La importancia de_la_toma_de_informacion

LA IMPORTANCIA DE LA TOMA DE
INFORMACIÓN EN POZOS PETROLEROS
CON SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO.
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ABEL MORALES HERNÁNDEZ 1
17 Febrero 2016
LUIS ERNESTO
MERCADO
GRANADERO
ING. ANTONIO ANDRES
PASCUAL GARCIA
FECHA DE
ELABORACIÓN
REVISÓ APROBÓ
INGENIERÍA PETROLERA
Y ENERGÍAS ALTERNAS
DEPARTAMENTO DE
TITULACIÓN
UNIVERSIDAD GRUPO
CEDIP
LA IMPORTANCIA DE LA TOMA
DE INFORMACIÓN EN POZOS
PETROLEROS CON SISTEMA DE
BOMBEO MECÁNICO
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERÍA PETROLERA Y ENERGÍAS ALTERNAS
P R E S E N T A :
ABEL MORALES HERNANDEZ

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Tampico Tamps. 17 de Febrero del 2016
UNIVERSIDAD GRUPO CEDIP
DEPARTAMENTO DE TITULACIÓN
TESIS PROFESIONAL PARA LA CARRERA DE:
INGENIERÍA PETROLERA Y ENERGÍAS ALTERNAS
NOMBRE DE TESIS
LA IMPORTANCIA DE LA TOMA DE INFORMACIÓN EN POZOS
PETROLEROS CON SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO.
ALUMNO: ABEL MORALES HERNANDEZ
NUMERO DE CONTROL: 5519
CORREO: abel.moher@gmail.com
CEL: 7821853623
ASESOR: LUIS ERNESTO MERCADO GRANADERO

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AGRADECIMIENTOS
Quiero agradecer a Dios por haberme dado las posibilidades y capacidades
necesarias para poder concluir mi tesis, y también por haberme dado la
oportunidad día a día de seguir con salud y un nuevo despertar.
Quiero agradecer a mi Padre Abel Morales Vega que para mí ha sido un maestro
a seguir; tanto en mi vida, como en cada trabajo en el que he estado, quiero
agradecerle por ayudarme día con día colaborando con sus ideas y
conocimientos, por exigirme más de mí mismo y por confiar en mí. Gracias a él
soy lo que soy y gracias a él he logrado salir adelante con mi carrera.
Quiero agradecer a mi Madre Teresita Hernández Barrera, por confiar y no
descuidar en ningún momento de mí, por apoyarme con ánimos y entusiasmo para
terminar mi carrera, y por aguantarme todos los días. Agradezco por todo lo que
me brinda y los conocimientos que me ha inculcado y que me han edificado como
persona.
Quiero agradecer a mi novia Nadia Paola Yee Montelongo por tenerme paciencia,
por no desesperarse por algunas situaciones, y por confiar en mí cuando estuve
elaborando mi trabajo de tesis, por los ánimos que me brindo y por ese cariño que
siempre me ha dado.

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CONTENIDO
INDICE
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………8
JUSTIFICACIÓN………………………………………………………………10
1. CAPITULO 1
1.1.SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN………………….11
1.2.APLICACIÓN DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES……………...14
1.2.1. BOMBEO NEUMÁTICO.....................................................16
1.2.1.1. BOMBEO NEUMÁTICO CONTÍNUO………………..17
1.2.1.2. BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE…………..18
1.2.2. BOMBEO HIDRÁULICO………………………………………19
1.2.3. BOMBEO ELECTROSUMERJIBLE………………………….25
1.2.4. BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS……………….35
2. CAPITULO 2
2.1.ANTECEDENTES DEL BOMBEO MECÁNICO…………………...41
2.2.BOMBEO MECÁNICO………………………………………………..45
2.3.EPM (EMBOLADAS POR MINUTO)………………………………..49
2.4.EQUIPO SUPERFICIAL DE BOMBEO MECÁNICO………………52
2.5.EQUIPO SUBSUPERFICIALE DE BOMBEO MECÁNICO……….56
2.6.FUNCIONAMIENTO DEL BOMBEO MECÁNICO…………………67
3. CAPITULO 3
3.1.UNIDADES DE BOMBEO MECÁNICO……………………………71

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3.1.1. UNIDAD CONVENCIONAL…………………………………..71
3.1.1.1. UNIDAD MARK II……………………………………...73
3.1.1.2. UNIDAD AEROBALANCEADA………………………79
3.1.2. CLASIFICACIÓN API PARA UNIDADES DE BOMBEO
MECÁNICO……………………………………………………….81
3.1.3. UNIDADES HIDRONEUMÁTICAS…………………………..82
3.1.3.1. UNIDAD DE BOMBEO TIEBEN……………………...82
3.1.3.2. UNIDAD DE BOMBEO VSH2………………………...85
3.1.3.3. UNIDAD DE BOMBEO CORLIFT……………………87
3.1.4. UNIDADES DE CARRERA LARGA (ROTAFLEX)………...88
4. CAPITULO 4
4.1.ECHÓMETRO………………………………………………………….89
4.1.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO………………………………...89
4.2.ANALIZADOR DE POZOS (TOTAL WELL MANAGER)………….98
5. CAPITULO 5
5.1.TOMA DE INFORMACIÓN……………………………………………99
5.2.OBJETIVO DE LA TOMA DE INFORMACIÓN…………………..…99
5.3.REGISTROS ACÚSTICOS……………………………………………100
5.3.1. TÉCNICAS PARA TOMA DE REGISTRO……………………102
5.4.PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE REGISTRO ACÚSTICO……….103
5.4.1. FUNCIONAMIENTO PISTOLA DISPARO REMOTO……….103
5.4.2. INTERPRETACIÓN……………………………………………..105
5.4.3. FUENTES DE ERROR………………………………………….106
5.5.DINAMOMÉTRO………………………………………………………..107

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5.5.1. CARTA DINAMOMÉTRICA…………………………………….107
5.6.PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL DINAMÓMETRO………………113
5.7.CONSTRUCCIÓN DE UNA CARTA DINAMOMÉTRICA…………..113
6. CAPITULO 6
6.1.PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE INFORMACION…………117
6.2.DETERMINACION DE NIVEL ACUSTICO…………………………..117
6.3.DETERMINACION DE CARTA DINAGRAFICA…………………….124
6.4.PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR PRUEBA DE VALVULAS…127
7. CAPITULO 7
7.1.DIAGNÓSTICO DE LA TOMA DE INFORMACIÓN………………...130
7.2.BAJO NIVEL DINÁMICO……………………………………………….131
7.3.GOLPE DE FLUIDO…………………………………………………….132
7.4.INTERFERENCIA DE GAS…………………………………………….133
7.5.ALTO NIVEL DINÁMICO……………………………………………….134
7.6.PASE EN VÁLVULA DE PIE O FIJA………………………………….136
7.7.PASE EN VÁLVULA VIAJERA………………………………………...137
7.8.TUBERÍA DESANCLADA………………………………………………138
7.9.SARTA DESPRENDIDA………………………………………………..139
7.10. GOLPE DE BOMBA……………………………………………...140
7.11. BARRIL ROTO O ATASCADO………………………………….141
8. CAPITULO 8
8.1.RECOMENDACIONES DE OPTIMIZACIÓN…………………………142
8.2.RECOMENDACIONES PREVENTIVAS………………………………142

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9. CAPITULO 9
9.1.CONCLUSIONES………………………………………………………..160

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INTRODUCCIÓN.
Los sistemas artificiales de producción han sido y serán parte importante en la
explotación de pozos petroleros, principalmente en campos productores de aceite
con las condiciones geológicas prevalecientes en algunas áreas, debido a la
complicada naturaleza de yacimientos heterogéneos, la baja productividad
asociada a la baja permeabilidad de la formación, la producción de arena, la
tendencia de incrementar la RGA de los pozos durante su explotación y la baja
rentabilidad.
Debido a la corta etapa fluyente de los pozos recién terminados con aparejo
sencillo fluyente (ASF), es necesaria la implementación temprana de un sistema
artificial de producción adecuado para manejar la producción de los pozos, así
como contrarrestar la gran cantidad de pozos que abaten su presión y por
consiguiente disminuyen su capacidad productiva en tiempos muy cortos. Al
reducirse el tiempo de producción de los pozos en su etapa fluyente, y ser
comparado este tiempo contra los programas de reparaciones mayores (RMA) y
reparaciones menores (RME) han llevado a las compañías petroleras a tener en
su momento una cartera muy amplia de pozos cerrados, aunado a esto la
problemática que existe en algunos campos con aceite pesado y pozos con
severas desviaciones, que complican aún más la extracción del hidrocarburo e
incrementan los costos en intervenciones futuras.
Se dice que el sistema de bombeo mecánico es el último sistema que debería
aplicarse en la vida productiva de un pozo petrolero, debido a que es muy difícil

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sacar a superficie el hidrocarburo cuando los pozos se encuentran sin presión de
empuje en el fondo, también se ha observado en algunos pozos, que su vida
productiva es muy corta, debido a que tienden a depresionarse rápidamente, pero
se ha comprobado que el bombeo mecánico es el sistema artificial más amigable y
económicamente rentable para este tipo de situación, ya que es un sistema que
puede trabajar a profundidades hasta 2500 m, con mucho éxito, puesto que no
necesita una infraestructura altamente costosa (red de gas) para su
funcionamiento como el sistema de bombeo neumático.

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JUSTIFICACIÓN
Debido a la gran demanda que existe en la extracción de hidrocarburo del
subsuelo con sistema de artificial de bombeo mecánico en el mundo, al igual que
con otros sistemas artificiales de producción, la implementación de toma de
información y análisis de manera consecutiva a pozos con sistema de bombeo
mecánico, ofrece una gran oportunidad en la producción óptima y eficiente de
hidrocarburos. Tomando en cuenta todos los parámetros necesarios para que las
unidades de bombeo mecánico y los aparejos de producción trabajen
continuamente sin fallas o problemas causados por; el bajo nivel dinámico,
desbalanceo de unidades, interferencia de gas en bombas, golpe de fluido, sarta
desprendida, exceso de carga en aparejo, etc., en base a la toma de información y
análisis de la misma, se puede determinar si se requiere de un mantenimiento
preventivo para no hacerlo correctivo y evitar gastos innecesarios en reparaciones
futuras, ya sea de unidades de bombeo o reparaciones menores con equipo de
intervención de pozos.

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CAPITULO 1
1.1SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN
Los pozos productores de hidrocarburo pueden ser clasificados de acuerdo al tipo
de energía que disponen para aportar fluidos en superficie. Generalmente esta
clasificación consiste en:
 Pozos Fluyentes – Son aquellos que pueden aportar fluidos, desde el fondo
del pozo hasta la superficie con tan solo la energía del propio yacimiento.
Esto es, la presión del yacimiento es suficiente para contrarrestar las caídas
de presión existentes en el aparejo de producción. (Fig. 1.1)
Fig. 1.1 Fotografía de Pozo fluyente

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 Pozos productores con sistema artificial de producción – Son aquellos
que necesitan adicionárseles algún tipo de energía ajena al yacimiento para
que puedan aportar fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. (Fig.
1.2).
Fig. 1.2 Sistemas Artificiales de producción
Cualquiera de las técnicas empleadas para extraer el petróleo de la formación
productora a la superficie, cuando la presión del yacimiento es insuficiente para
elevar el petróleo en forma natural hasta la superficie.

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Así mismo, cuando un pozo llega al fin de su etapa productiva por flujo natural, es
decir, sí la presión de fondo fluyendo a la cual está produciendo, llega a ser tan
baja de tal forma que el pozo pueda producir a un gasto deseado o peor aún, que
deje de producir, entonces nos veremos en la necesidad de instalar algún método
de producción artificial para incorporar nuevamente a producción el pozo.
Por otra parte, debe tenerse en cuenta que, aunque un pozo sea capaz de fluir
naturalmente no significa que no deba considerarse algún tipo de sistema artificial
para un tiempo determinado. La energía puede ser suministrada indirectamente por
inyección de agua o gas en el yacimiento para mantener la presión del mismo.
Existe una gran variedad de métodos de sistema artificial (Fig.1.3), sin embargo,
todos son variaciones o combinaciones de tres procesos básicos:
1. Aligeramiento de la columna de fluido, mediante inyección de gas (Bombeo
neumático):
2. Bombeo subsuperficial (Bombas de balancín, bombas hidráulicas, bombas
electrocentrífugas)
3. Desplazamiento con émbolo de baches de líquido (Émbolo viajero).

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Figura 1.3. Tipos de Sistemas Artificiales de Producción
1.3 APLICACIÓN DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES
La aplicación de los sistemas artificiales de producción en la vida productiva de los
yacimientos depende de varios factores, dentro de los cuales podemos mencionar
en orden de importancia los siguientes:
 Presión del yacimiento
 Presión de fondo fluyendo
 Profundidad promedio del yacimiento
 Producción de los pozos
 Relación gas – aceite
 Rentabilidad

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En cada uno de ellos se debe de considerar la vida productiva del yacimiento;
fluyente, semifluyente y final (Tabla 1), ya que de esta manera en la selección del
sistema artificial se tomarán en cuenta todos los parámetros que involucran un
análisis técnico - económico para tomar la mejor decisión en la implantación de un
sistema artificial.
Tabla 1. Vida de producción de un pozo petrolero
•BOMBEO
NEUMÁTICO
CONTINUO
> BOMBEO
NEUMÁTICO
INTERMITENTE
> CAVIDADES
PROGRESIVAS
> BOMBEO
HIDRAÚLICO
>BOMBEO
MECÁNICO
>CAVIDADES
PROGRESIVAS
> BOMBEO
MECÁNICO
FLUYENTE SEMIFLUYENTE FINAL
> BOMBEO
NEUMÁTICO
CONTINUO
> BOMBEO
ELECTRICO
CENTRÍGUGO
> BOMBEO
HIDRAÚLICO

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1.3.1 Bombeo Neumático
El bombeo de gas o aire ha sido utilizado años atrás para levantar los fluidos a la
superficie. A principio del siglo XVIII se utilizó para eliminar el agua de las minas
ya que fue el único método práctico para elevar grandes volúmenes de agua.
El bombeo de aire se utilizó por primera vez en la recuperación secundaria del
crudo en el año 1865 en el estado de Pennsylvania, E.U., aunque fue hasta el año
de 1900 cuando adquirió aceptación general en el litoral del golfo de México.
Durante muchos años se practicó la inyección de gas para producir grandes
cantidades de petróleo en los estados de Luisiana y Texas, se fundaron empresas
especializadas que suministraron aire y gas a la industria petrolera. Gracias al
éxito del Bombeo Neumático (“gas lift”), los famosos campos petroleros tales como
el campo Evangeline de Luisiana y los campos Smackover y Spindletop del este
de Texas lograron mucha fama. Más tarde se introdujo el Bombeo Neumático en
los estados de Oklahoma y California donde también logró éxito.
La necesidad de altas presiones para iniciar la inyección del gas resultó en la
invención de las válvulas gas lift., en los años veinte se desarrollaron muchos
tipos, cuyo objetivo fue el de la disminución de dicha presión para permitir su
instalación a mayores profundidades. El uso de una serie de dichas válvulas para
permitir la inyección de gas en niveles sucesivamente más profundos.
Cuando las válvulas superiores quedan descubiertas debido a la caída del nivel
del fluido en el espacio anular, se cierran por que la presión diferencial en la
válvula o la velocidad del gas de inyección (en función del diseño) excedió la
regulación del resorte o del fuelle de válvula.

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El desarrollo y el perfeccionamiento de los equipos gas lift siguen siendo temas de
análisis hasta la fecha, actualmente existe una aceptación universal de este
método versátil y eficiente de producción de petróleo, el bombeo neumático
proporciona muchas ventajas.
a) La disminución de los costos de elevación, instalación y mantenimiento
b) La operación eficiente de pozos de alta y mínima producción
c) La capacidad de funcionar bien en presencia de arena, escama, H2S,
CO2, agua salada y alta RGA
d) Las capacidad de agotar el yacimiento
e) El aprovechamiento de la energía que ya está disponible
Si no hay presión y cantidad de gas suficiente, se pueden usar compresores con
sistemas cerrados o semicerrados.
A principios del año 1982, aproximadamente 560,000 pozos de un total de 790,000
pozos productores en los Estados Unidos, utilizaban distintos métodos de la
elevación artificial. Aproximadamente el 94% de los pozos petroleros utilizaban la
elevación artificial.
1.3.1.1 Bombeo Neumático Continuo
En este método un volumen continuo de gas a alta presión es inyectado dentro de
la tubería de producción para aligerar la columna de fluidos hasta obtener una
diferencial de presión suficiente a través de la cara de la formación y de este modo
permitir fluir al pozo a un gasto deseado. Lo anterior se logra mediante una válvula

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de flujo, la cual permite un posible punto de inyección profundo de presión
disponible y una válvula para regular el gas inyectado desde la superficie. El
sistema de B.N. continuo es factible de aplicarse en pozos de alto índice de
productividad (>0.5 bl/día/Ib/pg2) y presión de fondo relativamente alta (columna
hidrostática 50% de la profundidad del pozo) así como utilizando diversos
diámetros de T.P., dependiendo del gasto de producción deseado. De este modo
se pueden tener gastos entre 200 - 20000 bl/día a través de sartas de T.P. de
diámetro común y hasta 80000 bl/día produciendo por T.R.; aún más se pueden
tener gastos tan bajos como 25 bl/día a través de tubería de diámetro reducido
1.3.1.2 Bombeo Neumático Intermitente
En este método consiste en inyectar un volumen de gas a alta presión por el
espacio anular hacia la T.P. en forma cíclica, es decir, periódicamente inyectar un
determinado volumen de gas por medio de un regulador, un interruptor o ambos.
De igual manera, en este sistema se emplea una válvula insertada en la T.P. a
través de la cual, el gas de inyección pasará del espacio anular a la T.P. para
levantar los fluidos a la superficie y un controlador superficial cíclico de tiempo en la
superficie. Cuando la válvula superficial de B.N.I. abre, expulsa hacia la superficie
al fluido de la formación que se acumuló dentro de la T.P., en forma de bache.
Después de que la válvula cierra, la formación continua aportando fluido al pozo,
hasta alcanzar un determinado volumen de aceite con el que se inicie otro ciclo;
dicho ciclo es regulado para que coincida con el gasto de llenado del fluido de

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formación al pozo. En el B.N.I. pueden utilizarse puntos múltiples de inyección del
gas a través de más de una válvula subsuperficial.
Fig. 1.4 Trineo de inyección de gas y partes que lo componen
1.3.2 Bombeo Hidráulico
El bombeo hidráulico, como cualquier otro sistema artificial de producción es
introducido al pozo cuando la energía natural de éste no es suficiente para que
pueda fluir de manera económicamente óptima o rentable a un gasto de producción
deseado, por lo que es necesario restaurar una presión adecuada proporcionando

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energía adicional por medio de este sistema para poder elevar los fluidos hasta la
superficie manteniéndoles una determinada presión.
El bombeo hidráulico tipo pistón consiste de un sistema integrado de equipo
superficial (motor y bomba reciprocante) acoplado a una tubería conectada al pozo;
este equipo transmite potencia a una unidad instalada a una determinada
profundidad (pudiendo ser ésta el fondo del pozo) mediante acción hidráulica.
El flujo de fluido motriz inyectado acciona este equipo subsuperficial, consistente de
una bomba y un motor como elementos principales que impulsan el fluido de la
formación a la superficie, manteniéndoles una presión adecuada (Fig. 1.5).
Fig. 1.5 Bombeo hidráulico

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Las características más importantes de este sistema artificial de producción son:
1. Puede alcanzar mayores profundidades que otros sistemas. Debido a la
flexibilidad de este sistema ha permitido la explotación de pozos a
profundidades hasta de 18000 pies.
2. La bomba subsuperficial se puede recuperar fácilmente. Una de las ventajas
del bombeo hidráulico es la facilidad con que se instalan y recuperan las
bombas subsuperficiales. Para recuperar una bomba, la circulación se
invierte en la sarta de producción, a fin de desanclarla de su asiento. A
continuación se circula por la sarta del retorno del fluido motriz (o por el
espacio anular) para llevarla a la superficie, donde cae en un receptáculo
para su correspondiente cambio. Para introducir una bomba la operación se
efectúa a la inversa.
3. Buena flexibilidad de gastos de producción. La instalación de este tipo de
bombeo es ideal cuando se tienen a gran profundidad, a baja presión y bajas
relaciones gas-aceite, grandes volúmenes de fluido por producir (hasta 5000
bl/día).
4. Puede operar en pozos direccionales. Es el sistema artificial de producción
más indicado para operar en pozos direccionales, a diferencia del bombeo
mecánico convencional, bombeo neumático o electrocentrífugo, los cuales
presentan ciertas desventajas.

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5. Control del sistema de varios pozos desde un punto único. Desde ese punto,
el operador puede:
 Cerrar o abrir uno, cualquiera o todos los pozos, o la combinación deseada
de pozos.
 Graduar la velocidad de la bomba en cada pozo.
 Medir la velocidad de la bomba en cualquier pozo.
6. Fácil adición de inhibidores. Debido al estricto control del fluido motriz,
pueden agregársele a éste, toda clase de inhibidores que sea necesarios en
la superficie.
7. Manejo de crudos pesados. Esto estará en función de la capacidad de la
bomba subsuperficial y de su eficiencia. Pero dado el amplio rango de
bombas subsuperficiales existentes, el manejo de fluidos de alto peso
específico puede ser factible sin disminuir los ritmos de producción
preestablecidos.
Uno de los principales elementos del Bombeo Hidráulico en general es el fluido
motriz (aceite o agua). Dicho fluido tiene como función la de proporcionar la energía
necesaria para accionar el motor de la unidad de producción y además lubricar
todas las partes del sistema.
Las características más importantes que deberá poseer el fluido motriz son:

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a) Fluido limpio. Debido a que el fluido motriz estará en contacto con las partes
del equipo superficial y subsuperficial, es recomendable que este no
contenga impurezas que puedan, provocar problemas subsecuentes, tales
como: corrosión, y/o abrasión de la tubería de inyección, obstrucción de las
tuberías o mal funcionamiento del motor.
b) Contenido de sólidos mínimo. Es necesario que el tipo de fluido que se elija
o seleccione como fluido motriz, no contenga más de 20 p.p.m. de sólidos, el
tamaño de las partículas sólidas no deberá exceder a 15 micrones y el
contenido de sal no ser mayor de 12 lb/1000 bl. de aceite.
c) Baja Viscosidad. Esta característica será uno de los factores para poder
elegir el tipo bomba superficial, ya que si el fluido motriz es sumamente
viscoso, la presión de descarga requerida para la bomba deberá ser
sumamente alta para moverlo, por lo que se necesita que la viscosidad sea
la más baja posible.
d) Alto poder de lubricación. Esta característica es debida a que el fluido motriz
estará en contacto directo con todas las partes mecánicas del motor
superficial y por lo tanto tendrá como función la de lubricar cada una de las
partes que constituyen dicho motor.
 Sistema abierto de fluido motriz. Aquí el fluido motriz bajo presión es dirigido
a la bomba subsuperficial por una tubería, este acciona la bomba, entra en
la corriente del fluido producido y retorna a la superficie mezclado con éste.

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En este sistema sólo son necesarios dos conductos dentro del pozo uno
para conducir el fluido motriz a la unidad subsuperficial y otro para conducir
la mezcla de fluido motriz con fluido producido a la superficie (dos sartas de
tubería de producción o una sola sarta de tubería y el espacio anular T.R.-
T.P.).
 Sistema cerrado de fluido motriz. En este caso el fluido motriz es circulado al
fondo del pozo para accionar la unidad subsuperficial, pero no se mezcla
con el fluido producido, sino que es retornado a la superficie por una sarta
de tubería por separado por lo que es necesario un conducto extra a
diferencia del sistema abierto.
Las principales causas que provocan mal funcionamiento en el sistema son:
i. Falta de Fluido Motriz
ii. Obstrucciones del flujo
iii. Fugas
iv. Cambios de condiciones del pozo
v. Desgaste del motor
vi. Contaminación del fluido motriz
vii. Alta producción de gas

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1.3.3 Bombeo Electrocentrifugo
La bomba electrocentrífuga es una máquina de diseño singular que ha jugado un
papel de vital importancia en la producción de altos volúmenes de los recursos
petrolíferos. Este equipo ha sido aplicado en pozos de petróleo de mayor
temperatura y más agresivos durante la última década. Durante este tiempo las
tendencias del desarrollo más significativas han proporcionado soluciones al difícil
problema de mantener una vida útil en aumento para los equipos que operan en
dichos ambientes.
La identificación de los factores más importantes que contribuyen a los problemas
de operación en estas aplicaciones agresivas ha dado paso a cambios de diseño
en el equipo y a materiales mejorados capaces de incrementar el rendimiento
total. Se requiere la aplicación de éstas soluciones para maximizar la producción
de aceite y disminuir la frecuencia de los problemas del equipo.
Este sistema artificial presenta la característica que le da ventaja sobre los demás
sistemas, para hacer producir a los pozos (Fig. 1.6).
 Los controles subsuperficiales ocupan un espacio mínimo
 El método es seguro y limpio, se recomienda para operaciones en
ambientes urbanos y marítimos.
 Generalmente considera un gran volumen de bombeo para prever
incrementos de volumen y porcentajes de agua ocasionados por el
mantenimiento de la presión y por operaciones de recuperación secundaria.
 Permite continuar produciendo el pozo, aun cuando se esté perforando y

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haciendo trabajos a pozos vecinos.
El sistema de bombeo opera sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el
extremo de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de los
disparos. En su diseño es importante determinar principalmente el tamaño y
número de etapas que se requieren en la bomba y la potencia del motor ya que
resulta significativamente afectado por la presencia de gas libre en los fluidos que
se bombeen.
Descripción del sistema
Un sistema de bombeo semisumergible está compuesto de:
 Motor eléctrico
 Protector
 Separador de gas
 Bomba centrífuga de etapas múltiples
 Cable eléctrico
 Tablero de control
 Transformador
Una variedad de accesorios para complementar estos elementos principales
dentro de una aplicación típica del sistema se corre en la tubería y es sumergida
en el fluido del pozo, estas instalaciones se aplican también en pozos
direccionales.

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Componentes del Equipo Subsuperficial
Bomba centrífuga de etapas múltiples
La centrífuga multietapas tiene amplio rango de capacidades para diferentes
condiciones de pozo. Son resistentes al nitrógeno para proporcionar un desarrollo
óptimo y mantener la máxima resistencia a la corrosión y abrasión. Están provistas
como cualquier tipo estándar, las cabezas atornilladas y las entradas hacen
posible variar la capacidad de las bombas en el campo al usar una o todas las
secciones de la bomba.
Existen diferentes diseños para aplicaciones particulares y cada uno tiene sus
propias ventajas, desventajas y limitaciones. Las bombas centrífugas son de
múltiples etapas (Fig. 1.7) y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un
difusor estacionario (Fig. 1.8). El tipo de etapa que se usa determina el volumen
de fluido que va a producirse así como el número de etapas que determinan la
carga generada y la potencia requerida. En una bomba de impulsores flotantes,
estos se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar en empuje
ascendente o descendente en cojinetes, cuando están en operación, estos
empujes los absorbe un cojinete en la sección sellante.
En una bomba de impulsores fijos, estos no pueden moverse y el empuje
desarrollado por los impulsores lo amortigua un cojinete en la sección sellante. Los
empujes desarrollados por los impulsores dependen de su diseño hidráulico y
mecánico, además del punto de operación de la bomba, una bomba operando al
gasto superior de su diseño produce empuje ascendente excesivo y por el
contrario, operando a un gasto inferior produce empuje descendente. A fin de
evitar dichos empujes la bomba debe de operar dentro de un rango de capacidad

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recomendado, el cual se indica en las curvas de comportamiento de las bombas y
que van del 12 al 125 % del punto de mayor eficiencia de la bomba.
Protector o sección sellante.
Esta colocado entre la bomba y el motor, su principal función es aislar el motor del
fluido del pozo, el diseño del protector va a permitir una igualación de presiones
entre la presión de entrada y la del interior del motor permitiendo la contracción del
aceite del motor debido a la temperatura. Dos mecanismos de sello proveen la
protección dual contra la migración de los fluidos a lo largo de la flecha. El
protector también sirve como una caja o envolvente de tipo marino de engranajes
la cual absorbe las cargas axiales (Fig. 1.9)

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Fig. 1.6 Aparejo de bombeo electrocentrifugo

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Fig. 1.7 Bomba centrífuga sumergible de múltiples etapas con succión estándar

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Fig. 1.8 Impulsor y difusor

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Fig. 1.9 Protector o sección sellante
Motor sumergible
El motor es la fuerza impulsora que hace girar a la bomba. Los motores eléctricos
usados en operación de bombeo eléctrico son bipolares, trifásicos del tipo jaula de
ardilla de inducción y opera a una velocidad relativamente constante de 3500 rpm
a 60 ciclos. Los motores se llenan con aceite mineral altamente refinado que debe
proporcionar resistencia dieléctrica, lubricación a los cojinetes y buena
conductividad térmica.
EL cojinete de empuje del motor soporta la carga de los resortes del motor. El
aceite no conductor en la carcasa del motor lubrica los cojinetes y transfiere el

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calor generado en el motor a la carcasa. El calor de la carcasa a su vez es
transferido a los fluidos del pozo que pasan por la superficie externa del motor, por
lo tanto el motor de la unidad de bombeo nunca se coloca abajo del punto de
entrada de fluido.
La profundidad de colocación es un factor determinante en la sección de voltaje
del motor debido a las pérdidas de voltaje en el cable. Cuando la pérdida de
voltaje es demasiado grande, se requiere un motor de mayor voltaje y menor
amperaje.
La potencia del motor se calcula multiplicando la máxima potencia por etapa
(obtenida de las curvas de la bomba) por el número de etapas de la bomba y
corrigiendo por la densidad específica del fluido bombeado. Los requerimientos de
amperaje pueden variar desde 12 hasta 130 amperes. La potencia se logra con
incrementos de longitud de la sección de motor. El motor está construido con
rotores generalmente de 12 a 18 pg que se montan en la flecha y con estatores
(bobinas) montadas en la carcasa de acero del motor.
El motor sencillo más largo es de aproximadamente 30 pies y alcanza de 200 a
250 Hp, mientras que los motores estándar pueden tener 100 pies de largo y
alcanzar 1000 HP.
El motor está compuesto de rotores, generalmente de unas 12 a 18 pulgadas en
longitud, que están montados en una flecha y localizados en el campo eléctrico
(estator) montado dentro de la carcasa de acero. Los motores de un solo cuerpo o
sección más largos se aproximan a los 33 pies de largo y pueden estar diseñados
para generar hasta 400 caballos de fuerza, mientras que los motores tándem se

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aproximan a los 90 pies de largo y pueden tener una potencia que alcance los 750
caballos de fuerza. La (Fig. 1.10) muestra el ensamble del estator, rotor, y eje de
un motor sumergible.
El estator está compuesto de un grupo de electroimanes individuales organizados
de tal manera que forman un cilindro hueco con un polo de cada electroimán
mirando hacia el centro del grupo. Ya que no hay ningún movimiento físico del
estator, el movimiento eléctrico es creado por el cambio progresivo de la polaridad
en los polos del estator de manera que su campo magnético combinado gira. En
un motor de corriente alterna, esto se logra fácilmente ya que la inversión de la
corriente cada medio ciclo automáticamente cambiará la polaridad en cada polo
del estator.
Fig. 1.10 Ensamble del estator, rotor y eje de un motor sumergible

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El rotor también está compuesto de un grupo de electroimanes arreglados en un
cilindro con los polos mirando hacia los polos del estator. El rotor gira simplemente
por medio de atracción y repulsión magnética cuando sus polos intentan seguir el
campo eléctrico rotante generado por el estator. No hay conexión externa al rotor,
el flujo de corriente a través de los polos eléctricos del rotor está inducido por el
campo magnético creado en el estator. La velocidad a la cual gira el campo del
estator es la velocidad sincrónica.
1.3.4 Bombeo de Cavidades Progresivas
El sistema de bombeo de cavidades progresivas es el método de levantamiento
artificial más novedoso y de mayor expansión de los últimos años. Este sistema es
muy simple y económico. La instalación de superficie es considerablemente menor
que la de un bombeo mecánico pero tiene limitaciones en cuanto a la presión que
puede generar y estova en línea directa con la capacidad de producción.
Principio del funcionamiento
Este método tiene como elemento fundamental el uso de una bomba de sub suelo
integrada por un rotor o elemento móvil y un estrator moldeado o elemento fijo,
para que el rotor en su interior y levante el fluido hasta la superficie.
Opera como un tornillo. La bomba está en el fondo del pozo, y es comparable con
un tornillo gigante recubierto por un polímero muy duro. La fuerza motriz la entrega
un motor de superficie (eléctrico o a explosión). La transmisión es realizada por un

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eje de varillas, similar al de las bombas mecánicas, pero en este caso, el
movimiento es rotante.
Es el método preferido en el caso de no tener grandes presiones o en caso de
tener intrusiones de arena ya que las bombas pueden operar sin destruirse en sus
partes mecánicas ni tener un desgaste excesivo.
Las bombas de desplazamiento positivo, llamadas también de cavidad progresiva,
están diseñadas para operar en pozos de baja profundidad 600 m, a mediana
profundidad 1370 m, aproximadamente. Este diseño ha sido adaptado para
bombear aceite de los pozos, ya que no es afectado por los candados de gas y es
capaz de levantar sedimentos que se encuentran en el interior del pozo como son:
Grumos de carbonato de calcio, poli sulfuros, lutita y/o arcilla, aceite viscoso,
herrumbre de tubería, etc. Además que dichas bombas pueden manejar
producciones variables de acuerdo a cada pozo en particular con tan solo variar
las velocidades de bombeo en la superficie.
A continuación describimos las partes constitutivas del equipo y su
funcionamiento.
El equipo subsuperficial consiste de una bomba de desplazamiento positivo que se
introduce dentro del pozo cuyas partes principales son:
 Estator
 Rotor
 Varillas de acero convencionales

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Estator:
Está hecho de una camisa de acero en cuyo interior se encuentra vulcanizado,
una capa de hule elaborada de un “elastómero sintético”, moldeado a precisión,
durable, resistente a la corrosión, el cual está constituido formado una serie de
cavidades selladas y separadas 180° o sea, se forman cavidades helicoidales de
doble paso.
Rotor:
Es un espiral de acero de alta resistencia, maquinada a precisión con un
recubrimiento superficial de cromo. Cuando el rotor y el estator se encuentran
operando, se forman cavidades definidas y selladas, esto es; conforme el rotor
dentro el estator, las cavidades progresan en una dirección ascendente y cuando
el fluido entra a una cavidad es inmediatamente impulsado a la superficie en un
flujo estable y laminar. Este proceso puede ser comparado con el de una bomba
de inserción de bombeo mecánico, la cual constantemente opera en su carrera
ascendente.
Como resultado de este diseño, no se tiene válvulas en su interior que se gasten o
ataquen debido a la presencia de partículas sólidas como son: la arena,
polisurfuros, sal, grumos de carbonato, arcilla y/o lutitas, herrumbre de la tubería,
etc. El estator está suspendido de la tubería de producción y el rotor de la sarta de
varillas, la cual es accionada (girada) por el motor instalado en la superficie.

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Descripción general del equipo.
Equipo Subsuperficial.
El equipo subsuperficial es un conjunto de estator-rotor que forman la bomba,
varillas de succión convencionales y la misma tubería de producción.
Equipo superficial.
Este equipo está compuesto de un estopero, varilla pulida, reductor de engranes,
motor eléctrico, freno y tablero de control; si se desea se incluye el cabezal y la
“tee” de flujo para la descarga a la línea de escurrimiento.
En la superficie se encuentra el cabezal sencillo, consistente de un cuerpo de
hierro fundido donde se alojen dos cojinetes; uno de empuje para soportar las
cargas verticales y el cojinete radial que es capaz de soportar las fuerzas radiales.
Ahí mismo se tienen los engranes para reducir la velocidad del motor a la rotación
de la sarta de varillas, que es del orden de 300 a 400 revoluciones por minuto.
También se tiene alojado en el cabezal el empaque o sello de tipo común, donde
se aloja una serie de 8 empaques de hule y asbesto, así como dos roldanas de
bronce para un mejor y durable sello.

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Funcionamiento.
En el interior del estator gira el rotor impulsado desde la superficie por varillas de
succión convencionales. Este movimiento genera cavidades de tal manera que el
fluido que llega a la primera es inmediatamente impulsado hacia la siguiente forma
progresiva ascendente, hasta la descarga de la bomba, la cual debe encontrarse
permanentemente sumergida en el fluido que se bombea. En esta forma el fluido
en su trayectoria hacia la superficie llega hasta la “tee” de flujo donde se canaliza
hacia la línea de escurrimiento.
El estopero permite el giro de la varilla pulida en su interior, proporcionando un
sello que impide fuga de fluidos a la superficie; la varilla pulida es el medio de
conexión entre la caja de engranes y la sarta de varillas de succión.
El reductor de engranes es el sistema de transmisión de potencia del motor a la
sarta de varillas. En él se logra que el movimiento giratorio horizontal de la flecha
del motor, se convierta en movimiento giratorio vertical sobre la varilla pulida.
Adicionalmente construye el medio para reducir la velocidad de la flecha del motor
a una velocidad adecuada. Esta velocidad de bombeo varía en función del cambio
de la relación de diámetros entra la polea montada en la flecha del motor y la
polea montada en la flecha de reductor de engranes.
El movimiento rotatorio de la flecha del motor, se transmite la flecha del reductor
de engranes por medio de bandas que corren sobre dichas poleas.
El tablero de control es la parte del aparejo a través de la que se alimenta la
energía eléctrica al motor, la cual proviene de una línea domestica que en algunos

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casos necesita del uso de un transformador para elevar el voltaje de dicha línea
hasta el requerido por el motor (Fig. 1.11)
Fig. 1.11 Componentes del sistema BCP

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CAPITULO 2
2.1 ANTECEDENTES DEL BOMBEO MECÁNICO
El sistema de bombeo mecánico convencional nació prácticamente a la par con la
industria petrolera cuando el Coronel Drake perforó el primer pozo en busca de
hidrocarburos en Pennsylvania, Estados Unidos en el año de 1859.
En aquellos tiempos la perforación se llevaba a cabo con herramientas de
percusión. La barrena se suspendía mediante un balancín hecho con madera (Fig.
2.1) y se dejaba caer, en la misma forma a como hoy día se hincan los pilotes en
una construcción.
Cuando el pozo dejaba de fluir, era más fácil usar el balancín de madera que había
quedado en el sitio para operar la bomba de succión. Así nació el sistema del
bombeo mecánico convencional. Aunque hoy en día ya no se usan las mismas
varillas ni balancines de madera y mucho menos máquinas a vapor, los
componentes del método son los mismos.
Actualmente el bombeo mecánico es uno de los sistemas artificiales de producción
que se utiliza en más del 80% de los pozos productores a nivel mundial.

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Fig. 2.1 Ejemplo de unidad de bombeo mecánico con balancín de madera
El balancín, una de las partes importantes del bombeo mecánico símbolo del
método, todavía se usa para convertir el movimiento rotatorio del motor en
reciprocante para impulsar la bomba.
Otros componentes no menos importantes son las varillas de succión y el tercero,
la bomba misma que todavía usa un pistón, el barril y las válvulas fija y viajera (Fig.
2.2).

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Figura 2.2 – Bomba Subsuperficial de inserción
La evolución de estos componentes, tanto en diseño como en materiales, la
tecnología electrónica y el avance en las aplicaciones de análisis y diseño, han

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contribuido para que el bombeo mecánico convencional moderno haya dejado de
ser el número 1 de los Métodos de Producción reservado sólo a los pozos que
llegaban al final de su etapa productiva. Por su larga historia, no es difícil pensar
que este método es el más popular y usado en la industria petrolera a nivel mundial
(Fig. 2.3)
Figura 2.3 – Unidad VSH2 sustituyendo a la unidad Convencional

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2.2 EL BOMBEO MECÁNICO
El Sistema artificial de explotación de Bombeo Mecánico tiene como objetivo elevar
los fluidos a la superficie cuando el pozo ha dejado de fluir por la presión natural de
yacimiento. Partiendo desde el nivel dinámico y un nivel neto del pozo, se
efectuarán los cálculos necesarios para el diseño de la instalación con un mínimo
de:
 Torsión.
 Carga en la varilla pulida.
 Rango de cargas en las varillas.
 Requerimientos de potencia del motor principal.
 Costos de combustible o energía.
 Costo de mantenimiento de la unidad.
 Roturas de varillas.
 Producción diferida por rotura de varillas o por reparación y mantenimiento
de la unidad.
 Costo de instalación.
 Costo inicial.
Adicionalmente, el Sistema de Bombeo Mecánico debe ser resistente, de larga
vida, eficiente, fácil y de bajo costo para transportar, silencioso, no contaminante, y
seguro de instalar y de operar.

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Las partes esenciales del sistema de bombeo mecánico son:
1) El equipo superficial de bombeo (U.B.M.) y las conexiones superficiales.
2) La bomba subsuperficial impulsada por varillas y sus accesorios.
3) La sarta de varillas de succión.
4) La tubería de producción (T.P.) y accesorios para bombeo mecánico.
El Bombeo Mecánico es uno de los Sistemas Artificiales de Producción que mayor
impulso ha tenido dentro de la industria petrolera. En México existen campos
petroleros donde su uso es amplio (Nanchital, El plan, Agua Dulce Poza Rica,
Ébano, Cerro Azul) es obvio que un mejoramiento en la eficiencia de operación en
las unidades de bombeo, representa un incremento notable en la producción de
aceite, así como la reducción de los costos de almacenamiento y mayor vida útil
de las instalaciones de este sistema.
El sistema de Bombeo Mecánico se usa cuando la energía de los Yacimientos es
insuficiente para elevar los fluidos que se encuentran en el fondo del pozo hasta la
superficie.
Este sistema de bombeo es recomendable usarlo en pozos que presentan las
siguientes características:
1. Pozos con producción de aceites viscosos
2. En pozos que tengan desviaciones (direccionales)
3. En pozos con baja recuperación de aceite
4. Pozos alejados de instalaciones de inyección de gas o energía eléctrica

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5. Pozos en zonas urbanas (por seguridad)
6. En pozos con profundidades someras ( menores de 2500 m)
Uno de los requisitos previos para resolver los problemas de diseño es tener un
buen conocimiento de las partes que integran una instalación.
1. Equipo superficial.- este equipo convierte el movimiento rotatorio de la
unidad de poder (motor) en un movimiento oscilatorio lineal
2. Unidad de poder (motor).- es la encargada de proporcionar la energía
necesaria al sistema.
3. Sarta de varillas de succión.- la función de esta sarta, es transmitir el
movimiento de bombeo y la potencia a la bomba superficial.
4. Bomba subsuperficial.- esta bomba es la que impulsa los fluidos del pozo
hacia la superficie la cual es accionada por la sarta de varillas.
En la (Fig. 2.4) se muestran las partes que integran un Sistema de Bombeo
Mecánico, donde se muestra el arreglo del equipo superficial de una Unidad de
Bombeo Mecánico.
El movimiento de rotación de la manivela es convertido en un movimiento
oscilatorio por medio de la viga móvil. Dicha viga es soportada por el poste de
apoyo y el cojinete principal o balero central.

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La cabeza de caballo y el cable colgador se usan para proporcionar la verticalidad
del movimiento de la sarta de varillas y evitar que la varilla pulida se doble en la
parte superior del estopero. Las varillas pulidas en combinación con el estopero se
usan para mantener un buen sello y evitar fugas en la superficie.
Para un buen diseño de una instalación de bombeo mecánico se debe hacer una
buena selección del contra balanceo, el cual reduce el tamaño y los
requerimientos de torque de la unidad de poder y reductor de velocidad.
Otra consideración importante es la selección de la unidad de poder (motor). En la
actualidad se utilizan motores eléctricos y de combustión interna. Los motores
eléctricos tienen la ventaja de ser menos costosos, su mantenimiento tiene un bajo
costo y brindan un servicio confiable al sistema. Por otro lado los de combustión
interna tienen la ventaja de poseer un control de velocidad más flexible y operar en
un amplio rango de consideraciones de carga.

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Fig.2.4 Partes de un bombeo mecánico
2.3 EPM (EMBOLADAS POR MINUTOS)
Estas son la cantidad de repeticiones continuas del movimiento ascendente y
descendente (emboladas) que mantienen el flujo hacia la superficie. Como en el
bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas,
el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la

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manivela. Los diámetros de la bomba varían de 1 1/4 in a 2 1/8 in en tubería de
producción. El desplazamiento de fluido por cada diámetro de bomba depende del
número de emboladas por minuto y de la longitud de la embolada, que puede ser
desde 80 in hasta 288 in (ROTAFLEX).
Existen instrumentos que contabilizan el número de emboladas, donde se
demuestran en pantallas de cristal líquido (LCD), estos aparatos monitorean y
presentan la velocidad del número de emboladas por minuto (EPM) y el número
total de emboladas de las bombas. Se calcula de la velocidad de cada embolada y
actualiza la pantalla de velocidad de bombeo de cada segundo, contabiliza
aproximadamente de 6 a 350 emboladas por minuto y de 0 a 9 999 emboladas
totales acumuladas. (Fig. 2.5)
La caja, construida en acero inoxidable, es resistente al agua. Todos los letreros se
gravan permanentemente en la caja. El paquete completo está diseñado para
operar en forma confiable en el medio ambiente de perforación de pozos
petroleros, con altas vibraciones y uso constante, tanto en localizaciones en tierra
como costa afuera

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Fig. 2.5 Controlador de EPM
Longitud de carrera
Distancia que recorre el vástago desde el tope hasta el fondo, con un diámetro ya
establecido, una carrera larga por ejemplo, puede llegar hasta 9.3 metros se debe
hacer lo posible por trabajar a bajos ciclos por minuto esto permite un completo
llenado de la bomba y una menor carga dinámica, pero cuando la carrera es muy
larga el esfuerzo mecánico del vástago y de los cojinetes es demasiado grande,
para evitar el riesgo de pandeo, si las carreras son grandes deben adoptarse
vástagos de diámetros superior a lo normal. Además al prolongar la carrera de
distancia entre cojinetes aumenta, y con ello, mejora la guía del vástago.

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2.4 EQUIPO SUPERFICIAL DE BOMBEO MECÁNICO
El equipo de superficie incluye:
Unidad motriz: Es un motor eléctrico o de combustión interna que proporciona a
la instalación la energía mecánica, que es transmitida a la bomba y usada para
impulsar el sistema. La unidad motriz afecta el consumo de energía y las cargas de
la caja de engranaje. La potencia del motor depende de la profundidad, nivel de
fluido, velocidad de bombeo, y balanceo de la unidad.
Reductor de engranes: Su función es
reducir la velocidad del motor principal a
una velocidad de bombeo adecuada y al
mismo tiempo incrementar el torque
disponible sobre su eje de baja
velocidad.
Unidad de bombeo: Es un acople mecánico que transforma el movimiento de
rotación del motor en un movimiento reciprocante necesario para operar la bomba
de fondo. Cuenta con contrabalanceos para reducir los requerimientos de torsión
en el reductor de engranes y reducir el tamaño del motor principal. Transfiere la
energía del motor principal a la sarta de varillas y mantiene la verticalidad de la
varilla pulida. (Fig. 2.6)

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2.6 Unidad de Bombeo Convencional

Varilla pulida: Es la unión directa entre la sarta de varillas de succión y la unidad
de bombeo, que pasa a través de las conexiones superficiales. Tiene acabado
espejo con la finalidad de que no dañe los sellos del estopero. (Fig. 2.7).

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Fig. 2.7 Varilla pulida
Conexiones superficiales: Entre estas se encuentra el estopero, un mecanismo
que contiene los fluidos para que no se manifiesten a su exterior por medio de un
conjunto de sellos; el preventor y las válvulas de retención. Otro accesorio
importante es la grampa, que sirve para sujetar la varilla pulida por apriete,
colocada en forma permanente. (Fig. 2.8)
1. Varilla Pulida de 1 ½” ∅.
2. Grampa para varilla pulida de 1 ½” ∅ con uno, dos o tres tornillos
dependiendo de la profundidad del pozo.
3. Estopero Preventor Hubber - Hércules o similar, con hules para varilla
pulida de 1 ½” ∅ y rosca inferior de 3” ∅ macho; o estopero Ratigan 176
para varilla pulida de 1 ½” ∅, rosca estándar de 3” ∅.
4. Preventores Ratigan 212 con roscas de 3” ∅ hembra en un extremo y
macho en el otro, roscas “v” estándar o Preventor doble “E” LP-15 de 3” ∅
hembra en un extremo y macho en el otro, rosca “v” estándar.

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5. Tee de 3” ∅, de acero al carbón 3000 lbs/pg², rosca estándar.
6. Brida colgadora de 6” ∅ exterior, rosca macho superior de 3” ∅. Rosca
hembra inferior de 2
7
/8
” ∅ hembra, roscas estándar.
7. Válvula lateral de tubería de revestimiento de 2” ∅ 3000 lbs/pg², bridada.
8. Válvula de 2” ∅, 1000 lbs/pg², rosca hembra en los extremos, estándar.
9. “T” de 2” ∅ 1000 lbs/pg², rosca estándar.
10.Reducción botella de 2” ∅ a ½” ∅, rosca estándar.
11.Válvula de aguja de ½” ∅, 1000 lbs/pg², rosca estándar.
12.Válvula check de 2” ∅ 1000 lbs/pg², rosca estándar.
13.Codo de 2” ∅, 1000 lbs/pg², rosca estándar.
14.Tuerca unión de 2” ∅, 1000 lbs/pg², rosca estándar.
15.Válvula de flote de 2” ∅, 1000 lbs/pg², bridada o roscada
16.Reducción botella de 3” ∅ x 2” ∅, rosca estándar.
17.Niple de 2” ∅ para 2000 lbs/pg
2
de trabajo, rosca estándar.
18.Niple de ½” ∅ para 2000 lbs/pg² de trabajo, rosca estándar.

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Fig. 2.8 Conexiones superficiales
2.5 EQUIPO SUBSUPERFICIAL DE BOMBEO MECÁNICO
Equipo subsuperficial es el siguiente:
Sarta de varillas: Es la formada por las varillas de succión que son colocadas
dentro de la tubería de producción. Proporciona el ensamble mecánico entre la

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bomba y el equipo de superficie, cuya función es transmitir el movimiento de
bombeo superficial a la bomba subsuperficial. (Fig. 2.9).
Fig. 2.9 Sarta de varillas

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Bomba: Su función es admitir fluido de la formación al interior de la sarta de
producción y elevar el fluido admitido hasta la superficie. La bomba está
compuesta por un barril de trabajo, el émbolo, la válvula viajera y la válvula de pie.
Existen diferentes tipos de bombas que son utilizadas, como son las bombas de
tubería de producción, las bombas de inserción (Fig. 2.10 y 2.11)
a) Bombas de Tubería de Producción.
Las bombas de tubería de producción, por ser de un diámetro mayor, pueden
manejar volúmenes mayores de líquidos que las bombas de inserción, sin
embargo, la carga del fluido sobre la unidad de bombeo es mayor.
Las desventajas de estas bombas estriban en que el barril forma parte de la
misma tubería de producción, para efectuar alguna reparación o reposición de
partes, es necesario extraer la tubería de producción completa, lo que significa
una operación más complicada, y por consiguiente más costosa.
Un factor importante que debe tomarse en cuenta es la elongación de las varillas
por la carga de fluidos, lo que se traduce en una disminución en la carrera efectiva
del émbolo, siendo más crítica a medida que aumenta la profundidad del pozo.
Las bombas de tubería de producción operan mejor en pozos que tienen alto nivel
de fluidos y en donde la verticalidad del mismo haya sido comprobada.

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b) Bombas de Inserción.
Se le denomina bomba de inserción, porque el conjunto total de la bomba (barril,
émbolo con válvula viajera, válvula de pie y nariz de anclaje, ver (fig.10) que va
conectado en el extremo inferior de la sarta de varillas, se inserta en un niple de
asiento (zapata candado) instalado en la tubería de producción. Esto representa
una ventaja sobre las bombas de tubería de producción, ya que para hacer una
reparación o sustitución de la bomba, no es necesario extraer la tubería de
producción. La bomba de inserción se desancla y se extrae con la sarta de
varillas.

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Fig. 2.10 Bomba subsuperficial

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Fig. 2.11 Partes de bomba subsuperficial de bombeo mecánico

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Empacador: Es un dispositivo que bloquea el paso de fluidos al espacio anular y
del espacio anular a la tubería de producción (Figura 2.12). Aísla la tubería de
producción de la tubería de revestimiento, incrementando la eficiencia de flujo,
elimina presión a la tubería de revestimiento arriba del empacador, etc. En un
pozo con bombeo mecánico, el empacador, entre las funciones ya mencionadas,
puede utilizarse para aislar una probable rotura en la tubería de revestimiento.
El empacador cuenta con un mecanismo de afianzamiento y de un elemento
sellador de hule. El mecanismo de afianzamiento está constituido
fundamentalmente por cuñas metálicas que se adhieren a las paredes interiores
de la tubería de revestimiento, mediante una acción mecánica o hidráulica que
varía según el tipo y diseño del empacador. Esta acción permite también que el
elemento de hule se expanda contra la tubería de revestimiento, formando así un
sello hermético en el espacio anular.
Fig. 2.12 Empacador mecánico

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Ancla mecánica: Es un mecanismo que va alojado a determinada profundidad
del pozo en la sarta de tubería de producción, ligeramente debajo de la bomba e
impide el movimiento de T.P. durante el ciclo de bombeo, aumentando así la
eficiencia de la bomba y disminuyendo el desgaste de la varilla, de la tubería de
producción y la de revestimiento. (Fig. 2.13).
Tipos de Ancla.
1. Compresión: Este tipo de ancla es de más fácil recuperación y aumenta el
pandeo de la tubería.
2. Tensión: Este tipo de ancla es lo mejor para prevenir el movimiento de la
tubería, incrementando la eficiencia de bombeo y reduciendo el desgaste de
todo el equipo. El área de pasaje de gas debe ser suficiente para permitir que
el gas libre suba sin restricciones hacia la superficie y no produzca problemas
de bombeo.
Ventajas de las anclas
a) Cargas: Las cargas máximas en el vástago pulido son menores cuando
se usa ancla de tubería. Esto se produce principalmente por el
fenómeno de pandeo. El pandeo ocurre durante la carrera ascendente
cuando la válvula viajera está abierta y se cierra la estacionaria. En esta
posición el émbolo actúa como un pistón en relación dentro de la
tubería. El peso del fluido entonces produce mayor presión adentro que

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afuera de la tubería y por lo que se produce el pandeo cuando hay
insuficiente tensión en la tubería. Este efecto incrementa el esfuerzo y
carga en las varillas y la tubería.
b) Recorrido del émbolo: Las diferencias de carga son producidas por la
acción de bombeo. Durante la carrera ascendente el peso del fluido está
sostenido por las varillas y durante la carrera descendente la válvula
viajera abre para que el peso del fluido se transfiera de las varillas a la
tubería. La tubería entonces se alarga en proporción al peso del fluido y
como la transferencia de fluido se efectúa durante la carrera
descendente, el movimiento de la tubería se correlaciona a la carrera de
la bomba. Usando el ancla se evita este problema.
Esta es una de las ventajas principales del ancla de tubería porque al
no disminuir la carrera efectiva de la bomba se logra mayor producción.
c) Evita el desgaste de la tubería y de las varillas, que se producen por el
roce, especialmente en las uniones. La tubería que se encuentra en
algún pozo por algún tiempo sin ancla, se nota que sufre desgaste en la
unión, debido al roce contra la tubería, la cual también produce perdida
de fluido y fallas por las uniones.
Desventajas
a) El uso de anclas tiene la desventaja de que se usa más equipo dentro del
pozo, por lo consiguiente; mayor peligro de pescas por falla de esta
herramienta.

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b) El uso de anclas puede aumentar los problemas debido a corrosión o
incrustaciones.
Fig. 2.13 Ancla Mecánica

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Separador de gas: Ayuda a reducir la cantidad de gas libre que entra a la
bomba, ya que permite la separación del gas hacia la superficie a través del
espacio anular, antes de que entre a la bomba. Puede ser también un método de
separación natural (Fig. 2.14) poniendo la PI de la TP por debajo de los intervalos
disparados, esto para que permita la salida del gas del yacimiento chocando con
la TP y separando el gas del aceite.
Fig. 2.14 Separador de gas para bomba subsuperficial

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2.6 FUNCIONAMIENTO DEL BOMBEO MECÁNICO
La bomba se baja dentro la tubería de producción y se asienta en el fondo con el
uso de empacadores o anclas mecánicas (Fig. 2.15). La bomba es accionada por
medio de las varillas que le transmiten el movimiento desde el aparato de bombeo
(éste consta de un balancín al cual se le transmite el movimiento de vaivén por
medio de la biela y la manivela, éstas se accionan a través de una caja reductora
movida por un motor).
El balancín de producción imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de
varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de
producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.
La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. Por un lado en
la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula
viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. Por el otro,
en la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie
el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la
bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente mantiene
el flujo hacia la superficie.
La bomba consiste en un tubo de 6.8 a 29.8 ft de largo con un diámetro interno de
1.25 – 2.25 pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior
está unido a las varillas de bombeo. Este mecanismo se aloja dentro o se enrosca
en el extremo de la tubería.

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Fig. 2.15 Empacador y ancla mecánica

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Ciclo del comportamiento ideal de bombeo mecánico (Fig. 2.16)
1. En el Punto A, la válvula viajera cierra y se inicia la carrera ascendente del
pistón.
2. Del punto A al punto B, la carga de fluido es transferida de la tubería de T.P., a
la sarta de varillas de succión.
3. En el punto B, la válvula estacionaria abre y permite la entrada de fluidos del
pozo, a la cámara de compresión de la bomba.
4. De B a C, la carga de fluido es elevada por el émbolo, al mismo tiempo que se
está llenando la cámara de compresión.
5. En el punto D, se inicia la carrera descendente y cierra la válvula estacionaria,
la válvula viajera permanece cerrada.
6. En el punto E, abre la válvula viajera y la carga es transferida de la sarta de
varillas a la tubería de producción.
7. Del punto E al F, se desplaza el fluido de la cámara de compresión a la T.P.
8. Se repite el ciclo.

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Fig. 2.16 Ciclo de bombeo

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CAPITULO 3
3.1 UNIDADES DE BOMBEO MECÁNICO
Como sabemos, hay diferentes tipos de unidades de bombeo mecánico, ya sean
de balancín, hidroneumáticas, o de carrera larga. Todo esto va a depender de lo
que se requiere en campo, ya sea que haya aceite pesado o ligero, pozos
profundos o someros, producciones grandes o producciones pequeñas,
desviaciones, etc.
La Unidad de Bombeo es un mecanismo desarrollado para trasmitir un movimiento
alternativo a la bomba, y por lo tanto convertir el movimiento continuo circular de
un motor en un movimiento oscilante alternativo aplicado al vástago del sistema.
3.1.1 Unidad Convencional
En la U.B.M. convencional su balanceo es a través de contrapesos y su rotación
(vista del lado izquierdo de la unidad) es en contra de las manecillas del reloj,
puede operar en sentido contrario pero no se debe, ya que la rotación de los dos
lados da lubricación a los engranes del reductor. Esta es la unidad que se utiliza
en la mayoría de los pozos con bombeo mecánico en algunas zonas ya que no
presentan tantos problemas de funcionamiento. (Fig. 3.1)

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Fig. 3.1 Unidad convencional

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3.1.1.1 Unidad Mark II
En la U.B.M. Mark II su balanceo es a través de contrapesos y su rotación
(vista del lado izquierdo de la unidad) es conforme a las manecillas del
reloj, ya que su sistema de lubricación en el reductor es exclusivamente
para esta rotación, no puede operar en rotación contraria por que dañaría
considerablemente el reductor. (Fig. 3.2).
Las partes principales de la unidad son.
Motor
Su función es proporcionar a la instalación energía mecánica, que es
transmitida a la bomba y usada para elevar el fluido. El motor principal
seleccionado para una unidad dada, debe por supuesto, tener suficiente
potencia para elevar el fluido al ritmo deseado, desde el nivel de trabajo de
fluido en el pozo. El motor principal puede ser una máquina de combustión
interna o puede ser un motor eléctrico.
Tablero de Control
Estos motores son trifásicos, alimentados a 440 volts y cuentan con tablero
de control que proporciona las siguientes funciones:
1. Función on-off para poner en operación y sacar manualmente de operación
el motor.
2. Protección contra bajo voltaje.

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3. Protección contra alto voltaje.
4. Protección contra sobre cargas (alto amperaje).
5. Protección contra sobrecalentamiento. Esta protección está señalizada por
unos sensores térmicos (Termotectores), colocados dentro de devanado del
motor.
6. Retardo a voluntad del operador para el arranque del motor, después de
colocar el switch en la posición “on”, o de que se vuelva a energizar la
línea.
7. Cronómetro para controlar los periodos de operación y de descanso de la
unidad, a fin de permitir a voluntad la recuperación del pozo.
Juego de Polea del Motor de Pequeño Diámetro, Bandas y Polea de la
Caja Reductora de Gran Diámetro.
Este acoplamiento con bandas, transmite el par motriz a la caja de
engranes, y al mismo tiempo reduce la velocidad angular (r.p.m.), la cual
después es reducida aún más por la caja de engranes.
Reductor de Engranes
Su función es reducir la velocidad del motor principal a una velocidad de
bombeo adecuada. La polea del reductor de engranes, es el miembro que
recibe la potencia del motor principal a través de bandas.
Manivela
Acoplada en la salida de la caja de engranes (la entrada está en la polea),
gira en un rango de 9 a 11 r.p.m.; y transmite este movimiento a través del

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muñón a los brazos “pitman” o bielas, convirtiéndolo en movimiento
alternativo.
Brazos Pitman o Bielas
Convierte el movimiento de rotación de la manivela en movimiento
alternativo, transmitiéndolo a la vigueta central a través del compensador y
del cojinete, rodamiento o balero del compensador.
Compensador o Vigueta Compensadora
Recibe el movimiento alternativo de los brazos pitman, a través de dos
flejes complementarios de la biela, y lo transmite a la vigueta central a
través del cojinete compensador.
Cojinete del Compensador
Conecta el brazo pitman a la vigueta compensadora.
Vigueta Central o Balancín
Recibe el movimiento alternativo del compensador, a través del cojinete
compensador y balanceándose en el cojinete central, hace que la “cabeza
de caballo” o “cabeza de mula” en su otro extremo suba y baje.
Cojinete Central
Sirve de punto de pivoteo de la vigueta central.

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Cabeza De Caballo
Sube y baja fija al extremo delantero de la vigueta central, y transmite este
movimiento al cable colgador, el cual a su vez a través de su block
colgador y la grampa de la varilla pulida, transmite este movimiento a la
sarta de varillas y éstas a la bomba subsuperficial.
Cable Colgador
Cable de acero trenzado de 1 1/4” x 40´, sirve de eslabón entre la cabeza
de caballo y la varilla pulida, transmitiendo el movimiento alternativo a la
sarta de varillas de succión.
Bloque Colgador
Conecta el cable colgador a la varilla pulida a través de la grampa y
transmite el movimiento alternativo a esta última. El bloque colgador pende
en sus extremos del cable colgador, en medio lleva una ranura en donde el
personal operativo o de mantenimiento aloja a la varilla pulida. Para evitar
que ésta se salga, se cuenta con un candado. El bloque colgador levanta
la sarta en la carrera ascendente de la U.B.M., apoyándose en la grampa o
grapa para varilla pulida.
Freno
Se utiliza para inmovilizar la unidad, después de haber parado el motor, a
fin de proporcionar mantenimiento a la misma.

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Poste Maestro, Sampson Post o Tripié
Sirve de soporte del balancín por medio del cojinete central, soporta todo el
peso de la sarta de varillas, en la parte inferior, se apoya por medio de
tornillería en el patín de la unidad.
Patín
Construido con viguetas “” sirve de apoyo al poste maestro, reductor,
motor, tolva guardabandas; va anclado por medio de tornillos y viguetas a
la base de concreto de la unidad.
Tornillos de Anclaje y Viguetas de Anclaje
Los tornillos van enroscados a los anclajes cimentados en el concreto de la
base de la unidad; estos tornillos usan viguetas sujetas por ellos para fijar o
anclar el patín a la base de concreto.
Base de Concreto
El plano de esta base lo proporciona el fabricante y tiene cimentados los
coples ancla en donde entran los tornillos de anclaje. Cada tamaño, marca
y tipo de la unidad tiene su base de concreto específica, indicándose en un
plano elaborado por el fabricante, las dimensiones de la misma y la
distribución de los anclajes.
Tolva Guardabandas
El guardabandas está construido de lámina con refuerzos “ángulo”, sirve para
proteger la vida humana ya que evita que alguien sea atrapado por las bandas, al

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mismo tiempo evita que el agua de lluvia moje a las poleas y bandas; lo que
provocaría deslizamiento entre ellas y como consecuencia calentamiento y rotura
de estas últimas.
Fig. 3.2 Unidad Mark II

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3.1.1.2 Unidades Aerobalanceadas
En la Unidad de Bombeo Mecánico Aerobalanceada (Fig. 3.3), el balanceo es a
través de aire suministrado por un moto compresor hacia un cilindro amortiguador.
La utilización de aire comprimido en vez de pesadas manivelas y contrapesos
permite un control del contrabalanceo en forma manual. Como resultado, el
tamaño de la unidad es considerablemente más pequeño, minimizando los costos
de traslado y de montaje. Las unidades balanceadas a aire tienen la ventaja de
tener tamaños más grandes con largas carreras, donde con un sistema
convencional o MARK II son prácticamente imposibles.
Partes que componen a la Unidad de Bombeo Mecánico Aerobalanceada:
1. Cojinete del poste maestro
2. Cojinete del compensador
3. Balancín
4. Cojinete de aire
5. Cabeza de caballo
6. Grampa
7. Cilindro de aire
8. Cable colgador
9. Elevador
10. Vástago del cilindro
11. Muñón
12. Asiento del pistón
13. Manivela
14. Patín de la unidad
15. Cable del freno
16. Motocompensador
17. Palanca de freno
18. Motor principal
19. Guarda bandas (tolva)
20. Poste maestro

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21. Refuerzo del poste maestro
22. Escalera
23. Brazo Pitman (bielas)
24. Compensador
25. Reductor
26. Freno
Fig. 3.3 Unidad de bombeo Aerobalanceada

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3.1.2 Clasificación API de Unidades de Bombeo Mecánico
Esta es la clasificación API para las unidades de bombeo mecánico (Tabla. 3.1)
Tabla 3.1 Clasificación API de unidades de BM

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3.1.2 Unidades Hidroneumáticas
Las unidades de bombeo hidroneumáticas han empezado a dominar los campos
de petróleo ya que son más adaptables a cargas mayores y a variantes de
velocidad, estas son controladas por una computadora donde es más fácil el
manejo de la unidad, han llegado a remplazar las unidades de bombeo mecánico
por costos y por comodidad de las compañías, aunque también tienen desventajas
al momento de tomar información al pozo, al momento de querer tomar una
prueba de válvulas la unidad se tiene que parar al cerrar válvula fija y después
válvula viajera, pero al momento de detener la unidad el peso le gana y sigue
bajando muy lentamente aunque este detenida y es probable que veamos pase en
válvulas aunque esto no sea correcto.
3.1.2.1 Unidad de bombeo TIEBEN
La Unidad Tieben se compone de dos sistemas Básicos (Fig. 3.4):
Sistema Hidráulico.- Consta de un Cilindro Hidráulico de efecto doble una
válvula de control direccional de cuatro vías y una Bomba maestra de
engranes Este sistema proporciona el movimiento necesario, ascendente y
descendente, para el funcionamiento de la Bomba subsuperficial.
Sistema de Balanceo Hidroneumático.- Consta de un cilindro hidráulico de
efecto simple ; un paquete de tanques de nitrógeno ; un cilindro
hidroneumático de efecto doble 5 (acumulador), y una bomba auxiliar de
engranajes Este balanceo funciona en base a dos magnitudes, una
constante y otra variable:

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La Constante.- Es la cantidad de fluido hidráulico necesario para ocupar la
mitad de los dos cilindros, por debajo de cada émbolo y el tubo que los
comunica: 5 galones en unidades de 60” de Carrera, 10 galones en
unidades de 120” y 15 galones en las de 180”.
La variable.- Es la cantidad de nitrógeno que se aplica a los tanques y a la
parte superior del acumulador, la cual será proporcional al peso de la sarta
de varillas de succión, junto con la columna de crudo. Este sistema
equivale a los contrapesos de las unidades convencionales y Mark II, y al
cilindro neumático de las unidades aerobalanceadas.
Una vez que la presión del nitrógeno sobre la parte superior del émbolo del
acumulador equivale al peso de la sarta, el sistema hidráulico descrito al
principio, se encarga de romper este equilibrio en uno y otro sentido
alternativamente.

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Fig.3.4 Unidad de bombeo TIEBEN

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3.1.2.2 Unidad de bombeo VSH2
La unidad de Bombeo Mecánico Hidroneumático VSH2, está diseñado
específicamente para campos con aceite pesado y para pozos con problemas con
las varillas de este sistema. El nitrógeno sobre la tecnología hidráulica, levanta
mayores cargas y en la mayoría de los casos, utiliza menor cantidad de energía
que las unidades de bombeo mecánico convencional. (Fig. 3.5)
La unidad VSH2 puede soportar cargas en la varilla pulida de hasta 18 144 kg
(40000 libras) y maneja profundidades de la bomba de 3 353 m (11 000 pies). Las
revoluciones por minuto (RPM) pueden ser cambiadas con una simple vuelta de
una perrilla. El manejo de la bomba en superficie es muy importante en la
optimización de la producción para campos
con yacimientos maduros.
1. El nitrógeno presiona hacia abajo el
pistón acumulador, este a su vez,
empuja el fluido hidráulico a una
segunda cámara donde se llena por el
mismo fluido empujando hacia arriba
al pistón cilíndrico.
2. El pistón direcciona y presuriza el
fluido en la tercera cámara hacia la
bomba, con un movimiento
ascendente y descendente.

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3. Los interruptores, activan la regulación del movimiento con el cual funciona
la válvula comercial tipo “Servo”.
4. Los interruptores de la caja de control son accionados para hacer algún
cambio de RPM.
Fig.3.5 Unidad de bombeo VSH2

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3.1.2.3 Unidad de bombeo CORLIFT
Mediante presión hidráulica generada por una bomba conectada a un motor de
combustión interna que le suple energía, llena un recipiente cilíndrico que levanta
y recoge un pistón al momento de la carga y descarga transmitiendo este
movimiento reciprocante a la barra pulida mediante una varilla pulida que se
sujeta al elevador acoplado a dicha barra manteniendo el principio de bombeo
mecánico no-convencional. (Fig. 3.6).
Si bien todas las unidades de bombeo tienen características comunes, estas
también tienen diferencias que podrían influenciar significativamente el
comportamiento del sistema. Es por eso que se estandarizan los diseños según
su capacidad de levantamiento, uso específico de la energía y transmisión de
potencia.
Fig. 3.6 Unidad de bombeo Corlift
Unida corlift
Motor y controlador de
EPM

PÁGINA
17 Febrero 2016
LUIS ERNESTO
MERCADO
GRANADERO
ING. ANTONIO ANDRES
PASCUAL GARCIA
FECHA DE
ELABORACIÓN
REVISÓ APROBÓ
3.1.3 Unidades de Carrera Larga ROTAFLEX
Las unidades de carrera larga mejor conocidas como unidades Rotaflex (Fig. 3.7)
son muy utilizadas en pozos con producciones altas ya que las unidades
anteriores no alcanzan el llenado de la bomba y comienza a subir el nivel dinámico
por la tubería de revestimiento y no se estaría operando de manera óptima ni
eficiente, por lo que estas unidades son especialmente para este tipo de
yacimientos con buen aporte. También son ocupadas cuando el pozo es muy
profundo y las unidades normales no soportan la carga de las varillas y es
necesario ocupar estas unidades.
Fig. 3.7 Unidad de bombeo ROTAFLEX

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