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Manual de producción –PAE-Argentina 1-I

I - BOMBEO MECÁNICO BREVE DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA El método de bombeo mecánico consiste 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 cañería de producción (tubing) y de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (flow line) (Figura 1-I). 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 1600 metros, pero el nivel dinámico del pozo es de 500 m, el trabajo desarrollado por la bomba será elevar el fluido desde los 500 m hasta la superficie, más la altura equivalente a la presión de bombeo (flow line). 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. BOMBAS DE PROFUNDIDAD 1. PARTES COMPONENTES. Las bombas (Fig.2-I) están compuestas por el barril, el

pistón, la válvula de pie (standing valve), la válvula viajera (travelling valve) y los accesorios: jaula de válvulas, adaptador del pistón, vástago con conectores especiales en ambos extremos (Fig.3-I), guía del vástago (rod guide), cupla del vástago (rod coupling), etc.

2. 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.


Figura 1-I

Manual de Producción-PAE-Argentina 3-I

Bomba de Profundidad- Partes Componentes

Figura 2-I


Conectores de Vástago

Figura 3-I


Figura 4-I


Figura 5-I


Figura 6-I


Figura 7-I


Figura 8-I


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 desgastes mencionados se sujeta este al casing con un ancla de tensión. 3. TIPOS DE BOMBAS. Las bombas de profundidad cuya descripción se efectúa en las

páginas siguientes pueden ser del tipo insertable o de tubing (Fig. 4-I). 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. Según la clasificación A.P.I. (American Petroleum Institute), se muestran las bombas más utilizadas en nuestra operación, según Figuras 5-I y 6-I (insertables), Figura 7-I (insertables doble asiento) y Figura 8-I (bomba tubing). En la tabla de la página se indica la designación A.P.I. de las bombas standard de pistón metálico utilizadas en nuestra operación. 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.


DESIGNACION API Bombas de Profundidad Standard de Pistón Metálico

DESIGNACION Tipo de Bomba Barril de

pared gruesa Barril

con liner Barril de

pared fina Bombas insertables: 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 -

xx xxx x x x x x x x

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 T : asiento inferior barril móvil Tipo de barril: H : pared gruesa L : con liner W: pared fina Tipo de bomba: R : insertable T : tubing pump Diámetro de pistón: 125 1-1/4" 150 1-1/2" 175 1-3/4" 200 2" 225 2-1/4" 275 2-3/4" Diámetro de tubing: 20 2-3/8" OD 25 2-7/8" OD 30 3-1/2" OD


4- DESIGNACIÓN DE LAS BOMBAS EN NUESTRA OPERACIÓN. En la designación de las bombas deberá especificarse :

a. Tipo de bomba.

b. 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"

c. 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 standard del pistón es 5'.

d. Longitud del barril.

Las que utilizamos son de 16' y 24', los de 16' se utilizan para A.I.B. de carreras de hasta 86".

e. 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.

f. 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.


g. 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

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 c).


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-I con los nombres de las principales partes componentes. 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) (Fig. 9-I y Fig. 10-I). 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 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. 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. Nota: Solamente a las bombas doble asiento de diámetro 2", a las copas se le hacen ranuras, para permitir equilibrar las presiones. A las bombas de diámetros de 1-1/2" y 1-3/4" no se le hacen ranuras.


Figura 9-I


Figura 10-I


CRITERIO DE SELECCION DE BOMBAS INSERTABLES. Los problemas más comunes que presentan los fluidos de nuestros yacimientos para ser bombeados son:

1. Deposición de arena

2. Pozos con gas

3. Petróleo viscoso

4. Incrustaciones varias. 1. DEPOSICIÓN DE ARENA. La arena que suele transportar en suspensión el fluido

origina los siguientes problemas en el bombeo mecánico:

a. 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 presión que se produzca ante petróleos viscosos no permitirá el buen llenado del barril provocando liberación de gas y el consecuente bloqueo.

b. 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 (Fig. 11-I) 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.

c. 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, unifilar -unidad filtrante-, normalmente de acero inoxidable (Fig.12-I) son del tipo desarmable, para poder limpiarlos y repararlos, en medidas de 2-7/8" y 3-1/2"),


Figura 11-I


Figura 12-I


• 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 (Fig. 13-I)).

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.

Son pistones metalizados, de luces 0.005" (5 milésimas de pulgada) con ranuras donde se alojan los anillos. Se pueden utilizar con 20 ó 40 anillos.

Se recomienda utilizarlos donde los pistones metálicos tienen problemas repetitivos de atascamientos.

• Utilizar piston Lubri-plunger. El 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.(Fig.13-1-bis). 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 del 100%.

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 aproximar el valor de la luz entre pistón y barril más adecuada al mismo. 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.


Figura 13-I


Utilice los elementos de Protección Personal

Figura 13-bis-I


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 asegurar 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 reespaciando la bomba”, tal como se explica en el Capítulo VI.

También es posible disminuir el espacio nocivo entre válvulas, con el armado de la bomba mediante el uso de jaulas de diseños especiales para las bolas de las válvulas, con menor espacio nocivo y tapón hexagonal. De esta manera, la distancia entre asientos (de la válvula fija y viajera) que en una bomba estándar es de 7 ½ ", se reduce a aproximadamente 4”; es decir 3 ½ “ menos (Fig. 14-I).

Actualmente en la sección "Well Service" las bombas se arman de tal forma que al final

de la carrera descendente la separación entre válvulas no supere 4"; en casos particulares se consultará con el Ingeniero de Producción.

A continuación se indican algunas recomendaciones prácticas y la descripción de dispositivos especiales que se aplican para pozos con gas.

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.

c. 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.

d. Profundizar la bomba. De manera que quede por debajo de la zona productora de

alta relación gas-petróleo. e. Utilizar bombas con dispositivos especiales:

• Bombas con válvula tipo anillo (ring valve).

• Desbloqueadores mecánicos.

• Separadores de gas (anclas de gas).

• Bombas con menor espacio entre válvulas.


Figura 14-I


Bombas con válvula tipo anillo (ring valve): El dispositivo ring valve (Fig. 15-I) que puede adaptarse a las bombas standard API es utilizado para prevenir el bloqueo por gas y el golpe de fluido. El mismo se instala en la parte superior del barril de las bombas insertables tipo RW y RH. Funcionamiento: en la carrera descendente la válvula tipo anillo permanece cerrada evitando que la columna de fluido actúe sobre la T.V., esto elimina el golpe de fluido, tiende a mantener las varillas traccionadas y previene el bloqueo por gas. En la carrera ascendente la carga de fluido sobre la ring valve la mantiene cerrada hasta que la presión del fluido desplazado por el pistón produce su apertura. Esta compresión evita el bloqueo de la bomba en la carrera ascendente. Por las condiciones de trabajo indicadas la bomba con dispositivo ring valve es también aplicable en pozos con petróleo viscoso. Desbloqueadores mecánicos: estos dispositivos, instalados sobre la jaula de la válvula de pié (SV),permiten mecánicamente, con un vástago solidario a dicha jaula, en la carrera descendente del pistón, forzar la apertura de la válvula viajera (TV) y de esta forma liberar el gas entrampado en la cámara de la bomba. Con estos dispositivos, la necesidad de golpear y reespaciar el pozo como práctica habitual de la operación se descarta y prolonga en forma importante la vida de la bomba y mantiene un mejor porcentaje de eficiencia de la producción del pozo. Válvulas Petrovalve-plus: las características de estas válvulas, permiten en todas sus aperturas y cierres mantener la eficiencia, el guiado de su obturador a través de vástagos inferiores y superiores hace que esto se cumpla. La importante reducción de perdida de carga a través de ellas hace también que la presión de carga de la bomba se transmita de esta forma con mas eficiencia al sistema de producción. La calidad de su material hace que sean compatibles con medios de fluidos de alta salinidad y con presencia de gas corrosivo (H2S-CO2)

Válvula Petrovalve


Dispositivo Ring Valve

Figura 15-I


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 descriptos.

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-I (a)]. 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 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 4.5 m debajo del punzado productivo más profundo, como mínimo. Otro diseño de separador de gas utilizado en nuestra operación se indica en la Fig. 16-I (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. Su utilidad está condicionada a la ubicación de las zonas productivas y al nivel de fluido 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 haciendo experiencia sobre nuevos diseños y algunos de ellos están aquí recomendados para ensayar.(Fig 16-I-(c ))

Figura 16-I


3. PETRÓLEO VISCOSO. El petróleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamiento del pistón y a su desplazamiento a través de la cañería de producción, provocando sobrecargas en los componentes del sistema de bombeo.

En nuestra operación se aplican distintas técnicas para su extracción:

a. Utilizar pistones de menor longitud (2' a 3'). b. Utilizar jaulas con mayor pasaje de fluido. c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (G.P.M). d. Utilizar bombas con mayor luz entre pistón y barril. e. En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20%, la inyección de

desemulsionantes por casing.

f. 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 según se indica en la Fig. 17-I, consiste en la ubicación de un packer sobre los punzados y un tubing perforado sobre el packer. El fluido producido pasa por el caño 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.

Figura 17-I

Producción de Petroleo Viscoso por Casing


4. 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 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.

Otras medidas que se aplican para disminuir las intervenciones de los pozos afectados son:

• Utilizar válvulas de pie standard de mayor medida. • Bombas con mayores luces (con pistones de mayor longitud para disminuir

las pérdidas por escurrimiento). • Válvulas de carburo de tungsteno. • Eliminar los filtros. • Inyectar inhibidor de incrustaciones. • Uso de pistones con anillos.

BOMBAS DE TUBING Las bombas de tubing (Fig. 4-I) son utilizadas para la extracción de mayores volúmenes de fluido. En nuestra operación se las usa en aquellos pozos cuya producción potencial supera la capacidad de una bomba insertable, para el mismo diámetro de tubing. 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 que en el supuesto caso de 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. En el caso de utilizarse bombas de 2-3/4" en tubing de 2 -7/8" o cuando se utiliza packer de 5-1/2", dicha operación no se puede realizar por la correspondencia de diámetros entre pistón de bomba, tubing y packer. En estos casos se baja la bomba completa con los tubing y se efectúa el acople de las varillas a la bomba con el dispositivo de acople "on and off". Este dispositivo se utiliza para facilitar la conexión y desconexión entre las varillas y el vástago de la bomba, sean estas de tubing o insertables (Fig. 18-I). En nuestra operación se lo emplea normalmente para los siguientes casos: - Pozos con packer de 5-1/2" y bomba debajo del mismo. - En bombas con diámetro de pistón mayor que el tubing (bomba con pistón 2-3/4" en tubing de 2-7/8").


Instalación y maniobra de acople. Sobre el vástago de la bomba se coloca un trozo en el cual se enrosca el mandril que es solidario al resorte y al buje de acople. El conjunto se lo baja al pozo con el tubing y la camisa se la baja con las varillas. Al llegar a la profundidad de asentamiento se bajan lentamente las varillas y cuando los dos elementos están en contacto se asientan descargando un peso de aproximadamente 2.000 lbs, se gira a la izquierda para vincular las partes y a continuación se verifica dicho acople. Para desacoplar se descarga nuevamente un peso de 2.000 lbs y se gira a la derecha con lo que el dispositivo quedará libre. En nuestra operación disponemos solamente de un dispositivo de acople "on and off" utilizado únicamente con bombas Tubing Pump 2 3/4" y encastre en tubing de 2 7/8", con conexión para varillas de 1". 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 : 1. TRANSPORTE

a. 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.

b. 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.

c. La bomba deberá ser transportada como se indica :

- en camión, cureña o carrito de bombas, con el vástago hacia adelante.

2. EN EL POZO

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

c. 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.

d. 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.

e. 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.

REPARACION Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD Las mismas 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 (ver página siguiente) realizado en la computadora (Base de Datos). Este es un informe similar al A.P.I. adaptado a nuestras operaciones y tipos de bombas utilizadas. Se obtiene de él la siguiente información:

a. Tipos de fallas en las bombas b. Duración de las bombas c. Fallas por áreas o distritos d. Tipo de repuestos y cantidades utilizadas e. Materiales extraños encontrados f. Datos por pozos, o por números de bombas

• “Cero” Accidentes

• “Cero” Contaminación Ambiental


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. 1. VARILLAS Y TROZOS.

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

se fabrican en los grados K, C y D, y deben responder a las especificaciones indicadas en la Tabla I-I.

Tabla I-I

PROPIEDADES QUIMICAS Y MECANICAS

Composición Resistencia a la rotura tracción

Grado 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

En nuestras operaciones utilizamos varillas y trozos de grado D con punto de fluencia de 100000 psi provistas por diferentes fabricantes: Norris, Metalmecánica. Y alta resistencia de los mismos proveedores.(UHS y N-97)

b. Dimensiones generales y peso. En la Tabla II-I se indican las dimensiones

generales y tolerancias de las varillas y trozos de maniobra que utilizamos en nuestra operación; y en la Tabla III-I el peso de las varillas (para 25' y 30' longitud). Las longitudes de las varillas y trozos se miden del espejo del pin al espejo del extremo de la cupla.

Debemos tener en cuenta que en estas tablas están ya incorporadas las varillas de 7/8” con los pines correspondientes a las de 1”.


DIMENSIONES GENERALES Y TOLERANCIA

Tabla II-I (Figura 19-I)

Diámetro

varilla

Diámetro Nominal

pin

Df +0.005 -0.010

Ws +1 -32

Wt

Du

Long. varilla ± 2"

Long. trozos ± 2"

3/4"

1-1/16"

1.500"

1"

1-1/4"

< Df

25'

2' - 4' 6' - 8'

10' - 12'

7/8”

1-3/8”

2.000”

15/16”

1-1/2”

< Df

25´

2´-4´ 6´- 8´

10´- 12´

7/8"

1-3/16"

1.625"

1"

1-1/4"

< Df

25'

2' - 4' 6' - 8'

10' - 12'

1"

1-3/8"

2.000"

15/16"

1-1/2"

< Df

25' 2' - 4' 6' - 8'

10' - 12'

Tabla III-I

DIAMETRO Y PESO DE VARILLAS

25' longitud 30' longitud

Diámetro Peso con cupla Diámetro Peso con cupla

Pulgadas mm Libras Kg Pulgadas mm Libras Kg

3/4 19.1 40.75 18.48 3/4 19.1 48.17 21.82

7/8 22.2 54.00 24.49 7/8 22.2 65.01 29.45

1 25.4 72.00 32.65 1 25.4 85.63 38.79

c. 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 guardarroscas.


2. CUPLAS Y REDUCCIONES

a. 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.

b. 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

c. Dimensiones. Las dimensiones de las cuplas y reducciones "fullsize'' y "slimhole" serán de acuerdo a lo indicado en las tablas IV-I y V-I.

Tabla IV-I(Figura 19-I) - CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SIZE

Diámetro varilla

Diámetro exterior

(W)

Longitud mínima

(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"

Tabla V-I(Figura 19-I) - CUPLAS Y REDUCCIONES SLIMHOLE

Diámetro

varilla Diámetro exterior

(W)

Longitud mínima

(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"


d. Tratamiento anti-engranamiento. Todas las cuplas y reducciones deberán tener un tratamiento metálico de recubrimiento de fosfato u otro equivalente como tratamiento anti-engranamiento.

3. VÁSTAGO PULIDO

a- Dimensiones generales. A continuación se indican las dimensiones de los vástagos que utilizamos en nuestra operación:

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"

b. 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 (Tuffr - Dureza "Rc" 60).

c. Medidas Vástagos Tuffr.

1-1/2 x 26' (22' Metalizado) 1-1/2 x 22' (19' Metalizado) 1-1/2 x 16' (13' Metalizado)


Figura 19-I


CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS 1. VARILLAS

a. Pin. No deberá tener filetes con flancos desparejos 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:

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

maquinado.

c. 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.

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

profundas. 2. CUPLAS.

a. Espejos. Deberán ser planos sin marcas de material arrancado, engranes, golpes o señales de maquinado defectuoso.

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

material o filetes de poca altura. c. 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") (Fig. 20-I).

• Desalineación angular. Se utilizará el calibre patrón preparado al efecto, enroscándole la cupla a mano hasta hacer tope los espejos. La desalineación angular se controla midiendo con una sonda de espesores el contacto entre espejos según se indica en la Fig. 20-I.

Figura 20-I


CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS - FALLAS COMUNES. 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 A.P.I. RP11BR (Sección 5). 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 (Fig. 21-I) de acuerdo al yacimiento y calidad de la varilla utilizada. Dicho desplazamiento

Figura 21-I


precargará al pin y generará una fuerza de fricción entre las superficies de los espejos. En la Tabla VI-I se indican los respectivos valores de desplazamientos recomendados para los distintos diámetros de varillas.

Tabla VI-I

CONEXION DE LAS VARILLAS

VALORES DE DESPLAZAMIENTO CIRCUNFERENCIAL. 45000 / 60000 / 78000 PSI.

Diámetro varilla

Varilla nueva (grado D)

Varilla nueva UHS N97

Varilla en uso

(grado D)

Varilla en uso UHS N97

3/4" 7.9 mm. 9.5mm 11.5mm 7.9 mm. 9.5mm 11.5mm

7/8" 9.9 mm. 12.0mm 15.0mm 9.9 mm. 12.0mm 15.0mm

1" 13.1 mm. 15.5mm 19.0mm 13.1 mm. 15.5mm 19.0mm

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

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.


2. 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 efectúe 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.

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.

Toda varilla que presente cualquier tipo de daño visible, entalladuras, golpes, partes torcidas, etc. deberá descartarse. Cuando en una sarta se produzcan dos pescas de pin consecutivas, se sacará toda 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, según se indica:


• sacar en doble: significa sacar vástago, trozos y luego las varillas en tiros de dos.

• sacar una varilla y luego en doble.

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.

3. 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 seguramente tendrá un largo, económico y satisfactorio servicio. La vida en 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 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 desclavar una bomba. 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 desclavar 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 rotura franca.


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 mas verticalmente posible. Tales circunstancias hacen que la sarta flexione y puedan causar fisuras por fatiga que provocan la falla por el mismo motiv o. 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.

La condición más perjudicial que causa flexión 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.

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. 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 mas 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 las 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 prolongan la vida de la sarta en forma importante.

• Se deberá tener cuidado en la selección de los centralizadores; la rotura de los mismos complica generalmente no solo 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 plaza 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 separan 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.

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. El reflejo mas crítico esta dado por pozos producidos en medias de 1.600/1800 mts.y caudales promedio de 70 m3/día. Y este efecto se repite por igual en varillas grado D como en Alta Resistencia. Lo que se buscó fue robustecer el área resistente en la zona del desahogo de rosca, que es la zona donde se producen las fallas por fatiga en los pines (ultimo filete enganchado). En la siguiente tabla se muestran las relaciones existentes entre secciones para cada diámetro de varilla.

DIÁMETRO CUERPO PIN RELACIÓN

5/8” 197.83 mm2 316.20 mm2 1.60 ¾” 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 mas débil y por ende un punto de falla mas concentrado dentro de la sarta. Con el engrosamiento de este pin, y mejorando dicha relación se logró que ese punto débil de la sarta desapareciera, o por lo menos así lo demuestran los seguimientos que se están realizando en los yacimientos donde estas varillas se ensayan.

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 solicitado por diversos esfuerzos (tracción, presión interna, presión externa) y sujeto 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. 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 nuestra operación utilizamos tubing sin costura con recalque externo (EUE) y rosca redonda de ocho filetes por pulgada (8 RT). Las especificaciones y capacidades correspondientes a los mismos se indican en las tablas VII-I, VIII-I y IX-I.

Tabla VII-I

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.

Area 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


Tabla VIII-I RESISTENCIA Y TORQUE

Diámetro

(pulg)

Grado Peso

(Lbs/pie)

Límite

fluencia

(psi)

Presión

interna

(psi)

Presión

externa

(psi)

Resist.

junta

(Lbs) *

Torque

(LbsXpie)

2-7/8 J-55 6.5 55000 7260 5800 99660 1650

2-7/8 N-80 6.5 80000 10520 10570 144960 2300

3-1/2 J-55 9.3 55000 6980 6560 142460 2280

2-3/8 J-55 4.7 55000 7700 7180 71730 1200

* Tirar ≅ 15000 libras menos que los valores indicados.

Tabla IX-I

CAPACIDAD INTERIOR Y ANULAR (Litros/Metro)

TUBING Y CASING

Diámetro: pulgadas Peso: Lbs/pie

Diámetro 2-7/8 3-1/2 5-1/2 5-1/2 5-1/2 7 7 7

Peso 6.5 9.3 14 15.5 17 20 23 26

2-7/8 6.5 3.02 8.54 8.23 7.94 16.93 16.34 15.77

3-1/2 9.3 4.54 14.91 14.32 13.75

5-1/2 14 12.73

5-1/2 15.5 12.42

5-1/2 17 12.12

7 20 20.53

7 23 20.53

7 26 19.96


MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA

Las estibas en la locación deberán hacerse sobre caballetes, tres por tubing o cinco por tiro doble. No retirar los protectores de las roscas hasta el momento de ser utilizados. Las roscas y cuplas deben limpiarse con gasoil o kerosene y lubricarse en el momento de enroscar, con grasa grafitada. Toda vez que se bajen 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 guardarrosca para evitar que se deterioren al deslizar sobre la estiba. ANCLAJE DEL TUBING. Durante el ciclo de bombeo, la carga de fluido, al actuar alternativamente sobre el tubing (carrera descendente - TV abierta) y sobre las varillas (carrera ascendente - TV cerrada), provoca estiramientos y acortamientos cíclicos de 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 y San Eloy, ambas fijan y libran en igual forma. 1. DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DEL ANCLA

En la Fig. 22-I se indican las partes componentes del ancla tipo catcher de Baker modelo B3, utilizada en nuestra operación, y también San Eloy (Fig. 23-I). 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.


a. Fijación. 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.

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.

b. 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.

c. 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.

• Seguridad en el Trabajo por

la Observación Preventiva


Figura 22-I


Figura 23-I


Actualmente estamos utilizando 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. En nuestra operación 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. 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 cañería

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 quien 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.


PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE TUBERÍAS CON ANCLA. 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 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 dependerá del caudal bombeado, cuanto mayor sea éste, en mayor proporción se transmitirá la temperatura de fondo a superficie. Cuando el pozo no está en bombeo, la instalación de producción 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 es la Tabla X -I. Supongamos un ejemplo: tubing 2-7/8", nivel dinámico 5500' y profundidad del ancla a 5500'.


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 promedio anual del Yacimiento 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 centígrados (°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).

Para elegir el valor de F2 se utiliza la Tabla XI-I. 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


Tabla XI-I

VALOR DE F2

T (°F) F2 (Lbs)

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

10 1880 2680

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


c. Determinación de F3. Para determinar el valor de F3 se utiliza la Tabla XII-I. 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 prácticamente en cada caso particular en el momento de sacar caños, ya que si el pozo ha estado parado algún tiempo, en los caños 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 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

• Detenga el trabajo ante una situación

Insegura.


2. CÁLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIÓN DE LA FUERZA "FT" A APLICAR.

En nuestra operación en forma práctica 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.

e F LE A

= **

(1)

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 (1) queda expresado como: - para tubing 2-7/8" - 6.5 Lbs/pie e = 0.22 * F * L (2) - para tubing 3-1/2" - 9,3 Lbs/pie e = 0.154 * F * L (3)

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) Ft = 17140 Libras e = 0.22 * 17.14 * 5.50 = 20.74" = 20-3/4"


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 XIII-I 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 descripto.

Tabla XIII-I

FUERZA Y ESTIRAMIENTOS DE TUBERÍAS

UTILIZANDO ANCLAS TIPO CATCHER DE BAKER.

Fuerza estiramiento

Profundidad ancla 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 - -


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 (Fig. 24-I). En la Fig. 25-I (A, B, C) se esquematizan las aplicaciones del packer de producción. En (A) el packer está aislando una zona acuífera del fondo del pozo, el fluido es producido a través de un niple perforado instalado en la tubería de producción por encima del packer; en su extremo inferior una tapa roscada impide la entrada del agua. En (B) el packer permite la producción de las zonas del fondo aislando la capa acuífera superior. En (C) se utiliza el packer para producir el gas por la cañería de producción. En caso de tener que ahogar el pozo se llena el espacio anular con agua y se libera el packer. Con la instalación (C) normalmente se baja la cañería con un asiento de bomba, a fin de poner el pozo en producción si el mismo deja de aportar gas por presencia de fluido. 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"). También 45B (pasaje total), para casing 5-1/2, y packer "P" San Eloy (Fig. 26-I). Todos estos packer se fijan y libran en igual forma. En el packer con conexiones de 2-3/8 (T.B.G.) y casing 5-1/2" no pasa la bomba por su interior; sí en el de pasaje total. El packer lok-set, como puede verse en la Fig. 24-I 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 bypass. 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.

• Consulte a su “LIDER” de Seguridad

cuando tenga Dudas.


Figura 24-I


Figura 25-I


Figura 26-I


Libraje Casing Packer 45 A = Casing de 17 lbs Packer 45 B = Casing de 15. 5 - 14 Lbs Dureza de gomas de empaquetamiento

Entre 80 y 90 (Baker) Para packer "P" (San Eloy) las durezas de gomas utilizadas son 90-80-90 (tiene 3 gomas). a. Maniobra de fijado. En la Fig. 27-I se esquematizan las etapas operativas para fijar

el packer que a continuación se describen:

Antes de armar el packer a la columna debe verificarse el correcto funcionamiento de los segmentos, haciendo girar el alojamiento de bloques de arrastre algunas vueltas a la izquierda. El packer se arma a la columna con los bloques de arrastre hacia abajo.

1. Para dejar la herramienta en la posición de bajar al pozo, con sus mordazas retraídas, girar el alojamiento de bloques de arrastre a la derecha hasta hacer tope y luego ¼ de vuelta a la izquierda para evitar que los segmentos puedan quedar trabados por haber tomado torque cuando se giró a la derecha hasta hacer tope.

2. Al llegar a la profundidad deseada, bajar más lentamente mientras se gira a la derecha 4 ó 6 vueltas aproximadamente. De esta manera el mandril se desvincula de los segmentos de control y se desliza a través de los segmentos de traba, liberando las mordazas.

3. Cuando el peso en la herramienta es 6.000 Lbs. como mínimo, comienza el fijado de las mordazas superiores y la compresión de los elementos empaquetadores. Las mordazas inferiores se fijan aplicando 10.000 a 20.000 Lbs. de tensión a la profundidad de la herramienta.

El empaquetamiento de las gomas y fijado de las mordazas inferiores se completa aplicando un mínimo de 6.000 Lbs. de peso sobre la herramienta.

4. Para asegurar una correcta ubicación y fijación de las mordazas y un completo empaquetamiento de las gomas, aplicar tensión (20.000 Lbs.) y descargar todo el peso de la sarta sobre la herramienta en la última maniobra.


Figura 27-I


Efectuada esta etapa el packer ya está en condiciones para dejarlo operando en compresión, tensión o neutro. En el caso que un pozo sea puesto en bombeo con packer se deberá dejar la tubería traccionada al igual que se procede en una instalación con ancla.

En el caso que el peso disponible no fuera suficiente para permitir el desplazamiento del mandril sobre el anillo expandible, se deberá girar la tubería "hacia la izquierda" para completar esta operación.

b. Librado de packer. Para librar el packer se aplica a la tubería una fuerza de 3000

a 6000 libras sobre el peso (tamaños 45 B y 47 B4) y se gira la tubería "hacia la derecha" seis a ocho vueltas hasta que la herramienta pueda moverse libremente. Esto ocurre cuando el mandril se desplaza hacia arriba, liberándose el anillo roscado expandible que permite desacoplar las cuñas y aflojar el sello de las gomas empaquetadoras. Además, queda habilitado el pasaje de fluido a través del bypass con lo que se equilibran las presiones en ambos lados del packer.

CABEZAS DE POZOS. 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 aislación (casing), la que a su vez está sostenida por otra cabeza colgadora vinculada a la cañería guía (Fig. 28-I). 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 (actualmente utilizada con el Adaptador Danco / Wenlen

QD). 2. Danco, Wenlen, de fabricación nacional de igual diseño que la Norris/USA, en sus dos

modelos, simple y con goma escurridora. La presión de trabajo para ambos tipos de cabezas colgadoras es de 2000 psi.


Figura 28-I


1. BRIDADA TIPO CAMERON WF - ADAPTADOR DANCO / WENLEN QD. La cabeza colgadora Bridada está constituida originalmente por los siguientes elementos (Fig. 29-I): 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. Como se indicó más arriba, la cabeza Bridada original se utiliza actualmente con el adaptador Danco / Wenlen QD (Fig. 30-I) que reemplaza al colgador original tipo FB-A y la brida tapa superior, por lo que en caso de repararse un pozo con este tipo de cabeza colgadora deberá efectuarse el cambio de los elementos descriptos por el adaptador QD. Las ventajas principales de este colgador son:

• Facilidad de maniobra en la operación de traccionar y asentar la tubería con anclas de tensión o packer de producción.

• Posibilidad de instalar una goma escurridora, cuya función adicional es la de permitir el movimiento de la tubería con presión en el casing.

• Conectar una válvula maestra directamente en el tubing.

Instalación del adaptador Danco / Wenlen Tipo QD. Finalizada la operación de bajar la tubería de producción se instala en lugar del colgador original la goma escurridora, la que en el caso de presión en el casing se comprimirá contra el tubing y el cuerpo de la cabeza empaquetando. Luego se abulona el adaptador y se efectúa la maniobra de fijación del ancla o packer de producción. Ya con el tubing en la posición que quedará (estiramiento), se colocan las cuñas constituidas por tres segmentos articulados y se asienta el tubing. Referente a las cuñas, algunos modelos anteriores no son abisagrados, esto hace dificultosa la operación ya que de deslizarse un segmento caería en el espacio anular (si la cabeza no tiene goma escurridora) pudiendo atascar la cañería. Si se presenta este caso será necesario vincular los segmentos con un trozo de alambre y ubicar con cuidado las cuñas en su asiento.

Finalizada esta etapa se instala el anillo y sobre éste la empaquetadura de goma que será ajustada por los dos sectores de cierre y la tapa abulonada. Para asegurar un buen ajuste las roscas deben estar limpias y el apriete de los bulones debe hacerse en forma gradual y alternada.


Figura 29-I


Adaptador Danco/Wenlen Tipo Q-D

Figura 30-I


2. DANCO / WENLEN. En la Fig. 31-I se muestran los dos modelos, tipo simple y con goma escurridora, con la descripción de sus partes componentes. Instalación. Nos referiremos a la cabeza con goma escurridora. El cuerpo inferior que puede ser con rosca o para soldar se vincula al casing. Luego se instala la goma escurridora y se enrosca el cuerpo superior. Se coloca la cama de cuñas y se efectúa la maniobra de fijación del ancla o packer de producción. Con el tubing en la posición final se colocan las cuñas articuladas y se asienta el tubing, luego se instalan las medias lunas inferiores, el anillo de goma, las medias lunas superiores y se enrosca la tapa. Como en todo dispositivo de este tipo es importante que las partes estén limpias y engrasadas.

Cabeza Danco/Wenlen

Figura 31-I


CABEZA DANCO / WENLEN DC-250 con colgador de cañería de producción T-8. Para 3.000 P.S.I. (2718) (Fig. 32-I)

Figura 32-I


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.

1. POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO CON CAPTACIÓN DE GAS. En la Fig. 33-I 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 aquellos 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. En el caso de pozos ubicados en zonas que cuentan con el sistema de captación de baja se utiliza la misma armadura, pero a dicionándole 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 de armaduras descriptos, 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.

• Observe los Procedimientos antes de actuar.


Figura 33-I


2. POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO SIN CAPTACIÓN DE GAS.

En los pozos cuya producción de gas es despreciable o en aquellos con porcentajes límite de anhídrido carbónico se utiliza una armadura sin las conexiones (B) y (C).

3. POZOS PRODUCTORES DE GAS, HASTA 2000 PSI.

En la Fig. 34-I se indica un esquema de la armadura tipo utilizada en nuestra operación. La misma está constituida por: la válvula maestra, la válvula de operación, la válvula regulable de caudal, las válvulas accesorias y los elementos de conexión y manómetros. La válvula maestra va instalada directamente en el tubing y su diámetro de paso es igual al diámetro interior del tubing, para permitir bajar las herramientas cuando el pozo debe ser intervenido.

A continuación de la válvula maestra se instala un niple y otra válvula del mismo diámetro que es la de operación. La válvula maestra se mantiene abierta utilizándose la de operación para abrir o cerrar el pozo, así el mismo estará controlado ya que en el caso de fallas en la válvula de operación se cierra la maestra y se reemplaza dicha válvula (ambas válvulas son del tipo esclusas). Las válvulas que completan la armadura son: la válvula regulable de caudal tipo aguja ( OCT, Cameron, etc.), las válvulas accesorias tipo esclusa utilizadas para derivar el flujo a la línea o pileta y las conectadas al casing.

Nota: en aquellos pozos en los que se presentan problemas de congelamiento en el tramo de línea que conecta con el sistema de tratamiento de gas, la válvula regulable de caudal se instala aguas abajo del calentador.

4. POZOS PRODUCTORES DE GAS, mayor a 2000 PSI.

Estos pozos en su mayoría están vinculados a las distintas fases de los proyectos de captación y venta. Las armaduras están diseñadas en forma especial y dentro de requerimientos de seguridad perfectamente definidos. La totalidad de ellas están provistas por Wenlen, salvo un par de excepciones Cameron. ( Fig. 34-1-a y 34-I-b)

• “Practique las Reglas de Oro”.


Figura 34-I


Figura 34-I-a


Figura 34-I-b


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 prensaestopa del vástago pulido, permite cortar el flujo de fluido o gas en forma total facilitando todas las operaciones de limpieza, mantenimiento, reemplazo del prensaestopa, 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 prensaestopa.

B. CONJUNTO PRENSAESTOPA (STUFFING BOX). Tipo Hércules modelo ''T". El modelo "T", cuyas partes componentes se indican en la

Fig. 35-I, 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. 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 prensaestopa, solamente se cambian el anillo base, el casquillo superior, el lubricador y el juego de empaquetaduras.

Para pozos con problemas de bloqueo de bomba por gas o que producen con alto

porcentaje de agua que puedan provocar el quemado de las empaquetaduras, se reemplaza el casquillo lubricador y el casquillo superior por el accesorio contenedor de


aceite (detalle Fig. 35-I). La capacidad del mismo es de un litro y el aceite a utilizar es el SAE 90. Cuando se usa este accesorio se debe controlar diariamente el nivel y el estado del lubricante para detectar posibles fugas debidas al desgaste de las empaquetaduras. Se están evaluando Stuffing Box especiales, antipollution (Control ambiental), con muy buenos resultados , tanto los que incorporan el recipiente colector de derrame, y sensados correctamente activan sistemas de paro de motores, como los que sellan en cámaras independientes y nos permiten anticipar, a través de la lectura de presiones en ellas, el deterioro del empaquetador y poder remediar o corregirlo antes de la aparición del derrame. Nos referimos al prensaestopa de la familia Grulla en sus distintas versiones.(Fig. 36-I). También Danco esta incursionando con alternativas que están a prueba en distintos yacimientos con resultados satisfactorios.

Figura 35-I


Figura 36-I


C. VÁLVULAS ESCLUSAS Y DE AGUJA.

En las armaduras de pozos productores de petróleo y de gas se utilizan válvulas esclusas de distintas marcas: Cameron, W.K.M., Metalart, O.C.T., Danco, Wenlen, etc. En las Fig. 37(a-b)-I se muestran las partes de válvulas Cameron/Danco con compuerta de asientos paralelos similar a la Metalart, O.C.T , Wenlen.

La Fig. 38-I corresponde a una válvula W.K.M, esta válvula difiere de las anteriores en

el tipo de compuerta. La misma está constituida por el conjunto: compuerta de mando y un sector que le permite un mejor ajuste entre la compuerta y los asientos paralelos del cuerpo.

La válvula tipo aguja utilizada en los pozos productores de gas permite regular manualmente el caudal de gas derivado al sistema general. En nuestra operación se utilizan válvulas de aguja marcas O.C.T y Cameron; en la Fig. 34-I puede verse un detalle de la misma.

Figura 37-a-I Figura 37-b-I


Figura 38


UNIDADES DE BOMBEO A BALANCIN 1. TIPOS DE UNIDADES.

En general hay tres tipos básicos de unidades de bombeo a balancín (Fig. 39-I) las

que se diferencian por su geometría y clase de contrapeso

• unidad convencional

• unidad balanceada a aire

• unidad de geometría especial (Mark II)

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 la Fig. 40-I-a se muestra una unidad convencional con la descripción de los distintos elementos componentes.

La unidad balanceada a aire(Fig 40-I-b) utiliza un sistema de palanca de clase III con

punto de apoyo en el extremo del balancín y es de empuje ascendente simétrico. En la Fig. 41-I-c se muestra un esquema del sistema neumático del contrapeso cuya descripción y funcionamiento se indicará mas adelante.

La unidad de geometría especial (Mark II) (Fig 40-I-d) 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.

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.


Figura 39-I


Figura 40-I-a


Figura 40-I-b


Figura 40-I-c


• Ejercite su programa “STOP”

Figura 40-I-d


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 solicitación.

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

características de aceleración están revertidas. El sistema de empuje ascendente 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.

A pesar de que el Mark II y la unidad balanceada a aire son ambos de clase III, el

Mark II por su geometría especial y baja relación biela-manivela logra que la velocidad en el primer tramo de la carrera ascendente sea menor que en la unidad balanceada a aire, y la de ésta menor que la de la unidad convencional en proporciones similares. La carga estructural máxima que puede soportar una determinada unidad está especificada por las normas API y en base a las mismas se fabrican unidades cuyas capacidades varían de 2100 Lbs. a 47000 Lbs, (según API STD 11 E Tabla 2-2, Suplemento 2, Marzo, 1981).

En la figura 41 se puede observar un listado de equipos de bombeo utilizados en Pan American Energy.

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 norma API STD 11 E especifica las carreras máximas de los equipos que van de 16" a 300 pulgadas. 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 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 eléctrico). 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 disminución de velocidad es mayor en la carrera ascendente falta contrapeso, si disminuye más en la descendente sobra contrapeso. Este método tiene sus limitaciones en el caso de motores monocilíndricos con grandes volantes que le confieren un régimen de marcha con escasa variación de la velocidad, aunque la unidad no esté adecuadamente balanceada. 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 capitulo 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. La variación del valor del torque durante el ciclo de bombeo puede graficarse en función

del ángulo que genera la manivela de acuerdo a lo que se ilustra en los ejemplos de la Fig. 42-I. En éstas figuras, la curva de línea de trazo y punto indica el torque debido a la carga sobre el vástago, (ésta representa la variación de torque que recibiría el reductor si la unidad no estuviera balanceada), la curva de línea de trazos representa el torque debido al contrapeso del equipo y la curva de línea llena, que se obtiene relacionando las anteriores, es el torque neto que recibe el reductor.


Figura 41-I


Figura 42-I


La geometría de la unidad de bombeo también influye en el valor pico del torque y en convertir las irregularidades y diferentes cargas sobre el vástago en una carga torsional relativamente suave sobre el eje del reductor. En los restantes gráficos se indican las curvas de torque neto de unidades clase III balanceadas a aire y Mark II, para las mismas condiciones de pozo que en la unidad convencional. Puede verse que los valores de torque se distribuyen en forma más uniforme durante el ciclo de bombeo, en especial en la unidad Mark II. Esto hace que aumente substancialmente la vida útil de las transmisiones, engranajes y cojinetes de la unidad.

c. Recorrido neto del pistón de la bomba. En los equipos de bombeo de empuje ascendente (Clase III) se logra una mayor carrera neta del pistón y tiempo de llenado de la bomba que en las unidades convencionales, debido a la combinación de una mayor velocidad en la carrera descendente y el cambio a menor velocidad en la reversión al dejar el fondo. Como ya se mencionó al tratar el tema de la carga en la estructura y varillas, el Mark II tiene una mayor velocidad de descenso y menor velocidad en el comienzo de la carrera ascendente que el balanceado por aire, con lo que se logra mayor recorrido neto del pistón y tiempo de llenado de la bomba que este último. Los dos factores que controlan la sobre-carrera y la carrera máxima del pistón son: una carrera descendente más rápida y un tiempo más prolongado en la reversión del pistón. Esto puede entenderse de una manera simple, si fijamos un peso en el extremo de

un resorte y el mismo es bajado en forma lenta al alcanzar el final de la carrera, la inercia del peso lo seguirá moviendo hacia abajo una corta distancia que es el sobre-recorrido. Si ahora repetimos la experiencia bajándolo más rápidamente a la misma distancia que antes, la sobre-carrera provocada por el peso será considerablemente mayor en el momento que el resorte es detenido al final de la carrera. Obviamente la columna de varillas con la máxima energía acumulada en descenso

tenderá a tener mayor sobre-carrera en el fondo si las varillas son retrasadas más tiempo al final de la carrera (reversión lenta). También la reversión lenta provee un período más largo para la contracción de las varillas, el cual puede proporcionar una sobre-carrera superior mayor, además de la mayor sobre-carrera en el fondo lo que significará una mayor carrera del pistón.


2. DESIGNACIONES API DE LAS UNIDADES - ESPECIFICACIONES.

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 :

Torque máximo : 228000 Lbs-pulg.

Capacidad estructural : 24600 Lbs Carrera máxima : 86 Plg.

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 un 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). M 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 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. UNIDADES BALANCEADAS A AIRE - SISTEMA DE CONTRAPESO. En la Fig. 40-I-c 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 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.

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 bulones 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.

(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 bulones 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). Observaciones: deberá efectuarse un control periódico de las unidades de bombeo 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. 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 como se verá más adelante.


ACCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO 1. ACCIONAMIENTO CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA. En el área de Pan American Energy, hay un gran porcentaje de unidades de bombeo

que son accionadas por motores de combustión interna, que funcionan con gas natural producido en el Yacimiento. Las instalaciones auxiliares comprenden un tanque de reserva de aceite conectado al carter, un separador de líquidos y válvula reguladora en la alimentación de combustible.

Hay en marcha un programa de electrificación agresivo que hará, que en el mediano plazo el sistema de accionamiento se revierta casi en su totalidad.

MODELOS UTILIZADOS EN NUESTRA OPERACIÓN.

a) Refrigerados por agua (convencionales).

LINEA WAUKESHA

Modelos Potencia (Max. HP a max. rpm)

Observaciones

WSHA 135 53 - 1500 WSHA 155 24 - 1600 WSHA 190 43 - 1600 WSHA 195 46 - 1600 WSHA 265 35 - 1600 WSHA 310 42 - 1500 WSHA 330 56 - 1500 WSHA 817 116 - 1200 WSHA 1197 150 - 1200 WSHA 1905 239 - 1200 WSHA 2475 348 - 1200 WSHA 2476 348 - 1200 WSHA 2895 420 - 1200 generador WSHA 3711 470 - 1200 generador WSHA F-11-G 112 - 1500 WSHA F-18-G 238 - 1800 generador

WSHA H-24 320-1800 WSHA 7042 1000-1200 WSHA 7044 1680-1200


LINEA GUASCOR


Observaciones

GUASCOR 180 375 - 1800 GUASCOR 240 319 - 1800

VARIOS


Observaciones

ARROW C-96 20 - 600 CLIMAX C-46 10 - 600

M.MOLINE 800 H 83 - 1200 PERKINS 4 Cil.Diesel 40 - 1200 PERKINS 6 Cil. Diesel 60 - 1600 CUMMINS G-855 220-1800

Control periódico de los motores refrigerados por agua. Como medida se efectuará un 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.

b) Refrigerados por aire:

LINEA DEUTZ


Observaciones

DEUTZ 3 Cilindros 30 - 1500 DEUTZ 4 Cilindros 42 - 1500 DEUTZ 5 Cilindros 52 - 1500 DEUTZ 5 Cil. Diesel 62 - 1500 DEUTZ 6 Cilindros 65 - 1500 DEUTZ 6 Cil. Diesel 75 - 1500 DEUTZ 8 Cilindros 92 - 1500 DEUTZ 12 Cilindros 165 - 1800

Características de los motores refrigerados por aire.

Estos motores toman el aire de la atmósfera y mediante un turboventilador lo impulsan por un conducto aletado a través de las camisas, de los cilindros y el enfriador de aceite.

Tanto las camisas, como las tapas de cilindros tienen aletas exteriores, las cuales aumentan la superficie de enfriamiento y disipan mayor cantidad de calor.

Son motores adaptados para unidades de bombeo (estacionarios) puesto que son livianos y generalmente de alto régimen de revoluciones. Poseen camisas de pistón, pistón y tapas de cilindros desmontables individuales, lo que facilita las reparaciones y disminuye los tiempos de parada. Las tapas de cilindros son de aluminio, livianas y de fácil manipuleo. El sistema de encendido es por magneto del tipo altronic de baja tensión, con transformadores individuales a cada cilindro.

La toma de fuerza (embrague) es del tipo convencional, ferodos de fricción, lo que obliga como en los demás motores a extremar las precauciones referidas a su regulación.

Verificaciones: Temperatura: (Acorde a la entrega de potencia requerida). Se verificará el

funcionamiento del turbo. Accionado por una correa en "V" que le proporciona el movimiento y éste a su vez la cantidad de aire necesario para mantener la temperatura de funcionamiento normal.

Estado y Tensión de las correas, ventilador y/o turbo ventilador.


Presión de aceite en condiciones normales de trabajo (40 - 80 psi). Temperaturas máximas (140 - 170 °C según modelo).

2. ACCIONAMIENTO CON MOTOR ELÉCTRICO. En las nuevas áreas incorporadas a nuestro yacimiento desde Enero de 1995: Tortuga

y Las Flores, sumadas a las de P.Clavada y K.Kaike, mas el programa de electrificación; las unidades de bombeo son accionadas con motores eléctricos. Estos son trifásicos, asincrónicos de 1000 voltios de tensión de alimentación y d istintas potencias, los instalados y en funcionamiento son de: 20, 30, 40, 60, 75, 100, y 150 HP según los diferentes equipos a los que accionan.

La variación de velocidades en estos motores es muy limitada (1425, 950 y 720 RPM -

2; 3 ó 4 pares de polos), por ello se debe recurrir al uso de poleas a fin de adecuar su velocidad a los golpes por minuto que se requieren en el equipo. El diámetro de las poleas se determina con una fórmula que se indica en la sección siguiente.

a. Instalaciones Auxiliares. Las instalaciones eléctricas auxiliares comprenden:

Acometida. Cable de interconexión (cable de bajada) entre la línea secundaria de

distribución en poste terminal y llavecasilla, generalmente ubicada sobre el mismo poste terminal o en sus inmediaciones a una altura adecuada para su operación. El cable es del tipo tripolar revestido en PVC. (Sintenax Tensión 1.1 KV).

Llave casilla. Interruptor o llave manual que permite desconectar totalmente el

equipo de maniobra y motor de la línea (acometida). Equipo de maniobra. Permite la puesta en marcha y parada del motor en forma

directa, manual o automática. Consiste en un gabinete metálico en el que se alojan un interruptor principal, controles manuales y automáticos de comando y elementos de protección contra sobrecargas, cortocircuito, falta de fase y sobretemperatura del motor.


En las instalaciones nuevas que son parte del proceso de electrificación de los

yacimientos, los equipos de nueva generación comprenden dentro del mismo equipo de maniobra la llave casilla. Optimizando y haciendo mas segura la operación .

Estos equipos vienen dotados de sistemas de seguridad, que evitan tomar contacto con el sistema de control bajo carga, reduciendo de esta forma los riesgos de electrocución en los operarios/recorredores afectados a la producción,


El equipo de bombeo está equipado con un sensor de vibraciones "Murphy" ubicado sobre el balancín, el cual forma parte de los elementos de protección del equipo de maniobra.

En caso de actuar alguno de los elementos de protección se detendrá la marcha del motor en forma automática. En algunos equipos de maniobra se activa un indicador luminoso de falla.

Un temporizador ajustable (0-15 minutos) permite retardar el arranque automático posterior a un corte de energía (reconexión automática). De esta manera es posible sincronizar o seleccionar el arranque de un grupo de equipos a fin de evitar sobrecargas en las líneas (caída de tensión) y/o subestación transformadora. Una llave selectora permite seleccionar el arranque manual o automático. Los elementos de comando e indicación de acceso directo están ubicados en el panel frontal del gabinete. Las dimensiones físicas dependen de la capacidad (potencia máxima), dado que los de mayor potencia están implementados con un autotransformador para el arranque con tensión reducida. Si bien existen en el Yacimiento diferentes tamaños y formatos de equipos de maniobra, las características y funcionamiento son similares en todos ellos.

Cable subterráneo. Usado para la interconexión entre llave casilla-equipo maniobra-motor. El mismo va soterrado a aproximadamente 0.50 m de la superficie. El cable es del tipo tripolar revestido en PVC (Sintenax Tensión 1.1 KV).

Recinto. Tanto la llave casilla como el equipo de maniobra se encuentran alojados en un recinto alambrado que por razones de operatividad y seguridad se ubica a una cierta distancia del equipo de bombeo.


b. Instrucciones para el accionamiento del motor eléctrico.

• En condiciones normales de funcionamiento la llave selectora manual-automático del equipo de maniobra deberá estar siempre en posición automático. Unicamente en esta posición el motor arrancará en forma automática luego de un corte de energía.

• Para condiciones de funcionamiento en las que se requiere el control manual de la puesta en marcha-parada, la llave selectora deberá estar en posición manual.

• En cualquier tarea que se realice en el equipo de bombeo deberá verificarse:

(1) La llave selectora debe estar en posición manual.

(2) La llave casilla debe estar desconectada.

• En ningún caso deberá abrirse las puertas o tapas de acceso del equipo de maniobras o llave casilla. Todas las operaciones descriptas se realizarán con los elementos ubicados en el exterior del gabinete.

• En todos los casos que se deba operar con equipos eléctricos, por razones de seguridad, hacerlo con los guantes de goma que se disponen para este tipo de operación. Los mismos deben ser conservados en perfecto estado (libres de humedad y cualquier rotura o falla). Se encuentran a disposición en Depósito y deben controlarse trimestralemente por la sección Electricidad.

c. Puesta en marcha. (1) Verificar que el equipo de bombeo no esté frenado.

(2) Verificar que la llave selectora esté en posición manual, caso contrario girarla a dicha posición.

(3) Conectar la llave casilla (la posición de la manivela deberá coincidir con la marca indicada con el símbolo "I").

(4) Accionar el botón de arranque (estado indicado por una señal luminosa roja en algunos equipos).

(5) Colocar la llave selectora en la posición que se desee trabajar (manual - automático).

(6) Si luego de completar el paso (4) el motor no arranca, proceder de la siguiente forma :


• Presionar el botón "reset" brevemente y liberarlo. • Accionar el botón de arranque. Este paso deberá efectuarse

siempre que se hubiera detenido el motor por accionamiento de un elemento de protección.

• En aquellos casos que la parada del motor se originó por

accionamiento del sensor de vibración, éste se deberá reponer localmente presionando el botón que se encuentra ubicado en el mismo sensor para tal efecto (antes de comenzar la secuencia de puesta en marcha).

Importante : desconectar la llave casilla antes de realizar esta maniobra.

(7) Si luego de completar el paso (6) el motor no arranca se deberá comunicar al

Supervisor o personal especializado pues se está en presencia de una falla, en caso contrario se prosigue con el paso (5).

d. Detención del motor.

(1) Verificar si la llave selectora esta en la posición manual. En caso contrario

girarla a dicha posición.

(2) Accionar el botón de parada (estado indicado por una señal luminosa, verde en algunos equipos).

(3) Desconectar la llave casilla (la posición de la manivela deberá coincidir con la marca indicada con el símbolo "O").

(4) Si luego de completar el paso (2) el motor no se detiene deberá comunicar al Supervisor o personal especializado.

(5) La llave casilla debe desconectarse únicamente cuando el motor esta detenido. Nunca se deberá usar la llave casilla para parar el motor.

Observaciones: Puesta en marcha del motor en condiciones anormales del equipo de bombeo (desbalanceado, pozo pesado, etc.).

Si al presionar el botón de arranque el motor se pone en movimiento sin

alcanzar a levantar totalmente la varilla de bombeo (el motor se detendrá por accionamiento de la protección de sobrecarga) dejar que el contrapeso retroceda y en el momento que efectúe el balanceo en el sentido de giro del motor, accionar nuevamente el botón de arranque (recordar pulsar el botón "reset" previamente). Este balanceo en algunos casos debe realizarse dos o tres veces hasta que el equipo de bombeo normalice su régimen.


Dado que esta operación requiere un funcionamiento forzado del motor "se recomienda efectuar la parada del mismo antes de que actúe la protección de sobrecarga", observando atentamente el comportamiento del motor (reducción de su velocidad).

3. 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 (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. Las antiguas correas y poleas planas han sido reemplazadas por otras, trapezoidales con mayor superficie de contacto, mayor resistencia y por consecuencia

mejor rendimiento, en general las normas DIN 2215, BS 1440 y A.P.I. standard. 1B especifican medidas y relaciones entre poleas y correas en V (Fig. 43-I y 44-I).

Dimensiones de Poleas

Figura 43-I


Correas

Figura 44-I


Poleas 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 (Fig. 45-I). A este montaje se lo denomina tipo Q.D. y los estándares de la compañía fijan, para cubrir todas las necesidades, el cono C-120 hasta poleas de 220 mm. y C -150 para poleas entre 240 mm. y 320 mm., perfil "C" para todos los casos. Existe una relación entre la potencia a transmitir, el diámetro de la polea y la cantidad de las ranuras. Adoptaremos como modelo de referencia las recomendaciones para el equipo Hughes-Lufkin Asimétrico Mark II desarrollados en el cuadro siguiente, donde se indica la cantidad de canales según el diámetro de la polea. Teniendo en cuenta que el equipo es provisto con una polea de 8 canales, los números indicados entre paréntesis no serán considerados, en su lugar se usa una polea de 8 canales como el equipo.

Cuadro: Poleas Vs Cantidad de canales

HP Diámetro Externo de la Polea Motriz (mm.)

Motor 200 220 240 260 280 300 320 340

40 4 4 4 4 4 4 4 4 55 8 6 6 6 4 4 4 4 60 8 6 6 6 4 4 4 4 75 8 8 8 6 6 6 6 6

100 (12) 8 8 8 8 8 6 6 150 (16) (14) (14) (10) (10) 8 8 8

RPM 3100 2858 2621 2419 2246 2080 1963 1850


Figura 45-I


Balanceo Toda las poleas deben ser balanceadas a una velocidad de 6000 a 6500 pies por minuto.

En el último renglón del cuadro, poleas vs cantidad de canales, se indica la velocidad balanceo en R.P.M. (revoluciones por minuto), correspondiente a la velocidad indicada, según el diámetro de la polea. Existen diámetros mínimos que deben ser respetados para obtener un buen rendimiento de las correas de acuerdo a los perfiles (sección).

Si bien nuestro interés debe radicarse en el perfil "C" ya que se trata del estándar, el

cuadro siguiente indica esta regla:

Diámetros Mínimos

Perfil Recomendados Admitidos Excepcionales

mm. pulg. mm. pulg. mm. pulg. A 150 5.9 100 3.9 75 2.9 B 200 7.9 132 5.2 110 4.3 C 300 11.8 200 7.9 180 7.1 D 500 19.7 355 14 300 11.8 E 630 24.8 500 19.7 380 15 F 750 29.6 650 25.4 550 21.6

Las dimensiones de las poleas, de acuerdo al perfil, se muestran en la Figura 43-I.

Verificación de las poleas.

1) Debe estar perfectamente limpia, si es necesario lavarla no se deben usar

combustibles, es recomendable el lavado con detergente. 2) Los bordes de los canales no deben tener malformaciones. 3) Deben estar perfectamente alineadas. Si la polea tiene más canales que correas,

usar la parte interior, es decir, que las correas se instalarán sobre el lado del motor.

4) Con el calibrador de poleas se mide el desgaste. Si fuese uniforme y superior a 2

mm. en un lado acortará la vida de las correas. Debe evaluarse su recambio.

Para determinar el diámetro de una polea según las necesidades del bombeo, se puede usar la siguiente fórmula:

d = G.P.M. x R x D R.P.M.


donde: d = diámetro de la polea del motor

R = relación de transmisión en el reductor D = diámetro de la polea del equipo RPM = revoluciones por minuto

Ejemplo: Determinar el diámetro de la polea a instalar en el motor de 1170 RPM en un equipo Lufkin 320 que bombeará a 9.5 G.P.M. El equipo Lufkin tiene una polea de 1194 mm. (47") y tiene una relación de reducción de 30.12. Luego, aplicando la fórmula d = 9.5 x 30.12 x 1194 = 292mm.

1170 La elección estará entonces entre una polea de 280 mm. o una de 300 mm. Como la

tendencia puede ser para aumentar o disminuir velocidad según las necesidades en particular se puede calcular también a cuantos golpes por minuto bombeará con cada polea, usando la fórmula.

GPM = RPM x d R x D donde para 280 mm. será:

1170 x 280 = 9.1 GPM 30.12 x 1194

y para 300 mm. será: 1170 x 300 = 9.7 GPM

30.12 x 1194

Correas Si bien existen diferentes clases de correas, la tendencia es lograr el uso de la correa perfil

"C" para todos los sistemas de transmisión de los equipos de bombeo. Las normas BS 1140, Din 2215 y API 1B rigen las especificaciones de las correas. En la Fig. 44-I se observa (a) el corte de una correa en reposo y (b) en servicio, ninguna toca el fondo del canal de la polea. En la misma figura se indica el corte y las dimensiones seccionales de los perfiles A, B, C, D y E a modo ilustrativo.


En general para altas velocidades y bajas potencias son usadas las correas tipo A y B y en la E las que prestarán un mejor servicio. La Fig. 46-I contiene un gráfico obtenido en función de las revoluciones por minuto en concordancia con el rango de diámetros de polea (velocidad) y la potencia a transmitir. De allí se puede deducir que la correa perfil "C", se adapta a nuestras necesidades, teniendo en cuenta que pueden trabajar hasta 8 juntas de acuerdo con las poleas de los equipos.

Figura 46-I


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.

De 100 pulgadas a 200 pulgadas de longitud podrán tener de diferencia de hasta dos

números consecutivos

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 el 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.

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). 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.

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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.

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SISTEMA DE BOMBEO P.C.P A fines de los años 20, Rene Moineau desarrolló el concepto para una serie de bombas helicoidales. Una de ellas tomó el nombre con el cual hoy es conocido, Progressing Cavity Pump (PCP). La bomba PCP está constituida por dos piezas longitudinales en forma de hélice, una que gira en contacto permanente dentro de la otra que está fija, formando un engranaje helicoidal:

1. El rotor metálico, es la pieza interna conformada por una sola hélice.

2. El estator, la parte externa está constituida por una camisa de acero revestida

internamente por un elastómero (goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas entre si, cuyos pasos son el doble del paso de la hélice del rotor.

Cuando el rotor helicoidal gira dentro del estator se forman una serie de cavidades

selladas que avanzan desde la succión de la bomba hacia la descarga, generando una acción de bombeo de cavidades progresivas. Cuando una cavidad se va cerrando otra se está abriendo exactamente en la misma medida, resultando de esta manera un flujo constante y contínuo, proporcional a las revoluciones del rotor y totalmente libre de pulsaciones. Este movimiento permite el bombeo de una variedad de fluidos, incluyendo los de alta viscosidad, livianos, parafinosos, con altos porcentajes de sólidos, etc.

Debido a las primeras ventajas del sistema, como la baja inversión inicial, se extendió su aplicación a la extracción de petróleo, generalizandose su uso después de la década de los 70. Muy pronto, las fábricas comenzaron con importantes avances en términos de capacidad, presión de trabajo, tipos de elastómeros y distintas geometrías.

Algunos de los avances logrados y que en la actualidad juegan un papel importante, han extendido su rango de aplicación que incluyen:

• Producción de petróleos pesados y bitumenes (< 10ºAPI) con cortes de

arena hasta un 50 %. • Producción de crudos medios (18-30 º API) con limitaciones en el % de

SH2 • Petróleos livianos (>30º API) con limitaciones en aromáticos • Producción de pozos con altos % de agua y altas producciones de fluido,

asociadas a proyectos avanzados de recuperación secundaria (por inyección de agua)

• Producción de pozos con bajos % de agua y altos cortes de arena. INSTALACIÓN TÍPICA Las bombas de cavidades progresivas(PCP) son bombas de desplazamiento positivo la cual consiste, como se explicó anteriormente, en un rotor de acero de forma helicoidal y un estator de elastómero sintético moldeado dentro de un tubo de acero.

El estator es bajado al fondo del pozo formando parte del extremo inferior de la columna de tubos de producción (tubings) y se mantiene anclado por un ancla de torque, mientras que el rotor es conectado y bajado junto a las varillas de bombeo. La rotación del rotor


dentro del estator es transmitido por las varillas de bombeo, cuyo movimiento es generado en superficie por un cabezal.

Instalación típica de P.C.P

Grampa para vástago pulido

Transmisión a correas

Vástago pulido

TEE de producción

Cabeza colgadora de tbgs

Cañería de producción

Varillas de bombeo

Motor eléctrico

Niple de paro

Figura 47-I


FUNDAMENTO DE LA BOMBA. Las bombas de cavidad progresiva PCP son un tipo especial de bomba de alineación desplazamiento positivo, en el cual el fluido es arrastrado a través de las helicoides (Estator y rotor). Estas bombas mantienen un sello de líquido permanente entre la entrada y la salida de la bomba, por la acción y la posición de los elementos de la misma que mantienen un cierre dinámico. Por estas características las bombas PCP pueden bombear fluidos viscosos, abrasivos y multifásicos, con un amplio rango de caudales y distintas presiones. Existen distintos tipos de geometrías de PCP:

• Geometría de simple lóbulo: relación 1:2 ( el primer número significa la cantidad de lóbulos del rotor y el segundo, la cantidad de lóbulos del estator).

• Geometría de multi-lóbulo: relación 2:3, 3:4, etc.

Corte Transversal

Geometría de simple lóbulo Geometría de multi-lóbulo SIMPLE LÓBULO Cuando el rotor está posisionado dentro del estator se produce una serie de cavidades de fluido idénticas. Cada una de esas cavidades forma una espiral alrededor del rotor y a lo largo del mismo. En un corte longitudinal de la bomba el N° de cavidades separadas es siempre uno más que el N° de lóbulos del rotor

El movimiento del rotor dentro del estator es un combinación de 2 movimientos: una rotación en sentido horario del rotor sobre su propio eje y una rotación antihorario de la excentricidad del rotor sobre el eje del estator. Con esta geometría el rotor se desplaza lateralmente en el plano del estator como muestra la figura.


Desplazamiento: Con el movimiento de rotación las cavidades se mueven axialmente desde la succión hasta la descarga creando la acción de bombeo. Cuando el rotor completa una revolución, el volumen contenido entre el rotor y el estator es desplazado un paso. Como el área es constante y la velocidad es constante entonces el fluido bombeado es no pulsante ( uniforme).

Como muestra la figura el desplazamiento es función de la excentricidad de la bomba, del diámetro del rotor, y de la longitud del paso del estator. El desplazamiento puede ser calculado usando: V= Area * Paso = Volúmen desplazado en 1 Revolución o giro. V= 4 * e * Ør * Pe Donde: e: excentricidad de la bomba. Ør: diámetro del rotor. Pe: paso del estator. V: volumen de desplazamiento (m3/Revolución). Por lo tanto el caudal teórico es directamente proporcional al desplazamiento y a la velocidad de rotación. Qt= V * N Donde: Qt: caudal teórico (m3/d) V: volumen (m3/Revolución) N: velocidad de rotación (Revoluciones/día).

etapa

Ps

Pp

d D

4 * excentricidad


Sin embargo durante la operación de bombeo, por presión diferencial a lo largo de la bomba algo de fluido puede escurrir a través de los sellos de las cavidades, causando una reducción en el caudal. Como resultado el caudal de producción es la diferencia entre el caudal teórico y dicho escurrimiento. Q= Qt – Qe Donde: Qe: caudal de escurrimiento. Este caudal de escurrimiento depende del ajuste entre el rotor y el estator, de las propiedades del elastómero , de la viscosidad del fluido y de la presión diferencial de la bomba. La cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor Nº de etapas, mayor es la capacidad para vencer una diferencial de presión.

MULTILÓBULO Se pueden utilizar bomba PCP multi – lóbulo porque tienen como ventaja una mayor capacidad para manejar altos caudales y altas capacidad de elevación con bombas de igual diámetro a las simple lóbulo y como desventaja requieren un mayor torque para transmitir.

01-i-bombeo mecanico.pdf

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