Bombeo por cavidades progresivas

WILLIAM ALEXANDER ORTIZ

ELIANA PULIDO VASQUEZ

SILVIA JULIANA IBAÑEZ

INGENIERIA DE PETROLEOS-UIS

BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS (PCP)

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METODOS DE PRODUCCIÓN

Bombeo por Cavidades Progresivas-PCP

2

AGENDA

OBJETIVOS

INTRODUCCION

PRINCIPIO FISICO

GENERALIDADES PCP

EQUIPOS DE FONDO

EQUIPOS DE SUPERFICIE

NOMENCLATURA DE LA BCP

INSTALACIÓN BPC

OPERACIÓN DE LA BCP

DISEÑO BCP

ANALISIS ECONOMICO

VENTAJAS Y DESVENTAJAS

PROBLEMAS DE OPERACIÓN

RANGO DE APLICACIÓN

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFIA


3

OBJETIVOS

1

• Identificar las ventajas que aporta el uso de las Bombas de Cavidades Progresivas en la recuperación de petróleos pesados.

2

• Conocer los principios físicos, el funcionamiento, la instalación en superficie y en fondo, las especificaciones y dimensionamiento del equipo.

3

• Describir el diseño de la bomba detallando los pasos a seguir para calcular y analizar las variables de una instalación de bombeo por Cavidades Progresivas.

4

• Realizar la evaluación financiera y la rentabilidad económica de instalar el SLA.


4

INTRODUCCIÓN

Cuando el yacimiento no tiene la suficiente energía para levantar los fluidos, es necesaria la instalación de un sistema de levantamiento artificial que adicione presión y lleve los fluidos hasta la superficie.

El propósito la bomba PCP es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, y maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento provocando así, mayor afluencia de fluidos. Este SLA consiste en una bomba de desplazamiento rotativo positivo accionada desde la superficie.


5

PRINCIPIO FISICO

Existe fricción en los cojinetes y juntas, no todo el líquido

que atraviesa la bomba recibe de forma efectiva la acción del impulsor, y existe una perdida de energía importante debido a la fricción del fluido. Ésta pérdida tiene varias componentes:

Pérdidas por choque a la entrada del impulsor La fricción por el paso del fluido a través del espacio

existente entre las palas o álabes Pérdidas de alturas al salir el fluido del impulsor.

Cuando un líquido fluye a través de una bomba, sólo parte de la energía comunicada por el eje del impulsor es transferida el fluido.


6

El rendimiento de una bomba es bastante sensible a las condiciones bajo las cuales esté operando. El rendimiento h de una bomba viene dado por:

donde γ , Q y h se definen de forma habitual; T es el par ejercido por el motor sobre el eje de la bomba y w el régimen de giro del eje en radianes por segundos.

minpotencia su istra da al fluido Qh

Tpotencia en el eje al freno

PRINCIPIO FISICO


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Los datos de las propiedades dinámicas mecánicas son obtenidas a través de ensayos de desplazamiento de los elastómeros (compresión o tensión), llamado Módulo de elasticidad Complejo (E`) o Stress total.

Este módulo está compuesto por:

PRINCIPIO FISICOPropiedades Mecánicas

• Para una deformación sinusoidal, la relación entre la componente viscosa (E”) y la componente elástica (E´) esta representado por la relación Tan δ (Tan delta).

Componente viscosa. (energía irrecuperable).

8

Fuente. Principios Fundamentales para diseños de bombas PCP.

BOMBA PCP

Estas bombas de desplazamiento positivo consisten en un rotor de acero helicoidal y un estator de elastómero sintético pegado internamente a un tubo de acero.

El estator se instala en el pozo conectado al fondo de la tubería de producción, a la vez que el rotor esta conectado al final de la sarta de cabillas.

ELECTRIC MOTOR

ROODS

TUBING

CASING

STATOR

ROTOR



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SISTEMA PCP

Grampa de la barra pulida

Relación de la transmisión

Motor eléctrico

Cabezal de rotación

Barra pulida

Stuffing Box

Pumping Tee

Cabezal de pozo

Revestidor de producción

Tubería de producción

Sarta de cabillas


Sarta de cabillas

Rotor

Estator

Pin de paro

Ancla antitorque

Revestidor de producción



10

EQUIPOS DE FONDO

Estator Sarta de varillas


Rotor Niple de paro

Niple intermedioElastómeros


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EQUIPOS DE FONDO:Tubería de producción

Es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar con el máximo API, para prevenir el desenrosque de la tubería de producción.



12

EQUIPOS DE FONDO:Sarta de varillas

Es un conjunto de varillas

unidas entre sí por medio de cuplas. La sarta esta situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de producción.



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EQUIPOS DE FONDO:Estator

Es una hélice doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está adherido dentro de un tubo de acero.



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El rotor está fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con precisión y recubierto con una capa de material altamente resistente a la abrasión. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas tipo Tubular) las cuales le transmiten el movimiento de rotación desde la superficie (accionamiento o impulsor).

EQUIPOS DE FONDO:Rotor



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EQUIPOS DE FONDO:Niple de Paro

Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del estator. Su función es:

Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el rotor tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente.

Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando.

Como succión de la bomba.



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EQUIPOS DE FONDO:Niple Intermedio

Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la tubería de producción no lo permite.



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El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un polímero de alto peso molecular con la propiedad de deformarse y recuperarse elásticamente, esta propiedad se conoce como residencia o memoria, y es la que hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator.

EQUIPOS DE FONDO:Elastómeros



18

Buena resistencia química a los fluidos a transportar. Buena resistencia térmica. Capacidad de recuperación elástica. Adecuadas propiedades mecánicas, especialmente

resistencia a la fatiga. Propiedades mecánicas mínimas requeridas. Hinchamiento: del 3 al 7% (máximo). Dureza Shore A: 55 a 78 puntos. Resistencia Tensíl: Mayor a 55 Mpa. Elongación a la ruptura: Mayor al 500% Resistencia a la fatiga: Mayor a 55.000 ciclos Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm.

EQUIPOS DE FONDO: Características de los elastómeros


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Elastómero 159

Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo. Su distribuidor (y fabricante) lo utiliza como estándar para comparación de la solidez y resistencia química de los Elastómeros.


Elastómero 194 Es un butadieno-acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo.

Este Elastómero fue desarrollado para crudos pesados con alto contenido de arena. La resistencia a la abrasión es buena (dureza Shore A = 58) .


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Elastómero 198 Un butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho).

Este Elastómero fue desarrollado para obtener una mayor resistencia al H2S y a mayor temperatura que la del caucho.

Elastómero 199

Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 50% de nitrilo. Su resistencia a los aromáticos es buena, se ha utilizado con éxito en fluidos con 13% de aromáticos a 40 °C (104 °F).

Elastómero 204

Es un co-polimero fuorocarbono butadieno. Este Elastómero fue desarrollado para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a los gases ácidos (CO2 y H2S).



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EQUIPOS DE FONDO:Elastómeros-Factores limitantes

Los elastómeros se construyen de materiales vivos, sus propiedades pueden verse afectados de manera adversa por:

a) Los parámetros que caracterizan el fluido del pozo tales como:

b) La presencia de agentes físicos o químicos, tales como:

Gravedad del crudo

Relación gas liquido

Corte de agua

Temperatura de

profundidad de la bomba

Partículas abrasivas

CO2 y H2SSolventes

aromáticosAgentes

agresivos


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EQUIPOS DE FONDO:Elastómeros-Consecuencias

Endurecimiento del centro del

lóbulo.

Comienzo del desprendimiento del elastómero

debido a la rigidez del mismo

Desprendimiento profundo y falta

de adherencia a la camisa del

estator.

Proyección del desprendimiento

a lo largo del lóbulo

Ejemplo de elastómeros en el yacimiento Diadema



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EQUIPOS DE FONDO:Elastómeros-Factores limitantes

c) Los cambios más comunes en las propiedades mecánicas y susconsecuencias son:

Hinchazón, lleva a excesiva interferencia.Endurecimiento, lleva a la pérdida de la resistencia.Ablandamiento, debilidad y deterioro del sellaje.

159 194 198 199 204

Abrasión B A A C B

Ampollas de gas

A B B A A

Crudos Pesados

A A B C B

Crudos Medianos

A B B A B

Crudos Livianos

C C C A A

Aromáticos B C C A A

CO2 B C B B A

H2S B B A B A

Pozos de agua

B C C C C

Temp. Max (ºC)

120 100 160 110 80

Temp. Max (ºF)

248 212 320 230 176

Fuente. Principios fundamentales para

diseños de bombas PCP .


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EQUIPOS DE SUPERFICIE

Cabezal de rotaciónCabezal de rotación

Variadores de frecuencia


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EQUIPOS DE SUPERFICIE:Cabezal de rotación

Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la tubería de producción no lo permite.

Fuente. Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas.


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EQUIPOS DE SUPERFICIE:Motor

Es el equipo giratorio que genera el movimiento giratorio del sistema.

Requiere bajos costos de mantenimiento, posee alta eficiencia, bajos costos de energía, es de fácil operación y de muy bajo ruido.



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EQUIPOS DE SUPERFICIE:Variadores de frecuencia

Estos equipos son utilizados para brindar la flexibilidad del cambio de velocidad en muy breve tiempo y sin recurrir a modificaciones mecánicas en los equipos.

El Variador de frecuencia rectifica la corriente alterna requerida por el motor y la modula electrónicamente produciendo una señal de salida con frecuencia y voltaje diferente.



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EQUIPOS DE SUPERFICIE:Sistema de correas y poleas

Dispositivo utilizado para transferir la energía desde la fuente de energía primaria hasta el cabezal de rotación.

La relación de transmisión con poleas y correas debe ser determinada dependiendo del tipo de cabezal seleccionado y de la potencia/torque que se deba transmitir a las varillas de bombeo (a la PCP).



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NOMENCLATURA DE LAS BCPSEGÚN EL FABRICANTE

Fabricante Tipo de bomba Ejemplo Significado

Francés Geometría simple 60TP1300 60=tasa de 60 m3 /d a 500 rpm y 0 head.TP= Tubing Pump(bomba tipo tubular)1300= altura máxima (head) en metros de agua.

Multilobulares 840ML1500 Igual al anterior, la diferencia esta en el tipo de geometría. ML significa “Multi Lobular”

Brasileño Tubulares 18.40-1500 18= bomba de 18 etapas o 1800 lpc de diferencial máximo de presión.35= diámetro del rotor el milímetros.1500= tasa máxima expresada en barriles, a 500 rpm y 0 head.

Insertables 18.35-400IM Igual a la anterior excepto que esta es una bomba tipo insertable con zapata de anclaje modificada (IM).



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NOMENCLATURA DE LAS BCPSEGÚN EL FABRICANTE

Fabricante Tipo de bomba Ejemplo Significado

Brasileño CTR Tubular (1) 8-CTR-32 32=tasa de 32 m3 /d a 100 rpm y 0 head.CTR= bomba de espesor de elastómero constante.8= presión máxima en Mpa.

CTR insertable 8-CTR-32IM Igual al anterior excepto que modelo es una bomba CTR tipo insertable con zapata de anclaje modificada (IM).

Norte Americano(USA)

Geometría simple 60N095 60= 60x102 head máximo en pies de agua (6000 pies) 095= tasa en b/d a 100 rpm y 0 head.

Canadá Geometría simple 40-200 40= 40x102 head máximo en pies de agua (4000 pies) 200= tasa en b/d a 100 rpm y 0 head.



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1. Confirmar que el equipo este configurado para realizar las siguientes conexiones.

2. Medir la distancia b, desde el pin de paro al fondo del estator.

3. Llenar el pozo con fluido muerto y correr el tubing con el estator y el ancla de torque.

INSTALACION

PIN DE PARO

ESTATOR ROTOR

BFuente. Principios fundamentales para diseños

de bombas PCP .


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4. Calcular el numero de cabillas.

5. Engrasar el rotor para facilitar la inserción del mismo dentro del estator.

6. Insertar la sarta de cabillas en el pozo con el rotor conectado en el fondo.

7. Bajar la sarta de cabillas lentamente hasta observar rotación de la misma.

8. Cuando las cabillas empiecen a rotar, bajar lentamente la sarta de cabillas.

9.Continuar bajando la sarta de cabillas..

INSTALACION


33

10. Subir lentamente la sarta de cabillas.

11. Marcar la cabilla superior al nivel de la tee de producción.

12. Levantar la sarta y desconectar la cabilla superior.

13. Medir la distancia A.

14. Calcular la longitud L, así:

INSTALACION

DISTANCIA CDISTANCIA C

NEGATIVA

A. CABEZAL DE EJE HUECO

B. CABEZAL DE EJE INTEGRADO

Fuente. Principios fundamentales para diseños de bombas PCP .


34

INSTALACION

15. En el caso de cabezales integrados, la longitud de pony rods equivalentes a «L» debe sumarse a la sarta de cabillas.

16. Para un cabezal de eje hueco con un stuffing box integrado.

Para cabezales de eje hueco con stuffing box separado.

Engrasar la barra pulida e insertarla a través del stuffing box usando una conexión cónica de protección. Roscar un acople en la base de la barra pulida y levantar todo el conjunto en posición vertical.


35

INSTALACION

Bajar y conectar la barra pulida con la sarta de cabillas y el stuffing box con la tee de producción. Asegurarse de cumplir con estas especificaciones de manera que el torque aplicado para la conexión no sea excesivo.

TOPE DE LA SARTA DE CABLITAS BARRA PULIDA

GRAMPA DE SEGURIDAD

CUERPO DEL CABEZAL

PUNTO DE REFERENCIA



36

INSTALACION

PUNTO DE REFERENCCIA

PUNTO DE REFERENCIA

GRAMPA DE SEGURIDAD

ACOPLE DE CONEXIÓN ENTRE BARRA PULIDA

Y LA SARTA DE CABLITAS

ESPACIADO DE LA BARRA DE 6 A 24 PULGADAS (15-60

CMS)

CONEXIÓN DE BARRA PULIDA CONEXIÓN DEL CABEZAL

Fuente. Principios fundamentales para diseños de bombas

PCP .


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OPERACIÓN

Durante la puesta en marcha del sistema es necesario medir y registrar las variables de

operación y control.

Una vez instalados los equipos de superficie:

Verificar que los frenos,

retardadores o preventores de

giro inverso estén

debidamente ajustados.

Cuando se va arrancar el sistema:

Verificar que no existan válvulas

cerradas a lo largo de la línea de producción del

pozo y así mismo las válvulas en los múltiples de las

estaciones.


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OPERACIÓN

Velocidad de rotación (rpm) Frecuencia (Hz) Velocidad del motor (rpm) Intensidad de la corriente (Amp) Tensión en la red (Volt) Tensión en la salida (Volt) Torque (lb-pie) Potencia (Kw o Hp) Temperatura en el variador de frecuencia (ºC o ºF) Presión en el cabezal del pozo Variables analógicas o digitales de sensores instalados en

el pozo (subsuelo o superficie), tales como presión o temperatura


39

OPERACIÓN

.

Adicionalmente, se toma nota de las capacidades de los equipos instalados, tales como torque, relación de reducción de la caja, potencia, corriente, tensión, etc.

Una vez registrados todos estos parámetros, y verificando que las condiciones en las líneas y en la estación de flujo así lo permitan, se procederá con el arranque; para lo cual, será necesario acoplar el accionamiento a la carga (conectar los acoples, colocar las correas alas poleas, etc.) y arrancar el sistema a baja velocidad


40

OPERACIÓN

Esperar que el pozo – sistema de bombeo se estabilice antes de proceder con la optimización y arrancar con baja velocidad de rotación.

Durante la fase de hinchamiento es posible que la eficiencia volumétrica de la bomba sea baja (a veces muy baja) por lo cual, las medidas de torque, potencia, presiones de superficie y la producción propiamente dicha del pozo serán relativamente bajas.


41

OPERACIÓN

Durante estos primeros días, se sugiere visitar el pozo y tomar las lecturas de las variables de operación a diario, de manera de observar el comportamiento del sistema y su relación con el hinchamiento del elastómero.

Durante estos primeros días, se sugiere visitar el pozo y tomar las lecturas de las variables de operación a diario, de manera de observar el comportamiento del sistema y su relación con el hinchamiento del elastómero.


42

OPERACIÓN

Una vez que se determine que el sistema “yacimiento - pozo – equipos de producción” estén estabilizados, se procede con el proceso de optimización.

Durante esta fase se debe esperar incrementos en la producción, disminución en la surgencia de la bomba, incrementos en la presión del cabezal (presión en la tubería de producción) en el torque y en la potencia requerida.


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FLUJOGRAMA DEL DISEÑO

Geometría del pozoTipo y curvatura

Configuración del pozoDimensiones

Casing, tubing, cabillas ,limitaciones

mecánicas

Condiciones del yacimientoComportamiento IPR, tasa de

producción , presión de fondo fluyente, nivel de

fluido dinámico.

Propiedades del fluidoT,ρ, viscosidad, contenido de H2S y

CO2 .

Profundidad del asentamiento

Presión de descarga

Producción y levantamiento requeridos

Selección de la bomba :Capacidad de levantamiento

Capacidad volumétricaCurvas de comportamiento

Tipo de elastómero

Selección de las cabillasCargas , torque, esfuerzos,

contactos cabilla/tubing

Potencia, torque y velocidad requeridos en

superficie.

Selección de equipos en superficie:

Cabezal de rotación, relación de transmisión,

motor, variador

DISEÑO FINAL DEL SISTEMA

Fuente. Principios fundamentales para

diseños de bombas PCP .


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DISEÑO PCP

Las principales condiciones de diseño de un sistema PCP pueden ser clasificadas según:

Condiciones de bombeo. Efecto del flujo de fluidos. Cargas y esfuerzos sobre la sarta de cabillas. Desgaste sobre cabillas y tubería de producción. Dimensionamiento de los equipos.

“El objetivo principal del diseño es lograr un balance entre las condiciones anteriormente

descritas para una aplicación especifica.”

1

2

5

4

3



45

Las condiciones de bombeo mas importantes para la correcta selección de la bomba son:

DISEÑO PCPCondiciones de bombeo

Tasa de bombeo requerida

Levantamiento requerido

Temperatura de operación

Compatibilidad de fluidos

Restricciones con las dimensiones del revestidor

Capacidad de manejo de arena

Comportamiento de influjo de la bomba


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Basado en los anteriores parámetros , las condiciones de bombeo permiten hacer una correcta selección de la bomba de fondo que tenga las siguientes características:

DISEÑO PCPCondiciones de bombeo

Suficiente capacidad de desplazamiento

Suficiente capacidad de levantamiento

Geometría adecuada de la bomba

Elastómero compatible con los fluidos producidos

Revestimiento del rotor compatible


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Previo a la selección de estos parámetros es necesario conocer:

La tasa de diseño se puede calcular como:

DISEÑO PCP Desplazamiento-Levantamiento

100*

%

requeridadiseno

Blsdiarequerida

Blsdiadiseno

QQ

Q Tasa de produccion requerida

Q Tasa de diseno

Eficiencia volumetrica de la bomba

La condiciones de producción de pozos vecinos

El comportamiento de influjo IPR

Conocimiento de las propiedades de los fluidos producidos


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Se puede determinar la capacidad mínima de desplazamiento:

El levantamiento neto es definido como la diferencia entre la presión de entrada y la presión de descarga de la bomba así:

Vminimo = (Qdiseño/N)

Vminimo = Capacidad mínima de desplazamiento (m3 /día/RPM)

N = velocidad de operación del sistema

ΔPneto= Pdescarga -Pentrada

Δpneto = levantamiento neto requerido (psi).

Pdescarga= presión de descarga de la bomba(psi).

Pentrada = presión de entrada de la bomba (psi).


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La presión de entrada ala bomba es función de la energía de aporte del yacimiento ( comportamiento IPR) reflejada por las medidas de fluido y presiones en el espacio anular.

Entonces la presión de entrada puede definirse como:

Pentrada= PCSG+Pgas+Pliquido+Paux

PCSG= presión del revestidor en la superficie.

Pgas= presión equivalente a la presión hidrostática de gas (psi).

Pliquido= presión equivalente a la presión hidrostática de liquido (psi).

Paux= presión equivalente a las perdidas en equipos auxiliares.


50


La presión de descarga de la bomba será función de los requerimientos de energía necesarios para poder fluir una cantidad determinada de fluidos atravez de la sarta de tubería desde el fondo hacia la superficie.

Pdescarga= Ptbg+Pcolumna+Pfriccion

Ptbg= presión de superficie de la tubería de producción (psi).

Pgas= presión equivalente a la presión hidrostática de gas (psi).

Pcolumna= presión equivalente a la columna hidrostática de fluidos (psi).

Pfriccion= perdidas por fricción en la tubería (psi).


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DISEÑO PCP Recordar….

Para calcular la presión hidrostática de un fluido

Presión equivalente a la columna hidrostática de un fluido:

Pcolumna= H*ρ*C

H= Altura vertical de la columna (ft).

ρ= Densidad del fluido (lbs/ft3)

C= constante (SI: 9,81*10-3 o Imperial: 6,94*10-3)


52

Para la selección de la bomba se hace necesario conocer el comportamiento de afluencia del pozo, para lo cual es necesario contar con las presiones estáticas y fluyentes, la respuesta de producción y la presión de burbujeo.

Se construye el IPR. El caudal total por la bomba será la suma de las tres tasas,

petróleo, agua y gas. Conociendo estas variables y utilizando las curvas tipo de las

bombas (suministradas por los fabricantes), se puede determinar la velocidad de operación y los requerimientos de potencia en el eje de impulsión.

SELECCIÓN Y PROFUNDIDAD DE LA BOMBA

53

0 100 200 300 400 500 6000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Torq

ue d

e r

esi

stenci

a

(lb/f

t)

Velocidad de operación en rpm

Longitud de cuerpo:2460 ftLongitud de acoples: 33 ftTubería :3-1/2 pulgadasCabillas: 1”Cuellos Full-sizePatrón de flujo laminar

Fuente. Updated field case studies on application and performance of bottom drive

progressing Cavity pumps.


54

Profundidad máxima de Bomba: 3200 pies Nivel estático: 1000 pies Nivel dinámico: 2645 pies Producción petróleo para 2645 pies: 80 b/d Producción agua para 2645 pies: 20 b/d Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie. Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie Presión en cabezal tubería producción.: 100 lpc Presión en cabezal revestidor: 0 lpc Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc Velocidad máxima: 250 r.p.m.

DATOS


55

Desprecie el volumen de gas en el anular.

Considere viscosidad muy baja (1 cps)

Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas).

Utilice ecuaciones para IP constante.

Considere un factor de seguridad para el head de 20%

CONSIDERACIONES


56

Tasa de producción (considere una sumergencia de 200 pies).

Presión / head en la bomba. Seleccionar bomba. Velocidad de operación Diámetro de cabillas Potencia en el eje Torque Carga axial en el cabezal Vida útil de los rodamientos Seleccionar modelo de cabezal

CALCULAR ??


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EJEMPLO DEL DISEÑO




58

IP constante

IP = Q / (Ps – Pwf)

Ps = 0,373 lpc/pie x (3200 – 1000) pies = 821 lpc

Pwf = 0,370 lpc/pie x (3200 – 2645) pies = 205 lpc

IP = 100 b/d / (821 – 205) lpc = 0,162 b/d /lpc

Qmáx = IP x Ps = 0,162 b/d /lpc x 821 lpc = 133 b/d

CALCULO DE LA TASA DE PRODUCCION


59

Considerando una sumergencia de 200 pies en la bomba el nivel dinámico a estas condiciones de operación seria de :

3000 pies (3200´-200´)

la Presión fluyente sería :

Pwf= 0.3700 lpc/pie x (3200 –3000) pies = 74 lpc

Finalmente la tasa para un nivel dinámico de 3000 pies es de:

Q = IP x (Ps – Pwf) = 0,162 b/d /lpc x (821 –74) lpc = 121 b/d.

CALCULO DE LA TASA DE PRODUCCION


60

ΔP = P2 – P1

P1 = CHP + G1xND + G2xH = 0 + 0 + 0,370x(3200-3000) = 74 lpc

P2 = THP + G3xPB + DP_Fr = 100 + 0,425x3200 + 240 = 1700 lpc

ΔP = 1700 – 74 lpc = 1626 lpc x Fs = 1951 lpc

Head = 1626 lpc / 0,433 lpc/pie = 3755 pies x Fs = 4506 pies.

Se trabajará con 1950 lpc ó 4500 pies (1372 mts).

CALCULO DE LA PRESION DE LA BOMBA


61

PWF (psi) Q (STB/día)0 518,4

200 486400 453,6600 421,2800 388,8

1000 356,41200 3241400 291,61600 259,21800 226,82000 194,42200 1622400 129,62600 97,22800 64,83000 32,43200 0

0 100 200 300 400 500 6000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Pwf

Q

IPR CONSTANTE




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Con un head de 1370 mts:

BOMBA DIAMETRO(pulg)

B/D (100 rpm y 0 Head)

r.p.m. para 120 b/d y 1950 lpc

30TP2000 2-3/8 34 400

80TP2000 2-3/8 100 145

60TP2000 2-7/8 83 175

120TP2000 3-1/2 151 110

180TP2000 4 226 75

430TP2000 5 542 50

Se aprecia que todas las bombas, excepto la 30TP2000, cumplen con el criterio de velocidad de operación menor a 250 r.p.m. (criterio de diseño).

TIPOS DE BOMBA


63

Revisando las especificaciones de las tres bombas pre-seleccionadas se obtienen requerimientos de potencias en el eje del impulsor de:

60TP2000; 5,0 Kw = 6,7 Hp 80TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp 120TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp

Suponiendo que las tres puedan mecánicamente ser instaladas en el pozo, se seleccionará la bomba 80TP2000 para disponer de cierta capacidad de reserva en caso de que el pozo responda con mayor producción.

La bomba 80TP2000 puede instalarse en el pozo con tubería de

2-3/8” o 2-7/8”. Asumiremos tubería de 2-7/8”.

SELECCIÓN DE BOMBA


64

El Torque hidráulico:

Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido, el cual es la fuerza necesaria para levantar el fluido y es función del desplazamiento de la bomba y de la altura hidráulica.

Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido:

Es función de la velocidad de rotación, el diámetro y longitud de la sarta de cabillas (profundidad de la bomba), el área del espacio anular entre las cabillas y la tubería de producción.

TORQUE REQUERIDO

65

Nomograma para selección de las cabillas.Según el nomograma se podrían utilizar cabillas de 3 / 4”. Ya que la tubería es de

2-7/8” se podría elegir una sarta de cabillas (usada) de 7/8” grado “D”.

80TP2000




66

Profundidad de bomba = 3200 pies. Diámetro de cabillas = 7/8 “ Fr = 3500 daN Altura = 4500 pies Bomba serie 2-3/8” Fh = 1000 daN Carga axial = 4500 daN =10115 lbs. = 4,6 Tn

Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se puede calcular el tiempo de vida.

CARGA AXIAL


67

Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1-9-7/8”, con 4,6 Tn de carga axial y girando a 145 r.p.m., se obtiene una duración mayor a las 100 Mhoras (mas de 11 años)

CABEZAL DE ROTACION

RPM

Life (Hours x1000)Fuente. Updated field case studies on

application and performance of bottom drive progressing Cavity pumps.


68

Bomba modelo 80TP2000 instalada a 3200 pies. Tubería de 2-7/8” con cabillas de 7/8”. Velocidad de operación 145 r.p.m. Cabezal de rotación de 9000 lbs La potencia del motor dependerá del equipo de superficie a

utilizar, estos es, motovariador, moto reductor o equipos de poleas y correas.

La potencia en el eje es de 7,3 Hp El torque del sistema 264 lbs-pie.

EL DISEÑO QUEDA ASI..


69

El pozo recupera el 100% del caudal. Qmax= 518,4 STB/dia Inversiones para poner a producir el pozo: Trabajo de reactivación del pozo: US$500.000.oo. Instalación de facilidades de superficie: US$50.000.oo. Costo de Instalación: US$250.000.oo Lifting Cost: US$15.oo/Bl El precio del crudo es de $US70.oo/Bl. Se entrega al gobierno nacional un 20% de la producción por

regalías.

ANALISIS ECONOMICO


70

Ganancias=(518.4(STB/dia)*365 días*$70/bl*0,8) Ganancias = $ 10596096 Inversiones= costo de reactivación + costo de instalación

facilidades de superficie y levantamiento artificial Inversiones=($500000+$250000+$50000+(($15/bl)*365

días*518.4(STB/dia))=$ 3638240 Rentabilidad = Ganancias- Inversiones Rentabilidad = $ 10596096 - $ 3638240= $6957856 El diseño de bomba utilizado deja una rentabilidad a un año

de $6957856, lo que nos indica que la no fue un buen prospecto, ya que tomamos el IP constante, se deberían analizar otras opciones para este pozo, con el fin de aumentar la rentabilidad.

ANALISIS ECONOMICO


71

Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los caudales obtenidos.

La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo constante hacen más fácil la instrumentación.

El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo.

Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y plataformas de producción costa fuera.

VENTAJAS


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Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) cP.

La inversión de capital es del orden del 50% al 25% dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento.

Los costos operativos y de transporte son mucho más bajos. Se señala ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente.

La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una aparente ineficiencia.

VENTAJAS


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El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas urbanas.

Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles.

Bombea con índices de presión interna inferior al de las bombas alternativas, lo que significa menor flujo en la columna del pozo para alimentarla, pudiendo succionar a una presión atmosférica.

La producción del pozo puede ser controlada mediante el simple cambio de rotación y esta se efectúa mediante el cambio de poleas o usando vareador de velocidad.

VENTAJAS


74

Los sistemas PCP puede alcanzar altas tasa de bombeo eliminado la necesidad de cambiar el equipo cuando las condiciones de los pozos disminuyen o prestan variaciones en la producción.

El tamaño, menor peso, permite economizar el transporte y aligera su instalación.

La simplicidad del equipo, reduce costos en mantenimiento de lubricación y reemplazo de partes.

Tipos e aromáticos comunes encontrados en petróleo xileno, benceno, tolueno a porcentajes no mayores de 3%.

Simple instalación y operación.

VENTAJAS


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Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o 178°C).

Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo).

Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco).

Desgaste por contacto entre las varillas y la cañería de producción en pozos direccionales y horizontales.

Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).

DESVENTAJAS


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Falla de la varilla pulida o de la abrazadera de esta. Falla del freno contra giro. Cabeza motriz desenroscada de la T de flujo. Mala alineación del rodamiento axial de empuje. El único otro problema común es que el prense pudiera

tener salidero. Excesivo o demasiada vibración en la columna motriz.

PROBLEMAS DE LA OPERACIÓN PCPEN SUPERFICIE


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FALLA DEL TUBING POR DESGASTE VÁSTAGO / TUBING. El desgaste del tubing se evita con el uso de centralizadores.

FALLA DEL ESTATOR. Si se selecciona el elastómero mejor adaptado a las condiciones específicas del pozo (fluido, temperatura, etc.) su nivel de desgaste será normal y no ocurrirá su desdoblamiento.

FALLA DEL VÁSTAGO POR TORQUE EXCESIVO. No debe haber problemas si se emplean los procedimientos adecuados para determinar las medidas del vástago.

PROBLEMAS DE LA OPERACIÓN PCPEN EL FONDO DE POZO


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FALLA DEL COUPLING DEL VÁSTAGO. No existirán problemas si se emplea un buen programa de diseño para determinar las medidas del vástago. En caso de pozos no verticales emplee centralizadores para reducir el desgaste coupling / tubing.

FALLA DEL CENTRALIZADOR. En pozos no verticales emplee el número de centralizadores indicado por el programa de diseño. En caso de desgaste por abrasión use centralizadores con eje de cromo y couplings de vástago cromados.

PROBLEMAS DE LA OPERACIÓN PCPEN EL FONDO DE POZO


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INCORRECTO ESPACIADO. Si el rotor ha sido posicionado muy alto la eficiencia de la

bomba se reduce. Si el rotor ha sido posicionado muy bajo el vástago inferior

bajo compresión se jorobará ligeramente y someterá la cabeza del rotor a flexión alternativa.

VÁSTAGOS CON RESISTENCIAS DE TENSIÓN INADECUADAS. La columna de vástagos puede sufrir alargamiento

permanente, lo que lleva a la rotura del rotor.

PRESENCIA DEL ANCLA DEL TUBING. Después de la arrancada de la bomba el tubing y la

columna de vástagos se calientan por el fluido que viene de la formación.

PROBLEMAS DE LA OPERACIÓN PCPEN EL ROTOR


80

PROBLEMAS DE LA OPERACIÓN PCP

CAUSA PROBABLE.

Rotor no esta totalmente insertado.

Presión de descarga de la bomba inferior a la necesaria.

Rotor bajo medida para la temperatura del pozo.

Perdida en la tubería.

Alto GOR.

CAUSA PROBABL

E

ACCION RECOMENDA

DA




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CAUSA PROBABLE.

Condición de falta de nivel.

Bomba dañada o subdiseñada.

CAUSA PROBABLE.

Mal espaciado. Rotor tocando en el niple de paro.

Rotor aprisionado por solidos.

CAUDAL INTERMITEN

TE

VELOCIDAD MAS BAJA QUE LA NORMAL




82


CAUSA PROBABLE.

Rotación contraria.

Rotor no esta insertado en el estator.

Estator y rotor dañado.

Tubing sin hermeticidad.

Tubing desenroscado.

SIN PRODUCCION

BAJO CONSUMO




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PERDIDAS A TRAVES DEL SISTEMAS DE

SELLO

CORREAS CORTADAS FRECUENTEMENTE VELOCIDAD BIEN

CAUSA PROBABLE.

Las empaquetaduras están gastadas.

Camisa de sacrificio esta gastada

CAUSA PROBABLE.

Mal alineación entre correas y poleas

Las correas no son las adecuadas para la aplicación.




84

Producción de crudo pesado y bitumen (< 12 ° API) con cortes de arena hasta 50.

Producción de crudos medianos (de 12 a 20 ° API) con contenido limitado de H2S.

Producción de crudos livianos dulces (> 20 API) con limitaciones en el contenido de aromáticos.

Pozos de agua superficial Pozos productores con altos cortes de agua y temperaturas

relativamente altas. Evaluación de nuevas áreas de producción.

RANGO DE APLICACION


85

CONCLUSIONES

Las varias ventajas que aporta este sistema lo hace más confiable en la producción de petróleos pesados. Este tipo de levantamiento es de gran ayuda en el aporte de energía, ya que del petróleo pesado se puede sacar más derivados.

Esta tecnología que ha demostrado ser una de las más eficientes en levantamiento artificial, en la producción de petróleos con elevada viscosidad y en pozos de difícil operación.

Utilizando este sistema se tendría una recuperación rentable de petróleos pesados. La selección de cada uno de sus componentes lo hace más eficiente que los otros sistemas de recuperación secundaria.


86

American Petroleum Institute, NORMA API, “Progressive cavity pumps systems for artificial lift—Part 1: Pumps —Part 2: Surface drive systems”, | 1220 L Street, NW | Washington, DC 20005-4070 | USA Petroleum and natural gas industries.

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87

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Bombeo por cavidades progresivas

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