Manual pae completo

Unidad de Gestión Golfo San Jorge
MANUAL DE
PRODUCCIÓN
Abril, 2002

PAN AMERICAN ENERGY
Unidad de Gestión Golfo San Jorge
Comodoro Rivadavia
PRÓLOGO
Esta es la cuarta edición del Manual de Producción.
Como las tres ediciones anteriores, ha sido preparado para servir al personal de P.A.E,
especialmente a aquellas personas que tienen directa relación con las operaciones
vinculadas a la producción de petróleo y gas asociado en nuestro yacimiento.
Esta es la síntesis de la tarea realizada por un equipo de trabajo en el que muchas
personas le han aportado todas las innovaciones surgidas desde su tercera edición en
Noviembre de 1995.
Los adelantos incorporados en computación, nuevas tecnologías operativas y la
concientización en la Seguridad, el cuidado y preservación del Medio Ambiente, son
algunas de las razones que dieron orígen a la necesidad de actualizar nuestra habitual
fuente de consultas que es este Manual de Producción.
Los líderes, supervisores, personal técnico de muchos años de experiencia y los nuevos
empleados incorporados últimamente, encontrarán aquí conocimientos y experiencias
adecuados al avance permanente a través de esa intención de mejoramiento contínuo.
Es un objetivo de la Empresa, mantener en el mejor nivel de conocimientos a todo su
personal, convencidos de que esa será la mejor manera de obtener el crecimiento
deseado y que redundará en mutuo beneficio.
Abril, 2002

Manual de Producción -PAE- Argentina I
INDICE GENERAL-2002
CAPITULO I BOMBEO MECANICO
Breve descripción del Sistema.................................................................... 1-I
Bombas de profundidad.............................................................................. 1-I
-Partes Componentes.............................................................................. 1-I
-Funcionamiento...................................................................................... 1-I
-Tipos de Bombas.................................................................................... 10-I
-Designación de las bombas en nuestra Operación.................................. 12-I
Bombas Insertables……………………………………………………………… 14-I
Criterio de Selección de bombas Insertables............................................... 17-I
-Deposición de Arena............................................................................... 17-I
-Pozos con Gas....................................................................................... 23-I
-Petróleo Viscoso..................................................................................... 30-I
-Inscrustaciones....................................................................................... 31-I
Bombas de Tubing...................................................................................... 31-I
Cuidados en el manipuleo de las bombas................................................... 33-I
-Transporte……………………………………………………………………… 33-I
-En el pozo.............................................................................................. 33-I
Reparación y Armado de bombas............................................................... 34-I
Columna de bombeo................................................................................... 36-I
-Varillas y trozos...................................................................................... 36-I
-Cuplas y reducciones.............................................................................. 38-I
-Vástago pulido………………………………………………………………… 39-I
Control de calidad de varillas, trozos y cuplas nuevas................................ 41-I
-Varillas…………………………………………………………………………. 41-I
-Cuplas.................................................................................................... 41-I
Conexión y manipuleo de las Varillas-Fallas Comunes............................... 43-I
-Conexiones de las Varillas...................................................................... 43-I
-Cuidados en el manipuleo de las Varillas ............................................... 45-I
-Rotura de Varillas y Cuplas..................................................................... 46-I
-Causas de Fallas.................................................................................... 47-I
Varilla de 7/8” con pin de 1” ....................................................................... 50-I
Tubería de producción (Tubing).................................................................. 51-I
-Manipuleo y Control de Tubing y Cupla.................................................. 53-I
Anclaje del Tubing...................................................................................... 53-I
-Descipción y operación del Ancla........................................................... 53-I
-Normas a Observar................................................................................ 57-I
Procedimiento de Cálculo de fuerzas y estiramientos de tuberias
con Ancla.................................................................................................... 58-I
-Fuerza a aplicar a la tuberia al fijar el Ancla........................................... 58-I
-Cálculo del estiramiento del tubing en función de la fuerza "FT"
a Aplicar.................................................................................................. 66-I
-Fuerza”FT” en Caso de Bajar Tubing Probando hermeticidad................. 67-I
Packer de producción................................................................................. 68-I
-Descripción y operación.......................................................................... 68-I
Cabezas de pozos...................................................................................... 74-I

Manual de Producción – PAE- Argentina II
Bridada Tipo Cameron WF-Adaptador Danco/Wenlwn QD......................... 76-I
-DANCO/WENLEN…………………………………………………………….. 79-I
-Cabeza Danco/Wenlen DC-250…………………………………………..... 80-I
Armaduras de pozos................................................................................... 81-I
-Pozos Productores de Petróleo con Captación de Gas........................... 81-I
-Pozos Productores de Petróleo sin Captación de Gas............................ 83-I
-Pozos Productores de Gas, Hasta 2000 PSI........................................... 83-I
-Pozos Productores de Gas, Mayor a 2000 PSI....................................... 83-I
Descripción de los Componentes Principales.............................................. 87-I
-Dispositivo de Seguridad (B.O.P)........................................................... 87-I
-Conjunto Prensa Estopa (stuffing box).................................................... 87-I
Válvulas Esclusas y de Aguja..................................................................... 90-I
Unidades de bombeo a balancín................................................................. 92-I
-Tipo de Unidades.................................................................................... 92-I
-Designaciones A.P.I. especificaciones................................................... 103-I
-Unidades Balanceadas a Aire-Sistema de Contrapeso............................ 104-I
-Procedimieno para Poner en Marcha la Unidad...................................... 104-I
Accionamiento de las unidades de bombeo................................................ 106-I
-Accionamiento con motor de combustión interna.................................... 106-I
-Modelos Utilizados en Nuestra Operación............................................... 106-I
-Accionamiento con Motor eléctrico......................................................... 109-I
-Variación del Número de Golpes por Minuto........................................... 114-I
Sistema de Bombeo P.C.P......................................................................... 123-I
Instalación Típica.......................................................... ............................. 123-I
Fundamento de la Bomba.... ...................................................................... 125-I
-Simple Lóbulo…………………………………………………………………. 125-I
-Multilóbulo.............................................................................................. 127-I
CAPITULO II DINAMÓMETROS
Introducción................................................................................................ 1-II
Mediciones Físicas..................................................................................... 2-II
Equipo Dinamómetro.................................................................................. 2-II
-Dinamómetro Convencional de Superficie.............................................. 3-II
-Peso de las Barras.................................................................................. 8-II
-Prueba de la válvula Fija........................................................................ 8-II
-Prueba de la Válvula Móvil..................................................................... 9-II
-Peso del Fluido....................................................................................... 10-II
-Efecto de Contrapesado......................................................................... 10-II
-Dinamómetro electrónico........................................................................ 12-II
-Reglas Generales para Obtención del Peso de Fluido............................ 15-II
-Informes de Dinamometría .................................................................... 17-II
Nivel de fluido............................................................................................. 28-II
-Descripción............................................................................................. 28-II
-Interpretación de los Registros................................................................ 28-II
-Columna de Fluido Gaseoso................................................................... 28-II
-Espacio Anular con Espuma................................................................... 28-II
-Ruidos y enmascaramiento..................................................................... 29-II

Manual de Producción -PAE- Argentina III
CAPITULO III INTERVENCIONES DE POZOS
Nociones Generales Sobre Cambios del Diseño de Producción.................. 1-III
Bombas...................................................................................................... 1-III
Varillas....................................................................................................... 5-III
Tubing........................................................................................................ 6-III
Montaje de equipos de Pulling.................................................................... 6-III
-Seguridad............................................................................................... 6-III
-Operativos.............................................................................................. 7-III
-Logística................................................................................................. 7-III
Pescas de varillas....................................................................................... 11-III
-Forma de Operar.................................................................................... 11-III
-Tipos de Pescadores de Varillas............................................................. 13-III
Cambio de bombas..................................................................................... 16-III
-Criterios a Adoptar.................................................................................. 16-III
-Cambio de Bombas Insertables.............................................................. 16-III
-Procedimiento para Bajar la nueva Bomba............................................. 18-III
Intervenciones de Tubing............................................................................ 19-III
-Bomba atascada..................................................................................... 20-III
-Pérdida de tubing................................................................................... 20-III
-Forma de Bajar el Tubing Probando Hermeticidad.................................. 21-III
-Pesca de Tubing..................................................................................... 24-III
Normas Generales a Observar en la Intervención de un Pozo.................... 31-III
-Para Ordenar un Equipo de Pulling......................................................... 31-III
-Cambio de Bomba.................................................................................. 32-III
-Pesca de Varillas.................................................................................... 32-III
-Bomba Aprisionada................................................................................ 32-III
-Operaciones de Tubing por Pérdida........................................................ 33-III
CAPITULO IV BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
Generalidades............................................................................................ 1-IV
Instalación de fondo.................................................................................... 4-IV
-Bomba.................................................................................................... 4-IV
-Separador de gas................................................................................... 11-IV
-Protector del motor................................................................................. 11-IV
-Motor eléctrico........................................................................................ 13-IV
-Cable conductor..................................................................................... 15-IV
-Accesorios.............................................................................................. 16-IV
Causas de Fallas........................................................................................ 17-IV
Instalaciones de superficie.......................................................................... 17-IV
-Cabeza de pozo...................................................................................... 17-IV
-Panel de control...................................................................................... 18-IV
-Suministro de Energía............................................................................ 19-IV
Registros Tipo............................................................................................. 19-IV
-Operación Normal.................................................................................. 19-IV
-Fluctuaciones de Energía....................................................................... 20-IV
-Bloqueo por gas...................................................................................... 20-IV

Manual de Producción – PAE- Argentina IV
-Presencia de Gas................................................................................... 23-IV
-Bombeo Intermitente por Falta de Nivel de Fluido.................................. 24-IV
-Frecuentes Ciclos de marcha................................................................. 26-IV
-Arranques Excesivos.............................................................................. 26-IV
-Corte por Sobrecarga ............................................................................ 26-IV
CAPITULO V ESTACIONES SATELITE
Descripción general.................................................................................... 1-V
Descripción y Funcionamiento de los equipos e instalaciones..................... 4-V
Colector (Manifold de Estación).................................................................. 4-V
-Forma de Operar el Colector.................................................................. 5-V
-Características Constructivas................................................................. 5-V
-Mantenimiento del colector..................................................................... 9-V
-Manifolds auxiliares................................................................................ 9-V
Calentadores indirectos.............................................................................. 11-V
-Quemador.............................................................................................. 12-V
-Analizador de gases de combustión........................................................ 15-V
-Sistema de alimentación de gas............................................................. 15-V
Descripción de los elementos de Regulación y Control automático............. 20-V
-Reguladora de presión tipo 630.............................................................. 20-V
-Válvula termorreguladora....................................................................... 21-V
-Dispositivo Control de Nivel CMAQ/F 401.............................................. 22-V
-Válvula DSG 7501.................................................................................. 24-V
-Válvula Reguladora de Presión Tipo 67 FR............................................ 25-V
-Válvula DXSG 7501................................................................................ 26-V
Operación y control de calentadores........................................................... 27-V
-Encendido del Calentador ...................................................................... 27-V
-Controles Periodicos...............................................................................
-Tratamiento del agua de calentadores y Generadores de Vapor.............
27-V
28-V
-Procedimiento para Agregar agua por Falta de Nivel.............................. 28-V
Separador general de gas-petróleo............................................................. 29-V
Descripción y Funcionamiento de los Elementos de control
Del separador............................................................................................. 30-V
-Válvula 657 A......................................................................................... 33-V
-Válvula 667-A con Control de Presión Wizard 4100 UR y relay 2601...... 34-V
-Válvula DFG 401.................................................................................... 35-V
-Control piloto de nivel 779 K................................................................... 37-V
-Funcionamiento en conjunto de los Controles del separador
(Revisión Generall)................................................................................ 38-V
-Elementos de Seguridad......................................................................... 38-V
Control de presión de gas en el Separador. Válvula 63 F............................ 39-V
-Forma de regular ambas Válvulas.......................................................... 41-V
-Controles periódicos del separador general............................................ 42-V
Separadores de ensayos............................................................................. 42-V
-Separador de un recipiente medidor....................................................... 43-V
-Sistema medidor y registro..................................................................... 46-V
-Separador de dos recipientes medidores................................................ 47-V
-Calibración de los Separadores de Ensayo............................................ 49-V

Manual de Producción -PAE- Argentina V
-Controles Periódicos de los separadores de Ensayo............................... 50-V
Bombas de Impulsión................................................................................. 51-V
-Válvula de Alivio..................................................................................... 52-V
-Características de las Bombas Alternativas............................................ 54-V
Bombas centrífugas horizontales................................................................ 74-V
Factores que modifican las características de la bomba centrífuga............. 75-V
-Interpretación de las Curvas características de la Bomba centrífuga
y de la curva del sistema en el que se instala la bomba......................... 78-V
-Curvas de la Bomba............................................................................... 80-V
-Curva de la Cañería .............................................................................. 80-V
Bombas Multietapa (B.J.-Flowserve) .......................................................... 80-V
Funcionamiento del Sistema de Bombeo.................................................... 84-V
Líneas de Succión e Impulsión................................................................... 87-V
-Línea de Succión.................................................................................... 87-V
-Línea de impulsión................................................................................. 88-V
-Amortiguadores de Succión y Descarga................................................. 89-V
Tanques...................................................................................................... 92-V
-Tanques de ensayo Separador de agua libre.......................................... 92-V
Medición de la producción.......................................................................... 94-V
-Medidores másicos................................................................................. 94-V
-Medidores de Turbina............................................................................. 97-V
-Caudalímetro Ultrasónico por Tiempo de Tránsito (en Prueba)............... 99-V
Deshidratación del gas................................................................................ 100-V
-Scrubber……………………………………………………………………… 101-V
-Torre de Absorción (Torre de Contacto).................................................. 102-V
-Deshidratación del glicol......................................................................... 103-V
-Bombas.................................................................................................. 104-V
-Filtros..................................................................................................... 106-V
Proceso de deshidratación del gas.............................................................. 106-V
Medidor del punto de rocío marca Shaw..................................................... 108-V
Dispositivos automáticos de control............................................................ 112-V
-Control de nivel de glicol En la torre de Contacto................................... 112-V
-Control de temperatura del Rectificador de glicol.................................... 113-V
Otros Modelos de Plantas Deshidratadoras de Gas.................................... 117-V
-Planta Johnson....................................................................................... 120-V
-Descripción de la Ionstalación (Sin separador)........................................ 120-V
-Proceso en la Planta............................................................................... 122-V
-Instalación con Separador de alta Presión.............................................. 123-V
-Captación de Baja.................................................................................. 123-V
Planta Compresora de Gas Koluel Kayke.-................................................. 125-V
Normas generales para el correcto Funcionamiento del sistema
de deshidratación del gas - Problemas comunes ....................................... 127-V
-Puesta en marcha de la Planta Deshidratadora...................................... 127-V
-Controles Periódicos............................................................................... 129-V
Posibles Problemas en el Funcionamiento de las estaciones
Satélite y sus soluciones............................................................................. 130-V

Manual de Producción – PAE- Argentina VI
CAPITULO VI CONTROL DE LA PRODUCCION DE PETROLEO Y GAS
Producción de petróleo............................................................................... 1-VI
-Control en boca de pozo......................................................................... 1-VI
Posibles causas de la pérdida de producción de un pozo............................ 2-VI
-Medidas a Adoptar.................................................................................. 2-VI
-Otras Medidas a Aplicar.......................................................................... 9-VI
Programas de Ensayos............................................................................... 13-VI
Forma de Realizar el Ensayo-Normas Generales........................................ 15-VI
Ensayos de Pozos a Tanque....................................................................... 19-VI
-Tanques Comunes de Ensayo................................................................ 19-VI
-Métodos de medición.............................................................................. 21-VI
-Tanques de ensayo separadores de agua Libre...................................... 23-VI
Ensayos de Pozos a Traves de Medidores Másicos.................................... 28-VI
Control de la Producción-estadísticas......................................................... 30-VI
Producción y Consumo de Gas................................................................... 37-VI
-Medidor Con Registrador de presión Diferencial y Presión Estática........ 37-VI
-Componentes del Sistema de Medición.................................................. 38-VI
-Forma de Operar el Registrador de Presiones........................................ 46-VI
-Selección del Diámetro de orificio y Estimación del Caudal de gas......... 49-VI
-Operación del programa......................................................................... 52-VI
-Normas Generales.................................................................................. 54-VI
Medidor con registración de Presión Estática (Well Tester)......................... 54-VI
-Procedimiento de cálculo........................................................................ 55-VI
CAPITULO VII RECUPERACION SECUNDARIA
Descripción general.................................................................................... 1-VII
Fuentes de agua......................................................................................... 3-VII
Tratamiento de agua para inyección........................................................... 5-VII
-Equipo depurador de Agua (Wemco)...................................................... 5-VII
-Productos Químicos............................................................................... 8-VII
Sistema de distribución............................................................................... 12-VII
-Proveniente de Planta Deshidratadora....................................................... 12-VII
-Proveniente de Estaciones Satélite......................................................... 12-VII
Distribuidor de inyección............................................................................. 15-VII
-Caudalímetros........................................................................................ 16-VII
-Reguladores de caudal........................................................................... 19-VII
-Regulación............................................................................................. 22-VII
-Instrucciones para Dimensionar los Reguladores.................................... 24-VII
-Calibración del Regulador....................................................................... 24-VII
-Tapón o válvula Ciega............................................................................ 30-VII
-Cabeza de Pesca................................................................................... 30-VII
-Mandril con Bolsillo Lateral..................................................................... 31-VII
-Procedimiento de Perueba del Mandril................................................... 31-VII
-Selección de Válvulas y Mandriles.......................................................... 32-VII
Movimientos de válvulas............................................................................ 33-VII
-Herramientas para Movimiento de Válvulas............................................ 35-VII
Aplicaciones del Trazador Radioactivo....................................................... 40-VII

Manual de Producción -PAE- Argentina VII
-El trazador Radioactivo en Pozos inyectores de Agua............................ 42-VII
-Fuentes de Error en el Cálculo de caudales mediante el uso de
Trazadores radioactivos.......................................................................... 42-VII
Pozos inyectores......................................................................................... 44-VII
-Pozos Inyectores con Entubación Múltiple.............................................. 44-VII
-Pozos Completados o Convertidos a Inyectores..................................... 48-VII
-Instalación con packers Lok-Set o “P” y Packer de Tensión.................... 53-VII
-Instalación con Packer Hidráulico y Packers de Tensión......................... 55-VII
-Instalción con Packers Hidráulicos en Tanden........................................ 57-VII
-Recomendación de Diseño Seleccionado............................................... 57-VII
-Armadura de Pozos inyectores............................................................... 57-VII
-Condiciones Operativas Optimas............................................................ 57-VII
Cálculo de esfuerzos para Packers de Tensión en Tandem........................ 66-VII
-Fuerza de Empaquetamiento.................................................................. 70-VII
-Fuerza por Efecto Balloning.................................................................... 70-VII
-Fuerza debida a Variaciones de Temperatura......................................... 70-VII
-Fuerza debida a Presiones Hidráulicas................................................... 71-VII
ANEXO ARTEX
Métodos de Medición de Caudal en Pozos Inyectores................................. 82-VII
-Spinner……………………………………………………………………….. 82-VII
-Trazador Radioactivo............................................................................. 82-VII
Medición de Caudal con trazador Radioactivo............................................ 82-VII
Tiempo de Espera de Retornos para Medición dePerdidas
o Caudales de Admisión de Arenas por detrás del Tubing........................... 84-VII
Pautas Convenientes a Tener en Cuenta para el Diseño
de la Instalación Selectiva.......................................................................... 85-VII
Generalidades Sobre Radiación.................................................................. 89-VII
-Radiación Natural................................................................................... 89-VII
-Exposición a la Radiación....................................................................... 89-VII
-Tiempo de Vida Media............................................................................ 90-VII
ANEXO A
Calculo de la Actividad de una Fuente........................................................ 91-VII
ANEXO B
Tiempo de Exposición permitido sobre las manos al
operarse el yodo-131 / iridio-192 con fuentes sin Blindajes......................... 93-VII
ANEXO C
Velocidad del fluido en seg/metro según area anular
y caudal en M3/D....................................................................................... 94-VII

Manual de Producción – PAE- Argentina VIII
CAPITULO VIII SISTEMA AUTOMÁTICO DE CONTROL Y MEDICIÓN
DE PETRÓLEO(Lease Automatic Custody Transfer-LACT)
Descripción del Sistema............................................................................. 1-VIII
-Unidades de Rechazo.. ............................................................................. 2-VIII
-Unidades de medición............................................................................ 2-VIII
-Operación............................................................................................... 4-VIII
Descripción Funcional de los Componentes................................................ 5-VIII
-Tomamuestras........................................................................................ 5-VIII
-Control de la Muestra............................................................................. 5-VIII
-Medidor de Caudal................................................................................. 7-VIII
-Computador de caudal Omni.................................................................. 11-VIII
-Operación............................................................................................... 12-VIII
-Calibración de la Unidad......................................................................... 13-VIII
-Curvas de Medidores.............................................................................. 16-VIII
CAPITULO IX PLANTAS DE TRATAMIENTO
Descripción general.................................................................................... 1-IX
Planta de Tratamiento de Cerro Dragón...................................................... 1-IX
-Unidades de Separación de Agua Libre.................................................. 1-IX
-Unidad de Tratamiento de la Emulsión................................................... 3-IX
-Unidad de Bombeo................................................................................. 3-IX
-Unidad de Rechazo y Medición............................................................... 4-IX
-Unidad de Tratamiento de Agua............................................................. 6-IX
Planta de Tratamiento del Valle Hermoso................................................... 6-IX
Planta de Tratamietno de Piedra Clavada y K.Kaike................................... 9-IX
Válvulas de Presión y Vacío....................................................................... 11-IX
-Funcionamiento...................................................................................... 11-IX
Inertización................................................................................................. 15-IX
Bombas Inyectoras de Productos Químicos................................................ 19-IX
-Texteam Serie 1200............................................................................... 19-IX
-Serie 3700.............................................................................................. 20-IX
-Texteam Serie 5000............................................................................... 20-IX
-Stonebor Modelo C-5.............................................................................. 21-IX
-Pascal Modelos DGP 500 y DGP 370..................................................... 21-IX
-Bombas a Embolo Buzo marca Indoneu (Mirbla S.A.)............................ 21-IX
-Bombas Diafragma, Dosivac, Modelo MD-50 con Motor Eléctrico.......... 21-IX
CAPITULO X SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y
ADQUISICIÓN DE DATOS
Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos............................ 1-X
-Generalidades........................................................................................ 1-X
-Instrumentos analógicos......................................................................... 3-X
-Instrumentos de estado........................................................................... 3-X
-Instrumentos Acumuladores................................................................... 3-X
-Instrumentos de Control......................................................................... 3-X
Descripción del sistema SCADA utilizado en los yacimientos Cerro

Manual de Producción -PAE- Argentina IX
Dragón y Koluel Kaike – Piedra Clavada.................................................... 4-X
-Unidad Terminal Central o Host Central.................................................. 4-X
-Unidades Terminales Remota (R.T.U.)................................................... 10-X
-Instrumentos de Campo.......................................................................... 10-X
Electrificación de Pozos Telesupervisión.................................................... 12-X
-Introducción............................................................................................ 12-X
-Configuración de Red............................................................................. 14-X
-Operación de la RTU.............................................................................. 14-X
-Análisis de la Corriente del Motor........................................................... 15-X
-Equipamiento Sugerido.......................................................................... 17-X
Telesupervisación de Pozos Eléctricos....................................................... 19-X
-Variables a Telesupervisarse.................................................................. 19-X
-Señales en RS-232................................................................................. 19-X
-Demanda de Información en Central...................................................... 19-X
-Ventajas................................................................................................. 19-X
-Monitoreo............................................................................................... 20-X
-Monitoreo-Variables................................................................................ 20-X
Automatización en Pozos Eléctricos (1)...................................................... 20-X
Automatización en Pozos Eléctricos (2)...................................................... 20-X
-Ventajas................................................................................................. 21-X
Oportunidad de Mejora............................................................................... 21-X
-Metodología Utilizada............................................................................. 22-X
-Producto del Equipo............................................................................... 23-X
-Resultados.............................................................................................. 25-X
-Aprendizajes........................................................................................... 25-X
CAPITULO XI CORROSION DE LOS METALES
Corrosión de los Metales............................................................................. 1-XI
-Introducción............................................................................................ 1-XI
-Corrosión de los metales. ...................................................................... 1-XI
-Diferencias en el metal........................................................................... 6-XI
-Resistividad del Electrolito...................................................................... 8-XI
-Tipos de Corrosión................................................................................. 9-XI
-Procesos de Corrosión............................................................................ 10-XI
Control de la corrosión................................................................................ 10-XI
-Revestimientos anticorrosivos................................................................ 10-XI
-Protección catódica................................................................................ 11-XI
-Otras Fuentes de Energía....................................................................... 18-XI
-Juntas de Aislación................................................................................. 19-XI
-Cañerías de PRFV y ERFV.................................................................... 19-XI
-Control de la Protección Catódica........................................................... 19-XI
Corrosión Microbiológica:-Presencia de Bacterias...................................... 32-XI
-¿Cuáles son las Bacterias Problemáticas en el Campo Petróleo?.......... 32-XI
-¿Cuáles son los Síntomas de la existencia de estas Bacterias?............. 33-XI
-Identificación y Conteo de las Bacterias.................................................. 33-XI
-Control de Microorganismos................................................................... 34-XI
-El agua en los Procesos Corrosivos........................................................ 34-XI
Casos Típicos de Corrosión........................................................................ 35-XI

Manual de Producción – PAE- Argentina X
-Incrustaciones........................................................................................ 35-XI
-Oxigeno.................................................................................................. 36-XI
-Ácido Sulfírico........................................................................................ 36-XI
-Bacterias................................................................................................ 37-XI
-Bióxido de Carbono................................................................................ 37-XI
-Ácido...................................................................................................... 38-XI
-Corrosión Galvánica............................................................................... 38-XI
-Electrólisis.............................................................................................. 39-XI
-Choque................................................................................................... 39-XI
CAPITULO XII UNIDAD “HOT OIL UNIT”
Unidad de petroleo caliente “hot oil unit”..................................................... 1-XII
-Preventiva.............................................................................................. 1-XII
-De Reparación........................................................................................ 1-XII
-Forma de operar con la Unidad de Petróleo Caliente.............................. 2-XII
Generalidades............................................................................................ 3-XII
-Puntos prioritarios a tener en cuenta antes y durante las
Operaciones........................................................................................... 3-XII
CAPITULO XIII PLANTA GASOIL
Planta fraccionadora de gasoil.................................................................... 1-XIII
-Introducción............................................................................................ 1-XIII
-Destilación-Fundamento del Fraccionamiento........................................ 2-XIII
-Reflujo.................................................................................................... 3-XIII
-Variables operativas del fraccionador..................................................... 4-XIII
-Fraccionamiento..................................................................................... 4-XIII
-Obtención de la mayor cantidad de Gasoil sin agregar compuestos
pesados.................................................................................................. 5-XIII
-Intercambiadores de Calor...................................................................... 5-XIII
-Desalador............................................................................................... 5-XIII
Descripción del proceso.............................................................................. 7-XIII
CAPITULO XIV SALUD, SEG Y MEDIO AMBIENTE
Reglas de Oro de Seguridad, Salud y Ambiente......................................... 2-XIV
-Permiso de Trabajo................................................................................ 2-XIV
-Trabajo en Alturas.................................................................................. 3-XIV
-Aislamiento de Energía........................................................................... 3-XIV
-Seguridad en los Vehículos.................................................................... 4-XIV
-Perturbación del Suelo........................................................................... 4-XIV
-Ingreso a Espacios Confinados............................................................... 4-XIV
-Izaje y Eslingas....................................................................................... 5-XIV
-Manejo del Cambio (MDC)..................................................................... 6-XIV
-Manejo de Productos Químicos.............................................................. 6-XIV
Política Ambiental....................................................................................... 18-XIV
Procedimiento Limpieza de Derrames........................................................ 26-XIV
-Objetivo.................................................................................................. 26-XIV

Manual de Producción -PAE- Argentina XI
-Alcance.................................................................................................. 26-XIV
-Responsabilidades.................................................................................. 26-XIV
-Desarrollo............................................................................................... 26-XIV
-Documentos de Referencia..................................................................... 30-XIV
ANEXO 1
-Incidente................................................................................................. 30-XIV
-Incidentes Significativos......................................................................... 30-XIV
-Incidentes Mayores ................................................................................ 30-XIV

Manual de producción –PAE-Argentina 1-I
I - BOMBEO MECÁNICO
BREVE DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
El método de bombeo mecánico consiste en elevar el fluido (petróleo + agua) desde el nivel
que este alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de recolección (estación satélite o
tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad accionada por la columna de
varillas que transmiten el movimiento del equipo de bombeo.
El fluido es conducido hasta la superficie a través de la cañería de producción (tubing) y
de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (flow line) (Figura 1-I).
La bomba eleva el fluido desde el nivel dinámico y no desde la profundidad donde está
asentada; por lo tanto el trabajo desarrollado será mayor cuanto más bajo se encuentre
dicho nivel. Por ejemplo, si la bomba está asentada a 1600 metros, pero el nivel dinámico
del pozo es de 500 m, el trabajo desarrollado por la bomba será elevar el fluido desde los
500 m hasta la superficie, más la altura equivalente a la presión de bombeo (flow line).
Para una eficiente extracción será indispensable bajar el nivel de fluido tanto como sea
posible (a fin de evitar aplicar una contrapresión a la formación) sin que ello provoque un
llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y cause el golpe de
fluido.
BOMBAS DE PROFUNDIDAD
1. PARTES COMPONENTES. Las bombas (Fig.2-I) están compuestas por el barril, el
pistón, la válvula de pie (standing valve), la válvula viajera (travelling valve) y los
accesorios: jaula de válvulas, adaptador del pistón, vástago con conectores especiales
en ambos extremos (Fig.3-I), guía del vástago (rod guide), cupla del vástago (rod
coupling), etc.
2. FUNCIONAMIENTO. En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la válvula
viajera (T.V.) y es desplazado por el pistón hacia la superficie. El ascenso del pistón
causa una disminución de presión sobre la válvula de pie, por lo que esta se abre,
permitiendo el ingreso de fluido de la formación a la bomba.
En la carrera descendente el movimiento del pistón incrementa la presión en la cámara
entre ambas válvulas, lo que provoca la apertura de la válvula viajera (T.V.) y el cierre de
la válvula de pie (S.V.). El peso de la columna de fluido se transfiere de las varillas al
tubing y el fluido que pasa a través de la válvula viajera será elevado en la próxima
carrera ascendente del pistón.

Figura 1-I

Manual de Producción-PAE-Argentina 3-I
Bomba de Profundidad- Partes Componentes
Figura 2-I

Conectores de Vástago
Figura 3-I

Figura 4-I

Figura 5-I

Figura 6-I

Figura 7-I

Figura 8-I

En la carrera ascendente el peso del fluido actúa sobre la válvula viajera y en
consecuencia sobre las varillas; y en la descendente el peso del fluido actúa sobre la
válvula de pie. Como la bomba está asentada en el tubing, la carga del fluido se transmite
al mismo. Por lo tanto, en la carrera ascendente las varillas se alargan (deformación
elástica) y vuelven a su longitud inicial en la descendente. El tubing se alarga en la carrera
descendente y vuelve a su longitud inicial en la ascendente.
Dichos movimientos pueden ocasionar desgastes en el casing, cuplas del tubing y de
las varillas. Como veremos más adelante, para evitar el movimiento del tubing y los
desgastes mencionados se sujeta este al casing con un ancla de tensión.
3. TIPOS DE BOMBAS. Las bombas de profundidad cuya descripción se efectúa en las
páginas siguientes pueden ser del tipo insertable o de tubing (Fig. 4-I). La diferencia
básica entre ambas es que las primeras se instalan en el interior del tubing y se bajan
al pozo con las varillas, fijándolas a la tubería en un niple asiento al efecto. Las
bombas de tubing se conectan a la tubería de producción y se bajan al pozo formando
una parte integral de la columna, luego, se bajarán las varillas de bombeo con el
pistón.
Según la clasificación A.P.I. (American Petroleum Institute), se muestran las bombas
más utilizadas en nuestra operación, según Figuras 5-I y 6-I (insertables), Figura7-I
(insertables doble asiento) y Figura 8-I (bomba tubing).
En la tabla de la página se indica la designación A.P.I. de las bombas standard de
pistón metálico utilizadas en nuestra operación.
Ejemplos:
-Bomba insertable 25-200 - RWBC 24-5: bomba para ser utilizada en tubing de 2-7/8",
diámetro pistón 2", tipo insertable, de pared fina, asiento inferior tipo de copas, con
longitud de barril de 24' y longitud de pistón 5' sin extensiones
(2-1/2 x 2 x 24 BHD)
-Bomba de tubing 30-275 - THBM 20-5: bomba para ser utilizada en tubing de 3-1/2",
diámetro de pistón 2-3/4", tipo tubing pump de pared gruesa, asiento inferior tipo
mecánico, con longitud de barril de 20' y longitud de pistón 5' sin extensiones.
(3-1/2 X 2-3/4 X 20 tubing pump)
Las más utilizadas son las del tipo insertable. Las bombas de tubing se usan en
aquellos pozos cuya producción potencial supera la capacidad de una bomba
insertable para el mismo diámetro de tubing.

DESIGNACION API
Bombas de Profundidad Standard de Pistón Metálico
DESIGNACION
Tipo de Bomba Barril de
pared gruesa
Barril
con liner
Barril de
pared fina
Bombas insertables:
Barril fijo asiento superior RHA RLA RWA
Barril fijo asiento inferior RHB RLB RWB
Barril móvil asiento inferior RHT RLT RWT
Bomba de tubing TH TL -
xx xxx x x x x x x x
Longitud de extensiones del barril (pies)
Longitud de pistón (pies)
Longitud de barril (pies)
Tipo de Asiento:
C : asiento de copas
M : asiento mecánico
Ubicación asiento:
A : asiento superior
B : asiento inferior
T : asiento inferior barril móvil
Tipo de barril:
H : pared gruesa
L : con liner
W: pared fina
Tipo de bomba:
R : insertable
T : tubing pump
Diámetro de pistón:
125 1-1/4"
150 1-1/2"
175 1-3/4"
200 2"
225 2-1/4"
275 2-3/4"
Diámetro de tubing:
20 2-3/8" OD
25 2-7/8" OD
30 3-1/2" OD

4- DESIGNACIÓN DE LAS BOMBAS EN NUESTRA OPERACIÓN.
En la designación de las bombas deberá especificarse :
a. Tipo de bomba.
b. Diámetro del pistón.
Los diámetros que utilizamos para bombas insertables son:
en tubing de 2-7/8": pistones de 1-1/2", 1-3/4" y 2";
en tubing de 3-1/2": pistón de 2-1/2"
para bombas de tubing los pistones de uso común son:
en tubing de 2-7/8": pistón de 2-1/4";
en tubing de 3-1/2": pistón de 2-3/4"
c. Longitud del pistón.
Depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio de
adoptar la longitud del pistón de 1' cada 1000' de profundidad. En nuestra
operación la longitud standard del pistón es 5'.
d. Longitud del barril.
Las que utilizamos son de 16' y 24', los de 16' se utilizan para A.I.B. de carreras
de hasta 86".
e. Espesor de pared del barril.
En bombas insertables usamos barriles de pared gruesa con diámetros de pistón
1-3/4", 1-1/2" y 2" (en pozos profundos, las de 2” de pared gruesa no pueden ser
instaladas con doble asiento). En bombas de tubing utilizamos barriles de pared
gruesa únicamente.
f. Tipos de asientos.
BHD : asiento de copas inferior
MHD : asiento mecánico inferior
THD : asiento de copas superior (no lo utilizamos en nuestra operación.
MHD-THD : doble asiento, mecánico inferior y de copas superior.

g. Luz entre pistón y barril.
Expresado en milésimas de pulgada, por ejemplo, una luz de 0.007" se indica
(-7). La luz del pistón se suma al desgaste del barril si lo hubiera.
Luces utilizadas entre 0.004" y 0.006".
Ejemplos:
Bomba insertable para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal
(diámetro interior 2-1/2"), con pistón de 2", largo de barril 24', luz de pistón 0.006",
longitud de pistón 5' y asiento de copas inferior.
Bomba insertable 2-1/2" x 2" x 24', (-6), BHD
API 25-200-RWBC-24-5
Bomba de tubing para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal
(diámetro interior 2-1/2"), con pistón de 2-1/4" largo de barril 24', luz de pistón
0.004" y luz de barril 0.002", longitud de pistón 5', válvula de pie con asiento
mecánico inferior.
Bomba de tubing 2-7/8" x 2-1/4" x 24', (-6), MHD
API 25-225-THM-24-5
Nota: como puede verse en los ejemplos, el espesor de pared, barril de pared gruesa o fina
normalmente no se indica, dado que en nuestra operación están estandarizados de
acuerdo al tipo de bomba y su diámetro (punto e). Respecto del largo del pistón,
solamente se indica si la longitud del mismo difiere de la medida estándar de 5' (punto c).

BOMBAS INSERTABLES.
Las bombas de tipo insertable se bajan y sacan del pozo con las varillas, y se las fija al
tubing en un niple asiento que se baja previamente con éstos. Un esquema de una bomba
insertable tipo puede verse en la Fig. 4-I con los nombres de las principales partes
componentes.
Una bomba con asiento de copas en la parte superior de la bomba y asiento mecánico
en la parte inferior se denomina MHD-THD (doble asiento). Existen dos tipos de asientos
para bombas: común y mecánico; ambos tipos con el niple de asiento correspondiente
(que va enroscado en el tubing) (Fig. 9-I y Fig. 10-I).
Asiento común: Tiene copas, espaciadas con anillos de acero en el mandril. Este
conjunto se puede colocar en la parte superior de la bomba (top hold-down) o en la parte
inferior de la misma (bottom hold-down). Cuando la bomba se baja al pozo el mandril del
asiento, que tiene un diámetro mayor que cualquier otra parte de la bomba, se pone en
contacto con el niple de asiento que ha sido bajado con la columna de tubing. Este
conjunto forma un sello por fricción que mantiene a la bomba firmemente ajustada al
tubing.(El material de las copas depende de las necesidades propias del yacimiento y sus
características.)
Sobre las copas el mandril tiene un anillo tope que impide que la bomba pase a través del
asiento.
Asiento mecánico: Puede utilizarse solamente como bottom hold-down. Los fabricantes
recomiendan este tipo de asiento especialmente para los pozos profundos. Su encastre de
tipo positivo hace más difícil que se desasiente mientras esté en operación.
Limitaciones del asiento superior (top hold-down). El asiento a copas superior tiene su
limitación de acuerdo a la profundidad a la que se inserte la bomba y al nivel de fluido del
pozo. Esto es debido a la diferencia de presiones que actúan dentro y fuera del barril por
las respectivas columnas de fluido, las que incidirán en mayor grado cuanto más profunda
esté la bomba y menor sea el nivel de fluido. Sobre la superficie interior del barril actúa la
presión ejercida por la columna de fluido de tubing más la presión de la línea que tiende a
deformar el barril. Cuando el nivel de fluido es bajo, la presión sobre la superficie exterior
del barril será también baja y el barril tenderá a deformarse aún más.
Dicha deformación disminuye el rendimiento de la bomba y puede provocar la rotura del
cuerpo del barril o en las conexiones. Nuestra experiencia nos indica que no es
conveniente utilizar el asiento top hold-down por debajo de los 1000 m, salvo en los casos
especiales de pozos con alto nivel de fluido.
Nota: Solamente a las bombas doble asiento de diámetro 2", a las copas se le hacen
ranuras, para permitir equilibrar las presiones.
A las bombas de diámetros de 1-1/2" y 1-3/4" no se le hacen ranuras.

Figura 9-I

Figura 10-I

CRITERIO DE SELECCION DE BOMBAS INSERTABLES.
Los problemas más comunes que presentan los fluidos de nuestros yacimientos para ser
bombeados son:
1. Deposición de arena
2. Pozos con gas
3. Petróleo viscoso
4. Incrustaciones varias.
1. DEPOSICIÓN DE ARENA. La arena que suele transportar en suspensión el fluido
origina los siguientes problemas en el bombeo mecánico:
a. Desgaste de válvulas. Cuando una a más partículas de arena quedan atrapadas
entre la bola y el asiento de las válvulas, se impide el cierre perfecto y
consecuentemente la hermeticidad. Esta situación permitirá que el fluido
acompañado por los granos abrasivos, se desplace a alta velocidad y desgaste
fácilmente los asientos, formando hendiduras y canaletas. Es aconsejable para
tales casos instalar dos válvulas viajeras y dos de pie porque es casi improbable
que simultáneamente, pierdan dos válvulas, pero será necesario tener en cuenta
que la pérdida de carga o caída de presión que se produzca ante petróleos
viscosos no permitirá el buen llenado del barril provocando liberación de gas y el
consecuente bloqueo.
b. Acumulación de arena entre barril y tubing atascando la bomba; esto hace
necesario sacar el tubing para poder cambiar la bomba. Normalmente se utiliza
con doble asiento, asiento mecánico inferior y a copas el superior. Se adjunta
dibujo (Fig. 11-I) de niple tubing para bomba doble asiento (para 16' y 24 pies). En
los pozos poco profundos del orden de 1000 m, o en aquellos más profundos con
buen nivel de fluido es suficiente el anclaje superior a copas para prevenir el
problema.
c. Desgaste del pistón y el barril, produciendo a veces el atascamiento del pistón.
En estos casos se trata de adecuar las características de la bomba a las
condiciones particulares del pozo y de acuerdo a los resultados previos obtenidos
en pozos similares. Las técnicas que normalmente se aplican en nuestra
operación son:
• Instalar filtros, (El tipo Parisi está compuesto por dos elementos
principales: una envoltura exterior, perforada de acero, y un filtro interior,
unifilar -unidad filtrante-, normalmente de acero inoxidable (Fig.12-I) son
del tipo desarmable, para poder limpiarlos y repararlos, en medidas de 2-
7/8" y 3 -1/2"),

Figura 11-I

Figura 12-I

• Utilizar válvulas de retención de arena,
• Adecuar la luz entre pistón y barril de la bomba,
• Utilizar pistones con anillos.
(Hay varios tipos, uno de ellos es el llamado de presión activada del tipo de sello
laberinto, donde una porción de la carga de fluido se transfiere, o reparte en cada
anillo en la carrera ascendente. La presión hidrostática, expande los anillos y
hacen contacto con el barril de la bomba (Fig. 13-I)).
La parte superior de los anillos es cóncava para lograr este efecto. En la carrera
descendente, los anillos se contraen y el pistón se desplaza libre sin fricciones,
limpiando las pequeñas partículas de arena o suciedad.
Son pistones metalizados, de luces 0.005" (5 milésimas de pulgada) con
ranuras donde se alojan los anillos. Se pueden utilizar con 20 ó 40 anillos.
Se recomienda utilizarlos donde los pistones metálicos tienen problemas
repetitivos de atascamientos.
• Utilizar piston Lubri-plunger.
El Lubri-plunger, tiene la particularidad de contar con solo dos sellos en los
extremos, de composición especial, resistentes a la abrasión y fundamentalmente
una importante disminución de diámetro entre ambos, que permite, en un
alojamiento estanco, mantener un lubricante que cumplirá la función en las
distintas carreras de lubricar el barril y permitir que los extremos sellantes del
pistón, se vean favorecidos en su recorrido (Fig.13-1-bis). De esta forma se impide
el ingreso de arena / sólidos al espacio anular pistón / barril.
Al no haber escurrimiento entre pistón y barril, podemos considerar que su
eficiencia es del 100%.
De las soluciones indicadas la más importante a considerar es el valor de la luz entre
pistón y barril. Nuestra experiencia nos indica que dicha luz deberá ser la menor posible a
fin de no permitir que los pequeños granos de arena que decanten puedan pasar a través
del espacio entre el pistón y el barril, evitándose de esta manera el excesivo desgaste y
atascamiento del pistón. El valor de luz que se adopte deberá además asegurar un libre
movimiento del pistón.
Cuando sea posible extraer muestras de arena del pozo, o también cuando se recupere
arena que ha quedado retenida en la bomba se puede efectuar un ensayo granulométrico
para aproximar el valor de la luz entre pistón y barril más adecuada al mismo.
En general, para pozos productores de arena, la luz entre pistón y barril no debería
superar 0.003", dependiendo ello de las condiciones particulares de cada pozo, viscosidad
del petróleo y porcentaje de agua. Para el caso que sea necesario luces más altas deberá
consultarse con el Ingeniero de Producción.
La decantación de la arena cuyos inconvenientes se citaron en (b) y (c) se agrava
cuanto mayor sea el tamaño de las partículas de arena y cuanto menor sea la viscosidad
del fluido especialmente si el bombeo se detiene por tiempos prolongados.

Figura 13-I

Utilice los elementos de Protección Personal
Figura 13-bis-I

2. POZOS CON GAS. El gas disminuye el rendimiento de la bomba ya que ocupa un
volumen que de no estar presente ocuparía el fluido. En casos extremos el gas
ocupa todo el volumen del barril con lo cual la bomba se bloquea y deja de producir.
Lo que ocurre es que el gas se comporta como un resorte, en la carrera ascendente
se expande y en la descendente se comprime, impidiendo que la válvula viajera (T.V.)
se abra para desalojarlo del barril.
En estos casos es necesario asegurar que, durante el bombeo, el espacio que
queda entre las válvulas de la bomba al final de la carrera descendente sea el mínimo
posible. Para constatarlo, se puede maniobrar el pozo “golpeando y reespaciando la
bomba”, tal como se explica en el Capítulo VI.
También es posible disminuir el espacio nocivo entre válvulas, con el armado de la
bomba mediante el uso de jaulas de diseños especiales para las bolas de las
válvulas, con menor espacio nocivo y tapón hexagonal. De esta manera, la distancia
entre asientos (de la válvula fija y viajera) que en una bomba estándar es de 7 ½ ", se
reduce a aproximadamente 4”; es decir 3 ½ “ menos (Fig. 14-I).
Actualmente en la sección "Well Service" las bombas se arman de tal forma que al
final de la carrera descendente la separación entre válvulas no supere 4"; en casos
particulares se consultará con el Ingeniero de Producción.
A continuación se indican algunas recomendaciones prácticas y la descripción de
dispositivos especiales que se aplican para pozos con gas.
a. Utilizar bombas con menor separación entre válvulas (Aproximadamente 3-1/2”
menos que las bombas utilizadas).
b. Espaciar adecuadamente la bomba de modo de reducir al mínimo el espacio
nocivo. Esto se efectúa regulando manualmente la posición de la grapa del
vástago pulido hasta lograr el efecto deseado.
c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo. De esta forma se logra
mayor tiempo para el llenado de la bomba y por consiguiente mejora el
rendimiento.
d. Profundizar la bomba. De manera que quede por debajo de la zona productora
de alta relación gas-petróleo.
e. Utilizar bombas con dispositivos especiales:
• Bombas con válvula tipo anillo (ring valve).
• Desbloqueadores mecánicos.
• Separadores de gas (anclas de gas).
• Bombas con menor espacio entre válvulas.

Figura 14-I

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

Dispositivo Ring Valve
Figura 15-I

Separadores de gas.
Llamados también "anclas de gas" son utilizados en nuestra operación en aquellos pozos
que debido a su alta relación gas-petróleo, no se logran buenos resultados con las
técnicas y dispositivos descriptos.
Cuando el pozo tiene suficiente profundidad a continuación de los punzados, puede
utilizarse un separador de gas denominado "ancla natural" en el cual la succión de la
bomba se ubica por debajo de las zonas productivas [Fig. 16-I (a)]. El tubo de succión lo
constituye un tramo de tubing con perforaciones o ranuras que va instalado a continuación
de la bomba. Este tipo de ancla permite la mejor separación gas-líquido ya que el gas
producido estará por encima de la bomba y la sección de pasaje del fluido es la máxima
posible que pueda lograrse con cualquier otro tipo de ancla de gas. Para un mejor
resultado es recomendable, cuando sea posible, que la succión de la bomba se ubique a
4.5 m debajo del punzado productivo más profundo, como mínimo.
Otro diseño de separador de gas utilizado en nuestra operación se indica en la Fig. 16-I
(b). En éste la instalación se completa con un packer que se ubica por encima de las
zonas productoras a fin
de que pueda liberarse el
gas. El fluido llega a la
bomba a través de un
conducto con entrada en
la parte inferior y el gas
asciende por el espacio
anular. Su utilidad está
condicionada a la
ubicación de las zonas
productivas y al nivel de
fluido por lo que deberá
seleccionarse muy bien
los pozos en los que se
instalará.
Los proveedores de
equipamiento de
producción, orientados al
Bombeo Mecánico,
permanentemente están
haciendo experiencia
sobre nuevos diseños y
algunos de ellos están
aquí recomendados para
ensayar.(Fig 16-I-(c ))
Figura 16-I

3. PETRÓLEO VISCOSO. El petróleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamiento
del pistón y a su desplazamiento a través de la cañería de producción, provocando
sobrecargas en los componentes del sistema de bombeo.
En nuestra operación se aplican distintas técnicas para su extracción:
a. Utilizar pistones de menor longitud (2' a 3').
b. Utilizar jaulas con mayor pasaje de fluido.
c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (G.P.M).
d. Utilizar bombas con mayor luz entre pistón y barril.
e. En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20%, la inyección de
desemulsionantes por casing.
f. Producir por casing: Esta técnica
se utiliza para petróleos del orden
de 10° a 16° API para reducir el alto
rango de cargas a que estaría
sometido el sistema con el bombeo
tradicional. La instalación según se
indica en la Fig. 17-I, consiste en la
ubicación de un packer sobre los
punzados y un tubing perforado
sobre el packer.
El fluido producido pasa por el
caño perforado y de éste a la
superficie a través del espacio
anular casing-tubing. La cañería de
producción se llena normalmente
con gasoil o kerosene para reducir
la fricción en el movimiento de las
varillas y de esta forma permitir
aumentar los G.P.M. con el
consiguiente incremento de
producción.
Figura 17-I
Producción de Petroleo Viscoso por Casing

4. INCRUSTACIONES: En algunos pozos de nuestra operación se han observado
incrustaciones de algún tipo, en distintas partes de la bomba. Normalmente se
acumula en las paredes del barril hasta que por su espesor origina el atascamiento del
pistón. Sobre los asientos de las válvulas, en especial la de pie, tiene el mismo efecto
que los granos de arena.
En casos de alta concentración se producen obturaciones parciales de bar-collar, jaula
de válvula de pie y filtros. La precipitación de los carbonatos y la incrustación
resultante se produce en este caso, por la caída de presión que experimenta el fluido a
través de la bomba, por lo que se aplican las mismas recomendaciones prácticas
indicadas para el bombeo de pozos con gas.
Otras medidas que se aplican para disminuir las intervenciones de los pozos afectados
son:
• Utilizar válvulas de pie standard de mayor medida.
• Bombas con mayores luces (con pistones de mayor longitud para disminuir
las pérdidas por escurrimiento).
• Válvulas de carburo de tungsteno.
• Eliminar los filtros.
• Inyectar inhibidor de incrustaciones.
• Uso de pistones con anillos.
BOMBAS DE TUBING
Las bombas de tubing (Fig. 4-I) son utilizadas para la extracción de mayores volúmenes de
fluido. En nuestra operación se las usa en aquellos pozos cuya producción potencial
supera la capacidad de una bomba insertable, para el mismo diámetro de tubing.
Las bombas de uso común son las de pistón de 2-1/4" utilizadas en tubing de 2 -7/8" y
las de 2-3/4" usadas en tubing de 2-7/8" y 3 -1/2"
En este tipo de bombas, el barril con el niple asiento y la válvula de pie instalada se
bajan con los tubing y el pistón con las varillas de bombeo. En el caso de tener que
recuperarse la válvula de pie y/o el pistón puede efectuarse esta operación sin retirar la
cañería de producción. Esto es para bombas de 2-1/4" en tubing de 2-7/8" o bombas de
2-3/4" en tubing de 3-1/2", donde para recuperar la válvula de pie se giran las varillas con el
pistón solidario hacia la derecha, y se enrosca el pescador en la válvula de pie,
recuperando el conjunto pistón-válvula.

Las bombas de tubing no son
recomendables para trabajar en
pozos con alta relación
gas-petróleo pues tienen un
espacio nocivo grande y se corre
el riesgo de bloqueo por tal
motivo. Otra desventaja de este
tipo de bomba es que en el
supuesto caso de bloquearse no
se puede golpear, ya que de
hacerlo podría dañarse el
pescador o la conexión de la
válvula de pie que son las partes
que se pondrán en contacto en
dicha maniobra.
En el caso de utilizarse bombas
de 2-3/4" en tubing de 2-7/8" o
cuando se utiliza packer de
5-1/2", dicha operación no se
puede realizar por la
correspondencia de diámetros
entre pistón de bomba, tubing y
packer. En estos casos se baja
la bomba completa con los tubing
y se efectúa el acople de las
varillas a la bomba con el
dispositivo de acople "on and off".
Este dispositivo se utiliza para
facilitar la conexión y
desconexión entre las varillas y el
vástago de la bomba, sean estas
de tubing o insertables (Fig. 18-I).
En nuestra operación se lo
emplea normalmente para los
siguientes casos:
- Pozos con packer de 5 -1/2" y
bomba debajo del mismo.
- En bombas con diámetro de
pistón mayor que el tubing
(bomba con pistón 2-3/4" en
tubing de 2-7/8").

Instalación y maniobra de acople Sobre el vástago de la bomba se coloca un trozo en el
cual se enrosca el mandril que es solidario al resorte y al buje de acople. El conjunto se lo
baja al pozo con el tubing y la camisa se la baja con las varillas.
Al llegar a la profundidad de asentamiento se bajan lentamente las varillas y cuando los
dos elementos están en contacto se asientan descargando un peso de aproximadamente
2.000 lbs, se gira a la izquierda para vincular las partes y a continuación se verifica dicho
acople.
Para desacoplar se descarga nuevamente un peso de 2.000 lbs y se gira a la derecha
con lo que el dispositivo quedará libre. En nuestra operación disponemos solamente de un
dispositivo de acople "on and off" utilizado únicamente con bombas Tubing Pump 2 3/4" y
encastre en tubing de 2 7/8", con conexión para varillas de 1".
CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA
La forma de transportar y utilizar las bombas de profundidad está indicada en el Manual de
Procedimientos. Aquí nos limitaremos a transcribir las principales :
1. TRANSPORTE
a. En el transporte de bombas de profundidad deberán tomarse todos los cuidados y
precauciones necesarios para que las mismas no se dañen. Deben estar
protegidas contra la oxidación y sus extremos tapados para evitar la entrada de
cualquier cuerpo extraño.
b. No deberá permitirse que las bombas estén sueltas o rueden sobre el camión que
las transporta, ni tampoco deberán asegurarse con cadenas o zunchos. Deben
estar bien sujetas y atadas con una faja blanda a efectos de prevenir daños.
c. La bomba deberá ser transportada como se indica :
- en camión, cureña o carrito de bombas, con el vástago hacia adelante.
2. EN EL POZO
a. La bomba debe ser colocada en un lugar plano sobre cuatro tacos de madera.
b. Debe usarse un trozo de maniobra (pony rod) en la parte superior de la bomba para
toda clase de maniobras. La llave de sostén debe ser colocada en la parte
superior del conector (rod coupling) del vástago de la bomba y no en el cuerpo del
mismo.
c. La bomba no debe ser levantada o bajada con el vástago fuera del barril. Se debe
sujetar el vástago dentro del barril hasta que la bomba esté en posición vertical
utilizando las grapas al efecto que tienen los equipos de pulling.
d. Cuando la bomba se acerca al niple de asiento, debe ser bajada lentamente a fin
de no insertarla en el mismo en forma brusca y asentarla con aproximadamente

3.000 lbs. de peso. Una vez que esté asentada es recomendable bombear unas
pocas veces para asegurarse que está asentada y que tiene recorrido completo del
pistón.
e. Espaciar el pistón lo más bajo posible, dejando suficiente espacio que permita el
estiramiento de las varillas para evitar que el rod coupling golpee contra el rod
guide.
REPARACION Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD
Las mismas se realizan en un taller provisto de todas las herramientas adecuadas con
operarios especializados.
Después de su armado y/o reparación se hace un informe de bombas (ver página
siguiente) realizado en la computadora (Base de Datos).
Este es un informe similar al A.P.I. adaptado a nuestras operaciones y tipos de bombas
utilizadas. Se obtiene de él la siguiente información:
a. Tipos de fallas en las bombas
b. Duración de las bombas
c. Fallas por áreas o distritos
d. Tipo de repuestos y cantidades utilizadas
e. Materiales extraños encontrados
f. Datos por pozos, o por números de bombas
• “Cero” Accidentes
• “Cero” Contaminación Ambiental

COLUMNA DE BOMBEO
La columna de bombeo está constituida por las varillas de bombeo, los trozos de maniobra
y el vástago pulido. En esta sección indicaremos las especificaciones generales de las
normas API 11-B y 11-D, según las cuales se construyen dichos elementos, y diversos
aspectos referentes al uso de estos en nuestra operación.
1. VARILLAS Y TROZOS.
a. Materiales. Las varillas de bombeo (sucker rod) y trozos de maniobra (pony rod)
se fabrican en los grados K, C y D, y deben responder a las especificaciones
indicadas en la Tabla I-I.
Tabla I-I
PROPIEDADES QUIMICAS Y MECANICAS
Composición Resistencia a la rotura tracción
Grado Química Mínimo
(psi)
Máximo
(psi)
K Acero AISI 46 XX 85000 115000
C Acero AISI 1035 90000 115000
D
Acero al carbono o
aleado
115000 140000
UHS-NR
Acero 4142
140000 150000
NORRIS-97
Acero 4142
140000 150000
En nuestras operaciones utilizamos varillas y trozos de grado D con punto de
fluencia de 100000 psi provistas por diferentes fabricantes: Norris, Metalmecánica.
Y alta resistencia de los mismos proveedores.(UHS y N-97)
b. Dimensiones generales y peso. En la Tabla II-I se indican las dimensiones
generales y tolerancias de las varillas y trozos de maniobra que utilizamos en
nuestra operación; y en la Tabla III-I el peso de las varillas (para 25' y 30' longitud).
Las longitudes de las varillas y trozos se miden del espejo del pin al espejo del
extremo de la cupla.
Debemos tener en cuenta que en estas tablas están ya incorporadas las
varillas de 7/8” con los pines correspondientes a las de 1”.

DIMENSIONES GENERALES Y TOLERANCIA
Tabla II-I (Figura 19-I)
Diámetro
varilla
Diámetro
Nominal
pin
Df
+0.005
-0.010
Ws
+1
-32
Wt Du
Long.
varilla
± 2"
Long.
trozos
± 2"
3/4" 1-1/16" 1.500" 1" 1-1/4" < Df 25'
2' - 4'
6' - 8'
10' - 12'
7/8” 1-3/8” 2.000” 15/16” 1-1/2” < Df 25´
2´-4´
6´- 8´
10´- 12´
7/8" 1-3/16" 1.625" 1" 1-1/4" < Df 25'
2' - 4'
6' - 8'
10' - 12'
1" 1-3/8" 2.000" 15/16" 1-1/2" < Df 25'
2' - 4'
6' - 8'
10' - 12'
Tabla III-I
DIAMETRO Y PESO DE VARILLAS
25' longitud 30' longitud
Diámetro Peso con cupla Diámetro Peso con cupla
Pulgadas mm Libras Kg Pulgadas mm Libras Kg
3/4 19.1 40.75 18.48 3/4 19.1 48.17 21.82
7/8 22.2 54.00 24.49 7/8 22.2 65.01 29.45
1 25.4 72.00 32.65 1 25.4 85.63 38.79
c. Cuplas y protección de rosca. Salvo que se indique lo contrario, todas las varillas
de bombeo serán suministradas con una cupla ensamblada en uno de los
extremos. Las roscas expuestas (pin y cuplas) serán provistas con
guardarroscas.

2. CUPLAS Y REDUCCIONES
a. Tipos. Las cuplas y reducciones pueden ser del tipo "fullsize" (mayor diámetro) o
"slimhole" (menor diámetro). En nuestra operación utilizamos las cuplas "fullsize"
de diámetros 3/4" y 7/8" y las "slimhole" de diámetro 1" en tubing de 2-7/8".
También pueden ser lisas exteriormente o con rebaje para llave; en nuestra
operación utilizamos las primeras.
b. Clase. Se refiere a la especificación de los materiales, las cuplas y reducciones
que usamos son clase T, UHS y N-97, con dureza Rockwell "C" según se indica:
Clase Dureza Rockwell "C"
T Mínimo 23 - Máximo 26
UHS Mínimo 30 - Máximo 34
N-97 Mínimo 56 - Máximo 62
c. Dimensiones. Las dimensiones de las cuplas y reducciones "fullsize'' y "slimhole"
serán de acuerdo a lo indicado en las tablas IV-I y V-I.
Tabla IV-I(Figura 19-I) - CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SIZE
Diámetro
varilla
Diámetro
exterior
(W)
Longitud
mínima
(NL)
Para utilizar en
tubing
OD mínimo
3/4" 1-5/8" 4" 2-3/8"
7/8" 1-13/16" 4" 2-7/8"
1" 2-3/16" 4" 3-1/2"
Tabla V-I(Figura 19-I) - CUPLAS Y REDUCCIONES SLIMHOLE
Diámetro
varilla
Diámetro
exterior
(W)
Longitud
mínima
(NL)
Para utilizar en
tubing
OD mínimo
3/4" 1-1/2" 4" 2-1/16"
7/8" 1-5/8" 4" 2-3/8"
1" 2" 4" 2-7/8"

d. Tratamiento anti-engranamiento. Todas las cuplas y reducciones deberán tener un
tratamiento metálico de recubrimiento de fosfato u otro equivalente como
tratamiento anti-engranamiento.
3. VÁSTAGO PULIDO
a- Dimensiones generales. A continuación se indican las dimensiones de los vástagos
que utilizamos en nuestra operación:
Diámetro
exterior
(Pulgadas)
Longitud
(Pie)
Diámetro nominal
del pin
(Pulgadas)
1-1/4" 16 - 22 1-3/16"
1-1/2" 16 - 22 1-3/8"
b. Material. Los vástagos que utilizamos son construidos de acero al carbono
SAE 1045 con límite de fluencia mínimo de 80000 psi. Para fluidos corrosivos se
utilizan vástagos de las mismas características pero metalizados
(Tuffr - Dureza "Rc" 60).
c. Medidas Vástagos Tuffr.
1-1/2 x 26' (22' Metalizado)
1-1/2 x 22' (19' Metalizado)
1-1/2 x 16' (13' Metalizado)

Figura 19-I

CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS
1. VARILLAS
a. Pin. No deberá tener filetes con flancos desparejos o partes faltantes de material
o fisuras del material provocados por el forjado. La longitud de la rosca será de
acuerdo a lo que se indica:
Diámetro varillas
(Pulgadas)
Longitud pin
(mm)
Longitud rosca
(mm)
3/4 36.5 21.4
7/8" 41.3 24.2
1" 47.6 31.8
b. Espejos. No deberán tener material arrancado ni presentar golpes o marcas de
maquinado.
c. Cuerpo. No deberán presentar marcas profundas ni superposición de material
proveniente del laminado de la barra y deberán conservar la sección circular en
toda su longitud.
Las varillas deberán estar razonablemente derechas, para ello se las hará girar
sobre cinco puntos de apoyo y cualquier desviación superior a 1/8" en un giro
completo será motivo de rechazo.
d. Recalques. No deberán tener superposición de material ni marcas de forjado
profundas.
2. CUPLAS.
a. Espejos. Deberán ser planos sin marcas de material arrancado, engranes, golpes
o señales de maquinado defectuoso.
b. Roscas. Los flancos de los filetes deberán ser lisos sin marcas de arrastre de
material o filetes de poca altura.
c. Desalineación: Para controlar la desalineación entre los ejes de simetría de la
rosca de la cupla o reducción con el de la varilla, se procederá como sigue :
• Desalineación paralela. Se deberá medir con un calibre el espesor de
pared del cuerpo de la cupla, para ello se tomarán dos puntos
opuestos de medición que pertenezcan a un mismo diámetro. No se

admitirá una diferencia entre ambas medidas mayor que 0.5 mm.
(0.020") (Fig. 20-I).
• Desalineación angular. Se utilizará el calibre patrón preparado al
efecto, enroscándole la cupla a mano hasta hacer tope los espejos.
La desalineación angular se controla midiendo con una sonda de
espesores el contacto entre espejos según se indica en la Fig. 20-I.
Figura 20-I

CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS - FALLAS COMUNES.
1. CONEXIÓN DE LAS VARILLAS.
Al efectuar las conexiones de las varillas se requiere que cada unión sea ajustada con un
determinado torque que asegure una adecuada pretensión del pin. Esto evitará que se
produzca la separación entre los espejos del pin y de la cupla durante el ciclo de bombeo,
eliminándose la posibilidad de roturas de pin por dicha causa. Debido a las altas cargas a
que las varillas del grado D están sometidas, se tienden a separar los espejos de los pines
de las cuplas. Por este motivo, los valores de torque adoptados son más altos que los
recomendados por la Norma A.P.I. RP11BR (Sección 5).
Se calibra la llave hidráulica solamente con los valores de desplazamiento circunferencial
indicados en la plantilla de control correspondiente al fabricante, (para varillas de 3/4", 7/8"
y 1" de diámetro) que corresponden a 45.000 PSI, 60.000 PSI, o 78.000 PSI, de pretensión
(Fig. 21-I) de acuerdo al yacimiento y calidad de la varilla utilizada. Dicho desplazamiento
Figura 21-I

precargará al pin y generará una fuerza de fricción entre las superficies de los espejos. En
la Tabla VI-I se indican los respectivos valores de desplazamientos recomendados para los
distintos diámetros de varillas.
Tabla VI-I
CONEXION DE LAS VARILLAS
VALORES DE DESPLAZAMIENTO CIRCUNFERENCIAL.
45000 / 60000 / 78000 PSI.
Diámetro
varilla
Varilla nueva
(grado D)
Varilla nueva
UHS N97
Varilla en
uso
(grado D)
Varilla en uso
UHS N97
3/4" 7.9 mm. 9.5mm 11.5mm 7.9 mm. 9.5mm 11.5mm
7/8" 9.9 mm. 12.0mm 15.0mm 9.9 mm. 12.0mm 15.0mm
1" 13.1 mm. 15.5mm 19.0mm 13.1 mm. 15.5mm 19.0mm
La operación de conexión de las varillas se efectúa de la siguiente forma:
a. Varillas en uso. Se lubrica la rosca (pin) con una pequeña cantidad de grasa
especial y se enrosca manualmente la varilla hasta que hagan tope los espejos
del pin y de la cupla. En esa posición se marca con tiza, en forma vertical,
abarcando el extremo de la cupla y el diámetro exterior del pin.
A continuación se la afloja y ajusta nuevamente a mano para verificar la línea de
referencia y luego se la ajusta al valor del desplazamiento requerido con la llave
hidráulica. Se mide el valor del desplazamiento con la plantilla correspondiente, y
en caso de no coincidir el valor, se regula la llave y se repite la operación hasta
lograr el desplazamiento correcto. En nuestra operación se repite el control del
torque en la quinta o décima varilla para asegurar que la calibración de la llave se
mantenga constante y luego se repite cada veinte conexiones.
b- Varillas nuevas. La operación se realiza en la misma forma que para varillas en
uso pero efectuando dos veces la operación de ajuste con la llave hidráulica y
desenrosque (doble torque). Finalmente se controla el desplazamiento requerido.
c- Cuplas reducciones. En ambos casos (usadas y nuevas): las mismas deberán ser
ajustadas con el desplazamiento circunferencial, dado por la plantilla
correspondiente al fabricante, para cada diámetro y en forma manual
INDEFECTIBLEMENTE.

2. CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS
a. En la carga y descarga. El movimiento de los cajones de varillas deberá
efectuarse utilizando una viga de carga o soportes adecuados que permitan
tomarlos de los extremos, nunca efectúe esta maniobra tomando el cajón de su
punto medio.
Si las varillas se transportan sin embalaje en distancias cortas, las mismas
deberán apoyarse sobre cuatro cuñas de madera como mínimo y distribuidas
simétricamente en su largo. Los apoyos extremos se ubicarán próximos al final
de las varillas y cada tanda horizontal debe estar separada por espaciadores de
madera. Se evitará colocar elementos metálicos que puedan golpear sobre las
varillas y se sujetarán al transporte son sogas blandas.
Las roscas de las varillas nuevas o usadas en depósito deben estar limpias,
lubricadas con aceite SAE 40 e inhibidor de corrosión (50%) y cubiertas con
protectores en buen estado. Cuando se descarguen varillas sueltas en el depósito
o en el pozo se las colocará sobre caballetes de madera (o metálicos debidamente
recubiertos) y separadas las tandas horizontales de la misma forma que lo
indicado para el transporte.
b. En operación de pulling. Las varillas deben manipularse con cuidado para evitar
cualquier golpe que pueda dañarlas.
Los pines y las cuplas deberán limpiarse perfectamente tanto en la parte roscada
como en el espejo; toda cupla o pin con rosca en mal estado o con los espejos
dañados deberá ser descartada.
Antes de enroscar las varillas para ser bajadas al pozo, debe lubricarse el
pin con una pequeña cantidad de grasa especial.
El torque debe ser controlado en la forma ya indicada y la llave hidráulica deberá
calibrarse nuevamente cuando en la sarta se cambie el diámetro de la varilla. Es
importante previo a la calibración de la llave, hacer circular el sistema hidráulico de
la misma para que el fluido alcance la temperatura normal de funcionamiento.
Toda varilla que presente cualquier tipo de daño visible, entalladuras, golpes,
partes torcidas, etc. deberá descartarse. Cuando en una sarta se produzcan dos
pescas de pin consecutivas, se sacará toda sarta desenroscando cada una de las
varillas a fin de bajar controlando el ajuste correcto. Si el problema se repite
consultar con el Ingeniero de Producción.
Cuando sea necesario aflojar una cupla, la misma debe descartarse a fin de eliminar una
posible pesca debido al daño provocado por la llave. En cada intervención del pozo las
varillas deberán desenroscarse en una conexión distinta e indicar en el formulario de
intervención del pozo (0-27) la forma de operar en la próxima operación, según se indica:

• sacar en doble: significa sacar vástago, trozos y luego las varillas en tiros de dos.
• sacar una varilla y luego en doble.
Esto se efectúa por dos motivos: para identificar en una futura pesca de pin la Compañía
que hizo el trabajo en esta conexión, como así también la fecha del trabajo; y para
inspeccionar cíclicamente la totalidad de las uniones roscadas y prevenir de esta forma
posibles fallas.
3. ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS.
Una sarta de varillas correctamente diseñada, observando los cuidados en su manipuleo
que hemos indicado, usando torques correctos y bien operada seguramente tendrá un
largo, económico y satisfactorio servicio.
La vida en servicio dependerá del control de todas las condiciones que contribuyen a
fallas prematuras, así como a la determinación temprana de las causas de tales fallas y la
corrección del problema. Una rápida identificación de las fallas nos permitirá tomar
medidas correctivas para prevenir la repetición de las mismas, reduciendo los tiempos de
parada y la pérdida de producción que ello implica.
Casi todas las roturas de varillas se deben a fallas por fatiga o por tensión estática.
La falla por tensión estática ocurre por la aplicación de una carga que supera la tensión
de fluencia del material de la varilla. Dicha carga se concentra en un punto de la sarta y
produce la reducción de la sección transversal y la consecuente rotura en ese punto. Este
es un tipo poco común de falla y ocurre cuando en una intervención del pozo se tira la
sarta con una fuerza excesiva, como por ejemplo para desclavar una bomba. Para trabajar
con un cierto margen de seguridad, la fuerza de tracción que se aplique a la sarta nunca
deberá ser mayor que el 50 % de la tensión de fluencia del material de la varilla. En el
capítulo de intervenciones de pozos se indica una tabla con los valores máximos en libras
a aplicar sobre el peso de varillas para desclavar bombas insertables.
Todas las otras roturas se producen por fatiga. El término fatiga se refiere a un tipo de
falla en la varilla que ocurre con la aplicación de cargas menores que la tensión de fluencia
y bajo condiciones de cargas cíclicas que ocurren durante el ciclo de bombeo. La acción
de estos esfuerzos repetitivos puede formar en algún punto de la sección transversal de la
varilla pequeñas fisuras, en las que se produce una concentración de tensiones. El efecto
de repetición de los ciclos de carga hace que dichas fisuras se extiendan en forma
progresiva hasta que la sección resistente disminuye y se produce la rotura sin
deformación previa (como si fuera un material frágil). Este efecto es mas notorio cuando la
varilla presenta alguna falla superficial que produce una concentración de tensiones, la falla
progresa gradualmente a través de la barra y en forma perpendicular al eje de la misma. La
falla por fatiga se puede identificar claramente en la sección de rotura, por una zona
grisácea de grano fino y relativamente pulida (donde se inició la falla) y otra superficie de
grano grueso y rugosa de rotura franca.

CAUSAS DE FALLAS.
a. Fallas debido a curvaturas. Las varillas son fabricadas con una desalineación del
cuerpo no mayor de 1/8" en 5'; si el cuerpo de la varilla tiene una desalineación
mayor que la mencionada, la varilla no deberá utilizarse. Si se produce en la barra
una curvatura después que ha sido fabricada se introduce en la misma cambios en
su estructura metálica y concentración de tensiones que pueden provocar roturas
por fatiga. Dichas curvaturas pueden ocurrir cuando se levanta la varilla de ambos
extremos y se deforma debido a su propio peso.
b. Fallas debido a flexión. Estas fallas ocurren por el movimiento de la sarta durante
el ciclo de bombeo y son provocados por distintas causas tales como: velocidades
de bombeo muy altas, bloqueo de bomba, golpe de fluido y cualquier movimiento
de la sarta que no le permita a ésta moverse lo mas verticalmente posible. Tales
circunstancias hacen que la sarta flexione y puedan causar fisuras por fatiga que
provocan la falla por el mismo motivo. Generalmente se coloca sobre la bomba un
tramo de varillas de mayor diámetro a fin de darle peso para mantener la sarta en
tensión y evitar la flexión.
La condición más perjudicial que causa flexión es el choque del émbolo de la
bomba contra fluido. Esto ocurre cuando el fluido de la bomba no se llena
totalmente en la carrera ascendente. La onda generada debido al golpe viaja a
través de la sarta, causando flexión, sobrecargas, fallas en el pin y cuplas y
acelera las fisuras por fatiga ocasionadas por daños mecánicos o pitting de
corrosión.
La compresión del gas flexiona la sarta produciendo efectos similares al golpe de
fluido. En el caso de excesiva velocidad de bombeo la inercia de la sarta hace que
sean más notables los efectos de la inversión de carrera, pudiéndose provocar
fallas por tal motivo al cabo de un cierto número de ciclos. Este problema se
agrava si además el equipo no está bien contrapesado. De allí que debe evitarse
en lo posible el bombeo en tales condiciones corrigiendo las causas que lo
provocan y tratando de afectar lo menos posible a la producción.
c. Fallas por daños superficiales. Todo daño en la superficie de las varillas y cuplas
provocado por un inadecuado manipuleo de las mismas constituyen puntos de
concentración de tensiones que finalmente provocan fallas por fatiga. De manera
que toda varilla o cupla que presenten marcas de llave, hendiduras profundas,
impactos por golpes, etc. deberán descartarse.
En el caso que el elevador de varillas no estuviera en buenas condiciones,
deberá reemplazarse a fin de evitar las fallas que se indican a continuación:

• Roturas que se producen en el cuerpo de la varilla, cercanas a la transición entre el
cuerpo y el recalque. En este caso la falla puede ser producida por inclinación del
elevador, que imparte de esta forma una curvatura en la varilla y crea en ese lugar un
punto de concentración de tensiones. Este problema de
"elevadores inclinados" (o sea cuando el cuerpo del mismo no
está a 90° con respecto al eje de la varilla) ocurre en
elevadores desgastados o deteriorados debido a la aplicación
de sobrecargas.
• Roturas en el recalque de la varilla debidas a marcas en el
mismo que se producen cuando el contorno del asiento del
elevador está desgastado y no coincide con la forma de
recalque de la varilla. Este contorno suele ser postizo y
recambiable, a medida que se deteriora, y está normalmente
construido de un material mas blando que el de las varillas.
• Pozos excesivamente desviados, o que se perforaron
específicamente de esa manera, generan en el bombeo
inconvenientes de desgaste y rotura prematura de las columna
de producción. Sin la posibilidad de otras técnicas de
extracción, debemos apuntar a optimizar el uso de lo
disponible y para ello la centralización de las varillas
acompañadas de rotadores de superficie prolongan la vida de
la sarta en forma importante.
• Se deberá tener cuidado en la selección de los
centralizadores; la rotura de los mismos complica
generalmente no solo el proceso del bombeo sino que también
obstruyen en forma severa líneas de conducción, válvulas de
colectores o manifolds, separadores etc..
Son recomendables aquellos fusionados a las varillas (de
fábrica, o con procesos similares) y no los independientes que
se fijan mecánicamente o por fricción a la varilla.
• Con respecto a los rotadores de superficie, hay en plaza dos
proveedores líderes y ambos dan buenos resultados. HUBER
y TULSA .

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