla del pozo. Este trabajo en conjunto dará, al apoyo calificado de

Ingeniería, la agilidad y respuesta inmediata que requieren las operaciones.

LOGÍSTICA: Toda intervención necesitará indefectiblemente, materiales y apoyo

logístico de servicios adicionales al trabajo específico, ( motobombas, HOU, camiones

con fluido, wire line, etc.), que deberá ser planificado de tal forma que no se

superpongan esfuerzos y fundamentalmente, evitar que se repitan tareas que no

agreguen valor o que generen demoras en otros procesos o necesidades.

Para ello, cada uno de estos puntos específicos, tienen formularios, planillas, esquemas,

que ayudan a cumplir fácilmente todas las necesidades.

100

4.7 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 9

Arena: " Basal Tena "

Método: PPM

° API: 25,2

FECHA BFPD BPPD BSW GPM OBSERVACIONES

29-dic-03 122 122 0,2 8 BOMBA 2" x 27'

31-dic-03 122 122 0,2 8

04-ene-04 129 129 0,2 8

05-ene-04 129 129 0,2 8

02-feb-04 127 127 0,2 8

09-feb-04 124 124 0,2 8

07-mar-04 126 126 0,2 8

14-mar-04 124 124 0,2 8

07-abr-04 126 126 0,3 8

30-abr-04 119 119 0,3 8

03-may-04 124 124 0,3 8

31-may-04 126 126 0,3 8

01-jun-04 124 124 0,3 8

06-jun-04 115 115 0,3 8

02-ago-04 120 120 0,1 8

12-sep-04 135 135 0,3 8

13-sep-04 147 147 0,3 8

13-oct-04 136 136 0,1 8

15-oct-04 142 142 0,1 8

15-nov-04 132 132 0,1 10

25-nov-04 136 136 0,1 10

19-dic-04 131 131 0,1 10

101

23-dic-04 136 136 0,1 10

04-ene-05 139 139 0,3 10

18-ene-05 122 122 0,3 10

24-ene-05 129 129 0,3 10

25-ene-05 129 129 0,3 10

04-feb-05 116 116 0,3 10

21-feb-05 112 112 0,3 10

26-feb-05 114 114 0,3 10

09-mar-05 Inician W.O. No. 09 Repunzonan arena BT, punzonan Hollín, cambian de sistema

de PPM a PPS, cambian de zona de BT a Hollín

26-mar-05 Terminan W.O. No. 09 Bajan Bomba Reda DN - 1100 Produce de "H"

30-abr-05 744 186 75,0

04-jun-05 1128 45 96,0

05-jun-05 Cierran por alto BSW 96,0%

19-nov-05 Inician W.O. No. 10 Aislar la arena Hollín con CIBP. Bajar completación para

PPM y producir de BT

22-nov-05 Terminan W.O. No. 10 Bajan bomba 1,5" x 27'

14-ene-06 145 139 4,0 9

22-mar-06 108 107 1,0 10

20-may-06 97 96 1,0 10 Salinidad = 8700 ppm Cl=

22-jun-06 97 96 1,0 10 Salinidad = 10200 ppm Cl=

26-ago-06 146 145 1,0 10

11-nov-06 176 174 1,2 10 Salinidad = 8700 ppm Cl=

13-ene-07 222 220 1 10

07-feb-07 222 220 1 10

12-mar-07 202 200 0,8 9

20-abr-07 196 194 0,8 9

23-may-07 199 197 0,8 9

23-jun-07 199 197 0,8 9

102

28-jul-07 186 185 0,8 9

23-ago-07 186 185 0,8 9

23-sep-07 175 174 0,8 9

19-oct-07 189 187 0,8 9

28-oct-07 Varilla rota a 7980'. Intentan pescar sin éxito. E.W.O.

17-nov-07 Inician W.O. No. 11 Cambio de completación. Estimular " Basal Tena "

21-nov-07 Terminan W.O. No. 11 Bajan bomba mecánica 2" x 26'

27-nov-07 Chequean pozo no aporta, posible bomba dañada

01-dic-07 Terminan de cambiar bomba del mismo tipo 2" x 26'

05-dic-07 149 148 0,8 9

06-dic-07 24 hrs off. Posible barilla rota

07-dic-07 Pescan varilla rota a 1100', recuperan varillas y bomba 2" x 26'. Salen sellos rotos

08-dic-07 Bajan varillas y bomba 2" x 26'. Salen sellos rotos

14-dic-07 107 106 0,8 9

22-dic-07 124 123 0,8 9

23-dic-07 24 hrs off. Por rotura de varillas (varilla rora a 450')

27-dic-07 Bajan varillas y bomba 2" x 26'. Salen sellos rotos

01-ene-08 132 131 0,8 9

13-ene-08 Sacan barillas y bomba

18-ene-08 Bajan varillas y bomba 2" x 27'. Salen sellos rotos

31-ene-08 130 129 0,8 9

17-feb-08 128 127 0,8 9

03-mar-08 130 129 0,8 9

05-mar-08 Continua en producción



103

4.8 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DEL POZO GUANTA- 09

Inician perforación el 29 de octubre de 1987

FECHA DE COMPLETACIÓN:

Fecha: 03-Dic-87

Operaciones:

Corren Registro a hueco abierto: MSFL-GR-LSS –LDL-CNL-SHOT

Corren Registro de cemento: CBL-VDL-CCL-GR

Punzonan con cañón tipo revestidor de 4” el siguiente intervalo:

Arena “Basal Tena “: 8921’ – 8931 ( 10’ )

Evalúan con pistoneó a “BT”

Realizan RMA a la arena “Basal Tena”

Tabla 8 Pruebas Iniciales del Reacondicionamiento No. 09

MÉTODO ZONA BPPD BSW PC ° API OBSERVACIÓN

PPH BT 1152 2.0 60 26.5



OBSERVACIONES: En las pruebas iniciales la arenas: Basal Tena, "T" y "U",

presentan poco desarrollo, con presencia de agua en la

"T". Bajan Mini-cavidad Kobe “HR”

104

4.8.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO No. 01

Fecha: 13-Jul-88

OBJETIVO: BAJAR B.E.S. Y TRATAMIENTO ANTI-INCRUSTANTE A

BASAL TENA

Operaciones:

Inician operaciones el 04 de julio de 1988

Sacan completación.

Bajan BHA de evaluación con mini-cavidad Kobe. Prueban BT con B'up: Pr = 3227

psi, Pwf = 1520 psi, BSWF = 21.91%

TOT. REC.=669, BFPD=1032, BPPD=774, BAPD=258, BSW=25%, TE=16 hrs.

Realizan prueba de inyectividad con 20 BLS de agua con 2750 PSI a una rata de 2.0

BPM.

Estimulan con solventes la arena “Basal Tena”

Bajan BES: DN-750

Terminan operaciones el 13 de julio de 1988

Tabla 9 Pruebas finales del Reacondicionamiento No. 01

PRUEBA FECHA ZONA MÉTODO BPPD BSW ° API Pc Observación

Antes 03Jul-88 BT PPF 241 0.7 26.6 14 FLUJO

NATURAL

Después 23-Dic-88 H PPS 650 0.3 26.6 120 DN - 750



OBSERVACIONES: Trabajo exitoso se logró recuperar ± 409 BPPD

105


Fecha: 14-Dic-89

OBJETIVO: REPARAR BES

Operaciones:

Inician operaciones el 10 de diciembre de 1989

Sacan BES: Motor y unidad psi con aceite contaminado, eléctricamente bien;

bombas con arena, separador de gas taponado con arena, los protectores el superior

con agua, el inferior con aceite contaminado, cable eléctricamente bien

Bajan BES: DN-750 ( 171+100 ) Etapas

Terminan operaciones el 14 de diciembre de 1989

Tabla 10 Resultado de las Pruebas del Reacondicionamiento No. 02


Antes 08-Dic-89 BT PPS 267 0.5 26.2 100 DN-750

Después 28-Dic-89 BT PPS 586 1.0 26.0 110 DN-750



OBSERVACIONES: Exitoso se logró recuperar ± 319 BPPD, el 19 de

diciembre de 1989 se estimulo con solventes a la

formación

106


Fecha: 20-May-92

OBJETIVO: REPARACIÓN Y REDISEÑO DE LA BES Y ESTIMULAR CON

SOLVENTES.

Operaciones:

Inician operaciones el 16 de mayo de 1992

Sacan BES: Motor y protector contaminado con aceite negro. Cable malo, bombas

pegadas y se encontró arena en los flanges.

Arman y bajan BHA de evaluación. Realizan prueba de inyectividad con 10 BLS de

agua tratada con presión de 3500 PSI a una rata de 1.5 BPM

Estimulan con solventes Basal Tena..

Bajan BES: DN-280

Etapas ( 174 + 174 +154 )

Terminan operaciones el 20 de mayo de 1992

Tabla 11 Resultado de las pruebas del Reacondicionamiento No. 03


Antes 05-May-

92

BT PPS 229 0.3 N.R. 20 DN-750

Después 11-Jun-92 BT PPS 399 0.2 26.4 100 DN-280



OBSERVACIONES: Exitoso, se rediseñó BES, ganancia aproximada de +/-

170 BPPD

107


Fecha: 17-Ago-92

OBJETIVO: CAMBIO DE COMPLETACIÓN, BOMBA REDA FUERA DE

SERVICIO

Operaciones:

Inician operaciones el 12 de Agosto de 1992

Sacan BES: Bombas buenas, todo el equipo gira normalmente; Motor, protectores y

unidad PSI con aceite contaminado; cable bueno, unidad PSI circuitada la conexión

en estrella que cierra el circuito para el funcionamiento del motor

Realizan estimulación con solventes a la arena “ Basal Tena “

Bajan BES: DN-280 ( 174 + 173 + 154 ) Etapas

Terminan operaciones el 17 de agosto de 1992



Antes 07-May-

92

BT PPS BES FUERA DE SERVICIO DN-280

Después 04-Sep-92 BT PPS 383 0.2 28.8 95 DN-280



OBSERVACIONES: Exitoso, exitoso, se realiza tratamiento con solventes a la

arena "BT" con éxito, se recupera el incremento de

producción estimado de ± 400 BPPD. El motor, el cable y

las bombas son reparados, los protectores son nuevos.

108


Fecha: 18-May-93

OBJETIVO: REPARAR BES Y TRATAMIENTO CON SOLVENTES A

ARENA "BT"

Operaciones:


Sacan BES: Motor eléctricamente bueno con aceite negro, cables buenos, bomba

gira suave, protectores con aceite negro, protector superior con agua, separador de

gas limpio. Daño: circuito del flat cable, plomo fundido, existe presencia de poca

escala

Arman y bajan BHA de evaluación y realizan estimulación con solventes a "BT"

Bajan BES: DN-280 ( 173 + 173 +154 ) Etapas

Finalizan operaciones el 18 de mayo de 1993



Antes 07-May-

92

BT PPS BES FUERA DE SERVICIO DN-280

Después 04-Sep-92 BT PPS 383 0.2 28.8 95 DN-280



OBSERVACIONES: Operaciones con éxito.

109


Fecha: 25-May-96

OBJETIVO: RECUPERAR BES. ESTIMULAR "BT" Y BAJAR COMPLETACIÓN

DE BOMBEO MECÁNICO

Operaciones:


Sacan equipo BES: Motor eléctricamente bueno, protector superior e inferior con

aceite contaminado, bombas y separador de gas cubierto de parafina, cable

circuitado.

Bajan conjunto de evaluación con R. Matic a 8864'.

Realizan estimulación con solventes a "BT".

Evalúan Basal Tena con bomba jet y realizan B'up, cartas malas:

BFPD= 384, BSWF= 10%, TE= 28 hrs

Arman y bajan BHA de bombeo mecánico con packer Arrow y bomba 1.5” x 20”

Terminan operaciones el 25 de mayo de 1996



Antes 16-May-

96

BT PPS 26 0.0 N.R. 20 BES OFF

DN-280

Después 09-May-

96

BT PPM 245 12.2 30.2 CTK BOMBA

1.5” x 20’ Fuente: Petroproducción


OBSERVACIONES: Exitoso, se cambió sistema de BES a bombeo mecánico.

Se gana +/-220 bls.

110


Fecha: 24-Nov-96

OBJETIVO: RECUPERAR BOMBA MECÁNICA Y ESTIMULAR CON

SOLVENTES "BT".

Operaciones:

Inician operaciones el 21de noviembre de 1996

Sacan equipo completación de bombeo mecánico: bomba sobre neplo de asiento,

roto el pin de la conexión pistón-varillas.

Bajan conjunto de evaluación con R-matic a 8850'

Realizan estimulación con solventes a "BT"

Arman y bajan BHA de bombeo mecánico

Finalizan operaciones el 24de noviembre de 1996.



Antes 05-Nov-

96

BT PPM OFF BOMBA ROTA CONEXIÓN

PISTON VARILLAS

Después 09-May-

96


1.5” x 20’



OBSERVACIONES: Se recuperó producción.

111



Antes 16-May-

96

BT PPS 26 0.0 N.R. 20 BES OFF

DN-280

Después 09-May-

96


1.5” x 20’



Arman y bajan completación de bombeo mecánico en TBG de 3-½ hasta 8033’,

nueva ancla 7” x 3-½

Terminan operaciones el 31 de diciembre del 2001



Antes 22-Nov-00 BT PPM PESCADO VARILLAS + BOMBA A

7822’

Después 10-Feb-02 BT PPM 285 0.5 27.5 10 BOMBA

1.5” x 20’



OBSERVACIONES: Trabajo exitoso, el 06 de enero del 2002 se realiza

limpieza con solventes a la arena “Basal Tena”

112


Fecha: 26-Mar-05

OBJETIVO: REMOVER DAÑO DE FORMACIÓN (S=21.9) EN ARENA "BT".

ALTERNATIVAS: PUNZONAR HOLLÍN Y "T", EVALUAR,

DISEÑAR COMPLETACIÓN

Operaciones:

Inician operaciones el 09 de marzo del 2005

Recuperan bomba mecánica y varillas

Bajan conjunto TCP con 4 1/2" cañones con cargas Omega. Asientan packer a

8772'. Repunzonan el siguiente intervalo:

Arena "BT": 8921' - 8931' ( 10' ) @ 5 DPP

Pozo no fluye. Desplazan Jet 10J. Evalúan "BT" contra tanque:

TR = 172 BLS, BFPD = 192, BPPD = 0, BSWf = 100%, THE = 20

Reversan jet. Sacan conjunto TCP.

Bajan canasta calibradora, determinan profundidad (fondo @ 10056') + Asientan

CIBP @ 10053'

Bajan conjunto TCP con 4 1/2" cañones con cargas Omega. Asientan packers.

Prueban, ok. Punzonan: Arena "Hollín": 10030' - 10044' (14’) @ 5 DPP

Pozo fluye contra tanque bota en locación:

TR = 668 BLS, BFPD = 1200, BPPD = 384, BSW = 68%, THE = 17

Bajan elementos de presión. Toman prueba de build up de arena "Hollín" a flujo

natural:

TR = 931 BLS, BFPD = 768, BPPD = 269, BSW = 65%, THE = 8

Cierran por 8 horas. Reversan jet. Recuperan elementos, ok. Pozo no fluye.

Pistonean. Continúan evaluando "H" a flujo natural contra tanque:

113

BFPD = 672, BPPD = 134, BSW = 20%, THE = 37

Abren camisa @ 8791'. Desplazan Jet 10K. Evalúan "H" contra tanque bota en

locación

TR = 1884 BLS, BFPD = 1080, BPPD = 400, BSWf = 63%, THE = 31

Reversan Jet. Sale taponada con cauchos. Circulan. Desplazan Jet 10K. Evalúan "H"

contra tanque bota en locación:

TR = 3836 BLS, BFPD = 1152, BPPD = 438, BSWf = 62%, THE = 64,

SALINIDAD = 9000 PPM CL

Reversan jet. Controlan pozo. Desasientan packers. Sacan conjunto TCP.

Bajan nueva completación de fondo. Realizan prueba de admisión "H" con 700 psi a

1.2 BPM.

Bajan BES: DN-1100 ( 183 ) Etapas

Terminan operaciones el 26 del marzo del 2005



Antes 02-Mar-05 BT PPM 103 0.3 28.5 33 BOMBA

1.5” x 27’

Después 07May-05 H PPS 116 89.0 28.4 130 DN-1100



OBSERVACIONES: Se repunzona la arena “BT”, se punzona arena “Hollín”.

Se cambia de sistema de levantamiento de PPM a PPS, se

cambia de zona de “BT” a “Hollín“

114


Fecha: 22-Nov-05

OBJETIVO: AISLAR ARENA “HOLLÍN” CON CIBP. BAJAR

COMPLETACIÓN DEFINITIVA PARA PRODUCIR POR

BOMBEO MECÁNICO DE ARENA “BASAL TENA “

Operaciones:

Inician operaciones el 19 de noviembre del 2005

Sacan BES: Resto de químicos adherido al housing; Protector 01: cámaras 1 y 2 con

agua, cámara 3 con aceite trabajado; Protector 2: cámara 1 con aceite trabajado,

cámaras 2 y 3 con aceite limpio

Sacan completación de fondo

Asientan CIBP a 9100’

Bajan BHA para bombeo mecánico

Terminan operaciones el 22 de noviembre del 2005



Antes 05-Jun-05 H PPS CERRADO POR ALTO BSW 98%

( DN-1100 )

Después 07-Ene-06 BT PPM 111 15.0 28.0 10 BOMBA

1.5” x 27’



OBSERVACIONES: Trabajo exitoso, pozo recupera producción en +/- 100

BPPD

115


Fecha: 03-Dic-87

OBJETIVO: CAMBIO DE COMPLETACION. ESTIMULAR “BASAL TENA “

Operaciones:

Inician operaciones el 17 de noviembre del 2007

Desasientan ancla, sacan completación de bombeo mecánico en tubería de 3-1/2” a

300’ sale fluido. Circulan. Realizan tubing punch a 7224.4’.

Sacan completación de bombeo mecánico, bomba mecánica sale con rotura en la

cabeza

Bajan BHA definitivo de bombeo mecánico, asientan ancla a 7966’

Estimulan “BT” con solventes. Prueban funcionamiento de bomba mecánica N-580

Bajan bomba con varillas hasta 8022’

Terminan operaciones el 21 de noviembre del 2007



Antes 27-Oct-07 BT PPM INTENTAN PESCAR BOMBA SIN

ÉXITO. E.W.O.

Después 05-Dic-07 BT PPM 141 0.8 25.2 5 BOMBA 2”

x 26’



OBSERVACIONES: Trabajo satisfactorio, se estimula la arena “BT” con

solventes

116

Fig 10 Completación del Pozo Guanta 9 con Bombeo Mecánico



117

CAPÍTULO V

118

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

La condición más perjudicial que causa flexión en la sarta, es el choque del émbolo

de la bomba contra fluido. Esto ocurre cuando el fluido de la bomba no se llena

totalmente en la carrera ascendente. La onda generada debido al golpe viaja a través de

la sarta, causando flexión, sobrecargas, fallas en el pin y cuplas y acelera las fisuras por

fatiga ocasionadas por daños mecánicos o pitting de corrosión.

La compresión del gas flexiona la sarta produciendo efectos similares al golpe de

fluido. En el caso de excesiva velocidad de bombeo la inercia de la sarta hace que sean

más notables los efectos de la inversión de carrera, pudiéndose provocar fallas por tal

motivo al cabo de un cierto número de ciclos. Este problema se agrava si además el

equipo no está bien contrapesado. De allí que debe evitarse en lo posible el bombeo en

tales condiciones corrigiendo las causas que lo provocan y tratando de afectar lo menos

posible a la producción.

El sensor de vibraciones (Murphy) es un elemento de seguridad que se ubica en el

balancín y detiene el motor del equipo en caso de producirse una anormalidad en la

marcha de la unidad (por ejemplo la debida a una pesca alta de varillas). El mismo actúa

descargando a tierra la corriente del magneto en el motor de combustión interna, y en

las unidades accionadas con motor eléctrico forma parte de los elementos de protección

del equipo de maniobra.

119

5.2 RECOMENDACIONES

Deberá efectuarse un control periódico de las unidades de bombeo mecánico para

detectar cualquier anormalidad en su funcionamiento, tales como: movimientos del

equipo sobre su base, temperatura excesiva de los rodamientos, roturas del bastidor,

tensión de correas, vibraciones anormales, balanceado, funcionamiento del sensor de

vibraciones, estado del estrobo, etc.

Toda varilla que presente cualquier tipo de daño visible, entalladuras, golpes, partes

torcidas, etc, debe eliminarse. Cuando en una sarta se produzcan dos pescas de pin

consecutivas, se sacará toda la sarta desenroscando cada una de las varillas a fin de bajar

controlando el ajuste correcto. Si el problema se repite consultar con el Ingeniero de

Producción.

Cuando sea necesario aflojar una cupla, la misma debe descartarse a fin de eliminar

una posible pesca debido al daño provocado por la llave. En cada intervención del pozo

las varillas deberán desenroscarse en una conexión distinta e indicar en el formulario de

intervención del pozo (0-27) la forma de operar en la próxima operación:

− Sacar en doble: significa sacar vástago, trozos y luego las varillas en tiros de

dos.

− Sacar una varilla y luego en doble.

120

Esto se efectúa por dos motivos: para identificar en una futura pesca de pin la compañía

que hizo el trabajo en esta conexión, como así también la fecha del trabajo; y para

inspeccionar cíclicamente la totalidad de las uniones roscadas y prevenir de esta forma

posibles fallas.

121

BIBLIOGRAFÍA

• BAKER : Fundamentals of completions Tx.- USA

• FISHER ROSEMOUNT, Fisher valve and actuator Catalogs, 2000

• FUNDAMENTALS OF PETROLEUM OPERATIONS.- SPE, 1999

• PICKETT, GEORGE R: A review of current work over techniques JPT 1996

• LUFKIN CATALOGUE AND OPERATIONAL MANUAL.-1999

• MARCO CORRALES, Manual Didáctico para Levantamiento Artificial 1,

Universidad Tecnológica Equinoccial, Ecuador 2007.

• GALEAS, Adalberto, Curso de crudos pesados, UTE, 2003

• ESPOCH, Facultad de ingeniería mecánica, Manual de diseños del sistema de

bombeo mecánico, Ecuador, 1980, PP 5-26, 27-34

• ESPOCH, Facultad de ingeniería mecánica sistemas de levantamiento artificial

por bombeo mecánico, instalación y funcionamiento de balancines Ecuador,

1970, PP 77-78, 101-104

• WILSON, Hugo, Comparación de sistemas de bombeo mecánico e hidráulico,

tesis de grado, UCE, 1974 PP 3-4

• PETROECUADOR, ARENINMA, Levantamiento artificial por bombeo

mecánico, Petroecuador, 1980, PP 26-40

122

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

(1) GUIBERSON, Manual Técnico, Bombeo Hidráulico, 1992.

(2) MARCO CORRALES, Manual Didáctico para Levantamiento Artificial 1,


(3) MARCO CORRALES, Manual Didáctico para Levantamiento Artificial 1,


(4) GALEAS, Adalberto , Curso de crudos pesados, UTE, 2003

(5) PETROECUADOR, ARENINMA, Levantamiento artificial por bombeo mecánico,

1980

(6) WILSON, Hugo, Comparación de sistemas de bombeo mecánico e hidráulico, tesis

de grado, UCE, 1974 PP 3-4

(7) GALEAS, Adalberto, Curso de crudos pesados, UTE, 2003

(8) ESPOCH, Facultad de ingeniería mecánica sistemas de levantamiento artificial por

bombeo mecánico, instalación y funcionamiento de balancines Ecuador, 1970, PP 77-

78.

123

(9) ESPOCH, Facultad de ingeniería mecánica sistemas de levantamiento artificial por

bombeo mecánico, instalación y funcionamiento de balancines Ecuador, 1970, PP 101-

104

(10) LUFKIN CATALOGUE AND OPERATIONAL MANUAL.-1999



(13) WILSON, Hugo, Comparación de sistemas de bombeo mecánico e hidráulico, tesis

de grado, UCE, 1974 PP 3-4



124

ANEXOS

125

ANEXO No. 1 Valor de “F1” (tubing 2 7/8)

Fuente: Lufkin

126

ANEXO No. 2 Valor de “F1” (tubing 3 ½ )

Fuente: Lufkin

127

ANEXO No. 3 Valor de “F2”

T(*F) F2 (Lbs)

Tubing 2-7/8" Tubing 3-1/2"

10 1830 2580

20 3750 5360

30 5630 8040

40 7500 10720

50 9370 13400

60 11250 16080

70 13100 18760

80 15000 21440

90 16900 24120

100 18800 26800

110 20600 29480

120 22500 32160

130 24400 34840

140 26100 37520

150 28100 40200

160 30000 42880

170 31800 45560

180 33700 48240

190 35600 50920

200 37500 53600

Fuente: Lufkin

128

ANEXO No. 4 Valor de “F3” (tubing 2 7/8)

129

ANEXO No. 5 Valor de “F3” (tubing 3 ½)

130

ANEXO No. 6 Pozos productores de petróleo con captación de gas



131

ANEXO No. 7 Unidad convencional



132

ANEXO No. 8 Unidad de Bombeo balanceada por aire



133

ANEXO No. 9 Sistema neumático del contrapeso



134

ANEXO No. 10 Designación API

Bombas de profundidad Standard de Pistón Metálico

Tipo de Bomba DESIGNACIÓN

Bombas insertables Barril de pared gruesa

Barril con liner

Barril de pared fina

Barril fijo asiento superior RHA RLA RWA Barril fijo asiento inferior RHB RLB RWB Barril móvil asiento inferior RHT RLT RWT Bomba de tubing TH TL -

Longitud de extensiones del barril (pies) Longitud de pistón (pies) Longitud de barril (pies) Tipo de Asiento: C: asiento de copas M: asiento mecánico Ubicación asiento: A: asiento superior B: asiento inferior barril móvil Tipo de barril: H: pared gruesa L: con liner W: pared fina Tipo de bomba: R: insertable T: tubing puma Diámetro de pistón: 125 1 – ¼* 150 1 – ½* 175 1 – ¾* 200 2 225 2 – ¼* 275 2 – ¾* Diámetro de tubing:: 20 2 – 3/8* OD 25 2 – 7/8* OD 30 – ½* OD

Fuente: Manual de Producción – PAE - Argentina


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