diagnostico pozos en levantamiento arti

CODIGO

UE-3.3.6.1-IO-005

REVISIONNo.: 1

FECHA:07/12/2001

CANCELA REVISIONNo.: 0

FECHA: 02/03/2001

INSTRUCCIÓN DE TRABAJO:

" DIAGNOSTICO DE POZOS EN LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO MECÁNICO "

SI EL SELLO DE ESTE DOCUMENTO NO ESTA EN ORIGINAL, NO ES UN DOCUMENTO CONTROLADO

GERENCIA DE PRODUCCIÓN

UNIDAD DE EXPLOTACIÓNOPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN

" DIAGNOSTICO DE POZOS EN LEVANTAMIENTO POR BOMBEO MECÁNICO "

REVISIÓN N° CÓDIGO

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07/12/20012/48

HOJA DE REVISIONES

REV. FECHA BREVE DESCRIPCIÓN DEL CAMBIO Pág. NOMBRE FIRMA NOMBRE FIRMA1 04/12/01 Cambio en los registros declarados,

la aplicación Rap-Centinela Contiene los registros para el diagnostico de pozos

30 Equipo de homologacion

de optimizacion

de prod.

RPTE. PROCESO COORD. CALIDAD

REVISADO POR: FECHA: APROBADO POR: FECHA:





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07/12/20014/48

INDICEPágina

HOJA DE REVISIONES............................................................................................................2

1. PROPÓSITO.......................................................................................................................4

2. ALCANCE.......................................................................................................................... 4

3. RESPONSABLES..............................................................................................................4

4. HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD DE LOS MATERIALES (MSDS)..............................4

5. PRÁCTICAS DE TRABAJO SEGURO (PTS)....................................................................4

6. RIESGOS............................................................................................................................4

7. ALERTAS/ MEDIDAS PREVENTIVAS..............................................................................4

8. SISTEMA DE SEGURIDAD DEL PROCESO / FUNCIONAMIENTO.................................5

9. LÍMITES DE OPERACIÓN.................................................................................................5

10. CONSECUENCIA DE LA DESVIACIÓN.........................................................................5

11. PASOS PARA EVITAR LA DESVIACIÓN......................................................................5

12. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES.................................................................................5

13. FLUJOGRAMA..............................................................................................................29

14. REGISTROS..................................................................................................................29

15. DOCUMENTOS DE REFERENCIAS.............................................................................29

16. GLOSARIO.......................................................................................................................30

17. ANEXOS...........................................................................................................................47





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1. PROPÓSITOEsta instrucción de trabajo tiene por finalidad evaluar el comportamiento de los pozos

que producen mediante levantamiento artificial por Bombeo Mecánico, para determinar si esta acorde con el potencial establecido por desarrollo de yacimientos, detectando desviaciones/oportunidades y emitiendo los requerimientos y/o recomendaciones que permitan restablecer oportunamente los niveles de producción en forma segura y rentable.

2. ALCANCE Este documento aplica para las actividades de diagnóstico de pozos que producen

mediante levantamiento artificial por Bombeo Mecánico, que realizan las Unidades de Explotación de Occidente.

3. RESPONSABLESa. Los Ingenieros de Optimización son los encargados de ejecutar las actividades

descritas en este documento.b. El Asegurador de la Calidad y el equipo de Homologación de Optimización son los

encargados de elaborar, actualizar, validar, distribuir y controlar este documento.c. El Líder de Optimización de Producción de la UE, es el encargado de divulgar este

documento y garantizar su ejecución.d. El Comité Guía de Producción es el encargado de formalizar este documento, sus

actualizaciones y autorizar su divulgación.

4. HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD DE LOS MATERIALES (MSDS) (PRODUCTOS RIESGOSOS).No aplica

5. PRÁCTICAS DE TRABAJO SEGURO (PTS)No aplica

6. RIESGOS Ergonómicos asociados al área de trabajo (iluminación, estrés, temperatura, otros) Ser golpeados contra objetos. Incendio y explosiones Contacto con corriente eléctrica.

7. ALERTAS/ MEDIDAS PREVENTIVAS Asegurar un ambiente adecuado en el área de trabajo. Verificar que los interruptores funcionan en forma segura. Mantener orden y limpieza en el área de trabajo.





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Considerar desnivel en el piso. Asegurar que los equipos de oficina estén bien distribuidos. Asegurar que la iluminación es suficiente para ejecutar la actividad. Asegurar que las gavetas de los archivos estén cerradas. Evitar tener almacenado material en la parte superior de los archivos. Verificar que la silla sea cómoda y de buena construcción. Verificar que los archivos y escritorios estén provistos de protectores de seguridad en los bordes. Verificar que exista un cesto para desecho, no inflamable. Evitar congestionar los tomacorrientes con sobrecargas. Verificar que exista un equipo contra incendio en los pasillos. Asegurar que en la Unidad exista un plan de emergencia para abandono del edificio, en caso de ocurrir un incendio. Verificar que el cableado esté conectado y bien protegido. Evitar tener líquidos inflamables, almacenados en la oficina. Verificar que la cafetera quede apagada al final de la jornada. Verificar que los artefactos eléctricos están en buenas condiciones. Divulgar y aplicar de este documento.

8. SISTEMA DE SEGURIDAD DEL PROCESO / FUNCIONAMIENTO Protección de Activos de Información

9. LÍMITES DE OPERACIÓNNo aplica

10. CONSECUENCIA DE LA DESVIACIÓNNo aplica

11. PASOS PARA EVITAR LA DESVIACIÓNNo aplica

12. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

12.1 CONDICIONES PREVIAS

RESPONSABLE: ING. DE OPTIMIZACIÓN Solicitar a programación de Produccion el registro integral (carta dinagrafica,

prueba de presión, líneas de carga, asentar y espaciar, nivel de fluido, medida de producción, porcentaje de agua) del pozo.

Interpretar registro integral.SI EL SELLO DE ESTE DOCUMENTO NO ESTA EN ORIGINAL, NO ES UN DOCUMENTO CONTROLADO




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Ubicar los parámetros de diseño de la BM.

Cartas dinagrafica: Es un gráfico de las tensiones que soporta el vástago o barra pulida a través de su carrera, las cuales son causadas por la variación de las cargas de la bomba durante el ciclo de bombeo, donde se le suman las cargas producidas por el peso del fluido, fricción, alargamiento, aceleración, etc.(ver figura No. 1)

Prueba de presión: La prueba de presión realizada en un pozo de bombeo mecánico se hace con el objeto de determinar la hermeticidad/ fuga de válvulas de cabezal, válvulas de la bomba y fuga en tubería

Línea de Carga.

Figuras No. 2

El objeto de tomar una línea de carga es investigar si las válvulas viajera o fija de la bomba de subsuelo instalada en el pozo están haciendo un buen sello o sea que no existe fuga a través de ellas.





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Espaciamiento de Bomba: Esta operación se realiza cuando existen diferentes causas:

a) Bomba con golpe arriba o sale de la zapata

b) Bomba desasentada

c) Bomba con golpe abajo pegando en al zapata

12.2 DESARROLLO INSTRUCCIÓN DE TRABAJO DE DIAGNÓSTICO DE POZOS EN BOMBEO MECÁNICO

RESPONSABLE: ING. DE OPTIMIZACIÓN

Esta instrucción describe las actividades realizadas por el Ingeniero de Optimización para diagnosticar pozos que producen con el método de levantamiento artificial por Bombeo mecánico.

DIAGNÓSTICO BOMBEO MECÁNICO

El diagnóstico de pozos produciendo por método de Bombeo Mecánico es el análisis resultante de la comparación entre las condiciones de operación indicadas en el diseño con respecto al comportamiento real del equipo y del pozo.

El diagnóstico de pozos puede agruparse en las siguientes clases:

12.2.1 Pozo Produce 12.2.1.1Produce dentro del rango de diseño del equipo.12.2.1.2 Produce fuera del rango de diseño del equipo.12.2.1.2.1 Causas asociadas a sistema de superficie12.2.1.2.2 Causas asociadas a sistema de subsuelo

12.2.2 Pozo no produce .12.2.2.1 Causas asociadas a sistema de superficie12.2.2.2 Causas asociadas a sistema de subsuelo

A continuación se explica cómo interpretar la información de campo a fin de definir las condiciones de operación del pozo y del equipo.





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12.2.1.1 Produce dentro del rango de diseño del equipo

Detección

Se considera que el pozo produce dentro del rango de operación del diseño si cumple con las siguientes condiciones:

AnálisisSi el pozo se mantiene dentro de sus parámetros de diseño y el comportamiento de la

carta es como muestra en la figura No.3. entonces el equipo se encuentra operando bien. Para la interpretación de un ciclo de bombeo normal se debe describir el funcionamiento de la bomba de subsuelo:

El ciclo representa una carta dinagrafica, en el punto 1 de dicha carta, la barra pulida esta en la posición mas bajo, y es donde comienza la carrera ascendente.

En el punto 2 de la carta , la válvula viajera cierra y el fluido esta levantado.

En el punto 3, la carga alcanza su valor máximo y comienza a disminuir la carga hasta el punto 4, donde la barra pulida alcanza su posición mas alta.

Desde el punto 4 hasta el 5 , la carga disminuye gradualmente, se considerada como la línea de compresión de la mezcla petróleo- gas entre la válvula fija y viajera

Considerando el comportamiento de las líneas de descarga de las válvula viajera y fija lo cual no presentan fugas y/o el calculo de la carga máxima esta dentro el rango de diseño , el vaciado del la bomba esta completo o sea la carga disminuye hasta conseguir el fluido nuevamente completando así el ciclo. De esta manera se considera que el pozo esta produciendo dentro el rango.





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Figura No. 3

RecomendacionesMantener condiciones de operación.

12.2.1.2 Produce fuera del rango del diseño del equipo

Las causas que generan una operación fueran del rango de diseño pueden clasificarse dentro de dos grupos. Fallas asociadas al sistema de superficie y fallas asociadas al sistema de subsuelo.

12.2.1.2.1 Fallas asociadas al Sistema de Superficie

Los componentes considerados dentro del sistema de superficie son:(a) Balancín(b) Línea de Flujo(c) Valv. Del Check 2” malo(d) Casing Cerrado(e) Casing a la Línea

a. Balancín

Carrera/tiro Inadecuada.

Detección.

A través de la representación gráfica de la carta, donde se indica su carrera ascendente y descendente, y llenado completo del mismo.





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Análisis

El análisis indica carta llena lo cual permite incrementar su carrera y por ende un incremento de producción.

Baja carrera/ carta llena. Tiro 1/3. SPM 12

CARRERA INADECUADA

ACCION : SUBIR TIRO 1/3 A 3/3

Figura No. 4

Recomendación.

Incrementar la carrera del balancín (tiro)

Velocidad/SPM inadecuada.

Detección.

A través de la representación gráfica de la carta. Donde se indica su carrera ascendente y descendente, y llenado completo del mismo.

Análisis

El análisis indica carta llena lo cual me permite incrementar su velocidad de bombeo y por ende un incremento de Produccion.

Baja carrera/ carta llena. Tiro 3/3.SPM 7

VELOCIDAD INADECUADA

ACCION : SUBIR SPM A 12





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Figura No. 5

Recomendación

Cambio de polea del motor por una mas grande.

Caja de engranaje desgastada Detección Este es la parte fundamental, donde la producción se ve afectada debido a desgaste de sus componentes, tales como polea y falta de aceite del mismo.

Si el equipo de superficie esta gastado de modo que las varillas no aceleran y desaceleran con movimientos armónicos suaves aparecen esfuerzos vibrantes adicionales sobre el dinagrama, tanto en la carrera ascendente como en la descendente.

AnálisisNo se requiere un dinagrama para que el operador sepa que la caja de engranaje de la

unidad de bombeo esta en condiciones de desgaste. Sin embargo estas distorsiones deben reconocer para evitar análisis incorrectos con respecto a un comportamiento de pozo arenado.

Figura No. 6

RecomendacionesCambio de la caja de engranaje





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b. Línea de FlujoParcialmente taponadaDetección

A través de la carta dinagraf se observa un incremento en la presión de cabezal (thp) incremento de la carga en la carta y también baja de producción del pozo.

Análisis.Se realiza un análisis histórico tanto del comportamiento de sus anteriores cartas dinagraf

como de su seguimiento desde el punto de vista de presiones en el cabezal.

Thp: 650 lbs

Linea de flujo parcialmente taponada.

ACCION : reemplazar linea o lavar.

0

5

10Thp. 149 lbs

Bombeo normal.

ACCION :

0

5

10

Figuras No. 7

RecomendaciónReemplazo de línea de flujo

Rotura línea de flujoDetección

Baja presión de cabezal y baja producción del pozo y comportamiento normal de producción

AnálisisCaída de presión en el cabezal de forma gradual , además se difiere de la presión

histórica del pozo, es la causa probable de fuga en la línea de flujo

Recomendación.Reemplazo de tramo de la línea de flujo rota o corregir fuga.

Baja temperatura en la línea de flujo.Detección

A través de la carta dinagraf se observa un incremento en la presión de cabezal (thp) , incremento de la carga en la carta y también por la baja producción del pozo.





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AnálisisGeneralmente esta situación se presentan en el crudo pesado debido a la alta viscosidad

por efecto del enfriamiento de la linea. Donde se observa incremento en la carga de la carrera ascendente.

Thp: 800 lbs. Tiro 1/5.spm 8

Crudo viscoso.

ACCION : inyectar/B.veloc/B.carreara.

0

5

10

Figura No. 8

RecomendaciónInyectar pozo con vapor o solvente.

c. Valv del check 2” malaRecirculacionDetección.

Se observa un llenado en la carta dinagraf aun mayor que su carta original en condiciones normales , producto de que el fluido regresa al pozo por el espacio anular, logrando así incrementar su nivel de fluido.

Análisis.Se observa a través de la carta dinagraf donde su representación gráfica indica un

aumento en las cargas, disminución en la presión de cabezal.


Valvula del check 2” mala..

ACCION : cambio de check.

0

5

10Thp. 150 lbs

Bombeo normal.

ACCION :

0

5

10

FigurasNo. 9

RecomendaciónCambio de check de 2”.





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Produce por MecheroDetección. Se detecta a través de un chequeo físico de las condiciones de operaciones y visualización en la fosa del pozo.

AnálisisUn análisis de este problema consiste en determinar las condiciones de la bomba de

subsuelo donde si esta dañada permite un aporte mayor del nivel , además otras de las causas es de determinar las condiciones de diseño del pozo, donde existe la posibilidad de que este pozo tenga un equipo de bombeo muy pequeño con respecto al aporte del pozo (pwf).

RecomendaciónCambio de diseño (en caso equipo de producción pequeño ) Cambio de bomba. (equipo actual dañado)Aumentar tiro. (cambio de tiro)Aumentar velocidad. ( en caso de aumentar los spm)Cambio de unidad de bombeo(en caso de que la unidad actual sea pequeña)

d. Casing cerradoDetección.

Se detecta a través de un chequeo físico del pozo, mediante el seguimiento de su comportamiento de Produccion. Y también a través de representación gráfica del pozo.

Análisis.El análisis consiste en determinar a través de la carta dinagraf en bloqueo que nos produce el gas cuando es succionado por la bomba (Gas lock).





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CASING CERRADO

ACCION : ABRIR CASING AL AIRE/LINEA

Figura No. 10

RecomendaciónAlinear casing a la línea.

12.2.1.2.2 Fallas asociadas al Sistema de SubsueloLos componentes considerados dentro del sistema de subsuelo son:

(a) Baja eficiencia en la bomba.(b) Fuga en tubería.(c) Bajo nivel de fluido(d) Alto RGP(e) Alargamiento elástico de las cabillas.

a. Baja eficiencia en la bomba. Fuga en válvula viajera y fija

Erosionada por gas/arenada Detección

Se detecta a través de la reducción de tensión en la carrera ascendente debido a fugas del fluido entre el embolo y la camisa de la bomba, además de observar una disminución en su Produccion.

AnálisisEl análisis se puede observar claramente cuando hay una disminución en la carga que soporta el vástago pulido. Se deduce que esta ocurriendo un pasaje de fluido entre el embolo y la camisa de la bomba.





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Figuras No. 11

RecomendacionesCambio de bomba Colapsamiento de la bomba.(parcialmente ).

DetecciónSe detecta a través de la carta dinagraf donde el comportamiento gráfico en un aumento

parcial de la carga a través de su recorrido ascendente y descendente.

AnálisisSe observa un aumento de tensión cuando la bomba hace un esfuerzo al pasar por la

zona colapsada en su recorrido ascendente y luego una disminución de su tensión cuando esta va en su recorrido descendente.





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Figura No. 12 Recomendación Cambio de bomba.

Bomba rajada Detección Se detecta a través de la carta dinagraf y perdida de Produccion del mismo

AnálisisLa carta muestra una leve perdida de carga en su carrera ascendente ya sea en un punto intermedio o al final del recorrido, logrando que la carga se vaya a cero por efecto del daño en la bomba.

Thp. 40 lbs

BOMBA RAJADA/RAYADA.

ACCION : CAMBIO DE BOMBA

0

5

10

Figura No. 13RecomendaciónCambio de bomba.





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b. Fuga en tubería.

Detección Se detecta a través de la carta dinagraf donde existe un llenado completo, además de un aumento en su nivel dinámico.

Análisis Al realizar un análisis de este comportamiento se podría decir que este se deba a una posible fuga en la tubería lo cual incrementaría en nivel dinámico de pozo además de un incremento tanto en la carrera ascendente como descendente y llenado completo , por otra parte también al observar su comportamiento de producción.

THP: 40 lbs

PRESION BAJA A 0 LBS

LINEADE CARGA BIEN

FUGA EN TUBERIA


0

5

10Thp: 100 lbs. Tiro 5/5.spm 8

BOMBEO NORMAL.

ACCION :

0

5

10

Figuras No. 14 Recomendación. Reemplazo del tubo roto. c. Bajo nivel de fluido. Detección Se detecta a través de la carta dinagraf y toma de registro sonico.





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Figura No. 15

Análisis

Esta en una condición donde la carta dinagraf muestra un bombeo completo (pumpin –off), produciendo golpe de fluido, donde en su carrera descendente este se encuentra con poco fluido dentro de la bomba debido al poco aporte de fluido del pozo. Otras de las posibles causas es la de una posible obstrucción en las perforaciones del liner.

Recomendación Cambio de diseño/BVF(en caso de que este arriba) Bajar velocidad. (mejorar la eficiencia) Bajar tiro(en caso tal que lo requiera) Cambio de unidad. (en caso de que lo requiera.)

d. Alto RGP/bloqueo por gas

Detección Se detecta a través de la carta dinagraf, donde esta muestra una curva de compresión de gas en la carrera descendente.

AnálisisEsto se debe a que válvula viajera no abre hasta que la presión en el fluido, que se esta comprimiendo, es lo suficiente para vencer el peso de la columna hidrostática en la tubería de producción.





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07/12/200121/48

Figura No. 16

RecomendaciónInstalar ancla de gas. e. Alargamiento elástico de las cabillas.

DetecciónSe determina a través de las cartas.

AnálisisEl alargamiento elactico de las cabillas se hace tan grande que prácticamente toda la carrera de superficie es tomada hacia arriba en elongacion finalmente, esto puede causar un desprendimiento de las cabillas . esta puede ser causado por embolo atascado debido a arena u obstrucción de la línea de flujo, donde este se nota en un aumento de tensión en la carrera ascendente.


ALARGAMIENTO DE CABILLAS.

ACCION :BAJA VELC/CHEK L.FLUJO

0

5

10

Figura No. 17

Recomendaciones.Disminución de velocidad.Chequeo de la línea de flujo.

12.2.2 EL POZO NO PRODUCE . Las causas que generan una operación fueran del rango de diseño pueden clasificarse dentro de dos grupos. Fallas asociadas al sistema de superficie y fallas asociadas al sistema de subsuelo.

12.2.2.1 Fallas asociadas al Sistema de SuperficieLos componentes y las fallas considerados dentro del sistema de superficie son:a) Unidad de Bombeob) Sin corriente





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c) Línea de flujod) Casing cerradoe) Barra pulida dañadaf) Fuga en cabezalg) Prensa estopa malo .

a. Unidad de Bombeo.

Detección.Se detecta los daños a través del reporte del operador donde indica las condiciones de funcionamiento del equipo de superficie y/o a través de la carta dinagraf.

Análisis.En el cabezal, la excesiva carga ejercida en el balancín por efecto de la producción, es el causante de los daños en la unidad de bombeo.

Recomendación.Cambio de unidad o accesorio que estén dañado.

b. Sin Corriente.

Detección. Balancín fuera de servicio (parado no da por el arrancador)

Análisis.Falla de suministro eléctrico. Y los daños a los contactores debido a una libre carga del sistema, quemando así sus contactores.

Recomendación.Establecer flujo eléctrico.Conectar contactor (en caso de que este caído) .Reemplazar arrancador.

c. Línea de flujo Taponada.

Detección.SI EL SELLO DE ESTE DOCUMENTO NO ESTA EN ORIGINAL, NO ES UN DOCUMENTO CONTROLADO




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07/12/200123/48

El incremento de la presión en el cabezal (thp) es la causa probable de que la línea de flujo este taponada.

Análisis.La presencia de sólido en el sistema de producción ( asfalto, carbonato y arena) y alta viscosidad del crudo debido a la baja temperatura. se hace depositarlo cual causa taponamiento en la línea de flujo.

RecomendaciónLimpiar o reemplazar la línea de flujo.En crudo viscoso inyectar con vapor/diluente si es posible.

c.1 Línea de flujo Rota.

Detección.Se detecta a través de los reportes de chequeo del operador.

Análisis.Por excesivo manejo de sólido la presión de cabezal (thp) este disminuye considerablemente causada por la erosión de los sólidos, y también por efecto de la corrosión

Recomendación.Activar plan de contingencia de derrame.

d. Casing cerrado.

Detección.A través de la carta dinagraf y por alto incremento en la presión del anular (chp).

AnálisisPor estar el revestidor cerrado se incrementa la presión del (chp), donde se genera acumulación de gas y a su vez bloqueo total de la bomba.

Recomendación.Abrir casing (desahogar), evaluar.

e. Barra pulida partida o doblada.





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07/12/200124/48

Detección. Se detecta por el reporte del operador.

AnálisisEl exceso ejercido por la carga en la bomba sobre la barra pulida y la velocidad excesiva donde la barra pulida se golpea con el cabezote del balancín son causa de que la barra se doble o se parte.

RecomendaciónRevisar diseño de bomba y cabillas. Bajar la velocidad.Cambio de barra pulida.

f. Fuga en cabezal.

Detección.Se detecta por el reporte de operador.

AnálisisLa alta presión en línea de flujo produce falla en el material y conexiones en el cabezal. Además por falta de espárrago y materia inadecuado.

Recomendación.Corregir filtración.Reemplazar material dañado.

g. Prensa Estopa Malo.

Detección.Se detecta a través del reporte de operador.

AnálisisAl realizar un análisis existen varias causas posibles de fallas a través del empaque tales como, desbalances de la unidad de bombeo, alta temperatura, fricción y mala calidad de material.

Recomendación.





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07/12/200125/48

Balancear unidad de bombeo.Cambio de presa estopa.(alta temperatura)

12.2.2.2 Fallas asociadas al Sistema de Subsuelo.Los componentes y fallas considerados dentro del sistema de subsuelo son:(a) Bomba dañada(b) Fuga en tubería(c)Alto RGP(d) Alargamiento elástico de las cabillas.(e) Cabillas suelta o partida(f) Arenado(g) Sin nivel de fluido.

a. Bomba Dañada.Fuga en la válvula viajera/erosionada por gas y arena.

Detección.Se detecta a través de una prueba de carga reflejada en una carta dinagraf.

Análisis.En la válvula viajera se observa perdida de carga cuando el balancín es parado en el tope de la carrera máxima, la válvula viajera se observa ganancia de carga y en ambos se observa un llenado completo en la carta dinagraf. Además no se mantiene la presión durante la prueba.





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FECHA PÁGINA

07/12/200126/48

Figuras No. 18Recomendación.Se recomienda cambiar la bomba. (RWT)Instalar ancla de gas.Instalar filtros de arenas.

Colapsamiento en la bomba/Gas-lock Detección.Se detecta a través de la carta dinagraf y producción de gas en la superficie.

AnálisisLa presencia de gas libre ocupa el volumen de la cámara de la bomba y al bajar el pistón lo comprime manteniendo la válvula viajera cerrada, la válvula fija también esta cerrada, porque la presión de fondo tampoco es capaz de vencer la contrapresion.


BOMBA COLAPSADA.

ACCION : CAMBIO DE BOMBA.

0

5

10

Figura No. 19Recomendación.Instalar ancla de gasCasing al aire (si es permitido)

Alta Viscosidad.DetecciónSe detecta a través de la carta dinagraf y un excesivo aumento en las cargas ascendente de pozo.





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FECHA PÁGINA

07/12/200127/48

Análisis.Debido a que lo que se bombea es un fluido de alta viscosidad, es impropio que ocurra sobrerrecorrido o flexionamiento de las varillas y la curvatura pueden ser originada por el cierre de la válvula viajera.

CRUDO VISCOSO.

ACCION : INY VAPOR/DILUENTE.

0

5

10

LINEA NORMAL

Figuras No. 20

Recomendación.Inyección de vapor o diluente (en caso de ser necesario).

Bomba trancada o rajada.

Produccion de Sólido.

Detección.Se detecta a través de la carta dinagraf y perdida de Produccion.

Análisis.Se observa el incremento progresivo de cargas , lo cual demuestra la dificultad de subir y bajar del pistón o en todo caso el estiramiento elactico de las cabillas.

BOMBA TRANCADA O RAJADA.

ACCION : CAMBIO DE BOMBA.

0

5

10

Figura No. 21Recomendaciones.Cambio de bomba.





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FECHA PÁGINA

07/12/200128/48

Chequeo de HUD, (limpiar pozo de ser necesario).Instalar filtros de arena.

Calidad del Material.Detección.Se detecta a través de la carta dinagraf donde las posibles causas son colapsamiento, rajada, partida, etc.

Análisis.En la bomba existen variaciones de cargas debido a la fisura, donde la presión ejercida dentro de la bomba no es suficiente para desplazar la columna de fluido que soporta la válvula viajera, provocando el estallido.

Recomendación.Cambio de bomba.

b. Fuga en Tubería.DetecciónSe detecta a través de la carta dinagraf y una prueba de presión al sistema.

Análisis.Se observa una carta dinagraf llena debido a la recirculacion del fluido, en la prueba de presión no se observa incremento de la misma.

BOMBEO NORMAL.

ACCION : .

0

5

10 THP: 40 lbs

PRESION BAJA A 0 LBS

LINEADE CARGA BIEN

FUGA EN TUBERIA


0

5

10

Figuras No. 22RecomendaciónSacar tubería y corregir fuga. c. Alto RGP.Detección.Se detecta a través de la carta dinagraf y a través de la válvula del mostrario y medidas de producción por no tener producción.





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UE-3.3.6.1-IO-005

FECHA PÁGINA

07/12/200129/48

Análisis.Pozo produce con alto RGP generando un bloqueo en la bomba, cuando se esta bombeando un pozo en donde el fluido producido tiene una relación gas/petróleo sumamente alta, la acción de bombeo no es uniforme y no puede obtenerse un dinagrama que delinee las diferentes fases del ciclo.

Figura No. 23Recomendación.Tomar en consideración el uso de ancla de gas.Profundizar la bomba.Colocar casing al aire.(de ser posible)

d. Alargamiento elástico de las cabillas.Detección Se determina a través de las cartas dinagraf.

AnálisisEl alargamiento elactico de las cabillas se hace tan grande que prácticamente toda la carrera de superficie es tomada hacia arriba en elongacion finalmente, esto puede causar un desprendimiento de las cabillas . también puede ser causado por embolo atascado debido a arena u obstrucción de la línea de flujo, donde este se nota en un aumento de tensión en la carrera ascendente.





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ALARGAMIENTO ELASTICO DE LAS CABILLAS

ACCION : CAMBIO TIRO/B.TIRO .

0

5

10

CARRERA=72”

TIRO= 5/5

SPM= 8

Figura No. 24

Recomendaciones.Disminución de velocidad.Chequeo de la línea de flujo (posible arenamiento).Verificar diseño de cabillas. (tomar en cuenta la temperatura.)

e. Cabillas Suelta o Partida.Detección.A través de la carta dinagraf se observa una línea recta tanto en la carrera ascendente como descendente.

Análisis.La disminución de la carga en la barra pulida y ausencia en la acción de bombeo es posible causa de cabillas suelta o partida lo cual interrumpe el mecanismo de la bomba para completar la carrera ascendente y descendente.

Figura No. 25Recomendación.Sacar equipo y reemplazar cabilla dañada.Revisar diseño.





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Verificar velocidad.Fatiga del material.Flotabilidad de las cabillas.

f. Obstruido ArenadoDetección.A través de la carta dinagraf y/o también porque la barra pulida se queda en suspensión en la carrera ascendente.

Análisis.La producción de sólido/ arena por efecto de Yacimiento o rotura del revestido/forro son las causas del problema. Se observa una dificultad de subir y bajar del pistón, el estiramiento elástico de las cabillas, por otra parte un pozo arenado produce un atascamiento en el pistón y crea un efectos de fricción y se traduce en cargas adicionales a los limites superiores e inferiores de la carrera.

Figura No. 26Recomendación Uso de bomba mas pequeña (RWT).Uso de filtro de arena.Limpiar el pozo (de ser posible).Chequeo de HUD.Corregir fuga (en caso rotura del revestidor / forro)

f.1 Asfalto/parafina.Detección.Se detecta a través de la carta dinagraf y/o también porque la barra pulida se queda en suspensión en la carrera ascendente .





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Análisis.La deposición de arena y asfalto en el pozo causa taponamiento total de la tubería de producción.

Recomendación Uso de filtro.Limpiar el pozo (de ser posible).Chequeo de HUD.

13. FLUJOGRAMANo aplica

14. REGISTROS

Nombre Ubicacion Usuario Custodio Tiempo de Archivo

Datos del diagnostico (RAP)

Carta Dinagrafica oPruebas de Presion

oLineas de Carga o Nivel de Fluidos

Carpeta del pozoO

Libro de vida del pozo (SIOP)

Optimizacion Optimizacion Permanente

Modulo RAP(RAPFA006)

Centinela Rap Optimización Optimización Permanente

15. DOCUMENTOS DE REFERENCIAS ABC de Bombeo Mecánico (Manejo e interpretación de Cartas Dinagraficas). Curso Bombeo Mecánico para Ingenieros, CIED, 1997. Curso Principios de Bombeo Mecánico, PDVSA, 1990. Manual Bombeo Mecánico, PDVSA, 1990.





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16. GLOSARIO

16.1 IDENTIFICACIÓN DE SÍMBOLOSSÍMBOLO DESCRIPCIÓN UNIDADES

Corriente del motor ampCarta amperimetrica amp

%AyS Porcentaje de agua y sedimentos %

gGravedad del gas

l Densidad de líquidoo Densidad de petróleo

oGravedad específica del petróleo

w Densidad de agua° F Grado Fahrenheit °F

BBPD Barriles brutos por día BBPDBg Factor volumétrico del gasBY Barriles de yacimientoBN Barriles normales

BNPD Barriles netos por día BNPDBo Factor volumétrico del petróleo

CHP Presión del revestidor de producción LppcFT Columna requerida para vencer las perdidas por resbalamiento MNA

Gpd Gradiente de presión dinámico Psi/pieGpe Gradiente de presión estática Psi/pieIP Indice de productividad Bls/lppc

IPR Relación de afluencia del pozoN Nivel de Fluidos Pies

Pb Presión de burbujeo LppcPd Presión de descarga de la bombaPe Presión estática LppcPIP Presión de entrada a la bomba LppcPLF Presión de línea de flujo LppcPMP Profundidad al punto medio de perforaciones del yac. PiesPwf Presión de fondo fluyente LppcRGP Relación gas petróleo Pie3/blTHP Presión del cabezal de producción Lppc





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16.2. DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS

Unidad de Bombeo (BALANCIN)Es una maquina integrada, cuyo objetivo es cambiar el movimiento angular del eje del motor rotacional / vertical a velocidad apropiada, con el propósito de accionar la sarta de cabillas y bomba de subsuelo.

Tipo de Unidad de Bombeo..- Unidades convencionales..- Unidades balanceadas por aire..- Unidades hidráulicas..- Unidades mark II (bombeo unitorque)..- Unidades angulares para pozos inclinados.

Unidades de Bombeo ConvencionalesSon las balanceadas por medio de pesas de hierro fundido colocadas en la manivela, donde las velocidades tanto ascendente como descendente son iguales.

Figura No. 27





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Unidades de Bombeo Unitorque.Reduce los picos de torsión y requiere de menos caballaje en muchos cuando es usada debidamente ,al igual que las convencionales y en donde la principal diferencia con respecto a la convencional es que la carrera ascendente es algo mas lenta que la carrera descendente.

Figura No. 28

Unidades de Bombeo Balanceada por Aire.Son aquellas que en lugar de pesas de hierro fundido, son balanceadas con aire comprimido donde permite controlar mejor el contrabalanceo.

Figura No. 29





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Unidades de Bombeo Hidráulico.Son una nueva tecnología que ha sido desarrollada con el propósito de eliminar la flotabilidad de cabillas que se produce en aquellos pozos productores de crudo muy pesado donde su principal variable a controlar es la reducción de velocidad.

Figura No.30

Unidades de Bombeo para pozos Inclinados. Son utilizadas en aquellos pozos que sean perforados inclinadamente desde la superficie hasta el objetivo productor.

Figura No. 31

Componente del la Unidad de Bombeo (Balancín) .- Caja de Engranaje.- Guaya.- Elevador.- Espaciador.- Polea del motor.





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.- Pesas.

.- Manivelas.

.- Brazos.

.- Barra pulida.

.- Cabezal de producción.

.- Motor

Caja de EngranajeEs de doble reducción. Con manivelas gemelas y engranajes con dientes en "V” con razón de reducción según las normas API. Son de construcción robusta y la utilización de los mejores materiales les asegura una vida útil de larga duración.

Figura No. 32

GuayaAlambre de acero compacto que sirve de sostén al sistema de levantamiento (elevador y sarta de cabillas)

ElevadorEs aquel que sujeta la sarta de cabillas con el sistema de guaya conectado al cabezote.

EspaciadorEs el espacio que existe desde la parte inferior del elevador y una placa de referencia en donde se ubica el equipo dinagrafico.


GUAYA

ELEVADORESPACIADOR




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Figura No. 33

Polea del motor.Es un elemento de enlace que permite la transmisión de potencia a la caja de engranaje.

Figura No. 34Pesas.Son estructuras de metal que dan el peso necesario para balancear la carga en la viga viajera.

Figura No. 35Manivelas.Es la estructura metálica que soporta los brazos permitiendo el movimiento de la viga viajera.

BrazosSon los que sujetan la manivelas con el compensador.





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Figura No. 36

Barra Pulida.La barra pulida es la encargada de enlazar la sarta de cabillas con la unidad de bombeo (balancín) . Soporta la carga de la sarta de cabilla ,además garantiza la no fricción de la barra con el empaque del prensa estopa evitando fugas y consecuente daño al ambiente,generalmente es de 1 1/4” y de 1 ½” de diámetro , y la longitud varia entre 20 – 30 pies.

Figura No.37MotorEquipo que suministra y potencia a la unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo. Este puede ser un motor de combustión interna o eléctrico, siendo este ultimo el de mayor utilización en la industria.


BARRA PULIDA




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Figura No. 38

Cabezal de producciónEs un conjunto de equipos especialmente diseñados para permitir que el fluido de gas y/o líquidos salga a la superficie en forma controlada.

Componentes del Cabezal de Produccion..- Prensa estopa..- cruceta.- primera válvula de 4” del brazo.- segunda válvula de 4” del brazo..- válvula toma muestra.- válvula del revestidor (casing).- válvula sonolog de 2“.- válvula de 2” del mechero..- brida superior del cabezal.- línea de flujo.

Figura No. 39Prensa estopa.Es un conjunto de piezas que se utilizan para sellar el espacio entre la barra pulida y la tubería, permitiendo el paso del petróleo hacia la línea de flujo y con esto se evita la salida incontrolada de crudo al ambiente.





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Figura No. 40

CrucetaEs una pieza de cuatro vía con conexiones de líneas de tubería de 4”, sirve para ensamblar las conexiones de superficie.

Primera válvula de 4” del brazoSe utiliza como válvula de refuerzo para bloquear la comunicación de la estación al pozo.

Segunda válvula de 4” del brazo.Se utiliza para bloquear la presión entre la estación y el pozo

Válvula toma muestra.Es una válvula de ½” de diámetro que sirve para tomar muestra de crudo y la presión del pozo en bombeo.

Válvula del revestidor (casing)Son piezas que se utilizan para desahogar la presión del anular y tomar registros.

Válvula sonolog de 2“Es una válvula instalada en la parte inferior tiene como objetivo permitir el paso de la onda sonora que se propaga por el espacio anular revestidor/tubería de Produccion hasta detectar el nivel del fluido.

Válvula de 2” del mechero.Esta instalado en la válvula de 2” del casing en el cabezal del pozo, tiene como finalidad servir de vía de comunicación al fluido que viene del casing y va hacia la atmósfera.

Brida superior del cabezalSe utiliza para sellar el espacio anular, soporta el peso de la tubería de producción y permite las conexiones de superficie.

Línea de flujo.SI EL SELLO DE ESTE DOCUMENTO NO ESTA EN ORIGINAL, NO ES UN DOCUMENTO CONTROLADO




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Es una línea que se utiliza para transportar el crudo desde el pozo hacia la estación recolectora.

Componente del equipo de completacion. Revestidor de producción (casing). Forro o liner. Forro con ranuras. Forro con rejillas. Tubería de producción Cabillas. Bomba de subsuelo. Pistón Válvula fija Válvula viajera Barril Fit Revestidor de producción (casing) .Es la tubería encargada de aislar la zona de interés de toda aquellas no deseadas.

Tabla de especificaciones


Diámetro externo Peso Diámetro interno Diámetro interno(pulg) lbs/pie nominal (pulg) Drift (pulg)

7 17 6,538 6,4137 20 6,456 6,3317 23 6,366 6,2417 26 6,276 6,1517 29 6,184 6,059

8 5/8 24 8,097 7,9728 5/8 28 8,017 7,8928 5/8 32 7,921 7,7968 5/8 36 7,825 7,7018 5/8 38 7,775 7,6518 5/8 40 7,725 7,601

9 5/8 29,3 9,063 8,9079 5/8 32,3 9,001 8,8459 5/8 36 8,921 8,7659 5/8 40 8,835 8,6799 5/8 43,5 8,755 8,5999 5/8 47 8,681 8,5259 5/8 53,5 8,535 8,379

Especificaciones del Revestidor




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Forro o liner.Es una tubería ranurada y lisa cuyas dimensiones varían dependiendo del tipo utilizado y la cual es instalada en el fondo del pozo e impide el derrumbamiento de la zona de productora.

Es el utilizado en los actuales completaciones. En este tipo de liner el ancho de las ranuras es de 0.03 pulgadas, 1,5 pulgadas de largo con 72 ranuras por pie, con este forro se utiliza grava de 9/14 tyler mesh.

Este tipo de forro tiene la particularidad de que sus ranuras son de 0.012 pulgadas de ancho y su longitud es la misma que el diámetro del liner debido a que ellas son longitudinales. Con este tipo de forro se utiliza grava de 20/40 tyler mesh.


Diámetro externo Peso Diámetro interno Diámetro interno(pulg) lbs/pie nominal (pulg) Drift (pulg)

4 1/2 9,5 4,090 3,9654 1/2 11,6 4,001 3,8754 1/2 13,5 3,920 3,795

5 13 4,494 4,3695 15 4,408 4,283

5 1/2 13 5,044 4,9195 1/2 15,5 4,950 4,8255 1/2 17 4,892 4,7675 1/2 20 4,778 4,6535 1/2 23 4,670 4,5456 5/8 20 6,049 5,9246 5/8 22 5,989 5,8646 5/8 13 6,255 6,1306 5/8 17 6,135 6,0106 5/8 24 5,951 5,7966 5/8 26 5,855 5,7306 5/8 28 5,791 5,666

7 17 6,538 6,4137 20 6,456 6,3317 23 6,366 6,2417 26 6,276 6,1517 29 6,184 6,059

Especificaciones del Forro o liner




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Tubería de producciónSon tubos que se utiliza para transportar el fluido proveniente de la formación desde el fondo del pozo, hasta la superficie, y al mismo tiempo sirve de guía a la sarta de cabillas que acciona la bomba de subsuelo.

Tabla de especificaciones

Cabillas.Es el elemento de conexión entre la unidad de bombeo instalada en la superficie y la bomba de subsuelo. A través de estos se transmite el movimiento reciproco vertical a la bomba para el desplazamiento del fluido.


Diámetro Peso Diámetro externo Diámetro interno Diámetro Externo Area (Et) constante elacticidad longitud API (pulg) lbs/pie nominal (pulg) Drift (pulg) Drift (pulg) pulg^2 (pulg/lbs/pie) PIE

2 3/8 4,7 2,375 1,995 3,063 1,304 0,307 x 10 -6 20 O 302 7/8 6,5 2,875 2,441 3,668 1,802 0.221 x 10 -6 20 O 303 1/2 9,3 3,5 2,992 4,5 2,59 0.154 x 10 -6 20 O 304 1/2 12,75 4.500 3,958 5,563 3,601 0.111 x 10 -6 20 O 30

Especificaciones de la Tuberia de Produccion

Diámetro Area Peso en Aire Constante Elacticidad LongitudesAPI (pulg) pulg^2 (wr) (lbs/pie) (pulg/lbs/pie) pie

.5/8 0,307 1,13 1.270 x 10 -6 25 o 30

.3/4 0,442 1,63 0.883 x 10 -6 25 o 30

.7/8 0,601 2,2 0.649 x 10 -6 25 o 301 0,785 2,88 0,497x 10 -6 25 o 30

1 1/8 0,994 3,67 0.393x 10 -6 25 o 30

Especificaciones de la Cabillas

GRADO API

CDK

RESISTENCIA A LA TENSION MINIMA (MLPC)

90.0115.085.0

CARACTERISTICA DE LAS CABILLAS




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Bomba de subsuelo.Es una bomba de pistón de desplazamiento positivo, desde su profundidad de instalación hasta la superficie, que funciona por diferencia de presión, mediante bolas y asientos, que permite la entrada y sello de fluido en ciclos periódicos sincronizados.Ver figura


PISTON

FIT

BARRIL

VALVULA

VIAJERA

VALVULA

FIJA

ANCLAJE OZAPATA

TUBERIA DEPRODUCCION

CABILLAS

Diámetro 3/4"-7/8 7/8"-1" 1"- 1 1/8"(pulg) % 3/4" % 7/8" % 3/4" % 7/8" % 1" % 7/8" % 1"1 1/2" 68,6 74,3 50,5 26,4 78,1 58,8 21,71 3/4" 65 71,9 44,9 29,5 76,5 54,9 23,7

2 60,8 68,1 35,2 33 74,5 50,5 262 1/4" 56,1 66 30,8 36,5 72,4 45,4 28,72 1/2" 50,8 62,5 22,5 41,3 69,7 39,8 31,72 3/4" 45 53,6 13,2 46,2 67,3 33,5 353 1/4" 31,6 49,7 61,2 19,2 42,63 3/4" 16 39,3 54 26 51,4

66 3/4" 88 1" 99 1 1/8"77 7/8" 86 3/4"-7/8-1" 97 7/8"-1"-1 1/8"76 3/4"-7/8 87 7/8"-1" 98 1"- 1 1/8"

COMBINACIONES DE CABILLASSEGÚN DIAMETRO DEL PISTON DE LA BOMBA

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

NOMENCLATURA DE COMBINACION DE SARTA PARA EL DISEÑO




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Figura No. 41

A continuación tipo básico de bomba y letra de designación (Tipo SIS).

Figura No 42

Tipos de bombas Utilizadas:Estas bombas a su vez se subdividen en tres tipos, las de barril viajero con anclaje inferior ( RWT o RHT ) , las de barril estacionarios también con asentamiento en el fondo ( RWB o RHB ) y las de barril estacionarios y anclaje superior ( RWA o RHA ).

Componentes de la bomba .- Pistón Es un cilindro pulido en su parte externa, el cual se mueve dentro de la camisa.

Figura No. 43.- Válvula fijaEsta formada por una bola y un asiento en su parte exterior tiene un anillo de bronce o


2 1 /2 S R W B-T S-F -10 (-5)2 1 /2 S R W B-T S-F -10 (-5)

Tamaño nominalde la bomba (pulg)

Bomba de Cabilla = R

Bomba de Tuberia= T

Sistema Shell (modificado)

CAMISA TIPO API:

W=PARED DELGADA

H= PARED GRUESA

L=CAMISAINDEP/REEMPLAZABLE

Anclaje arribe en el niple “P”= A

Anclaje abajo en el niple “M” = B

Anclaje abajo en niple “P” = P

Tolerancia en 0,001”

milesimas

Longitud de lacamisa en pies

Dos etapa (Valvula Anular).

(Sistema de doble valvula viajera o anillo)

Tipo de anclaje de laBomba

F= Anillo de friccion

M= Mecanico




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fricción y permanece fija en el barril.

Figura No. 44

.- Válvula viajera Esta formada por una bola y un asiento, los cual hacen un sellado hermético, igualmente colocados dentro del pistón

Figura No. 45

BarrilEs un cilindro de superficie completamente pulido en su parte internaFitEs el espacio que existe entre el diámetro externo del pistón y el diámetro interno del barril o camisa y se mide en milésimas de pulgadas comprendidas entre 0,001 a 0,010.Ancla de gasEs utilizada para separar el gas del liquido a fin de reducir al mínimo la entrada del gas a la bomba y evitar perdidas de producción.


PISTON

FIT

BARRIL

VALVULA

VIAJERA

VALVULA

FIJA

ANCLAJE OZAPATA

TUBERIA DEPRODUCCION

CABILLAS

ANCLA DEGAS

TUBO DEBARRO

TUBO DESUCCION




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Figura No 46

Tabla de especificaciones C=TIPO COPA

P=POOR-MANPK=EMPACADURAN=NATURALPK=GILBERT

EJEMPLO.

C-43 (2X20)

C=COPA4= DIAMETRO DEL TUBO3= LONGITUD DEL TUBO2= DIAMETRO DELT/SUCCION20=LONG DEL TUBO SUCCION

Tipo de anclas de gas.- Ancla poor- man.- Ancla gilbert.- Ancla de empacadura.- Ancla tipo multicopa..- Ancla tipo natural.

Ancla poor- manConsiste de un tubo de 20 a 30 pie de longitud, con un niple perforado en la parte inferior, debe instalarse por debajo de las perforaciones del forro , ya que por su forma simple la separación solo existe por diferencia de densidades.


LongotiudTipo Casing (pulg) Forro (pulg) Copas Cuerpo pie Longitud (pie)

C-33 7 6 5/8 3,93 3 1/2 3 . 1 1/2 20C-43 7 7 5,27 4 1/2 3 2 20C-46 7 7 5,27 4 1/2 6 2 20C-49 7 7 5,27 4 1/2 9 2 20P-23 4 1/2 2 7/8 1 20P-33 7 5 3 1/2 3 2 20P-43 7 7 4 1/2 3 2 20P-46 7 7 4 1/2 6 2 20

PK-21 7 2 7/8 16 1PK-31 7 3 1/2 16 . 1 1/2R-410 7 4 6 5/8 2 3/8 20R-510 8 5/8 5 2 3/8 20N-23 5 1/2 . 2 3/8 20N-27 5 1/2 . 2 7/8 20N-31 6 5/8 . 3 1/2 20

Diámetro (pulg) Tubo de Succion

ESPECIFICACIONES DE LAS ANCLAS DE GAS Donde puede ser Instalado Diámetro (pulg)




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Figura No. 47Ancla GilbertEs muy utilizada en PDVSA, en lugar del ancla poor-man, en aquellos pozos donde no existe producción de arena y en donde las condiciones mecánicas de completacion lo permiten ya que es más efectiva que la poor-man. Ancla de empacaduraEl ancla de gas de empacadura debe de ser usada principalmente en pozos profundos donde la bomba de subsuelo esta asentada por encima de las perforaciones tales como completaciones a hueco abierto. (arena consolidadas, calizas, etc.)Ancla tipo multicopa.El ancla de gas tipo multicopas se diferencia del ancla Gilbert en que numero de copas es mayor y el cuerpo del ancla sirve de tubo de succión.

Figura No. 48Ancla tipo natural.El ancla de gas llamada natural es simple y efectiva en pozos con grandes casing o liner con una adecuada sumergencia debajo de las perforaciones.Dinagrafo LEUTERT.El dinagrafo registra las cargas que soporta el vástago pulido durante el ciclo de bombeo.

Figura No. 49





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Registro Acústico del Nivel de Fluido (Sonolog)Este es un instrumento que mide el nivel de fluido en los pozos por un método acústico.

Figura No. 50

El objetivo principal del registro sonico es determinar con la mayor exactitud posible, el nivel de fluido estático o dinámico en los pozos de petróleo.Otro punto de importancia practica es la determinación de botellas y tope del forro, cuando estos están por encima del nivel de fluido, por registrar reflexiones mayores a las originales por cuellos de la tubería de Produccion, en todo caso son puntos de referencia o comparación con los datos de completacion. Para determinar los cuellos de la tubería se utiliza una herramienta (espaciador), que tiene la característica de poseer diez dientes donde cada uno representa un tubo en el espaciamiento para eliminar el poncentaje de error, lo cual el numero de tubos registrado se multiplica por la longitud promedio de los tubos existente en el pozo, dando así el nivel de fluido.

Figura No. 51

17. ANEXOS

ANEXO No. 1:ELABORACIÓN/APROBACIÓN ELABORACIÓN/APROBACIÓN





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diagnostico pozos en levantamiento arti

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