Tesis Sacha

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN PARA

LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL POZO 107 DEL CAMPO SACHA

OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN EN EL DISTRITO AMAZÓNICO

TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

AUTOR: RUBÉN DARÍO PRUNA CEDEÑO

DIRECTOR: ING. VINICIO MELO G.

QUITO – ECUADOR

2009

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el Autor:

RUBÉN DARÍO PRUNA CEDEÑO

Autor

IV

V

VI

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, a mis Padres y a mi Familia, por el respaldo y cariño que siempre

me han ofrecido.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, Autoridades y Cuerpo Docente por todos

los conocimientos impartidos a lo largo de mi carrera.

De manera especial extiendo mi agradecimiento al Ing. Cattón Guerrero Muñoz y a la

Lcda. Mónica Espín por haber hecho posible la culminación exitosa de mi carrera, con

su apoyo y colaboración constante.

RUBÉN DARÍO

VII

DEDICATORIA

Este trabajo está dedicado a Dios, a mis Padres y a mi Familia así como cualquier

persona que se interese por el contenido vertido en el mismo, esperando que sea de

utilidad para la comunidad estudiantil en general.

RUBÉN DARÍO

VIII

ÍNDICE GENERAL

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS ........................................................................... IV

CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V

AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI

DEDICATORIA ........................................................................................................... VII

ÍNDICE GENERAL .................................................................................................... VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO ............................................................................................ IX

ÍNDICE DE GRÁFICAS .............................................................................................. XV

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XVI

ÍNDICE DE ECUACIONES ...................................................................................... XVII

ÍNDICE DE ANEXOS .............................................................................................. XVIII

ABREVIATURAS ....................................................................................................... XIX

NOMENCLATURA ..................................................................................................... XX

RESUMEN................................................................................................................ XXIII

SUMMARY .............................................................................................................. XXIV

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO I..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................. 1

1.2. JUSTIFICACIÓN .................................................................................................. 1

1.3. OBJETIVO GENERAL ........................................................................................ 2

1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................ 2

1.5. HIPÓTESIS ........................................................................................................... 3

1.6. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES ................................................................. 3

1.7. METODOLOGÍA ................................................................................................. 3

1.7.1. TIPO DE ESTUDIO ............................................................................... 3

1.7.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ....................................................... 4

1.7.3. FUENTES TÉCNICAS PARA LA RECOLECCIÓN DE

INFORMACIÓN ................................................................................................... 4

1.8. ALCANCE ............................................................................................................ 5

1.9. IDEA A DEFENDER ............................................................................................ 5

CAPÍTULO II ................................................................................................................... 6

2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SACHA ...................................................................... 6

2.1. CONSIDERACIONES GENERALES ................................................................. 6

2.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO ................................................................................... 6

2.2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA .................................................................. 8

X

2.2.2. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS PRODUCTORAS ............................. 8

2.2.3. FORMACIÓN HOLLÍN ........................................................................... 9

2.2.3.1. Hollín Inferior ....................................................................................... 11

2.2.3.2. Hollín Superior o Napo Basal ............................................................... 11

2.2.4. FORMACIÓN NAPO ............................................................................. 11

2.2.4.1. Arenisca “T” Principal .......................................................................... 12

2.2.4.2. Arenisca “T” superior ........................................................................... 12

2.2.4.3. Arenisca “T” Inferior. ........................................................................... 12

2.2.4.4. Arenisca “U” ......................................................................................... 13

2.2.5. FORMACIÓN TENA BASAL .............................................................. 13

2.3. CARACTERÍSTICAS ACTUALES DEL CAMPO .......................................... 14

2.3.1. RESERVAS DEL CAMPO. .................................................................... 15

2.3.1.1. Descripción de las reservas del Campo Sacha ..................................... 15

2.4. ESTACIONES DE PRODUCCIÓN .................................................................... 16

2.4.1. ESTACIÓN SACHA CENTRAL ........................................................... 17

2.4.2. ESTACIÓN SACHA NORTE 1 ............................................................. 18

2.4.3. ESTACIÓN SACHA NORTE 2 ............................................................. 18

2.4.4. ESTACIÓN SACHA SUR ...................................................................... 19

2.5. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS .............................. 19

CAPÍTULO III ................................................................................................................ 20

3. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HIDRÁULICO ...................... 20

3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE BOMBEO HIDRÁULICO .............. 20

XI

3.1.1 CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO ................................. 21

3.1.1.1 Relación de fuerza y presión en una bomba hidráulica tipo pistón ...... 22

3.1.2 SISTEMAS DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ .......................... 25

3.1.2.1 Sistema de fluido motriz abierto (FMA) ............................................... 26

3.1.2.2 Sistema de fluido motriz cerrado (FMC) .............................................. 28

3.2 TIPOS DE INSTALACIONES DE SUBSUELO ................................................ 30

3.2.1 INSTALACIONES DE BOMBA FIJA ................................................... 31

3.2.1.1 Bomba fija inserta ................................................................................. 31

3.2.1.2 Bomba fija para tubería de revestimiento ............................................. 32

3.2.1.3 Bomba fija para tubería de producción ................................................. 34

3.2.2 INSTALACIONES DE BOMBA LIBRE ............................................... 34

3.2.2.1 Bomba libre con tuberías paralelas ....................................................... 34

3.2.2.2 Bomba libre para tubería de revestimiento ........................................... 35

3.3 EQUIPO DE SUBSUELO .................................................................................. 37

3.3.1 BOMBA TIPO PISTÓN.......................................................................... 37

3.3.2 BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ....................................................... 40

3.4 EQUIPO SUPERFICIAL .................................................................................... 41

3.4.1 BOMBA DE SUPERFICIE ..................................................................... 42

3.4.2 CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN O MANIFOLD ................................. 43

3.4.3 VÁLVULA DE CUATRO VÍAS ............................................................ 45

3.4.4 CONEXIONES DE SUPERFICIE .......................................................... 46

3.4.5 SISTEMA DE TRATAMIENTO Y ADECUACIÓN DE FLUIDO

MOTRIZ ................................................................................................................ 47

3.4.6 TUBERÍAS UTILIZADAS EN EL BOMBEO HIDRÁULICO............. 48

XII

3.4.6.1 Tuberías superficiales ........................................................................... 48

3.4.6.2 Tuberías de subsuelo ............................................................................. 49

CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 51

4. DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ......................................... 51

4.1. PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ................................................................... 51

4.1.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL MÉTODO .................................... 51

4.1.1.1. Características de los fluidos del yacimiento ........................................ 52

4.1.1.1.1. Viscosidad ....................................................................................... 53

4.1.1.1.2. Factor volumétrico de la formación ................................................ 53

4.1.1.1.3. Corte de agua (BSW) ...................................................................... 53

4.1.1.2. Comportamiento del yacimiento ........................................................... 53

4.1.1.3. Geografía de la locación........................................................................ 54

4.1.1.4. Fuentes de energía disponibles ............................................................. 54

4.1.1.4.1. Electricidad ..................................................................................... 54

4.1.1.4.2. Gas natural ...................................................................................... 54

4.1.1.4.3. Otros combustibles .......................................................................... 54

4.1.1.5. Facilidades de superficie ........................................................................ 55

4.1.1.5.1. Líneas de flujo en superficie ........................................................... 55

4.1.1.5.2. Presión en el separador ................................................................... 55

4.1.1.6. Características de Producción. .............................................................. 56

4.1.1.6.1. Capacidad de flujo........................................................................... 56

XIII

4.1.1.6.2. Tasa de producción de fluidos......................................................... 56

4.1.1.7. Características del pozo ........................................................................ 56

4.1.1.7.1. Profundidad ..................................................................................... 57

4.1.1.7.2. Tamaño de la tubería de producción ............................................... 57

4.1.1.7.3. Desviaciones del pozo ..................................................................... 57

4.1.1.8. Problemas de operación ........................................................................ 58

4.1.1.8.1. Arenas ............................................................................................. 58

4.1.1.8.2. Parafina ........................................................................................... 58

4.1.1.8.3. Escala .............................................................................................. 58

4.1.1.8.4. Corrosión ......................................................................................... 59

4.2. CONSIDERACIONES Y CÁLCULOS DE DISEÑO ........................................ 59

4.2.1. SELECCIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ .

................................................................................................................. 59

4.2.2. PRODUCCIÓN DE GAS ........................................................................ 60

4.2.3. TIPO DE BOMBA DE SUBSUELO ...................................................... 60

4.2.4. CÁLCULO DE LA RELACIÓN P/E MÁXIMA ................................... 61

4.2.5. TASA DE FLUIDO MOTRIZ ................................................................ 63

4.2.6. FRICCIÓN EN LA BOMBA .................................................................. 65

4.2.7. CÁLCULO DE LAS PRESIONES ......................................................... 69

4.2.8. PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PRESIÓN DE SUPERFICIE

................................................................................................................. 73

4.3. PRESIÓN DE SUPERFICIE PARA EL POZO SACHA 107 ............................. 74

4.3.1 CÁLCULO DE LAS EMBOLADAS POR MINUTO DE LA BOMBA

(EPM) ................................................................................................................. 75

XIV

4.3.2. CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FRICCIÓN EN

LA TUBERÍA DE INYECCIÓN .......................................................................... 76

4.3.3. CÁLCULO DE LA TASA REAL DE FLUIDO MOTRIZ .................... 77

4.3.4. CÁLCULO DE LA FRICCIÓN EN LA TUBERÍA DE INYECCIÓN Y

RETORNO ............................................................................................................ 77

4.3.5. CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LA BOMBA DE SUPERFICIE ... 79

4.4. SELECCIÓN DE LA BOMBA POR MEDIO DEL SOFTWARE OILWELL

HYDRAULICS 2.0 ............................................................................................. 79

CAPÍTULO V ................................................................................................................. 85

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................... 85

5.1. CONCLUSIONES .............................................................................................. 85

5.2. RECOMENDACIONES ..................................................................................... 86

BIBLIOGRAFÍA. ........................................................................................................... 88

CITAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................... 89

ANEXOS ........................................................................................................................ 90

XV

ÍNDICE DE GRÁFICAS

GRÁFICA 2.1: MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SACHA (TOPE HOLLÍN) .... 7

GRÁFICA 2.2: COLUMNA TECTÓNO ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE

LA CUENCA ORIENTE ................................................................................................ 10

GRÁFICA 3.1: PRESIÓN EN UN SISTEMA CERRADO ........................................... 22

GRÁFICA 3.2. PRESIÓN EN UN SISTEMA DINÁMICO .......................................... 23

GRÁFICA 3.3: RELACIÓN DE ÁREAS EN UNA BOMBA HIDRÁULICA ............. 24

GRÁFICA 3.4: FACILIDADES DE SUPERFICIE EN UN SISTEMA ABIERTO .... 27

GRÁFICA 3.5: FACILIDADES DE SUPERFICIE EN UN SISTEMA CERRADO ... 20

GRÁFICA 3.6: BOMBA FIJA INSERTA ..................................................................... 32

GRÁFICA 3.7: BOMBA FIJA PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................. 33

GRÁFICA 3.8: BOMBA LIBRE CON TUBERÍAS PARALELAS .............................. 35

GRÁFICA 3.9: BOMBA LIBRE PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .............. 36

GRÁFICA 3.10: ÁREA EFECTIVA DEL PISTÓN ...................................................... 38

GRÁFICA 3.11: BOMBA KOBE TIPO “A” ................................................................. 39

GRÁFICA 3.12: COMPONENTES DE UNA BOMBA JET. ....................................... 41

GRÁFICA 3.13. BOMBA RECIPROCANTE TRIPLEX. ............................................. 42

GRÁFICA 3.14. CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN ....................................................... 44

GRÁFICA 3.15. VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO .......................................... 44

GRÁFICA 3.16. VÁLVULA DE CUATRO VÍAS ........................................................ 45

GRÁFICA 3.17. TANQUES DE ALMACENAMIENTO Y TRATAMIENTO ........... 48

GRÁFICA 4.1: RELACIÓN BOMBA/MOTOR ............................................................ 62

GRÁFICA 4.2: PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA ................ 66

XVI

HIDRÁULICA SIN CARGA ......................................................................................... 66

GRÁFICA 4.3. PRESIONES Y PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN UN SISTEMA

HIDRÁULICO ................................................................................................................ 68

GRÁFICA4.4. PRESIONES QUE ACTÚAN EN UNA BOMBA KOBE TIPO “A” ... 70

GRÁFICA 4.5. INTERFAZ DEL PROGRAMA OILWELL HYDRAULICS 2.0 ........ 80

GRÁFICA 4.6. PARÁMETROS DE SELECCIÓN DE LA BOMBA ........................... 81

GRÁFICA4.7. CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA ............................................... 82

GRÁFICA 4.8 TABLA DE RESULTADOS ................................................................. 83

ÍNDICE DE TABLAS TABLA 2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS “CAMPO SACHA” ....................... 14

TABLA 2.2: DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS POR FORMACIONES DEL CAMPO

SACHA ........................................................................................................................... 16

TABLA 3.1. TIPOS DE TUBERÍAS DE SUPERFICIE ................................................ 49

TABLA 3.2. TUBERÍAS DE SUBSUELO .................................................................... 50

TABLA 4.1: DATOS DEL POZO SACHA 107 ............................................................ 52

TABLA 4.2: VARIABLES OPERACIONALES PARA EL CÁLCULO DE LA TASA

DE FLUIDO MOTRIZ ................................................................................................... 63

TABLA 4.3: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO SACHA 107 .................................... 75

XVII

ÍNDICE DE ECUACIONES ECUACIÓN 3.1: DEFINICIÓN DE PRESIÓN ............................................................. 23

ECUACIÓN 4.1: RELACIÓN BOMBA-MOTOR ........................................................ 61

ECUACIÓN 4.2: RELACIÓN ADIMENSIONAL BOMBA/MOTOR MÁXIMA ....... 63

ECUACIÓN 4.3: TASA DE PRODUCCIÓN REAL ..................................................... 64

ECUACIÓN 4.4: TASA REAL DE FLUIDO MOTRIZ ................................................ 64

ECUACIÓN 4.5: CAÍDA DE PRESIÓN EN LA BOMBA ........................................... 67

ECUACIÓN 4.6: FRICCIÓN EN LA SECCIÓN BOMBA ........................................... 67

ECUACIÓN 4.7: PRESIONES EN LA BOMBA DE SUBSUELO .............................. 69

ECUACIÓN 4.8: BALANCE DE FUERZAS EN UNA BOMBA HIDRÁULICA

(FMA) ............................................................................................................................. 71

ECUACIÓN 4.9: PRESIÓN DE LA COLUMNA DE FLUIDO MOTRIZ ................... 71

ECUACIÓN 4.10: PRESIÓN DE OPERACIÓN EN SUPERFICIE ............................. 72

ECUACIÓN 4.11: PRESIÓN EN LA SECCIÓN MOTRIZ DE LA BOMBA .............. 72

ECUACIÓN 4.12. PRESIÓN EN LA DESCARGA DE LA BOMBA .......................... 72

ECUACIÓN 4.13. GRADIENTE DE PRESIÓN DEL FLUIDO PRODUCIDO .......... 73

ECUACIÓN 4.14 VISCOSIDAD DEL FLUIDO PRODUCIDO .................................. 74

ECUACIÓN 4.15. POTENCIA DE LAS BOMBAS DE SUPERFICIE Y FONDO .... 74

XVIII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXOS 1: MAPAS..................................................................................................... 90

ANEXOS 2: DIAGRAMAS DE FLUJO DE PRODUCCIÓN ..................................... 93

ANEXOS 3: DENSIDADES RELATIVAS Y GRADIENTES DE PRESIÓN ............ 98

ANEXOS 4: ESPECIFICACIONES DE BOMBAS TIPO PISTÓN .......................... 101

ANEXOS 5: GUIA DE PROBLEMAS FRECUENTES EN BOMBAS TIPO PISTÓN ..

........................................................................................................................... 107

ANEXOS 6: TABLAS DE VISCOSIDAD ................................................................. 111

ANEXOS 7: TABLAS DE FRICCIÓN ...................................................................... 114

ANEXOS 8: COMPLETACIÓN DEL POZO SACHA 107 ...................................... 117

XIX

ABREVIATURAS

API Escala de densidad emitida por el American Petroleum Institute

ASTM American Society for Testing and Materials

BAPD Barriles de agua por día

BFPD Barriles de fluido por día

BPPD Barriles de petróleo por día

BSW Contenido de agua y sedimentos (Basic Sediments & Water)

CAP Contacto Agua Petróleo

CIBP Cast Iron Bridge Plug

DPP Disparos por pie

EPM Emboladas por minuto

EUE External Upset End

FMA Sistema de circulación de fluido motriz abierto

FMC Sistema de circulación de fluido motriz cerrado

GLP Gas licuado de petróleo

GLR Relación Gas Líquido (Gas-Liquid Ratio)

GOR Relación Gas Petróleo (Gas-Oil Ratio)

OCP Oleoducto de Crudos Pesados

POES Petróleo original en sitio

PVT Presión-Volumen-Temperatura

RPM Revoluciones por minuto

SOTE Sistema de Oleoducto Transecuatoriano

SSU Segundos Saybolt Universal

VRF Válvula reguladora de flujo

XX

NOMENCLATURA Aep Área del pistón motor [pg2]

Aer Área de la varilla del pistón motor [pg2]

App Área del pistón bomba [pg2]

Apr Área de la varilla del pistón bomba [pg2]

D Profundidad vertical del pozo [pie]

D1 Diámetro interno de la tubería de producción o de

revestimiento

[pg]

D2 Diámetro externo de la tubería interior en flujo anular [pg]

E Eficiencia [%]

F1, PFN

Pérdidas por fricción del fluido motriz en la tubería de

inyección

[psi]

F2, PFD Pérdidas por fricción del fluido en el circuito de retorno [psi]

F3 Pérdidas por fricción en la tubería de producción [psi]

FEE Fricción en el motor [psi]

FPE Fricción en la bomba [psi]

fw, Fw Fracción de agua en la formación

fw2, FWD Fracción de agua del fluido de la columna de retorno

g Aceleración debida a la gravedad [pie/s2]

G1,GN Gradiente del fluido motriz en la tubería de inyección [psi/pie]

G2, GD Gradiente del fluido en la columna de retorno [psi/pie]

G3, GS Gradiente del fluido de formación [psi/pie]

GO Gradiente del petróleo producido [psi/pie]

XXI

GW Gradiente del agua de formación [psi/pie]

h1 Profundidad de asentamiento de la bomba [pie]

h3 Nivel de fluido sobre la succión de la bomba [pie]

HP Potencia (Horse Power) [hp]

HPq1 Potencia perdida por el fluido motriz [hp]

HPq3 Potencia ganada por el fluido producido [hp]

K Constante

L Longitud de la tubería de producción = h1 [pie]

P/E Relación adimensional bomba-motor

P1 Presión en la entrada de la bomba [psi]

P2 Presión en la descarga de la sección motor (FMC) [psi]

P3 Presión en la descarga de la sección bomba (P2=P3 en

el sistema FMA)

[psi]

P4 Presión de succión de la bomba [psi]

FP Fricción en la bomba [psi]

PPR Presión en la tubería de retorno de fluido motriz (FMC) [psi]

PS Presión de superficie [psi]

PWH Contrapresión en la línea de flujo [psi]

q1 Desplazamiento del motor por EPM [B/D por EPM]

Q1 Tasa real de fluido motriz [B/D]

Q1' Tasa teórica de fluido motriz (q1 x EPM) [B/D]

Q1 '/Q1 Eficiencia del motor [%]

q4 Desplazamiento de la bomba por EPM [B/D por EPM]

Q4 Tasa de producción real (Q4=Q5+Q6) [B/D]

XXII

Q4' Tasa de producción teórica (q4 x EPM) [B/D]

Q4 /Q4' Eficiencia de la bomba [%]

Q5 Producción de petróleo [B/D]

Q6 Producción de agua [B/D]

RGL,GLR Relación Gas -Líquido [ft3/bl]

RGP, GOR Relación Gas-Petróleo [ft3/bl]

γf Densidad relativa del fluido motriz (agua =1.0)

∆P Pérdidas por fricción en la bomba [psi]

ρ Densidad del fluido [lb/pie]

µ Viscosidad [cp]

µD Viscosidad del fluido de retorno [cp]

µO Viscosidad del petróleo [cp]

µW Viscosidad del agua [cp]

XXIII

RESUMEN

En este resumen se presentan los contenidos básicos del trabajo que se ha realizado en

este proyecto. El requerimiento de optimizar los mecanismos de producción han llevado

a los profesionales y empresas del área petrolera a proponer soluciones efectivas para

los problemas que se presentan en la actividad de extraer el fluido desde subsuelo hasta

superficie, se convierte en una necesidad aplicar técnicas mejoradas de levantamiento

artificial para los pozos productores localizados en la región amazónica del Ecuador.

Básicamente el bombeo hidráulico está constituido por dos sistemas principales, uno es

aquel que trabaja con una bomba a chorro “jet” y es utilizado en gran parte para

evaluaciones de pozo y el otro emplea una bomba de pistón reciprocante el mismo que

nos ocupará en ésta investigación. En términos generales el bombeo hidráulico utiliza

fluidos a alta presión como mecanismo de transmisión de energía para levantar fluidos a

superficie, el sistema por el cual circula el fluido puede ser un circuito abierto o cerrado.

El desempeño de las unidades de bombeo hidráulico tiene relación directa con el diseño

aplicado antes de poner el pozo en producción.

La parte técnica del trabajo se ha llevado a cabo en el campo, en las instalaciones de la

empresa operadora localizadas en el Campo Sacha en la provincia del Napo, son de

valiosa utilidad los datos históricos de producción del pozo los cuales serán

proporcionados por la Empresa.

XXIV

SUMMARY

In this summary are presented the basic contents of the work that has been carried out in

this project. The requirement to optimize the production has taken to the professionals

and companies of petroleum industry to propose effective solutions for problems that

are presented in the activity of extracting oil from underground until surface. Is a

necessity to apply improved techniques of artificial lift for the producing wells located

in the Ecuador’s oriental region.

Basically the hydraulic pumping is constituted by two main systems, one operates with

a jet pump it is largely used for well evaluations and the other is one that uses a

reciprocating piston pump the same one that will occupy us in this investigation. In a

general view the hydraulic pumping uses fluids to high pressure like mechanism of

energy transmission to lift fluids to surface, the system through which the fluid

circulates can be an open or closed circuit. The acting of the power oil units has direct

relation with the system design applied before starting up the production systems.

The technical contents of the project has been carried out in the field, in the installations

of the company located in Sacha Central Station in Napo Province, are of valuable

utility the historical data of production of the well which will be provided by the

Company.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN

En este capítulo introductorio se detallan los aspectos metodológicos que han permitido

el desarrollo del presente trabajo.

1.1.PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El método de levantamiento artificial por bombeo hidráulico tipo pistón es uno de los

sistemas más aplicados en la industria petrolera ecuatoriana para la producción de

hidrocarburos, por ello se necesita desarrollar ampliamente el diseño de éste para que su

aplicación sea rentable.

1.2.JUSTIFICACIÓN

Debido a la importancia que tiene la producción de hidrocarburos para la empresa

operadora es elemental mejorar constantemente los sistemas a través de los cuáles dicha

producción se lleva a cabo. El diseño de un sistema de levantamiento artificial adecuado

para las características de un pozo determinado tiene incidencia en su producción actual

y en la explotación futura del mismo.

El conocimiento de las propiedades de un yacimiento son la base para el diseño de un

sistema de bombeo hidráulico, pues determinan las características mecánicas de éste, lo

2

que se busca es la optimización de la producción de crudo a través del mejoramiento de

un sistema preexistente.

A través de la observación del funcionamiento del sistema y de las variables

operacionales que este puede arrojar se determinarán acciones correctivas con el fin de

mejorar su desempeño, es de importancia considerable aquella información recabada en

reportes de funcionamiento del equipo así como en manuales del fabricante del mismo.

1.3.OBJETIVO GENERAL

El presente trabajo tiene por objeto incorporar un sistema de bombeo hidráulico tipo

pistón con el fin de optimizar la producción del pozo Sacha-107.

1.4.OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Caracterizar las propiedades del yacimiento tales como porosidad (φ),

permeabilidad (K), relación gas petróleo (GOR) y densidad de flujo de

producción (API), presión estática (Pe), presión de fondo fluyente (Pwf).

• Determinar la presión de superficie para el desempeño del sistema de bombeo

hidráulico del pozo 107 del Campo Sacha.

• Seleccionar la geometría de la completación para el pozo Sacha -107 en el que

se instalará el sistema de bombeo hidráulico tipo pistón.

3

1.5.HIPÓTESIS

• El diseño, selección y mejoramiento del sistema de bombeo hacen posible la

repotenciación del pozo.

• La presión, temperatura y la profundidad a las que funcionará el sistema de

bombeo hidráulico, son factores determinantes para seleccionar la bomba que se

instalará pozo.

• La selección del fluido motriz apropiado tiene que llevarse a cabo tomando en

cuenta las propiedades del pozo, se trabajará con cierto margen de riesgo en las

operaciones.

1.6.IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

• Variable dependiente

Optimización de la producción en el pozo 107 del Campo Sacha.

• Variable independiente

Selección del sistema de levantamiento artificial.

1.7.METODOLOGÍA

1.7.1. TIPO DE ESTUDIO

El desarrollo del siguiente trabajo está basado en estudios Bibliográficos, Descriptivos y

de Campo.

4

1.7.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

El presente trabajo contempla los siguientes métodos de investigación:

• Método general

Método deductivo

• Método específico

Experimental

1.7.3. FUENTES TÉCNICAS PARA LA RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN

Fuentes primarias

• Observación.

• Bibliográficas.

Fuentes secundarias

• Textos de Ingeniería

• Manuales de fabricantes de bombas

• Reportes de producción

• Reportes de laboratorio

• Normas aplicadas a la Industria Petrolera

• Internet, Páginas electrónicas de la Industria Petrolera

• Charlas informales

5

1.8.ALCANCE

Este trabajo contemplará exclusivamente la parte técnica del procedimiento que se sigue

para la selección de una bomba y el diseño del sistema hidráulico para un pozo

determinado, además se realizará un análisis de cada uno de los componentes de dicho

sistema en la locación determinada para este proyecto en el Campo Sacha, pozo 107, y

de los parámetros de producción que se utilizan para la selección del sistema.

Paralelamente nos ocuparemos en la aplicación de un software para la selección de la

bomba y establecer las diferencias entre los métodos de selección.

1.9.IDEA A DEFENDER

El nuevo diseño del sistema de bombeo hidráulico para el pozo Sacha 107 permitirá la

optimización de la producción en éste, puesto que las completaciones y varios de los

componentes del sistema de bombeo han cumplido ya su vida útil, con la

implementación de un nuevo diseño, se producirá un volumen más alto de fluidos, con

una inversión moderada y con menos paradas para mantenimiento, hecho que

beneficiará a la empresa operadora.

CAPÍTULO II

6

CAPÍTULO II 2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SACHA

Petroproducción filial de la estatal petrolera ecuatoriana Petroecuador explota en la

actualidad alrededor de 52 campos en el Distrito Amazónico, entre los cuales

mencionaremos al campo Sacha el mismo que esta considerado en segundo lugar de

importancia para la empresa operadora en cuanto a producción se refiere.

2.1.CONSIDERACIONES GENERALES

La estructura Sacha fue inicialmente probada con la perforación del pozo Sacha 1, el 21

de enero de 1969, con una torre trasportada por vía aérea a cargo del Consorcio Texaco

– Gulf, produciendo crudo de 30º API a una tasa de 1328 BPPD, de la formación Hollín

a 10160 pies de profundidad, la completación del pozo se llevó a cabo en febrero 25 de

1969. El pozo Sacha 1 el cuál ya no está en producción, hasta febrero de 1998 registró

un acumulado de 7’327.000 barriles.

2.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO

Estructuralmente, Sacha constituye un anticlinal asimétrico alargado en dirección

NNE-SSO cerrado en la pendiente regional de la cuenca, cortado en su flanco oeste por

una falla transcurrente (Gráfica 2.1)i. Geológicamente está ubicado en la parte central y

en el eje de la subcuenca del Napo, formando parte del tren de estructuras orientadas en

sentido Norte-Sur. La estructura se encuentra en el lado levantado de una falla, con

7

tendencia general noreste-suroeste, se une en el Sur con la Cuenca Marañón y al Norte

con la Cuenca Putumayo, la misma que está ubicada al Este del Cinturón Andino.

GRÁFICA 2.1: MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SACHA (TOPE

HOLLÍN)

FUENTE: PETROPRODUCCIÓN

ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA

8

2.2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo petrolero Sacha se ubica en la Provincia del Napo, Cantón La Joya de los

Sachas al noreste de la región amazónica ecuatoriana aproximadamente a 180 Km. de

distancia si se considera una línea recta de dirección Sureste desde la ciudad de Quito,

limita al norte con las locaciones Palo Rojo, Eno Ron y Vista; Al sur con los campos

Yulebra y Culebra; Al este con los campos Shushufindi – Aguarico, Limoncocha,

Huamayacu, Pacay y finalmente al oeste por las locaciones Paraíso, Huachito, Pucuna y

Coca Payamino. Ubicado en el flanco occidental del corredor petrolífero Sacha-

Shushufindi, el Campo tiene una longitud aproximada de 33 Km, un ancho de 4 Km. al

norte y 7 Km. al centro y sur, se extiende en un área de 41000 acres (16592 hectáreas).

2.2.2. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS PRODUCTORAS

Los yacimientos del Campo Sacha corresponden a la formación Hollín, Napo y Basal

Tena los mismos que son considerados como yacimientos bajo saturados, Hollín con

mecanismo de empuje hidráulico con acuífero de fondo activo. La formación Napo

posee mecanismo de expansión de roca y de fluidos en combinación, con una intrusión

de agua por el flanco oeste de la estructura que no es representativa para un aumento de

la presión en el yacimiento. La arenisca Basal Tena se presenta como un yacimiento

discontinuo de tipo lenticular y con pobre desarrollo de arena, el contacto agua petróleo

localizado por la perforación de los pozos Sacha 23 y 31, no rige para el campo, dado el

carácter lenticular del yacimiento por lo que probablemente éste contacto constituye un

9

fenómeno local, es probable que por las propiedades del yacimiento este tenga un

mecanismo de empuje por expansión de fluidos.

El comportamiento estratigráfico del Campo Sacha es generalizado a la Cuenca Oriente,

se han realizado varios estudios geológicos acerca de la configuración de los estratos y

sus propiedades geológicas que van desde la superficie hasta las zonas de interés.

Para un mejor entendimiento de los tipos de arenas productoras del Campo Sacha se ha

diseñado una columna estratigráfica de donde se obtiene información como: era y edad

geológica, formación a la que pertenece, ambiente de depositación, espesor promedio,

litología, tomando en cuenta que la producción del Campo Sacha se obtiene

principalmente de las formaciones Napo Hollín y Tena Basal en la Gráfica 2.2 se

presenta la disposición típica de las estructuras geológicas de la cuenca oriental

ecuatoriana.

2.2.3. FORMACIÓN HOLLÍN

Es la formación más productiva del Campo Sacha y está constituida por dos arenas

productoras que son Hollín Superior y Hollín Inferior, en ciertas zonas están separadas

entre si por un espesor muy delgado, Hollín Superior está sobre un acuífero de fondo

activo. Corresponde a la base de la edad del Cretácico dentro de la edad del Mesozoico;

el ambiente de depositación es Marino Transgresivo. Las areniscas gruesas de la parte

inferior son Continentales en tanto que la parte superior de grano más fino fue

depositada en medio Marino Litoral.

10

GRÁFICA 2.2: COLUMNA TECTÓNO ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA CUENCA ORIENTE

FUENTE: LA CUENCA ORIENTE GEOLOGÍA Y PETRÓLEO


11

2.2.3.1. Hollín Inferior

Pertenece al Cretácico Inferior, constituye una arenisca cuarzosa, de grano medio a

grueso, parda no muy oscura, consolidada, con una porosidad del 18% en promedio, con

ocasionales niveles limosos y arcillosos. Posee buena saturación de hidrocarburos con

una densidad de 29 °API, tiene un espesor promedio saturado de 45 a 55 pies,

saturación de agua entre el 20 y 40 % y una salinidad de 500 a 1500 ppm de NaCl.

2.2.3.2. Hollín Superior o Napo Basal

Se describe como una arenisca cuarzosa glauconítica, calcárea de grano fino a medio se

encuentra interestratificada con lutita, en ciertos niveles Napo Basal está constituido por

una arenisca cuarzosa parda oscura, gris oscura, gris verdosa, translúcida, consolidada,

dura, de grano muy fino. En su constitución presenta una buena saturación de

hidrocarburos con °API de 27, su espesor saturado es en promedio de 7.5 pies al centro

del campo, de porosidad 14%, saturación de agua 35% y salinidad de 3891 ppm de

NaCl, se puede identificar en la zona lentes de caliza y lutita intercalados. Hacia la

parte Norte del Campo, el yacimiento se presenta en forma estratigráfica, disminuyendo

el espesor neto saturado.

2.2.4. FORMACIÓN NAPO

Con un espesor promedio de 500 a 2500 pies, Napo está conformada por lutitas y es

fácilmente reconocible por la presencia de calizas con intercalaciones de areniscas. En

la literatura se puede encontrar que la formación Napo se encuentra dividida en cuatro

formaciones que constituyeron secuencias marinas de aguas poco profundas. Las

12

areniscas de la formación Napo “U” y “T” no alcanzan el mismo desarrollo que la

formación Hollín, tanto “U” como “T” se presentan como areniscas de grano más

fino, cuarzosas discontinuas y con presencia de lutitas y limolitas, las arenas están

separadas entre si por intervalos de calizas, Napo presenta un mecanismo de empuje de

fluidos por combinación de expansión de roca y fluido, es considerado un yacimiento

subsaturado.

2.2.4.1. Arenisca “T” Principal

Corresponde a la sección arenosa de la secuencia T de mayor continuidad vertical y

lateral, su espesor total varía entre 70 y 90 pies se encuentra más desarrollada en la parte

central del campo, observándose un menor desarrollo en la parte norte y sur del mismo.ii

2.2.4.2. Arenisca “T” superior

Tiene un espesor que oscila entre 30 y 100 pies. La distribución de tamaño y desarrollo

arenoso es similar al descrito para T principal. Es una arenisca cuarzosa, gris,

translúcida, de grano muy fino a fino, cemento calcáreo, inclusiones de glauconita,

manchas de hidrocarburo, más discontinua y heterogénea que T principal.

2.2.4.3. Arenisca “T” Inferior.

Es una arenisca cuarzosa, café clara, cemento silicio, grano medio a fino, localmente

grano grueso. Forma la sección arenosa de la secuencia “T” de mayor continuidad

vertical y lateral. Con espesor neto saturado de entre 20 y 90 pies y se encuentra más

desarrollada en la parte central del campo, siendo menor su desarrollo en el norte y sur

13

del mismo, posee una porosidad promedio de 21%, una saturación de agua de 14.8%,

una salinidad promedio de 20000 a 25000 ppm de NaCl y un °API de 28.

2.2.4.4. Arenisca “U”

Está constituida por una arenisca cuarzosa, blanca, translúcida, grano fino a muy fino,

ocasionalmente grano fino a medio, matriz calcárea, cemento silicio, inclusiones de

glauconita y pirita, trazas de gilsonita. La porosidad descrita es de aproximadamente

17%, la arenisca U Inferior presenta un mayor desarrollo si se la compara con la

arenisca U Superior la cual es una unidad más discontinua cuarzosa, café clara, friable,

grano fino a muy fino, ocasionalmente grano medio, cemento silicio, buena saturación

de hidrocarburos, presenta un espesor neto promedio de 23 pies, porosidad de 20%,

saturación de agua de 25% y una salinidad promedio de 30000-35000 ppm de NaCl y

un °API de 28.6.

2.2.5. FORMACIÓN TENA BASAL

Constituye un yacimiento subsaturado que muy rara vez denota presencia de

hidrocarburos, pese a que tiene una porosidad de 18% considerada como buena, Basal

Tena presenta un mecanismo de empuje por expansión de roca y fluidos en

combinación.

14

2.3. CARACTERÍSTICAS ACTUALES DEL CAMPO

En la actualidad el Campo Sacha cuenta con un total de 222 pozos perforados hasta el

mes de mayo de 2009, de los cuales 151 están en producción (Tabla2.1), cabe

mencionar que si clasificamos los pozos productores por el sistema de levantamiento

artificial que utilizan tenemos que 97 pozos producen por bombeo hidráulico, 21 por

bombeo eléctrico sumergible. Seis pozos inyectores de agua empleados para mantener

la presión de los yacimientos “U” y “T” de la formación Napo, los pozos restantes se

encuentran cerrados, en espera de reacondicionamiento, o abandonados, la totalidad del

campo produce alrededor de 89000 BFPD, con un BSW promedio de 45%, lo que

representa aproximadamente 49000 BPPD, y 40000 BAPD, producción obtenida en 4

estaciones incluidos los volúmenes recuperados de los campos Pucuna, Paraíso Biguno

Huachito y MDC. El campo ha estado siempre manejado por empresas estatales. El

consorcio Cepe Texaco en los primeros años de explotación y Petroproducción en la

actualidad, se constituye como el segundo campo en el orden de la producción de la

empresa viéndose superado únicamente por el campo Shushufindi-Aguarico.

TABLA 2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS “CAMPO SACHA”

CONDICIONES DEL POZO NUMERO

EN PRODUCCIÓN 151

INYECTORES DE AGUA 6

REINYECTORES DE AGUA 4

CERRADOS 52

ABANDONADOS 9

TOTAL 222


ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.

15

Se han aplicado ya en este campo técnicas de recuperación secundaria, es así que la

formación Napo en los yacimientos “U” y “T” se encuentra sometida a tratamientos de

Inyección de Agua desde noviembre de 1986 constituyéndose un modelo de inyección

periférica por medio de seis pozos inyectores localizados en el flanco este del campo,

sin embargo por una ruptura en el tubing se encuentran trabajando cinco pozos, aquellos

pozos donde este proyecto tomará lugar están produciendo por bombeo hidráulico.

2.3.1. RESERVAS DEL CAMPO.

Se conoce como “RESERVAS” a los volúmenes de hidrocarburos medidos a

condiciones atmosféricas, que se puede producir con cualquiera de los métodos y

sistemas de explotación aplicables. (Recuperación primaria, Levantamiento Artificial,

Recuperación terciaria).

Se debe hacer notar que los datos de las reservas de hidrocarburos no son fijos, si no que

tienen un carácter dinámico debido a un ajuste continuo a medida que se cuenta con

mayor información. Puesto que la exactitud de las reservas depende de la calidad y

cantidad de los datos disponibles, su valor más cercano a la realidad se obtendrá a

medida que aumente la vida productiva del yacimiento.

2.3.1.1. Descripción de las reservas del Campo Sacha

Se debe realizar un análisis concienzudo de la condición del Campo después de que ha

estado en producción constante por 34 años y tomando en cuenta que han sido aplicados

varios métodos de producción. Las reservas originales se han calculado en 1198

16

millones de barriles con un factor de recobro en promedio del 34.7%, las reservas

recuperadas acumuladas son de 706’206.954 barriles, Si consideramos que Sacha es el

campo que ocupa segundo lugar en orden de producción para la empresa, con un total

calculado del Petróleo Original en Sitio (POES) de 3451 millones de barriles, los

mismos que se distribuyen como se detalla en la Tabla 2.2.

TABLA 2.2: DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS POR FORMACIONES DEL

CAMPO SACHA

DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS CAMPO SACHA

FORMACIÓN PORCENTAJE

HOLLÍN 62%

NAPO 36%

BASAL TENA 2%



2.4. ESTACIONES DE PRODUCCIÓN

En la actualidad existen 4 estaciones principales y una mini estación localizada el pozo

en Sacha -36 en las cuales se recepta la producción del Campo Sacha están cada una

adecuadas para el acopio de los fluidos que se producen en cada uno de los campos

incluso los volúmenes producidos en los campos Pucuna y Paraíso, Biguno, Huachito y

MDC los dos últimos campos operados por Enap Sipetrol, las cuatro instalaciones

principales son:

17

• Sacha Central

• Sacha Sur

• Sacha Norte 1

• Sacha Norte 2

Sacha Central, Sacha Norte 1 y Sacha Sur se encuentran conectadas por una red de

tuberías para el sistema de fluido motriz. Los diagramas de flujo de producción se

detallan en el Anexo 2, en la estación Sacha Norte 1 se ubican la planta de tratamiento

de agua y las unidades de bombeo para la inyección de fluidos para recuperación

secundaria.

2.4.1. ESTACIÓN SACHA CENTRAL

En esta locación se han instalado alrededor de 13 unidades de inyección de fluido de

potencia que representan aproximadamente el 49.5% de la capacidad de fluido motriz

del campo, accionadas cada una de ellas por un motor de combustión interna de 600 HP

WHITE SUPERIOR y una bomba de desplazamiento positivo con capacidad de 6650

BFPD de inyección AJAX Q-600.

El combustible para el desempeño de la maquinaria proviene del gas obtenido a partir

del tratamiento del crudo recuperado en cada locación, alternativamente se utiliza diesel

de acuerdo con las características del equipo, para la generación de energía y para el

consumo interno de la estación se utiliza parte de este mismo gas y los residuos se

queman en las teas. Los volúmenes de crudo que no se utilizan para los sistemas de

bombeo hidráulico son enviados hasta Lago Agrio a través del SOTE conjuntamente

18

con la producción generada en los Campos Pucuna, PBH, MDC, Coca Payamino, Sacha

Norte 1 y Sacha Sur.

2.4.2. ESTACIÓN SACHA NORTE 1

La estación se encuentra ubicada entre Sacha Central y Sacha Norte 2 cuenta con equipo

instalado para impulsar el fluido motriz para la inyección que consta de dos bombas

booster que alimentan la succión de las bombas UNITED accionadas por turbinas

RUSTON TB 5000.

Las bombas UNITED trabajan a una velocidad promedio de 7900 RPM y tienen una

capacidad de flujo de 1200 GPM equivalente a 41142.8 BPD al 100% de eficiencia

teórica para cada una de las bombas, la eficiencia real del sistema esta alrededor del

85% en consecuencia cada bomba aportará con una tasa de 35000 BPD hacia el sistema

con una presión de funcionamiento de aproximadamente 3200 psi.

2.4.3. ESTACIÓN SACHA NORTE 2

Localizada en el extremo norte del Campo Sacha recibe la producción de los pozos 63,

66B, 93, 95, 121, 167, 170 los cuales producen por medio de bombeo

electrosumergible, el gas producido se quema en los mecheros de la estación y los

volúmenes de agua producidos por el tratamiento de crudo son reinyectados en el pozo

Sacha-65, en la formación Tiyuyacu, el crudo de esta estación se conduce junto con la

producción de Sacha Central hasta Lago Agrio a través del SOTE.

19

2.4.4. ESTACIÓN SACHA SUR

Posee dos unidades de inyección de fluidos propulsadas por motores estacionarios

Waukesha L 7042 GSI, que trabajan a regímenes de 400 a 1200 rpm, con cajas

reductoras de velocidad Lufkin N-1402-C, el combustible es el gas obtenido a partir del

tratamiento del crudo de la estación, existen además 2 unidades centrifugas de inyección

Sulzer Bingham con capacidades de inyección de 9000 BFPD. El agua que se trata en

esta estación es reinyectada a la formación Tiyuyacu a través del pozo Sacha 29, en la

formación Tiyuyacu, el crudo que no se utiliza como fluido motriz es enviado a Sacha

Central.

2.5. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS

La gravedad del crudo proveniente de Hollín Principal fluctúa entre 27 y 28ºAPI el de

hollín Superior entre 27º y 29º API , el de la arenisca “T” entre 27º y 28º API , el crudo

de “U” entre 27º Y 29º API y el de Basal Tena entre 27º y 29º API. Los contenidos de

azufre determinados para los crudos extraídos de Hollín varían entre 0.40 % y 1.10%

(cuatro muestras), los crudos “T” 0.88%P (dos muestras) y U de 1.15 y 1.23%P (tres

muestras).

En términos generales los contenidos de azufre, níquel y vanadio del crudo proveniente

del yacimiento “T”, tienden a ser menores que los de “U” y Basal Tena mientras que

dos muestras analizadas de crudos Hollín denotan resultados muy diferentes, con una

variación fuerte en el contenido de S, Ni, y V a pesar de tener la misma gravedad.iii

CAPÍTULO III

20

CAPÍTULO III

3. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HIDRÁULICO

Entre los métodos más usuales de levantamiento artificial podemos enumerar el bombeo

eléctrico sumergible (BES), el bombeo hidráulico tipo jet o pistón, el levantamiento

artificial por gas (gas lift), el bombeo mecánico y el bombeo de cavidades progresivas, a

continuación se presenta una descripción del método que aplicaremos en este trabajo.

3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE BOMBEO HIDRÁULICO

La aplicación de sistemas de bombeo hidráulico se ha realizado hace mucho tiempo a

raíz del descubrimiento del petróleo, ya en los años 1920 por las profundidades cada vez

mayores de los pozos petroleros se vuelve a desarrollar el método. La primera

instalación hidráulica fue aplicada, el 10 de marzo de 1932 en Englewood, California.

Gran cantidad de pozos petroleros a nivel mundial son explotados por medio de este

sistema y por las ventajas del método su aplicación va en aumento. En la medida en que

se adopten cada día más técnicas de perforación direccional y existan pozos profundos,

la aplicación del bombeo hidráulico constituye una opción factible para el

levantamiento artificial. La transmisión de energía se realiza por medio del “fluido

motriz”, el mismo que es inyectado al pozo por la presión generada por una unidad de

potencia en superficie, a través de una tubería que se introduce en el pozo junto con la

tubería de producción, accionando los sistemas de la bomba instalada por debajo del

nivel de fluido.

21

En nuestro país el sistema de bombeo hidráulico constituye uno de los métodos de

levantamiento artificial más eficientes para la producción de hidrocarburos, y al ser

estos mecanismos empleados en nuestro medio es necesario realizar una descripción de

las variantes que presenta el método. En términos generales las bombas tipo jet son

utilizadas en su mayoría para la evaluación de pozos o pruebas de producción por su

versatilidad para colocar elementos de medición, y las bombas de pistón reciprocante se

emplean para el levantamiento de fluidos a superficie. No se puede afirmar con toda

seguridad que las bombas a chorro o tipo jet solamente sirven para evaluaciones de

pozo, debido a que pueden ser empleadas para la producción siempre y cuando las

características del yacimiento así lo determinen, generalmente para pozos depletados y

de baja producción.

3.1.1 CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO

El concepto físico en el que se fundamenta el desempeño del bombeo hidráulico tipo

pistón es el “PRINCIPIO DE PASCAL” el cuál enuncia que: “La variación en la

presión ejercida sobre cualquier punto en un fluido confinado, se transmite con igual

intensidad en cualquier otro punto en el fluido y en las paredes del recipiente que lo

contieneiv” , aplicando este principio se puede transmitir presión desde una estación

centralizada en superficie mediante una tubería llena de fluido hasta cualquier número

de puntos (pozos) dentro de un sistema determinado. Debido a que las pérdidas de

potencia en los sistemas hidráulicos son mucho menores que los sistemas mecánicos, el

sistema hidráulico de bombeo propiamente dicho, tendrá un mayor margen de eficiencia

respecto a otros sistemas.

22

3.1.1.1 Relación de fuerza y presión en una bomba hidráulica tipo pistón

Una bomba hidráulica es un dispositivo hidrostático. Esto significa que el desempeño de

la unidad esta en función de las presiones que actúan sobre el área de un pistón para

generar una fuerza tal que levante los fluidos del pozo hasta superficie. Un fluido

presurizado ejerce una fuerza perpendicular contra las paredes del recipiente que lo

contiene, si dicho recipiente es un cilindro con un extremo cerrado y en el otro extremo

un pistón móvil adaptado al cilindro (Gráfica. 3.1) una fuerza aplicada al pistón se

opone a la fuerza ejercida por el fluido presurizado. Se necesitará aplicar una fuerza de

1000 lbf (4448 N) sobre el pistón de área transversal igual a 1 pg2 (6.45 x 10-4 m2), para

generar una presión en el fluido de 1000 psi (6.89 x 106 Pa).

GRÁFICA 3.1: PRESIÓN EN UN SISTEMA CERRADO

FUENTE: PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK


Ésta es la condición de equilibrio estático para el pistón, cuando no se registra ningún

movimiento y todas las fuerzas están balanceadas:

23

ECUACIÓN 3.1: DEFINICIÓN DE PRESIÓN

FUENTE: FÍSICA GENERAL. F BUECHE


Donde P = presión [psi]

F = fuerza [lbf]

A = área [pg2]

En otra consideración si suponemos que una línea de suministro de fluido se conecta a

la cámara del cilindro, (Gráfica. 3.2), y que una bomba le imprime al fluido una

velocidad de 1 pie/s (0.3048 m/s), mientras que la presión de inyección se mantiene en

1000 psi, esto causará un movimiento del pistón a una velocidad constante de 1 pie/s

contra una fuerza de 1000 lbf actuando en sentido contrario, esta es una condición de

equilibrio en el sistema.

GRÁFICA 3.2. PRESIÓN EN UN SISTEMA DINÁMICO



]psi[AFP =

24

Una característica de las bombas hidráulicas de pistón se denota en la Gráfica. 3.3 que

muestra dos pistones de diferente diámetro unidos entre si por una varilla, la sección del

sistema entre los pistones ocupada por la varilla es venteada a la atmósfera por un

orificio, el área transversal del Pistón 1 es de 2 pg2 y el área del Pistón 2 es de 1 pg2, se

descarga fluido al cilindro del Pistón 1 a 1000 psi, el efecto de esta presión empuja al

sistema con una fuerza equivalente a 2000 lbf, es decir que es necesario aplicar una

fuerza de 2000 lbf para contrarrestar la presión del pistón grande. Si se proporciona

fluido al cilindro más grande a una presión y tasa constante, el sistema se moverá a un

régimen constante, el fluido que se descarga del cilindro más pequeño corresponde a la

mitad del que entra en el cilindro grande pero con el doble de la presión a la descarga

(2000 psi).

GRÁFICA 3.3: RELACIÓN DE ÁREAS EN UNA BOMBA HIDRÁULICA



25

Pueden usarse las características de tal sistema en el bombeo hidráulico ya sea en pozos

poco profundos en los cuáles no se requiere altas presiones, en este caso un pistón de

producción grande puede acompañar a un pistón motriz pequeño, prescindiendo de

presiones excesivamente altas, suministradas por la unidad de superficie. En pozos más

profundos donde la presión de la descarga de la bomba puede ser más alta, un pistón de

producción pequeño puede usarse junto con un pistón motriz grande para reducir la

presión requerida en superficie, sin embargo, una bomba con un pistón de producción

más pequeño producirá menos fluido al mismo régimen de trabajo de una bomba que

tenga un pistón de producción grande.

3.1.2 SISTEMAS DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ

El fluido motriz es de gran importancia en el diseño y selección de un sistema de

bombeo hidráulico por ser el medio por el cual la energía se transmite hacia la unidad de

bombeo sea esta jet o pistón, la calidad del fluido motriz, especialmente el contenido de

sólidos, es un factor importante en la vida útil de la bomba y en los costos de

reparación. La pérdida de fluido motriz en los espacios de la bomba están en función del

desgaste causado por los sólidos abrasivos y la viscosidad del fluido motriz, se

considera aceptable un rango de 10 a 15 ppm para crudos de 30º a 40° API. Para

petróleos más densos hay mayor desgaste admisible y en consecuencia, mayor

tolerancia de sólidos, mientras que, para el agua que también puede usarse como fluido

motriz usualmente hay menor desgaste y menos sólidos admisibles.

Existen dentro del método de bombeo hidráulico dos clases de sistemas de circulación

de fluido motriz: Sistema de fluido motriz cerrado (FMC), y sistema de fluido motriz

26

abierto (FMA). Ambos sistemas tienen un funcionamiento análogo en lo que se refiere

al flujo del fluido motriz desde los tanques de almacenamiento en superficie hasta la

unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el fluido motriz retorna a la

superficie después de haber accionado la unidad de bombeo, una característica

específica que diferencia a estos sistemas es la presencia del tanque de almacenamiento

en superficie para fluido motriz en el sistema cerrado, en este elemento se almacena y

trata el fluido motriz para ser reutilizado en el sistema

3.1.2.1 Sistema de fluido motriz abierto (FMA)

Es el método más económico y sencillo , en este sistema, el fluido motriz retorna a la

superficie mezclado con el petróleo producido, a través de la tubería de descarga o por

el espacio anular entre las tuberías de revestimiento, producción o inyección,

dependiendo de la unidad de bombeo utilizada en el subsuelo. Una ventaja del sistema

es la posibilidad de adicionar fluido motriz limpio en pozos con alto corte de agua

salada, con lo que se reduce dicho porcentaje y se logra disminuir la corrosión de las

tuberías, cuando se trabaja con crudos pesados se puede adicionar petróleo ligero con el

fin de disminuir la viscosidad de la mezcla producida. Sin embargo existe un

incremento en volumen bruto de crudo que debe ser tratado en superficie para obtener el

petróleo limpio necesario y continuar la operación. Cuando se usa agua como fluido

motriz en este sistema, los productos químicos agregados (para lubricación, inhibición

de corrosión y eliminación de oxígeno) son, generalmente perdidos cuando se mezclan

con la producción y en consecuencia deben ser repuestos continuamente. Éste sistema

permite inyectar aditivos químicos al fondo del pozo, como también inhibidores de

corrosión, incrustación y parafina, los mismos que nos ayudarán a extender la vida útil

del equipo de subsuelo.

GRÁFICA 3.4: FACILIDADES DE SUPERFICIE EN UN SISTEMA ABIERTO

FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN


27

28

Son necesarios dos conductos para el desempeño del circuito abierto, el primero para

circular el fluido motriz a presión y dirigirlo a la parte superior de la bomba, el segundo

conduce el fluido motriz que accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo

en su retorno a superficie.

3.1.2.2 Sistema de fluido motriz cerrado (FMC)

En comparación con el sistema (FMA) éste es más costoso porque es un procedimiento

más complejo, el fluido motriz retorna a la superficie independientemente del petróleo

producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque de almacenamiento cerrándose así el

recorrido del fluido motriz; esto se logra por medio de una tubería adicional que va

alojada en un dispositivo denominado “Cámara de Fondo” instalado en el fondo del

pozo. En este sistema se utiliza un elemento de empaque en la unidad de bombeo, con el

propósito de aislar el fluido motriz del producido. Algunas ventajas importantes son: La

medición exacta de los fluidos producidos por el pozo y la determinación del desgate

sufrido por la unidad, al incrementarse el volumen de fluido motriz utilizado en la

lubricación de los pistones, todo lo cual facilita la programación del mantenimiento de

éstas unidades, en la Gráfica. 3.5 se pueden ver una instalación típica de un sistema de

circulación de fluido motriz cerrado, las líneas más gruesas representan el recorrido del

fluido en las tuberías de superficie, este sistema posee tanque de almacenamiento de

fluido motriz. Frecuentemente estos sistemas usan agua como fluido motriz porque es

menos peligroso y presentan menos problemas ecológicos que el petróleo a alta presión.

Al agua no obstante, se le debe agregar un lubricante, inhibirla contra la corrosión y

quitarle el oxígeno, consideraciones estas que se suman a los costos de operación e

inversión inicial.

GRÁFICA 3.5: FACILIDADES DE SUPERFICIE EN UN SISTEMA CERRADO



29

30

Al utilizar agua en lugar de petróleo como fluido de potencia la operación es menos

riesgosa, sin embargo el agua debe ser previamente tratada con inhibidores de corrosión

y se debe reducir el contenido de oxígeno situación que eleva los costos de operación y

por consiguiente la inversión.

En la mayoría de las bombas de subsuelo diseñadas para utilizarse en un sistema

cerrado de circulación de fluido motriz, la sección motriz se lubrica con éste. Alrededor

del 10% del fluido motriz se pierde al mezclarse con el fluido producido. Así, incluso en

un sistema cerrado, es necesario aumentar fluido de la línea de producción para

continuar completando el volumen de fluido motriz, y hay que contar con un tanque de

fluido motriz suficientemente grande para que se asienten las partículas sólidas de este

fluido agregado.

Aunque el sistema forme un circuito cerrado y el fluido motriz no entre en contacto con

el fluido producido, resulta inevitable mantenerlo limpio, puesto que atraviesa tuberías,

acoples, bombas, tanques, y la mayoría de estos no están libres de materiales

contaminantes, el volumen de fluido motriz debe ser repuesto en la cantidad en que este

lubrique el pistón motor de la bomba, por las características del sistema cerrado este es

recomendable para la producción de crudos muy corrosivos o abrasivos.

3.2 TIPOS DE INSTALACIONES DE SUBSUELO

La clasificación principal de las instalaciones viene dada por la condición de la bomba:

31

Existen instalaciones de bomba fija o libre y estas a su vez tienen otras variantes

detalladas a continuación.

3.2.1 INSTALACIONES DE BOMBA FIJA

En este tipo de instalación la unidad de bombeo, está unida mecánicamente a la tubería,

por lo que su introducción o extracción del pozo va ligada a dicha tubería. Se presenta

en los siguientes tipos.

3.2.1.1 Bomba fija inserta

La instalación de inserción fija es el nombre aplicado a la configuración de la tubería

que se muestra en la Gráfica. 3.6.

La bomba se conecta a una tubería de inyección que se introduce en la tubería de

producción, la cual lleva una zapata en su extremo inferior donde se asienta la bomba.

El diámetro de la tubería de inyección está en función del diámetro de la tubería de

producción, puede ser de ¾ pg, 1 pg, o 1 ¼ pg. En la Gráfica. 3.6 la bomba se

encuentra operando en circuito abierto, en donde la mezcla (fluido motriz + producido)

retorna a la superficie a través del espacio anular entre la tubería de producción y la

tubería inyectora y el gas se ventea por el espacio anular entre la tubería de producción

y revestimiento.

Si se opera en circuito cerrado se requiere de una tubería adicional por donde se pueda

descargar el petróleo producido.

32

GRÁFICA 3.6: BOMBA FIJA INSERTA



3.2.1.2 Bomba fija para tubería de revestimiento

Esta instalación admite el manejo de un alto volumen de producción por medio de

unidades de bombeo de 3 o 4 pg de diámetro nominal conectadas en el extremo inferior

de la tubería de producción.

La bomba se fija a la tubería de revestimiento por medio de un empacador recuperable

que aísla al mismo tiempo el espacio anular. Operando en circuito abierto, Gráfica. 3.5

(a) el petróleo de la formación entra a la bomba a través del empacador y descarga en el

espacio anular donde se mezcla con el fluido motriz, en algunos casos una tubería

adicional se usa para ventear el gas acumulado bajo el empacador, como se ilustra en

33

la Gráfica. 3.5 (b) Para operar esta instalación en circuito cerrado se necesita una tubería

adicional, la cual puede ser paralela o concéntrica. En el primer caso, el fluido motriz

retorna por la tubería de descarga y el petróleo producido por el espacio anular; cuando

se tienen tuberías concéntricas, el fluido motriz retorna por el espacio entre la tubería de

producción y la tubería de inyección, mientras que el petróleo producido lo hace a

través del espacio anular de las tuberías de producción y revestimiento.

GRÁFICA 3.7: BOMBA FIJA PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO



34

3.2.1.3 Bomba fija para tubería de producción

Esta instalación es similar a la denominada “Bomba Fija Inserta” y puede ser utilizada

cuando se requiera una unidad de bombeo de mayor capacidad con la misma

instalación. Esta unidad va conectada a las tuberías, tanto de producción como de

inyección y sólo puede ser operada en circuito abierto.

3.2.2 INSTALACIONES DE BOMBA LIBRE

En este tipo de instalaciones la unidad de bombeo no está conectada a ninguna de las

tuberías, por lo que puede ser anclada por circulación del fluido motriz y desanclada por

inversión de flujo, se presentan las siguientes configuraciones.

3.2.2.1 Bomba libre con tuberías paralelas

En la Gráfica. 3.8. se puede ver este tipo de instalación, operando en circuito abierto,

que consiste fundamentalmente en dos tuberías paralelas unidas en su extremo inferior,

formando un tubo en “U” en cuyo fondo se tiene una standing valve que permite la

circulación del fluido motriz o bien, la entrada del petróleo producido. En la parte

superior de esta válvula se encuentra un asiento donde se aloja la unidad de bombeo.

Cuando se opera en circuito cerrado se utilizan tres tuberías y se cuenta con una cámara

de fondo que permite al elemento de empaque de la unidad de bombeo, aislar, tanto el

espacio anular como a las dos secciones de esta unidad.

35

GRÁFICA 3.8: BOMBA LIBRE CON TUBERÍAS PARALELAS



3.2.2.2 Bomba libre para tubería de revestimiento

Como en el caso de la “bomba fija para tubería de revestimiento”, en este tipo de

instalación también se usa un empacador recuperable en el extremo de la tubería de

producción. En la Gráfica. 3.9. se muestra esta instalación operando en circuito abierto,

donde la mezcla del fluido motriz y del petróleo producido retorna por el espacio anular

36

a través de un niple de ventana instalado en la parte inferior de la tubería de producción.

Cuando se opera en circuito cerrado se utiliza una segunda tubería paralela, a través de

la cual retorna el fluido motriz usado, mientras que el petróleo producido fluye por el

espacio anular.

GRÁFICA 3.9: BOMBA LIBRE PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO



37

3.3 EQUIPO DE SUBSUELO

Las bombas empleadas en un sistema hidráulico se dividen en dos grupos Tipo Jet y

Tipo Pistón, cada una de ellas tienen diferentes características en cuanto a diseño,

eficiencia, desempeño y fabricación, para el desarrollo de este trabajo describiremos las

funciones de los dos tipos de sistemas.

3.3.1 BOMBA TIPO PISTÓN

La bomba hidráulica tipo pistón fundamenta su desempeño en el Principio de Pascal

(Sección 3.1.1) y las marcas más utilizadas en nuestro medio son Kobe, Guiberson, y

National El bombeo hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos

años, ya que ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento

artificial. Puede alcanzar profundidades hasta de 18000 pie y para sustituir o dar

mantenimiento al mecanismo motor – bomba no se requiere equipo de reparación,

únicamente se invierte el sentido del fluido motriz y el sistema es desacoplado, llegando

a la superficie por el desplazamiento del fluido motriz (bomba libre). Otras ventajas son:

• Es adaptable a pozos profundos

• Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bl/día).

• Puede operarse en pozos direccionales.

• Es de fácil adaptación para su automatización.

• Fácil para agregar inhibidores de corrosión.

• Puede instalarse como un sistema integral.

38

• Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.

• Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas o en áreas urbanas).

Puesto que la presión está definida como una fuerza que actúa sobre un área, si se

modifica esta área, la fuerza aumenta o disminuye. Este principio se aplica en el

bombeo hidráulico tipo pistón de la siguiente manera: La unidad de bombeo consta

fundamentalmente de dos pistones unidos entre sí por medio de una varilla, uno superior

denominado “pistón motor”, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el

pistón inferior o “pistón bomba”, el cual a su vez, impulsa el petróleo producido. Si se

resta de las áreas de cada uno de estos pistones el área correspondiente a la varilla que

los une, se tienen las áreas efectivas sobre las que actúa la fuerza hidráulica

proporcionada por el fluido motriz. (Gráfica 3.10).

GRÁFICA 3.10: ÁREA EFECTIVA DEL PISTÓN



39

La operación general de ésta 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 pistón hacia el otro extremo; cuando el pistón termina su carrera, la válvula motriz,

accionada por la varilla de la válvula, cambia automáticamente el sentido del fluido motriz,

de tal forma que envía a éste a un extremo del cilindro y permite la salida por el otro

extremo y así en forma alternativa, una unidad Kobe tipo “A” se muestra a continuación,

(Gráfica. 3.11).

GRÁFICA 3.11: BOMBA KOBE TIPO “A”

FUENTE: MANUAL DE OPERACIONES COMPAÑÍA SERTECPET


40

Cuando el pistón alcanza el final de la carrera hacia abajo, el diámetro más reducido de

la varilla de la válvula permite al fluido motriz presurizado mover hacia abajo a la

válvula motriz, con la válvula del motor hacia arriba, el sentido del flujo que mueve al

pistón se invierte, por consiguiente se inicia la embolada hacia arriba.

3.3.2 BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET

La característica más importante de ésta bomba es que no tiene partes móviles, la acción

de bombeo está dada por la transferencia de energía que existe entre las dos corrientes

de fluido, el fluido motriz a alta presión pasa a través del nozzle donde la energía

potencial es convertida en energía cinética en forma de fluido a gran velocidad.

Los fluidos del pozo rodean al fluido motriz en la punta del nozzle que está espaciado

de la garganta, la garganta es un agujero cilíndrico recto con un borde de radio

suavizado; El diámetro de la garganta es siempre mayor que el de la salida del nozzle, lo

que permite que el fluido motriz entre en contacto con el fluido del pozo en la garganta,

el fluido motriz y el fluido producido se mezclan y el momento es transferido del fluido

motriz al producido provocando que la energía se eleve en este último. En la sección

final de la garganta los dos fluidos están íntimamente mezclados, pero todavía se

encuentran a gran velocidad y la mezcla posee una energía cinética significativa. El

fluido mezclado entra a un difusor que convierte la energía cinética en presión estática

debido a que baja la velocidad del fluido, en este punto la presión del fluido es

suficientemente como para alcanzar la superficie. Dado que este proyecto no utilizará

este tipo de bomba solo se hará una descripción breve de sus componentes.

41

GRÁFICA 3.12: COMPONENTES DE UNA BOMBA JET.

FUENTE: MANUAL DE OPERACIONES COMPAÑÍA SERTECPET


En dónde:

Pps =Presión del fluido de succión

Pn =Presión del nozzle

Ppd =Presión del fluido de descarga por el difusor

qs =Caudal de succión

qn =Caudal de inyección por el nozzle

qd =Caudal de descarga por el difusor

An =Área del nozzle

An =Área de la garganta

As =Área de succión.

3.4 EQUIPO SUPERFICIAL

A continuación se detalla de manera general los componentes de superficie de un

sistema convencional de bombeo hidráulico.

42

3.4.1 BOMBA DE SUPERFICIE

La potencia requerida por el sistema para la inyección del fluido motriz es

proporcionada por una unidad constituida por una bomba reciprocante del tipo triplex,

quintuplex o de transferencia horizontal estas bombas de superficie son accionadas por

motores eléctricos o de combustión interna. La figura muestra una bomba triplex

vertical en donde se señalan el cárter, el cuerpo de la bomba, y el monoblock. Una serie

de válvulas de admisión y de descarga, localizadas en la cabeza del monoblock, regulan

el fluido motriz; estas bombas cuentan con válvulas de seguridad, retornos y una bomba

auxiliar que alimenta a presión el circuito de lubricación de los baleros, bielas y

crucetas.

GRÁFICA 3.13. BOMBA RECIPROCANTE TRIPLEX.



43

La operación de estos tipos de bombas se describe a continuación: el fluido motriz,

proveniente del tanque de almacenamiento, entra a la bomba por la parte inferior de la

cabeza del monoblock y es descargado por la parte superior del mismo. Cuando el

pistón inicia su carrera descendente, la carga hidrostática del tanque hace abrir la

válvula de admisión, permitiendo la entrada del fluido motriz; cuando el pistón invierte

su carrera, ejerce sobre el fluido una presión mayor que la debida a la carga hidrostática,

cerrando la válvula de admisión. Al aumentar la presión así ejercida, se vence la

resistencia del resorte de la válvula de descarga, abriéndola y permitiendo la salida del

fluido motriz al sistema de inyección, cuando se utiliza agua como fluido motriz, el

sistema debe protegerse con un empaque, como elementos adicionales tenemos, una

válvula de alivio, un amortiguador de choque, medidores de presión y elementos de

seguridad, las bombas de la superficie se diseñan específicamente para trabajar con

fluido motriz limpio.

3.4.2 CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN O MANIFOLD

El fluido que proviene de la bomba triplex es regulado mediante los dispositivos

localizados en el conjunto denominado cabezal de distribución o “manifold” (Gráfica

3.14.) estos dispositivos están provistos de medidores de desplazamiento positivo que

permiten determinar el volumen de fluido motriz inyectado, y por consiguiente, calcular

la eficiencia de operación de las unidades de bombeo. Se tienen además, válvulas

reguladoras de flujo (Gráfica 3.15.) o bien válvulas reguladoras de presión , las primeras

permiten mantener volumen del fluido motriz inyectado constante, sin tener en cuenta

los cambios de presión en el sistema, y las segundas permiten controlar

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45

3.4.3 VÁLVULA DE CUATRO VÍAS

Constituye un dispositivo instalado en la cabeza del pozo que permite regular el fluido

motriz. Tiene cuatro posiciones que permiten la introducción, la operación y la

extracción de la unidad de bombeo.

GRÁFICA 3.16. VÁLVULA DE CUATRO VÍAS

FUENTE: HYDRAULIC PUMPING SYSTEMS


46

La Gráfica 3.16 muestra las partes de una válvula de cuatro vías y entre sus funciones

principales observamos las siguientes:

• Circula la bomba dentro del pozo y permite la operación de bombeo

• Permite circular para recuperar la bomba, cambiando el sentido de circulación,

optimizando el tiempo de reparación

• Sostiene la bomba en superficie para su remoción

• Permite despresurizar el pozo para remover la bomba

3.4.4 CONEXIONES DE SUPERFICIE

En los pozos de bombeo hidráulico se utiliza únicamente la sección del árbol de

válvulas correspondiente a la última tubería de revestimiento. Sobre este van alojadas

las tuberías utilizadas con los colgadores y empaques mecánicos respectivos.

En el carrete superior del cabezal se enrosca un niple corto, en cuyo extremo se conecta

la válvula de cuatro vías. El diseño de éste cabezal depende de la instalación

subsuperficial y del sistema de inyección que se tenga, puesto que esto determina el

número de tuberías a utilizarse, ya sea una, dos o tres.

Las conexiones superficiales más comunes incluyen: El cabezal del pozo, tuberías de

inyección y de descarga, todas estas partes permiten facilitar el manejo de un sistema

hidráulico lo que hace la operación más flexible, además se pueden implementar

elementos de medición para establecer un control más meticuloso del sistema.

47

3.4.5 SISTEMA DE TRATAMIENTO Y ADECUACIÓN DE FLUIDO MOTRIZ

Para un desempeño óptimo del sistema el fluido motriz debe tener un BSW menor al

1%, la cantidad de sólidos permisible está en función de la viscosidad y el tiempo de

vida útil de la bomba sin embargo esta cantidad no puede sobrepasar una concentración

de 10 a 15 ppm para crudos de 30 a 40 oAPI, cuando se manejan crudos más pesados de

10 a 20 oAPI se tolera una mayor cantidad de sólidos, el máximo tamaño de las

partículas no debe ser superior a 15 micrones y el contenido de sal no debe exceder las

12 libras de sal por cada 1000 bls de fluido motriz.

Luego de tratamiento el fluido presurizado es conducido hacia los múltiples de

distribución o manifolds para ser enviados hacia los pozos, las dimensiones y el diseño

del tanque de fluido motriz se determina en función de la tasa requerida para el sistema

de bombeo, el objetivo principal de este tanque es separar los sólidos del fluido motriz

que no hayan sido eliminados por el separador, en un tanque de fluido estático los

sólidos se irán asentando de acuerdo a su densidad, el flujo hacia arriba en el interior del

tanque debe mantenerse a una velocidad apenas inferior a la velocidad de caída de los

materiales contaminantes.

Uno de los sistemas más empleados se detalla en la Gráfica 3.17 el sistema permite el

movimiento lento del fluido en el interior del tanque de asentamiento. Adicionalmente

se evita la generación de flujo turbulento o burbujas de gas que pudieran arrastrar

impurezas hacia la succión de la bomba de superficie.

48

GRÁFICA 3.17. TANQUES DE ALMACENAMIENTO Y TRATAMIENTO



3.4.6 TUBERÍAS UTILIZADAS EN EL BOMBEO HIDRÁULICO

Para este tipo de sistemas tenemos que tomar en cuenta el volumen de fluido que se

manejará, las presiones de operación, las longitudes que se tiene que cubrir y la

restricción de espacio debida a los diámetros interiores de la tubería de revestimiento,

existen diversos diámetros de tubería que pueden ser utilizados para cubrir los

requerimientos que se presentan en este tipo de instalaciones.

3.4.6.1 Tuberías superficiales

En la tabla se detallan las tuberías superficiales por su función y diámetro externo, la

clasificación es la más generalizada.

49

TABLA 3.1. TIPOS DE TUBERÍAS DE SUPERFICIE

TUBERÍAS SUPERFICIALES

FUNCIÓN TIPO DE TUBERÍA Y DIÁMETRO EXTERIOR EN [pg]

1 Alimentación a los tanques de

almacenamiento de fluido motriz

Tubería de línea de 3, 4, 6

2 Alimentación a las bombas triplex Tubería de línea de 3 y 4

3 Descarga de las bombas triplex al

cabezal de distribución

Tubería de alta presión de 1, 1 ¼ y 2

4 Descarga del cabezal de distribución a

los pozos

Tubería de alta presión de 1, 1¼ y 2

5 Descarga del pozo hacia los

separadores

Tubería de línea de 3 y 4

6 Descarga del pozo a los tanques de

fluido motriz (FMC)

Tubería de alta presión de 1, 1¼ y 2"



3.4.6.2 Tuberías de subsuelo

Éstas tuberías deben ser reforzadas del tipo J-55, N-80 y se unen entre si por medio de

acoples colocados uno en cada tramo de tubería de inyección, o bien por medio de flejes

metálicos, se emplea grasa sellante a base de zinc en los acoples con el propósito de

evitar fugas las medidas más usuales están en la Tabla 3.2.

50

TABLA 3.2. TUBERÍAS DE SUBSUELO

TUBERÍAS DE SUBSUELO

DESCRIPCIÓN DIÁMETRO EXTERIOR [pg]

1 Tubería de Inyección ¾ , 1 , 1¼ , 1½ y 2

2 Tubería de Producción 2, 2½ , 3 , 3½ , y 4

3 Tubería de Descarga ¾, 1, 1¼, 1½



CAPÍTULO IV

51

CAPÍTULO IV

4. DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

Este capítulo muestra los factores a tomar en cuenta, para realizar el diseño de un

sistema integral de bombeo hidráulico tipo pistón.

4.1.PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Considerando la variedad de sistemas de Levantamiento Artificial que en la actualidad

se utilizan en la Industria Petrolera y las características que se requieren para su diseño

tales como: Propiedades del yacimiento, las características de los fluidos producidos, la

accesibilidad, y el tipo de instalaciones superficiales, etc.. Se debe seguir un proceso

sistemático para el diseño y selección del método de Levantamiento Artificial. El

objetivo de aplicar una metodología es determinar un sistema de Levantamiento

Artificial adecuado para las características que puede presentar un yacimiento

determinado.

4.1.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL MÉTODO

Es necesario que antes de aplicar un determinado método para extraer los fluidos del

yacimiento a superficie, se analice cuidadosamente los siguientes parámetros:

52

4.1.1.1.Características de los fluidos del yacimiento

Puesto que generalmente en un yacimiento encontramos tres fluidos (agua, gas y

petróleo) se debe considerar sus propiedades, esto implica un análisis de los fluidos

producidos para determinar su composición, éste es un factor de importancia al

seleccionar el sistema de levantamiento artificial, la Tabla 4.1 enumera algunas

características del pozo Sacha 107 y de los fluidos producidos , estos datos son un

requerimiento para el diseño del sistema por medio de la aplicación del software Oilwell

Hydraulics.

TABLA 4.1: DATOS DEL POZO SACHA 107

DATOS DE CAMPO POZO SACHA 107

DATOS VALOR UNIDADES

Qo 250 [BPPD]

Qw 410 [BAPD]

Qt 660 [BFPD]

BSW 62.1 [%]

GOR 270 [SCF/B]

POROSIDAD (Φ) 12.0 [%]

RADIO DEL CASING (rw) 7 [pg]

TEMPERATURA DEL YACIMIENTO (Ty) 217 [ºF]

FACTOR VOLUMÉTRICO (Bo) 1.1437 [By/Bn]

API PRODUCIDO 26.4 [API] GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS ( γg) 1.1335

PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE 1500 [psi]

PRESIÓN ESTÁTICA 1740 [psi]

PRESIÓN EN EL PUNTO DE BURBUJA 1310 [psi]

PERMEABILIDAD 430 [md]



53

4.1.1.1.1. Viscosidad

En términos generales es más difícil levantar fluidos de alta viscosidad por cualquiera

de los métodos de levantamiento artificial, y los fluidos de baja viscosidad (menores de

10 cp) no constituyen un factor en la selección del método de levantamiento artificial.

Para el método de bombeo hidráulico el fluido motriz debe ser de baja viscosidad para

mezclarlo con el fluido del pozo de mayor viscosidad (FMA).

4.1.1.1.2. Factor volumétrico de la formación

Este valor equivale al número de barriles de fluido a condiciones de yacimiento y el

mismo volumen llevado a superficie. Todos los métodos de levantamiento están

diseñados para bombear el volumen adicional presente en el fondo del pozo. En la

prueba de pozo realizada en el pozo Sacha 107 se determina un factor volumétrico de

1.1437 By/Bn.

4.1.1.1.3. Corte de agua (BSW)

Éste es un factor preponderante en la tasa de producción total, un alto corte de agua

implica el hecho de que se deberán levantar grandes volúmenes de fluido a superficie, el

muestreo debe ser realizado constantemente en las instalaciones.

4.1.1.2. Comportamiento del yacimiento

Con el objetivo de obtener proyecciones realistas es necesario que se obtenga la mayor

información del comportamiento y características del yacimiento, es apropiado estar al

tanto del mecanismo predominante de empuje del yacimiento, entre otros elementos

geológicos del mismo.

54

4.1.1.3. Geografía de la locación

Se debe determinar la topografía del campo y de las zonas aledañas, para poder

establecer la accesibilidad a éste, esto facilita las operaciones una vez que el pozo sea

puesto en producción.

4.1.1.4. Fuentes de energía disponibles

Para la selección de un método de levantamiento es necesario que se provea de una

fuente de energía a bajo costo, en nuestro medio podemos enumerar las siguientes

alternativas:

4.1.1.4.1. Electricidad

La electricidad por las facilidades para su generación se constituye como el mejor tipo

de energía para operar un sistema de levantamiento artificial ya que todos estos son

adaptables a este tipo de energía.

4.1.1.4.2. Gas natural

Se debe tomar en cuenta la disponibilidad de gas natural para considerarlo como una

fuente de energía aplicable, cuando esto es posible los volúmenes de gas se utilizan en

generadores de energía eléctrica, o en motores de combustión interna, en pozos con

altos cortes de agua la presencia de gas es muy limitada por lo que este se descarta

como fuente de energía para el equipo.

4.1.1.4.3. Otros combustibles

Pueden considerarse otras alternativas de generación de energía observando los factores

más favorables para la economía de la empresa operadora, el diesel o el propano son

55

muy utilizados en nuestro medio, pero para una locación determinada se debe

considerar la disponibilidad de espacio para almacenamiento de combustibles.

4.1.1.5. Facilidades de superficie

Se debe comprobar la existencia de infraestructura para cualquiera de los sistemas de

levantamiento, es importante determinar las fuentes de energía disponibles, las áreas

para ubicación de equipo, y las facilidades existentes en superficie, los elementos de

importancia se detallan a continuación.

4.1.1.5.1. Líneas de flujo en superficie

Las características de la tubería tales como el diámetro y la longitud de la misma,

pueden incidir directamente en las presiones de operación y en las tasas de producción.

Por ejemplo las acumulaciones de parafina reducen el diámetro de las tuberías

generando un diferencial de presión que afecta la eficiencia del bombeo hidráulico,

neumático y eléctrico sumergible en grado más alto que en el bombeo mecánico.

4.1.1.5.2. Presión en el separador

El separador debe operar siempre a baja presión con la finalidad de reducir la

contrapresión y consecuentemente aumentar la eficiencia del método, la presión de un

separador influye directamente en la presión del cabezal de pozo, y debe ser

monitoreado constantemente por el operador de las facilidades de superficie.

56

4.1.1.6. Características de Producción.

Al hablar de datos de producción para el diseño y selección del método de

levantamiento se considerará toda aquella información como historiales que

proporcionen información acerca de la productividad del pozo.

4.1.1.6.1. Capacidad de flujo

Es necesario que se determinen las tasas de producción actuales de los pozos que serán

explotados (con o sin estimulación) y además realizar una proyección a futuro de la

misma.

4.1.1.6.2. Tasa de producción de fluidos

Con tasas de producción extremadamente altas la aplicación del bombeo eléctrico

sumergible es ideal, pero si la producción es muy baja cualquier método puede ser

considerado para la selección.

4.1.1.7. Características del pozo

Existen ciertos sistemas de levantamiento artificial que presentan restricciones por las

características del pozo en los que van a ser instalados, el bombeo hidráulico por

ejemplo es el método más óptimo para trabajar en pozos profundos, alcanza un rango de

profundidad de hasta 18000 pies. Las características de un pozo que se toman en cuenta

para la selección incluyen la profundidad, ángulos de desviación, restricción de

diámetro, tipos de completación.

57

4.1.1.7.1. Profundidad

Generalmente a grandes profundidades el método más recomendable es el bombeo

hidráulico tipo pistón, el bombeo mecánico puede levantar fluidos desde grandes

profundidades pero el requerimiento de energía en superficie es muy alto, la longitud de

carrera, el tamaño del vástago, y la fricción de arrastre reducen la eficiencia del

levantamiento.

4.1.1.7.2. Tamaño de la tubería de producción

Diámetros muy reducidos causan altas pérdidas por fricción hecho que reduce la

eficiencia volumétrica de bombeo hidráulico, neumático y eléctrico sumergible, además

puede causar roturas en las uniones de las varillas utilizadas en el bombeo mecánico, en

el sistema de bombeo hidráulico es conveniente hacer circular solventes para reducir el

taponamiento de la tubería.

4.1.1.7.3. Desviaciones del pozo

Cuando existen pozos altamente desviados la eficiencia de los sistemas: Hidráulico,

neumático y eléctrico sumergible tiende a reducirse debido a que no tienen los mismos

gradientes de flujo en dos fases a diferencia de los pozos verticales aumentando el

requerimiento de potencia en superficie. El bombeo mecánico es menos indicado en este

tipo de pozos por los riesgos que ocasionan el acoplamiento de las varillas y el deterioro

de la tubería de producción.

58

4.1.1.8. Problemas de operación

Siempre se presentarán inconvenientes en la operación de un sistema de levantamiento

artificial hidráulico las causas mas importantes son las siguientes:

4.1.1.8.1. Arenas

La producción de sólidos abrasivos como la arena originan problemas de corrosión en

todos los sistemas de levantamiento artificial, el bombeo eléctrico sumergible, por sus

características de funcionamiento es el que más arrastra arenas en el fluido de

producción. Los métodos artificiales como el bombeo mecánico, hidráulico y neumático

(gas lift), tienen muy poca tolerancia a la producción de arenas.

4.1.1.8.2. Parafina

La acumulación de parafina ya sea en el cabezal del pozo, en las líneas de flujo de

producción o de superficie generan taponamientos y en consecuencia contrapresión,

hecho que merma la eficiencia del método de levantamiento, el vástago utilizado en el

bombeo mecánico tiene un efecto de raspado en la tubería lo cual le da cierta ventaja

con respecto a los otros métodos. La facilidad que ofrece el bombeo hidráulico es la de

inyectar químicos inhibidores o fluidos a altas temperaturas.

4.1.1.8.3. Escala

La acumulación de escala provoca una reducción continua del diámetro interno de la

tubería de producción, esto también afecta el desempeño del sistema de levantamiento

artificial, una medida preventiva es la aplicación de aditivos químicos.

59

4.1.1.8.4. Corrosión

La corrosión en el fondo del pozo generalmente es causada por electrolisis entre

diferentes tipos de metal, por la presencia de agua o CO2 en el fluido de producción, por

la alta salinidad y el contenido de metales. La producción de acido sulfhídrico H2S

constituye el mayor problema pues acelera las averías de los equipos de subsuelo

especialmente en el bombeo mecánico. A continuación se detalla el procedimiento de

diseño de un sistema de bombeo hidráulico tipo pistón, el objetivo es determinar los

componentes de este sistema de Levantamiento Artificial. La información técnica

utilizada es proporcionada por la empresa operadora por lo que la selección de la bomba

cubrirá el requerimiento para el pozo Sacha-107 operado por Petroproducción, dado que

hay diferentes maneras de realizar la selección de una bomba hidráulica tipo pistón, en

este trabajo se apreciará un método sistemático para el desarrollo del diseño, además de

la aplicación de un software para este efecto.

4.2. CONSIDERACIONES Y CÁLCULOS DE DISEÑO

Previo al diseño integral del sistema se tomarán en cuenta ciertas consideraciones que

nos serán útiles más adelante, cuando se desarrolle la selección para el pozo Sacha-107.

4.2.1. SELECCIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ

El pozo Sacha 107 utiliza el sistema de circulación de fluido motriz abierto por las

ventajas económicas que ofrece el sistema, el fluido motriz es crudo tratado en

superficie. Cuando las instalaciones de bombeo se encuentren en áreas urbanas o bien

60

en plataformas costa afuera, por factores ecológicos es conveniente elegir un circuito

cerrados además del uso de agua como fluido de potencia, con estas acciones se

minimiza el peligro de contaminación por derrames, sin embargo esto resulta más

costoso por los aditivos empleados para el control del sistema.

En tanto no se presenten los factores antes mencionados, ya sea que el sistema esté

operando en circuito cerrado o en circuito abierto, es más conveniente utilizar como

fluido motriz el petróleo producido, o bien un petróleo tratado, ya que a diferencia del

agua, la adición de agentes inhibidores es mínima y la característica lubricante es más

efectiva.

4.2.2. PRODUCCIÓN DE GAS

Las instalaciones de subsuelo resultan menos costosas cuando el gas producido pasa por

la bomba, no así cuando este es venteado por el espacio anular ya que esto requiere de

un arreglo adicional en la sarta de producción, hecho que hace la operación más costosa.

En términos generales cuando se tiene un pozo con una baja presión de fondo (400 psi)

y una alta Relación Gas-Líquido (GLR >500 pies3/bl), se recomienda ventear el gas por

el espacio anular. Como las eficiencias de flujo no deben ser menores del 50% para que

el diseño sea aceptable y confiable, se mejora la eficiencia venteando el gas por el

espacio anular.

4.2.3. TIPO DE BOMBA DE SUBSUELO

Existe una variedad de bombas disponibles algunas de acción simple es decir que tienen

un pistón bomba y un pistón motor, otras que tienen dos pistones motor y dos pistones

61

bomba entre otras combinaciones. Las válvulas reversibles de los motores se localizan

en la parte superior de la bomba, en la parte media o en el pistón de los motores en otras

bombas. En la industria nacional las marcas más utilizadas corresponden a los

Fabricantes: National, Kobe y Guiberson; En el Anexo 4 se presentan las

especificaciones de estos fabricantes y las características de las bombas reciprocantes.

4.2.4. CÁLCULO DE LA RELACIÓN P/E MÁXIMA

Si realizamos un análisis estático de las fuerzas que actúan en cada una de las bombas

de cualquier fabricante se determina el factor adimensional P/E por la siguiente

expresión (Ec. 4.1):

ECUACIÓN 4.1: RELACIÓN BOMBA-MOTOR

FUENTE: PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK. H BRADLEY


Donde: P/E = relación adimensional bomba-motor

App = área del pistón bomba

Apr = área de la varilla del pistón bomba

Aep = área del pistón motor

Aer = área de la varilla del pistón motor

62

Si le damos valores a la relación P/E se puede notar cierta variación respecto a la tasa de

inyección de fluido motriz así como en la presión de operación. La relación P/E resulta

de dividir las áreas efectivas bomba/motor, por ejemplo cuando ésta relación es mayor a

la unidad disminuye la presión a la descarga y aumenta la tasa de fluido producido, en

cambio cuando el valor de P/E es menor a la unidad proporcionalmente se incrementa la

presión a la descarga y disminuye la tasa de fluido producido. En un ejemplo como el de

la (Gráfica.4.1) se está aplicando una presión constante de 1000 psi a los émbolos de

diferentes áreas, por lo tanto, obtendremos valores diferentes para cada relación, la tasa

del fluido motriz puede aumentar o disminuir en relación a las áreas del pistón motor.

GRÁFICA 4.1: RELACIÓN BOMBA/MOTOR

FUENTE: PRESENTACIÓN BOMBEO HIDRÁULICO COMPAÑÍA WEATHERFORD


El valor de P/E está relacionado con la presión superficial requerida para un

levantamiento específico, para el proceso de selección de un sistema de bombeo

hidráulico se pretende limitar la presión de superficie a un máximo permisible de 5000

psi, para lo cual se utiliza la siguiente expresión:

63

ECUACIÓN 4.2: RELACIÓN ADIMENSIONAL BOMBA/MOTOR MÁXIMA



4.2.5. TASA DE FLUIDO MOTRIZ

La tasa de fluido motriz está en función de las eficiencias tanto de la bomba como del

motor y del desplazamiento por EPM (emboladas por minuto) de las especificaciones de

las tablas proporcionadas por los fabricantes. Para efectos de cálculo debemos disponer

de la información que se presenta en la Tabla 4.2 Los valores de q1 y q4 son obtenidos

de las columnas (3) y (2) respectivamente de las especificaciones de las bombas

indicadas en el Anexo 4, el mismo señala la bomba que se ha seleccionado para el pozo

Sacha-107.

TABLA 4.2: VARIABLES OPERACIONALES PARA EL CÁLCULO DE LA

TASA DE FLUIDO MOTRIZ

PARÁMETRO DESCRIPCIÓN UNIDADES

q1 Desplazamiento del motor por EPM [B/D por EPM] Q'1 Tasa teórica de fluido motriz (q1*EPM) [B/D] Q1 Tasa real de fluido motriz [B/D] q4 Desplazamiento de la bomba por EPM [B/D por EPM] Q'4 Tasa de producción teórica (q4*EPM) [B/D]

Q4 Tasa de producción real (Q4=Q5+Q6) [B/D]

Q5 Producción de Petróleo [B/D]

Q6 Producción de agua [B/D]

Q1 '/Q1 Eficiencia del motor [%] Q4 /Q4' Eficiencia de la bomba [%]



10000

64

Una bomba hidráulica tipo pistón nueva tiene un motor con una eficiencia aproximada

del 95% y la sección bomba tiene una eficiencia que está sobre el 90%. Un buen diseño

práctico consiste en usar un 90% de eficiencia en el motor y un 85% de eficiencia en la

bomba y seleccionar una bomba que pueda operar por debajo del 85% de su máxima

velocidad de bombeo (columna 8 del Anexo 4). Las definiciones anteriores pueden ser

expresadas matemáticamente de la siguiente manera:

ECUACIÓN 4.3: TASA DE PRODUCCIÓN REAL



ECUACIÓN 4.4: TASA REAL DE FLUIDO MOTRIZ



Por ejemplo si se tiene un pozo con los siguientes datos de la bomba, y se desea calcular

la tasa real de fluido motriz (Q1) para el sistema.

Dados: Q4 = 500 [b/d]

q1 = 16.5 [b/d] por EPM

q4 = 13.4 [b/d] por EPM

/ /

65

Asumir eficiencias de la bomba y del motor

Q1 '/Q1 = 90%

Q4 /Q4' = 85%.

Despejando el Factor EPM de la Ec. 4.3 tenemos:

⁄

50013.4 0.85 43.9

Luego reemplazamos este valor en la Ec. 4.4.

/

16.5 43.90.9 804.8 /

El valor de Q1 corresponde a la tasa real de fluido motriz que maneja la bomba a un

régimen de 43.9 emboladas por minuto, q4 y q1 se obtienen de las tablas de las

especificaciones de los fabricantes de bombas del Anexo 4, Q4 es la tasa total de fluido

producido es decir la mezcla petróleo y agua.

4.2.6. FRICCIÓN EN LA BOMBA

La presión requerida en una bomba hidráulica para operar bajo condiciones ideales de

operación (sin carga) se muestra en la Gráfica 4.2. La gráfica representa la caída de

presión por fricción mecánica e hidráulica a través de la bomba y en el ensamblaje de

fondo. La viscosidad del fluido motriz a la temperatura de fondo del pozo puede ser

obtenida a partir de las graficas del Anexo 6.

Las conversiones de ºAPI a densidad relativa pueden ser obtenidas con la tabla que se

encuentra al final del trabajo en el Anexo 3. Los valores obtenidos en la Gráfica 4.2

66

representan los valores máximos basándose en el mayor tamaño del embolo (pistón) y

considerando un 100% de eficiencia del extremo de bombeo. Cuando el caudal de los

fluidos a través de la bomba es reducido por diámetros más pequeños del pistón o por el

paso del gas, la fricción total puede ser, en algunos casos, más baja que la determinada

en las gráficas.

GRÁFICA 4.2: PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA

HIDRÁULICA SIN CARGA



67

Esto se debe a que alrededor del 25% de la fricción total tiene lugar en la bomba. Este

valor no está bien definido para todas las bombas, puede usarse para estimar la

reducción de la fricción en la bomba debido al bombeo real de los fluidos. Una ecuación

para determinar la variación de presión por fricción es la siguiente.

ECUACIÓN 4.5: CAÍDA DE PRESIÓN EN LA BOMBA



En donde: FEE= Fricción en el motor (0.75) ∆P

FPE= Fricción en la bomba (0.25) ∆P En la expresión se denota que el factor (FEE) corresponde al 75% de la pérdida de

presión por fricción y el factor (FPE) al 25% de la misma. Si tomamos en cuenta el

ejemplo de la Gráfica 4.2 en esta carta se halla una ∆P = 216 psi, si queremos calcular la

fricción en la bomba y el motor tendríamos:

216 0.75 162

216 0.25 54

Cuando el valor de FPE es una cantidad pequeña (FPE < 50 psi) puede ser ignorada caso

contrario la corrección del valor está en función directa del gasto de los fluidos que

pasan a través de la bomba y de la relación de áreas del pistón motriz de la bomba usada

con respecto a la bomba más grande de ese tipo.

ECUACIÓN 4.6: FRICCIÓN EN LA SECCIÓN BOMBA


ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C

∆

0.25∆ ó ⁄

á ó

GRÁFICA 4.3. PRESIONES Y PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN UN SISTEMA HIDRÁULICO


ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA.

68

69

4.2.7. CÁLCULO DE LAS PRESIONES

Las diferentes presiones, pérdidas de presión por fricción y densidades de los fluidos

que actúan en un sistema de bombeo hidráulico, ya sea que este funcione en circuito

abierto o cerrado de fluido motriz se encuentran detalladas en la Gráfica 4.3. La presión

que es ejercida por el fluido motriz se conoce como P1, cuando el motor descarga se le

conoce como P2. Cuando la bomba descarga se tiene una P3 y la presión de succión es

P4.

Podemos determinar estas presiones tomando como referencia el diseño de la bomba

Kobe tipo “A” que se ilustra en la Gráfica 4.4 en la misma encuentran las diferentes

relaciones de las presiones, otras bombas pueden presentar diferentes configuraciones

pero para efectos de cálculo se tomará en cuenta este tipo de bomba, con esto podemos

determinar la fuerza en el desplazamiento del émbolo, y asignando valores positivos a

las fuerzas que actúan hacia arriba tenemos que:

0

0

ECUACIÓN 4.7: PRESIONES EN LA BOMBA DE SUBSUELO



70

GRÁFICA4.4. PRESIONES QUE ACTÚAN EN UNA BOMBA KOBE TIPO “A”



El valor de corresponde a la relación del área neta de la bomba con respecto al

área neta del motor específicamente para la bomba Kobe tipo “A” es la misma tanto en

carrera ascendente como descendente y como esta bomba es de doble acción podemos

decir que este valor también representa una relación volumen - desplazamiento de la

sección bomba respecto al desplazamiento de la sección motriz que se conoce como

relación adimensional (P/E) y que esta detallada en la sección 4.2.4 de este Capítulo. Si

se dispone de una bomba de acción simple se requiere aproximadamente del 20% del

71

volumen de fluido motriz adicional para realizar el desplazamiento hacia abajo y llenar

la bomba, entonces su relación de volumen difiere de la relación P/E. En el Anexo 4 se

detallan los valores de P/E para cada capacidad de la bomba. Para expresarlo

matemáticamente tenemos que la ecuación general para bombas hidráulicas en un

sistema abierto como el del pozo Sac-107 queda definida por:

ECUACIÓN 4.8: BALANCE DE FUERZAS EN UNA BOMBA HIDRÁULICA

(FMA)



Reacomodando los términos y despejando P1 tenemos:

Luego:

ECUACIÓN 4.9: PRESIÓN DE LA COLUMNA DE FLUIDO MOTRIZ



Es decir que P3 (presión en el fondo de la columna de retorno) actúa tanto en el pistón

motriz como en el pistón de producción, por este motivo un incremento en la presión de

la línea superficial de flujo Pwh causa un incremento de (1+P/E) en la presión

⁄ 0

⁄

1 ⁄ ⁄

72

superficial de operación, si reemplazamos los valores de la Gráfica.4.3 obtenemos la

siguiente expresión:

1 ⁄ ⁄

Donde: h4G4 ≈ Pwf = Presión de fondo fluyente.

En ese caso la ecuación también puede expresarse de la siguiente manera:

ECUACIÓN 4.10: PRESIÓN DE OPERACIÓN EN SUPERFICIE



Por la configuración de circulación de fluido motriz abierto que presenta el pozo Sacha

107, P1 y P3 están definidas por las siguientes expresiones.

ECUACIÓN 4.11: PRESIÓN EN LA SECCIÓN MOTRIZ DE LA BOMBA



ECUACIÓN 4.12. PRESIÓN EN LA DESCARGA DE LA BOMBA



1 ⁄ ⁄

73

4.2.8. PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PRESIÓN DE SUPERFICIE

Para poder obtener la presión superficial de operación Ps primero tenemos que encontrar

los valores correspondientes a EPM, FP, Q1, F1 (F2 en sistema FMC), siguiendo el

proceso descrito a continuación:

• Luego de que se haya determinado Q4, el desplazamiento y la eficiencia de la

bomba, calcular EPM con la Ec. 4.3.

• Determinar fricción en la bomba Fp como se indica en la sección 4.2.6.

• Después de haber obtenido EPM, eficiencia y desplazamiento del motor, calcular

Q1 a partir de la Ec.4.4.

• Determinar las pérdidas de presión por fricción en las tuberías verticales F1 y F3

para un sistema abierto, utilizar una temperatura promedio de la columna de

fluidos para calcular la viscosidad, y las tablas de fricción del Anexo 7.

• Calcular el gradiente de presión para la mezcla de fluidos en el pozo G3 ,

utilizando la siguiente expresión:

ECUACIÓN 4.13. GRADIENTE DE PRESIÓN DEL FLUIDO PRODUCIDO



Donde: Q4 = Q5(petróleo producido)+Q6(agua producida)

74

• Encontrar el valor de F3 de la carta de fricción del Anexo 7 , luego la viscosidad

de la mezcla puede se hallada por:

ECUACIÓN 4.14 VISCOSIDAD DEL FLUIDO PRODUCIDO



• Hallar los valores de P1 y P3 utilizando las ecuaciones 4.11 y 4.12

respectivamente después la presión de operación en superficie se calculará

reemplazando éstos datos en la Ec. 4.8.

• La potencia requerida tanto para la bomba de superficie como para la de

subsuelo puede ser obtenida a partir de las siguientes ecuaciones

ECUACIÓN 4.15. POTENCIA DE LAS BOMBAS DE SUPERFICIE Y DE

FONDO



Donde: ∆P = caída de presión [psi]

Q = tasa de flujo [B/D]

4.3. PRESIÓN DE SUPERFICIE PARA EL POZO SACHA 107

Para obtener la presión de superficie para este pozo se seguirá el procedimiento

detallado en la sección 4.2.8 los datos disponibles corresponden a datos que se han

1.7 10 ∆

75

obtenido en pruebas, y en trabajos anteriores, la mayoría son proporcionados por la

Empresa Operadora, de acuerdo con la Tabla 4.3.

TABLA 4.3: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO SACHA 107

DATOS DEL POZO SACHA 107

Q4 660 [B/D]

Q5 250 [B/D]

Q6 410 [B/D]

PWH 120 [psi]

P4 1500 [psi]

Prof. de asentamiento h1 8509 [pie]

T 217 [oF]

Temp superficie (ASUMIDO) 100 [oF]

Q1 '/Q1 0,9

Q4 /Q4' 0,85

API PRODUCIDO 26,4 [API]

API INYECCION 26,4 [API]

BSW 62,1 [%]

GOR 270 [SCF/B]

Gradiente del fluido motriz 0,3891 [psi/pie]

Gravedad específica del agua producida 1,03 Gradiente del fluido producido 0,3891 [psi/pie]

Gravedad específica del Fluido Motriz 0,8984



4.3.1 CÁLCULO DE LAS EMBOLADAS POR MINUTO DE LA BOMBA (EPM)

Empleamos la ecuación 4.3 y los datos de la tabla 4.2

/659.6

49.91 0.85

15.55

76

4.3.2. CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FRICCIÓN EN LA

TUBERÍA DE INYECCIÓN

Para esta operación utilizaremos la grafica 4.2 en la misma se indican los valores

obtenidos de perdidas por fricción en la bomba, de la misma manera obtenemos la

viscosidad del fluido motriz utilizando la gráfica adjunta en el Anexo 6.

∆ 260 0.8984 233.6

Como el 25% de este valor corresponde a la fricción generada en la sección de bombeo

tenemos que corregir el valor con la Ec. 4.6.

0.25∆ ó ⁄

á m ó

49.64

Luego:

∆

175.19 49.64 224.83 Entonces tenemos una perdida total por fricción de 224.83 psi, en todo el sistema tanto

en la sección bomba como motriz.

77

4.3.3. CÁLCULO DE LA TASA REAL DE FLUIDO MOTRIZ

Reemplazamos los valores de la Tabla 4.3 en la Ec. 4.4 y obtenemos:

43.57 15.550.9 752.8 /

4.3.4. CÁLCULO DE LA FRICCIÓN EN LA TUBERÍA DE INYECCIÓN Y

RETORNO

Se debe considerar que el fluido ya sea en la tubería de inyección como en la de

producción no estará a la temperatura de fondo entonces calculamos la temperatura

promedio asumiendo 100 ºF en superficie

217 1002 158.5

Con el valor de Q1 en el Anexo 6 obtenemos la viscosidad del fluido motriz a 217 ºF, y

adicionalmente de las tablas de fricción (Anexo 7) obtenemos el factor de fricción por

cada 1000 pies de tubería (1.2psi/1000 pies), entonces obtenemos la fricción en la

tubería de inyección F1:

8509 1.2

1000 10.21 0.8961 9.17

78

Para la fricción generada en el espacio por el cual retorna el fluido producido tenemos

una mezcla de fluido, por ello calcularemos G3 con la Ec. 4.13 y puesto que G1= G5:

753 0.3891 250 0.3891 410 0.437753 660 0.4030 /

La gravedad específica de Q3 es la siguiente:

0.4331

0.9305

Con ésta información entramos a la tabla de fricción del Anexo 7 y encontramos el

factor de fricción de 0.42 psi por cada 1000 pies de tubería entonces F3 viene dado por:

8509 0.421000 3.57 0.8984 3.21

Finalmente realizamos el cálculo de las presiones que permite determinar la presión de

operación en superficie, utilizando las ecuaciones 4.11 y 4.12 para encontrar P1 y P3

respectivamente.

3291.3

3552.17

79

Aplicando la Ec. 4.14 de balance de fuerzas tenemos:

⁄ 0

⁄

3291.3 3552.17 3552.17 1500 1.175 224.83

2896.6

4.3.5. CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LA BOMBA DE SUPERFICIE

Aplicando la Ec. 4.15 tenemos que la potencia requerida por la bomba de superficie es

la siguiente:

HP Ó P Q 1.7 10

HP Ó 2896.6 752.8 1.7 10 37.03 HP

4.4. SELECCIÓN DE LA BOMBA POR MEDIO DEL SOFTWARE

OILWELL HYDRAULICS 2.0

Los datos necesarios para la corrida del programa son los datos de producción del pozo.

A continuación se presenta el interfaz de usuario y los pasos para la selección de la

bomba.

80

GRÁFICA 4.5. INTERFAZ DEL PROGRAMA OILWELL HYDRAULICS 2.0

FUENTE: OILWELL HYDRAULICS 2.0 ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.

Después de definir los datos del interfaz de usuario, tenemos que determinar los

parámetros para la selección “flags”, tomando en cuenta que la bomba que necesitamos

es una bomba pistón, y que el gas producido pasa por esta bomba, además el sistema

opera en circuito abierto y queremos obtener la presión de succión de la bomba.

81

GRÁFICA 4.6. PARÁMETROS DE SELECCIÓN DE LA BOMBA

FUENTE: OILWELL HYDRAULICS 2.0


Luego presionamos el botón “Piston Pump Calcs”, con el que programa sugerirá que

se introduzcan los datos de las bombas más idóneas para un pozo determinado, en esta

secuencia se pueden introducir algunas bombas con el fin de obtener varios datos para la

posterior selección de la más adecuada.

82

En esta ventana sugeriremos cuatro tipos de bombas las mismas que han sido

seleccionadas previamente en base a las características del pozo y las especificaciones

de los fabricantes (Anexo 4).

GRÁFICA4.7. CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA



83

Finalmente el programa arroja una tabla de resultados (Gráfica 4.8) en el orden en el

que se dieron los datos de las bombas a partir de esta tabla se puede inferir acerca del

desempeño que pueda tener cada una de ellas y seleccionar de acuerdo a la que cumpla

con los requerimientos del pozo.

GRÁFICA 4.8 TABLA DE RESULTADOS


ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C

84

Con estas consideraciones y observando las características del pozo se observan dos

posibilidades factibles la primera y la segunda bomba registradas en la tabla de

resultados la primera bomba de dimensiones 2-1/2 x 7-1/16 x 7-1/16 y la segunda de

dimensiones 2-1/2 x 1-7/8, si tomamos en cuenta que la segunda bomba requiere de un

menor volumen de fluido motriz y la tasa de producción máxima es mayor al valor que

tiene la primera la bomba, Guiberson Powerlift II es la mejor selección para el Pozo 107

del Campo Sacha.

CAPÍTULO V

85

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

• Por las facilidades que presenta el pozo Sacha 107 en cuanto a localización y

fuentes de energía disponibles, así como por las características del yacimiento y de

la producción, el sistema de bombeo hidráulico se constituye como el método más

indicado para continuar con la producción de éste pozo.

• El proceso de cálculo que se ha seguido en este trabajo no es el único que existe

para diseñar el sistema de bombeo hidráulico, pero es un procedimiento útil que

provee resultados muy precisos, de acuerdo con las características del pozo Sacha

107.

• El bombeo hidráulico tipo pistón por su característica reciprocante utiliza un menor

volumen de fluido motriz, si se lo compara con el bombeo hidráulico tipo jet,

además es un sistema de levantamiento artificial que no tiene tendencia a aumentar

el corte de agua de la producción.

• En la actualidad la mayoría de bombas de pistón se seleccionan por medio de

paquetes computacionales pero hay que definir las variables requeridas por el

software, a partir de una organización sistemática de los datos de producción

disponibles de un pozo.

• El fluido motriz debe ser monitoreado constantemente por el personal operativo

puesto que es un indicativo físico del fluido que extraemos del fondo, se debe

86

disponer de un buen sistema de tratamiento, para garantizar que la bomba tenga un

buen desempeño.

• La vida útil de la bomba dependerá del tipo de fluidos con la que esta trabaje, y de

la calidad del material con la que se haya construido.

• El procedimiento de cálculo requiere para la determinación de la presión de

superficie, las pérdidas de presión por fricción debidas al rozamiento del fluido

contra las paredes de la tubería, para nuestra completación se necesitan los factores

F1 y F3, (según la nomenclatura del diseño) los cuales para facilitar el cálculo

deberían ser obtenidos a partir de las tablas de fricción del Anexo 7.

• El principal método de levantamiento artificial en el Campo Sacha es el bombeo

hidráulico, el cual merece más atención en cuanto a mantenimiento se refiere, ya

que los constantes daños en los equipos tanto de superficie como de fondo, tienen

una interferencia negativa en la productividad del campo.

5.2. RECOMENDACIONES

• Reparar los equipos intentando reemplazar las partes dañadas con repuestos

originales o de buena calidad al menos, esto garantiza menos paradas para

mantenimiento y en consecuencia ahorro de recursos para la empresa operadora.

• Actualizar los datos de producción y de Ingeniería de Yacimientos para facilitar las

operaciones y el rediseño de las unidades de Power Oil.

• Para análisis futuros de los sistemas de bombeo hidráulico tipo pistón en el Campo

Sacha se recomienda utilizar otro programa con mejores características respecto al

programa Oilwell Hydraulics 2.0, ya que éste obliga al usuario a introducir las

87

especificaciones de las bombas tipo pistón manualmente, lo cual por las

características mismas de las especificaciones no es un procedimiento amigable.

• Como la Dirección Nacional de Hidrocarburos fija una tasa de producción de

petróleo de 250 bl/día para el pozo Sacha 107, se recomienda cambiar la bomba

hidráulica tipo pistón de dimensiones 2 1/2 x 1 7/16 x 1 7/16 tipo “A” de Kobe

por la bomba de dimensiones 2 1/2 x 1 7/8 Powerlift II de Guiberson, puesto que es

una alternativa adecuada por utilizar un menor volumen de fluido motriz. La

primera selección requiere un volumen de 1054 bls mientras que la segunda

alternativa requiere 871 bls de fluido motriz para su desempeño.

BIBLIOGRAFÍA

88

BIBLIOGRAFÍA.

1. BRADLEY B. Howard. “Petroleum Engineering Handbook”, TX USA, Society

of Petroleum Engineers, 1992.

2. BROWN, KERMIT E. “The technology of Artificial Lift Methods.”. Volume

2b, Petroleum, Publishing Co, 1971.

3. BROWN, Theodore L. Química la Ciencia Central, México, Prentice Hall

Latinoamericana, 1993.

4. BUECHE, Frederick J. Física General, México, McGraw Hill Latinoamericana

Editores S.A.2001.

5. CUEVA, Luis S. Estudio para la Optimización de Fluido Motriz para Bombeo

Hidráulico en el Campo Sacha, Quito, 2001.

6. LEVORSEN, A I. Geología del Petróleo, Argentina, Editorial Universitaria de

Buenos Aires, 1973.

7. MÉNDEZ, Carlos E. Metodología para el Diseño del Proceso de Investigación,

Bogotá, ediciones Rosaristas, 1982.

8. NEELY, B. “Selection of Artificial Lift Method”, Society of Petroleum

Engineers, ET USA, 1981.

9. PAZMIÑO URQUIZO, Jorge. Evaluación del Sistema de Levantamiento

Artificial de Producción para el Campo Bermejo Sur, CEPE-Subgerencia de

Producción, Quito-Ecuador, 1983

10. RIVADENEIRA, Marco. BABY E, Patrick. La Cuenca Oriente Geología y

Petróleo, Petroecuador-Relaciones Institucionales, Quito, 2004.

89

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

1. RIVADENEIRA Marco, BABY Patrick; LA CUENCA ORIENTE GEOLOGÍA

Y PETRÓLEO 1998


Y PETRÓLEO 1998.


Y PETRÓLEO 1998

4. BUECHE, J Frederick, FÍSICA GENERAL 9na edición 2005

ANEXOS

90

ANEXOS 1: MAPAS

91

Anexo. Mapa de ubicación Campo Sacha

92

Anexo. Mapa vial petrolero

93

ANEXOS 2: DIAGRAMAS DE FLUJO

DE PRODUCCIÓN

Anexo. Diagrama de flujo Estación de Producción Sacha Central

TEAS

P RO DUCCIÓNCAM PO COCA -P AYAMINO

TK . LAVADO72490 BLS

TK . R EPOSO161105 BLS

TK . O LE ODUCTO 161105 BLS

SE PARADORESP RUEBAP R O DU CCIÓN

CAMPO PARAISO

P UC UNA

B OMBA S DEO LE OD UCTO

BO MBA S ACT

TURB INA S D E G ENE RACIÓN

INY ECCIÓN DEFLUIDO MO TRIZ

A ESTACIÓNS AC HA SUR

UNIDA DE S DEP OTE NCIA

B O TA S DE GAS

94

Anexo. Diagrama de flujo Estación de Producción Sacha Sur

TEAS

SEPARADORES

BOMBASBOOSTER

UNIDADES DEPOWER OIL

AGUA DE FORMACIÓNDE SACHA CENTRAL

PRODUCCIÓN A ESTACIÓNSACHA CENTRAL

GASENTRADA DEL CRUDODESDE LOS POZOS

PRODUCCIÓN PRUEBA

TANQUE DELAVADO

TANQUE DE REPOSO

BOMBAS ACT

PISCINA DEAGUA DEFORMACIÓN

INYECCIÓN DE FLUIDOMOTRIZ

MANIFOLD DEPRODUCCIÓN

AGUA

COMPRESOR DE GAS

BOTA DE GAS

REINYECCIÓN DEAGUA DE FORMACIÓNSAC-29

95

Anexo. Diagrama de flujo Estación de Producción Sacha Norte 1

TEAS

SEPARADORES

BOMBASBOOSTER

UNIDADES DEPOWER OIL

AGUA DE FORMACIÓNDE SACHA CENTRAL

PRODUCCIÓN A ESTACIÓNSACHA CENTRAL

GASENTRADA DEL CRUDODESDE LOS POZOS

PRODUCCIÓN PRUEBA

TANQUE DELAVADO

TANQUE DE REPOSO

BOMBAS ACT

PISCINA DEAGUA DEFORMACIÓN

INYECCIÓN DE FLUIDOMOTRIZ

MANIFOLD DEPRODUCCIÓN

AGUA

COMPRESOR DE GAS

BOTA DE GAS

REINYECCIÓN DEAGUA DE FORMACIÓNSAC-29

96

Anexo. Diagrama de flujo Estación de Producción Sacha Norte 2

97

98

ANEXOS 3: DENSIDADES RELATIVAS

Y GRADIENTES DE PRESIÓN

99

Anexo. Densidades relativas y gradientes de presión

100

101

ANEXOS 4: ESPECIFICACIONES DE

BOMBAS TIPO PISTÓN

102

Anexo. Especificaciones de bombas reciprocantes

103

104

105

106

107

ANEXOS 5: GUIA DE PROBLEMAS

FRECUENTES EN BOMBAS TIPO

PISTÓN

108

Anexo. Problemas frecuentes en bombas reciprocantes tipo pistón

GUÍA DE PROBLEMAS FRECUENTES EN BOMBAS RECIPROCANTES TIPO PISTÓN

INDICACIÓN CAUSA POSIBLE SOLUCIÓN

1. Incremento repentino de la presión de operación, con la bomba trabajando.

(a) Nivel de fluido bajo, que causa un aumento en el levantamiento neto de fluido

(a) Si es necesario reducir la velocidad de la bomba

(b) Taponamiento con parafina u obstrucción en la línea de inyección, líneas de flujo o válvulas

(b) Inyectar aceite caliente o remover la obstrucción

(c) Bombeo de materiales pesados como agua salada o lodos.

(c) Mantener la velocidad de la bomba sin detener el sistema repentinamente

(d) Fallas en la bomba (d) Recuperar la bomba y repararla

2. Incremento gradual de la presión de operación, con la bomba trabajando

(a) El nivel de fluido disminuye gradualmente posible taponamiento de la standing valve o de la formación

(a) Reversar la bomba para revisión, , recuperar standing valve y chequear la misma

(b) Obstrucción progresiva por parafina (b) Inyectar aceite caliente

(c) Incremento de producción de agua (c) Incrementar las emboladas por minuto (EPM) y revisar la presión de operación de la bomba

3. Incremento repentino de la presión de operación, si la bomba no esta trabajando

(a) Atascamiento de la bomba. (a) Subir y bajar la presión de operación sucesivamente, desasentar y asentar bomba, si esto falla recuperar bomba y revisar en superficie

(b) Cambio repentino de las condiciones del pozo, requiriendo presiones de operación excesivas en la válvula de alivio de la bomba triplex.

(b) Realizar un Build-up para considerar daños en la formación. Revisar la válvula de alivio

(c) Presencia repentina de emulsiones en el fluido motriz

(c) Revisar el suministro de fluido motriz

(d) Válvula cerrada u obstrucción de la línea de producción.

(d) Localice la falla en la línea y reparar

4. Disminución repentina de la presión de operación cuando la bomba está trabajando (la velocidad puede aumentar o disminuir)

(a) Falla de la bomba provocando que una parte del fluido motriz provoque un by pass.

(a) Reversar la bomba para repararla.

(b) Gas pasando a través de la bomba (b) Reducir el caudal de inyección, reducir el número de emboladas por minuto.

(c) Ruptura del conector de varillas. (c) Reversar la bomba para repararla.

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5. Disminución repentina de la presión de operación cuando la bomba no está trabajando.

(a) La bomba no está asentada. (a) Cambie el sentido de flujo hasta asentar correctamente la bomba.

(b) Falla la unidad de producción o los sellos externos

(b) Reversar la bomba para repararla.

(c) Fuga en la línea de inyección de fluido motriz

(c) Realice pruebas en el tubing y repare si existen fugas.

(d) Fuga o liqueo en la línea de superficie de fluido motriz

(d) Localice la falla en la línea y repárela.

(e) No hay un completo abastecimiento de fluido motriz en el manifold.

(e) Chequear el volumen de fluido entregado por la bomba triplex. Pueden ser fallas de válvulas, taponamiento en la tubería de abastecimiento

6. Incremento repentino de fluido motriz requerido para mantener la velocidad de la bomba. Eficiencia de la bomba baja.

(a) Desgaste de la bomba. (a) Reversar la bomba para repararla.

(b) Escapes en la tubería de fluido motriz, sellos de BHA o línea de fluido motriz.

(b) Localice la falla y repárela.

7. Disminución de producción (la velocidad de la bomba permanece constante)

(a) Falla en la sección bombeo de la bomba.


(b) Escapes en la tubería de venteo de gas

(b) Chequear el sistema de ventilación de gas

(c) El pozo no produce, la velocidad de la bomba aumenta

(c) Disminuya la velocidad de la bomba.

(d) Escapes en la línea de producción (d) Localice la falla y repárela

(e) Cambios en las condiciones del pozo.

(e)

(f) Bomba o standing taponados (f) Recupere la bomba o la

standing valve y repárela

(g) La bomba trabaja con gas libre. (g) Determinar la mejor velocidad de operación

8. Golpeteo que causa variaciones de presión en rangos amplios

(a) Falla o el taponamiento de la sección motriz


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9. Golpeteo hacia abajo en lugar de hacia arriba

(a) El pozo no produce, la velocidad de la bomba aumenta.

(a) Baje la velocidad de la bomba considere cambiar a un diseño más pequeño.

(b) Taponamiento en la succión de la bomba.

(b) Suba la bomba, límpiela. Si es que existe equipo de fondo, saque la standing valve, recircule el pozo.

(c) Falla de la bomba. (esfera de la standing valve o asiento)

(c) Recuperar la bomba y repararla..

10. Pérdida aparente del fluido del sistema o fallas de medición

(a) El sistema (tubing-casing) no estaba lleno cuando fue accionada la bomba, escapes por el standing valve.

(a) Continuar bombeando hasta llenar el sistema

(b) Elementos de medición defectuosos o una mala medición de prueba.

(b) Chequear los medidores. Repare si es necesario.

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ANEXOS 6: TABLAS DE VISCOSIDAD

112

Anexo.Viscosidad del fluido motriz a temperatura de fondo de pozo

113

Anexo. Viscosidad del fluido motriz (agua) a temperatura de fondo de pozo

114

ANEXOS 7: TABLAS DE FRICCIÓN

115

Anexo. Pérdidas de presión por fricción en tubería vertical (OD=3 ½ [pg])

116

Anexo. Pérdidas de presión por fricción en tuberías verticales (7 x 3 ½ [pg])

117

ANEXOS 8: COMPLETACIÓN DEL POZO SACHA 107

118

Anexo. Completación de fondo pozo Sacha 107

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Tesis Sacha