UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

SISTEMA DE EDUCACIÓN A DISTANCIA

ANÁLISIS DE PROBLEMAS MECÁNICOS EN BOMBAS PISTÓN EN EL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO DE

SUBSUELO

TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

AUTOR: ROBERT W. CHIMARRO G

DIRECTOR: ING. RAÚL BALDÉON

Quito, Marzo 2013

Universidad Tecnológica Equinoccial 2013

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo, ROBERT WILSON CHIMARRO GUACHAMÍN, declaro bajo juramento que el

trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, según lo

establecido por la ley de propiedad intelectual, por su Reglamento y por la

normativa institucional vigente.

______________________________________

ROBERT WILSON CHIMARRO GUACHAMÍN

171356407-6

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE PROBLEMAS

MECÁNICOS EN BOMBAS PISTÓN EN EL SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO DE SUBSUELO” que, para aspirar al título de Tecnólogo en

petróleos fue desarrollado por Robert Wilson Chimarro Guachamín, bajo mi

dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con

las condiciones requeridas por el Reglamento de Trabajos de Titulación artículos

18 y 25.

_____________________________

Ing. Raúl Baldéon

DIRECTOR DE TESIS

AGRADECIMIENTO

Infinita gratitud a Dios Padre Todopoderoso por haberme dado salud, bendiciones

y la sabiduría para poder llegar al final de mi carrera, por proveerme de todo lo

necesario para salir adelante.

Un agradecimiento eterno, desde lo más profundo de mi corazón para mi linda

madre María Inés, por el amor que me dio cada día; por haberme enseñado que lo

más importante en la vida no llega fácil, sino que se logra con trabajo, dedicación y

honestidad.

A mis profesores, porque todos han aportado con un granito de arena a mi

formación, y en especial al Ing. Raúl Baldéon, por su tiempo, por su apoyo,

experiencia y paciencia, lo que ha logrado en mí que pueda terminar con éxito mis

estudios.

A la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL, por darme la oportunidad

de estudiar y ser un profesional.

Robert

DEDICATORIA

Esta tesis se la dedico a mi Dios quién supo guiarme por el buen camino, darme

fuerzas para seguir adelante y no desmayar en los problemas que se presentaban,

enseñándome a encarar las adversidades sin perder nunca la dignidad ni

desfallecer en el intento.

Para mis padres por su apoyo, consejos, comprensión, amor, ayuda en los

momentos difíciles. Me han dado todo lo que soy como persona, mis valores, mis

principios, mi carácter, mi empeño, mi perseverancia, mi coraje para conseguir mis

objetivos.

A mi querido amor Isabel quien ha sido y es una motivación, inspiración y felicidad,

siendo para mí la sonrisa de mis labios.

A mis hermanos: Edison, Jaime, Sandro y Verito, por estar siempre presentes,

acompañándome para poderme realizar.

“La dicha de la vida consiste en tener siempre algo que hacer, alguien a quien amar

y alguna cosa que esperar”.

Robert

ÍNDICE DE CONTENIDO

Página

Resumen I

Abstract III

CAPÍTULO I

1. Introducción 1

1.1 Definición del Problema 3

1.2 Objetivos 3

1.2.1 Objetivo General 3

1.2.2 Objetivos Específicos 3

1.3 Justificación e Importancia 4

1.3.1 Impacto Técnico 4

1.3.2 Impacto Social 4

1.3.3 Impacto Metodológico 5

1.4 Hipótesis 5

1.4.1 Identificación de Variables 5

1.4.1.1 Variable Dependiente 5

1.4.1.2 Variable Independiente 6

1.4.1.3 Identificación de Indicadores 6

1.5 Marco Referencial 7

1.5.1 Marco Teórico 7

1.6 Metodología 7

1.6.1 Diseño de Investigación 7

1.6.1.1 Investigación Descriptiva 8

1.6.1.2 Investigación Explicativa 8

1.6.2 Métodos de Investigación 8

1.6.3 Técnicas de Investigación 8

1.6.4 Análisis de Datos 9

Página

CAPÍTULO II

2 Sistemas de Producción de Pozos 10

2.1 Procesos de Producción del Petróleo 10

2.2 Producción de un Pozo a Flujo Natural 10

2.3 Sistemas de Levantamiento Artificial 11

2.3.1 Bombeo Mecánico (Balancín) 12

2.3.1.1 Ventajas del Bombeo Mecánico 13

2.3.1.2 Desventajas del Bombeo Mecánico 14

2.3.2 Bombeo Hidráulico de Subsuelo (bombas pistón y bombas jet) 14

2.3.2.1 Ventajas del Bombeo Hidráulico 15

2.3.2.2 Desventajas del Bombeo Hidráulico 16

2.3.3 Bombeo Eléctrico Sumergible (B.E.S) 16

2.3.3.1 Ventajas del Bombeo Eléctrico Sumergible 17

2.3.3.2 Desventajas del Bombeo Eléctrico Sumergible 18

2.3.4 Levantamiento a Gas o Gas Lift (Inyección de Gas) 18

2.3.4.1 Ventajas del Levantamiento a Gas o Gas Lift 19

2.3.4.2 Desventajas del Levantamiento a gas o gas Lift 20

CAPÍTULO III

3 Facilidades de Superficie 21

3.1 Introducción 21

3.2 Múltiple de Producción (Manifold) 22

3.3 Separadores 22

3.4 Sistemas de Almacenamiento 26

3.4.1 Origen del Almacenamiento 26

3.4.2 Generalidades 27

3.4.3 Características 28

3.4.3.1 Tanques de Techo Flotante 29

3.4.3.2 Tanques de Techo Fijo 29

3.4.3.3 Tanques de Techo Flotante y Fijo 30

3.5 Sistemas de Almacenamiento en una Estación de Producción 30

5.1 Tanque de Lavado (Wash Tank) 30

3.5.2 Tanque de Reposo (Tanque de Surgencia) 33

3.5.3 Tanque de Oleoducto 34

3.6 Sistema de Gas 36

3.6.1 Teas (Mecheros) 36

3.6.2 Depurador de Gas (Scrubers) 37

3.6.3 Botas de Gas 38

3.6.3.1 Generalidades 38

3.6.4 Calentadores 40

3.7 Sistema de Reinyección de Agua 41

3.8 Unidad de Transferencia de Custodia Automática (A.C.T) 41

3.8.1 Dispositivos de las Unidades A.C.T 42

3.8.1.1 Bomba 42

3.8.1.2 Desaereador 42

3.8.1.3 Filtro 42

3.8.1.4 Medidor 42

3.8.1.5 Toma Muestras 42

3.8.1.6 Conexiones para el Master Meter 43

CAPÍTULO IV

4 Bombas Tipo Pistón Kobe y Oilmaster 44

4.1 Fundamentos de Bombeo Hidráulico 44

4.2 Bombeo Hidráulico con Bombas Tipo Pistón 45

4.3 Principio de Operación 46

4.4 Tamaño de Bombas Pistón Oilmaster 48

4.4.1 Tipos y Tamaños de Bombas Pistón Oilmaster 48

4.5 Tamaño de Bombas Pistón Kobe 49

4.5.1 Tipos y Tamaños de Bombas Pistón Kobe 50

4.5.1.1 Bombas Pistón Tipo “A” 51

4.5.1.2 Bombas Pistón Tipo “B” 51

4.5.1.3 Bombas Pistón Tipo “D” 52

4.5.1.4 Bombas Pistón Tipo “E” 53

6 Factor “P/E” Importancia Dentro del Diseño 53

4.7 Fabricantes de Bombas Hidráulicas Tipo Pistón 54

4.8 Sistemas de Operación 55

4.8.1 Sistemas de Fluido Motriz Abierto (O.P.F) 55

4.8.2 Sistemas de Fluido Motriz Cerrado (C.P.F) 55

4.9 Tipos de Sistema de Subsuelo 55

4.9.1 Sistema de Bomba Libre 55

4.9.2 Sistema de Bomba Fija 57

4.10 Principales Elementos del Conjunto de Fondo 57

4.10.1 Tubería de Revestimiento (Casing) 58

4.10.2 Tubería (Tubing) 59

4.10.3 Cavidad 59

4.10.4 Aisladores de Zonas (Packers) 61

4.10.5 Camisas 61

4.10.6 Válvula de Pie ( Standing Valve) 62

CAPÍTULO V

5 Problemas Mecánicos en Bombas Pistón Kobe y Oilmaster 63

5.1 Características del Reservorio 63

5.1.1 Porosidad 63

5.1.2 Permeabilidad 63

5.1.3 Presión Estática (P*) 64

5.1.4 Presión Fluyente 64

5.1.5 Presión del Punto de Burbuja (Pb, psi) 64

5.1.6 Drow Down 64

5.1.7 BSW 64

5.1.8 Gravedad Específica del Crudo 65

5.1.9 Relación Gas Petróleo 65

5.2 Comportamiento de Entrada de Fluidos 65

5.2.1 Presión de Inyección 65

5.2.2 Presión de Operación 66

5.2.3 API del Fluido Motriz 66

2.4 Profundidad de la Bomba Pistón 66

5.3 Problemas de Producción en el Pozo 66

5.3.1 Problemas del Agua 67

5.3.2 Problemas de Parafina 67

5.3.3 Problemas de Incrustaciones (o Carbonatos) 68

5.3.4 Problemas de Corrosión 68

5.4 Problemas del Equipo de Fondo 69

5.4.1 La Bomba Pistón no Despega o no Desasienta de la cavidad 69

5.4.2 La Bomba Despega, pero no Llega a superficie 70

5.4.3 Falla del Standing Valve (Válvula de Pie), Packer o Casing 71

5.4.4 La Bomba no Desasienta y no hay Acumulación de Presión 71

5.4.5 Incremento en el Fluido Motriz 72

5.4.6 Aumento Brusco de la Presión de Inyección 72

5.5 Problemas que Presentan las Bombas Reciprocantes 72

5.5.1 Problema 1 72

5.5.2 Problema 2 73

5.5.3 Problema 3 74

5.5.4 Problema 4 76

5.5.5 Problema 5 76

5.5.6 Problema 6 77

5.5.7 Problema 7 78

5.5.8 Problema 8 78

5.5.9 Problema 9 79

5.5.10 Problema 10 79

5.6 Problemas del Equipo en Superficie 79

5.6.1 Bomba de Superficie 80

5.6.2 Válvula Reguladora de Flujo (V.R.F) 80

5.6.3 Válvula Block 81

5.6.4 Turbina 81

5.7 Procedimiento General Para Desarmar una Bomba Hidráulica

Tipo Pistón 82

5.7.1 Limpieza Exterior de la Bomba e Inspección General 82

5.7.2 Síntesis de los Pasos para Desarmar una Bomba Pistón 83

7.3 Inspección Preliminar de Todas las Partes de la Bomba Pistón 84

5.8 Prueba de una Bomba Pistón Oilmaster 84

CAPÍTULO VI

6.1 Conclusiones y Recomendaciones 88

6.1.1 Conclusiones 88

6.1.2 Recomendaciones 89

Glosario de Términos 90

Bibliografía 99

Anexos 101

ÍNDICE DE TABLAS

Página

TABLA 1 Especificaciones de Bombas Pistón Oilmaster, Tipos y Tamaños 49

TABLA 2 Especificaciones de Bombas Pistón Kobe, Tipos y Tamaños 50

TABLA 3 Inyección de BFIPD para Bombas Pistón Oilmaster y Kobe 85

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES

Página

FIGURA 1 Etapas en la Vida de Producción de un Pozo de Petróleo 11

FIGURA 2 Sistemas de Levantamiento Artificial 12

FIGURA 3 Componentes del Sistema de Bombeo Mecánico 13

FIGURA 4 Componentes del Sistema de Bombeo Hidráulico 15

FIGURA 5 Componentes del Sistema de Bombeo Eléctrico Sumergible 17

FIGURA 6 Componentes del Sistema de Levantamiento a Gas 19

FIGURA 7 Proceso de Recolección de Crudo en un Campo Petrolero 21

FIGURA 8 Separador 23

FIGURA 9 Tanques de Acero 28

FIGURA 10 Tanques de Techo Fijo 29

FIGURA 11 Tanques de Techo Flotante y Fijo 30

FIGURA 12 Tanque de Lavado 32

FIGURA 13 Depurador de Gas 37

FIGURA 14 Estructura de una Bota de Gas 39

FIGURA 15 Principio de Pascal 44

FIGURA 16 Principio de Bombeo Hidráulico 45

FIGURA 17 Operación General de una Bomba Pistón 47

FIGURA 18 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo A 51

FIGURA 19 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo B 52

FIGURA 20 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo D 52

FIGURA 21 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo E 53

FIGURA 22 Relación de Presión Pum/Engine 54

FIGURA 23 Sistema de Bomba Libre 56

FIGURA 24 Elementos del Conjunto de Fondo 58

FIGURA 25 Camisa 62

FIGURA 26 Standing Valve 62

FIGURA 27 Reversada de Bomba con MTU (Movil Testing Unit) 75

FIGURA 28 Bomba Tríplex 80

ÍNDICE DE ANEXOS

Página

ANEXO 1: Registro Reporte de Inspección. Bomba pistón 3x48

Oilmaster 101

ANEXO 2: Registro Reporte de Inspección Cavidad Oilmaster 3x48 102

ANEXO 3: Registro Reporte de Inspección Bomba Pistón Kobe

Super A 103

ANEXO 4: Registro Reporte de Inspección Cavidad Kobe tipo D 3.0” 104

ANEXO 5: Barril de una Bomba Pistón Oilmaster con presencia de

Escala 105

ANEXO 6: Camisa de una Bomba Pistón Oilmaster en mal estado 106

I

RESUMEN

El análisis de problemas mecánicos en bombas pistón en el sistema de

bombeo hidráulico de subsuelo, tiene como propósito determinar sus

problemas relevantes de operación, analizando los componentes que conforma

el sistema hidráulico, las principales características del fluido motriz a ser

utilizado en el sistema de bombeo y las falencias que presentan las bombas

pistón en su trabajo operativo.

En el CAPÍTULO II se analiza el proceso de producción del petróleo y los

diferentes sistemas de levantamiento artificial como son: Bombeo Mecánico

(Balancín), Bombeo Hidráulico, Bombeo Eléctrico Sumergible y bombeo Gas

Lift. Sopesando las ventajas y desventajas que tiene cada sistema, con el

objeto de seleccionar el más rentable, dependiendo de las condiciones de cada

pozo de producción.

En el CAPÍTULO III se estudia las facilidades de superficie de una estación de

producción que es el conjunto de equipos y elementos que permiten tomar la

producción que vienen de los pozos, separarlos en cada una de sus fases,

analizarlos, tratarlos, medirlos y almacenarlos.

En el CAPÍTULO IV se presenta el tipo y tamaño de bombas pistón Kobe y

Oilmaster que se ajustan de acuerdo a la tasa de producción de cada pozo

petrolero. Este tipo de equipos consta fundamentalmente de dos pistones

unidos entre sí por medio de una varilla, uno superior denominado “pistón

motriz”, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el pistón inferior o

“pistón producción”, el cual a su vez, impulsa el crudo producido.

El bombeo hidráulico tiene dos sistemas de operación que son sistema de

fluido motriz abierto y sistema de fluido motriz cerrado, dispone de dos

sistemas de subsuelo, sistema de bomba libre y sistema de bomba fija.

Sus principales elementos del conjunto de fondo son: Tubería de revestimiento,

tubería, cavidad, aisladores de zonas y camisas.

II

En el CAPÍTULO V se realizó el análisis de los problemas mecánicos que

existen en las bombas pistón Kobe y Oilmaster, tomando en consideración las

características del reservorio. La presencia de parafina, carbonatos y un alto

BSW en los fluidos de la formación son las principales causas para los

inconvenientes mecánicos que presentan los equipos de subsuelo.

Se determinó las dificultades que afectan indirectamente a las bombas

reciprocantes, tales como: falencias del equipo de fondo y superficie.

En el CAPÍTULO VI se presenta las conclusiones y recomendaciones. De

acuerdo al estudio investigativo se concluye que: La elección de elegir el

sistema de bombeo hidráulico, radica en la importancia de su versatilidad,

efectividad y economía.

La presencia de sólidos en el fluido de formación, como en el fluido motriz es

el principal problema que afecta a la eficiencia operativa de las bombas pistón,

por el hecho que estos equipos de subsuelo conforman partes móviles.

El éxito en las operaciones de bombeo hidráulico es una buena calidad

del fluido motriz, por ello se recomienda una eficiente inyección de

químicos.

Al momento de arrancar un sistema hidráulico es conveniente circular

suficiente fluido a través de todo el circuito con el fin de asegurar la limpieza de

todo el equipo.

III

ABSTRACT

Analysis of piston pump mechanical problems in the hydraulic pumping system

of subsoil, aims determine their relevant operating problems, analyzing the

components forming the hydraulic system, the main features of the driving fluid

to be used in the pumping system and the failures that have piston pumps

operating in their work.

In CHAPTER II analyzes the oil production process and different artificial lift

systems such as: Pump Mechanic (Rocker), hydraulic pumping, electrical

submersible pump and pumping Gas Lift. Weighing advantages and

disadvantages of each system, in order to select the most cost effective,

depending on the conditions of each production well.

In CHAPTER III examines the surface facilities of a production station that is the

set of equipment and elements that allow the production to take coming from

wells, separate in each of its phases, analyze, treat, measure and store.

In CHAPTER IV presents the type and size of piston pumps and Oilmaster

Kobe is adjusted according to the rate of production of each oil well. This type of

equipment consists basically of two pistons interconnected by means of a rod,

an upper called "piston drive", which is driven by the driving fluid and which

carries the lower piston or "production piston", which in turn , drives the oil

produced.

The hydraulic pump has two operating systems that are driving fluid system

open and closed driving fluid system has two ground systems, and free pump

system fixed pump system.

Its main elements are bottomhole assembly: Casing, tubing, cavity areas

insulators and shirts.

In CHAPTER V was performed the analysis of mechanical problems that exist

in piston pumps and Oilmaster Kobe, taking into consideration the

IV

characteristics of the reservoir. The presence of paraffin, carbonates and high

BSW in formation fluids are the main causes for the problems that have

mechanical ground equipment.

Difficulties was determined indirectly affecting reciprocating pumps, such as

failures of downhole and surface equipment.

In CHAPTER VI presents the conclusions and recommendations. According to

the research study concludes that: The choice of choosing the hydraulic

pumping system, the importance lies in its versatility, effectiveness and

economy.

The presence of solids in the formation fluid, as in the driving fluid is the main

problem affecting the operational efficiency of piston pumps, by the fact that

these teams comprise underground moving parts.

Successful pumping operations is a good quality hydraulic fluid drive, so we

recommend an efficient chemical injection.

Booting into a hydraulic system is convenient enough fluid to circulate through

the whole circuit to ensure the cleanliness of all equipment.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

El Bombeo Hidráulico ha sido un sistema muy utilizado desde épocas

pasadas; su aplicación data de los tiempos en que los egipcios

utilizaban este principio por acción de un sistema de varillas y un

balancín para bombear el agua destinada para su consumo.

Este método dentro de la industria petrolera fue aplicado en la época

de Drake, cuando este descubrió el llamado “Oro Negro” (petróleo) en

Pensilvania; en la actualidad el mismo principio del Bombeo Hidráulico

empleado por los Egipcios es uno de los sistemas más utilizados en el

levantamiento artificial de petróleo desde el subsuelo hasta la

superficie.

A través de los años se han venido generando diferentes diseños de

equipos para el levantamiento artificial de petróleo, un claro ejemplo de

este avance fue una bomba accionada por vapor de agua que requería

de un pozo de gran diámetro para levantar los fluidos desde el

subsuelo hasta la superficie.

A partir del avance de la exploración del hidrocarburo se ha

demostrado que existen otros yacimientos a profundidades mayores,

de los que hasta ese tiempo no se los conocía, de allí y con el pasar

del tiempo se han ido tecnificando y perfeccionando los diferentes

diseños de equipos (tanto de subsuelo como de superficie) en el orden

de sistemas hidráulicos.

El principio fundamental aplicado al BOMBEO HIDRÁULICO en el

subsuelo es la “LEY DE PASCAL”, el mismo que explica:

2

“Si se ejerce una presión sobre una superficie líquida esta se

transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad”.

La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una

estación centralizada situada en la superficie, mediante una tubería

llena de fluido, hasta cualquier número de puntos (pozos) dentro del

sistema.

Una bomba hidráulica a pistón es un mecanismo formado por un

motor alternativo hidráulico acoplado a una bomba, se instala por

debajo del nivel del fluido del pozo.

El fluido motriz a alta presión llega al motor a través del tubing y hace

que este trabaje en forma alternativa, la bomba accionada por el motor

bombea fluido del fondo del pozo hacia la superficie.

Este tipo de bombas son de doble y simple efecto. Las de doble efecto

tienen un mayor número de piezas, pero tienen grandes ventajas ya

que para un mismo tipo de cavidad se tiene diferentes modelos y

tamaños de bombas pistón, facilitando de esta manera la selección y

diseño de la bomba a bajarse.

Las bombas pistón de simple efecto tienen una embolada larga (48”y

54”), por lo tanto necesita menor cantidad de emboladas por minuto, lo

que produce un llenado más eficiente del extremo bomba y con ello se

mejora la relación de compresión.

Los tipos de bombas mencionadas son bombas libres ya que se corren

y se reversan hidráulicamente sin remover la tubería, ni usar servicios

de cables.

3

1.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

Las bombas pistón de desplazamiento positivo, son equipos que tienen

diferentes complicaciones con el fluido de formación y el fluido motriz.

La composición del fluido de formación afecta a las bombas, en lo que

se refiere a la corrosión, debido a la salinidad.

El desgaste del material causado por la corrosión, produce cortes de

fluido, ya que este tipo de unidades trabajan con presiones que varían

de 2000 PSI a 4000 PSI de inyección.

Cuando se inyecta fluido motriz sucio a estos equipos de bombeo se

tiene diferentes dificultades, tales como taponamiento de orificios ó

atascamiento de pistones, dando como resultado presiones igualadas.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Determinar la aplicación del bombeo hidráulico con bombas pistón y

sus problemas relevantes de operación.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar los componentes que conforma el sistema de bombeo

hidráulico.

Indicar las principales características del fluido motriz a ser utilizado

para el sistema de bombeo.

Comprobar, por medio de la investigación y el análisis la existencia de

los problemas que atraviesan las bombas pistón.

4

Presentar un panorama general sobre el funcionamiento de las bombas

pistón de desplazamiento positivo.

Explicar el procedimiento hidráulico, como un sistema de levantamiento

artificial de hidrocarburos.

Sopesar las ventajas y desventajas con otros sistemas de

levantamiento artificial.

Obtener conclusiones de toda la información seleccionada y estudiada

para elaborar las recomendaciones respectivas del tema investigativo.

1.3 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA

1.3.1 IMPACTO TÉCNICO

El presente trabajo investigativo, permitirá disponer de un análisis

referencial de los principales problemas mecánicos de las bombas

pistón para evitar inconvenientes de operación a futuro de los equipos

de subsuelo.

Las bombas de pistón son equipos expuestos a diferentes dificultades,

puesto que están compuestas por partes móviles, principalmente por

pistones, los mismos que deben tener una óptima lubricación para su

correcta operación, para ello es necesario realizar un análisis físico -

químico del fluido de inyección y fluido de formación, para establecer

los problemas mecánicos a consecuencia de los fluidos, determinando

de tal manera la solución viable y aplicable para este tipo de equipos

hidráulicos.

1.3.2 IMPACTO SOCIAL

El análisis de problemas mecánicos en bombas pistón que se plantea

realizar en el presente estudio, se utilizará como fuente de consulta,

5

que coadyuvará a determinar y solucionar las dificultades que tienen

las bombas de desplazamiento positivo en su operación.

1.3.3 IMPACTO METODOLÓGICO

Para los estudiantes de la rama de ingeniería mecánica e ingeniería de

petróleos, el trabajo a investigarse les serviría como fuente de consulta

y de referencia, ya que sería como una pauta a seguir en la solución de

las complicaciones en la operación en bombas hidráulicas en el campo

petrolero.

1.4 HIPÓTESIS

La aplicación del bombeo hidráulico con bombas pistón en sí, tiene

ventajas y desventajas con otros sistemas de levantamiento artificial. El

problema de estos equipos radica en fallas mecánicas que se

presentan en el transcurso de trabajo operativo, como consecuencia

del fluido motriz con impurezas y el fluido de formación.

Para que las bombas de desplazamiento positivo obtengan una

eficiencia de trabajo del 98% en un periodo determinado, tienen que

disponer de fluido motriz limpio y la inyección de químicos que regulen

las impurezas del fluido de formación.

1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIALBES

1.4.1.1 VARIABLE DEPENDIENTE

Clasificación de bombas pistón Oilmaster y Kobe según diámetros

de sus pistones y varillas, características del material con las

cuales son construidas. Calidad del fluido motriz.

Análisis físico químico del fluido que interviene en el sistema de

bombeo hidráulico.

6

1.4.1.2 VARIABLE INDEPENDIENTE

Análisis de los principales problemas mecánicos que existen en

las bombas pistón en el sistema de levantamiento artificial por

bombeo hidráulico.

Condiciones y características de los pozos. Calidad del fluido de

formación.

1.4.1.3 IDENTIFICACIÓN DE INDICADORES

Variación o alteración en los parámetros de operación, como:

presiones igualadas, sobre inyección, taponamiento.

Baja producción: cuando una bomba pistón de desplazamiento

positivo tiene problemas producción, es cuando su eficiencia en la

parte motriz ha disminuido, lo que indica que existe un desgaste

de sus sellos en la parte motor del equipo.

Suspensión de GPM (Golpes Por Minuto), demuestra que hubo

una fractura en algunas de sus varillas, ya sea en la parte motriz o

parte bomba.

Tipos de cortes de fluido que se producen en las bombas pistón.

Atascamientos de pistones y ruptura de varillas en bombas de

desplazamiento positivo.

Fluido motriz con sedimentos y sólidos.

Grado de corrosión que tiene el fluido de formación de las

diferentes arenas que tiene un yacimiento.

7

1.5 MARCO REFERENCIAL

1.5.1 MARCO TEÓRICO

Cuando la energía natural asociada con el petróleo no es suficiente

para que en el yacimiento y en el hueco se produzca la presión

diferencial necesaria para desplazar hacia la superficie un volumen

suficiente de fluido, la energía del yacimiento deberá ser suplantada

por un sistema de levantamiento artificial.

El propósito del levantamiento artificial es el de mantener una presión

de fondo fluyente capaz de que la formación pueda aportar con fluido

de reservorio.

El sistema de bombeo hidráulico con bombas Oilmaster y Kobe

transmiten potencia al fondo del pozo por medio del fluido motriz

presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las bombas de

subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del

fluido motriz en energía potencial o de presión en los fluidos

producidos.

Las bombas de PISTÓN, Oilmaster y Kobe constan de pistones

recíprocos comunicados, unos gobernados por el fluido motriz

presurizado y otros gobernados por los fluidos que produce el pozo.

De acuerdo con los diseños desarrollados por cada una de las

compañías fabricantes, todos los elementos mecánicos que constituyen

el sistema de bombeo hidráulico varían en sus condiciones generales;

sin embargo, el principio básico de operación es el mismo.

1.6 METODOLOGÍA

1.6.1 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN: Descriptiva y Explicativa

8

1.6.1.1 INVESTIGACIÓN DESCRIPTIVA

Describe la metodología requerida para realizar las observaciones

que existen en los diferentes problemas mecánicos referentes a

las bombas pistón con la finalidad de proceder con las respectivas

inspecciones, para posteriormente reparar los equipos de

subsuelo.

1.6.1.2 INVESTIGACIÓN EXPLICATIVA

Interpreta en detalle los fundamentos teóricos, limitaciones,

técnicas aplicables, normas de seguridad, criterios técnicos de

aceptación y rechazo de las partes que conforman las bombas

pistón en base a la inspección que se realiza en el taller de

bombeo hidráulico.

1.6.2 METÓDOS DE INVESTIGACIÓN

En el presente estudio investigo se aplicara el método teórico

deductivo, puesto que es un procedimiento que se apoya en las

aseveraciones y generalizaciones a partir de las cuales se realizan

demostraciones o inferencias particulares o una forma de

razonamiento, mediante el cual se pasa de un conocimiento general a

otro de menor nivel de generalidad.

1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Las técnicas a utilizarse son las siguientes:

Revisión de archivos y documentos.

Revisión de literatura.

9

Consulta a técnicos de bombeo hidráulico

Trabajo de campo.

Captación de información directa en el campo.

Internet.

1.6.4 ANÁLISIS DE DATOS

En la presente investigación se ilustrará tablas y gráficos, mediante los

cuales se analizará los datos cualitativa y cuantitativamente.

CAPÍTULO II

10

CAPÍTULO II

2. SISTEMAS DE PRODUCIÓN DE POZOS

El sistema de levantamiento artificial es requerido cuando la energía

del yacimiento no es suficiente para producir el fluido hasta superficie a

una tasa de producción determinada. Este levantamiento consiste en

transferir energía en el fondo del pozo o disminuir la densidad del fluido

para reducir la carga hidrostática en el fondo.

2.1 PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO

En los yacimientos petrolíferos del subsuelo existen ciertas fuerzas

materiales latentes que permiten el flujo del petróleo desde las rocas

que lo contiene al hoyo del pozo. Estas fuerzas son:

1. La expansión a gran presión de la capa de gas que se encuentra

sobre el petróleo.

2. El empuje originado por las aguas marginales ubicadas debajo del

petróleo.

3. El drenaje por gravedad. La fuerza de empuje que desplaza al

petróleo del yacimiento proviene de la energía natural de los fluidos

comprimidos almacenados en el yacimiento.

2.2 PRODUCCIÓN DE UN POZO A FLUJO NATURAL

Cuando un pozo está listo para iniciar la producción de un yacimiento

petrolífero, el petróleo fluye al pozo debido a la diferencia de presión

que existe entre la formación y el espacio dentro del pozo. Si la

reducción de presión entre el yacimiento y las instalaciones de

producción en superficie es suficientemente grande, el pozo fluirá

naturalmente a la superficie aprovechando solamente la energía natural

11

proporcionada por el yacimiento. Se dice entonces que el pozo produce

por flujo natural.

Figura 1: Etapas en la Vida de Producción de un Pozo de Petróleo

Fuente: Texto Guía de Bombeo Hidráulico Elaborado por: Wilson Chimarro

2.3 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer

que un pozo fluya a la superficie en volúmenes suficientes, la energía

natural deberá ser suplementada por medios artificiales de producción,

es decir será remplazado por un sistema de levantamiento artificial.

Existen cuatro formas de levantamiento artificial utilizados en la

producción de petróleo que son las siguientes:

El bombeo por varillas de succión o bombeo mecánico (Balancín)

El bombeo hidráulico de subsuelo (Bombas Pistón y Bombas Jet)

El bombeo eléctrico sumergible (B.E.S)

Levantamiento a gas ó Gas Lift.(Inyección de Gas)

12

Figura 2: Sistemas de Levantamiento Artificial

Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford Elaborado por: Wilson Chimarro

2.3.1 BOMBEO MECÁNICO (BALANCÍN)

El Sistema es accionado por un motor a Diesel que alimenta la

potencia necesaria por movimiento rotacional. La unidad de transmisión

transfiere la energía suministrada por el motor a través de correas y

engranajes al balancín, el cual transforma dicha energía en movimiento

armónico simple.

Este movimiento es transferido desde el balancín a la barra pulida y de

ésta a la sarta de varillas quien a su vez acciona la bomba de subsuelo,

y finalmente por diferencia de nivel desplaza el fluido por la tubería de

producción hacia la superficie.

13

Figura 3: Componentes del Sistema de Bombeo Mecánico


2.3.1.1 VENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO

Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de

energía.

http://www.monografias.com/trabajos10/nofu/nofu.shtml

14

El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal

de campo.

El equipo puede ser operar a temperatura elevadas.

Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.

Bajas presiones de producción en el fondo del pozo

2.3.1.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO

La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del

equipo.

La efectividad del sistema puede verse afectada severamente

por la presencia del gas.

Requiere altos costos de mantenimiento.

Posee profundidades limitadas.

El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.

2.3.2 BOMBEO HIDRÁULICO DE SUBSUELO (BOMBAS PISTÓN Y

BOMBAS JET)

Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza un fluido hidráulico

para mover un motor y bomba reciprocantes en el subsuelo con el fin

de levantar el fluido a la superficie. El bombeo hidráulico cumple la

misma finalidad que el bombeo mecánico excepto que las largas sartas

de varillas de acero son remplazadas por una columna de fluido

hidráulico.

http://www.monografias.com/trabajos/termodinamica/termodinamica.shtml

15

Figura 4: Componentes del Sistema de Bombeo Hidráulico


2.3.2.1 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.

Puede operarse en pozos direccionales.

Tiene buena flexibilidad sobre rangos de producción.

Fácil para agregar inhibidores de corrosión.

Las bombas jet pueden explotar los pozos con mayores

relaciones de gas a petróleo (GOR).

16

2.3.2.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

El bombeo hidráulico requiere que el personal de operaciones

tenga los conocimientos suficientes.

Es compleja la fabricación de bombas hidráulicas a pistón.

La alta presión en la superficie puede plantear un peligro.

Se requiere limpiar el fluido motriz.

Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de

tratamiento.

2.3.3 BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE (B.E.S )

Se considera un método de levantamiento artificial, que utiliza una

bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos

aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación

de flujo.

Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a

alta velocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es

ingresado a una tubería de descarga, este tipo de bombas tienen

diferentes estados de centrifugación, es decir, no es un solo rotor, si no

varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el otro y

alimentándose entre ellos para ganar mayor presión.

Este método es aplicable cuando se desea producir grande volúmenes

de fluido en pozos medianamente profundos.

17

Figura 5: Componentes del Sistema de Bombeo Eléctrico Sumergible


2.3.3.1 VENTAJAS DEL BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE

Puede levantar altos volúmenes de fluidos.

Maneja altos cortes de agua (aplicables en costa a fuera).

Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.

18

Su vida útil puede ser muy larga.

Trabaja bien en pozos desviados

2.3.3.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE

Problemas en sus componentes del equipo BES por la erosión

causada por la producción de los fluidos y gases.

Inversión inicial muy alta.

No es rentable en pozos de baja producción.

Su diseño es complejo.

Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas

elevadas.

2.3.4 LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT (INYECCIÓN DE GAS)

El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de

producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente

externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de

fluidos en la tubería de producción.

El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna

de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del

yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo

hasta la superficie.

19

Figura 6: Componentes del Sistema de Levantamiento a gas.


2.3.4.1 VENTAJAS DEL LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT

Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o

plataforma.

Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles

especiales.

Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción

de arena.

Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.

20

Bajo costo de operación.

2.3.4.2 DESVENTAJAS DEL LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT

El gas de inyección debe ser tratado.

No es recomendable en instalaciones con revestidores muy

viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro.

Se requiere una fuente de gas de alta presión.

Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies.

No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso.

CAPÍTULO III

21

CAPÍTULO III

3. FACILIDADES DE SUPERFICIE

Las instalaciones de superficie o estaciones de producción es el

conjunto de equipos, instalaciones y elementos que permiten tomar los

fluidos que vienen de los pozos productores de crudo, separarlos en

cada una de sus fases, analizarlos, tratarlos, medirlos, para luego

enviarlos a un sitio determinado de la facilidad, que puede ser un

tanque, separador, calentador, etc.

3.1 INTRODUCCIÓN

En las facilidades petroleras es posible ejecutarla las actividades

correctamente, si se realiza las acciones en forma coordinada y segura

en una serie de equipos que están agrupados en un solo lugar y que se

la conoce como estación de producción. Pero también, es importante

tener el conocimiento de lo que hace cada equipo para de esta manera

entender el proceso y dar importancia al trabajo realizado en el campo.

Figura 7: Proceso de Recolección de Crudo en un campo Petrolero

Fuente: www.foxitsoftware.com Elaborado por: Wilson Chimarro

22

3.2 MÚLTIPLE DE PRODUCCIÓN (MANIFOLD)

El primer lugar de llegada de los fluidos provenientes de los pozos, es

el múltiple, desde donde a través de un sistema de válvulas se

direccionan dichos fluidos hacia los separadores de prueba a través de

tuberías de 4" de diámetro, o hacia los separadores de producción a

través de tuberías de 10" de diámetro. Tomando en consideración que

la presión en los separadores varía entre 20 a 25 psi.

Fotografía 1: Manifold.

Fuente: Archivo Fotográfico Personal. Elaborado por: Wilson Chimarro

3.3 SEPARADORES

Posteriormente el fluido ingresa a los separadores en donde se

produce la separación bifásica (separación de la fase líquida de la fase

gaseosa).

Para evitar problemas de operación en los separadores, se inyecta

químicos, tales como: antiespumante, demulsificante y antiparafínico,

antes de que el fluido ingrese a los separadores.

23

Fotografía 2: Separadores.


Figura 8: Separador.

Fuente: Sistema de Diseño e Instalaciones Superficiales de Producción 1992. Elaborado por: Wilson Chimarro

Los separadores poseen esencialmente las siguientes características y

componentes:

Una vasija, la cual incluye:

Un mecanismo de separación o sección primaria Sección

secundaria o de asentamiento.

24

Extractor de niebla, para remover pequeñas partículas de líquido

del gas.

Salida de gas.

Sección de asentamiento de líquido, para remover gas o vapor del

aceite y agua si es trifásico.

Salida de aceite.

Salida de agua, si es un separador trifásico

Capacidad volumétrica de líquido adecuada.

Diámetro, altura y longitud adecuada

Medio de control de nivel, el cual incluye un controlador y una

válvula controladora de nivel (LCV-Level Control Valve).

Un mecanismo de control de presión (controlador + PCV –Pressure

control Valve)

Mecanismos de alivio de presión.

Los mecanismos de separación son físicos y mecánicos. Los físicos

son la segregación y la fuerza centrífuga y los mecánicos son

dispositivos que generalmente actúan sobre la fase líquida y permiten

generalmente escapar la fase gaseosa o contribuyen a una mejor

separación por efecto de la gravedad o la fuerza centrífuga. Dentro de

los dispositivos que facilitan la separación tenemos:

Centrífugos Son difusores que someten el flujo de entrada al

separador a una fuerza centrífuga, la cual permite una separación

primaria del gas y del líquido por la diferencia de densidades. El

25

líquido cae hacia la parte inferior del recipiente con alguna cantidad

de gas atrapada, y el gas se dirige hacia la parte superior con

algunas gotas de líquido.

De Asentamiento Esta es una gran sección o área de asentamiento

que permite el escape o salida del gas de la parte líquida.

Controlando el nivel de líquido dentro del separador, impedimos que

dicho nivel suba hasta la salida de gas.

Eliminador de Grumos Conocido también como extractor de niebla.

Este se encarga de retirar las gotas de crudo que no han sido

separadas del gas, por medio de unas mallas contra las cuales

choca el flujo de gas causando un rompimiento que permite la

acumulación de pequeñas gotas de líquido en la malla, las cuales

finalmente se precipitan hacia la parte inferior del separador. El gas

continúa fluyendo a través de la malla.

Drenajes

Son instalados en la parte inferior de las vasijas y controlados

automáticamente por medio de flotadores. Los drenajes permiten la

salida de agua, arena y algunas impurezas que entran con la fase

líquida al separador.

Bafles, Platinas y Flotadores Facilitan la separación y acumulación

de las fases, así como también la operación de los controles.

Visores, Válvulas, Reguladores, Válvulas de Seguridad,

Manhole.

Son dispositivos externos. Los visores son hechos de tubos de vidrio

con los cuales se puede apreciar los niveles de crudo y agua. Las

válvulas controlan los diferentes flujos.

Los reguladores son utilizados para el control de las presiones y flujos

del separador.

26

Las válvulas de seguridad son mecanismos que protegen el sistema de

sobre presurizaciones causadas por taponamiento de válvulas o mal

funcionamiento de controles.

El manhole es una compuerta lateral para facilitar el acceso, con el fin

de realizar inspecciones y/o reparaciones en la parte interna del

separador.

3.4 SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO

El almacenamiento puede realizarse bajo diferentes sistemas; así pues,

el disponer de grandes capacidades de almacenamiento para los

volúmenes de petróleo o gas producidos, permiten brindar una

seguridad estratégica a un país y la oportunidad de obtener los

mayores beneficios comerciales.

En los sistemas de almacenamiento de los hidrocarburos, tiene singular

resalte aquel que es en tanques de acero. Pero esta actividad sólo es

posible ejecutarla si se realiza la operación coordinada y segura de una

serie de equipos que están agrupados en el lugar que se conoce como

Área de Tanques.

3.4.1 ORIGEN DEL ALMACENAMIENTO

Colonel Drake produjo el primer pozo de petróleo en 1859 en Titusville,

Estado de Pennsylvania en Estados Unidos de Norte América, y en

aquel entonces se preguntaron en como almacenarlo y poder

transportarlo el hidrocarburo. En aquel tiempo el sistema conocido en

esa fecha eran los recipientes para almacenar el vino, vasijas que eran

construidas de madera de roble para que tengan una mayor vida útil.

Hoy en el mercado han desaparecido este tipo de recipientes que se

usaba en la industria petrolera, sin embargo se ha inmortalizado su

27

nombre, ya que la unidad de medida tradicionalmente utilizada en el

mundo petrolero es el barril (bbl).

3.4.2 GENERALIDADES

El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la

explotación de los servicios de hidrocarburos ya que:

Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber

las variaciones de consumo.

Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de

despacharlo por oleoducto o a destilación.

Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.

Normas aplicables

AGA: American Gas Association

API: American Petroleum Institute

ASME: American Society Of Mechanical Engineers

ASTM: American Society for Testing and materials

IP: Institute of Petroleum

ISA: Instrument Society of America

ISO: International Standards organization

NACE: National Association of Corrosion Engineers

PRCI: Pipeline Research Council International

En la construcción de tanques de almacenamiento se realiza

cumpliendo una normatividad que generalmente es la Norma API, de

ella la API 650 es para tanques atmosféricos y la API 620 para líquidos

con presión de vapor de 17 psi.

28

3.4.3 CARACTERÍSTICAS

Los tanques de almacenamiento son construidos con planchas

baroladas y ensamblados todas ellas mediante suelda especial.

El espesor del tanque para cada sección tiene un diseño particular;

así pues en la parte inferior el espesor es mayor y en la parte

superior es menor.

Tienen anillos de refuerzo que permiten su rigidez.

Las entradas tanto para producto como para las personas que

realicen mantenimiento (man hole) son tratadas su metalurgia

térmicamente.

Figura 9: Tanques de Acero.

Fuente: Jahn, F., Cook, M., and Graham, M.: 2000, Hydrocarbon Exploration and Production.

Elaborado por: Wilson Chimarro

En relación a las características del techo del tanque tenemos las

siguientes:

Tanques de Techo Flotante.

Tanques de Techo Fijo.

Tanques de Techo Flotante y Fijo.

29

3.4.3.1 TANQUES DE TECHO FLOTANTE

En este tipo de tanques el techo flota sobre el producto que se

almacena desplazándose verticalmente de acuerdo al nivel

superior del fluido. Debido a este contacto y al peso del techo, no

existe evaporación del fluido) crudo o productos refinados), hecho

que disminuye riesgos de incendios o explosión; es decir, con

este tipo de tanques se disminuye las pérdidas por evaporación y

no genera electricidad estática.

3.4.3.2 TANQUES DE TECHO FIJO

Estos tanques son de diseño simple bajo la Norma 650 y se

diferencian de los anteriores, ya que existe un espacio libre entre

el nivel del fluido y la tapa, por lo que hay presencia de vapores,

dando como resultados el incremento de riesgos. Generalmente

son tanques de volúmenes pequeños en alrededor de los 10,000

bbls.

Figura 10: Tanques de Techo Fijo.

Fuente: Tanques de Almacenamiento.Ing. Jorge Pazmiño Urquizo Elaborado por: Wilson Chimarro

30

3.4.3.3 TANQUES DE TECHO FLOTANTE Y FIJO

Existen tanques que tienen por diseño techo flotante y además

uno de techo fijo en forma de domo cuya finalidad es da una

protección extra al tanque.

Figura 11: Tanques de Techo Flotante y Fijo

Fuente: Tanques de Almacenamiento.Ing. Jorge Pazmiño Urquizo Elaborado por: Wilson Chimarro

3.5 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO EN UNA ESTACIÓN DE

PRODUCCIÓN

En una estación de producción el sistema de almacenamiento está

compuesto por un tanque de lavado, un tanque de reposo y un tanque

de oleoducto.

3.5.1 TANQUE DE LAVADO (WASH TANK)

Continuando con el circuito de producción del fluido, el mismo que

después de haber pasado por la bota de gas ingresa al tanque de

lavado (Wash Tank), donde se produce la separación crudo y agua,

para lo cual el crudo sale por rebose a la altura de los 22 pies (ft) del

31

tanque de lavado hacia el tanque de reposo, mientras que por la parte

inferior se drena el agua que es enviada al sistema de reinyección de

agua de producción.

En el tanque se debe mantener un colchón de agua de 10 pies (ft) de

altura para una operación normal del tanque, el mismo que es

monitoreado manualmente con la utilización de una cinta.

La función principal de estos recipiente, es la de eliminar el agua y

proporcionar un tiempo de permanencia suficientemente grande para

que el demulsificante actúe rompiendo el resto de la emulsión agua -

petróleo.

Al tanque de lavado se debe efectuar la medición del BSW a los 10,

15,20 pies (ft), así como también a la descarga, con el objetivo de

monitorear la deshidratación y el desempeño de los químicos.

La finalidad de este proceso es la de obtener un BSW menor al 1%,

caso contrario la deshidratación debe continuar en el tanque de reposo.

Los tanques de lavado tienen techos fijos. Para mantener una presión

positiva y exento de aire, se dispone de las llamadas válvulas de

presión y vacío con arresta llamas y gas blanket o colchón de gas. Esto

ayuda a prevenir la corrosión, eliminar potenciales fuentes de incendio

y conservar algo de hidrocarburos gaseosos en solución.

Las válvulas de presión y vacío están montadas en las boquillas

abiertas en la parte superior del tanque que sirven para evitar la

explosión o la implosión del tanque. La explosión puede ser causada

por el incremento de la presión, si se incrementa constantemente la

entrada de emulsión, mientras que la implosión puede ser causada por

una presión negativa, por una precipitada salida de agua de formación.

32

Figura 12: Tanque de Lavado (Wash Tank)

Fuente: www.foxitsoftware.com Elaborado por: Wilson Chimarro

Fotografía 3: Tanque de Lavado (Wash Tank)

Fuente: Archivo Fotográfico Personal Elaborado por: Wilson Chimarro

33

3.5.2 TANQUE DE REPOSO (TANQUE DE SURGENCIA)

El petróleo con un BSW del 1% procedente del tanque de lavado

ingresa al tanque de reposo, también conocido como tanque de

surgencia.

El objetivo del almacenamiento del crudo en este tipo de tanque es la

de separar el remanente de agua que queda en el crudo, hasta

alcanzar a un BSW de aproximadamente del 0.1%.

Con respecto a la medición total del nivel del tanque se lo realiza

mediante la utilización de una cinta.

Este tipo de tanque dispone de una o varias succiones, para enviar el

crudo hacia el tanque de oleoducto, mediante bombas de

transferencias, estas tomas (succiones) se encuentran instaladas en el

tanque a una altura de 3,6 o 9 pies.

Al igual que el tanque de lavado, también se dispone de una bota de

gas en la entrada al tanque de surgencia, la cual sirve para recibir el

crudo provenientes de los pozos que tienen un BSW < 1%

directamente de los separadores de producción, con la finalidad de

disminuir la cantidad de petróleo en el tanque de lavado y generar un

tiempo de permanencia mayor.

Parte del petróleo de este tanque es utilizado como fluido motriz en el

sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico, por lo que

tiene un BSW del 0.1%.

34

Fotografía 4: Tanque de Reposo (Tanque de Surgencia)


3.5.3 TANQUE DE OLEODUCTO

El destino final del petróleo sin agua y con la mínima cantidad de gas

es el tanque de oleoducto de un campo petrolero. La característica más

importante de este equipo constituye el techo flotante o corredizo, que

varía de acuerdo al nivel de petróleo que se tenga internamente. Con

esta configuración, se evita tener una capa de gas y los riesgos altos

de flagelo.

35

Fotografía 5: Tanque de Oleoducto.


Fotografía 6: Tanques de Oleoducto.


36

3.6 SISTEMA DE GAS

En una estación de producción el sistema de gas está encargado de

recolectar el gas proveniente de los separadores y distribuirlos para el

consumo.

El sistema de gas dispone de los siguientes componentes:

3.6.1 TEAS (MECHEROS)

En cada estación las teas de gas son instaladas en la parte posterior,

con la finalidad de garantizar la seguridad de los equipos de

producción, para lo cual cada estación cuenta con tres teas: una tea de

gas de los separadores, una tea de gas ecológico de la bota del tanque

de lavado y una tea de gas ecológico de la bota del tanque de

surgencia.

Fotografía 7: Teas de Gas.


37

3.6.2 DEPURADOR DE GAS (SCRUBERS)

La función de este componente es eliminar el líquido (agua) que se

encuentra en la corriente gaseosa. Por lo general estos dispositivos se

encuentran instalados en: la salida de los separadores, a la entrada de

las unidades de oleoducto, a la entrada de los calentadores y a la

entrada de las unidades Ajax, con el objetivo de eliminar el agua que se

encuentra en la corriente gaseosa.

Figura 13: Depurador de Gas.

Fuente: www. Depuradores de Gas.com Elaborado por: Wilson Chimarro

http://www.depuradores/

38

Fotografía 8: Depurador de Gas.


3.6.3 BOTAS DE GAS

Estos equipos se encuentran en las estaciones de producción, puesto

que tienen como finalidad separar el remanente de gas existente en la

corriente líquida, es decir el fluido proveniente de los separadores hacia

el tanque de lavado.

3.6.3.1 GENERALIDADES

Está formada de dos cilindros verticales concéntricos, y sirve para

eliminar una cantidad adicional de gas que todavía permanece en

solución. Por el cilindro interno sube el petróleo y agua, hasta

chocar con un deflector en forma de sombrero chino,

descendiendo por el espacio anular para ingresar al tanque de

lavado.

39

ESTRUCTURA DE UNA BOTA DE GAS

Figura 14: Estructura de una Bota de Gas

Fuente: www.bota de gas.com Elaborado por: Wilson Chimarro

Fotografía 9: Bota de Gas


En una estación de producción existen dos botas de gas instaladas de

la siguiente forma una a la entrada del tanque de lavado y la otra a la

40

entrada del tanque de reposo con el objeto de extraer el gas que no se

separó en los separadores de producción.

3.6.4 CALENTADORES

Para el tratamiento químico del crudo que se realiza en el tanque de

lavado existen quemadores, los cuales son tubos concéntricos que

tienen como finalidad incrementar la temperatura del agua de

formación, quemando gas natural en el tubo interno, mientras que por

el espacio anular y en contracorriente ingresa el agua del tanque de

lavado, incrementándose la temperatura de 10 a 25°F.

Fotografía10: Calentadores Artesanales


Fotografía 11: Calentadores Artesanales.


41

3.7 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA

El agua producida proveniente del tanque de lavado, previa inyección

de químicos como Biocida, antiescala, inhibidor de corrosión y

surfactantes, es succionada por las bombas booster, estas bombas

empacan la succión de las bombas multietapas de reinyección de agua

de producción e inyectan el agua a los pozos reinyectores.

3.8 UNIDAD DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA AUTOMÁTICA

(A.C.T)

La unidad ACT (Automatic Custody Transfer). Básicamente sirve para

medir el flujo de petróleo y direccionar éste hacia el bombeo hidráulico

de pozos también conocido como power oil. Consta de bombas

booster, bombas de transferencia, equipos de medición de flujo,

bombas de químicos y toma muestras.

Fotografía 12: Unidad de Transferencia de Custodia Automática (ACT).

Fuente: Archivo Fotográfico Personal


Los medidores deben ser lo más precisos y exactos ya que

prácticamente están contando dinero, por lo que se usa un sistema

patrón para comprobar la exactitud del medidor. Pero no solo se evalúa

cantidad sino también calidad, analizando principalmente la gravedad

API y el contenido BSW.

42

3.8.1 DISPOSITIVOS DE LAS UNIDADES A.C.T

3.8.1.1 BOMBA

Sirve para conducir el petróleo del tanque a través de la unidad y

finalmente hacia el oleoducto, por lo general son bombas

centrifugas debido a que vibran menos y logran un flujo más

uniforme para la prueba del medidor.

3.8.1.2 DESAEREADOR

Es un dispositivo que elimina el gas o el aire del petróleo, el gas

libre o el aire pueden causar cavitación en la bomba, hacer que el

medidor patine o que se tome una muestra no representativa.

3.8.1.3 FILTRO

Elimina partículas sólidas tales como costras de la tubería,

esquirlas de soldadura, arena, etc., las cuales pueden causar

muestreos y aforos inexactos.

3.8.1.4 MEDIDOR

Dispositivo de buena exactitud y repetibilidad que mide el volumen

de petróleo que se está transfiriendo.

3.8.1.5 TOMA MUESTRAS

Dispositivo que toma muestras de petróleo para determinar el

BS&W y API.

43

3.8.1.6 CONEXIONES PARA EL MASTER METER

Es un sistema de válvulas y accesorios que facilitan la verificación

de la precisión del medidor, por medio de un probador portátil.

Continuando con el circuito del crudo. Las bombas booster de

crudo succionan del tanque de reposo hacia el tanque de

oleoducto, por la succión (toma) que se encuentra a una altura de

9 pies (ft). .

CAPÍTULO IV

44

CAPÍTULO IV

4. BOMBAS TIPO PISTÓN KOBE Y OILMASTER

En un sistema de bombeo hidráulico el componente principal en el fondo

del pozo es la bomba de producción.

Existen varios diseños de bombas hidráulicas, sin embargo todas estas

tienen el mismo principio operativo. En la industria petrolera hay dos

diseños que generalmente son utilizados.

La bomba de acción simple.

La bomba de acción doble.

4.1 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO

El principio fundamental aplicado en el bombeo hidráulico en el subsuelo

es la “Ley de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un

líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del

fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”.

Así se trasmite presión desde un equipo de bombeo centralizado o

individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta

cualquier número de pozos petroleros.

Figura 15: Principio de Pascal

Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico Elaborado por: Wilson Chimarro

45

Figura 16: Principio de Bombeo Hidráulico

Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico. Elaborado por: Wilson Chimarro

4.2 BOMBEO HIDRÁULICO CON BOMBAS TIPO PISTÓN

El bombeo hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos

años; ya que ofrecen ventajas que lo diferencian de otros sistemas

artificiales, pueden alcanzar hasta profundidades de 18.000 pies y para

sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor-bomba) no se

requiere disponer de un equipo de reparación, únicamente se invierte el

fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a

la superficie por el desplazamiento del fluido motriz.

El bombeo hidráulico con bombas tipo pistón presenta las siguientes

ventajas:

Tiene buena flexibilidad sobre rangos de producción.

Puede operarse en pozos direccionales

Fácil para agregar inhibidores de corrosión.

46

Puede instalarse como un sistema integral.

Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.

Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas

urbanas.

A pesar de tener ventajas, este tipo de bombeo tiene ciertas

restricciones:

Hay una falta generalizada de conocimientos sobre el sistema.

La alta presión en la superficie puede plantear un peligro.

Se requiere disponer de un fluido motriz limpio.

Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de tratamiento.

4.3 PRINCIPIO DE OPERACIÓN

La unidad de bombeo consta fundamentalmente de dos pistones unidos

entre sí por medio de una varilla, uno superior denominado “pistón

motriz”, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el pistón

inferior o “pistón producción”, el cual a su vez, impulsa el aceite

producido. Si resta de las áreas de cada uno de estos pistones el área

correspondiente a la varilla que los une, se tienen las áreas efectivas

sobre las que actúa la fuerza hidráulica proporcionada por el fluido

motriz. Por lo tanto, si el área del pistón motriz (Am), es igual a la mitad

del área del pistón de producción (Ap), se tiene que ejercer 1 Kg de

fuerza para vencer cada ½ Kg de resistencia que presenta el pistón de

producción; sin embargo, desde el punto de vista volumétrico, se

necesitará únicamente medio barril de aceite motriz por cada barril de

aceite producido.

47

Existen dos diseños de bombas hidráulicas tipo piston que son los

generalmente utilizados:

Bomba de acción simple, esta desplaza el fluido en un solo sentido,

es decir en la carrera ascendente o descendente.

Bomba de acción doble, esta desplaza el fluido, tanto en la carrera

descendente como ascendente.

Figura 17: Operación General de una Bomba Pistón


48

4.4 TAMAÑO DE BOMBAS PISTÓN OILMASTER

Los tipos y tamaños de bombas pistón Oilmaster que existen en el

Ecuador son los siguientes:

a) Bombas Pistón 3.0x54” (302423) Para cavidad 3x54”

b) Bombas Pistón 3.0x48” (302422) Para cavidad 3x48”

Bombas Pistón 3.0x48” (302022) Para cavidad 3x48”




c) Bombas Pistón 2½x48” (252019) Para cavidad 2½x48”

Bombas Pistón 2½x48” (252017) Para cavidad 2½x48”



4.4.1 TIPOS Y TAMAÑOS DE BOMBAS PISTÓN OILMASTER

En la industria petrolera existen diferentes tipos de bombas pistón

Oilmaster, que se ajustan de acuerdo a la tasa de producción de cada

pozo petrolero.

49

TABLA 1: Especificaciones de Bombas Pistón Oilmaster, según tipos y tamaños

Diámetro Porcentage Resultado Tasa B/D DESPLAZAMIENTO

Motor de Presión de Presión de Velocidad POR SPM

TASA DE

VELOCIDAD

& Bomba P/E PSI/1000 Ft MOTOR BOMBA MOTOR BOMBA

54" UNIDAD DE CARRERA PARA TUBERÌA DE 3½"

2.4375 x 2.359 0,96 396 72 37,31 34,96 2686 2517


2.00 x 2.265 1,3 403 72 22,35 28,65 1609 2063

2.40 x 2.265 0,92 396 72 32,18 28,65 2317 2063

2.40 x 1,90 0,63 393 72 32,18 20,17 2317 1452

2½" - 2.0 x 1.90 0,93 403 72 22,35 20,17 1609 1452

2½" - 2.0 x 1.75 0,78 338 72 22,35 17,11 1609 1232


2.00 x 1.90 0,93 403 72 22,35 20,17 1609 1452

2.00 x 1.75 0,78 338 72 22,35 17,11 1609 1232

2.00 x 1.50 0,57 247 72 22,35 12,53 1609 905

2.00 x 1.25 0,40 173 72 22,35 8,73 1609 629

Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe Elaborado por: Wilson Chimarro

4.5 TAMAÑO DE BOMBAS PISTÓN KOBE

Los tipos y tamaños de bombas pistón Kobe que existen en el Ecuador

son los siguientes:

a) 3D 2x2

3D 2X1

3D 1X1

50

3D 2XA

b) B 2X2

B 2X1

B 1X1

B 2XA

B 1XA

c) SUPER A

d) E 2½”

4.5.1 TIPOS Y TAMAÑOS DE BOMBAS PISTÓN KOBE

En el mercado industrial existen diferentes tipos de bombas pistón Kobe,

que se ajustan de acuerdo a la tasa de producción de cada pozo

petrolero.

TABLA 2: Especificaciones de Bombas Pistón Kobe, según tipos y tamaños

Tipo Tamaño Factor Factor Porcentage GPM Producción

Motor Bomba Motor Bomba P/E Máximo Máxima

3D 2X2 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" x 2 1/8" 35,74 42,53 1,19 87 3700

3D 2X1 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" x 1 7/8" 35,74 36,94 1,03 87 3214

3D 1X1 1 3/4"x 2 1/8" 1 7/8" x 1 7/8" 35,74 31,34 0,88 87 3727

3D 2XA 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" + EXTEN 35,74 21,55 0,6 87 1875

3B 2X2 2 1/8" 2 1/8" x 2 1/8" 21,75 42,53 1,96 87 3700

3B 2X1 2 1/8" 2 1/8" x 1 7/8" 21,75 36,94 1,7 87 3214

3B 1X1 2 1/8" 1 7/8" x 1 7/8" 21,75 31,34 1,44 87 2727

3B 2XA 2 1/8" 2 1/8" + EXTEN 21,75 21,55 0,99 87 1875

3B 1XA 2 1/8" 1 7/8" + EXTEN 21,75 15,96 0,73 87 1389

SUPER A 1 7/8" 1 3/4" 16,17 14 0,87 87 1218

E 2½" 1 3/4" 1 3/4" 35,45 40,63 1,15 57 2316


51

4.5.1.1 BOMBAS PISTÓN TIPO “A”

Está diseñado con un solo sello, ubicado en la parte motriz de la

bomba, esto permite aislar el fluido motriz del tubing con el fluido

del espacio anular, posee dos cilindros de 1 ¾” tanto en lo motriz

como en su sección bomba, se recomienda utilizar en pozos donde

se tiene problemas con los sellos de la cavidad o tubos paralelos,

es adaptable a cavidades Oilmaster de 3” tanto para 3x54” como

3x48”, ya que su funcionamiento y longitud lo permiten. Estas

bombas utilizan Engine valve tipo B.

Figura 18: Diseño de una Bomba Pistón kobe Tipo A


4.5.1.2 BOMBAS PISTÓN TIPO “B”

Tiene sellos externos que permiten que el espacio anular entre la

bomba y el tubing sirva de paso para su característica de

funcionamiento que es de doble acción; En su parte motor tienen

cilindro y pistón de 21/8” y según la capacidad de levantamiento

que se desee se puede cambiar del tamaño de sus pistones en la

parte bomba.

Existe un limitante que es la presión del sistema o planta ya que al

manejar un solo pistón en la parte motor se necesita mayor presión

de inyección en operación de la bomba.

52

Figura 19: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo B


4.5.1.3 BOMBAS PISTÓN TIPO “D”

Es una combinación de la bomba pistón tipo A y B, el motor de la

bomba tipo “D” corresponde al motor de la bomba tipo A + el motor

de la bomba tipo B; estos equipos vienen con un cilindro y pistón

de 1 ¾” y otro pistón 2 1/8” separados por un tapón medio en la

parte bomba al igual que el tipo B; dependiendo de la capacidad de

levantamiento que se desee se pueden cambiar los pistones.

Todas estas bombas constan de 9 sellos.

Figura 20: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo D


53

4.5.1.4 BOMBAS PISTÓN TIPO “E”

Este tipo de bomba es diferente a las anteriores (A, B, D),

exteriormente vienen con sellos que permiten aislar el fluido de la

tubería y el espacio anular que forma la bomba con el tubing, la

unidad motora está ubicada en el centro de la bomba para darle

características de doble acción, produce volúmenes altos de fluido.

Figura 21: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo E


4.6 FACTOR “P/E” IMPORTANCIA DENTRO DEL DISEÑO

Del análisis estático y de las fuerzas que actúan en cada una de las

bombas Tanto de simple efecto (Oilmaster) como de doble efecto (Kobe)

se determina que el factor adimensional P/E es:

Donde:

P/E = Relación adimensional bomba / motor

App = Área pistón bomba

Apr = Área de la varilla bomba Aep = Área pistón motor

Aer = Área varilla motor

Con un factor:

P/E > 1 > PRESIÓN DE OPERACIÓN

< INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ

54

P/E < 1 < PRESIÓN DE OPERACIÓN

> INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ

Figura 22: Relación de Presión Pump/Engine


4.7 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN

En la industria petrolera existe gran diversidad de diseños de bombas

hidráulicas tipo pistón, entre las cuales las más utilizadas en el campo

petrolero son las siguientes:

National Oilmaster.

Kobe.

Guiberson.

Para el análisis investigativo se estudiará los problemas mecánicos de

las bombas pistón National Oilmaster y Kobe.

55

4.8 SISTEMAS DE OPERACIÓN

En el sistema de bombeo hidráulica existen dos sistemas de operación:

Sistema de Fluido motriz abierto y el sistema de fluido motriz cerrado.

4.8.1 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO (OPF, OPEN POWER

FLUID)

Es aquel sistema que requiere de dos conductos de fluido en el pozo; el

primero para circular o contener el fluido motriz a presión y dirigirlo a la

parte motor de la bomba, el segundo contiene el fluido motriz que

accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo en su retorno a

superficie (llamado espacio anular).

4.8.2 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO (CPF, CLOSE POWER

FLUID )

Es el sistema en donde no se permite que el fluido producido se

mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema, se requiere de

una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como en superficie;

una sarta para transportar la producción hasta la batería de tanques y

otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el

fondo del pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y

circular.

4.9 TIPOS DE SISTEMAS DE SUBSUELO

4.9.1 SISTEMA DE BOMBA LIBRE

Este sistema no requiere de una unidad especial de pesca, para correr y

reversar la bomba, esta bomba se desplaza dentro de la sarta de

tubería del fluido motriz.

Para colocar la bomba o correr la bomba Oilmaster o Kobe, se inserta

en la sarta de la tubería en la superficie y se la hace circular hasta el

fondo, donde se la aloja en el conjunto de fondo (BHA) o también

conocido como cavidad.

56

Para recuperar la bomba Oilmaster o Kobe, se inyecta fluido motriz por

el espacio anular, esta inyección de fluido invertida hace que accione la

válvula de pie (Standing valve) y se presurice en el fondo desasentando

la bomba de la cavidad, la presión queda atrapada en las copas que

tiene la bomba en la parte superior y de esta forma permite circular hasta

superficie para ser reemplazada; en ciertos casos se requiere de una

unidad especial swab para recuperarla.

Es una ventaja este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar

o reemplazar equipos sin necesidad de una unidad de

reacondicionamiento.

Figura 23: Sistema de Bomba Libre


57

4.9.2 SISTEMA DE BOMBA FIJA

La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se coloca

en el pozo como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo

se tiene que cambiar utilizando una unidad de reacondicionamiento.

4.10 PRINCIPALES ELEMENTOS DEL CONJUNTO DE FONDO

Una completación de fondo es diseñada de acuerdo al número de

arenas productoras que tenga cada pozo, la cual consta de los

siguientes elementos:

Tubería de Revestimiento ( casing).

Tubería ( Tubing).

Cavidad.

Aisladores de zonas (Packers).

Camisa

58

Figura 24: Elementos del Conjunto de Fondo.

Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico. Elaborado por: Wilson Chimarro

4.10.1 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)

Es la tubería que va cementada a las paredes del pozo. Se encuentra

instalado desde la superficie hasta el conjunto de fondo. Tiene diámetros

de 5 1/2 " y 7".

En el interior del casing se mezclan los fluidos de inyección, más

produción y de esta forma circulan hasta superficie; En nuestro país

debido a longevidad de los casing estos han ido perdiendo su capacidad

de resistencia sobre todo por la corrosión consecuentemente es limitada

su resistencia a altas presiones ( 1500 psi).

59

Fotografía13: Tubería de Revestimiento (Casing).


4.10.2 TUBERÍA (TUBING)

Es la sarta de tubería que se introduce hasta el fondo del pozo. Los

tubing se fabrican en distintas calidades según su resistencia, en aceros

de grados J-55, C-75, N-80, P-105, P-110 y de acuerdo a las

especificaciones del INSTITUTO AMERICANO DEL PETROLEO (API.),

API 5A, 5 AC Y 5 AX (el grado de acero indica el límite de fluencia

mínimo en miles de psi.), cada tubo mide 32 ft de longitud

aproximadamente, los tubing más utilizados en la industria petrolera del

Ecuador son de 3 1/2" , 2 7/8" y 2 3/8".

4.10.3 CAVIDAD

Conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de

manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet), en el

interior de la cavidad se aloja la bomba destinada a trabajar, cuando la

bomba se encuentra alojada en la cavidad se tienen sellos que delimitan

cámaras entre bomba y cavidad apropiadas para cada función y

recorrido del fluido. La cavidad posee alrededor de ella agujeros en

lugares destinados al paso del fluido. Independientemente del tipo de

60

bomba los agujeros en el extremo inferior son utilizados para la

extracción de la bomba.

Fotografía 14: Cavidad.


61

4.10.4 AISLADORES DE ZONAS (PACKERS)

Son elementos cuyo mecanismo mecánico o hidráulico hacen que

sellen las paredes del casing y el tubing, aislando independientemente

de esta forma las arenas productoras.

Fotografía 15: Packer.

Fuente: Archivo Fotográfico Personal.


4.10.5 CAMISAS

Son herramientas que van colocadas directamente en el intervalo de la

zona o arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el

fluido de la zona o arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a

través de él y llegue hasta la cavidad; estas herramientas tienen la

particularidad de abrirse o cerrarse con la ayuda de una herramienta

auxiliar llamada “Shifing tool”.

62

Figura 25: Camisa.

Fuente: Weatherford.


4.10.6 VÁLVULA DE PIE (STANDING VALVE)

Es aquella herramienta que se aloja en el extremo inferior de la cavidad

(seating ring), son necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto

“U” y prevenir que el líquido que está circulando regrese de nuevo al

reservorio. Esta válvula puede ser recuperada con una unidad auxiliar de

wire line. Cuando el pozo está produciendo, sirve de asiento para las

bombas.

Figura 26: Standing valve.

Fuente: Weatherfor


CAPÍTULO V

63

CAPÍTULO V

5. PROBLEMAS MECÁNICOS EN BOMBAS PISTÓN KOBE Y

OILMASTER

Para realizar un análisis y encontrar una solución a los problemas

mecánicos que existen en las bombas pistón Kobe y Oilmaster,

básicamente hay que tomar en consideración los siguientes parámetros:

5.1. CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO

Las características de un reservorio son las siguientes:

5.1.1 POROSIDAD

Las arenas petrolíferas están compuestas por millones de granos que

por lo general no son redondos, ya que su forma depende de la erosión

que les dio origen. Estos granos nunca se ajustan completamente unos

a otros y los espacios que quedan entre ellos forman la porosidad en el

cual se encuentran los fluidos.

La porosidad es la fracción del volumen total de la roca no ocupada por

el esqueleto mineral de la misma. En los yacimientos de petróleo, la

porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser

ocupado por líquidos o gases. Esta propiedad física determina la

capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se

expresa como porcentaje, fracción o decimal.

5.1.2 PERMEABILIDAD (K)

Se define como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad

que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la

red de poros interconectados. Si los poros de la roca no están

interconectados no existe permeabilidad; por consiguiente, es de esperar

que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la

porosidad efectiva, aunque no necesariamente con la porosidad

absoluta.

64

5.1.3 PRESIÓN ESTÁTICA (P*)

Es la presión de un yacimiento a condiciones estáticas, es decir, cuando

no existe movimiento de fluidos dentro del mismo y todas las fases se

encuentran en equilibrio.

La presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe

cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo.

Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona

petrolífera. Por consiguiente, la presión del yacimiento es la presión que

existe en condiciones de equilibrio antes o después de que se hayan

establecido las operaciones de producción.

5.1.4 PRESIÓN FLUYENTE (Pwf)

Es la presión que hace el fluido sobre las paredes del casing. Se mide

en frente de las perforaciones (donde se cañoneó)

5.1.5 PRESIÓN DEL PUNTO DE BURBUJA (Pb, psi)

Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas

comienza a liberarse del petróleo. También llamada presión de

saturación.

La presión del punto de burbuja se determina en función de la

temperatura, la gravedad específica del gas, la gravedad específica del

petróleo y la cantidad de gas disuelto en el crudo.

5.1.6 DROW DOWN

Es la resta entre la presión estática de fondo y la presión de fondo

fluyente.

5.1.7 BSW

El corte de agua (Basic Sediment and Water), es el porcentaje de agua

y sedimentos suspendidos y disueltos dentro del crudo. La

65

determinación del BSW es importante para el cálculo de las pruebas y

para el control de incrementos repentinos de agua en el pozo.

5.1.8 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO

Es un valor adimensional (sin medidas), en relación de la gravedad de

un fluido (petróleo) con respecto a otro (agua). La gravedad específica

del petróleo se ha estandarizado con los valores obtenidos por el

Instituto Americano del Petróleo (API) de ahí su nombre, en grados API

a 60°F.

5.1.9 RELACIÓN GAS PETRÓLEO

Es el volumen de gas producido por día dividido por el volumen total de

petróleo producido por día.

El GOR de producción es calculado en superficie, se considera todo el

Gas que se encuentra en estado libre.

5.2 COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS

A este comportamiento se le conoce como la relación entre el caudal de

producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay producción.

Equivale a la capacidad de un yacimiento para entregar sus fluidos.

En todo sistema de levantamiento artificial, el sistema de bombeo tiene

que diseñarse para proporcionar la energía adicional que se requiere

para levantar la producción hasta la superficie al ritmo deseado.

5.2.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO)

Es la presión con la cual está trabajando la bomba hidráulica. Una

pérdida de presión en el tubing indica que existe circulación, es decir

puede ser que la cavidad este en mal estado mecánico, daño en el

standing valve, empacadura desasentada o hueco en la tubería.

Esta presión refleja la capacidad de flujo del pozo y la contrapresión que

tiene que vencer hasta llegar al separador de prueba. Cuando existe un

66

incremento en la presión de inyección indica un taponamiento en la

bomba de subsuelo.

5.2.2 PRESIÓN DE OPERACIÓN

Esta presión depende fundamentalmente de la profundidad del pozo, del

diámetro interno (I.D) del casing y tubing, la misma que debe ser

necesaria para vencer la columna de fluido que se encuentra en el

anular y tubing, con el objeto de que el fluido motriz más la producción

llegue hasta la superficie.

5.2.3 API DEL FLUIDO MOTRIZ

El contenido de sólidos en la calidad del fluido motriz, es un factor

importante en la vida útil de la bomba y en los costos de reparación.

Un fluido motriz con alta viscosidad puede producir pérdidas excesivas

por fricción dentro del sistema. Esto, a su vez incrementa la presión de

operación y, por consiguiente, los requisitos de potencia para el trabajo

de levantamiento en un pozo.

Por consiguiente el fluido motriz a ser inyectado en los pozos

productores tiene que ser de un 27 API con un BSW menos del 1%.

5.2.4 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA PISTÓN

La profundidad de la bomba pistón depende de la profundidad de las

formaciones productora, por lo general están ubicadas de 300 ft a 600

ft, sobre la cara de la formación productora.

5.3 PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN EN EL POZO

Los inconvenientes mecánicos que se dan en las bombas pistón,

básicamente son ocasionados por problemas de producción en el pozo,

tales como: la presencia del agua en un alto porcentaje, presencia de

parafina, problemas de incrustaciones (o carbonatos), problemas de

corrosión, problemas de arena y problemas de equipos.

67

Antes de adentrarnos a las fallas mecánicas de los equipos de subsuelo,

hablaremos de los principales problemas que les afectan.

Los problemas durante la producción de un pozo de petróleo pueden

ocurrir como consecuencia del funcionamiento del mecanismo de

empuje del yacimiento y manifestarse en decaimiento de la presión,

producción de agua y producción de gas. Otros problemas debido a las

características y condiciones adicionales del yacimiento pueden ser:

Acumulación de parafina, presencia de incrustaciones, manifestación de

corrosión, incursión de arena en el pozo y problemas de equipo: como

puede ser desasentamiento de empacaduras, rotura de tubería.

Las mediciones de caudal, densidad de fluidos, temperatura y presión

ayudan a determinar la naturaleza de estos problemas.

5.3.1 PROBLEMAS DEL AGUA

El alto porcentaje de agua en la producción de un pozo hace que el

equipo de subsuelo se vea afectado por la corrosión en sus

componentes, lo que ocasiona con el pasar del tiempo el desgaste del

material y por ende la baja eficiencia del motor – bomba.

5.3.2 PROBLEMAS DE PARAFINA

La palabra parafina se deriva del latín ¨parum affinis que significa poca

afinidad. Los depósitos de parafina no son solubles ni dispersables, por

la mayoría de los hidrocarburos crudos y son resistentes al ataque de los

ácidos, bases y agentes oxidantes. Las acumulaciones de parafina son

mezclas de hidrocarburos saturados y de alto peso molecular, que se

acumulan en las tuberías, equipos de producción.

Existen tres métodos para la eliminación y control de depósitos de

parafina que son:

a) Térmico

b) Mecánico

68

c) Aplicación de solventes

5.3.3 PROBLEMAS DE INCRUSTACIONES (O CARBONATOS)

Los depósitos de incrustaciones y asfaltenos reducen la producción del

pozo, ya que estos se forman en la tubería de producción, cabezal, línea

de flujo, en la completación de fondo, es decir en las camisas de

producción y empacaduras.

Estas incrustaciones afectan a las bombas pistón en su funcionamiento,

por lo que se puede observar al momento de desarmar e inspeccionar

sus componentes.

Los componentes principales de las incrustaciones en el campo

petrolero son: los depósitos de carbonato de calcio, sulfato de calcio y

sulfato de bario. Estas acumulaciones se forman, por el cambio de

condiciones, durante la producción o inyección de fluidos en el pozo, por

la temperatura y por la mezcla de distintas salmueras.

Para la eliminación de estas incrustaciones se aplican técnicas químicas

y mecánicas.

5.3.4 PROBLEMAS DE CORROSIÓN

La corrosión es un proceso continuo de degradación de los metales o

aleaciones por reacciones químicas o electroquímicas con los agentes

químicos del ambiente.

Los fluidos de producción en ciertos pozos de petróleo, presentan

características corrosivas de mucho daño para la tubería de producción

y facilidades de superficie.

La influencia corrosiva de ciertos elementos de producción no solamente

se debe a la composición química de los fluidos producidos, sino

también a ciertos trabajos de limpieza, estimulación y

69

reacondicionamiento en los que intervienen ácidos y agua salada que

contribuyen a corroer o apresurar el deterioro de tuberías y accesorios.

Las principales formas de corrosión son: corrosión localizada, corrosión

por puntos o picaduras, corrosión en grietas, corrosión por fricción y

corrosión generalizadas.

5.4 PROBLEMAS DEL EQUIPO DE FONDO

Cada pozo tendrá su propio diseño de completación, dependiendo del

número de arenas productoras y del diámetro exterior del equipo que va

a trabajar.

5.4.1 LA BOMBA PISTÓN NO DESPEGA O NO DESASIENTA DE LA

CAVIDAD

Para reversar una bomba y traerla a superficie se debe aplicar una

presión inversa, mediante el fluido motriz ya que normalmente el fluido

motriz entra por el tubing y sale por el anular. Si la bomba no sale a

superficie significa que se ha producido un atascamiento alrededor de la

bomba, por la acumulación de sólidos en las camisas de la cavidad y los

sellos de la bomba.

70

Fotografía 16: Bomba kobe atascada en la cavidad por acumulación de sólidos

Fuente: Archivo Fotográfico Personal.


5.4.2 LA BOMBA DESPEGA, PERO NO LLEGA A SUPERFICIE

Mediante instrumentos de medición, como manómetros y MC2 (contador

de barriles), podemos confirmar el despegue de la bomba.

Cuando la bomba de subsuelo no llega a superficie, es probable que

exista alguna obstrucción en la tubería, como parafina, el standing valve

no funciona o que las copas del packernose se hayan suelto.

71

5.4.3 FALLA DEL STANDING VALVE (VÁLVULA DE PIE), PACKER O

CASING

Esta falencia mecánica se determina mediante mediciones en el tanque

de fluido motriz en una pérdida de fluido del recipiente de

acondicionamiento que se está perdiendo fluido dentro del pozo. Si es

así, entonces la válvula de pie, el packer o el casing tiene fuga.

Fotografía 17: Packers y Standing Valve


5.4.4 LA BOMBA NO SE DESASIENTA Y NO HAY ACUMULACIÓN DE

PRESIÓN

En condiciones operativas, al momento de efectuar la revesada de la

bomba hidráulica pistón, desde la cavidad hacia la superficie.

Observamos en el Barton que no existe una presión necesaria para

poder levantar la bomba hidráulica, esto puede presentarse por varios

motivos:

Tubería perforada

Packer desasentado

72

5.4.5 INCREMENTO EN EL FLUIDO MOTRIZ

Si los parámetros del sistema centralizado en superficie se encuentran

bien.

La causa puede ser desgaste en la sección motriz de la bomba, daños

en el cuello de sellamiento, destrucción de los cuellos de la bomba o una

fuga en la tubería de presión alta.

5.4.6 AUMENTO BRUSCO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN

En este problema operacional se presentan dos casos:

a. Aumento de presión de inyección con bomba operando, debido

a:

Obstrucción en la línea de fluido motriz dentro del pozo o en la línea

de producción.

b. Aumento de presión de inyección con bomba sin operar, debido

a:

Taponamiento de la bomba.

Válvulas de la línea de producción cerradas.

5.5 PROBLEMAS QUE PRESENTAN LAS BOMBAS RECIPROCANTES

Las bombas pistón están susceptibles a problemas en el trabajo

operativo que desarrollan, principalmente por la presencia de sólidos en

los fluidos y cambios en las condiciones del pozo.

A continuación se detallan los principales problemas, las causas y las

respectivas soluciones.

5.5.1 PROBLEMA 1

MOTIVO

Incremento repentino de la presión de operación cuando la bomba

está trabajando.

73

CAUSAS

a. Nivel de fluido bajo, que causa un levantamiento neto mayor.

b. Taponamiento con parafina.

c. La bomba comienza a fallar.

Fotografía 18: Engine valve con presencia de escala


SOLUCIÓN

a. Se necesita reducir la velocidad de la bomba.

b. Inyectar aceite caliente o remover la obstrucción

c. Sacar la bomba y reparar.

5.5.2 PROBLEMA 2

Incremento gradual de la presión de operación cuando la bomba está

trabajando.

CAUSAS

a. El nivel de fluido disminuye gradualmente (standing valve o formación

parcialmente taponadas)

b. Una lenta obstrucción de parafina

c. Incremento de producción de agua

74

Fotografía 19: Standing valve con presencia de escala


SOLUCIÓN

a. Reversar la bomba y proceda a chequearla, recuperarla, recuperar

standing valve.

b. Inyectar aceite caliente.

c. Incremente los golpes por minuto y chequear la presión de operación

de la bomba.

5.5.3 PROBLEMA 3

Incremento repentino de la presión de operación cuando la bomba no

está trabajando.

CAUSAS

a. La bomba se ha atascado o atrancado.

b. Cambio súbito de las condiciones del pozo, requiriendo mayores

presiones de operación, exceso de apertura de válvula de alivio de la

triplex.

c. Válvula cerrada u obstrucción de la línea de producción.

75

Figura 27: Reversada de bomba con MTU (Movil Testing Unit)

Fuente: Sertecpet.


SOLUCIÓN

a. Despresurizar e intentar poner nuevamente en funcionamiento, subir y

bajar la presión de operación alternativamente, desasentar y asentar

bomba, si esto falla reversar bomba.

b. Solicitar un Búp para determinar daños en la formación y proceder a

realizar un tratamiento. Revisar la apertura de la triplex.

c. Localice la falla y corríjala.

CABEZAL

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

CAMISA

BOMBA

PISTÓN

EMPACADURA

76

5.5.4 PROBLEMA 4

Decremento repentino de la presión de operación cuando la bomba está

trabajando (la velocidad puede aumentar o disminuir).

CAUSAS

a) El pozo tiene un alto nivel de fluido o el yacimiento tiene presión de

fondo fluyente.

b) Falla de la bomba provocando que una parte del fluido motriz haga un

baypass.

c) Gas pasando a través de la bomba

d) Se rompió el connector de varillas

Fotografía 20: Varilla y pistón de bomba Kobe


SOLUCIÓN

a) La velocidad de la bomba puede ser aumentada o disminuida

dependiendo de la producción deseada.

b) Reversar la bomba t repararla.

c) Reducir el caudal de inyección, bajar el número de golpes por minuto.

d) Reversar la bomba y repárala

5.5.5 PROBLEMA 5

Decremento repentino de la presión de operación cuando la bomba no

está trabajando.

77

CAUSAS

a) La bomba no está asentada.

b) Falla la unidad de producción o los sellos externos.

c) Escape en la línea de superficie de fluido motriz.

d) Escape en la tubería de fluido motriz.

e) No hay un completo abastecimiento de fluido motriz en el manifold.

Fotografía 21: Desgaste de sellos de teflón de una bomba pistón Kobe


SOLUCIÓN

a) Circular la bomba hacia el asiento o asentar correctamente la bomba.

b) Reverse la bomba y repárela.

c) Localice la falla y repárela.

d) Realice pruebas en el tubing y repare si existen fugas.

e) Chequee el volumen de fluido escapado por la triple. Falla de

válvulas, abastecimiento de fluido motriz bajo.

5.5.6 PROBLEMA 6

Gradual incremento repentino de fluido motriz requerido para mantener

la velocidad de la bomba. Eficiencia de la bomba baja.

CAUSAS

a) Desgaste del motor.

b) Escapes en la tubería de fluido motriz, sellos de BHA o línea de fluido

motriz.

78

SOLUCIÓN

a) Suba la bomba y repárela.

b) Localice la falla y repárela.

5.5.7 PROBLEMA 7

Disminución de producción (la velocidad de la bomba constante)

CAUSAS

a) Falla en la parte productora de la bomba.

b) Escapes en la tubería de ventilación de gas

c) El pozo bombea, la velocidad de la bomba es aumentada.

d) Escapes en la línea de producción

e) Cambios en las condiciones del pozo.

f) La bomba o el standing taponados.

g) La bomba maneja gas libre.

SOLUCIÓN

a) Suba la bomba y repárela

b) Chequee el sistema de ventilación de gas

c) Disminuya la velocidad de la bomba.

d) Localice la falla y repárela.

f) Suba la bomba y repárela, recupere el standing valve

g) Determinar la mejor velocidad de operación

5.5.8 PROBLEMA 8

Golpeteo problemático cuando la presión varía en rangos amplios

CAUSAS

a) Causada por la falla o el taponamiento del motor

SOLUCIÓN

a) Suba la bomba y repárela

79

5.5.9 PROBLEMA 9

Golpeteo hacia abajo en vez de hacia arriba (se observa en el

manómetro en el barton- trabajo de la bomba)

CAUSAS

a) El pozo bombea, la velocidad de la bomba es aumentada.

b) Taponada la entrada a la bomba.

c) Falla de la bomba.

d) La bomba está manejando gas libre.

SOLUCIÓN

a) Baje la velocidad de la bomba considere cambiar a un diseño menor.

b) Suba la bomba, límpiela. Si es que existe equipo de fondo, saque el

standing, recircule el pozo.

c) Suba la bomba y repárela.

5.5.10 PROBLEMA 10

Perdida aparente del fluido del sistema.

CAUSAS

a) El sistema (tubing-casing) no estaba lleno cuando fue accionada la

bomba, escapes por el standing valve.

b) Medidores malos o una mala medición de prueba.

SOLUCIÓN

a) Llenar el sistema, sacar el standing valve.

b) Chequear los medidores. Repare si es necesario.

5.6 PROBLEMAS DEL EQUIPO EN SUPERFICIE

5.6.1 BOMBA DE SUPERFICIE

Las bombas de superficie comúnmente usadas son diseñadas

específicamente para servicio de fluido motriz y son provistas por los

fabricantes de bombas hidráulicas para servicios de petróleo líquido a

80

alta presión. Estas bombas usualmente utilizan émbolos y camisas metal

a metal y válvulas tipo bola.

Para agua suele usarse émbolos y camisas empaquetadas, válvulas de

disco. Las líneas de descarga de las válvulas de alivio y control de

contrapresión deben conectarse a una línea independiente de retorno al

tanque.

Este tipo de bombas presentan problemas principalmente en los

émbolos y en sus válvulas con frecuencia, por la mala calidad del fluido

motriz.

Figura 28: Bomba Triplex

Fuente: Weatherford.


5.6.2 VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO (VRF)

La válvula reguladora de flujo, sirve para controlar el caudal que va a ser

inyectado a la bomba de subsuelo, esta válvula se instala entre la

válvula block y el cabezal del pozo.

Fotografía 22: Válvula Reguladora de Flujo (V.R.F)


81

Esta válvula presenta problemas en el seat valve, lo que indica que no

va a tener una buena medición del caudal, otra de las fallas que suelen

darse es en sus sellos, por desgaste normal.

5.6.3 VÁLVULA BLOCK

Permite la apertura y cierre de una manera inmediata del fluido motriz a

alta presión que llega desde la estación, así como también la apertura y

cierre en la línea de Flujo o de baja presión. Con estas válvulas se

puede aislar el entorno del sistema de bombeo para realizar trabajos.

Fotografía 23: Válvula block

Fuente: Archivo Fotográfico Personal


Este tipo de válvula presenta problemas en sus sellos, debido a sus

movimientos bruscos en la apertura y cierre.

5.6.4 TURBINA

Este elemento es indispensable, ya que mediante el movimiento de los

componentes internos, producido por la energía cinética que crea el

paso del fluido motriz a gran velocidad, provoca pulsaciones que son

leídas por un sensor magnético de un Instrumento electrónico (MCII), El

mismo que transforma esta lectura de pulsaciones en valores de caudal

que circulan hacia el pozo.

Fotografía 24: Turbina


82

Su problema radica en la obstrucción del rotor, producto de solidos que

vienen en el fluido de producción, dando como resultado una lectura de

inyección no real.

5.7 PROCEDIMIENTO GENERAL PARA DESARMAR UNA BOMBA

HIDRÁULICA TIPO PISTÓN

Para el desensamble de una bomba hidráulica tipo pistón, se debe

contar con el reporte técnico de campo. En este reporte debe constar:

campo, pozo, fecha de extracción, tipo y tamaño de la bomba, los

parámetros con los que estuvo trabajando antes de ser recuperada y,

posibles daños externos de la bomba que el técnico pudo observar en la

locación.

5.7.1 LIMPIEZA EXTERIOR DE LA BOMBA E INSPECCIÓN GENERAL

Para realizar la inspección visual de la bomba. Se procede a lavarle con

diesel la parte externa de la misma, con el objeto de poder observar si

existe corte de fluido en sus sellos o cortes producidos por fluido de

producción en la punta baja.

Si existe corte de fluido en los sellos de teflón, hay la posibilidad que las

camisas de los collares de la cavidad estén rotos o fisurados, para ello

es recomendable que la bomba nueva a bajarse en el pozo se corra con

una punta normal rebajada o, en la punta baja normal aumentar un anillo

espaciador, con el objetivo de que los sellos de teflón de la bomba pistón

bajen o suban en la camisa, de tal manera que pueda sellar la bomba en

otra posición.

Si existe corte de fluido en la punta baja, es recomendable cambia el

standing valve y que la nueva punta baja tenga características

anticorrosivas.

Todas las partes de la bomba pistón que van siendo desarmadas son

depositadas en un recipiente con desengrasante (orange), con la

finalidad de ser lavadas.

83

5.7.2 SÍNTESIS DE LOS PASOS PARA DESARMAR UNA BOMBA PISTON

Para el desensamble de este tipo de bombas se debe contar con una

mesa de trabajo que está integrada de: una grampa de fricción en el

centro de la mesa y dos abrazaderas de banco móviles e 3”.

Fotografía 25: Mesa de trabajo


1. Sujetar el centro de la bomba con la grampa principal.

2. Aflojar las partes de la bomba con las respectivas llaves de fricción.

3. Verificar si el O-ring del packer conector está en buenas condiciones

de operación, ya que si presenta cortes, éstos pudieron ser la causa

para tener caída de presión en el fluido motriz.

4. Verificar el O-ring de la engine valve si está fisurado o roto, ya que

pudo ser la causa para tener caída de presión en el fluido motriz.

5. Drenar el petróleo que ha quedado en los cilindros de la bomba.

6. Verificar si la válvula de la engine valve estaba trabajando

normalmente, es decir si está o no atascada.

7. Retirar el conjunto de varillas de la bomba.

84

8. Retirar el conjunto de válvulas.

9. Ubicar organizadamente todas las partes de la bomba en el recipiente

para ser lavadas.

5.7.3 INSPECCIÓN PRELIMINAR DE TODAS LAS PARTES DE LA BOMBA

PISTÓN

Después del lavado de todas las partes de la bomba, éstas piezas son

pasadas en el cepillo eléctrico, por todas las partes que tengan roscas,

con el propósito de poder observar posibles fisuras, así como también

limpiar con lija todos los canales donde van alojados los O-rings.

El inspector mecánico registra en el formato de inspección todas las

piezas correspondientes y su código de falla. Determinando, si están en

condiciones adecuadas para continuar trabajando o caso contrario estas

partes serán enviadas a chatarra.

5.8 PRUEBA DE UNA BOMBA PISTÓN OILMASTER

Una vez ensamblada la bomba pistón se procede a realizar la prueba de

la bomba para calcular las eficiencias, tanto motriz como bomba del

equipo de subsuelo, para ello se utiliza el pozo de prueba.

Fotografía 26: Pozo de prueba


Introducida la bomba en el pozo de prueba se regula el caudal necesario

de acuerdo al tipo de bomba a probarse. En la siguiente tabla se detalla

85

el tipo de bomba y el caudal de inyección de barriles de fluido inyectados

por día (BFIPD).

Tabla 3: Inyección de BFIPD para bombas pistón Oilmaster y Kobe MODELO DE BOMBA INYECCIÓN BFIPD

Bomba pistón Oilmaster 3x54” 1200

Bomba pistón Oilmaster 3x48” 1000

Bomba pistón Oilmaster 2.5x48” 700

Bomba pistón Kobe B, D o Super A 800

Bomba pistón Kobe B 2x2 600

Bomba Jet Oilmaster o Kobe Abierto

Fuente: Instructivo de Bombeo Hidráulico Solipet S.A Elaborado por: Wilson Chimarro

Para determinar las eficiencias de motor y bomba ilustraremos un

ejemplo con una bomba tipo pistón Oilmaster 3x48”, para ello se debe

realizar los siguientes pasos:

1. Se contabilizan el número de emboladas / minuto (EPM),

posteriormente se cronometra el tiempo que se demora en inyectar un

(1) barril / minuto, también se cronometra el tiempo en producir un (1)

barril / minuto.

2. Luego de obtenerse tiempos, EPM, procedemos a utilizar una fórmula

para calcular las eficiencias tanto de motor como de bomba.

Datos:

Bomba Pistón Oilmaster 3 x 48”

Factor motor = 32.18

Factor bomba =28.65

EPM = 31

Tiempo inyectando 1 bl. = 86.50 seg.

Tiempo produciendo 1 bl. = 45.80 seg.

86

Donde:

EM = Eficiencia motriz

FM = Factor motor

GPM = Golpes por minuto

EB = Eficiencia Bomba

FB = Factor bomba

BFID = Barriles de fluido inyectados por día

BFRD = Barriles de fluido de retorno por día

BFPD = Barriles de fluido producidos por día

Se realiza una regla de tres simple para obtener la cantidad de barriles

de fluido inyectado por día (BFID) y la cantidad de barriles de fluido de

retorno por día (BFRD), a partir de los tiempos dados.

1 Bls 86.50 seg.

? Bls. 1 día ( 86400 seg.)

.

998.8 BFID

1886.5 BFRD

Para determinar la eficiencia motriz se aplica la siguiente fórmula:

87

Para la eficiencia bomba primero se resta del caudal de retorno el caudal

inyectado:

BFPD = BFRD - BIPD

BFPD = 1886.5 – 998.8 = 887.6

Aplicamos la fórmula de eficiencia bomba:

CAPÍTULO VI

88

CAPÍTULO VI

6.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1.1 CONCLUSIONES

La elección de elegir el sistema de bombeo hidráulico, radica en la

importancia de su versatilidad, efectividad y economía.

La presencia de sólidos, tales como: la parafina, carbonatos y arena

en el fluido de formación, como en el fluido motriz es el principal

problema que afecta a la eficiencia operativa de las bombas pistón,

por el hecho que estos equipos de subsuelo conforman partes

móviles. También afectan a las facilidades de superficie obstruyendo

la circulación de la producción en la línea de flujo y al volumen de

producción del pozo, debido a la acumulación de incrustaciones en la

cara de la formación productora.

Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal

componente del sistema en el fondo del pozo.

La bomba pistón kobe, es una bomba de doble acción tiene válvulas

de succión y de descarga en ambos lados del pistón. Por esta razón

esta bomba desplaza el fluido hasta la superficie en ambos recorridos,

ascendente y descendente, con la acción combinada de apertura y

cierre de las válvulas de succión y de descarga del pistón.

La bomba pistón Oilmaster, es una bomba que desplaza el fluido

hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el descendente

(no en ambos).

La utilización de bombas pistón significa ahorro en fluido motriz y

consecuentemente disminución en el consumo de hp en los equipos

de superficie.

El problema mecánico que presentan las bombas pistón es

principalmente en la parte motriz, producto de la acumulación de

sólidos en la parte motor, esto hace que su funcionamiento colapse.

89

6.1.2 RECOMENDACIONES

El éxito en las operaciones de bombeo hidráulico es una buena

calidad del fluido motriz, por ello se recomienda antes de

arrancar un sistema hidráulico es conveniente circular suficiente fluido

a través de todo el circuito con el fin de asegurar la limpieza de todo el

equipo y evitar daños causados por escoria de soldadura o partículas

u objetos extraños dentro de la tubería.

En el sistema de levantamiento hidráulico se debe utilizar un fluido

motriz limpio, para ello se recomienda dar un tratamiento químico

óptimo al fluido, con el objetivo de evitar taponamientos en los

equipos de superficie, como los de subsuelo, así como también la

conservación de la tubería, mediante el control de inhibidores de

corrosión y protección catódica.

Para contra restar la presencia de sólidos en el fluido motriz que se

inyectan a las bombas pistón se recomienda utilizar un filtro ciclónico

de arena de una alta eficiencia, ya que al no retener un alto porcentaje

de sólidos, el tiempo de funcionamiento del equipo de fondo, como el

de superficie sería muy corto, lo que implica un incremento en el costo

de mantenimiento de los equipos.

En el sistema de bombeo hidráulico se recomienda contar con

personal capacitado para el manejo del equipo de superficie como el

equipo de subsuelo, con el objetivo de alcanzar un óptimo rendimiento

del equipo y precautelar la seguridad física de los colaboradores, ya

que se trabaja con altas presiones.

Se recomienda utilizar bombas pistón en campos con bajo GOR, con

el propósito de optimizar el fluido motriz y consecuentemente

disminuir el consumo de HP en los equipos de superficie, significando

para la operadora del campo un ahorro en el consumo de

combustible.

90

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Acuífero

Una zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. Para

aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará estar formado

por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa impermeable en

la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.

Petróleo

El aceite que proviene de un yacimiento, después de separarle cualquier gas

asociado y procesado en una refinería; a menudo se le conoce como crudo.

Petróleo in situ

La estimación de la verdadera cantidad de aceite en un yacimiento, y por lo tanto

una cifra superior a las reservas recuperables de yacimiento.

Anticlinal

Plegamiento de las capas superiores de las rocas similar a un arco en forma de

domo. Las anticlinales constituyen excelentes prospectos para perforación

puesto que el aceite en los depósitos se elevará en forma natural al punto más

alto de la estructura, en virtud de que tiene una gravedad específica menor que

la del agua. Véase también sinclinal (syncline).

Árbol de navidad

El arreglo de tuberías y válvulas en la cabeza del pozo que controlan el flujo de

aceite y gas y preveen reventones.

Arenas alquitranosas

Mezcla de arena, agua e hidrocarburos pesados; fuente alterna potencial de

hidrocarburos.

Aromáticos

Hidrocarburos con una estructura de anillo, generalmente con un olor aromático

distintivo y buenas propiedades solventes (ejemplo: BTX).

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/almacenamiento-71.html


http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/gas-asociado-1927.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/gas-asociado-1927.html

http://energia.glosario.net/energia-domestica/estimaci%F3n-6191.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-filosoficos/cantidad-5629.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/reservas-2066.html

http://arte-y-arquitectura.glosario.net/construccion-y-arquitectura/arco-6412.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-filosoficos/forma-5798.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-y-acepciones-usadas-en-argentina/puesto-4503.html


http://arte-y-arquitectura.glosario.net/construccion-y-arquitectura/punto-7500.html

http://arte-y-arquitectura.glosario.net/construccion-y-arquitectura/alto-6369.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/gravedad-espec%EDfica-1954.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/sinclinal-2080.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/cabeza-232.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/pozo-2029.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-y-acepciones-usadas-en-argentina/flujo-4021.html

http://ciencia.glosario.net/ecotropia/hidrocarburos-9340.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/fuente-735.html

http://arte-y-arquitectura.glosario.net/construccion-y-arquitectura/estructura-7049.html

91

Asfalto

La mezcla de bitumen y agregado que se utiliza para la pavimentación de

caminos.

BSW

Análisis de componentes de una mezcla de crudo (en inglés Base Solid and

water), el valor se determina en porcentaje de la muestra obtenida.

BFPD

Abreviación de la unidad de medida de la producción de un pozo (barriles de

fluido por día).

Bomba falsa

Herramienta que sirve para aislar la comunicación tubería-anular por los

agujeros de la cavidad.

Broca de perforación

La parte de una herramienta de perforación que corta la roca.

Barril

Una medida estándar para el petróleo y para los productos derivados del

petróleo. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.

Biodegradable

Material que puede ser descompuesto o sujeto a putrefacción por bacterias u

otros agentes naturales.

Barriles por día

En términos de producción, el número de barriles de petróleo que produce un

pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un

período de tiempo largo. (En términos de refinación, el número de barriles

recibidos o la producción de una refinería durante un año, divididos por

trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado para

mantenimiento).

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/agregado-1821.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/herramienta-812.html

http://ciencia.glosario.net/agricultura/barril-10671.html


http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/refiner%EDa-2060.html

92

Cabeza de pozo

Equipo de control instalado en la parte superior del pozo. Consiste de salidas,

válvulas, preventores, etc. Ver también Árboles de navidad.

Campo de gas

Un campo o grupo de yacimientos de hidrocarburos que contienen gas natural y

cantidades insignificantes de aceite.

Campo de gas condensado

Un yacimiento que contiene gas natural y aceite, con una mayor proporción de

gas. El condensado aparece cuando el gas es extraído del pozo, y su

temperatura y presión cambian lo suficiente para que parte del mismo se

convierta en petróleo líquido.

Campo de gas seco

Un yacimiento que producirá gas seco/pobre y cantidades muy pequeñas de

condensado, típicamente menos de 10 barriles por millón de pies cúbicos.

Campo verde

A menudo usado para referirse a la planeación de instalaciones para gas natural

licuado las cuales deben construirse desde cero, sin existir infraestructura.

Capa rocosa

Una capa impermeable de roca sobre un yacimiento rocoso que evita que los

hidrocarburos escapen a la superficie.

Capacidad de ducto

El volumen de aceite o gas que se requiere para mantener el ducto lleno, o el

volumen que se puede hacer pasar a través del ducto en un determinado

período.

Carga a granel

Cualquier carga líquida o sólida a un recipiente, sin empacar (ejemplo: petróleo o

granos).

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/control-392.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/campo-250.html


http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/gas-natural-1938.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/yacimiento-2123.html


http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/condensado-1879.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/presi%F3n-2037.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/petr%F3leo-2017.html





http://tecnologia.glosario.net/terminos-viricos/volumen-9877.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/ducto-1899.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-viricos/volumen-9877.html

http://deportes.glosario.net/deportes-acuaticos/trav%E9s-2578.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/ducto-1899.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/carga-263.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-y-acepciones-usadas-en-argentina/empacar-3912.html

93

Catalizador

Una substancia que ayuda o promueve una reacción química sin formar parte

del producto final. Hace que la reacción tenga lugar más rápidamente o a menor

temperatura, y permanece sin cambio al final de la reacción. En procesos

industriales, sin embargo, el catalizador debe ser cambiado periódicamente para

mantener una producción económica.

Condensado

Este puede referirse a cualquier mezcla de hidrocarburos relativamente ligeros

que permanecen líquidos a temperatura y presión normales. Tendrán alguna

cantidad de propano y butano disueltos en el condensado. A diferencia del aceite

crudo, tienen poca o ninguna cantidad de hidrocarburos pesados de los que

constituyen el combustible pesado. Hay tres fuentes principales de condensado.

a).- Los hidrocarburos líquidos que se separan cuando el gas crudo es tratado.

Este condensado típicamente consiste de C5 a C8 .b).- Los hidrocarburos

líquidos provenientes del gas no asociado que son recuperados en la superficie.

c).- Los hidrocarburos líquidos que provienen de los yacimientos de

gas/condensado. Estos pueden ser apenas distinguibles de un crudo ligero

estabilizado.

Camisa sellante

Es la parte de menor diámetro de la cavidad, con una superficie muy liza y de

material muy duro sirve para el alojamiento de los sellos de la bomba hidráulica.

Cavidad

Es un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de

manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o Jet), en el interior de

la cavidad se aloja la bomba destinada a trabajar, forma parte de la completación

de fondo.

Completación

Conjunto de elementos que constituyen la parte interna de un pozo como

tubería, cavidad, empacadura, camisas, etc.

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/ayuda-159.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-filosoficos/reacci%F3n-6021.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-filosoficos/reacci%F3n-6021.html

http://ciencia.glosario.net/biotecnologia/catalizador-10058.html




http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/propano-2047.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/butano-1848.html





http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/no-asociado-2003.html


http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/crudo-ligero-1886.html

94

Corte de fluido

Es el desgaste de material ocasionado por el paso de fluido a alta presión.

Desintegración

El proceso de rompimiento de moléculas grandes de aceite en otras más

pequeñas. Cuando este proceso se alcanza por la aplicación de calor

únicamente, se conoce como desintegración térmica. Si se utiliza un catalizador

se conoce como desintegración catalítica; si se realiza en una atmósfera de

hidrógeno se conoce como un proceso de hidrodesintegración.

Desintegración

El proceso de rompimiento de moléculas grandes de aceite en otras más

pequeñas. Cuando este proceso se alcanza por la aplicación de calor

únicamente, se conoce como desintegración térmica. Si se utiliza un catalizador

se conoce como desintegración catalítica; si se realiza en una atmósfera de

hidrógeno se conoce como un proceso de hidrodesintegración.

Demulsificante

Químico utilizado para bajar la emulsión.

Destilación

(Destilación fraccionada), un proceso basado en la diferencia de puntos de

ebullición de los líquidos en la mezcla de la que van a separarse. Mediante

vaporización y condensación sucesiva del aceite crudo en una columna de

fraccionamiento, se separarán los productos ligeros dejando un residuo de aceite

combustible o bítumen. La destilación se lleva a cabo en forma tal que se evite

cualquier desintegración. Es el proceso básico que tiene lugar en una refinería.

Detector de gas

Un instrumento para detectar la presencia de varios gases, a menudo como

medida de seguridad contra flama o gases tóxicos.

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/proceso-1360.html


http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/aplicaci%F3n-103.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/catalizador-1865.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/si-1502.html

http://ciencia.glosario.net/agricultura/atm%F3sfera-10652.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/hidr%F3geno-1958.html




http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/aplicaci%F3n-103.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/catalizador-1865.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/si-1502.html





http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/aceite-crudo-1812.html

http://arte-y-arquitectura.glosario.net/construccion-y-arquitectura/columna-6788.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/residuo-2071.html

http://deportes.glosario.net/deportes-acuaticos/cabo-2366.html



95

Ducto

Tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya sea tierra

adentro o tierra afuera.

Ducto de transmisión

Red de ductos que distribuye gas natural de una estación terrestre, vía

estaciones de compresión, a centros de almacenamiento o puntos de

distribución.

Etano

Un hidrocarburo que consiste de dos átomos de carbono y seis átomos de

hidrógeno. Normalmente este gas está presente en la mayor parte de los casos

referentes al gas natural.

Emulsión

Mezcla de petróleo y agua.

Empacadura

Elemento mecánico que forma parte de la completación de fondo y sirve para

sellar el paso en el espacio anular.

E.U.E

Tipo rosca de la tubería de completación (en inglés External Upset End, y es 8

hilos por pulgada).

Falla

Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo largo de la

cual ha habido un perceptible deslizamiento.

Fraccionamiento

Nombre genérico del proceso de separación de una mezcla en sus componentes

o fracciones.


http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/dos-550.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-y-acepciones-usadas-en-argentina/tierra-adentro-4685.html

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http://arte-y-arquitectura.glosario.net/construccion-y-arquitectura/estructura-7049.html

http://salud.glosario.net/terminos-medicos-de-enfermedades/fractura-2887.html

http://deportes.glosario.net/deportes-acuaticos/largo-2480.html


96

Gas asociado

Gas natural encontrado en asociación con el petróleo de un yacimiento, ya sea

disuelto en el petróleo o como una capa arriba del petróleo.

Gas combustible

Se refiere a combustibles gaseosos, capaces de ser distribuidos mediante

tubería, tales como gas natural, gas líquido de petróleo, gas de hulla y gas de

refinería.

Gas en solución

Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento.

Gas licuado de petróleo

El LPG está compuesto de propano, butano, o una mezcla de los dos, la cual

puede ser total o parcialmente licuada bajo presión con objeto de facilitar su

transporte y almacenamiento. El LPG puede utilizarse para cocinar, para

calefacción o como combustible automotriz.

Gas pobre o gas seco

Gas con relativamente pocos hidrocarburos diferentes al metano. El poder

calorífico es típicamente alrededor de 1,000 Btu/pié cúbico estándar, a menos

que esté presente una proporción significativa de gases que no sean

hidrocarburos.

Gas rico

Gas predominantemente con metano, pero con una proporción relativamente

alta de otros hidrocarburos. Muchos de estos hidrocarburos normalmente se

separan como líquidos del gas natural.

Gasificación

La producción de combustible gaseoso a partir de combustible sólido o líquido.

http://ciencia.glosario.net/medio-ambiente-acuatico/asociaci%F3n-10247.html

http://deportes.glosario.net/deportes-acuaticos/dentro-2414.html

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http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/poder-calor%EDfico-2025.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/poder-calor%EDfico-2025.html


97

Gravedad API

La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para expresar la

gravedad específica de los aceites.

Gravedad específica

La relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura con la

densidad del agua a 4°C.

Hidrocarburo

Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o gas que

contiene carbono e hidrógeno (p. ej. : carbón, aceite crudo y gas natural).

Hidrógeno

El más ligero de todos los gases, presente principalmente, combinado con

oxígeno, en el agua. El hidrógeno se combina con el carbono para formar una

enorme variedad de hidrocarburos gaseosos, líquidos y sólidos.

Lluvia ácida

Se produce cuando los óxidos de azufre (SOx)y los óxidos de nitrógeno (NOx),

son liberados en la combustión de combustibles fósiles (particularmente carbón),

y se combinan con la humedad de la atmósfera para formar ácidos sulfuroso,

sulfúrico, nitroso y nítrico. Los SOx y los NOx son gases que dan lugar a la

formación de lluvia ácida, y los daños que ocasiona esta lluvia, a menudo

ocurren lejos de la fuente del problema.

Lodo de perforación

Una mezcla de arcillas, agua y productos químicos utilizada en las operaciones

de perforación para lubricar y enfriar la barrena, para elevar hasta la superficie el

material que va cortando la barrena, para evitar el colapso de las paredes del

pozo y para mantener bajo control el flujo ascendente del aceite o del gas. Es

circulado en forma continua hacia abajo por la tubería de perforación y hacia

arriba hasta la superficie por el espacio entre la tubería de perforación y la pared

del pozo.

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/petr%F3leo-2017.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/gravedad-espec%EDfica-1954.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-y-acepciones-usadas-en-argentina/relaci%F3n-4554.html

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http://ciencia.glosario.net/botanica/variedad-9222.html



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http://arte-y-arquitectura.glosario.net/construccion-y-arquitectura/tuber%EDa-7706.html

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http://arte-y-arquitectura.glosario.net/construccion-y-arquitectura/pared-7392.html

98

Potencial de Pozo

Cantidad de fluido que un pozo produce por día.

Parafina

Compuestos sólidos presentes en el crudo en algunos pozos.

Power oil

Fluido motriz a alta presión tipo petróleo.

Presión de intake

Presión del pozo en la entrada a la bomba.

P/E

Relación volumétrica entre la parte bomba y la parte motriz de una bomba de

tipo pistón.

Permeabilidad

Facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de la

red de poros interconectados.

Reacondicionamiento

Trabajo realizado a un pozo con una torre o taladro o sin ellos.

Reciprocante:

Movimiento alternativo ascendente y descendente.

Tolerancia

Medida exacta que debe existir entre dos elementos ejemplo. Entre el pistón y el

cilindro.

Tríplex o quíntuplex Nominación que se le da a la bomba de fluido motriz de

superficie, dependiendo de la cantidad de pistones que posee.

99

BIBLIOGRAFÍA

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Ing. Jorge Pazmiño Urquizo " Tanques de Almacenamiento" Pág. 10

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Folleto de Bombeo Hidráulico SOLIPET S.A. Pág. 9

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DRESSER OIL TOOLS, manual de operación de bombeo hidráulico.

Compendio de normas de seguridad e higiene industrial,

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100

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www.equipetrol.com

Biblioteca Digital IEP-PETROECUADOR. Tratamientos a las

formaciones en pozos con sistema de levantamiento artificial.

http://www.equipetrol.com/

ANEXOS

101

ANEXO 1: REGISTRO REPORTE DE INSPECCIÓN

BOMBA PISTÓN 3x48 OILMASTER

102


CAVIDAD OILMASTER 3x48

103


BOMBA PISTON KOBE SUPER A

104


CAVIDAD KOBE TIPO D 3.0”

105

ANEXO 5: BARRIL DE UNA BOMBA PISTÓN OILMASTER CON

PRESENCIA DE ESCALA

106

ANEXO 6: CAMISA DE UNA BOMBA PISTÓN OILMASTER EN

MAL ESTADO

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE...

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