bombeo cavidades progresivas en pozos Petróleros

2
Bombeo por Cavidades Progresivas-PCP
AGENDA
 OBJETIVOS
 INTRODUCCION
 PRINCIPIO FISICO
 GENERALIDADES PCP
 EQUIPOS DE FONDO
 EQUIPOS DE SUPERFICIE
 NOMENCLATURA DE LA
BCP
 INSTALACIÓN BPC
 OPERACIÓN DE LA BCP
 DISEÑO BCP
 ANALISIS ECONOMICO
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
 PROBLEMAS DE OPERACIÓN
 RANGO DE APLICACIÓN
 CONCLUSIONES
 BIBLIOGRAFIA

3
OBJETIVOS
1
• Identificar las ventajas que aporta el uso de las Bombas de Cavidades
Progresivas en la recuperación de petróleos pesados.
2
• Conocer los principios físicos, el funcionamiento, la instalación en superficie y
en fondo, las especificaciones y dimensionamiento del equipo.
3
• Describir el diseño de la bomba detallando los pasos a seguir para calcular y
analizar las variables de una instalación de bombeo por Cavidades Progresivas.
4
• Realizar la evaluación financiera y la rentabilidad económica de instalar el SLA.

4
INTRODUCCIÓN
Cuando el yacimiento no tiene la suficiente energía para levantar
los fluidos, es necesaria la instalación de un sistema de
levantamiento artificial que adicione presión y lleve los fluidos
hasta la superficie.
El propósito la bomba PCP es minimizar los requerimientos de
energía en la cara de la formación productora, y maximizar el
diferencial de presión a través del yacimiento provocando así,
mayor afluencia de fluidos. Este SLA consiste en una bomba de
desplazamiento rotativo positivo accionada desde la superficie.

5
PRINCIPIO FISICO
Existe fricción en los cojinetes y juntas, no todo el líquido que
atraviesa la bomba recibe de forma efectiva la acción del impulsor,
y existe una perdida de energía importante debido a la fricción del
fluido. Ésta pérdida tiene varias componentes:
 Pérdidas por choque a la entrada del impulsor
 La fricción por el paso del fluido a través del espacio existente
entre las palas o álabes
 Pérdidas de alturas al salir el fluido del impulsor.
Cuando un líquido fluye a través de una
bomba, sólo parte de la energía comunicada
por el eje del impulsor es transferida el fluido.

6
El rendimiento de una bomba es bastante sensible a las condiciones
bajo las cuales esté operando. El rendimiento h de una bomba
viene dado por:
donde γ , Q y h se definen de forma habitual; T es el par ejercido
por el motor sobre el eje de la bomba y w el régimen de giro del
eje en radianes por segundos.
 
min
potencia su istra da al fluido Qh
T
potencia en el eje al freno



 
PRINCIPIO FISICO

7
Los datos de las propiedades dinámicas mecánicas son
obtenidas a través de ensayos de desplazamiento de los
elastómeros (compresión o tensión), llamado Módulo de
elasticidad Complejo (E`) o Stress total.
Este módulo está compuesto por:
PRINCIPIO FISICO
Propiedades Mecánicas
• Para una deformación sinusoidal,
la relación entre la componente
viscosa (E”) y la componente
elástica (E´) esta representado por
la relación Tan δ (Tan delta).
• Que se encuentra en
fase con el
desplazamiento.
Tan δ = E” /E’

Fuente. Principios Fundamentales para
diseños de bombas PCP.
8
BOMBA PCP
Estas bombas de
desplazamiento positivo
consisten en un rotor de acero
helicoidal y un estator de
elastómero sintético pegado
internamente a un tubo de
acero.
El estator se instala en el pozo
conectado al fondo de la
tubería de producción, a la vez
que el rotor esta conectado al
final de la sarta de cabillas.
ELECTRIC MOTOR
ROODS
TUBING
CASING
STATOR
ROTOR

9
SISTEMA PCP
Grampa de la barra pulida
Relación de la transmisión
Motor eléctrico
Cabezal de rotación
Barra pulida
Stuffing Box
Pumping Tee
Cabezal de pozo
Revestidor de producción
Tubería de producción
Sarta de cabillas
Sarta de cabillas
Rotor
Estator
Pin de paro
Ancla antitorque
Revestidor de producción
Fuente. Principios Fundamentales para diseños de
bombas PCP.

10
EQUIPOS DE FONDO
Estator
Sarta de
varillas
Tubería de
producción
Rotor
Niple de
paro
Niple
intermedio
Elastómeros

EQUIPOS DE FONDO:
Es una tubería de acero que comunica la
bomba de subsuelo con el cabezal y la
línea de flujo. Si no hay ancla de torsión,
se debe ajustar con el máximo API, para
prevenir el desenrosque de la tubería de
producción.
11

12
EQUIPOS DE FONDO:
Sarta de varillas
Es un conjunto de varillas unidas
entre sí por medio de cuplas. La
sarta esta situada desde la bomba
hasta la superficie. Los diámetros
máximos utilizados están limitados
por el diámetro interior de la
tubería de producción.

13
EQUIPOS DE FONDO:
Estator
Es una hélice doble interna y moldeado a
precisión, hecho de un elastómero sintético
el cual está adherido dentro de un tubo de
acero.

14
El rotor está fabricado con acero de
alta resistencia mecanizado con
precisión y recubierto con una capa de
material altamente resistente a la
abrasión. Se conecta a la sarta de
cabillas (bombas tipo Tubular) las
cuales le transmiten el movimiento de
rotación desde la superficie
(accionamiento o impulsor).
EQUIPOS DE FONDO:
Rotor

15
EQUIPOS DE FONDO:
Niple de Paro
Es parte componente de la bomba y va
roscado al extremo inferior del estator.
Su función es:
Hacer de Tope al rotor en el
momento del espaciamiento, para que
el rotor tenga el espacio suficiente para
trabajar correctamente.
Servir de pulmón al estiramiento de
las varillas, con la unidad funcionando.
Como succión de la bomba.

16
EQUIPOS DE FONDO:
Niple Intermedio
Su función es la de permitir el
movimiento excéntrico de la cabeza del
rotor con su cupla o reducción de
conexión al trozo largo de maniobra o a
la última varilla, cuando el diámetro de la
tubería de producción no lo permite.

17
El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un polímero
de alto peso molecular con la propiedad de deformarse y
recuperarse elásticamente, esta propiedad se conoce como
residencia o memoria, y es la que hace posible que se produzca la
interferencia entre el Rotor y el Estator.
EQUIPOS DE FONDO:
Elastómeros

18
 Buena resistencia química a los fluidos a transportar.
 Buena resistencia térmica.
 Capacidad de recuperación elástica.
 Adecuadas propiedades mecánicas, especialmente resistencia a la
fatiga.
 Propiedades mecánicas mínimas requeridas.
 Hinchamiento: del 3 al 7% (máximo).
 Dureza Shore A: 55 a 78 puntos.
 Resistencia Tensíl: Mayor a 55 Mpa.
 Elongación a la ruptura: Mayor al 500%
 Resistencia a la fatiga: Mayor a 55.000 ciclos
 Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm.
EQUIPOS DE FONDO:
Características de los elastómeros

19
Elastómero 159
 Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo. Su
distribuidor (y fabricante) lo utiliza como estándar para comparación
de la solidez y resistencia química de los Elastómeros.
EQUIPOS DE FONDO:
Elastómeros
Elastómero 194
 Es un butadieno-acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo. Este
Elastómero fue desarrollado para crudos pesados con alto
contenido de arena. La resistencia a la abrasión es buena (dureza
Shore A = 58) .

20
Elastómero 198
 Un butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho). Este
Elastómero fue desarrollado para obtener una mayor resistencia al
H2S y a mayor temperatura que la del caucho.
Elastómero 199
Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 50% de nitrilo. Su
resistencia a los aromáticos es buena, se ha utilizado con éxito en
fluidos con 13% de aromáticos a 40 °C (104 °F).
Elastómero 204
Es un co-polimero fuorocarbono butadieno. Este Elastómero fue
desarrollado para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a los
gases ácidos (CO2 y H2S).
EQUIPOS DE FONDO:
Elastómeros

21
EQUIPOS DE FONDO:
Elastómeros-Factores limitantes
Los elastómeros se construyen de materiales vivos, sus
propiedades pueden verse afectados de manera adversa
por:
a) Los parámetros que caracterizan el fluido del pozo tales
como:

b) La presencia de agentes físicos o químicos, tales como:

Gravedad del
crudo
Relación gas
liquido
Corte de
agua
Temperatura
de
profundidad
de la bomba
Partículas
abrasivas
CO2 y H2S
Solventes
aromáticos
Agentes
agresivos

22
EQUIPOS DE FONDO:
Elastómeros-Consecuencias
Endurecimiento del
centro del lóbulo.
Comienzo del
desprendimiento del
elastómero debido a
la rigidez del mismo
Desprendimiento
profundo y falta de
adherencia a la camisa
del estator.
Proyección del
desprendimiento a lo
largo del lóbulo
Ejemplo de elastómeros en el
yacimiento Diadema

23
EQUIPOS DE FONDO:
Elastómeros-Factores limitantes
c) Los cambios más comunes en las
propiedades mecánicas y sus
consecuencias son:
Hinchazón, lleva a excesiva
interferencia.
Endurecimiento, lleva a la pérdida
de la resistencia.
Ablandamiento, debilidad y
deterioro del sellaje.
159 194 198 199 204
Abrasión B A A C B
Ampollas de
gas
A B B A A
Crudos
Pesados
A A B C B
Crudos
Medianos
A B B A B
Crudos
Livianos
C C C A A
Aromáticos B C C A A
CO2 B C B B A
H2S B B A B A
Pozos de
agua
B C C C C
Temp. Max
(ºC)
120 100 160 110 80
Temp. Max
(ºF)
248 212 320 230 176
Fuente. Principios
fundamentales para diseños

24
EQUIPOS DE SUPERFICIE
Cabezal de
rotación
Cabezal de
rotación
Variadores
de
frecuencia

25
EQUIPOS DE SUPERFICIE:
Cabezal de rotación
Su función es la de permitir el
movimiento excéntrico de la cabeza del
rotor con su cupla o reducción de
conexión al trozo largo de maniobra o a
la última varilla, cuando el diámetro de la
tubería de producción no lo permite.
Fuente. Manual de Bombeo de Cavidades
Progresivas.

26
Motor
Es el equipo giratorio que genera el
movimiento giratorio del sistema.
Requiere bajos costos de mantenimiento,
posee alta eficiencia, bajos costos de
energía, es de fácil operación y de muy
bajo ruido.
Progresivas.

27
Variadores de frecuencia
Estos equipos son utilizados para
brindar la flexibilidad del cambio de
velocidad en muy breve tiempo y sin
recurrir a modificaciones mecánicas en
los equipos.
El Variador de frecuencia rectifica la
corriente alterna requerida por el
motor y la modula electrónicamente
produciendo una señal de salida con
frecuencia y voltaje diferente.
Progresivas.

28
Sistema de correas y poleas
Dispositivo utilizado para transferir la
energía desde la fuente de energía
primaria hasta el cabezal de rotación.
La relación de transmisión con poleas y
correas debe ser determinada
dependiendo del tipo de cabezal
seleccionado y de la potencia/torque
que se deba transmitir a las varillas de
bombeo (a la PCP).
Progresivas.

29
NOMENCLATURA DE LAS BCP
SEGÚN EL FABRICANTE
Fabricante Tipo de bomba Ejemplo Significado
Francés Geometría simple 60TP1300 60=tasa de 60 m3 /d a 500 rpm y 0
head.
TP= Tubing Pump
(bomba tipo tubular)
1300= altura máxima (head) en
metros de agua.
Multilobulares 840ML1500 Igual al anterior, la diferencia esta en
el tipo de geometría. ML significa
“Multi Lobular”
Brasileño Tubulares 18.40-1500 18= bomba de 18 etapas o 1800 lpc
de diferencial máximo de presión.
35= diámetro del rotor el milímetros.
1500= tasa máxima expresada en
barriles, a 500 rpm y 0 head.
Insertables 18.35-400IM Igual a la anterior excepto que esta
es una bomba tipo insertable con
zapata de anclaje modificada (IM).
Progresivas.

30
NOMENCLATURA DE LAS BCP
SEGÚN EL FABRICANTE
Fabricante Tipo de bomba Ejemplo Significado
Brasileño CTR Tubular (1) 8-CTR-32 32=tasa de 32 m3 /d a 100 rpm y 0
head.
CTR= bomba de espesor de
elastómero constante.
8= presión máxima en Mpa.
CTR insertable 8-CTR-32IM Igual al anterior excepto que modelo
es una bomba CTR tipo insertable
con zapata de anclaje modificada
(IM).
Norte Americano
(USA)
Geometría simple 60N095 60= 60x102 head máximo en pies de
agua (6000 pies)
095= tasa en b/d a 100 rpm y 0
head.
Canadá Geometría simple 40-200 40= 40x102 head máximo en pies de
agua (4000 pies)
200= tasa en b/d a 100 rpm y 0
head.
Progresivas.

31
1. Confirmar que el equipo este configurado para realizar las siguientes
conexiones.
2. Medir la distancia b, desde el pin de paro al fondo del estator.
3. Llenar el pozo con fluido muerto y correr el tubing con el estator y el
ancla de torque.
INSTALACION
PIN DE
PARO
ESTATOR ROTOR
B
Fuente. Principios fundamentales para diseños de
bombas PCP .

32
4. Calcular el numero de cabillas.
5. Engrasar el rotor para facilitar la inserción del mismo dentro del
estator.
6. Insertar la sarta de cabillas en el pozo con el rotor conectado en el
fondo.
7. Bajar la sarta de cabillas lentamente hasta observar rotación de la
misma.
8. Cuando las cabillas empiecen a rotar, bajar lentamente la sarta de
cabillas.
9.Continuar bajando la sarta de cabillas..
INSTALACION

33
10. Subir lentamente la sarta de cabillas.
11. Marcar la cabilla superior al nivel de la tee de producción.
12. Levantar la sarta y desconectar la cabilla superior.
13. Medir la distancia A.
14. Calcular la longitud L, así:
INSTALACION
DISTANCIA C
DISTANCIA C
NEGATIVA
A. CABEZAL DE EJE
HUECO
B. CABEZAL DE EJE INTEGRADO
bombas PCP .

34
INSTALACION
15. En el caso de cabezales integrados, la longitud de pony rods
equivalentes a «L» debe sumarse a la sarta de cabillas.
16. Para un cabezal de eje hueco con un stuffing box integrado.
Para cabezales de eje hueco con stuffing box separado.
Engrasar la barra pulida e insertarla a través del stuffing box usando
una conexión cónica de protección. Roscar un acople en la base de
la barra pulida y levantar todo el conjunto en posición vertical.

35
INSTALACION
Bajar y conectar la barra pulida con la sarta de cabillas y el stuffing box
con la tee de producción. Asegurarse de cumplir con estas
especificaciones de manera que el torque aplicado para la conexión
no sea excesivo.
TOPE DE LA SARTA DE
CABLITAS
BARRA PULIDA
GRAMPA DE SEGURIDAD CUERPO DEL CABEZAL
PUNTO DE REFERENCIA
bombas PCP .

36
INSTALACION
PUNTO DE REFERENCCIA
PUNTO DE REFERENCIA
GRAMPA DE SEGURIDAD
ACOPLE DE CONEXIÓN
ENTRE BARRA PULIDA Y
LA SARTA DE CABLITAS
ESPACIADO DE LA
BARRA DE 6 A 24
PULGADAS (15-60 CMS)
CONEXIÓN DE BARRA PULIDA
CONEXIÓN DEL CABEZAL
Fuente. Principios
fundamentales para
diseños de bombas
PCP .

37
OPERACIÓN
Durante la puesta en marcha del sistema es necesario medir y
registrar las variables de operación y control.
Una vez instalados los
equipos de superficie:
Verificar que los
frenos, retardadores o
preventores de giro
inverso estén
debidamente
ajustados.
Cuando se va arrancar
el sistema:
Verificar que no
existan válvulas
cerradas a lo largo de
la línea de producción
del pozo y así mismo
las válvulas en los
múltiples de las
estaciones.

38
OPERACIÓN
 Velocidad de rotación (rpm)
 Frecuencia (Hz)
 Velocidad del motor (rpm)
 Intensidad de la corriente (Amp)
 Tensión en la red (Volt)
 Tensión en la salida (Volt)
 Torque (lb-pie)
 Potencia (Kw o Hp)
 Temperatura en el variador de frecuencia (ºC o ºF)
 Presión en el cabezal del pozo
 Variables analógicas o digitales de sensores instalados en el pozo
(subsuelo o superficie), tales como presión o temperatura

39
OPERACIÓN
 .
Adicionalmente, se
toma nota de las
capacidades de los
equipos instalados,
tales como torque,
relación de reducción
de la caja, potencia,
corriente, tensión, etc.
Una vez registrados todos
estos parámetros, y verificando
que las condiciones en las
líneas y en la estación de flujo
así lo permitan, se procederá
con el arranque; para lo cual,
será necesario acoplar el
accionamiento a la carga
(conectar los acoples, colocar
las correas alas poleas, etc.) y
arrancar el sistema a baja
velocidad

40
OPERACIÓN
 Esperar que el pozo – sistema de bombeo se estabilice
antes de proceder con la optimización y arrancar con baja
velocidad de rotación.
Durante la fase de hinchamiento es posible que la eficiencia
volumétrica de la bomba sea baja (a veces muy baja) por lo
cual, las medidas de torque, potencia, presiones de superficie
y la producción propiamente dicha del pozo serán
relativamente bajas.

41
OPERACIÓN
Durante estos primeros días, se sugiere visitar el pozo y tomar las
lecturas de las variables de operación a diario, de manera de
observar el comportamiento del sistema y su relación con el
hinchamiento del elastómero.
Durante estos primeros días, se sugiere visitar el pozo y tomar las
lecturas de las variables de operación a diario, de manera de
observar el comportamiento del sistema y su relación con el
hinchamiento del elastómero.

42
OPERACIÓN
Una vez que se determine
que el sistema “yacimiento -
pozo – equipos de
producción” estén
estabilizados, se procede con
el proceso de optimización.
Durante esta fase se debe esperar
incrementos en la producción,
disminución en la surgencia de la bomba,
incrementos en la presión del cabezal
(presión en la tubería de producción) en
el torque y en la potencia requerida.

43
FLUJOGRAMA DEL DISEÑO
Geometría del pozo
Tipo y curvatura
Configuración del pozo
Dimensiones
Casing, tubing, cabillas
,limitaciones mecánicas
Condiciones del yacimiento
Comportamiento IPR, tasa de
producción , presión de fondo
fluyente, nivel de fluido dinámico.
Propiedades del fluido
T,ρ, viscosidad, contenido de H2S y
CO2 .
Profundidad del asentamiento
Presión de descarga
Producción y levantamiento
requeridos
Selección de la bomba :
Capacidad de levantamiento
Capacidad volumétrica
Curvas de comportamiento
Tipo de elastómero
Selección de las cabillas
Cargas , torque, esfuerzos,
contactos cabilla/tubing
Potencia, torque y velocidad
requeridos en superficie.
Selección de equipos en
superficie:
Cabezal de rotación, relación de
transmisión, motor, variador
DISEÑO FINAL DEL
SISTEMA
Fuente. Principios
fundamentales para diseños de
bombas PCP .

44
DISEÑO PCP
Las principales condiciones de diseño de un sistema PCP
pueden ser clasificadas según:
 Condiciones de bombeo.
 Efecto del flujo de fluidos.
 Cargas y esfuerzos sobre la sarta de cabillas.
 Desgaste sobre cabillas y tubería de producción.
 Dimensionamiento de los equipos.
“El objetivo principal del diseño es lograr un balance entre
las condiciones anteriormente descritas para una
aplicación especifica.”
1
2
5
4
3
bombas PCP .

45
Las condiciones de bombeo mas importantes para la correcta
selección de la bomba son:
DISEÑO PCP
Condiciones de bombeo
Tasa de bombeo requerida
Levantamiento requerido
Temperatura de operación
Compatibilidad de fluidos
Restricciones con las dimensiones del revestidor
Capacidad de manejo de arena
Comportamiento de influjo de la bomba

46
Basado en los anteriores parámetros , las condiciones de bombeo
permiten hacer una correcta selección de la bomba de fondo que
tenga las siguientes características:
DISEÑO PCP
Condiciones de bombeo
Suficiente capacidad de desplazamiento
Suficiente capacidad de levantamiento
Geometría adecuada de la bomba
Elastómero compatible con los fluidos producidos
Revestimiento del rotor compatible

47
Previo a la selección de estos parámetros es necesario conocer:
La tasa de diseño se puede calcular como:
DISEÑO PCP
Desplazamiento-Levantamiento
 
 
 
100*
%
requerida
diseno
Bls
dia
requerida
Bls
dia
diseno
Q
Q
Q Tasa de produccion requerida
Q Tasa de diseno
Eficiencia volumetrica de la bomba






La condiciones de producción de pozos vecinos
El comportamiento de influjo IPR
Conocimiento de las propiedades de los fluidos producidos

48
DISEÑO PCP
Se puede determinar la capacidad mínima de desplazamiento:
El levantamiento neto es definido como la diferencia entre la presión de
entrada y la presión de descarga de la bomba así:
Vminimo = (Qdiseño/N)
Vminimo = Capacidad mínima de desplazamiento
(m3 /día/RPM)
N = velocidad de operación del sistema
ΔPneto= Pdescarga -Pentrada
Δpneto = levantamiento neto requerido (psi).
Pdescarga= presión de descarga de la bomba(psi).
Pentrada =
presión de entrada de la bomba
(psi).

49
DISEÑO PCP
La presión de entrada ala bomba es función de la energía de aporte del
yacimiento ( comportamiento IPR) reflejada por las medidas de fluido y
presiones en el espacio anular.
Entonces la presión de entrada puede definirse como:
Pentrada= PCSG+Pgas+Pliquido+Paux
PCSG= presión del revestidor en la superficie.
Pgas= presión equivalente a la presión
hidrostática de gas (psi).
Pliquido= presión equivalente a la presión
hidrostática de liquido (psi).
Paux= presión equivalente a las perdidas en
equipos auxiliares.

50
DISEÑO PCP
La presión de descarga de la bomba será función de los requerimientos
de energía necesarios para poder fluir una cantidad determinada de
fluidos atravez de la sarta de tubería desde el fondo hacia la superficie.
Pdescarga= Ptbg+Pcolumna+Pfriccion
Ptbg= presión de superficie de la tubería de
producción (psi).
Pgas= presión equivalente a la presión
hidrostática de gas (psi).
Pcolumna= presión equivalente a la columna
hidrostática de fluidos (psi).
Pfriccion= perdidas por fricción en la tubería (psi).

51
DISEÑO PCP
Recordar….
Para calcular la presión hidrostática de un fluido
Presión equivalente a la columna hidrostática de un fluido:
Pcolumna= H*ρ*C
H= Altura vertical de la columna (ft).
ρ= Densidad del fluido (lbs/ft3)
C=
constante (SI: 9,81*10-3 o
Imperial: 6,94*10-3)

52
Para la selección de la bomba se hace necesario conocer el
comportamiento de afluencia del pozo, para lo cual es necesario
contar con las presiones estáticas y fluyentes, la respuesta de
producción y la presión de burbujeo.
 Se construye el IPR.
 El caudal total por la bomba será la suma de las tres tasas, petróleo,
agua y gas.
 Conociendo estas variables y utilizando las curvas tipo de las bombas
(suministradas por los fabricantes), se puede determinar la velocidad
de operación y los requerimientos de potencia en el eje de impulsión.
SELECCIÓN Y PROFUNDIDAD DE LA BOMBA

53
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 100 200 300 400 500 600
Torque
de
resistencia
(lb/ft)
Velocidad de operación en rpm
Longitud de cuerpo:2460
ft
Longitud de acoples: 33
ft
Tubería :3-1/2 pulgadas
Cabillas: 1”
Cuellos Full-size
Patrón de flujo laminar
Fuente. Updated field case studies on application and
performance of bottom drive progressing Cavity pumps.

54
 Profundidad máxima de Bomba: 3200 pies
 Nivel estático: 1000 pies
 Nivel dinámico: 2645 pies
 Producción petróleo para 2645 pies: 80 b/d
 Producción agua para 2645 pies: 20 b/d
 Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie
 Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie.
 Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie
 Presión en cabezal tubería producción.: 100 lpc
 Presión en cabezal revestidor: 0 lpc
 Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc
 Velocidad máxima: 250 r.p.m.
DATOS

55
 Desprecie el volumen de gas en el anular.
 Considere viscosidad muy baja (1 cps)
 Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas).
 Utilice ecuaciones para IP constante.
 Considere un factor de seguridad para el head de 20%
CONSIDERACIONES

56
 Tasa de producción (considere una sumergencia de 200 pies).
 Presión / head en la bomba.
 Seleccionar bomba.
 Velocidad de operación
 Diámetro de cabillas
 Potencia en el eje
 Torque
 Carga axial en el cabezal
 Vida útil de los rodamientos
 Seleccionar modelo de cabezal
CALCULAR ??

57
EJEMPLO DEL DISEÑO

58
IP constante
 IP = Q / (Ps – Pwf)
 Ps = 0,373 lpc/pie x (3200 – 1000) pies = 821 lpc
 Pwf = 0,370 lpc/pie x (3200 – 2645) pies = 205 lpc
 IP = 100 b/d / (821 – 205) lpc = 0,162 b/d /lpc
 Qmáx = IP x Ps = 0,162 b/d /lpc x 821 lpc = 133 b/d
CALCULO DE LA TASA DE PRODUCCION

59
Considerando una sumergencia de 200 pies en la bomba el nivel
dinámico a estas condiciones de operación seria de :
 3000 pies (3200´-200´)
la Presión fluyente sería :
 Pwf= 0.3700 lpc/pie x (3200 –3000) pies = 74 lpc
Finalmente la tasa para un nivel dinámico de 3000 pies es de:
 Q = IP x (Ps – Pwf) = 0,162 b/d /lpc x (821 –74) lpc = 121 b/d.
CALCULO DE LA TASA DE PRODUCCION

60
 ΔP = P2 – P1
 P1 = CHP + G1xND + G2xH = 0 + 0 + 0,370x(3200-3000) = 74 lpc
 P2 = THP + G3xPB + DP_Fr = 100 + 0,425x3200 + 240 = 1700 lpc
 ΔP = 1700 – 74 lpc = 1626 lpc x Fs = 1951 lpc
 Head = 1626 lpc / 0,433 lpc/pie = 3755 pies x Fs = 4506 pies.
Se trabajará con 1950 lpc ó 4500 pies (1372 mts).
CALCULO DE LA PRESION DE LA BOMBA

61
PWF (psi) Q (STB/día)
0 518,4
200 486
400 453,6
600 421,2
800 388,8
1000 356,4
1200 324
1400 291,6
1600 259,2
1800 226,8
2000 194,4
2200 162
2400 129,6
2600 97,2
2800 64,8
3000 32,4
3200 0
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 200 400 600
Pwf
Q
IPR CONSTANTE

62
Con un head de 1370 mts:
BOMBA DIAMETRO
(pulg)
B/D (100 rpm y
0 Head)
r.p.m. para 120
b/d y 1950 lpc
30TP2000 2-3/8 34 400
80TP2000 2-3/8 100 145
60TP2000 2-7/8 83 175
120TP2000 3-1/2 151 110
180TP2000 4 226 75
430TP2000 5 542 50
Se aprecia que todas las bombas, excepto la 30TP2000, cumplen con el criterio de velocidad
de operación menor a 250 r.p.m. (criterio de diseño).
TIPOS DE BOMBA

63
Revisando las especificaciones de las tres bombas pre-seleccionadas
se obtienen requerimientos de potencias en el eje del impulsor de:
 60TP2000; 5,0 Kw = 6,7 Hp
 80TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp
 120TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp
Suponiendo que las tres puedan mecánicamente ser instaladas en el
pozo, se seleccionará la bomba 80TP2000 para disponer de cierta
capacidad de reserva en caso de que el pozo responda con mayor
producción.
 La bomba 80TP2000 puede instalarse en el pozo con tubería de
 2-3/8” o 2-7/8”. Asumiremos tubería de 2-7/8”.
SELECCIÓN DE BOMBA

64
El Torque hidráulico:
Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido, el
cual es la fuerza necesaria para levantar el fluido y es función del
desplazamiento de la bomba y de la altura hidráulica.
Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido:
Es función de la velocidad de rotación, el diámetro y longitud de la sarta
de cabillas (profundidad de la bomba), el área del espacio anular entre
las cabillas y la tubería de producción.
TORQUE REQUERIDO

65
Nomograma para selección de las cabillas.
Según el nomograma se podrían utilizar cabillas de 3 / 4”. Ya que la tubería es de 2-7/8” se
podría elegir una sarta de cabillas (usada) de 7/8” grado “D”.
80TP2000

66
 Profundidad de bomba = 3200 pies.
 Diámetro de cabillas = 7/8 “
 Fr = 3500 daN
 Altura = 4500 pies
 Bomba serie 2-3/8”
 Fh = 1000 daN
 Carga axial = 4500 daN =10115 lbs. = 4,6 Tn
Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de
los rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal
elegido, se puede calcular el tiempo de vida.
CARGA AXIAL

67
Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1-9-7/8”, con 4,6 Tn de carga axial y girando a
145 r.p.m., se obtiene una duración mayor a las 100 Mhoras (mas de 11 años)
CABEZAL DE ROTACION
RPM
Life (Hours x1000)

68
 Bomba modelo 80TP2000 instalada a 3200 pies.
 Tubería de 2-7/8” con cabillas de 7/8”.
 Velocidad de operación 145 r.p.m.
 Cabezal de rotación de 9000 lbs
 La potencia del motor dependerá del equipo de superficie a utilizar,
estos es, motovariador, moto reductor o equipos de poleas y correas.
 La potencia en el eje es de 7,3 Hp
 El torque del sistema 264 lbs-pie.
EL DISEÑO QUEDA ASI..

69
 El pozo recupera el 100% del caudal.
 Qmax= 518,4 STB/dia
 Inversiones para poner a producir el pozo:
 Trabajo de reactivación del pozo: US$500.000.oo.
 Instalación de facilidades de superficie: US$50.000.oo.
 Costo de Instalación: US$250.000.oo
 Lifting Cost: US$15.oo/Bl
 El precio del crudo es de $US70.oo/Bl.
 Se entrega al gobierno nacional un 20% de la producción por
regalías.
ANALISIS ECONOMICO

70
 Ganancias=(518.4(STB/dia)*365 días*$70/bl*0,8)
 Ganancias = $ 10596096
 Inversiones= costo de reactivación + costo de instalación facilidades
de superficie y levantamiento artificial
 Inversiones=($500000+$250000+$50000+(($15/bl)*365
días*518.4(STB/dia))=$ 3638240
 Rentabilidad = Ganancias- Inversiones
 Rentabilidad = $ 10596096 - $ 3638240= $6957856
 El diseño de bomba utilizado deja una rentabilidad a un año de
$6957856, lo que nos indica que la no fue un buen prospecto, ya
que tomamos el IP constante, se deberían analizar otras opciones
para este pozo, con el fin de aumentar la rentabilidad.
ANALISIS ECONOMICO

71
 Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades
recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1
en los caudales obtenidos.
 La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor
producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de
flujo constante hacen más fácil la instrumentación.
 El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el
riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo.
 Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la
unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos
múltiples y plataformas de producción costa fuera.
VENTAJAS

72
 Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) cP.
 La inversión de capital es del orden del 50% al 25% dependiendo del
tamaño, debido a la simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal
de accionamiento.
 Los costos operativos y de transporte son mucho más bajos. Se señala
ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades
convencionales de bombeo eficiente.
 La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión
resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando
una aparente ineficiencia.
VENTAJAS

73
 El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas
urbanas.
 Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes
móviles.
 Bombea con índices de presión interna inferior al de las bombas
alternativas, lo que significa menor flujo en la columna del pozo para
alimentarla, pudiendo succionar a una presión atmosférica.
 La producción del pozo puede ser controlada mediante el simple cambio
de rotación y esta se efectúa mediante el cambio de poleas o usando
vareador de velocidad.
VENTAJAS

74
 Los sistemas PCP puede alcanzar altas tasa de bombeo eliminado la
necesidad de cambiar el equipo cuando las condiciones de los pozos
disminuyen o prestan variaciones en la producción.
 El tamaño, menor peso, permite economizar el transporte y aligera su
instalación.
 La simplicidad del equipo, reduce costos en mantenimiento de lubricación y
reemplazo de partes.
 Tipos e aromáticos comunes encontrados en petróleo xileno, benceno,
tolueno a porcentajes no mayores de 3%.
 Simple instalación y operación.
VENTAJAS

75
 Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o
178°C).
 Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o
deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de
tiempo).
 Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en
seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye
la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco).
 Desgaste por contacto entre las varillas y la cañería de producción en pozos
direccionales y horizontales.
 Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba
(ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).
DESVENTAJAS

76
 Falla de la varilla pulida o de la abrazadera de esta.
 Falla del freno contra giro.
 Cabeza motriz desenroscada de la T de flujo.
 Mala alineación del rodamiento axial de empuje.
 El único otro problema común es que el prense pudiera tener
salidero.
 Excesivo o demasiada vibración en la columna motriz.
PROBLEMAS DE LA OPERACIÓN PCP
EN SUPERFICIE

77
 FALLA DEL TUBING POR DESGASTE VÁSTAGO / TUBING. El
desgaste del tubing se evita con el uso de centralizadores.
 FALLA DEL ESTATOR. Si se selecciona el elastómero mejor adaptado
a las condiciones específicas del pozo (fluido, temperatura, etc.) su
nivel de desgaste será normal y no ocurrirá su desdoblamiento.
 FALLA DEL VÁSTAGO POR TORQUE EXCESIVO. No debe haber
problemas si se emplean los procedimientos adecuados para
determinar las medidas del vástago.
EN EL FONDO DE POZO

78
 FALLA DEL COUPLING DEL VÁSTAGO. No existirán problemas si se
emplea un buen programa de diseño para determinar las medidas
del vástago. En caso de pozos no verticales emplee centralizadores
para reducir el desgaste coupling / tubing.
 FALLA DEL CENTRALIZADOR. En pozos no verticales emplee el
número de centralizadores indicado por el programa de diseño. En
caso de desgaste por abrasión use centralizadores con eje de
cromo y couplings de vástago cromados.
EN EL FONDO DE POZO

79
INCORRECTO ESPACIADO.
 Si el rotor ha sido posicionado muy alto la eficiencia de la bomba se
reduce.
 Si el rotor ha sido posicionado muy bajo el vástago inferior bajo
compresión se jorobará ligeramente y someterá la cabeza del rotor
a flexión alternativa.
VÁSTAGOS CON RESISTENCIAS DE TENSIÓN INADECUADAS.
 La columna de vástagos puede sufrir alargamiento permanente, lo
que lleva a la rotura del rotor.
PRESENCIA DEL ANCLA DEL TUBING.
 Después de la arrancada de la bomba el tubing y la columna de
vástagos se calientan por el fluido que viene de la formación.
EN EL ROTOR

80
Rotor no esta totalmente
insertado.
Presión de descarga de la
bomba inferior a la
necesaria.
Rotor bajo medida para la
temperatura del pozo.
Perdida en la tubería.
Alto GOR.
Verificar el espaciado y corregir.
Verificar la altura de elevación
necesaria por calculo.
Cheque la temperatura y el tipo de
rotor usado. Cambie el rotor si es
necesario.
Busque el tubing roto y cambie la
unión.
Provea medios para anclas de gas
natural. Remplazar la bomba por
una de mayor desplazamiento.
CAUSA
PROBABL
E
ACCION
RECOMENDA
DA

81
CAUSA
PROBABLE.
Condición de falta de nivel.
Bomba dañada o
subdiseñada.
ACCION
RECOMENDADA.
Verificar el nivel. Bajar la velocidad de la
bomba.
Saque la bomba. Chéquela en el banco
para poder usarla en otra aplicación.
Verifique los requerimientos hidráulicos
de la instalación.
CAUSA
PROBABLE.
Mal espaciado. Rotor
tocando en el niple de paro.
Rotor aprisionado por
solidos.
ACCION
RECOMENDADA.
Levantar el rotor. Re-espacie. Re-
arranque. Cheque todos los parámetros.
Levantar el rotor y lavar el estator.
CAUDAL
INTERMITEN
TE
VELOCIDAD
MAS BAJA
QUE LA
NORMAL

82
Rotación contraria.
Rotor no esta insertado
en el estator.
Estator y rotor dañado.
Tubing sin hermeticidad.
Tubing desenroscado.
Verificar el giro. Verificar si no
hay giro.
Verificar las medidas de la
instalación.
Checar la profundidad de
bomba y comparar con la
longitud de barras.
Verificar el nivel y presión.
Verificar espaciado. Reparar.
SIN
PRODUCCION
BAJO CONSUMO

83
PERDIDAS A
TRAVES DEL
SISTEMAS DE
SELLO
CORREAS CORTADAS
FRECUENTEMENTE
VELOCIDAD BIEN
CAUSA
PROBABLE.
Las empaquetaduras están
gastadas.
Camisa de sacrificio esta
gastada
ACCION
RECOMENDADA.
Verificar el de las empaquetaduras.
Reemplácelas si es necesario
Verifique la camisa y reemplázala si esta
dañada. Cambie también las
empaquetaduras
CAUSA
PROBABLE.
Mal alineación entre
correas y poleas
Las correas no son las
adecuadas para la
aplicación.
ACCION
RECOMENDADA.
Verificar y corregirlo si es necesario
Verifique si el perfil es el correcto para la
polea. Reemplace por el adecuado juego
de correas o poleas

84
 Producción de crudo pesado y bitumen (< 12 ° API) con cortes de arena
hasta 50.
 Producción de crudos medianos (de 12 a 20 ° API) con contenido limitado
de H2S.
 Producción de crudos livianos dulces (> 20 API) con limitaciones en el
contenido de aromáticos.
 Pozos de agua superficial
 Pozos productores con altos cortes de agua y temperaturas relativamente
altas.
 Evaluación de nuevas áreas de producción.
RANGO DE APLICACION

CONCLUSIONES
85
 Las varias ventajas que aporta este sistema lo hace más confiable en
la producción de petróleos pesados. Este tipo de levantamiento es
de gran ayuda en el aporte de energía, ya que del petróleo pesado
se puede sacar más derivados.
 Esta tecnología que ha demostrado ser una de las más eficientes en
levantamiento artificial, en la producción de petróleos con elevada
viscosidad y en pozos de difícil operación.
 Utilizando este sistema se tendría una recuperación rentable de
petróleos pesados. La selección de cada uno de sus componentes lo
hace más eficiente que los otros sistemas de recuperación
secundaria.

86
 American Petroleum Institute, NORMA API, “Progressive cavity pumps
systems for artificial lift—Part 1: Pumps —Part 2: Surface drive systems”, |
1220 L Street, NW | Washington, DC 20005-4070 | USA Petroleum and
natural gas industries.
 Hirschfeldt Marcelo, “Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas”,
Versión 2008V1, Argentina, Junio de 2008.
 Chacín Nelvy, Bombeo de Cavidad Progresiva, ESP OIL INTERNATIONAL
TRAINING GROUP, Venezuela, 2003.
 Veil J.A., Langhus, B.G. and Belieu, S.: “Feasibility Evaluation of Downhole
Oil/Water Separation (DOWS) Technology, ”Technical Report for U.S.
Department of Energy, Jan. 1999.
BIBLIOGRAFIA

87
 Matos Gutierrez Jaime Aquiles, Optimización de la producción por sistema
PCP, Tesis de Grado, Lima- Perú, 2009.
 Farías Laura, Hirschfeldt Marcelo, Explotación de pozos con PCP en
yacimiento Diadema, Tesis de Grado, 2006.
 Ciulla Francesco, Principios fundamentales para diseños de bombas con
cavidad progresiva, 2003.
 Haworth, C.G., 1997. Updated field case studies on application and
performance of bottom drive progressing Cavity pumps, SPE 39043, Rio de
Janeiro, Brazil, Septiembre 1997.
BIBLIOGRAFIA

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