Métodos de Producción Artificial - copia

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN ARTIFICIAL

1° PARTE

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Métodos de Producción Artificial

Muchos de los reservorios de petróleo son del tipo volumétrico donde el mecanismo de impulsión es la expansión del gas en solución, cuando debido a la producción de fluidos la presión del reservorio declina. Eventualmente los reservorios de petróleo no serán hábiles de producir fluidos a rates económicos a no ser que mecanismos de impulsión natural (e.g., acuífero y/o capa de gas), o mecanismos de mantenimiento de presión (e.g., inyección de agua o de gas estén presentes para mantener la energía del reservorio. El único camino para obtener un rate de producción alto de un pozo es incrementar la presión drawdown vía reducción de la presión fluyente de fondo con métodos de levantamiento artificial.

Aproximadamente 90% de pozos en el mundo requieren de sistemas de levantamiento artificial. Los comúnmente usados métodos de levantamiento artificial, incluyen a los siguientes:

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Métodos de Producción Artificial

• Bombeo mecánico (varillas de succión o bombeo por balanceo)• Gas lift• Bombeo con bombas electrosumergibles (BEC)• Bombeo con pistón hidráulico• Bombeo jet hidráulico• Plunger lift• Bombeo de cavidad progresiva (PCP)

Cada método tiene aplicaciones para el cual es la instalación óptima. La apropiada selección de un método de levantamiento artificial para un sistema de producción dado (propiedades del reservorio y fluido, configuración del wellbore, y restricciones en las facilidades en superficie), requieren de un entendimiento del sistema total, donde el análisis económico está siempre presente.

PRINCIPALES METODOS DE PRODUCCION ARTIFICIAL

PRINCIPALES MÉTODOS DE PRODUCCIÓN ARTIFICIAL

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BOMBEO MECÁNICO

Este sistema de bombeo proporciona la energía mecánica para levantar al petróleo desde el fondo hasta la superficie. Es eficiente, simple y fácil para operarlo en el campo. Puede bombear el petróleo en un pozo desde abajo a una muy baja presión maximizando el rate de producción. Es aplicable a huecos de diámetro reducidos (slim holes), completaciones múltiples y petróleos a muy altas temperaturas y viscosos. El sistema es también fácil de cambiar a otros pozos con un costo mínimo. Sus principales desventajas incluyen excesiva fricción en huecos curvos/desviados, sensitivo a problemas de sólidos, baja eficiencia en pozos con alto GOR, profundidad limitada debido a la capacidad de las varillas, y mucha maquinaria en operaciones offshore. Las tendencias en mejoras, incluyen controladores para las paradas, mejor separación de gas, bombas que puedan manejar el gas, y optimización usando tarjetas en superficie y fondo del pozo.

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BOMBEO MECÁNICO

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UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO

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BOMBEO MECÁNICO

Como se aprecia en la Figura, el sistema de bombeo de succión por varillas, consiste de una unidad de bombeo en superficie y una bomba de émbolo sumergida en el pozo en la producción líquida.El motor (prime mover) es ya sea un motor eléctrico o un motor de combustión interna. Los motores eléctricos son más deseables debido a que ellos pueden ser fácilmente automatizados. La fuerza del motor es transmitida por una faja en V a la manivela de un reductor de engranaje. A la salida este reductor maneja un brazo que trabaja a baja velocidad (~4-40 revoluciones por minuto (rpm) dependiendo de las características y propiedades del fluido).El movimiento rotario del cigüeñal es convertido a un movimiento oscilatorio por medio del balancín (walking beam) a través del brazo de manivela (pitman arm). El arreglo del cabezal y el cable colgador (bridle) son usados para asegurar que la salida hacia arriba de la sarta de varillas es vertical en todos los tiempos (por tanto no se flexiona la prensa estopa (stuffing box).

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BOMBEO MECÁNICO

El vástago pulido (polished rod) y el stuffing box se combinan para mantener un buen sello liquido en superficie, y forzar al fluido a fluir dentro de la conexión “T” justamente debajo del stuffing box .Unidades convencionales de bombeo están disponibles en un amplio rango de tamaño, con longitudes de stroke que varían desde 12 a casi 20 in. Los strokes para cualquier tipo de unidad de bombeo están disponibles en incrementos por unidades.Los rangos del balancín son expresados en las cargas permitidas al varillón pulido (polished rod) (PRLs) y varían desde aproximadamente 3000 a 35000 lb. El contrapeso para las unidades de bombeo convencionales es conseguido por pesos ubicados directamente sobre la viga (en unidades pequeñas) o por pesos adjuntos a la manivela del cigüeñal rotatorio (o una combinación de los dos métodos para unidades grandes).Hay otros dos tipos principales de unidades de bombeo. Estas son la Lufkin Mark II y las unidades Balanceadas Por Aire.

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BOMBEO MECÁNICOEl brazo de la manivela y el cabezal están en el mismo lado del balancín en estos dos tipos de unidades (sistema de palanca Clase III). En vez de usar contrapesos en las unidades tipo Lufkin Mark II, cilindros de aire son usados en las unidades balanceadas con aire, permitiendo balancear el torque sobre el árbol del cigüeñal.El American Petroleum Institute (API) ha establecido designaciones para las unidades de bombeo con varillas de succión, usando una cadena de características que contienen cuatro campos. Por ejemplo, C-228D-200-74. El primer campo es el código por el tipo de unidad de bombeo. C es para unidades convencionales, A es para unidades balanceadas con aire, B es para unidades de contrabalance en la viga, y M es para las unidades Mark II. El segundo campo es para el rango del máximo torque en miles de pulgada-libra y reductor de engranaje. D señala para un doble reductor de engranaje. El tercer campo es el código para el rango del PRL en cientos de libras. El último campo es el código para la longitud del stroke en pulgadas.

BOMBEO MECÁNICO

CLASIFICACION API DE LAS UNIDADES DE BOMBEO

A : UNIDADES BALANCEADAS POR AIRE

B : UNIDADES BALANCEADAS EN EL BALANCIN

C : UNIDADES CONVENCIONALES

MII : UNIDADES UNITORQUE (LUFKIN MARK II)

Los tres tipos de unidades de bombeo: (a) convencional; (b) Lufkin Mark II; (c) balanceada por aire

UNIDAD DE BOMBEO CONVENCIONAL

UNIDAD DE BOMBEO TIPO B

UNIDAD DE BOMBEO BALANCEADA POR AIRE

UNIDAD DE BOMBEO MARK-II

DESCRIPCION API DE UNA UNIDAD DE BOMBEO

EJEMPLO : B-16D-53-24 B-40D-89-42 C-40D-89-42 C-80D-119-54 A-160D-173-74 C-320-256-100 MII-320D-256-144

1° Termino: Tipo de unidad de bombeo (A, B, C, MII)2° Termino: Torque máximo de la unidad de bombeo en miles de Lb-Pulg.3° Termino: Tipo de reductor (D: doble reductor)4° Termino: Máxima carga estructural en cientos de Lbs.5° Termino: Máxima carrera en pulgadas.

VARILLAS DE SUBSUELO

CLASIFICACION API DE LAS VARILLAS DE SUBSUELO

GRADO KVarillas de aleación Níquel – Molibdeno, resistentes a la corrosión. Fabricados de acero AISI 4621 y tienen un rango de esfuerzos a la tensión de 85,000 a 115,000 Psi.

GRADO CVarillas de Carbono – Manganeso, fabricados de Acero AISI 1536 ó 1036 y tienen un rango de esfuerzos a la tensión de 90,000 a 115,000 Psi. Este tipo de varillas son las mas utilizadas en las actividades de producción de petróleo.

GRADO DVarillas de Carbono – Manganeso ó de aleaciones Níquel – Cromo – Molibdeno, que lo hace resistente frente a la corrosión. Son fabricados de diversos tipos de aceros y tienen un rango de esfuerzos de tensión mas altos a los anteriores: 115,000 a 140,000 Psi. Se recomiendan en pozos profundos y con problemas de corrosión.

SARTA DE VARILLAS DE ACUERDO A LA PROFUNFIDAD DEL POZO

BOMBA DE SUBSUELO

CLASIFICACION API DE LAS BOMBAS DE SUBSUELO

20 – 125 –RHBC – 16 – 4 - 2

OPERACIÓN DE LA BOMBA DE SUBSUELO

DETALLE DE LA OPERACIÓN DE LA BOMBA DE SUBSUELO

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La Figura ilustra el principal trabajo de una bomba de émbolo. La bomba es instalada en la sarta del tubing debajo del nivel dinámico líquido (sumergencia). Ella consiste de un working barrel y liner, una válvula fija (standing valve SV), y una válvula viajera (traveling valve TV) en el fondo del émbolo (plunger), que es conectado a las varillas de succión (sucker rods). Cuando el émbolo es movido hacia abajo por la sarta de la varilla de subsuelo, el TV se abre, lo que permite que el fluido pase a través de la válvula, lo que lleva a que el émbolo se mueva a una posición justamente encima del SV. Durante el movimiento hacia abajo del émbolo, el SV es cerrado; entonces el fluido es forzado a pasar a través del TV.Cuando el émbolo está en el fondo del stroke (viaje) y empieza un stroke hacia arriba, el TV se cierra y el SV se abre. Cuando el movimiento hacia arriba continúa, el fluido en el pozo debajo del SV es succionado dentro del volumen encima del SV (el fluido pasa a través del SV que está abierto). El fluido continúa llenando el volumen encima del SV hasta que el émbolo alcance el tope de su stroke

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Hay dos tipos básicos de bombas de émbolo: la bomba del tubing y la bomba de varillas (Figura). Para la bomba de tubería, el barril de trabajo o liner (con el SV) está adjunto al fondo de la sarta de la tubería de producción y debe correrse dentro del pozo con el tubing.El émbolo (con el TV) es corrido

dentro del pozo dentro del tubing encima de la sarta de varillas de succión. Una vez que el émbolo es seteado en el barril de trabajo (working barrel), el bombeo puede ser iniciado. Una bomba de varillas (tanto el working barrel como el plunger) son corridos dentro del pozo sobre la sarta de varilla de succión y es seteado sobre un tipo de seteo acuñado que es fijado en la unión de fondo del tubing de producción. Los diámetros del émbolo varían de 5/8 a 4 5/8.

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PRINCIPIOS PARA EL ANÁLISIS DE LA PERFORMANCE DE UNA BOMBA

La eficiencia de unidades de bombeo de varillas de succión es analizada usando la información de las cartas dinamométricas colocadas en la abrazadera del vástago pulido.El dinamómetro es una herramienta que registra la historia de las variaciones en la carga sobre el vástago pulido durante un ciclo. Estos registros tienen tres usos principales:a) Obtener información que puede ser usada para determinar los cambios en la carga, torque y HP requeridos por el equipo de bombeo.b) Mejorar las condiciones de operación de la bomba tales como velocidad de la bomba y longitud del stroke.c) Chequear las condiciones del pozo después de la instalación del equipo para prevenir o diagnosticar varios problemas operativos (como golpeteo, etc). Los instrumentos en superficie pueden ser mecánicos, hidráulicos, y eléctricos. Uno de los más comunes instrumentos mecánicos es un dinamómetro de anillo instalado entre el hanger bar y la grapa del vástago pulido, de tal manera que el anillo pueda llevar la carga entera del pozo. La deflexión del anillo es proporcional a la carga, y

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esta deflexión es amplificada y transmitida al brazo del registro por una serie de palancas (levers). El registro se lleva marcado sobre un papel colocado sobre un tambor. Las cargas son obtenidas en términos de desplazamientos del vástago pulido , haciendo que el tambor oscile ida y vuelta al reflejar el movimiento del vástago pulido. La correcta interpretación de la carta del dinamómetro de superficie conduce a estimar varios valores de parámetros.• Máximo y mínimo PRLs (carga de bombeo de las varillas de succión) pueden ser leídos directamente de la carta de superficie (con el uso de instrumento de calibración). Ellos permiten la determinación del torque, contrabalance y requerimientos de HP para la unidad en superficie.• Alargamiento y contracción de las varillas es mostrada en la carta dinamométrica. Este fenómeno es reflejado en la carta y es mostrada en la Figura 12.11a para un caso ideal.• Fuerzas de aceleración causan que la carta ideal rote de forma horaria. El PRL es alto en el fondo del stroke y bajo en el tope del stroke. Entonces en la Figura 12.11b, el punto A está en el fondo del stroke.

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•Vibraciones en las varillas causan complicaciones en la interpre-tación de la carta superficial. Ello es el resultado del cierre del TV y el “levantamiento “ de la carga del fluido por la sarta de varillas. Esto es, el golpeteo del fluido. La Figura 12.11.c muestra una carta dinamométrica con vibraciones en la sarta de varillas.

GOLPE DE FLUIDO

GOLPE DE GAS

DISPOSITIVO PARA TOMAR PRUEBAS DINAMOMÉTRICAS

DISPOSITIVO PARA TOMAR PRUEBAS DINAMOMETRICAS

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DISPOSITIVO PARA TOMAR PRUEBAS DINAMOMÉTRICAS

DIAGRAMA DINAMOMÉTRICO

TEÓRICO(CARGA CONCENTRADA MOVIDA

LENTAMENTE)

DIAGRAMA DINAMOMÉTRICO

REAL

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DIAGRAMA DINAMOMÉTRICO TEÓRICO(CARGA CONCENTRADA MOVIDA

LENTAMENTE)Considerando un idealizado sistema de bombeo donde las siguien-tes condiciones existen: (1) el pozo está bombeando muy despacio, i.e., no hay fuerzas de aceleración, (2) no hay fuerzas de vibración dentro del sistema; (3) no hay fuerzas friccionales; (4) la válvula fija se abre y la válvula viajera se cierra instantáneamente al comienzo del upstroke; (5) la válvula fija se cierra y la válvula viajera se abre instantáneamente al comienzo del downstroke; y (6) no hay cambios en la longitud de la varilla debido a la transferencia de carga del fluido. Si tal juego de condiciones fuera posible, la carta dinamomé-trica para el pozo sería un rectángulo tal como se muestra en la Figura. La línea AB representa el upstroke, donde la carga en el vástago pulido es la carga del fluido más el peso de las varillas en el fluido. Al final del upstroke, la entera carga del fluido es inmediatamente transmitida a la válvula fija, y la línea CD, que representa el downstroke, indica que la carga en el vástago pulido es el peso de las varillas en el fluido. Luego, la forma de la carta ideal es dependiente de solamente dos factores de carga, del fluido y del peso de las varillas en el fluido.

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DIAGRAMA DINAMOMÉTRICO REAL

Para cualquier sistema de bombeo real, es imposible que la totalidad de las condiciones ideales se obtengan. Entonces, ocho factores de carga, contribuyen a la forma real de las cartas, y muchas de esas cartas tienen poco parecido con la muestra de la carga ideal. Ya que no es posible señalar la influencia de esas ocho cargas, algunas principales características se anotarán:En el punto A se tiene el final del downstroke y el inicio del upstroke para el vástago pulido. Cuando la válvula viajera cierra, el vástago pulido empieza a levantar la carga del fluido. Esto permite el incremento en la carga de A hasta B. El momentáneo decrecimiento en la carga del vástago pulido de B a C, es el resul-tado del estiramiento de las varillas que ocurre cuando las varillas trabajan sobre la carga del fluido. Cuando las varillas se mueven hacia arriba (en un aproximado simple movimiento harmónico), la carga por aceleración se incrementa hasta alcanzar un máximo en el punto D, teóricamente cerca a la mitad del upstroke. Desde el punto D al E, la carga por aceleración decrece cuando la velocidad de las varillas decrece a cero.

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DIAGRAMA DINAMOMÉTRICO REAL

EL punto E representa el final del upstroke y el inicio del downstroke. Como las varillas caen, la válvula viajera abre y l válvula fija cierra . En el punto F la válvula fija soporta toda la carga del fluido, y hay un marcado decrecimiento en la carga del vástago pulido. La carga por aceleración (que en el downstroke, disminuye la carga del vástago pulido) alcanza el punto G, cerca a la mitad del downstroke, dnde la mínima carga sobre el vástago pulido ocurre. Desde el punto G al punto A la (negativa) carga de aceleración decrece, causando un incremento en la carga del vástago pulido.No se ha considerado la influencia de la vibración y de la fricción en las formas de las cartas dinamométricas. Etos factores aunque difíciles de analizar y aislar, están siempre presentes, y contribuyen significativamente en la carga total del vástago pulido. La carga por vibración puede ser particularmente severa en casos donde la velocidad de bombeo es sincrónica con la frecuencia natural de vibración de la varilla.

PRUEBA DE LA VALVULA FIJA

Sin perdida en ambas válvulas

Leve perdida en la válvula fija

Fuerte perdida en la válvula fija

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PRUEBA DE LA VÁLVULA FIJA

La válvula fija puede ser chequeada parando la unidad cerca al final del downstroke, e inmediatamente levantando el cordel del dinamómetro. Desde que en este punto en el ciclo de bombeo la válvula fija debe estar cerrada y la válvula viajera abierta, la línea horizontal entonces representa el peso muerto de las varillas. Si las cargas permanecen constante con el tiempo, no hay pérdida que pasa a través de la válvula fija. Si las cargas se incrementan como en la figura 5.30, algo de la carga del fluido está siendo transferida al plunger y a la sarta de varillas.

El dinamómetro puede también ser usado al determinar torques instantáneos a través del ciclo de bombeo (con el objetivo de evaluar el efecto del contrabalance) y el HP instantáneo.

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PRUEBA DE LA VÁLVULA MOVIL

La válvula móvil puede ser chequeada parando la unidad cerca al centro del upstroke. Si el cordel del dinamómetro es levantado una vez, la línea registrada en la carta representa el peso de las varillas de succión más el peso del fluido sobre el plunger. Con la unidad permaneciendo parada, el cordón debe ser levantado rápidamente a intervalos cercanos a unos segundos. Cualquier reducción en la carga del vástago pulido indica pérdida de fluido que pasa a través de la válvula viajera o plunger. La Figura 5.29 indica un plunger con pérdida de fluido por la válvula viajera.El rate de pérdida puede ser determinado por el tiempo requerido para que la carga alcance el peso muerto de las varillas.

PRUEBA DE LA VALVULA MOVIL

Sin pérdida en ambas válvulas

Leve pérdida en la válvula móvil

Fuerte pérdida en la válvula móvil

BOMBA DE TUBOS THE

Ventajas:• Gran capacidad de extracción.• Simple y resistente bajo condiciones severas de operación.• Tiene un gran área de flujo.• Puede producir petróleo viscoso.

Desventajas:• Es necesario sacar el tubing para cambiar el barril.• Solo puede ser instalado en pozos superficiales y de mediana profundidad (Limit. por Cap. de las varillas). • En reservorios no consolidados puede originar el flujo de arena de formación.• Limitaciones para producir pozos con alto GOR.

BOMBAS TIPO RWT - RHT

Ventajas:• La agitación del fluido no permite la acumulación de arena y sedimentos.• La conexión de la bomba a la sarta de varillas (pull tube) es mas resistente que en otras bombas.• Válvula móvil en la jaula superior (El cierre de esta válvula no permite el asentamiento de arena dentro de la bomba). • Presiones dentro y fuera de la bomba iguales (Mas resistentes al golpe de fluido).• Menor costo que las bombas de barril estacionario.

Desventajas:• No recomendable para pozos de alto GOR.• Existe una mayor caída de presión entre el pozo y la cámara de la bomba (Limit. En pozos de bajo nivel de fluido).• Tiene limitaciones en pozos profundos (Espec. cuando la bomba es larga). • El arreglo de las válvulas es pobre.• Tiene limitaciones por el tamaño de las válvulas.

BOMBAS TIPO RWB - RHB

Ventajas:• Puede ser utilizado en pozos profundos.• Recomendable para pozos con bajo nivel de fluido (Tamaño y Ubic. de la Val. Fija).• Presiones dentro y fuera de la bomba iguales (Mas resistentes al golpe de fluido)• Tiene buena capacidad de flujo (Valv. estacionaria de mayor diámetro).• Recomendable para pozos de alto GOR (Min. caída de presión, reducido espacio nocivo).

Desventajas:• El espacio entre el barril y el Tbg. favorece la acumulación de arena, sedimentos y agua (puede originar corrosión).• Presenta un punto débil en la conexión entre la sarta de varillas y el accesorio de la válvula viajera (por el reducido diámetro).• En caso de una parada, arena o sedimentos pueden decantar sobre el pistón). • Requiere mas partes que las bombas de barril viajero.

BOMBAS TIPO RWA - RHA

Ventajas:• Son adecuadas para pozos que producen arena.• El barril de la bomba actúa como ancla de gas.• Son adecuadas para pozos que producen con bajo nivel de fluido (La válvula fija se encuentra sumergida)• Tiene buena capacidad de flujo (Valv. estacionaria de mayor diámetro).• Puede ser fabricado en longitudes grandes

Desventajas:• La presión dentro de la bomba es mucho mayor que en la parte exterior (No recomendable para pozos con golpe de fluido)• Presenta un punto débil en la conexión entre la sarta de varillas y el accesorio de la válvula viajera (por el reducido diámetro).• No es recomendable para pozos profundos (Debido a la presión interna ejercida en el barril).• El trabajo intermitente puede originar la decantación de arena o sedimentos sobre las parte móviles de la bomba• Requiere mas partes que las bombas de barril viajero.

EQUIPO DE FONDO – BOMBEO MECÁNICO

EQUIPO DE FONDO – BOMBEO MECANICO

EQUIPO DE FONDO – BOMBEO MECÁNICO

-- - - -VELOCIDAD SINCRONICA (EVITAR)

VELOCIDAD NO SINCRONICA (DESEABLE)

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PERFORMANCE SINCRÓNICASi para la rotura de las varillas es considerado un factor la performance sincrónica , velocidades de bombeo no deseables son aquellas que hacen al valor de n, un entero en la expresión:

n = 237000/NL Cualquier velocidad de bombeo que no hace n un número entero sería no-sincrónica. Sin embargo, se deberá estar tan lejos como sea posible de velocidades sincrónicas, de manera que las velocidades de bombeo deberán ser seleccionadas para hacer n= 1½, 2½, 3½, etc.Ejemplo: Frecuentes roturas de las varillas de succión han ocurrido en un pozo que está siendo bombeado a 20 spm con la bomba seteada a 6000 ft. Comentar sobre un posible factor que causa el problema, la velocidad de bombeo sincrónica.Solución: n = 237000/NL = 237000/(20x6000) = 1.98Una velocidad de bombeo de 20 spm es, para todos efectos prácticos, sincrónica. Si las cargas de varillas están dentro de los límites, y si el fluido del pozo es no corrosivo o tratado. Usar una diferente velocidad de bombeo, es recomendable.

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PERFORMANCE SINCRÓNICASlonneger por una teórica aproximación, ha predicho las cartas dinamométricas para pozos que están siendo bombeados a velocidades sincrónicas. Las Figuras 5.16 y 5.17 muestran cartas para pozos con cartas para n = 2, asimismo hay otras cartas para n =3 y n = 4.Hay otros problemas que causan cartas con determinadas características . Un ejemplo notable es el golpe de fluido, que resulta de una falla del barril de la bomba, al completamente llenarse en el upstroke. El golpe del fluido causa innecesaria deformación y flexión de las varillas y acorta su vida útil. La Figura 5.23 muestra una carta típica para esta condición, caracterizada por un súbito decrecimiento en la carga cerca del final del downstroke, el decrecimiento ocurre a diferentes posiciones del vástago pulido de ciclo a ciclo. Asumiendo suficiente sumergencia de la bomba, debajo del nivel de trabajo del fluido, el golpe de fluido es causado por un rate de salida que está en exceso de la capacidad de producción de la formación. El remedio, será reducir la longitud del stroke, velocidad de bombeo, o diámetro del plunger, para de esta

CARTAS DINAMOMETRICAS CON GOLPE DE FLUIDO

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GOLPE DE FLUIDO

manera decrecer el desplazamiento de la bomba. En este sentido los manuales recomiendan que las velocidades promedio del plunger estén por debajo de un límite superior de aproximadamente 4.7 fps.Ejemplo: Estimar la velocidad promedio del plunger (sobre un completo ciclo de bombeo) si el stroke del vástago pulido es 84 in y la velocidad de bombeo es 15 spm.Solución: Asumiendo que los strokes del plunger y del vástago pulido son iguales, el plunger viaja 2x84 = 168 in. En un ciclo de bombeo, i.e.,1/15 min. Entonces la velocidad promedio es: sec/5.3

minsec/60*/.12

min/.15*168ft

ftin

in

GOLPE DE GASEl golpe de gas resulta de un parcial llenado del barril con gas, está indicado por la carta de la Figura 5.24. La carta para el golpe de gas es similar a la de golpe de fluido, la diferencia esencial es que el decrecimiento de la carga no es tan súbita en el caso del golpe de gas. Es posible que la bomba que sea cerrada por gas, como un

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GOLPE DE GAS

resultado de que las válvulas no se abren apropiadamente. Esta situación puede resultar en una carta similar a la mostrada en la Figura 5.25. La pequeña área indica que la bomba no trabaja bien, desde que el movimiento de la bomba meramente refleja compresión del gas entrampado sobre el downstroke y expansión del gas en el upstroke. Schmoe ha dado dos razones para la pérdida en eficiencia causada por la interferencia del gas. 1° la válvula viajera no se abre al inicio del plunger downstroke. En su lugar, su acción es retrasada hasta que el plunger ha comprimido el gas en la bomba a una presión igual a la cabeza hidrostática del fluido en el tubing. 2° la válvula fija no se abre al inicio del upstroke. Su apertura es retrasada hasta que la presión dentro de la bomba se reduce a la presión de prducción en el fondo del pozo.Hay dos maneras de resolver el problema. 1° la distancia entre la válvula fija y el plunger (al final del downstroke) debe ser reducida a un mínimo. 2° el uso de herramientas que restringen la admisión del gas al barril de trabajo, i.e., gas anchors o separadores en el fondo del pozo.

ACCESORIOS DE BOMBEO MECÁNICO

ROTADOR DE VARILLAS (ROD ROTATOR)

ACCESORIOS DE BOMBEO MECANICO


ACCESORIOS DE BOMBEO MECÁNICO


MOTORES A GAS PARA BOMBEO MECÁNICO

MOTOR ARROW

ESPECIFICACIONES MOTORES ARROW


RPM

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