Subproyecto: Producción de Hidrocarburos II Modulo III...

Subproyecto: Producción de Hidrocarburos II Modulo III Bombeo Mecánico

CARRERA: Ingeniería de Petróleo

Prof. Sharon Escalante Msc Ing de Petróleo

Fecha: Julio 2016

1. CONCEPTO

Uno de los métodos más antiguos de levantamiento artificial es el bombeo mecánico, el cual es el más usado en el ámbito mundial y nacional, tanto en la producción de crudos pesados como en la de extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos.

El método consiste en la instalación de una bomba de subsuelo de acción reciprocante que es abastecida con energía trasmitida a través de una sarta de cabillas; esta energía proviene a su vez de un motor eléctrico o de combustión interna el cual moviliza la unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas.

El bombeo mecánico se fundamenta en la aplicación de una fuerza torsional, que convierte el movimiento rotacional del motor-caja de engranaje en movimiento reciprocante, a través del sistemas de bielas-manivelas; con el propósito de accionar una bomba de subsuelo reciprocante, mediante una sarta de cabillas.

2. EQUIPO El sistema de bombeo está conformado por una serie de equipos de superficie y de subsuelo, los cuales se encuentran conformados de la siguiente forma

Equipos de superficie: Unidad de Bombeo, motor de la unidad y cabezal de pozo Equipos de subsuelo: Bomba, Ancla de gas, cabillas y tubería de producción.

2.1 DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUPERFICIE 2.1.1 UNIDAD DE BOMBEO

La función de la unidad de bombeo es convertir el movimiento rotacional de la unidad motriz al movimiento ascendente-descendente de la barra pulida. Una unidad de bombeo apropiadamente diseñada tiene el tamaño exacto de caja de engranaje y estructura. También tiene suficiente capacidad de carrera para producir el fluido que deseas.

Otras características de la unidad de balancín son: - La variación de velocidad con respecto a las revoluciones por minuto de la maquina motriz - La variación de la longitud de carrera - La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de las cabillas y fluido del pozo.

El diseño de la unidad de balancín presenta tres aspectos esenciales: Sistema Reductor de Velocidad, Sistema de Articulación y Sistema de contrapeso

Prof Sharon Escalante BMC – Julio 2016 2

Figura 1. Instalación Típica de B.M.


2.1.2 MOTOR Suministra la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo. Son

generalmente trifásicos y operan a 60 Hz de frecuencia con velocidades promedios entre 835 y 1200 RPM. Están diseñados para trabajar bajo cargas constantes lo cual no sucede en una instalación de bombeo mecánico debido a las fluctuaciones en las cargas durante el ciclo. Los motores pueden clasificarse en dos grandes categorías: de combustión interna y motores eléctricos. Combustión interna: Existen dos tipos:

Alta Velocidad (6 cilindros) operan a una velocidad de 800 a 1400 rpm. Baja velocidad (1 cilindro) operan entre 200 y 600 rpm.

Motores eléctricos son los de mayor aplicación en los campos petroleros y se subdividen en Convencional NEMA D y de alto deslizamiento. Tienen la ventaja de facilidad para cambiarlos y para automatizarlos.

2.1.3 CAJA DE ENGRANAJE Es un sistema de engranajes cuyo objetivo es reducir la velocidad de rotación entre el motor primario y el sistema biela-manivela. Pueden ser de sistema de reducción simple, doble o triple. En la Fig. 2 una caja de engranaje de doble reducción. La caja de engranaje representa una de las partes más costosa de la unidad de bombeo.

2.1.4 MANIVELA Transmite el movimiento de la caja de engranaje o transmisión a las bielas del balancín, que están unidas a ellas por intermedio de pines (Ver Fig 3).

2.1.5 PESAS O CONTRAPESOS Generalmente se encuentran ubicados en la manivela y en algunas unidades sobre la viga principal, en el extremo opuesto del cabezote. Se utilizan para balancear las fuerzas desiguales que se originan sobre el motor durante las carreras ascendente y descendente del balancín. Si la caja de engranaje tuviera que suplir todo el torque que la unidad de bombeo necesita para operar, su tamaño sería demasiado grande, afortunadamente, al usar contrapesos, el tamaño de la caja de engranaje puede ser minimizado. Los contrapesos ayudan a reducir el torque que la caja debe suministrar. En las unidades balanceadas por aire, el balance se realiza con aire comprimido en un cilindro

2.1.6 PRENSAESTOPA ( STUFFINGBOX) Se instala en el cabezal del pozo con el fin de impedir el derrame de petróleo por la acción del movimiento de la barra pulida. Consiste en una cámara cilíndrica que contiene los elementos de empaque que se ajustan a la barra pulida para efectuar el sello.


2.1.7 BARRA PULIDA (POLISH ROD) La Barra Pulida es una pieza sólida de acero que se mueve dentro de la tubería y es la que soporta la mayor carga del sistema de allí que su correcta selección es muy importante para el Optimizador. Su función es soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba y del fluido dentro de la tubería. Se fabrica en un material resistente y viene generalmente en diámetros de 1 ¼ y 1 ½ pulg y longitudes de16 y 22 pies.

Figura 2. Caja de engranaje

Figura 3. Conjunto Biela-manivela


2.2 UNIDADES DE BOMBEO

Los tipos de unidades de bombeo más populares son:

Tipo convencional Mark II Balanceadas por Aire

Unidades de Bombeo Convencional

VENTAJAS

DESVENTAJAS

Costos de Mantenimiento bajos. Cuesta menos que otras Unidades. Usualmente es mejor que el Mark II con sarta

de cabillas de fibra de vidrio. Puede rotar en sentido horario y antihorario. Puede bombear más rápido que las Unidades

Mark II sin problemas. Requiere menos contrabalanceo que las Mark

II.

En varias aplicaciones no es tan eficiente como el Mark II u otros tipos de unidades.

Podría requerir cajas de engranaje más grandes que otros tipos de unidad (especialmente con cabillas de acero).

Unidades de Bombeo Mark II

VENTAJAS DESVENTAJAS Tiene menor torque en la mayoría de los casos. Podría costar menos (-5%, -10%) comparada

con el siguiente tamaño en una unidad convencional.

Es más eficiente que las unidades convencionales en la mayoría de los casos.

En varias aplicaciones, no puede bombear tan rápido como una unidad convencional debido a su velocidad en la carrera descendente.

Solo puede rotar en sentido antihorario. En caso de existir golpe de fluido podría

causar más daño a la sarta de cabillas y la bomba. Puede colocar la base de la sarta de de cabillas

en severa compresión causando fallas por pandeo.

Puede experimentar torques más altos que las unidades convencionales cuando se usan cabillas de fibra de vidrio, además, de la posibilidad de colocarlas en compresión.

Unidades de Bombeo Balanceadas por Aire

VENTAJAS

Es más compacta y fácil de balancear que las otras unidades.

Los costos de transporte son más bajos que otras unidades (debido a que pesa menos)

Vienen en tamaños más grandes que cualquier otro tipo de unidad.

Puede rotar tanto en sentido horario como antihorario.

DESVENTAJAS

son más complicadas y requieren mayor mantenimiento (compresor de aire, cilindro de aire).

La condensación del aire en el cilindro puede constituir un serio problema.

La caja de engranaje podría dañarse si el cilindro pierde la presión de aire.


Existen también otros tipos de unidad tales como las hidráulicas, de carreras largas (Rotaflex), y otras unidades de geometría inusual. Sin embargo, la mayoría de los pozos son bombeados con los tres principales tipos de unidades mencionados. La razón principal de la duración de la popularidad de estas unidades de bombeo es porque estas han sido usadas por más tiempo que las otras y han probado ser confiables, durables, y fáciles de mantener.

Figura 4 Unidad de Bombeo Convencional.


a) Unidad Bombeo Mecánico Convencional

b) Unidad Bombeo Mark II

c) Unidad Bombeo balanceada por aire

Figura 5. Tipos de Unidad de Bombeo.


2.3 DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUBSUELO

2.3.1 SARTA DE CABILLAS

Las principales funciones de la sarta de cabilla de succión en un sistema de bombeo mecánico son las siguientes: Transferir energía, soportar cargas y accionar la bomba. Todo esto es posible, ya que éstas, sirven de conexión entre la bomba de subsuelo y la unidad de bombeo instalada en la superficie. La barra pulida es la primera cabilla del sistema, y opera con una empacadura de goma llamada prensa-estopa. Los principales problemas presentados por la sarta de cabillas son las partiduras y el desenroscado de las mismas lo que se debe principalmente a: efectos de corrosión, se aprietan demasiado al ser instaladas, daños al manejarlas entre otros. A través del tiempo se han introducido innovaciones tales como el tratamiento térmico para resistir mejor la corrosión, nuevos diseños de los pines y el moldeado a presión de las roscas en lugar de cortarlas. Las cabillas se fabrican en diámetros que van desde 1/2” hasta 1-1/8” con incrementos de 1/8”. Cabillas de acero son fabricadas en longitudes de 25 o 30 pies. Cabillas API De acuerdo al material de fabricación existen tres tipos o clases de cabillas API: C, D y K . La Tabla 1 resumen sus especificaciones

ESPECIFICACIONES DE FABRICACION CLASE API

C D K

Resistencia a la tensión mínima, MLpc 90 115 85

Dureza, Brinell 185-235 235-285 175-235

Metalurgia (*) Niquel y Molibdeno

AISI-1036 Carbón Aleación*

AISI 46XX

Aleación*

Tabla 1. Cabillas API especificaciones de Fabricación

Las cabillas API son de 25 pies de longitud (variación ± 2 pulg) excepto en la costa oeste de los Estados Unidos que miden 30 pies (variación ± 2 pulg).


Cabillas NO API

Cabillas electra. Son fabricadas de acero de gran resistencia, generalmente se utilizan en pozos donde las cabillas convencionales API experimentan frecuentes fallas. Esta cabilla es capaz de soportar esfuerzos hasta 50 MLpc

Cabillas Continuas COROD. Es una sarta continua de cabilla que no tiene cuellos ni pasadores y los diámetros varían en 1/16 en vez de 1/8 pulg como lo indica la norma API. Se almacenan y transportan en grandes carretos; además requiere de un equipo especial para su instalación y desinstalación y de soldadura para operaciones de conexión y desconexión.

Cabillas Fibra de Vidrio. Son construidas en longitudes de 25, 30 o 37,5 pies. Tienen la ventaja de su bajo peso lo que reduce las carga y el consumo de energía en los equipos de superficie. No son recomendables en pozos direccionales o altamente desviados y su temperatura máxima de diseño es de 200 F.

Cabillas Hollow Rod. Diseñada para su utilización con torques medios en pozos no corrosivos o efectivamente inhibidos. Permite inyectar por su interior diluyentes, inhibidores de corrosión u otros fluidos.

2.3.2 BOMBA DE SUBSUELO Es una bomba pistón de desplazamiento positivo, desde su profundidad de instalación hasta la superficie que funciona por diferencias de presión, mediante bolas y asientos, para permitir la entrada y sello de fluidos en círculos periódicos sincronizados. Una bomba de sub-suelo, ver Fig. 6, consta de 5 partes principales:

a) barril o cámara (fijo o movible) b) pistón o émbolo (movible o fijo) c) válvula viajera contenida en el pistón d) válvula fija contenida en el sistema de anclaje e) sistema de anclaje inferior o superior.

El cilindro o barril: el cilindro o barril de la bomba es la parte por donde se mueve el pistón en sus recorridos ascendentes y descendentes, debe ser suficientemente largo para adaptarse a la carrera del pistón. La dureza del cilindro debe ser mayor a la del pistón.

El émbolo o pistón: el émbolo o pistón de la bomba generalmente es la parte móvil. Posee una resistencia menor que la del cilindro o camisa, y casi siempre es cromado para incrementar la resistencia a la abrasión. En él se encuentra la válvula viajera que controla la entrada de fluidos de la bomba al interior del pistón.

La válvula viajera: está regulada por las diferencias de fuerzas sobre ella y por debajo de ella.

La válvula fija: controla la entrada de fluidos desde el pozo al interior de la bomba

Figura 6 Bomba de subsuelo


PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO La unidad de bombeo en su movimiento tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior. Para entender como trabaja la bomba hay que darle un vistazo a la acción de las válvulas, asumiendo que la bomba está llena con líquido incompresible tal como petróleo muerto o agua. La Fig. 7 muestra cómo se comportan las válvulas viajeras y fijas durante el ciclo de bombeo.

Figura 7.

Carrera Ascendente: En la carrera ascendente, cuando el pistón comienza a moverse hacia arriba, la válvula viajera cierra y levanta las cargas del fluido. Esto genera un vació en el barril de la bomba que causa la apertura de la válvula fija permitiendo que el fluido proveniente del yacimiento llene la bomba. Carrera Descendente: En la carrera descendente, cuando el pistón comienza a moverse hacia abajo, la válvula fija se cierra y el fluido en el barril de la bomba empuja la válvula viajera abriendo esta. El pistón viaja a través del fluido que se ha desplazado hacia la bomba durante la carrera ascendente. Luego el ciclo se repite. Para un caso ideal de bomba llena y fluido incompresible, en la carrera ascendente la válvula viajera cierra, la fija abre y el fluido comienza a ser bombeado a través de la tubería hasta la superficie. En la carrera descendente, la válvula viajera abre y la fija cierra. Sin la acción de las válvulas, la producción no sería posible. Si la válvula fija no abre, el fluido no entraría a la bomba. Si la válvula viajera no abre entonces el fluido no entraría a la tubería.


Acción de las Válvulas y Cargas de Fluido: La acción de las válvulas es también importante para entender como las cargas de fluido son aplicadas al pistón de la bomba y la sarta de cabillas. Esto es necesario para entender la carga sobre las cabillas, forma de la carta dinagráfica y comportamiento de las cabillas de succión. Una carta dinagràfica es un grafico de carga versus posición. Si pudiera colocarse un instrumento para medir las cargas justo arriba del pistón de la bomba, se terminaría con una carta dinagráfica de fondo. Para entender como seria la carta dinagráfica de la bomba para el caso de bomba llena, Veamos la Fig. 8 . Para este ejemplo la tubería está anclada

Figura 8

Carrera ascendente: Al comienzo de la carrera ascendente, la válvula viajera cierra (punto A de la Fig. 8). A este punto la válvula viajera levanta las cargas del fluido. Estas cargas permanecen constantes durante el recorrido ascendente (del punto A hasta B). Carrera descendente: En la carrera descendente, cuando el pistón comienza el movimiento hacia abajo, la válvula viajera abre (punto C). En este punto la válvula viajera se libera de la carga de fluido y la presión del mismo se transfiere a la tubería a través de la válvula fija. Por lo tanto, la válvula viajera no lleva la carga de fluido durante la carrera descendente (desde el punto C al D).


Las diferencias de carga entre los puntos A y D (o B y C) son las cargas del fluido en el pistón. De acuerdo a la Fig. 8 las cargas de fluido son transferidas instantáneamente desde D hasta A y desde B hasta C. TIPOS DE BOMBA API Básicamente el API ha dividido las bombas de sub-suelo en:

Bombas de tubería (T) y Bombas de cabillas o insertadas (R)

Las bombas de subsuelo se clasifican en tres grupos:

Las de tipo de tubería: las bombas de tubería deben su nombre a que éstas se instalan dentro de la tubería y además el cilindro forma parte integral de las mismas. Las bombas de tubería son las bombas más fuertes y grandes fabricadas. Úselas para altas tasas de producción en pozos someros.

Las insertables o de cabillas: las bombas de cabillas o insertables se instalan en los pozos mediante el uso de la sarta de cabillas y sin necesidad de extraer la tubería. Se aplican en pozos de moderada y baja productividad y a profundidades de hasta 7000 pies. Las bombas insertables son las más fáciles de reparar debido a que todo el ensamblaje puede sacarse jalando la sarta de cabillas.

Las bombas de revestidor: las bombas de revestidor presentan como característica primordial, que permiten utilizar el revestidor como tubería de producción. Por lo tanto, se pueden usar diámetros más grandes para mayores volúmenes de producción. Utilícelas en pozos someros que producen altas tasas de producción, baja corte de gas y no están desviados.

Entre los factores que se toman en cuenta para la determinación del tipo de bomba de subsuelo que se va a elegir se encuentran: Temperaturas de fondo, manejo de crudos viscosos que ocasionan pérdidas por fricción, efectos sobre las eficiencias de bombeo al manejar elevados volúmenes de gas libre, tolerancia entre el pistón y el barril de la bomba de subsuelo, entre muchos otros. ANCLA DE GAS

Las bombas, al contrario de los compresores, no están diseñadas para bombear el gas libre que normalmente existe a condiciones de admisión. La eficiencia volumétrica puede ser afectada en forma muy significativa llegando, en casos extremos, al llamado bloqueo por gas o “gas lock”. El bloqueo por gas resulta cuando la válvula viajera no abre en la carrera descendente debido a que la presión en la cámara es mucho menor que la de descarga debido al gas presente. El parámetro más importante para controlar la presencia de gas libre es la presión de admisión (PIP) y resulta obvio pensar que mientras mayor sea la PIP, menor será la cantidad de gas libre. Si se pudiera colocar la bomba a una profundidad tal que la PIP fuera igual o mayor que la Pb se podrían entonces obtener eficiencias volumétricas bastante altas ya que todo el gas presente en el crudo estaría en solución. Un ancla de gas consiste en un tubo ranurado o perforado, colocado en la zapata de anclaje y se utiliza para mejorar la separación de gas antes de la entrada del fluido a la bomba, lo cual origina una


mayor eficiencia volumétrica de la bomba. Existen varios tipos de anclas como son: Natural, Niple Perforado, copa y Copa Multicopa.

a) Ancla Natural

Se refieren a colocar la bomba debajo de

las perforaciones y así permitir que el gas sea forzado a circular por la entrada de la bomba, ver Fig 9.a

Esta es la más simple y la mejor manera de minimizar la interferencia de gas.

Figura 9.a

b) Niple Perforado (Poorman) Esta es del tipo más ampliamente usado.

La Fig. 9.b muestra cómo trabaja esta ancla de gas. Es un niple perforado con la adición de un tubo concéntrico para la succión y otro para la recolección de sedimentos ( tubo de barro)

Esta ancla es simple y económica, por el diseño de sus partes, se usa en pozos ligeramente arenosos, donde el nivel del liquido esta cerca del pozo; sin embargo puede utilizarse a cualquier profundidad

Figura 9.b


Ancla de copas Es un ancla muy parecida al tipo “Poorman”.

Y se diferencia por las copas de metal a lo largo del niple, como muestra la Fig 9.c

Figura 9.c

Ancla Multicopa Como se observa en la figura es un tubo y una serie de copas alrededor con orificios dentro de ellas. Esta difiere de la anterior, porque está provista de un numero mayo de copas y no requiere del tubo adicional de succión, ya que el principal hace las veces de este Se utiliza en pozos con alta producción de gas, sin arena, donde el ancla de copas no es efectiva; por lo tanto es de mayor capacidad de separación gas-liquido, ver Fig 9.d

Figura. 9.d


2.3.3 TUBERIA DE PRODUCCION

El fluido se produce a través del anular tubería-cabillas hasta la superficie. Cuando la tubería está anclada al anular, esta tiene un efecto menor en el comportamiento del sistema en la mayoría de los casos. Si la tubería no está anclada entonces podría afectar las cargas sobre las cabillas y el desplazamiento de la bomba debido a su estiramiento.

Tipos de tubería

La figura presenta los tipos de tubería: EUE y Hydrill las cuales son utilizadas para realizar las operaciones inherentes a la completación del pozo, que producen bajo el método artificial de bombeo mecánico. Como se puede observar en la Fig.10, la diferencia principal entre ambas, lo constituye el cuello o sistema de conexión entre tubo y tubo. La sarta de tubería hydrill mantiene un diámetro externo uniforme en toda su extensión; en la EUE, los diámetros de los cuellos son mayores que el cuerpo de tubería

Figura 10. Tipos de tuberías

Diámetro externo (pulg)

Peso (lbs/pie)

Diámetro interno (pulg)

Área Seccional (pulg2)

Drift Diámetro (pulg)

2 3/8 4,70 1,995 1,304 1,900

2 7/8 6,50 2,441 1,812 2,347

3 ½ 9,30 2,992 2,590 2,867

4 ½ 2,75 3,958 3,600 3,833

.Tabla2. Especificaciones de tuberías de producción


3. VENTAJAS Y LIMITACIONES DEL BOMBEO MECANICO 3.1 Ventajas del Sistema de Bombeo Mecánico de Petróleo

Fácil de operar y de hacer mantenimiento Se puede cambiar fácilmente la tasa de producción por cambio en la velocidad de bombeo. Puede bombear el pozo a una muy baja presión de entrada para obtener la máxima

producción. Usualmente es la más eficiente forma de levantamiento artificial. Se puede fácilmente intercambiar de unidades de superficie. Se puede usar motores a gas como movedores primarios si la electricidad no está disponible. Se puede usar la bomba con el control apagado para minimizar la carga del fluido, costos de

electricidad y las fallas de varilla. Puede ser monitoreada remotamente con un sistema de control de supervisión de bomba. Se puede usar computadoras modernas de análisis dinamométrico para la optimización del

sistema.

3.2 Desventajas del Sistema de Bombeo Mecánico de Petróleo Es problemático en pozos con alta desviación. No puede ser usada en pozos costa afuera por los grandes equipos de superficie La capacidad de producción es limitada en comparación con otros métodos. No puede funcionar con excesiva producción de arena. La eficiencia volumétrica cae drásticamente cuando se tiene gas libre. La tasa de producción cae con la profundidad comparado con otros métodos de levantamiento

artificial Es obstrusivo en áreas urbanas.

4. ANALISIS DE LAS CONDICIONES DE BOMBEO

En particular se refiere a las prueba de superficie: Cartas Dinagraficas, pruebas de pozos, registros sónicos y de presión explicando la obtención, interpretación e importancia de los resultados para la determinación de las condiciones de bombeo. A continuación revisaremos una referencia rápida para su interpretación 4.1 Cartas Dinagráficas Es un registro que presenta las cargas instantáneas en la barra pulida a diferentes posiciones durante el ciclo de bombeo. Este grafico es obtenido directamente en el pozo, mediante un instrumento llamado dinamómetro y su colocación es por la parte frontal del balancín, conocida como espaciador.

Bibliografía

Producción de Hidrocarburos. LUZ. Prof Sara Sánchez. Ricardo Maggiolo. Richard Márquez, Febrero 1999

Principios de bombeo mecánico. E Mariño. 1990 Maraven. Petróleos de Venezuela Norma API RP-11L


http://www.oilproduction.net/cms/index.php?option=com_content&view=article&id=457:registros-dinamometricos-en-pozos-con-bombeo-mecanico-guia-para-interpretacion&catid=49:bombeo-mecanico&Itemid=98


5. DISEÑO DEL SISTEMA DE BMC - Desarrollo del Método API RP-11L NOMENCLATURA Sp Longitud de la Carrera de fondo, pulg

PD Desplazamiento de la bomba, BPD

PPRL Carga máxima en la barra pulida, Lbs

MPRL Carga mínima en la barra pulida, Lbs

PT Torque máximo en la caja de engranajes, Lbs-pulg

PRHP Potencia de la barra pulida, HP

CBE Contrabalance efectivo, Lbs

H Altura neta , pies

L Profundidad de la bomba, pies

N Velocidad de la bomba, gpm ( golpes por minuto) S Longitud de la carrera en superficie, pulg

D Diámetro del pistón, pulg

G Gravedad especifica del fluido producido, adim

Wr Peso promedio de las cabillas en aire, Lbs/pie

Er Constante elástica de las cabillas, pulg / Lb-pie

Fc Factor de frecuencia, adim

Et Constante elástica de la tubería, pulg / Lb-pie

Fo Carga de fluido sobre la bomba, Lbs

1/Kr Constante elástica total para las cabillas, pulg /lb

No Frecuencia natural de la sarta de cabilla, gpm

No’ Frecuencia de la sarta de cabilla ahusada (tapered), gpm

W Peso total de las cabillas en el aire, Lbs Wrf Peso total de las cabillas en el fluido, Lbs

F1 Factor PPRL

F2 Factor MPRL

T Torque de la caja de engranajes, Lb-pulg

F3 Factor de PRHP

Ts Constante de ajuste del torque para valores de Wrf /Skr diferentes de 0,3.


Tabla 2-1 Datos de Bomba y Cabillas (Diseño API RP1 1L) 1 2 3 4 5 Sarta de Cabilla

Cabilla No

Diámetro Pistón (pulg)

Peso Cabilla (Lb/pie)

Constante Elástica Eo

(Pulg/Lb-pie )

Factor de Frecuencia

Fc

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

44 Todos 0,726 1,990x10-6 1,000 -------- -------- -------- -------- -------- 100. 54 1,06 0,908 1,668 x10-6 1,138 -------- -------- -------- -------- 44,6 55,4 54 1,25 0,929. 1,633 x10-6 1,140 -------- -------- -------- -------- 49,5 50,5 54 1,50 0,957 1,584 x10-6 1,137 -------- -------- -------- -------- 56,4 43,6 54 1,75 0,990 1,525 x10-6 1,122 -------- -------- -------- -------- 64,6 35,4 54 2,00 1,027 1,460 x10-6 1,095 -------- -------- -------- -------- 73,7 26,3 54 2,25 1,067 1,391 x10-6 1,061 -------- -------- -------- -------- 83,4 16,6 54 2,50 1,100 1,318 x10-6 1,023 -------- -------- -------- -------- 93,5 6,5

55 todos 1,135 1,270 x10-6 1,000 -------- -------- -------- -------- 100.0 --------

64 1,06 1,164 1,382 x10-6 1,229 -------- -------- -------- 33,3 33,1 33,5 64 1,25 1,211 1,319 x10-6 1,215 -------- -------- -------- 37,2 35,9 26,9 64 1,50 1,275 1,232 x10-6 1,184 -------- -------- -------- 42,3 40,4 17,3 64 1,75 1,341 1,141 x10-6 1,145 -------- -------- -------- 47,4 45,2 7,4

65 1,06 1,307 1,138 x10-6 1,098 -------- -------- -------- 34,4 65,6 -------- 65 1,25 1,321 1,127 x10-6 1,104 -------- -------- -------- 37,3 62,7 -------- 65 1,50 1,343 1,110 x10-6 1,110 -------- -------- -------- 41,8 58,2 -------- 65 1,75 1,369 1,090 x10-6 1,114 -------- -------- -------- 46,9 53,1 -------- 65 2,00 1,394 1,070 x10-6 1,114 -------- -------- -------- 52,0 48,0 -------- 65 2,25 1,426 1,045 x10-6 1,110 -------- -------- -------- 58,4 41,6 -------- 65 2,50 1,460 1,018 x10-6 1,099 -------- -------- -------- 65,2 34,8 -------- 65 2,75 1,497 0,990 x10-6 1,082 -------- -------- -------- 72,5 27,5 -------- 65 3,25 1,574 0,930 x10-6 1,037 -------- -------- -------- 88,1 11,9 --------

66 todos 1,634 0,883 x10-6 1,000 -------- -------- -------- 100,0 -------- --------

75 1,06 1,566 0,997 x10-6 1,191 -------- -------- 27,0 27,4 45,6 -------- 75 1,25 1,604 0,973 x10-6 1,193 -------- -------- 29,4 29,8 40,8 -------- 75 1,50 1,664 0,935 x10-6 1,189 -------- -------- 33,3 33,3 33,3 -------- 75 1,75 1,732 0,892 x10-6 1,174 -------- -------- 37,8 37,0 25,1 -------- 75 2,00 1,803 0,847 x10-6 1,151 -------- -------- 42,4 41,3 16,3 -------- 75 2,25 1,875 0,801 x10-6 1,121 -------- -------- 46,9 45,0 7,2 --------

76 1,06 1,802 0,816 x10-6 1,072 -------- -------- 28,5 71,5 -------- -------- 76 1,25 1,814 0,812 x10-6 1,077 -------- -------- 30,6 69,4 -------- -------- 76 1,50 1,833 0,804 x10-6 1,082 -------- -------- 33,8 66,2 -------- -------- 76 1,75 1,855 0,795 x10-6 1,088 -------- -------- 37,5 62,5 -------- -------- 76 2,00 1,880 0,784 x10-6 1,093 -------- -------- 41,7 58,3 -------- -------- 76 2,25 1,908 0,774 x10-6 1,096 -------- -------- 46,5 58,5 -------- -------- 76 2,50 1,934 0,764 x10-6 1,097 -------- -------- 50,8 49,2 -------- -------- 76 2,75 1,967 0,751 x10-6 1,094 -------- -------- 56,5 43,5 -------- -------- 76 3,75 2,039 0,722 x10-6 1,078 -------- -------- 68,7 31,3 -------- -------- 76 3,75 2,119 0,690 x10-6 1,047 -------- -------- 82,3 17,7 -------- --------

77 todos 2,224 0,649 x10-6 1,000 -------- -------- 100,0 -------- --------

85 1,06 1,883 0,873 x10-6 1,261 -------- 22,2 22,4 22,4 33,0 -------- 85 1,25 1,943 0,841 x10-6 1,253 -------- 23,9 24,2 24,3 27,6 -------- 85 1,50 2,039 0,791 x10-6 1,232 -------- 26,7 27,4 26,8 19,2 --------

85 1,75 2,138 0,738 x10-6 1,201 -------- 29,6 30,4 29,5 10,5 --------


Cabilla No

Diámetro Pistón (pulg)

Peso Cabilla (Lb/pie)

Constante Elástica Eo

(Pulg/Lb-pie )

Factor de Frecuencia

Fc

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

86 1,06 2,058 0,742 x10-6 1,151 -------- 22,6 23,0 54,3 -------- --------

86 1,25 2,087 0,732 x10-6 1,156 -------- 24,3 24,5 51,2 -------- --------

86 1,50 2,133 0,717 x10-6 1,162 -------- 26,8 27,0 46,3 -------- --------

86 1,75 2,185 0,699 x10-6 1,164 -------- 29,4 30,0 40,6 -------- --------

86 2,00 2,247 0,679 x10-6 1,161 -------- 32,8 33,2 33,9 -------- --------

86 2,25 2,315 0,656 x10-6 1,153 -------- 36,9 36,0 27,1 -------- --------

86 2,50 2,385 0,633 x10-6 1,138 -------- 40,6 39,7 19,7 -------- --------

86 2,75 2,455 0,610 x10-6 1,119 -------- 44,5 43,3 12,2 -------- --------

Tabla 2.2 Datos de Tubería

1 2 3 4 5 Tubing

Size Diámetro externo

Pulg Diámetro interno

Pulg Area Pulg2

Constante Elástica Et

(Pulg/lb-pie) 1,900 1,900 1,610 0,800 0,500 x10-6 2 3/8 2,375 1,995 1,304 0,307 x10-6 2 7/8 2,875 2,441 1,812 0,221 x10-6 3 1/2 3,500 2,992 2,590 0,154 x10-6

4 4,000 3,476 3,077 0,130 x10-6 4 1/2 4,500 3,958 3,601 0,111 x10-6

Tabla 2.3 Datos de la Cabilla

1 2 3 4

Tamaño de la Cabilla

Area (pulg2)

Peso de la cabilla en el aire Wr

(Lb/pie)

Constante Elástica Er

(Pulg/lb-pie)

½ 0,196 0,72 1,990x10-6

5/8 0,307 1,13 1,270x10-6

¾ 0,442 1,63 0,883x10-6

7/8 0,601 2,22 0,649x10-6

1 0,785 2,90 0,497x10-6

1 1/8 0,994 3,67 0,393x10-6

CALCULO DE SISTEMAS DE BOMBEO CONVENCIONAL METODO API RP11L DATOS

Nivel de Fluido, H: ________________________pies

Velocidad de Bombeo, N: _______________________ gpm

Diámetro del Pistón, D ______________________Pulg

Profundidad de la Bomba, L ________________________pies

Longitud de carrera en Superficie, S _________________________pulg

Gravedad Especifica el fluido, G _______________________

Diámetro Tubería, ______________________ Pulg

Tubería Anclada Si ______ No __________

Distribución de Cabillas ______________________________

FACTORES DE LA TABLA 2,1 Y 2.2

1. Wr = _____________________Tabla 2.1 Columna 3 3. Fc = ________________________ Tabla 2.1 Columna 5

2. Er = _____________________Tabla 2.1 Columna 4 4. Et = _________________________Tabla 2.2 Columna 5

CALCULO DE VARIABLES

5. Fo= 0,340 x G *D2*H = ____________________________________

6. 1/Kr = Er * L= ___________________________________________

7. SKr = S 1/Kr = ____________________________________

8. Fo / SKr = ___________________________________________

9.N/ No= N*L 245000 = ____________________________________

10. N/No’ =N/No Fc = ___________________________________________

11. 1 /Kt = Et * L = _______________________________________

CALCULO DE Sp y D 12. Sp /S = _________________________Figura 2.8

13. Sp = (Sp/S) * S – Fo*(1/Kt) = ________________________________________________________pulg

14. PD= 0,1166 * Sp * N * D2 = _________________________________________________________ BPD

CALCULO DE PARAMETROS NO DIMENSIONALES

15. W = Wr * L = ___________________________________________________ Lbs

16. Wrf = W * ( 1 - 0,128*G) = ____________________________________________Lbs

17. Wrf/ SKr = ___________________________________________________

CALCULO DE FACTORES ADIMENSIONALES 18118. F1 / SKr =________________Fig 2.3 20. 2T/ S2 Kr =_______________ Fig 2.5 22 Ts = ______________

19. 19. F2 /SKr = ________________Fig 2.4 21. F3 / Skr = _______________Fig. 2.7

CALCULO DE VARIABLES DE OPERACIÓN

23. PPRL = Wrf + (F1/Skr)*SKr =__________________________________Lbs

24. MPRL = Wrf - (F2/Skr)*SKr = __________________________________Lbs

25. PT = (2T /S2Kr) * SKr *S/2 *Ta=__________________________________Lb-pulg

26. PRHP = (F3/Skr)*SKr *S * N * 2.53x10-6=____________________________HP

27. CBE = 1,06 * (Wrf + 0,5 Fo) = ____________________________________Lbs

Subproyecto: Producción de Hidrocarburos II Modulo III...

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