rbol de Navidad para Bombeo Hidrulico
Escuela Superior politcnica del litoralrbol de Navidad para
Bombeo HidrulicoFacilidades de Superficie IIIntegrantes:Andrade
Bravo Joselyn GabrielaArmijo Guamn Pedro DanielChele Bravo Abraham
GregorioLligizaca Jorge RodrigoMurillo Zambrano YandryProfesor:
Msc. Rommel ErazoEnero del 2016
Contenido1.Introduccin32.Objetivos33.Definiciones44.Desarrollo44.1.Fundamento
de bombeo hidrulico44.2.Fluido Motriz54.3.Sistemas de
operacin74.3.1.Sistema de fluido motriz abierto74.3.2.Sistema de
fluido motriz cerrado74.4.Elementos de superficie84.4.1.Tubera de
alta y baja presin.84.4.2.Unidad de potencia.84.4.3.Cabezal de
distribucin o Manifold84.4.4.Cabezal de pozo84.5.Elementos de
fondo104.5.1.Cavidad.104.5.2.Vlvula de pie (Standing
Valve).104.5.3.Bomba.104.5.4.Camisas.104.6.Tipos de bombeo
hidrulico104.6.1.Bombeo hidrulico tipo pistn104.6.2.Caractersticas
del bombeo hidrulico tipo pistn104.6.3.Operacin de la bomba tipo
pistn114.7.Bombeo hidrulico tipo jet124.7.1.Principio de
funcionamiento134.7.2.Operacin bombeo hidrulico tipo
jet144.7.3.Relaciones Boquilla / Gargantas en volumen y Presin
bomba jet.144.7.4.Cavitacin en bombas jet164.8.Ventajas del sistema
tipo jet respecto al tipo pistn164.9.Limitaciones del sistema jet
respecto del pistn174.10.Factores que afectan a la operacin de
bombas jet174.11.Limitaciones para bombas tipo jet174.12.Tipos de
sistemas de subsuelo174.12.1.Sistema de bomba libre174.12.2.Sistema
de bomba fija184.13.Ventajas y desventajas del sistema de bombeo
hidrulico184.13.1.Ventajas184.13.2.Desventajas195.Parmetros a
considerar en el diseo de un rbol de navidad con sistema de
levantamiento tipo bombeo hidrulico205.1.Anlisis
nodal205.2.Componentes del anlisis nodal215.3.Recorrido de los
fluidos en el sistema225.4.Curvas de oferta y demanda de energa en
el fondo del pozo: Curvas VLP/IPR o Inflow vs Outflow245.5.Anlisis
nodal para la optimizacin de sistemas de bombeo hidrulico
jet256.Ensamble de rbol de navidad para levantamiento por bombeo
hidrulico266.1.Funciones266.2.Partes principales276.3.Ejemplos de
Christmas tree307.Conclusiones318.Referencias329.Anexos33
1. IntroduccinLa produccin de hidrocarburos necesita de
mecanismos de levantamiento artificial, cuando la energa natural
del yacimiento ya no es la suficiente para poder extraer el
hidrocarburo a superficie. Son muchos los mtodos utilizados para
lograr la produccin del crudo, pero en nuestro trabajo hablaremos
del bombeo hidrulico que es considerado por muchos como uno de los
ms eficientes para la extraccin del crudo del subsuelo cuando es
necesario un utilizar sistemas de levantamiento artificial. El
sistema de bombeo hidrulico necesita de componentes en superficie,
para poder ser utilizado y algunos ensamblajes para dar una mayor
seguridad de este sistema empleado. Uno de los componentes que
utiliza el sistema de bombeo y del que hablaremos en nuestro
proyecto es el rbol de navidad para completacin con bombeo
hidrulico. Luego de perforar el pozo y haber instalado las
secciones del cabezal, se procede a instalar el rbol de navidad
(Xmas-tree), lo que permite iniciar la produccin del pozo. Para
seleccionar el tipo de rbol se considera: el tipo de Completacin,
ubicacin de la locacin, presiones a manejar, tipo de empuje, etc.
El rbol de navidad o Xmas-tree es un ensamblaje de arreglo de
vlvulas y accesorios, ubicado en la parte superior del cabezal de
pozo que sirve para el control y direccionamiento del fluido hacia
otras reas de la estacin de produccin.Para disear el rbol de
navidad es necesario de algunos parmetros como presiones, tipo de
fluidos a producir, propiedad del fluido, etc; para lograr un buen
dimensionamiento de los componentes que lleva el rbol de navidad y
as lograr una buena operacin de extraccin. Con esto se lograr tener
el menor dao en los equipos del sistema implementado.
2.Objetivos Definir sistema de levantamiento con bombeo
hidrulico. Identificar los tipos de completaciones de un
levantamiento con bombeo hidrulico. Presentar las caractersticas
principales y parmetro de diseo de un rbol de navidad para un
levantamiento con bombeo hidrulico.3.DefinicionesEl rbol de navidad
para pozos de petrleo es un conjunto de vlvulas de compuerta,
estranguladores y accesorios que controlan el flujo fluido
(petrleo, gas o agua) durante la etapa de produccin. Tambin pueden
usarse para controlar la inyeccin de Nitrgeno, agua u otros fluidos
durante la etapa de recuperacin. Levantamiento artificial, se
realiza cuando el pozo deja de producir por flujo natural; es una
fuente externa de energa para equipara la oferta con la demanda de
energa. La utilizacin de esta fuente tiene como objetivo levantar
los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador. Bombeo
hidrulico, el principio fundamental aplicado al bombeo en el
subsuelo es la Ley de Pascal la misma que explica: Un fluido
transmite en todas direcciones la presin que se ejerce sobre l con
igual intensidad. En base a este principio y para conseguir la
recuperacin de petrleo por medio del bombeo de los pozos, el
procedimiento se lo realiza desde una estacin localizada en
superficie, mediante una lnea principal llena de fluido
presurizado, la misma que permitir transmitir energa hacia un
cierto nmero de pozos ubicados dentro de un campo
petrolero.4.Desarrollo4.1.Fundamento de bombeo hidrulico
Este sistema utiliza bombas fijas y bombas libres, siendo el
sistema el ms econmico porque eliminan los costos de extraccin de
la bomba y las bombas pueden deslizarse con la energa del fluido
motriz. Este fluido motriz utilizado, debe ser completamente limpio
para lo cual se requiere un control operacional en su tratamiento
cauteloso. El principio fundamental en el que se basa el bombeo
hidrulico es la ley de Pascal, que indica: la presin aplicada en
cualquier punto sobre un lquido contenido en un recipiente se
transmite con igual intensidad a cada porcin del lquido y a las
paredes del recipiente que lo contiene". El uso de este principio
permite transmitir la presin desde un sistema superficial central a
travs de una tubera llena de lquido a cualquier nmero de puntos
debajo de la superficie en un pozo.
Figura 1.- Fundamento de bombeo hidrulico (Tipo pascal)El lquido
presurizado conocido como fluido motriz, es enviado a la bomba
instalada en el fondo del pozo, a travs de una tubera, una bomba es
una mquina hidrulica que transforma la energa con la que es
accionada en energa hidrulica del fluido que mueve. Al incrementar
la energa del fluido, se aumenta su presin, su velocidad o su
altura, todas ellas relacionadas segn el principio de Bernoulli. Es
decir la bomba se utiliza para incrementar la presin del fluido
producido aadiendo energa al sistema hidrulico, para mover el
fluido de una zona de menor presin o altitud a otra de mayor presin
o altitud.4.2.Fluido MotrizLos fluidos empleados con ms frecuencia
son agua o crudos livianos provenientes del pozo, pero todo depende
de las condiciones del mismo. Por condiciones ambientales y de
seguridad es preferible utilizar agua. Sin embargo, cuando se usan
crudos livianos, es posible diluir los crudos pesados y extra
pesados del fondo del pozo, disminuyendo su viscosidad. La inyeccin
del fluido de potencia requiere de un sistema hidrulico instalado
en superficie, que posee un equipo de tratamiento para eliminar el
gas y los slidos indeseados que se encuentren en el fluido a ser
inyectado. Es recomendable tratar fluidos que se utilizan como
fluido motriz, el objetivo de tratar el fluido es mejorar la vida
til de equipos de fondo y superficie. Adicionalmente se intenta
hacer una separacin de aceite y agua para seleccionar el fluido
motriz ms adecuado para las condiciones especficas. En general las
caractersticas ideales que debe poseer un fluido motriz son las
siguientes:
Caractersticas ideales del fluido motriz
API29
SG0.88
Agua (% volumen)0.1
Contenido de sedimentos (% peso)0.012
Contenido de sedimentos (% volumen)0.0052
BSW0.1
Contenido Sales (Lb/1000 bbls)8.8
Contenido de Azufre (% peso)0.723
Tabla 1, Caractersticas del fluido motriz idealCuando existe el
riesgo de producirse problemas de corrosin, depositacin de
asfaltenos, parafinas y la formacin de emulsiones, se debe de
acondicionar el fluido motriz con una serie de aditivos que eviten
que estos fenmenos deterioren partes del sistema y por ende
disminuya la produccin. Para esto se inyecta los siguientes
aditivos en determinados puntos del sistema: Inhibidor de corrosin
(aprox. 10 m De la descarga de la bomba con una concentracin de
20ppm). Dispersante de slidos (Aprox. 5 m de la descarga de la
bomba con unos 20 ppm). Antiescala en la succin del tanque de
reposo con una concentracin de 20 ppm. Estos aditivos inyectados al
fluido motriz actan de la siguiente manera. El inhibidor de
corrosin y el dispersante se mezclan y reaccionan, formando una
superficie tenso activa (especie de espuma de jabn), esta espuma
circula por todo el sistema Power OIL (tubera de inyeccin,
produccin, bombas de superficie, subsuelo, tubing, casing, etc)
protegindolo de la corrosin y evitando que los slidos que lleva el
fluido de retorno (inyeccin + produccin) se precipiten y obstruyan
la tubera y la bomba de subsuelo. El antiescala forma una especie
de pelculas a largo de la tubera evitando que el carbonato de
calcio (escala) se pegue a las paredes de las misma y reduzca el
dimetro de la tubera de produccin (retorno), adems, este qumico es
el que desplaza la fase espumosa que forman los dos primeros.La
inyeccin de demulsificantes se lo hace de manera directa a pozos
con problemas de emulsin, inyectando el qumico desde la locacin a
la lnea de flujo.4.3.Sistemas de operacinExisten bsicamente dos
sistemas de operacin dentro del bombeo hidrulico: siendo el sistema
de fluido motriz abierto y el sistema de fluido motriz cerrado.
4.3.1.Sistema de fluido motriz abiertoLa aplicacin de este sistema
es la ms sencilla y econmica. En este sistema, el fluido motriz
retorna a la superficie mezclado con el petrleo producido, ya sea
por la tubera de descarga o por el espacio anular de las tuberas de
revestimiento, produccin o inyeccin, dependiendo del equipo de
fondo que se tenga. La aplicacin de este sistema presenta varias
ventajas como: la adicin de fluido motriz limpio en pozos que
contienen alto porcentaje de agua salada, con lo que se reduce
dicho porcentaje y por lo tanto disminuye el efecto de corrosin. As
mismo, la adicin de petrleo ligero puede reducir la viscosidad en
pozos productores de petrleo pesado.4.3.2.Sistema de fluido motriz
cerradoEste sistema es el mtodo ms completo que existe en la
actualidad, en el cual, el fluido motriz retorna a la superficie,
independientemente del petrleo producido, fluyendo nuevamente hasta
el tanque de almacenamiento y formando un circuito cerrado. Esto se
logra por medio de una tubera adicional que va alojada en un
dispositivo mecnico llamado Cmara de Fondo, instalado en el fondo
del pozo. En este sistema se utiliza un elemento de empaque en la
unidad de bombeo, que permite aislar el fluido motriz del
producido. Las principales ventajas son: la medicin exacta de los
fluidos producidos por el pozo y la determinacin del desgaste
sufrido por la unidad de bombeo al incrementarse el volumen de
fluido motriz utilizado en la lubricacin de los pistones; esto
ltimo facilita la programacin del mantenimiento de estas
unidades.
4.4.Elementos de superficie4.4.1.Tubera de alta y baja presin.
Utilizadas para la conduccin del fluido motriz hasta el pozo, y el
retorno de la mezcla hasta la estacin. La tubera de alta presin
soporta hasta 5000 psi, mientras las tuberas de baja presin tienen
mrgenes de resistencia menores (500800 Psi). 4.4.2.Unidad de
potencia.La potencia que requiere el sistema para la inyeccin del
fluido motriz, es proporcionada por una unidad constituida por una
bomba reciprocante del tipo triplex o quintuplex, accionada por un
motor elctrico o de combustin interna. 4.4.3.Cabezal de distribucin
o Manifold El fluido que proviene de la bomba superficial, es
regulado mediante los dispositivos localizados en el conjunto
denominado cabezal de distribucin o manifold. Los cabezales estn
provistos de medidores de desplazamiento positivo que permiten
determinar el volumen de fluido motriz inyectado, con lo que se
puede calcular la eficiencia de operacin de las unidades de bombeo.
Se tienen adems, vlvulas reguladoras de flujo, o bien vlvulas
reguladoras de presin; las primeras controlan el volumen del fluido
motriz inyectado, sin importar la presin de operacin que se tenga,
y las segundas permiten controlar automticamente dicha presin de
operacin.4.4.4.Cabezal de pozo Todo pozo posee un cabezal, dentro
del bombeo hidrulico los cabezales de pozo tienen el mismo sistema
de funcionamiento. El cabezal de pozo posee una vlvula MASTER, que
est conectada directamente con la sarta de la tubera (tubing) y la
tubera de revestimiento (casing), con las lneas de 36 inyeccin y
produccin, por lo tanto pilotea el movimiento de cualquier fluido
(motriz o retorno) en cualquier sentido dentro del pozo.
Figura 2, Componentes de superficie del sistema de bombeo
hidrulico del Pozo Fanny - 169, Bloque 62.
Figura 3, Equipo de superficie para bombeo hidrulico
4.5.Elementos de fondo4.5.1.Cavidad. Es un conjunto de
extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de manera
especial para determinado tipo de bomba (pistn o jet). En el
interior de la cavidad se aloja la bomba.4.5.2.Vlvula de pie
(Standing Valve). Son necesarios en sistemas abiertos para crear el
efecto U y prevenir que el lquido que est circulando regrese de
nuevo al reservorio. 4.5.3.Bomba.En este tipo de instalaciones la
unidad de bombeo no est conectada a ninguna de las tuberas, por lo
que puede ser asentada por circulacin del fluido motriz y
desasentada por circulacin inversa.4.5.4.Camisas.Son herramientas
que van colocadas directamente en el intervalo de la zona o arena
productora y que tiene como objetivo permitir que solo el fluido de
la zona o arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a travs
de l y llegue hasta la cavidad; estas herramientas tienen la
particularidad de abrirse o cerrarse con la ayuda de una
herramienta auxiliar llamada Shifting tool4.6. Tipos de bombeo
hidrulico4.6.1. Bombeo hidrulico tipo pistnEl bombeo hidrulico tipo
pistn consiste de un sistema integrado de equipo superficial (motor
y bomba reciprocante) acoplado a una tubera conectada al pozo; este
equipo transmite potencia a una unidad instalada a una determinada
profundidad (pudiendo ser sta el fondo del pozo) mediante accin
hidrulica. El flujo de fluido motriz inyectado acciona este equipo
subsuperficial, consistente de una bomba y un motor como elementos
principales que impulsan el fluido de la formacin a la superficie,
mantenindoles una presin adecuada. 4.6.2.Caractersticas del bombeo
hidrulico tipo pistn1. Puede alcanzar mayores profundidades que
otros sistemas. Debido a la flexibilidad de este sistema ha
permitido la explotacin de pozos a profundidades hasta de 18000
pie. 2. La bomba subsuperficial se puede recuperar fcilmente. Una
de las ventajas del bombeo hidrulico es la facilidad con que se
instalan y recuperan las bombas subsuperficiales (Bomba tipo
libre). Para recuperar una bomba, la circulacin se invierte en la
sarta de produccin, a fin de desanclarla de su asiento. A
continuacin se circula por la sarta del retorno del fluido motriz
(o por el espacio anular) para llevarla a la superficie, donde cae
en un receptculo para su correspondiente cambio. Para introducir
una bomba la operacin se efecta a la inversa. 3. Buena flexibilidad
de gastos de produccin. La instalacin de este tipo de bombeo es
ideal cuando se tienen a gran profundidad, a baja presin y bajas
relaciones gas-aceite, grandes volmenes de fluido por producir
(hasta 5000 bl/da). 4. Puede operar en pozos direccionales. Es el
sistema artificial de produccin mas indicado para operar en pozos
direccionales, a diferencia del bombeo mecnico convencional, bombeo
neumtico o electrocentrfugo, los cuales presentan ciertas
desventajas. 5. Control del sistema de varios pozos desde un punto
nico. Desde ese punto, el operador puede: a) Cerrar o abrir uno,
cualquiera o todos los pozos, o la combinacin deseada de pozos. b)
Graduar la velocidad de la bomba en cada pozo. c) Medir la
velocidad de la bomba en cualquier pozo. 6. Fcil adicin de
inhibidores. Debido al estricto control del fluido motriz, pueden
agregrsele a ste, toda clase de inhibidores que sea necesarios en
la superficie. 7. Manejo de crudos pesados. Esto estar en funcin de
la capacidad de la bomba subsuperficial y de su eficiencia. Pero
dado el amplio rango de bombas subsuperficiales existentes, el
manejo de fluidos de alto peso especfico puede ser factible sin
disminuir los ritmos de produccin preestablecidos.4.6.3.Operacin de
la bomba tipo pistnLa operacin general de esta unidad puede ser
descrita de la siguiente manera: el fluido motriz entra a la unidad
por la parte superior hasta un extremo del cilindro motriz,
forzando al pistn hacia el otro extremo; cuando el pistn termina su
carrera, la vlvula motriz, accionada por la varilla de la vlvula
cambia automticamente el sentido del fluido motriz, de tal forma
que enva a ste a un extremo del cilindro y permite la salida por el
otro extremo y as en forma alternativa. Este movimiento es
transmitido al pistn de produccin, desplazando al fluido producido
de la formacin, que entra por la parte inferior de la seccin de
produccin, tal como se muestra en la figura.
Figura 4, Operacin bombeo hidrulico Tipo pistn
4.7. Bombeo hidrulico tipo jetEl bombeo hidrulico tipo jet es un
sistema artificial de produccin especial, a diferencia del tipo
pistn, no ocupa partes mviles y su accin de bombeo se realiza por
medio de transferencia de energa entre el fluido motriz y los
fluidos producidos. El fluido motriz a alta presin entra en la
tobera de la bomba, la presin se reduce debido a la alta velocidad
del fluido motriz.Esta reduccin de la presin hace que el fluido
producido se introduzca en la cmara y se mezcla con el fluido
motriz. En el difusor, la energa en forma de alta velocidad es
convertida en una alta presin, suficiente para bombear el gasto de
fluido motriz y fluido producido a la superficie. Por lo anterior,
en el sistema de bombeo hidrulico tipo jet nicamente se tendr el
sistema abierto de fluido motriz. (CABRERA.)
4.7.1. Principio de funcionamientoSe basa en el efecto Venturi,
que consiste en el paso de un fluido a travs de un rea reducida,
donde se produce un cambio de energa potencial a cintica originado
a la salida del nozzle o boquila, provocando una succin del fluido
de formacin. Estos fluidos entran en un rea constante llamada
garganta, luego la mezcla de fluidos sufre un cambio de energa
cintica a potencial a la entrada de un rea expandida llamada
difusor, donde la energa potencial es la responsable de llevar el
fluido hasta la superficie. La descripcin del principio de operacin
de las bombas Jet se puede observar en la figura 5.
Figura 5, Principio de operacin Bomba Jet
4.7.2. Operacin bombeo hidrulico tipo jet El fluido motriz entra
por la parte superior de la bomba y pasa a travs de la boquilla,
que descarga un chorro en la cmara de entrada de los fluidos del
pozo, la cual tiene comunicacin con la formacin. En la cmara de
mezclado cuyo dimetro es mayor al de la boquilla, se mezclan los
fluidos producidos y el fluido motriz. Al mismo tiempo que se
efecta la mezcla, el fluido motriz pierde energa que es ganada por
los fluidos del pozo. Despus, la mezcla pasa al difusor, que es la
ltima seccin de trabajo, en donde la energa que en su mayor parte
es conservada en forma de velocidad se convierte en presin esttica;
cuando esta presin es mayor que la ejercida por la columna de
fluidos en el espacio anular, se establece el flujo hacia la
superficie. 4.7.3. Relaciones Boquilla / Gargantas en volumen y
Presin bomba jet. La relacin entre el rea de la boquilla y el rea
de la garganta, es una variable importante, porque determina el
intercambio entre la cabeza de levantamiento y la tasa de flujo de
produccin (Figura 5).
Donde:
Las bombas jet pueden ser equipadas con boquillas de dimetros
entre 0,05 a 0.6 y gargantas con dimetros entre 0.8 a 1 (Anexo H),
aunque los dimetros ms tiles estn entre 0,1a 0,3de boquilla y de
0,15 a 0,6 de garganta debido al nivel de levantamiento requerido y
la capacidad de flujo en tuberas comunes en la industria. A la
designacin de una boquilla y una garganta se le denomina GEOMETRA.
Si para una tobera dada se selecciona una garganta de modo que el
rea de la tobera (), sea del 60% del rea de la garganta (), existir
un caudal de produccin grande y una cabeza de levantamiento pequeo,
el rea (As) como se ilustra en la figura anterior sirve para que
los fluidos del pozo pasen. Existirn grandes cabezas de
levantamientos si entre la garganta y la tobera se selecciona un
(As) pequeo. Como la energa de la tobera es transferida a un caudal
ms pequeo que la tasa del fluido motriz, entonces existir un caudal
de produccin ms bajo que el utilizado como fluido motriz. Boquillas
de mayor dimetro proveen mayor potencia para producir mayores
caudales o proveer mayor levantamiento en pozos profundos, si la
boquilla no brinda suficiente energa con la mxima capacidad de
presin del sistema de potencia de superficie, se requiere
seleccionar una boquilla mas grande. Si para una boquilla dada se
selecciona una garganta de modo que el rea de la boquilla (), sea
del 60% del rea de la garganta (), existir un caudal de produccin
grande y una cabeza de levantamiento pequeo, el rea (As) como se
ilustra en la Figura 4 sirve para que los fluidos del pozo pasen.
Existirn grandes cabezas de levantamientos si entre la garganta y
la boquilla se selecciona un As pequeo. Como la energa de la
boquilla es transferida a un caudal ms pequeo que la tasa del
fluido motriz, entonces existir un caudal de produccin ms bajo que
el utilizado como fluido motriz. La relacin de rea comnmente usada
oscila entre 0.400 y 0.235. Relaciones mayores de reas a 0.400 son
usados normalmente en pozos de gran profundidad con altos
levantamientos o solamente cuando es baja la presin del fluido
motriz disponible, pequeas reas anulares son ms propensas a
cavitacin. Relaciones de reas menores a 0.235 son usadas en pozos
pocos profundos o cuando es muy baja la presin de inyeccin, se
requiere de una mayor rea anular para que pase el fluido reduciendo
el potencial de cavitacin. Estas aportan una cabeza de
levantamiento menor pero pueden producir ms volmenes de fluidos que
el usado como fluido motriz.
Figura 6, Relacin tobera- garganta y
produccin-levantamiento4.7.4. Cavitacin en bombas jetEl fluido es
acelerado hasta una velocidad (200 a 300 pie/segundos) para entrar
a la garganta, la presin esttica del fluido cae hasta llegar a la
presin de vapor del fluido a altas velocidades. Esta baja presin
causa que se formen las cavidades bajas de vapor (Cavitacin). Esto
provoca choques de fluido de formacin en la garganta por lo que la
produccin tiende a bajar cuando el caudal del fluido motriz y la
presin aumentan. Se puede manifestar que con un caudal de flujo
cercano a cero, desaparece la cavitacin debido a que las
velocidades del fluido son bajas. Sin embargo bajo estas
condiciones la diferencia de velocidades que existe entre el chorro
que sale de la tobera y el fluido producido, hace que se produzca
una zona de corte en los lmites de los dos fluidos. Esta zona de
corte entre los fluidos genera vrtices (torbellinos) que tienen una
presin reducida, por lo tanto se forman cavidades de vapor en el
alma de los vrtices, permitiendo la erosin de las paredes de la
garganta a medida que las burbujas de vapor colapsan debido al
decaimiento del vrtice y el aumento de presin en el difusor de la
bomba. 4.8. Ventajas del sistema tipo jet respecto al tipo pistn
Elevada confiabilidad en el equipo subsuperficial, debido a la
ausencia de partes mviles. Mayor tolerancia a la presencia de arena
gracias a los materiales resistentes a la abrasin con que se
fabrican la boquilla y garganta de la bomba. Es capaz de producir
mayores volmenes que la reciprocante
(Pistn).CaractersticaJetPistn
Producciones medias a altasX
Bajas presiones de fondoX
Alto GORX
Presencia de arena/ slidosX
Altos volmenes y tasas de produccin X
Tolerancia a fluidos abrasivos y corrosivosX
Fcil de reemplazarX
Costo de mantenimientoX
Tabla 2, Comparacin de la bomba tipo jet y la bomba tipo
pistn4.9. Limitaciones del sistema jet respecto del pistn Requiere
ms potencia que las de embolo La eficiencia disminuye notablemente
con bajas presiones de entrada4.10. Factores que afectan a la
operacin de bombas jet Por experiencia se determin que la bomba de
tipo jet es muy sensistiva a cambio en las presiones de entrada;
adems es afectada por la densidad, viscosidad y presencia de gas de
los fluidos que la bomba admite y descarga. Corrosin, depsitos
calcreos, calidad del petrleo motriz y elevadas temperaturas
Requieren de 2000 a 3000 pies de profundidad del arreglo de fondo,
el arreglo ms comn es el de tipo casing libre, que permite manejar
grandes volmenes en pozos de poca profundidad.4.11. Limitaciones
para bombas tipo jet Las instalaciones de superficie presentan
mayor riesgo, por presencia de altas presiones. Problemas de
corrosin. En pozos donde se tiene un alto corte de agua, se
requiere inyectar qumicos para bajar la emulsin producida por la
jet en los tanques de almacenamiento. Requiere de suficiente
cantidad de flujo motriz, esto puede reducir la productividad ya
que el fluido motriz usado es generalmente petrleo. La eficiencia
de la bomba jet es (26 a 33%). Existen problemas de tratamiento
donde se utiliza agua en el sistema de flujo motriz.4.12. Tipos de
sistemas de subsueloExisten dos tipos de sistema: El sistema de
bomba libre y el sistema de bomba fija.4.12.1. Sistema de bomba
libre No requiere de unidad especial para correr y reversar la
bomba, esta bomba se desplaza dentro de la sarta de tubera. Para
colocar o correr la bomba, se inserta en la sarta de la tubera en
la superficie y se la hace circular hasta el fondo, donde se la
aloja en el conjunto de fondo (BHA) o tambin conocido como
cavidad.Para recuperar la bomba, se inyecta fluido motriz por el
espacio anular, esta inyeccin de afluido invertida hace que accione
la vlvula de pie (Standing valve) y se presurice en el fondo
desasentando la bomba de la cavidad, la presin queda atrapada en
las copas que tiene la bomba en la parte superior y de esta forma
permite circular hasta superficie para ser reemplazada en ciertos
casos se requiere de una unidad especial swab para recuperarla.Es
una ventaja este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar
o reemplazar equipos sin necesidad de una unidad de
reacondicionamiento. 4.12.2. Sistema de bomba fijaLa bomba de fondo
se coloca con la tubera de fluido motriz y se coloca en el pozo
como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo se
tiene que cambiar utilizando una unidad de reacondicionamiento.
4.13. Ventajas y desventajas del sistema de bombeo
hidrulico4.13.1. Ventajas Capaz de elevar grandes caudales de
produccin a mayor profundidad. Aplicable a pozos direccionales
Descensos y ascensos libre de la bomba sin intervencin de equipos.
Proporciona gran flexibilidad para adaptarse a diferentes cambios
de caudales cuando el pozo se encuentra produciendo. El rango de
confiabilidad de trabajos en pozos direccionales es mayor.
Mediciones de nivel de fluido, esttico y dinmico, as como las
presiones de fondo son obtenidas fcilmente. Todos los pozos pueden
accionarse desde una sola fuente de fluido motriz. Las bombas
hidrulicas del tipo jet estn en la capacidad de manejar con
facilidad grandes relaciones de gas y petrleo. Las bombas
hidrulicas tipo jet por tener un nmero reducido de partes, su
mantenimiento es mnimo y por esta razn su separacin se la puede
realizar en la locacin. Las bombas hidrulicas tipo jet pueden
producir altos volmenes y al mismo tiempo manejar slidos dentro de
la produccin. Las bombas tipo pistn funcionan de manera eficiente a
grandes profundidades en relacin con una bomba de varillas porque
no existe problemas por estiramiento de la sarta. Este bombeo
hidrulica permite agregar al sistema nuevos pozos y/o mejorar el
potencial de energa en un sistema existente. El mtodo de extraccin
de la bomba puede variar fcilmente mediante una simple operacin con
vlvulas.4.13.2. Desventajas El complejo diseo de la bomba pistn
hace que la operacin de trabajo sea la adecuada y el asesoramiento
tcnico constante para optimizar la durabilidad (tiempo de vida) de
los equipos de subsuelo. La reparacin de las bombas pistn se las
realiza en un taller adecuado con los aparatos de control y
calibracin exactos para chequear la tolerancia de cada una de sus
partes. Como se trabaja con presiones de operacin altas el trabajo
se lo debe realizar con gran cuidado ya que una mala operacin puede
acarrear problemas con consecuencias graves. Para una eficiente
operacin de las bombas hidrulicas se requiere que el fluido motriz
sea limpio. Cuando los pozos producen con una bomba jet,
adicionalmente el Bsw (%) es alto tendremos mayor consumo de
qumicos (demulsificantes), las unidades de power oil trabajarn a
mayores revoluciones por minuto por lo tanto se consumir mayor
cantidad de combustible. Aumento de volumen bruto que debe ser
tratado en la superficie para obtener el petrleo limpio necesario y
continuar con la operacin.
5. Parmetros a considerar en el diseo de un rbol de navidad con
sistema de levantamiento tipo bombeo hidrulicoSe debe considerar la
presin de las lneas de alta presin del fluido motriz (3000 psi a
5000 psi generalmente) ya que este indicara la mnima presin que
debern soportar los componentes del rbol de navidad para este tipo
de bombeo. Los rangos de presin admitidos para los distintos
componentes del rbol de navidad se presentan en los anexos
adjuntos. Se debe considerar adems la profundidad de operacin; el
tipo de bombeo hidrulico, ya se jet o pistn; el tipo de fluido
motriz, que puede ser petrleo o agua; y la corrosin que puede
suceder en las lneas como en los equipos de superficie debido a los
fluidos a tratar.5.1.Anlisis nodalCon la aplicacin de esta tcnica
se adeca la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo,
para reflejar en la fase de almacenamiento el verdadero potencial
de produccin de los pozos asociados a los yacimientos del sistema
total de produccin. En otras palabras, se logra cerrar la brecha
existente entre la produccin obtenida de los pozos y la produccin
que deberan exhibir de acuerdo a su potencial real de produccin. El
anlisis nodal bsicamente consiste en detectar restricciones al
flujo y cuantificar su impacto sobre la capacidad de produccin
total del sistema. El anlisis nodal de un sistema de produccin,
realizado en forma sistemtica, permite determinar el comportamiento
actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste
en dividir este sistema de produccin en nodos de solucin para
calcular cadas de presin, as como gasto de los fluidos producidos,
y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de
afluencia y el potencial de produccin de un yacimiento. Como
resultado de este anlisis se obtiene generalmente un aumento en la
produccin y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se
trata de un pozo productor, peo cuando se trata de un pozo nuevo,
permite definir el dimetro ptimo de las tuberas de produccin, del
estrangulador, y lnea de descarga por el cual debe fluir dicho
pozo, as como predecir su comportamiento de flujo y presin para
diferentes condiciones de operacin. 5.2.Componentes del anlisis
nodalEl procedimiento del anlisis nodal ha sido reconocido en la
industria petrolera como un medio adecuado para el diseo y
evaluacin, tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con
un sistema artificial de produccin, debido a las necesidades
energticas, y a los incentivos derivados del precio de los
hidrocarburos. El proceso de produccin en un pozo de petrleo,
comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de
drenaje en el yacimiento hasta el separador de produccin en la
estacin de flujo. En la figura 7, se muestra el sistema completo
con cuatro componentes identificados; yacimiento, Completacin, pozo
y lnea de flujo superficial.Existe una presin de partida de los
fluidos en dicho proceso que es la presin esttica del yacimiento y
una presin final o de entrega que es la presin del separador en la
estacin de flujo
Figura 7, Esquema del sistema de produccin de un pozo Fuente:
Maggiolo, R. Optimizacin de la produccin mediante anlisis
nodal.
5.3.Recorrido de los fluidos en el sistemaa. Transporte en el
yacimientoEl movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a
una distancia del pozo donde la presin es , viaja a travs del medio
poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo donde la
presin es . En este mdulo, el fluido pierde energa en la medida que
el medio sea de baja capacidad de flujo presente restricciones en
las cercanas del hoyo (dao, s) y el fluido ofrezca resistencia al
flujo . Mientras ms grande sea el hoyo mayor ser el parea de
comunicacin entre el yacimiento y el pozo aumentando el ndice de
productividad del pozo. La perforacin de pozos horizontales aumenta
sustancialmente el rea de drenaje y por lo tanto el ndice de
productividad del pozo. b. Transporte en las perforacionesLos
fluidos apartados por el yacimiento atraviesan la Completacin que
puede ser un revestidor de produccin cementado y perforado,
normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con
grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para
el control de arena. En el primer caso la prdida de energa se debe
a la sobrecompactacin o trituracin de la zona alrededor del tnel
perforado y a la longitud de penetracin de la perforacin; en el
segundo caso la prdida de energa se debe a la poca rea expuesta a
flujo. Al atravesar la Completacin, los fluidos entran al fondo del
pozo con una presin c. Transporte en el pozo Una vez dentro del
pozo, los fluidos ascienden a travs de la tubera de produccin
venciendo la fuerza de gravedad y la friccin con las paredes
internas de la tubera. Finalmente llegando al cabezal del pozo-rbol
de navidad con una presin d. Transporte en la lnea de flujo
superficialAl salir del pozo, si es que existe un reductor de flujo
en el cabezal ocurre una cada brusca de presin que depender
fuertemente del dimetro del orificio del reductor, a la descarga
del reductor la presin es la de la lnea de flujo luego atraviesa la
lnea de flujo superficial llegando al separador en la estacin de
flujo con una presin igual a la presin del separador donde se
separa la mayor parte del gas del petrleo. Para predecir el
comportamiento del sistema, se calcula la cada de presin en cada
componente. Este procedimiento comprende la asignacin de nodos en
varias de las posiciones claves dentro del sistema (Figura 8).
Figura 8, Componentes bsicos del sistema de anlisis nodal con
sus respectivas cadas de presin a lo largo del sistema de produccin
de un pozo. Fuente: Maggiolo, R. Optimizacin de la produccin
mediante anlisis nodalTradicionalmente el balance de energa se
realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de
simuladores del proceso de produccin permite establecer dicho
balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de
produccin: cabezal del pozo, separador, etc. Para realizar el
balance de energa en el nodo se asumen de manera conveniente varias
tasas de flujo y para cada una de ellas se determina la presin con
la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la
presin requerida en la salida del nodo para transportar y entregar
dicho caudal en el separador con una presin remanente igual a la
presin del separador empleando el mtodo y correlacin de flujo
multifsico que se considere adecuado dependiendo de las
caractersticas de los fluidos. 5.4.Curvas de oferta y demanda de
energa en el fondo del pozo: Curvas VLP/IPR o Inflow vs OutflowLa
representacin grfica de la presin de llegada de los fluidos al nodo
en funcin del caudal o tasa de produccin se denomina curva de
oferta de energa del yacimiento (Inflow curve), y la representacin
grfica de la presin requerida a la salida del nodo en funcin del
caudal de produccin se denomina curva de demanda de energa de la
instalacin (Outflow curve). Si se elige el fondo del pozo como el
nodo, la curva de oferta es la IPR (Inflow Performance
Relationship) y la demanda es la VLP (Vertical Lift
Performance).
Figura 9, Comportamiento de produccin de un sistema. Fuente:
Autores.
El balance de energa entre la oferta y la demanda puede
obtenerse numrica o grficamente. Para realizarlo numricamente
consiste en asumir varias tasas de produccin y calcular la presin
de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones
se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se puede
resolver analticamente por la complejidad de las frmulas
involucradas en el clculo de las presiones en funcin del caudal de
produccin.
5.5.Anlisis nodal para la optimizacin de sistemas de bombeo
hidrulico jetPara la optimizacin de los sistemas de bombeo
hidrulico jet, se ha usado el software BNJet, desarrollado por el
Instituo Mexicano del Petrleo y que permite realizar una simulacin
con varias geometras de bombas de diversos fabricantes para las
condiciones dadas de la Completacin y el pozo para poder
identificar la mejor bomba para el caudal que se requiere producir
y las caractersticas del sistema hidrulico del campo. Los datos
requeridos por el programa son los siguientes:a. Prueba de
produccin Presin esttica Presin de fondo fluyente Caudal de petrleo
Presin de burbuja Temperatura de fondo Temperatura de cabeza b.
Fluidos de produccin Densidad del aceite Densidad relativa del gas
Densidad relativa del agua Relacin gas-petrleo Fraccin de agua
producida Temperatura de medicin Presin de medicinc. Estado
mecnicoTubera casing Profundidad (ft) Dimetro interno (in) Dimetro
externo (in) Profundidad media de los disparos (ft) Profundidad de
la bomba (ft)d. Tipo de instalacin Inyeccin por tubera de produccin
Descarga por espacio anular
e. Datos de operacin Contrapresin de descarga Gasto mximo de
operacin Presin mxima de operacin Temperatura de inyeccin
6. Ensamble de rbol de navidad para levantamiento por bombeo
hidrulicoEl equipo primario esencial para utilizar en el bombeo
hidrulico, ya sea tipo pistn o jet; es similar al que se utiliza en
gas lift y por flujo natural, slo que se habilita una entrada del
fluido motriz que viaja por el anular hasta el punto donde se ubica
la bomba en fondo, para esto tambin se agrega una vlvula compuerta
para permitir la entrada del fluido a travs del tubing head. El
control del pozo y el control del flujo se realizan como en una
configuracin de flujo natural.6.1.FuncionesLas funciones del rbol
de navidad y tubing head para un pozo con bombeo Hidrulico tipo
pistn o jet son: Inyecta fluido motriz a travs de la tubera de
produccin en circulacin normal para correr con la bomba hidrulica
de pistn y producir que el fluido del yacimiento se mezcle con el
fluido motriz. Inyecta fluido motriz en el anular en circulacin
inversa para apagar la bomba Contener y atrapar la bomba hidrulica
durante la salida de la misma. Cerrar la tubera de fluido motriz,
liberando presin en la tubera de produccin, y venteando el gas en
la tubera durante el desmontaje de la bomba.6.2.Partes principales
Las partes principales del rbol de navidad para Bombeo Hidrulico
son: Cruz de flujo: Proporcionan una va de flujo del fluido de
produccin y una interconexin entre la vlvula inferior, la vlvula
superior, la vlvula lateral en las salidas para las lneas de flujo.
Tree Cap: Es instalado en la parte superior con el objetivo de
proporcionar una conexin al manmetro para medir la presin en cabeza
y proveer un acceso rpido y flexible a travs de la parte interna
del tubing a distintas herramientas. Vlvula Mster: Esta vlvula
permite proveer flujo o cierre total en el pozo. Vlvula Wing: Se
usa para controlar el paso de los fluidos hacia el sistema de
recoleccin y ser un backup de la vlvula mster. Vlvula Swab: Permite
acceso a la medicin de presin en cabeza del pozo y a la corrida de
herramientas de fondo de pozo. Choke ajustable: Son vlvulas que
restringen o controlan el paso de un fluido, y poseen un
controlador externo que vara el rea transversal del orificio por
donde pasa el fluido. Medidores de Presin (manmetros): Se utilizan
para medir la presin de cabeza de pozo, esta se usa para para
monitorear la productividad en los pozos y en las diferentes
pruebas que se realizan.
Figura 10, Partes principales de cabezal y rbol de navidad para
Bombeo Hidrulico.
Figura 11, Configuracin tpica de rbol de navidad de una sola
sarta de produccin para un pozo con bombeo hidrulico tipo
pistnFuente: Libro Advanced Well Completion EngineeringPartes:1.
Vlvula removedora de parafinas2. Vlvula master3. Vlvula de
produccin4. Vlvula de produccin 5. Vlvula de casing6. Vlvula de
casing7. Vlvula de liberacin8. Vlvula de presin calibre9.
Lubricador10. ReceptorTambin se utiliza otro tipo de rbol de
navidad para pozos con bombeo hidrulico tipo pistn. Su distincin
est en que todas las funciones del rbol navidad de una sarta de
produccin pueden lograrse mediante el uso de una vlvula especial.
6.3.Ejemplos de Christmas treeExisten dos tipos sistemas para
circulacin cerrada de fluido motriz en pozos con bombeo hidrulico,
estos son, sistema concntrico de doble sarta y sistema paralelo de
doble sarta. La separacin entre el fluido motriz y el fluido de
produccin es caracterstica de estos.
Figura 13, Configuracin tpica de rbol de navidad concntrico de
doble sarta de produccin para un pozo con bombeo hidrulico tipo
pistnFuente: Libro Advanced Well Completion Engineering
Figura 14, Configuracin tpica de rbol de navidad paralelo de
doble sarta de produccin para un pozo con bombeo hidrulico tipo
pistnFuente: Libro Advanced Well Completion Engineering
7. ConclusionesSe puede concluir que se defini al sistema de
Bombeo Hidrulico, as como los tipos que pueden ser jet o pistn y
sus principales diferencias. El rbol de navidad tpico para este
sistema de levantamiento es muy similar al de flujo natural, slo
que se habilita una entrada para el fluido motriz que puede ser
agua o petrleo, para esto se agrega una vlvula compuerta para
permitir la entrada del fluido a travs del tubing head. Se
presentaron adems las dimensiones y los rangos de presiones para
los elementos del rbol navidad, las misma que ayuda en el diseo del
mismo en base a la presin de inyeccin del fluido motriz.
8. Referencias[1] Tesis: Anlisis del diseo de la Completacin de
fondo del pozo Sacha 37, evaluado mediante bombeo hidrulico con
bomba jet claw. Autor: Juan Carlos Robalino Robayo. Lugar y Fecha
de publicacin: Quito, octubre del 2006 (Universidad Tecnolgica
Equinoccial).[2] Proyecto: Estudio del Sistema de bombeo hidrulico
en el campo Lago Agrio para incrementar su produccin. Autores:
Cristian Omar Collaguazo Lincango, Miriam Romero Figueroa. Lugar y
fecha de publicacin: Quito, septiembre del 2011 (Escuela Politcnica
Nacional). [3] Tema: Definicin de estndares operativos para
cabezales de pozos y sistema de recoleccin de superficie. Autores:
Erwin Humberto Lpez Carrillo, Sergio Andrs Parra Nio. Lugar y fecha
de publicacin: Bucaramanga, 2007 (Universidad Industrial de
Santander).[4]
http://www.dspace.uce.edu.ec/bitstream/25000/775/1/T-UCE-0012-224.pdfTema:
Estudio de los resultados del cambio de sistema de levantamiento
hidrulico a electrosumergible en el campo Sacha y definicin de
criterios para seleccin de pozos. Fecha de publicacin: Universidad
Central del Ecuador, Quito, enero 2013. Autores: Jorge Fernando
Guerrn Cortes Danny Caleb Robalino Lavayen. [5] Bradley, H.B.
Petroleum Engineering Handbook. SPE 1992 [6]
http://www.pdf-archive.com/2015/04/03/advanced-well-completion-engineering/advanced-well-completion-engineering.pdfLibro:
Advanced Well Completion Engineering, Captulo 10 Well Head
Assembly. Autor: Wan Repu. Publicado: 2011 (Traduccin al ingles).
Versin original en chino publicado en junio 2008.[7]
http://completioninfo.com/christmas_tree.html[8] CABRERA., J. A.
(s.f.). http://www.oilproduction.net/.[9] Gmez Cabrera J. ngel;
"Apuntes de Produccin de Pozos I Facultad de Ingeniera U.N.A.M.
1988.
9. Anexos Tees y crossMXIMA PRESIN DE TRABAJOPsiTAMAO
NOMINALpulgadasDIMENSIONESpulgadas
VERTICALSALIDAABCD
2 1/162 1/163 1/23 1/22 1/162 1/16
2 9/162 1/163 1/242 9/162 1/16
20003 1/83 1/82 1/162 9/163 1/24 1/24 1/24 1/23 1/83 1/82 1/162
9/16
4 1/162 1/164 1/25 1/24 1/162 1/16
4 1/162 9/164 1/25 1/24 1/162 9/16
3 1/82 1/164 1/253 1/82 1/16
3 1/82 9/16553 1/82 9/16
30004 1/162 1/164 1/264 1/162 1/16
4 1/162 9/16564 1/162 9/16
4 1/163 1/8564 1/163 1/8
2 1/162 1/164 1/24 1/22 1/162 1/16
2 9/162 1/164 1/252 9/162 1/16
50003 1/83 1/82 1/162 9/165 1/25 1/25 1/25 1/22 1/162 9/162
1/162 9/16
4 1/162 1/166 1/26 1/24 1/162 1/16
4 1/162 9/166 1/26 1/24 1/162 9/16
3 1/161 13/164 1/25 7/81 13/161 13/16
3 1/162 1/164 1/25 7/82 1/162 1/16
10000 6BX4 1/161 13/164 1/26 7/81 13/162 1/16
4 1/162 1/164 1/26 7/82 1/162 9/16
4 1/162 9/165 1/86 7/84 1/163 1/16
2 9/161 13/165 1/25 1/22 9/161 13/16
2 9/162 1/165 1/25 1/22 9/162 1/16
15000 6BX3 1/161 13/166 5/166 5/163 1/161 13/16
3 1/162 1/166 5/166 5/163 1/162 1/16
3 1/162 9/166 5/166 5/163 1/162 9/16
Figura 4. Dimensiones de Tees y cruces para arboles de pozo.
Tree capsCONEXIN BRIDADA INFERIORinPRESIN DE TRABAJOpsi
DIMETRO DEL HUECOin
CONEXIN SUPERIOR ROSCADA
2 1/1620002 1/162 3/8 EUE
2 1/1650002 1/162 3/8 EUE
2 1/16100002 1/162 3/8 EUE
2 9/1620002 9/162 7/8 EUE
2 9/1650002 9/162 7/8 EUE
2 9/16100002 9/162 7/8 EUE
3 1/820003 1/83 1/2 EUE
3 1/830003 1/83 1/2 EUE
3 1/850003 1/83 1/2 EUE
Chokes ajustablesPRESIN DE TRABAJOpsi
TAMAO
inMXIMO DIMETRO DEL ORIFICIOinDIMENSIONESin
A
B
C
20002 1/1628 5/168 5/1626 13/16
30002 1/1629 5/169 5/1628 3/4
50001 13/161 13/162 1/163/4229 3/89 3/49 5/167 3/89 3/49 5/1621
13/162829 3/4
100002 9/163 1/83/43/46 7/89 3/46 7/89 3/421 3/829 3/8
150003 1/83 1/83/43/47 3/89 3/47 3/89 3/426 1/1629 3/8
Figura 5. Dimensiones de choke ajustable.
Vlvulas de compuertaPRESIN DE TRABAJOpsi
DIMETRO NOMINALinDIMENSIONES in
ABCD
2 1/1611 5/82 1/1615 1/145 1/4
2 9/1613 1/82 9/1616 1/166 1/16
20003 1/84 1/1614 1/817 1/83 1/84 1/1618 5/819 1/87 5/89 3/4
5 1/822 1/85 1/821 1/811 5/8
7 1/1626 1/87 1/1629 1/415 1/16
2 1/1614 5/82 1/1615 1/45 1/4
2 9/1616 5/82 9/1616 1/166 1/16
30003 1/84 1/1617 1/820 1/83 1/84 1/1618 5/819 1/87 5/89 3/4
5 1/824 1/85 1/821 1/211 5/8
7 1/1625 1/87 1/1629 1/413 1/16
2 1/1614 5/82 1/1615 1/45 1/4
2 9/1616 5/82 9/1616 1/166 1/16
50003 1/84 1/1618 5/821 5/83 1/84 1/1618 5/819 1/87 5/89 3/4
5 1/828 5/85 1/821 1/811 5/8
7 1/16327 1/1629 1/413 1/16
1 13/1618 1/41 13/1615 9/166 1/2
2 1/1620 1/42 1/1615 9/166 1/2
2 9/1622 1/42 9/16177 3/8
100003 1/824 3/83 1/820 5/89 3/16
4 1/1626 5/84 1/1622 5/811 1/2
5 1/828 5/85 1/825 5/815 1/16
7 1/16357 1/163220 3/8
1 13/16181 13/1615 9/166 1/2
2 1/16192 1/1615 9/166 1/2
150002 9/16212 9/16177 3/8
3 1/823 9/163 1/820 5/89 3/16
4 1/16294 1/1622 5/811 1/2
Figura 6. Dimensiones de vlvulas de compuerta.
