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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO“SANTIAGOMARIÑO” AMPLIACIÓN MARACAIBO

MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BOMBEO POR CABIDAD PROGRESIVA

Profesor: José D. Ortegana

Maracaibo; julio 12-06-2016

ÍNDICE

Introducción Bases Teóricas Producción mostrada en curvas de Afluencia Flujo Natural Levantamiento Artificial Sistema de Bombeo por Cavidad Progresiva (B.C.P) Funcionamiento Equipos De Subsuelo (Elastómero, propiedades, excentridad rotor con el estator, ensamblaje de fondo y superficie, fallas) Equipos de Superficie Formulas de Cálculo con Bombas de Cavidad Progresiva Tipos de bomba B.C.P Diseño de Completación Con BCP

INTRODUCCIÓN Las reservas de petróleos livianos están comenzando a declinar y poco a poco (a un ritmo aún no establecido claramente) las reservas de petróleos pesados y bitúmenes de Grado API (10-22.3) o menor, se irán transformando en posesiones muy valuables. Estas reservas se encuentran presentes en países como; Argentina (cuenca del golfo de San Jorge), Venezuela (Faja de Orinoco que tiene los depósitos más grandes del mundo), Estados Unidos-California, Canadá y otros países donde los reservas de petróleo pesado no son tan grandes. Llega un momento en el cual la energía natural del yacimiento no es suficiente para levantar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie, y una de las formas de suplir dicha energía es a través de la implantación de un método de levantamiento artificial. Es muy importante que el ingeniero de producción y el Técnico de campo conozca las alternativas disponibles cuando le corresponda diseñar, seleccionar, instalar, arrancar y operar un sistema de levantamiento artificial con bomba de subsuelo de Cavidad Progresiva, debido a que en un proceso de producción de hidrocarburos existen diferentes técnicas para llevar los fluidos contenidos en una formación desde el subsuelo hasta la superficie. En esta trabajo se estudiara este método con el propósito de conocer su funcionamiento y entender el diseño del sistema. De esta manera, se podrán analizar tanto las ventajas como las desventajas que proporciona el método de acuerdo a las condiciones con las que se esté trabajando permitiendo así tomar las decisiones adecuadas en la producción de un pozo mediante la aplicación del bombeo con bomba de subsuelo por Cavidad Progresiva comúnmente llamadas BCP.

TÉRMINOS BÁSICOS Abrasión: Acción y efecto de raer o desgastar por fricción. Bitumen: Producto semisólido extremadamente pesado de los hidrocarburos. Tubing: Ultima tubería que se instala en el pozo tubería de producción. Elastómeros: Caucho natural más otros compuestos que tiene la particularidad de ser estirado un mínimo de dos veces su longitud y recuperar inmediatamente su dimensión original.

Encruzamiento: Formar enlaces covalentes entre las diferentes cadenas poliméricas, uniéndolas en una única molécula reticulada.

Histéresis: Falla generada en el elastómero por no disipar el calor, interferencia rotor-estator e incremento de calor que produce hinchazón del elastómero.

Interferencia: Compresión entre rotor y estator. Lóbulos: Es la parte cóncavo y convexo del estator y el rotor respectivamente.

Petróleo pesado: Aquellos que están comprendidos entre 10 y 22.3 ºAPI. Estos petróleos tienen origen en formaciones geológicas jóvenes como son: Pleistoceno, Plioceno y Mioceno.

Performance: Cumplimiento o rendimiento de producción. Reticular: Forma de una rejilla o una red. Resiliencia: Velocidad para volver a su forma original, para poder volver a sellar las cavidades.

Tubería de producción: Son tuberías que se bajan por el interior de los revestidores de los pozos para petróleo y/o gas con el objeto de facilitar el flujo de los fluidos de formación a la superficie.

Un paso: Longitud requerida por la bomba para crear un efecto de acción de bombeo.

Rotor: Elemento de transmisión de potencia, consiste en un motor que gira sobre su propio eje, de esta forma, otorgándole potencia al sistema para levantar la columna de fluido en el pozo, contrarrestando la presión hidrostática.

ABREVIACIONES ACN Acrilonitrilo API (American Petroleum Institute) Instituto Americano de Petróleo Entidad Norteamericana que emite especificaciones y recomendaciones para la industria petrolera.

BCP Bombas de Cavidades Progresivas. RPM Revoluciones por minuto.

NBR Caucho de nitrilo butadieno. HNBR Caucho de nitrilo butadieno hidrogenado ºC Grados centígrados. ºF Grados Fahrenheit.

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA La presión que el yacimiento ha de vencer depende de características mecánicas (rugosidad de tuberías / cabillas, diámetros internos de tuberías, diámetro de los acoples de las cabillas, geometría de las válvulas de la bomba, etc) y de una variable muy importante, la Tasa de Producción. Si se gráfica la relación entre la Tasa de Producción y las pérdidas de presión desde el fondo del pozo hasta la superficie, se obtendrá una curva llamada “curva de demanda”. Ejemplo figura N° 1.

Presión

Fig. Nº 1

Caudal

Por otra parte, en el yacimiento se establece de igual manera una relación entre la Tasa de fluidos aportada por este y un diferencial de presión inducido por el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta el pozo. Este diferencial se le conoce en ingles como draw down y se expresa como Pr - Pwf o DP; donde Pr es la presión de yacimiento y Pwf es la presión en la cara de la arena a condiciones dinámicas. Figura N° 2

Si se gráfica la relación entre la tasa de producción y la presión de fondo, se obtiene una curva llamada “Curva de oferta”

Pr P ɅP r ɅP Pw Pw f ( ɅP = draw down )

P r

f

Q

1

Fig. Nº 2

Fig. Nº 3

2 Pw f 3

Q

Qmax

Caso 1.- Pwf = Pr, el draw down es cero y no aporte de fluidos del yacimiento al pozo, se dice entonces que este se encuentra en condiciones “estáticas” .

Caso 2.- Pwf < Pr, se induce el movimiento de fluidos, es decir, la producción. Caso 3.- Pwf = cero ( Pr > Pwf), la tasa de producción sería la máxima teórica (Qmáx) . La superposición de las curvas de demanda y oferta determinarán si los fluidos llegaran a la superficie. En general, puede que el pozo: • Fluya. • No fluya. • Fluya por cabezadas (condición inestable).

COMPORTAMIENTO DE LAS CURVAS

Ʌ

Ʌ

Q

Q

Pozo “Muerto” (no fluye)

Pozo Fluyendo

Fig. Nº 4

Ʌ

Q Pozo “Muerto” o fluyendo en forma inestable

P r Pwf 1

Fig. Nº 5

Pwf 2 Q1

Q2

Qma x

Como se muestra en la Grafico N° 5 se puede determinar que a la medida que se instale la bomba de subsuelo más profunda en el pozo, se podrá tener una Pwf (Presión Fluyente) menor y por ende un mayor caudal de producción.

Cabe resaltar que la condición de Pwf= 0 Psi es aproximación teórica, ya que en la práctica tiene lugar diversas condiciones restrictivas que imposibilitan alcanzarla. Entre las diversas restricciones se encuentran: 1.- Tasas críticas, o tasas en las cuales se propiciaría la producción incontrolada de arena, agua y/o gas. 2.- Restricciones mecánicas, como la imposibilidad de instalar la bomba de subsuelo en la base de la arena productora ( o más profunda). 3.- En la medida que baja la Pwf, se incrementa la separación del gas de la fase disuelta en el liquido a la fase gaseosa, pudiendo bloquear la bomba de subsuelo o disminuyendo significativamente su eficiencia. QΔP Modificando

BASES TEÓRICAS Métodos de Producción

Luego de completarse los pozos se comienza la producción la cual se da por 2 métodos, por flujo natural, cuando el yacimiento tiene la suficiente energía y por levantamiento artificial cuando este no cuenta con la energía necesaria para hacer fluir los fluidos a superficie a la tasa requerida. El objetivo de estos métodos es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificacion de agua o gas, etc.

Flujo Natural Un pozo producen de manera natural cuando el yacimiento aporta la suficiente energía para que los fluidos fluyan hacia las estaciones de flujo en superficie. En la práctica se ha constatado que este empuje se puede derivar de la presencia de un casquete de gas libre que yace encima del petróleo; de un volumen de gas disuelto en el petróleo; de un volumen de agua dinámica subyacente o de empuje por gravedad. Luego de que la producción por flujo natural cesa es necesario aplicar uno de los métodos de levantamiento artificial para continuar con la producción. Entre los métodos de levantamiento artificial de mayor aplicación en la industria petrolera se encuentra las Bombas por cavidad progresiva (B.C.P.)

Levantamiento Artificial Cuando un pozo no posee la energía suficiente para vencer las pérdidas por fricción y la altura de la columna hidrostática y poder levantar los fluidos hasta la superficie se requiere utilizar métodos de recuperación secundaria (levantamiento artificial). Entre los métodos de levantamiento artificial de mayor aplicación en la industria petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C), Bombeo Electro – Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P), Bombeo Hidráulico Reciprocante (B.H.R) y el Bombeo Hidráulico Tipo Jet (B.H.J). La selección del método óptimo para producir un pozo dependerá, muchas veces, de las características de producción, propiedades de los fluidos, características del pozo, facilidad de superficie, ubicación, fuentes de potencia disponibles, problemas operacionales, tipos de completación, disponibilidad de servicios y consideraciones económicas.

Método de Bombeo por Cavidad Progresiva (BCP) Las bombas de cavidades progresivas (BCP) representan un método de Levantamiento Artificial de crudos pesados, medianos y livianos que ofrece una amplia versatilidad, alta eficiencia y bajo costo. La geometría simple de este tipo de bombas constituidas principalmente por un rotor metálico y un estator elastomérico le confieren al sistema tales ventajas. Las bombas de desplazamiento positivo se caracterizan por ofrecer un caudal constante (teóricamente) aunque se varíe le presión de descarga de la misma, lo que representa una de las mayores ventajas de este tipo de bombas. Adicionalmente mediante la tecnología de cavidades progresivas se pueden bombear fluidos con contenidos de agua, arena y parafinas. Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado. En la figura 2.4 se presenta el bombeo de de cavidad progresiva. La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga. El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor. El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre si. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre si, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo. Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo

contrario, no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación del sistema. El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.

Ventajas del bombeo por cavidad progresiva  Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises.  Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de que la varillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran.  Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser transportada con una camioneta  Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator y al mecanismo de bombeo.  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.  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. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo.  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.

 El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas urbanas.  Ausencia de partes recíprocante evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles.  Simple instalación y operación.

Desventajas del bombeo por cavidad progresiva  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).

 Tendencia de daño al estator, ya que a medida que se incrementa la relación gas / fluido el calor generado por fricción es mayor, lo cual causa endurecimiento, fragilización y hasta quemadura del estator. Este tipo de fallas es conocido generalmente como operación en seco.

Nota: Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los equipos. En su aplicación correcta, los sistemas de bombeo por cavidades progresivas proveen el más económico método de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente.

Tipos de instalación BCP Instalación convencional En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la

ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y consume más tiempo y en consecuencia mayor inversión, las varillas son las que proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha. Este tipo de instalación como se muestra en la figura 2.89, hoy en día ya no es tan usada por el tiempo que consume, mientras que la instalación insertable es el que lo ha suplantado.

Instalación Insertable En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna de tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y, en consecuencia, el costo asociado ha dicho trabajo. La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo totalmente ensamblado como una sola pieza como se muestra en la figura 2.90. Al rotor se le conecta una extensión de varilla la cual sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión sirven de guía y soporte para la instalación de este sistema.

Principio de Funcionamiento del Sistema BCP El estator y el rotor no son concéntricos (comparten el mismo centro) y el movimiento del rotor es combinado, uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional (en dirección opuestas a su propio eje) alrededor el eje del estator. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator (succión) hasta la descarga, generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo, es de desplazamiento positivo. De manera general, un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a través de distintos engranajes, esta sarta de cabillas hacen girar al rotor, formando cavidades progresivas ascendentes. El crudo se desplaza hasta la superficie por efecto del rotor que gira dentro del estator fijo.

Componentes del Bombeo Por Cavidad Progresiva

Los equipos que conforma el método de Bombeo por cavidad progresiva se dividen en dos categorías: Equipos de superficie y equipos de subsuelo.

Equipos de Subsuelo El equipo de subsuelo de un sistema de bombeo por cavidad progresiva está conformado por varias herramientas fundamentales las cuales serán detallados a continuación:

SARTA DE CABILLAS TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

ROTOR ESTATOR ELASTÓMERO PIN DE PARO ANCLA ANTITORQUE REVESTIDOR DE PRODUCCIÓN

Fig. Nº 6 Equipos de Subsuelo

 Elastómero Es una goma en forma de espiral y está adherida a un tubo de acero el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser estirado varias veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente sus dimensiones una vez que la fuerza es removida. El elastómero constituye el elemento más “delicado” de la Bomba de Cavidades Progresivas y de su adecuada selección depende en una gran medida el éxito o fracaso de esta aplicación.

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 resiliencia o memoria, y es la que hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator la cual determina la hermeticidad entre cavidades contiguas y en consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo).

Estudio de Compatibilidad Elastomerica Una vez realizado todo el estudio de factibilidad del pozo, para realizar una buena aplicación de la misma, se debe cumplir como base fundamental con el procedimiento de caracterización del fluido y a su vez de un análisis de compatibilidad elastomerica de ese fluido que corresponde al pozo seleccionado. Para dicha caracterización y análisis de la muestra estudiada, la misma se toma del pozo en forma presurizada por medio de una bomba con cilindro, la cual se instala al nivel de la línea de flujo, Luego de retirar dicha bomba y cilindro del pozo, se lleva a un laboratorio, donde se separan el liquido del gas. De esta separación se realizan el siguiente ensayo A. Prueba de Cromatografia, para conocer la cantidad y los tipos de gases. B. Prueba de deshidratación, separación de la cantidad de agua C. Prueba de destilación, realizada a diferentes temperaturas.

Nota: La prueba inicial de ambas fracciones, se realiza a la temperatura de fondo del pozo, luego las siguientes pruebas se realizan a una temperatura encima de la inicial y por debajo de esta.

Materiales Utilizados en su Composición Cada Fabricante posee sus propios desarrollos y por lo general utilizan nomenclaturas propias, no obstante, las bases son Nitrílos, bases Hidrogenadas o Fluoelastómeros. Esta diversidad permite manejar la mayor parte de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo y agua. Los materiales elastómericos que se utilizan generalmente en la fabricación de estatores para bombas de cavidades progresivas son:  Elastomero Nitrilo Convencional (NBR)  Elastomero Nitrilo Hidrogenado (HNBR)

 Elastomero Fluoroelastomeros (Viton) El elastómero Nitrilo Convencional Es un elastómero diseñado especialmente para aplicaciones en las cuales se requiera elevada resistencia a aceites e hidrocarburos. Este material está constituido químicamente por un copolímeros de butadieno y acrilonitrilo.

El Nitrilo Hidrogenado Es una variante de nitrilo convencional en el cual mediante un proceso de hidrogenación catalítica se saturan los dobles enlaces en la estructura, con lo cual se eleva la resistencia química y térmica del elastómero. Este elastómero presenta temperaturas máximas de servicio de 320 ºF aproximadamente y manifiesta mayor resistencia al ataque por H 2O y diversos factores ambientales.

Los fluoroelastómeros (Viton) Son materiales especiales con elevada resistencia térmica y excelente resistencia al hinchamiento por diversos solventes incluyendo aceites e hidrocarburos. Este material es utilizado ampliamente en operaciones petroleras especiales en las cuales el elastomero nitrilo presenta limitaciones de desempeño. La máxima temperatura de operación está en el orden de los 350 ºF..Adicionalmente, este tipo de elastómero manifiesta propiedades mecánicas inferiores (menor resistencia tensil y menor resistencia a la abrasión) y posee menor capacidad de recuperación elástica (mayor histéresis). En Líneas generales, el material elastomérico debe ser capaz de resistir la acción de fluidos altamente aromáticos, sulfuros de hierro, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono o salmuera dependiendo de las condiciones particulares del pozo. Adicionalmente, el elastómero debe poseer adecuada resistencia térmica para soportar las condiciones de temperatura característica del pozo. Una operación de la bomba a temperaturas superiores al límite máximo de servicio produce generalmente rigidización, fragilización y degradación térmica del elastómero. Diferentes elastómeros son comúnmente utilizados en la fabricación de estatores de bombas de cavidades progresivas. A continuación se resumen las características básicas que debe poseer un elastómero utilizado en la fabricación de estatores para BCP.

En la siguiente tabla se resume el desempeño de los elastómeros, se debe destacar que la nomenclatura es propia del fabricante y que la misma, la formulación (y por ende las propiedades) varían de un fabricante a otro.

Nota: Existen nuevos desarrollos, aun en fase de prueba, para aplicaciones con alta temperatura (pozos inyectados con vapor de agua), crudos muy livianos y bajos cortes de agua, etc.

Características Principales de Elastómeros     

Elevada resistencia química al fluido de transporte Buena resistencia térmica Buena resistencia a la abrasión y desgaste Capacidad de recuperación elástica Adecuadas propiedades mecánicas

Nota: Para el caso de producción de crudos, la primera condición que debe satisfacer es resistencia química a hidrocarburos alifáticos y aromáticos.

Propiedades de los Elastómeros Un elastómero cuenta con las siguientes propiedades:  Dureza  Resistencia y elongación de ruptura  Desgarre

 Fatiga dinámica  Deformación Permanente  Resistencia a abrasión

 Histéresis y Resiliencia Dureza Consiste en la resistencia que ofrece el material al ser penetrado por un indentor de dimensiones estandarizadas bajo una carga específica. En los elastómeros la dureza varía desde 48 puntos Shore-A hasta 82 puntos Shore-A.

Resistencia y Elongación de Ruptura La resistencia a la ruptura es el máximo esfuerzo que soporta el material antes de romperse al ser sometido a tracción, mientras que la elongación de ruptura es la máxima elongación que sufre el material antes de ceder (romperse). La resistencia a la tracción del elastómero depende del contenido de cargas reforzantes en la formulación y del grado de vulcanización del elastómero.

Desgarre La resistencia al desgarre consiste en medir la fuerza por unidad de longitud requerida para producir el desgarramiento de las probetas del material de dimensiones especificas.

Fatiga Dinámica Los ensayos de fatiga dinámica tienen el objeto de evaluar la resistencia del material cuando es sometido a un estado de esfuerzos cíclicos prolongados. La determinación de esta propiedad es de gran importancia para la evaluación de estatores de bombas de cavidades progresivas, debido a que durante el giro del rotor el material está sometido a la acción de esfuerzos cíclicos que ocasionan fatiga en el material. El elastómero se considera satisfactorio si resiste más de 55.000 ciclos en una maquina de flexión sin romperse.

Deformación Permanente Esta propiedad está relacionada con la capacidad de recuperación elástica que posee el material y los fenómenos de disipación de energía asociados con el proceso de formativo, esta propiedad determina la capacidad del estator de mantener el ajuste de la bomba (interferencia rotor & estator) durante su

operación. Mientras mayor es la energía disipada mayor es la deformación permanente en el elastómero.

Resistencia a la Abrasión Esta propiedad implica la resistencia del elastómero a materiales abrasivos. La determinación de esta propiedad es de particular relevancia para el caso de bombas de cavidades progresivas en las cuales se requiera el manejo de crudos con altos contenidos de arena.

Histéresis Es una medida de la cantidad de energía disipada durante el proceso de deformación. Particularmente, la histéresis se define matemáticamente como:

Histéresis (H) = 1 – resiliencia (R) Ec. Nº1

Resiliencia Es la propiedad contraria a la histéresis y está relacionada con la capacidad de recuperación elástica.

Vulcanización El proceso por el cual se introduce una red de enlaces cruzados se denomina vulcanización. Transforma a un elastómero desde una masa termoplástico débil sin propiedades mecánicas útiles, en un caucho fuerte, elástico y tenaz.

Criterios Generales de Selección del Elastómero La metodología de selección del tipo genérico del elastómero a ser utilizado en la fabricación del estator de una bomba debe incluir el análisis de diversos parámetros técnicos que caracterizan una operación determinada.

Particularmente, los criterios de selección deben considerar los siguientes factores fundamentales:  Ambiente químico (tipo de crudo)  Gravedad API del crudo  Contenido de agentes corrosivos: aromáticos, dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S)     

Corte de agua Temperatura del crudo al nivel de la bomba Presión de trabajo Niveles de abrasión Relación de gas libre al nivel de la bomba

Fallas en Elastómeros de Bombas de Cavidades Progresivas La mayoría de estas fallas están asociadas a un procedimiento de selección deficiente que no toma en consideración todas las variables que deben ser analizadas en la selección. A continuación se exponen las causas principales de las fallas en los elastómeros, lo cual es producto del análisis de numerosos casos que se han presentado en las operaciones de levantamiento con BCP en diferentes clientes.

 Abrasión, desgaste normal Este Tipo de falla se caracteriza por la apreciación de superficies gastadas y rasgadas en los puntos de menor diámetro. Las causas están asociadas con el desgaste normal que sufre el elastómero por efecto de la operación, sin embargo, su efecto se acentúa si fluido posee altos contenidos de sólidos o si la bomba opera a elevada velocidad.

 Ataque químico Este tipo de falla se caracteriza por un incremento en el volumen del estator y usualmente manifiesta ampollamiento acompañado de una disminución considerable en la dureza. Adicionalmente, existen grietas longitudinales que se originan en el estator por efecto de los esfuerzos que se generan al aumentar el ajuste rotor-estator. Las causas de la falla están asociadas al hinchamiento que experimenta el material por afecto de fluido que maneja. Este fenómeno se manifiesta por una pérdida en la eficiencia de la bomba y un incremento en el torque que se requiere para mover el rotor (mayor interferencia rotor & estator).

 Presión excesiva por etapa En este caso, la superficie del elastómero se torna dura en extremo y brillante con terminaciones ampolladas que indican el desprendimiento de la goma. La causa de este fenómeno está asociada a presiones hidrostáticas o fricción excesivamente altas, lo cual puede ser producido por obstrucción de la descarga de la bomba o de la línea de flujo por altos coeficientes de producción de fluidos viscosos.

 Arrastre de alta presión Este tipo de fallas se caracteriza por la aparición de hoyos en forma de lombriz o rasgaduras en sentido contrario al flujo. La causa principal está asociada a partículas de arena de gran tamaño que se depositan en el elastómero causando deformación permanente. Tal hecho produce orificio pequeño por medio del cual los fluidos a alta presión pasan, arrastrando consigo la goma del estator.

 Influencia mecánica La presencia de rocas y otras sustancias extrañas puede ocasionar daños mecánicos en el estator. En este caso, porque la adherencia elastómera – metal es buena, la goma puede desgarrarse.

 Altas temperaturas de operación En este tipo de fallas, la superficie del elastómero presenta un aspecto quebradizo, brillante y con muchas grietas, acompañado de un incremento importante en la dureza. La causa de este fenómeno está asociada a altas temperaturas de trabajo o funcionamiento de la bomba en seco. En el último de los casos, puede originar-se por operar la bomba sin fluido o con elevado contenido de gas o por tener la entrada de la bomba bloqueada. Las altas temperaturas de operación pueden ser una combinación de altas temperatura de fluidos en el pozo y el calor generado por la bomba durante la operación.

 Ataque por sulfuro de hidrógeno El ataque por H2S se caracteriza por fragilización y rigidización del material similar a la que se manifiesta cuando la bomba opera a temperaturas excesivas.

 Invasión de gas Este tipo de fenómeno se manifiesta por la presencia de burbujas y ampollas en el estator. Los fluidos líquidos o gaseosos a alta presión son capaces de difundir la matriz de la goma.

 Separación del elastómero La separación del elastómero del tubo del estator ocurre debido a fallas en la adherencia como consecuencia de un ataque químico o un posible problema de fabricación. En tal sentido, si la adherencia metal elastómero es débil y existe ataque químico que origina un hinchamiento de la goma, los esfuerzos de corte que genera el giro del rotor (sobre ajustado) pueden llegar a desprender el elastómero del tubo. De las fallas mencionadas anteriormente, el ataque químico cobra mayor relevancia por la frecuencia de fallas atribuibles a este factor. Definitivamente, el hinchamiento que experimenta el estator elastomérico durante la operación de la bomba determina el desempeño eficiente de la misma. Una interferencia mayor a la óptima, generada por un excesivo hinchamiento del material, produce un incremento del torque de la bomba, que en los casos más drásticos, puede incluso generar el desgarramiento del elastómero. Por el contrario, una holgura inapropiada entre el rotor y el estator provoca el escurrimiento del fluido entre cavidades debido a la pérdida de sello entre las mismas.

 Hinchamiento de sistemas elastoméricos Los elastómeros, debido a la estructura de red tridimensional que los caracteriza, son polímeros insolubles. Solo es posible que se produzca una variación de volumen por hinchamiento de los mismos, al ser expuestos a ciertos solventes. El hinchamiento de un elastómero es un proceso que involucra la difusión de las moléculas de solvente a través de las cadenas de polímero, sin que la disolución ocurra, ya que la presencia de los entrecruzamientos restringe el movimiento de una cadena sobre otra. 

Estator

El estator es un cilindro de acero (o Tubo) revestido internamente con un elastómero sintético (polímero de alto peso molecular) moldeado en forma de

dos hélices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un proceso y especial. El estator se baja al pozo con la tubería de producción (bombas tipo Tubular o de Tubería) o con la sarta de cabillas (bombas tipo Insertables). En el estator se encuentra una barra horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es el punto de partida para el espaciamiento del mismo. Un estator se obtiene por inyección de un Elastómero a alta temperatura y a alta presión entre la camisa de acero y un núcleo. Este núcleo, negativo del perfil interno del Estator, es similar a un Rotor de dos lóbulos. Antes de la inyección del Elastómero, se recubre con un adhesivo la superficie interna de la camisa de acero (tubo). Luego del vulcanizado el Elastómero, se enfría y se contrae, lo que permite extraer el núcleo. La magnitud de la contracción depende del tipo de Elastómero. Los Estatores fabricados con el mismo Elastómero y el mismo núcleo, son todos idénticos.

Fig. Nº 6. Estator

Rotor Elastómero

Estator

Fig. Nº 7. Corte Longitudinal de un Estator

 Rotor 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). Un Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego de ser mecanizado se recubre con una capa de un material duro. Generalmente se trata de un recubrimiento con un proceso electro químico de cromado. Mientras que los Estatores de un mismo modelo de bomba, fabricados con el mismo Elastómero, son todos idénticos, los rotores se mecanizan con varios diámetros y se recubren de varios espesores de cromado. Las variaciones de estos dos parámetros diámetro y espesor, son los que permiten un ajuste fino de la interferencia. La figura N° 8, se muestra una sección de Rotor.

Fig. Nº 8. Rotor

 Selección del Diámetro del Rotor La selección del diámetro del rotor determina directamente el ajuste de la bomba con lo cual se logra el aislamiento de las cavidades. Las dimensiones del Rotor dependen del tipo de elastómero seleccionado, la temperatura del crudo al nivel de la bomba y la naturaleza del crudo, factores estos que determinan el grado de hinchamiento del estator. Generalmente, los fabricantes de las bombas ofrecen tablas de diseño que relacionan diferentes diámetros de Rotor para diferentes intervalos de temperatura de trabajo. Sin embargo, en muchos de los casos, los valores obtenidos solamente representan una aproximación debido a que dichos valores se obtienen realizando ensayos de hinchamiento para un tipo de elastómero estándar y un solo tipo de crudo de composición específica a presión atmosférica. Cuanto mayor sea la temperatura de fondo (T f) menor deberá ser el diámetro del Rotor. La dilatación del elastómero es conocida con esto se define con precisión los tipos de Rotores adecuados para cada temperatura de trabajo, conforme en la tabla 2 a seguir.

Nota: Cuanto mayor sea la temperatura de fondo, menor será el diámetro del Rotor BCP. Referente a la viscosidad de fondo a mayores de 500 cP (μ > 500 cP), es recomendable utilizar rotores de menor diámetro. Por ejemplo considerando un petróleo a 60 °C con viscosidad de fondo igual a 700 cP se recomienda utilizar un Rotor UNDERSIZE. El mismo criterio de selección del diámetro del rotor es utilizado cuando tenemos el proceso de hinchamiento del elastómero, debido al ataque químico de los aromáticos del petróleo, de la agua o de los gases. Un hinchamiento de hasta 8% es considerado aceptable.

 Selección del Material de Construcción del Rotor El rotor es construido de acero al carbón resistente al torque. Los tipos de aceros comercialmente son el acero al carbón SAE 1045 o el VM-40. Para aplicaciones especiales donde existe problemas de corrosión se utiliza el acero inoxidable AISI-316 como material de construcción para el Rotor. Es común utilizar un cubrimiento de camada de cromo duro en la superficie del Rotor, para aumentar su resistencia al desgaste por abrasión, causado principalmente por los finos de arena. Estándares del espesor de camada de cromo duro. Se presenta la siguiente tabla con los espesores de cromo duro, según sea el caso.

Ejemplo de Fallas y Soluciones en Estatores y Rotores de BCP

 Alta Presión de Lavado Identificación: Arrugas o superficies abultadas en la dirección contraria del flujo de fluido. Causas: Gran cantidad de partículas de arena u otros elementos se transforman en un recubierto para el Elastómero del estator causando una deformación permanente. Esto produce un pequeño orificio por el cual pasa fluido a alta presión, lavando el elastómero del estator. Solución: Colocar rejilla o tamiz a la succión de la bomba.

 Influencia Mecánica en Estator Identificación:

El elastómero del estator aparece cortado y presente huecos por efecto de erosión. Causas Producidas por sólidos u otras partículas. Solución Para este tipo de problema, se debe instalar un foro rañurado o liner en el revestidor del pozo, para eliminar o reducir al mínimo la cantidad de partículas a producir.

 Alta Temperatura de Fondo y/o de Operación Identificación: La superficie del elastómero se observa brillante y presenta numerosos agrietamientos. Causas: La alta temperatura causara relativamente una vida corta de servicio debido al incremento de las ratas de oxidación las cuales causan una pérdida de elasticidad y un incremento en la dureza del elastómero. Las posibles fallas de calentamiento es debido al giro de la bomba en seco o por operación a alta temperaturas. La bomba que tenga un rodamiento en seco causado bien sea por producir solo gas o la bien que la succión de la bomba quede fuera del nivel dinámico del fluido. La temperatura de operación es una combinación de la temperatura del fluido de fondo y el calentamiento generado por la bomba durante la operación (alta velocidad de bombeo y presiones diferenciales más altas resultan en temperaturas en el elastómero mayores que la temperatura del fluido bombeado. Solución: Monitorear en superficie el nivel de fluido y ajustar la velocidad de la bomba según lo requerido así como también verificar con sensor la temperatura de fondo del pozo para hacer una buena selección del elastómero.

 Fluidos Abrasivos Identificación: Desgaste de la superficie, usualmente en el diámetro menor. Causas:

Alto contenido de finos o sólidos, el cual es acelerado el daño por bombeo.

Solución: Reducir la velocidad de la bomba y/o mantener la presión diferencial de la bomba al mínimo, utilizando una bomba de alto rendimiento o de mayor número de etapas.

 Ataque Químico Identificación: Hinchamiento anormal del elastómero. Causas: El ataque químico ocasionado por los aromáticos incursos en el fluido a producir es mayor que la fuerza restrictiva elástica del elastómero lo cual incrementa el volumen del mismo ocasionando en la interferencia rotor y estator, sobre ajuste. Se refleja en superficie con una baja eficiencia volumétrica, así como un alto consumo de amperaje en el motor. Solución: Realizar estudios de compatibilidad del fluido con las diversas fórmulas elastoméricas.

 Excesiva Presión por Etapa Identificación: La superficie del elastómero es dura y brillante con bordes dentados en donde se han desprendido pedazos de goma. Causa: La presión de descarga excede 90 PSI por etapa, lo cual es un resultado de la fricción y/o de la presión hidrostática muy alta lo que hace que ocurro un estrangulamiento a la descarga de la misma, ocasionando desprendimiento de partes o pedazos de elastómero. Este caso puede se originado por las siguientes condiciones de trabajo: Reducciones en los diámetros tanto en la descarga de la bomba como en la línea de flujo, cierre total o parcial en la línea de flujo con elevadas tasa de producción de fluido, así como también puede ser motivadas por elevadas tasa de fluido de alta viscosidad.

Solución: Verificar todos los diámetros del diseño de completación de la bomba como los de superficie, adicionalmente revisar después de instalar todo el equipo que las válvulas estén abiertas, comprobar que el espaciamiento rotor & estator es el correcto para el caso que se produzcan fluidos muy viscoso con altos contenidos de finos o sólidos, corroborar la frecuencia de corriente para minimizar la descarga en la salida de la bomba, antes de arrancar el equipo se debe circular la columna estática de fluido viscoso del pozos con un crudo o power oil de 27º API @ 160ºF, con la finalidad de disminuir la viscosidad del fluido estático para iniciar un momento departida suave, la misma se debe realizar a baja velocidad.

 Desgaste del Rotor Identificación: Desgaste, Rasgaduras Normales y/o severidades en el recubrimiento de la camada de cromo duro del Rotor. Causas: Como el Estator, a nivel del recubrimiento de la camada de cromo del Rotor, se origina un desgaste normal por efecto del funcionamiento. Este daño ocurre dependiendo de las condiciones del fondo del pozo, como del tiempo de exposición, la severidad del desgaste puede variar dramáticamente. El normal desgaste abrasivo puede ser identificado como erosión en el diámetro mayor del cromo duro, pudiendo cromarse el Rotor nuevamente para su reinstalación. El desgaste abrasivo extremo se caracteriza por un avanzado a través del cromo, así como dentro de la base metálica del Rotor. Cuando el desgaste ha progresado a través de la superficie del cromo y dentro de la base metálica las dimensiones del Rotor requerido no pueden ser restaurado por un nuevo recubrimiento de cromo duro, se traduce en ciertos caso en daños irreparables en los Rotores por presentar rasgaduras y/ o fragmentación. Solución: Para algunos casos severos de desgaste, rasgaduras y fragmentaciones, pueden corregirse realizando nuevos revestimientos alternos con boro, pudiendo ofrecer mejor resistencias al desgaste, usándolos, nuevamente, exitosamente.  Fragmentación del Rotor

Identificación: Fragmentación del Rotor originada por expansión diferencial del cromo y la base del metal debido a cambios de temperaturas.

Causas: La Fragmentación del Rotor se originada por expansión diferencial del cromo y la base del metal debido a cambios de de temperaturas, esas fragmentaciones son consideras normales y la evaluación tiene que mostrar una menor fragmentaciòn por calentamiento que no aparente ser afectada negativamente el desempeño de la bomba (BCP), más el efecto de la rugosidad de la superficie del Rotor merece algunas investigaciones futuras. Solución: En las mayorías de los casos los Rotores que se fragmentan por calor no requieren reparación y pueden instalarse inmediatamente.

 Niple Intermedio o Niple Espaciador Tiene como función 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, en este caso es imprescindible su instalación. En la figura Nº 9 se puede observar un niple espaciador.

Fig. Nº 9 Niple Espaciador

 Niple De Paro

Es parte componente de la bomba y va enroscado al extremo inferior del estator. Ver figura Nº 10 Su función es: Hacer de tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que este tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente y así servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando y como succión de la bomba.

Fig. Nº 10 Niple de Paro

 Niple Asiento Como se visualiza en la figura Nº 11, es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de producción. Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar una prueba de hermeticidad de cañería. En bombas insertables el mecanismo de anclaje es mediante un mandril a copas que permite utilizar el mismo niple de asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro el movimiento de instalación de tubería de producción al momento de cambiar el sistema de extracción.

Fig. Nº 11 Niple de Asiento

 Mandril a Copas Esta herramienta permite fijar la instalación en el niple de asiento y produce la hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el resto del pozo. El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También puede ser varillas de operación en una herramienta.

 Caño Filtro Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo, pueden estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo, estos pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean succionados nuevamente por la bomba.

Accesorios de Fondo Adicionalmente a los equipos mencionados, se cuenta con otros aditamentos algunos de los cuales son de uso obligatorio bajo ciertas condiciones. Entre estos equipos se encuentran:

 Empacadura Es un equipo que se activa mecánica o hidráulicamente y que una vez instalada cierra u obtura completamente el espacio anular entre la tubería de producción y el revestidor. Este equipo se utiliza en completaciones donde la

producción se lleve hasta la superficie por el espacio anular. No se recomienda su utilización en pozos con alto contenido de gas libre a nivel de la bomba y cuya completación considere el manejo de los fluidos por la tubería de producción.

 Ancla de Tubería Es un dispositivo que fija la tubería de producción al revestidor, limitando el movimiento axial y rotativo de la sarta. A diferencia de una empacadura, no realiza un sello en el espacio anular, permitiendo el libre paso de fluidos a través del anclaje mecánico.

 Ancla de Torque Al girar la sarta de cabillas hacia la derecha (vista desde arriba) la fricción entre el rotor y el estator hace que la tubería también tienda a girar hacia la derecha, en el sentido de su desenrosque. Este efecto puede originar la desconexión de la tubería, la utilización de un ancla de torque evita este riesgo. Este equipo se conecta debajo del niple de paro, se fija al revestidor por medio de cuñas verticales. Al arrancar la bomba el torque generado hace que las cuñas se aferren al revestidor impidiendo el giro del Estator Ver Figura N° 12.

Fig. Nº 12 Ancla de Torque

Anclas de Gas

La eficiencia volumétrica de las BCP, al igual que la de otros tipos de bombas, es

afectada de manera significativa por la presencia de gas libre en su interior.

Anclas de gas es el nombre que comúnmente se emplea para referirse a los separadores estáticos gas-líquido de fondo de pozo, generalmente la separación gas – líquido ocurre fuera del ancla desviándose el gas al espacio anular entre el revestidor y la tubería de producción y el líquido es enviado a la bomba, sin embargo, las anclas de gas no son 100% eficientes por lo que una porción del mismo es arrastrado a su interior y de allí a la bomba, adicionalmente dentro del ancla del ancla, por los diferenciales de presión que allí se originan, ocurren separaciones adicionales de gas el cual también es conducido a la bomba; algunos diseños consideran el desalojo de este gas al espacio anular revestidor-eductor (ver Figura N° 13) .

Gas separado Ancla de gas

Fig. Nº 13 Ancla de gas



Centralizadores de Cabillas

Los centralizadores de cabillas se suelen colocar sólo en aquellos pozos con desviaciones o inclinaciones muy pronunciadas. Hasta ahora no existe un acuerdo validado respecto a los criterios para la ubicación de estos dispositivos, sin embargo el programa del C-FER ofrece una rutina para estimar la colocación más adecuada de los mismos en la sarta de cabillas. La Figura N° 14 ilustra algunos centralizadores de cabillas.

Fig. Nº 14 Centralizadores de Cabillas

Tubería de Producción

Centralizador de Cabilla

Cabilla API

Fig. Nº 15 Ubicación de los Centralizadores de Cabillas

 Niple de Drenaje Generalmente se utiliza un niple de drenaje para desalojar el crudo de la tubería de producción en aquellos casos cuando no es posible sacar el rotor de la bomba, por ejemplo cuando falla la sarta de cabillas y no se puede “pescar” la misma. Es importante no tener crudo en la tubería al momento de sacar la sarta, ya que de otra manera se corre el riesgo de originar derrames de crudo indeseados en la superficie contaminando así el medio ambiente. La mayoría de los niples de drenaje se activan aplicando presión interna a la tubería de producción. En el caso de crudos extrapesados, se ha subestimado, en algunos casos, la presión de descarga de la bomba, originando que el sistema de drenaje se active durante la operación, con lo cual es necesario recuperar la tubería.

Equipos de Superficies En la instalación de un sistema BCP se hace necesario colocar correctamente los equipos de superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por el sistema. Esto significa que deben poder suspender la sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie. Los accionamientos de superficie para los sistemas de bombeo por cavidades progresivas han evolucionado desde pequeñas unidades de velocidad fija hasta sofisticados sistemas protegidos mecánica y eléctricamente y con capacidades de supervisión y control a distancia.

GRAMPA DE LA BARRA PULIDA

RELACIÑON DE TRANSMISIÑON MOTOR ELÉCTRICO CABEZAL DE RORACIÑON BARRA PULIDA STFFING BOX PUMPING TEE CABEZARL DE POZO REVESTIDOR DE PRODUCCIÑON TUBERÍA DE PRODUCCION SARTA DE VARILLAS

Fig. Nº 16 Equipos de Superficie

 Cabezal de Rotación Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza del pozo. Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno (mecánico o hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo. El cabezal de rotación debe ser diseñado para manejar las cargas axiales de las varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la potencia necesaria. Inicialmente se instalaron cabezales de rotación y motovariadores mecánicos accionados por un tablero eléctrico, para ser sustituidos en breve tiempo por un motorreductor (en lugar del motovariador) y por un variador de frecuencia (en lugar del tablero eléctrico). El cabezal de rotación, cumple con 4 funciones básicas:    

Soporte para las cargas axiales. Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente Soportar el accionamiento electro-mecánico (para algunos modelos).

 Soporte para las cargas axiales Las cargas axiales originadas por el peso de la sarta de cabillas sumergida en el fluido del eductor y la producida por el diferencial de presión que levanta la bomba es soportada a través de rodamientos cónicos ubicados en el cabezal de rotación. Dependiendo del fabricante, pueden encontrase uno o dos rodamientos actuando en paralelo y distribuyéndose las cargas.

 Evitar o Retardar el Giro Inverso de la Sarta de Cabillas El giro inverso puede causar múltiples inconvenientes tales como daños en la caja reductora del motorreductor o motovariador (ya que la misma actúa como multiplicadora cuando son la cabillas las que la hacen girar), daños en el motor eléctrico al actuar como generador y por último puede causar el desenrosque de las cabillas, ya que son estas las que deben detener el sistema motriz una vez que se ha liberado el torque de las mismas y la columna de fluido. Este fenómeno junto con los efectos

dinámicos que se presentan a grandes velocidades (por ejemplo vibraciones) generan un torque que tiende a desenroscar las cabillas. Algunos cabezales ofrecen un sistema retardador del giro inverso, el cual puede ser hidráulico o mecánico (Tambor y Zapata); este mecanismo permite que la sarta gire en sentido inverso (anti-horario visto desde arriba) al detener el sistema motriz, a baja velocidad de rotación, esta característica garantiza que la sarta no girará a la hora de levantar el cabezal durante una reparación. Este sistema permite que las columnas dentro y fuera del eductor se equilibren, con lo cual el torque de arranque es menor, no obstante se requerirá más tiempo para obtener la producción del pozo en superficie una vez que se arranca el sistema.

 Aislar los Fluidos del Pozo del Medio Ambiente. Se evita el derrame de los fluidos de producción al medio ambiente mediante un conjunto de sellos que aíslan el eje de rotación del cabezal de producción (prensa - estopas). En los casos donde el eje del cabezal es hueco, el sello se realiza sobre la barra pulida.

 Soportar el Accionamiento Electro-Mecánico. Sobre el cabezal de rotación se instala o bien el motovariador o el motorreductor, según el caso. Existen el mercado cabezales de eje macizo y cabezales de eje hueco, estos últimos poseen la ventaja de permitir el levantar la sarta de cabillas sin desmontar el sistema motriz con la finalidad de re-espaciar la bomba o circular el pozo.

Motovariadores Mecánicos En este sistema el acople entre motor y caja reductora no es directo; en este caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad” formado por correas y poleas de diámetro variable, el cual cumple con la función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la parada del equipo ni el cambio de componentes. Esta operación se realiza girando el volante que gobierna la polea motriz, al mover el volante se varía el diámetro de la polea separando los discos cónicos que la componen cambiando de esta forma la relación de transmisión. Los equipos donde se instalan los motovariadores tienen la posibilidad de ser ajustados en un rango de velocidades desde 50 R.P.M. hasta 400 R.P.M. Este sistema cuenta con desventajas significantes, entre ellas se pueden mencionar las siguientes:

 La velocidad no se puede ajustar con el equipo apagado, ya que es en movimiento que la correa se ajusta al cambio de diámetro de la polea motriz, esto impide que al realizar una parada el equipo se pueda arrancar a velocidad mínima para evitar daños a los componentes del sistema.  En sistemas de considerable potencia la asimetría del equipo tienden a flectar el cabezal, por lo cual es necesario fijar el equipo al piso con algún tipo de soporte, esta excentricidad también produce vibraciones que en algunos casos puede limitar la velocidad del equipo.  La eficiencia del sistema se reduce al agregar un componente mecánico al conjunto.

Cabezal de Eje Solido

Cabezal de Eje Hueco

Fig. Nº 17 Motovariadores Mecánicos

Nota: bebido a las mencionadas desventajas hoy día contamos con un nuevo sistema llamado motorreductores

Motorreductores

Generalmente en la práctica el rango de operación de las BCP es de 40 a 350 R.P.M. Al girar los motores eléctricos a una velocidad nominal y fija de aproximadamente 1800 R.P.M. (motores de 4 polos), es necesario contar con una caja reductora de una relación de transmisión adecuada para llevar la velocidad angular del motor a velocidades más cercanas a la requerida por la bomba, además de ser el elemento que suministrará el torque exigido por el sistema. En cuanto al cambio de velocidad de operación de la bomba (R.P.M.), la optimización de la producción y la declinación en la vida productiva de un pozo, hacen que se requiera de ajustes de esta variable; por lo tanto, y al ofrecer el motorreductor una velocidad constante, es necesario contar con un sistema que permita variar las R.P.M. de la bomba, para realizar esta tarea se utilizan los variadores de frecuencia.

Cabezal de Eje Solido Fig. Nº 18 Motorreductores

A continuación se presenta a modelo comparativo aplicaciones con motovariadores (izquierda) y motorreductor (derecha). Sistema “A” basados en el uso de un motovariador y un tablero eléctrico (MVM + TE) y el Sistema “B” integrado por un motorreductor con un variador de frecuencia (MR + VF).

Variador de Frecuencia Estos equipos son utilizados en conjunto con los motorreductores y con los equipos de polea-correa en los cuales la velocidad es constante (a menos que se cambie la caja reductora o la relación de poleas) 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. Al variar la frecuencia, varia la velocidad de rotación ya que ambas son proporcionales, finalmente al varia la velocidad de operación, varia la producción. La gran ventaja de estos equipos está representada por las funciones que brinda entre ellas se destacan:  Ajuste de velocidad: Este equipos permite variar la velocidad en un rango más amplio que los demás sistemas y en un tiempo relativamente muy cortó.

 Ajuste de arranque y parada: Permiten el ajuste de las rampas de arranque y parada reduciendo los picos de corriente y controlando el torque en el sistema. Ajuste de torque: Se puede ajustar el torque de arranque para permitir arranque seguros, así mismo pueden mantener el torque a bajas velocidades.  Entradas / Salidas analógicas y digitales: Estos equipos poseen puertos para señales analógicas y/o digitales de manera de captar alguna variable medida en el pozo o en el cabezal y sobre las cuales se tomar decisiones y acciones a nivel del programa interno del variador de frecuencia o generar una señal de salida. 

 Facilita la optimización: La mayoría de las acciones de campo (supervisión y control) se pueden ejecutar de manera remota.  Se reduce la cantidad de equipos montados sobre el cabezal del pozo. Por otra parte, también existen algunas desventajas entre las que se pueden mencionar:  Fragilidad de los equipos: Estos equipos continúan mejorándose para las exigentes aplicaciones en campo (intemperie, altas temperaturas, humedad, polvo, corrosión, etc), por lo tanto algunas de las fallas presentadas por los mismos pueden estar asociadas a estos factores ambientales.  Poca experiencia por parte de los operadores en este tipo de tecnología (esto puede superarse con el adiestramiento adecuado).  Generación de armónicos que se realimentan en la línea de suministro del fluido eléctrico y que pueden causar daños en los generadores y en las líneas de transmisión.

Fig. Nº 18 Variador de Frecuencia



Sistema

de

Transmisión Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para tranmitir la energía desde la fuente generadora de energía prímaria (motor eléctrico o de conbustión interna) hasta el cabezal de rotación. Existen tres tipos de sistemas de transmisión tradicionalmente utilizados:  Sistemas con poleas y correas  Sistema de transmisión a engranajes  Sistema de transmisión hidráulica



Sistemas con Poleas y Correas La relación de transmisión con poleas y correas debe ser determinada dependiendo del tipo de cabezal seleccionado y de la potenccia/torque que se debe transmitir a las varillas de bombeo (a la BCP). El fabricante ofrece principalmente cuatro modelos, de equipos de impulsión de poleas y correas para los pozos instalados con BCP, estos son accionados por motores eléctricos, a gas, o por sistemas hidráulicos. Estos cabezales tienen capacidades desde 5,6 hasta 18 Toneladas de carga axial y desde 40 hasta 300 Hp de potencia. La Tabla siguiente resume las características principales de estos equipos.

VH-40HP

VH-200HP

VH-100HP

RH-100HP

Fig. N° 19. Equipos Integrados de polea y correas. Estos sistemas de potencia pueden proporcionar velocidad de rotación fija o variable.

 Sistema de Velocidad Fija  Sistema de Correa Directa

Las ventajas de este sistema son su simplicidad y bajo costo, puede ser utilizado para velocidades bajas, medias y altas. Asumiendo que la razón de reducción es de 5 a 1, las velocidades mínimas son con motores de 6 y 8 polos:

Nota: Es importante que los motores eléctricos no roten por debajo de 15 HZ, ya que genera problema a nivel de bobina.

 Sistema de Correa con Engranaje Reductores La combinación de un sistema de Correa con un engranaje reductor permite utilizar bajas velocidades.

 Sistema de Velocidad Variable El uso de un sistema de velocidad variable permite optimizar la producción de un pozo. Debido a que la tas de producción es proporcional a la velocidad de rotación, es posible seleccionar la velocidad rotacional que corresponda a un nivel de sumergencia mínima y, por lo tanto, a la máxima tasa de flujo. Además de esto, cuando es difícil determinar con precisión las caídas de presión, es posible modular la velocidad de rotación con respecto a la capacidad de la bomba. Existen tres tipos de sistemas de velocidad variable disponibles.  Sistema Mecánico La unidad de velocidad variable consiste de dos haces cónicos sobre los cuales puede moverse la correa, permitiendo la variación de la velocidad del eje que está unido / acoplado a la sarta de cabillas. Es posible obtener razones de cambio de velocidad de 1:6. El cambio de velocidad sólo puede realizarse cuando el sistema está en movimiento.

 Sistema Electrónico La variación de la velocidad es posible gracias a un convertidor de frecuencia. Los rangos de frecuencia variable van de 10 a 100 HZ por lo tanto, proporcionan una razón de rangos de velocidad de 1:10. Un reductor de velocidad instalado entre el motor y el cabeza de rotación permite ajustar el rango de velocidad. El cambio de velocidad puede realizarse cuando el sistema esta trabajando o cuando esta inactivo. La ventaja de este sistema es que puede ser operado a control remoto o por un sensor de fondo. En el último caso es posible adaptar la velocidad de rotación al nivel de sumergencia

Fig. N° 20. Convertidor de Frecuencia

 Sistema hidráulico La potencia es aplicada al eje por medio de un motor hidráulico accionado por una bomba de desplazamiento positivo. El rango de velocidades disponibles es amplio. La sarta de cabillas puede estar protegida del torque excesivo por medio de un controlador de presión hidráulica (equipado con una válvula de seguridad).