Bombeo Mecánico Alternativo

Por su versatilidad y su amplio rango de aplicación

es el sistema de extracción más utilizado en la

industria, como se vio anteriormente con más del 70 %

de los pozos utilizándolo, y si sólo consideramos a los

pozos en extracción artificial entonces es utilizado en

el 85 % de los mismos. Es por ello, que es considerado

el sistema standard en las operaciones Onshore (sobre

tierra firme) de tal forma que los demás sistemas

serán adoptados cuando comparados con él presenten

significativas ventajas técnico- económicas.-

Aunque los límites inferior y superior dependen de

numerosos factores, el rango de profundidades en que su

utilización es favorable va desde aproximadamente 400 a

4.000 metros, y para caudales de producción de 1 a más

de 300 m3/día. Es de suma importancia destacar que los

rangos indicados no son independientes, dado que al

aumentar la profundidad de extracción disminuye la

producción de fluidos que es posible extraer con un

dado: A.I.B (Aparato Individual de Bombeo), Sarta de

Varillas de Bombeo y Bomba de profundidad.-

En la FIGURA N° 10, Y a modo de ejemplo, para

tres diferentes A.I.B y por combinación de diferentes

sartas de varillas de bombeo y bombas de profundidad se

obtienen las curvas características Caudal-Profundidad

para cada uno de los mismos.

Allí se puede apreciar cómo para una profundidad de

4.000 metros sería posible obtener sólo unos 60 m3/día, y

así mismo si se desea obtener una producción de unos

300 m3/día la profundidad de extracción no debería

exceder los 1700 metros>

En el Bombeo Mecánico Alternativo pueden

distinguirse tres partes fundamentales:

1. Equipamiento de Superficie: principalmente el

Aparato Individual de Bombeo (ALB.) y el Motor

(ya sea eléctrico ó de combustión interna).-

2. Equipamiento de Subsuelo: constituido por la

Bomba de Subsuelo o de Profundidad, el Separador

de Gas (también denominado Ancla de Gas) cuando

es necesario, y el Ancla de Tubing (que es

utilizada en los pozos más profundos, de

más de 1.500 metros de profundidad).-

3. Columna de Barras o Varillas de Bombeo: son las

encargadas de transmitir el Movimiento

Alternativo del equipo de superficie AI.B, a la

Bomba de Profundidad.-

Equipo de Superficie (A.I . B.)

El equipo de superficie se denomina en la jerga

indistintamente como Aparato Individual de Bombeo

(AI.B,), Unidad de Bombeo o simplemente Equipo de

Bombeo.

Son diseñados para levantar grandes cargas

mediante del movimiento rotativo generado por un motor

en un movimiento alternativo que acciona, a través de

una columna de varillas o barras de bombeo, una bomba

de desplazamiento positivo ubicada en el subsuelo

dentro del pozo.-

Es históricamente el equipo universalmente más

utilizado por la industria representando en la

actualidad más del 85 % de todos los sistemas de

extracción en uso. Y sólo es desplazado por otros

sistemas de extracción cuando la explotación es costa

afuera en el mar (Offshore), La variedad de unidades

disponible en el mercado es muy amplia, cubriendo

rangos de la Carga Estructural de 5.000 hasta 48,000

libras, es

decir de 2,3 a 22,7 toneladas, y de Torque en la Caja

Reductora de 6.000 a 3.700.000 libras-pulgada, es

decir de 69 a 42.630 kilográmetros. Los valores

máximos del rango suponen estructuras de gran tamaño y

capacidad, siendo este uno de los factores (aunque no

el único) que limitan la aplicación del bombeo

mecánico en la extracción de

grandes caudales' desde grandes profundidades.-

Figura PRD.12 - Unidad Individual de Bombeo

Para una rápida descripción recurriremos a un

equipo de geometría convencional ampliamente difundida,

según se muestra en la Figura PRD.12. Básicamente el

A.I.B consta de un Poste Maestro o Torre Principal que

soporta una Viga-Balancín que bascula sobre un cojinete

central, soportando el total de la carga estructural

durante el

funcionamiento del equipo. El movimiento es producido

por un Motor eléctrico o de combustión interna que

acciona a través de poleas y correas la Caja Reductora

a engranajes un sistema de Biela-Manivela (las bielas

también son denominadas brazos Pitman) vincula la Caja

Reductora con el cojinete de cola de la viga-balancín.

El resultado es un movimiento alternativo de la Viga-

Balancín que se transmite a la columna de barras de

bombeo en una trayectoria perfectamente vertical por

medio de la Cabeza del Balancín (normalmente conocida

como Cabeza de Mula). Debido a la sensible diferencia

de carga entre las carreras ascendente y descendente

del movimiento alternativo, esta diferencia es

aproximadamente el peso del fluido elevado por la

unidad de bombeo, es necesario balancear o equilibrar

el ciclo de bombeo mediante Contrapesos

convenientemente ubicados y dimensionados, los que

usualmente van ubicados sobre la Manivela de la unidad

de bombeo. Si la unidad de bombeo se encuentra

convenientemente contrapesada, entonces los

requerimientos de torque máximo en la Caja Reductora

tanto en la carrera ascendente como en la descendente

son los mismos (despreciando los efectos de inercia de la

unidad).-

Los dos principales indicadores de diseño

relativos a la capacidad de un A.I.B son la "Máxima

Carga Estructural" que determina la dimensión y

resistencia estática de la estructura de la unidad, y

el "M á x i mo Esfuerzo de Torsión (To r q u e )" que determina

la capacidad de la Caja Reductora.-

Existen diferentes tipos de unidades de bombeo,

diferenciados básicamente por la geometría de

"pa l anca " del sistema Biela-Manivela-Balancín y por la

ubicación de los apoyos y puntos articulados. Los

diferentes tipos se muestran en la Figura PRD.13, y

son los de "Clase o de geometría Convencional, con el

apoyo principal fijo en aproximadamente el centro de

la viga-balancín, y los de "Clase lll" con el apoyo

fijo en un extremo de la viga-balancín. Los de Clase I

a su vez se diferencian por la ubicación de los

contrapesos, pudiendo ser de contrapeso "estático",

con los elementos contrapesantes ubicados en un

extremo de la viga-balancín, o de contrapeso

"centr í f u go ", con los contrapesos ubicados en la

Manivela solidaria a la Caja Reductora

de la unidad de bombeo, siendo estos los más usuales

ya que los primeros están en desuso y sólo son

utilizados en las unidades más pequeñas. Los equipos

de Clase III pueden ser a su vez con contrapeso

"centrífugo" en la Manivela, en las unidades denominadas

Mark II, o con contrapeso "neumático", en los equipos

aerobalanceados en los que el efecto de contrapesado es

ejercido por la resistencia generada por el aire

comprimido por un pistón dentro de un cilindro metálico.-

Mientras que en los equipos con contrapeso centrífugo

el ajuste del balanceo se realiza con el peso en sí de los

contrapesos y variando la distancia de los mismos al eje

de giro de la Manivela en la Caja Reductora, en los

equipos aerobalanceados el balanceo se logra modificando

la presión del sistema neumático.-

El Ciclo de Bombeo

Debido al movimiento ascendente-descendente de las

barras o varillas de

bombeo impuesto por el A.I.B en la superficie se produce

en la bomba de subsuelo el denominado "ciclo de bombeo".

En la Figura PRD.15 se describe dicho ciclo de bombeo para

una Bomba de profundidad que consta de un "Pistón"

solidario a las varillas de bombeo y por lo tanto móvil,

con su válvula denominada Válvula Viajera, y de un

"Barril" o Camisa o Liner que está anclado al tubing y por

lo tanto es inmóvil, y que también cuenta con una válvula

denominada Válvula Estacionaria.-

Figura PRD.15 - Ciclo de Bombeo de la Bomba de Subsuelo

a) Carrera Descendente del Pistón (cerca del Punto

Muerto Inferior – P.M.!.): Debido al movimiento

descendente del Pistón, el fluido se mueve hacia

arriba a través de la Válvula Viajera llenando el

Barril de la bomba mientras todo el peso de la

columna de fluido es soportado por la Válvula

Estacionaria que permanece cerrada (ya que la presión

dinámica en el pozo es inferior a la que ejerce la

columna de fluido, y por lo cual el pozo requiere de

extracción artificial).-

b) Carrera Ascendente del Pistón (cerca del Punto Muerto

Inferior – P.M.I.):Se ha alcanzado el. Punto Muerto

Inferior P.M,I de la carrera de la bomba iniciando la

carrera ascendente cerrándose la Válvula Viajera del

Pistón y abriéndose la Válvula Estacionaria del

Barril. Por lo tanto el peso de la columna de fluido

ha sido transferido del tubing a las varillas de

bombeo. Es de destacar que la Válvula Estacionaria se

abre cuando la presión debajo de la misma (en el

pozo) excede a la presión por encima de ella en el

Barril, y esto no se producirá en el Punto Muerto

Inferior P.M.I cuando hay presencia de gas libre en

el volumen por encima de la Válvula Estacionaria.-

c) Carrera Ascendente del Pistón (cerca del Punto

Muerto Superior - P.M.S.): La Válvula Viajera

permanece cerrada elevando así al fluido que se

encuentra por encima del Pistón. Por otra parte

ingresa fluido del pozo, a través de la Válvula

Estacionaria, llenando el espacio que se produce

debajo del Pistón a medida que este asciende.-

d) Carrera Descendente del Pistón (cerca del Punto

Muerto Superior – P.M.S.): Se ha alcanzado el Punto

Muerto Superior P.M.S de la carrera de la bomba

iniciando la carrera descendente lo cual provoca el

cierre de la Válvula Estacionaria a causa de la

presión creciente que resulta de la compresión de los

fluidos dentro del Barril entre ambas válvulas. Por

otra parte la Válvula Viajera se abrirá cuando la

presión dentro

del Barril supere a la presión reinante arriba del

pistón, lo cual dependerá de la cantidad de gas libre

presente.-

El ciclo de bombeo, tal como se ha descripto, es

simple aunque presenta algunos aspectos complejos

vinculados a la compresión del gas libre cuando éste

se encuentra presente. Por otra parte, de la simple

observación de la Figura se desprende que la fase

productiva de la bomba es durante la carrera

ascendente entre los puntos (b) y (c).-

Bombas de Profundidad

Como ya fue descripta brevemente en párrafos

anteriores, la bomba consiste esencialmente de un

cuerpo de bomba con una camisa que han sido insertados

en el tubing. En el interior de la camisa un pistón es

accionado por medio de las varillas de bombeo en

movimiento ascendente-descendente. En la parte

inferior de la bomba hay un asiento de válvula que es

solidario con el cuerpo de la bomba y una esfera que

es la válvula propiamente dicha, denominada válvula

estacionaria (válvula de admisión). Una segunda

válvula, similar a la anterior, "amada válvula viajera

(válvula de descarga) se ubica en el pistón.-

Las bombas son clasificadas y normalizadas por el

A.P.1. (American Petroleum Institute) según:

1.Que el cuerpo de la bomba con la' válvula estacionaria

sea instalado con el tubing mientras el pistón y la

válvula viajera son instalados con la varillas de

bombeo, siendo denominadas Bombas de Tubing (o Tubing-

Pump). -

2.Que el conjunto completo de cuerpo de bomba, pistón y

ambas válvulas sea instalado con las varillas de

bombeo, siendo denominadas Bombas Insertables, las que

a su vez se dividen en:

a) De Barril Estacionario (Pistón Viajero), que pueden

ser tanto de anclaje Superior o Inferior, según sean

fijados al tubing por la parte superior o inferior.-

b) De Barril Viajero (Pistón Estacionaria), con anclaje

Inferior.-

La principal diferencia entre ambas es obvia,

mientras que las primeras aprovechan al máximo el

diámetro gel tubing, las segundas al ser insertables

en el tubing necesariamente son de menor capacidad.

Sin embargo, las bombas insertables presentan la gran

ventaja de que para su completa extracción del pozo

sólo requiere de la extracción de las varillas de

bombeo. Por el contrario, para la extracción completa

de una bomba de tubing tanto las varillas de bombeo

como el tubing deben ser extraídos.-

En la Figura PRD. 14 se puede observar la clasificación

A.P.I de las bombas de profundidad, con las

correspondientes designaciones para los diferentes subtipos

de ambas clases de bombas.-

Figura PRD.14 - Bombas de Profundidad· Clasificación A.P.J.

Como .ya fue mencionado para el mismo diámetro de

tubing las bombas de tubing presentan un mayor diámetro

de' pistón que las bombas insertables, siendo entonces,

para la misma velocidad y longitud de carrera, de mayor

capacidad de desplazamiento (es decir entregan una mayor

producción de fluidos). Otra ventaja, es que las bombas de

tubing son de mecánica más simple. Por todo ello son

usadas cuando se necesita extraer grandes volúmenes de

fluido: Sin embargo, este mayor volumen no es gratuito,

viniendo acompañado por una mayor carga sobre la

columna de varillas de bombeo así como por el torque

sobre la caja reductora, de tal forma que la ventaja

en la capacidad de extracción muchas veces se

encuentran limitada por los esfuerzos que ella

origina.-

Las bombas insertables de barril estacionario con

anclaje superior (tipo (c) de la clasificación A.

P .1.) son las más comunes y preferidas para

condiciones standard promedio. El anclaje superior de

la bomba en el tubing provee un sello justo debajo del

punto donde el fluido es descargado al tubing, lo que

evita en general la deposición de

arena u otras partículas entre el cuerpo de 'la bomba

y el tubing, impidiendo así el aprisionamiento de la

bomba en el tubing y facilitando en consecuencia su

extracción para recambio.-

Por su parte, las bombas insertables con barril

estacionario y anclaje inferior (tipo (d) de la

clasificación AP.I.) son recomendadas para los pozos

más profundos, ya que el barril de la bomba no es

puesto en tensión por el peso del fluido cuando el

pistón efectúa la carrera descendente. Este peso en

los pozos profundos generaría enormes

esfuerzos en las paredes del barril que provocarían su

rotura. Por otra parte, debe notarse que con estas

bombas pueden presentarse dificultades para su

extracción del pozo por aprisionamiento por las causas

mencionadas en el párrafo anterior, por lo cual es

frecuente que se utilicen sistemas de sello en la

parte superior de la bomba impidiendo así la

deposición de elementos entre el tubing y el barril de

la bomba.-

La bomba insertable de barril viajero (tipo (e)

de la clasificación AP.I.) tiene la ventaja de su

simplicidad y de poseer relativamente pocas piezas

móviles. Una importante ventaja es que la presión

diferencial a través del pistón es tal que la alta

presión en la parte inferior de éste durante la

admisión así como la dirección del flujo de

escurrimiento (o pérdida entre pistón y barril) se

contraponen a la fuerza de gravedad causante de la

deposición de sólidos entre el pistón y el barril. Por

lo tanto esta bomba presenta una menor tendencia al

aprisionamiento por la introducción de arena entre el

pistón y el barril, desacelerando a su vez el desgaste

de ambos componentes de la bomba. Como desventaja se

debe mencionar la mayor longitud del sistema de

admisión hasta llegar al interior del barril, lo cual

provoca una mayor caída de presión causando una mayor

liberación de gas, todo lo cual se traduce en una

disminución de la eficiencia volumétrica de la bomba.-

Cargas en el Ciclo de Bombeo (Dinamómetro)

Anteriormente se había mencionado que existían

dos indicadores que debían ser considerados al

analizar la capacidad requerida de un Aparato

Individual de Bombeo AI.B., a saber:

1. Máxima Carga en la Estructura, que es función

de:

a) (PVB) Peso de las Varillas de Bombeo

Sumergidas, más el peso de la bomba de

profundidad.-

b) (PF) Peso del Fluido Elevado, el que es

dependiente de la profundidad y del diámetro del

pistón de la' bomba.-

c) (FD) Fuerzas Dinámicas, ocasionadas por los

procesos de aceleración y desaceleración de las

varillas de bombeo durante las carreras

ascendente y descendente del ciclo de bombeo.-

2. Máximo Esfuerzo de Torsión en el Reductor, que

es función de:

a) (PF) Peso del Fluido Elevado, el que es

dependiente de la profundidad y del diámetro del

pistón de la bomba.-

b) (FD) Fuerzas Dinámicas, ocasionadas por los

procesos de aceleración y desaceleración de las

varillas de bombeo durante las carreras

ascendente y descendente del ciclo de bombeo.-

Por otra parte se sabe que el trabajo de

elevación del fluido por el A.I.B se produce en la

carrera ascendente, de tal forma que la carga máxima la

tendremos en la carrera ascendente, mientras que la

carga mínima se producirá en la carrera descendente.

Dichas cargas las podemos expresar de la siguiente

forma: Carrera ASCENDENTE: PVB + PF + FD

Carrera DESCENDENTE: PVB – FD

Como dato ilustrativo se puede agregar que las

Cargas Máxima y Mínima se producen aproximadamente al

comienzo (es decir en el primer tercio) de las

respectivas carreras (ascendente / descendente) del

ciclo de bombeo.-

Las cargas producidas en el ciclo de bombeo

pueden ser en forma sencilla registradas por un

instrumento de nominado "Dinamómetro". Este instrumento

se lo ubica temporariamente al tope de las varillas de

bombeo, en un dispositivo ubicado en el vástago de

bombeo, de tal forma que todo el peso de la columna de

varillas de

bombeo (con el pistón de la bomba y la columna de

fluido) sea soportado por el dinamómetro el que

registrará las cargas del ciclo de bombeo en una carta.

Las cargas máximas y mínimas pueden ser leídas

directamente de la carta dinamométrica, así mismo con

las cargas del ciclo de bombeo se pueden calcular tanto

los esfuerzos de torsión como los requerimientos de

potencia del equipo de superficie.-

FIGURA N°11- DINAMOMETRO – Grafico Carga vs

Desplazamiento.

En la FIGURA N° 11 se observa la representación de

una carta dinamométrica con las modificaciones que se

producen en la carta IDEAL por efecto del estiramiento

de las varillas de bombeo y de las fuerzas dinámicas

(aceleración / desaceleración). La carta IDEAL es un

rectángulo, en el que la diferencia entre las líneas

horizontales es el peso de la columna de fluido que es

soportado en la carrera ascendente '(línea superior) y

es descargado en la carrera descendente (línea

inferior). El efecto del estiramiento de las varillas

de bombeo es la transformación del rectángulo ideal en

un paralelogramo, en el que el peso de la columna de

fluido se aplica gradualmente a las varillas de 'bombeo

durante el comienzo de la carrera ascendente y de la

misma forma es retirado durante la carrera descendente.

Finalmente está el efecto de las fuerzas dinámicas por

la aceleración I desaceleración de las varillas de

bombeo, las que provocan los mayores efectos sobre la

carta dinamométrica deformándola de tal forma que no es

sencillo efectuar un análisis cualitativo de las

mismas. Sin embargo, es posible simplificar su

efecto en las dos siguientes características

principales:

1.Rotación de la Carta Dinamométrica en "Sentido

Horario".-

2.Incremento del Área encerrada por la Carta

Dinamométrica, lo cual implica una mayor potencia

requerida y energía consumida por el ciclo de

bombeo.-

La interpretación de la Carta Dinamométrica sólo

es sencilla cuando se trata de pozos de poca

profundidad y que se encuentran en un bajo régimen de

bombeo que no es lo que con mayor frecuencia se puede

encontrar en la actualidad. Por ello es que en la

década del 60 se desarrolló un modelo matemático para

interpretar la carta dinamométrica, pero que recién a

fines de los 80 comienzos de los 90 se volvió popular

con la introducción de las computadoras personales.-

FIGURA N° 12- DINAMOMETRO- de Superficie y de

FONDO

En la FIGURA N° 12 se observa la aplicación del

modelo matemático antes mencionado para obtener una

interpretación de la Carta Dinamométrica. El Modelo

Matemático utilizado se basa en la "Ecuación de Onda",

puesto que la columna de varillas de bombeo con la

bomba en el fondo se comporta como si fuera un RESORTE

que se estira y contrae a medida que se mueve en forma

alternativa uno de sus extremos (el de la superficie

impuesto por el A.I.B.). Con este modelo se decodifican

las

señales de carga del dinamómetro de superficie pudiendo

en consecuencia obtener el comportamiento de las

varillas a cualquier profundidad así como el

comportamiento de la bomba de profundidad. Las ventajas

y aplicaciones principales de esta técnica de

Dinamómetro de Fondo son las indicadas a continuación:

Determinación y Análisis del funcionamiento de la

bomba de subsuelo para detectar cualquier tipo de

mal funcionamiento de la misma.-

Determinación y Análisis del estado de cargas de

las varillas de bombeo a cualquier profundidad

evitando así roturas de alas mismas por

sobrecargas.-

Determinación y Análisis del estado de carga y

torque en la unidad de bombeo A.I.B en la

superficie, pudiendo así optimizar el consumo de

energía de la unidad así como evitar sobrecargas

que la pudieran dañar.-

ACCESORIOS del Bombeo Mecáni c o

Finalmente veremos a continuación la utilización de

otros elementos, algunos de ellos opcionales, que son

utilizados en la extracción por Bombeo Mecánico y en

algunos casos también por alguno de los otros sistemas

de extracción artificial previamente mencionados.–

Tuber í a de P r od u cció n ( Tubi n g )

La cañería de producción, comúnmente llamada

tubing, cumple la doble función de alojar al equipamiento

de bombeo al mismo tiempo que conduce la producción del

pozo desde el fondo hasta la superficie. Con este objetivo,

debe cumplir rigurosas exigencias ya que estará sometido a

grandes presiones, tanto interna como externamente, así

como a importantes tensiones axiales debido a su propio

peso, al peso de la columna de fluido y al peso del

equipamiento que contiene.-

Las Normas A.P.I (American Petroleum Institute)

establecen las diferentes especificaciones del tubing en

cuanto a distintos diámetros, pesos unitarios, grados de

acero (es decir las especificaciones del material) y tipos

de extremos. La unión entre los tubing es por rosca y

cupla, debiendo tener esto muy en cuenta ya que la cupla es

más grande que el cuerpo del tubing lo cual puede originar

dificultades para instalarlo en el casing.-

Figura PRD.17 - Extremos de Tubing

En la Figura PRD.17 se muestran dos tipos

diferentes de extremos de tubing con sus respectivas

cuplas, uno es con recalque externo y el otro es sin

recalque, siendo el más común el tubing con recalque

externo. Por otra parte el largo usual del tubing es de

30 pies (9,14 metros) y los diámetros nominales van

desde 1 a 4 1/2 pulgadas, siendo

los más usuales 2 3/8, 2 7/8 Y 3 1/2 pulgadas.-

Varillas ( o Barras) de Bombeo

Como ya se ha visto, las varillas o barras de

bombeo son las encargadas del delicado (y pesado)

trabajo de transmitir el movimiento alternativo desde

el equipo de bombeo en la superficie hasta la bomba en

el fondo del pozo.-

Figura PRD.18 - Extremos de Barras de Bombeo

Las varillas de bombeo tienen un largo usual de 25

pies (7,62 metros), y la unión entre varillas es por

extremos roscados; en la Figura PRD.18 se muestran dos

tipos diferentes de extremos roscados, uno para unión

macho-hembra y otro para unión macho-macho con cupla,

en este último caso la cupla viene siempre en un

extremo ya rascada en la varilla configurando una unión

hembra para ser rascada con el extremo macho de otra

varilla. Por otra parte los diámetros nominales de las

varillas van desde 5/8 a 1 1/8 pulgadas, siendo: 5/8,

3/4, 7/8, 1 y 1 1/8 pulgadas. Dado que la carga a la

que se ven sometidas las varillas de bombeo está

constituida por su propio peso más el peso de la

columna de fluido, es muy frecuente recurrir al uso de

columnas telescópicas de varillas de 2 o 3 diámetros

diferentes reduciendo de esta forma el peso de la

columna de varillas y por lo tanto la carga en la

unidad de bombeo A.I.B. Por ejemplo: una columna

telescópica de 1 - 7/8 - 3/4, en la que se ubican las

varillas de mayor diámetro en el tope de la columna

donde las solicitaciones de carga son mayores y las de

menor diámetro en el fondo.-

Separador de G A S (Ancla de Gas )

Como ya fue mencionado, la presencia de gas libre

dentro de la bomba de profundidad se traduce en

pérdida de la eficiencia del bombeo, llegando en

algunos casos a impedir el funcionamiento de la bomba

(fenómeno denominado bloqueo por gas). En efecto,

durante la carrera ascendente de la bomba ingresa gas

a su interior, ocupando parte del volumen útil del

cilindro; este gas luego será comprimido durante la

carrera descendente que retardará la apertura de la

válvula móvil conduciendo a una importante disminución

de la eficiencia volumétrica de la bomba.-

Para minimizar este problema se utilizan

separadores de gas en el fondo del pozo antes que la

producción ingrese a la bomba de subsuelo, y en la

jerga petrolera son denominados "an c las de gas ". En la

FIGURA N° 13 así como .en la Figura PRD.8 se observa

sendos esquemas de un ancla o separador de gas. El

objetivo de esta herramienta sencilla es el de

producir la separación del gas hacia el espacio anular

tubing-casing; se produce la separación gravitatoria

(por .diferencia de densidades) entre el gas y el

líquido de tal forma que el gas asciende por el

espacio anular mientras que el líquido desciende para-

ser tomado por la bomba de subsuelo.-

Cada vez con mayor frecuencia, y sobretodo cuando

la cantidad de gas es importante, se instalan

separadores de gas en el fondo junto a Compresores de

Gas en la boca de pozo para de esta forma minimizar las

presiones en el espacio anular casing-tubing

facilitando así la separación del gas en el fondo y su

captación en superficie. En este caso el compresor de

gas es accionado por el mismo A.I.B., y por otra parte

el gas es enviado a las instalaciones de producción por

la misma cañería de

conducción de los líquidos.-

Ancla de Tubing

Muchas veces, sobretodo en los pozos profundos, es

necesario fijar o "anclar" la columna de producción (o

tubing) en su extremo inferior y aplicar en superficie

un esfuerzo de tensión permanente. En otras palabras,

se trata de no dejar" colgada" libremente la cañería.

Con esto se logra minimizar en el tubing los esfuerzos

y deformaciones transmitidos por el movimiento

alternativo del bombeo mecánico.

Debemos recordar que el peso de la columna del fluido

elevado a la superficie se transfiere de las varillas

de bombeo al tubing durante la carrera descendente,

generando ello cargas cíclicas (el tubing es cargado y

descargado cíclicamente) que afectan mayormente a las

uniones de la cañería produciendo fugas y pérdidas en

ellas.

El dispositivo utilizado para lograr el anclaje de la

cañería es como un empaquetador o packer que no

contiene elementos sellantes, es decir que cuenta sólo

con unas mordazas que son aplicadas contra el casing

logrando así el anclado de la cañería.-

B ombas de Cavidad Progresiva (8 e P )

Aunque el principio físico es conocido de antigua

data, la aplicación de este sistema de extracción

artificial a la elevación de fluidos desde el fondo del

pozo es relativamente reciente (algo más de 10 años),

debido a que requirió del desarrollo de materiales

(elastómeros) con suficiente resistencia.-

Se trata de sistema de extracción cuya utilización

crece día a día, ampliando su rango de aplicación,

debido a la continua evolución que está experimentando.

Es muy conveniente y aconsejable su utilización en

pozos con "Fluidos Viscosos" y con producción de

"Ar e na " (aunque en cantidades razonables). Es un

sistema muy flexible adaptable fácilmente a pozos con

condiciones cambiantes, y además resulta ser el sistema

"más efic ie nte " en cuanto a consumo de energía (es el

de menor consumo)

relegando al bombeo mecánico al segundo término. Aunque

los límites inferior y superior están en continua

evolución, el rango de profundidades en que su

utilización es favorable va desde aproximadamente 400 a

2.000 metros (siendo la limitante .actual el no exceder

una temperatura de fondo de 90°C), y para caudales de

producción de 2 a más de 150 m3/día. Como demostración

de la continua evolución de este sistema de extracción

se puede mencionar el reemplazo de unidades

electrosumergibles por P.C.P en proyectos de

recuperación secundaria, o el reemplazo de bombeo

hidráulico en pozos de más de 2.000 metros en la

Provincia de Mendoza.-

El principio físico de funcionamiento de la bomba

es muy sencillo, el fluido del pozo es elevado por la

acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal

(Rotar) dentro de un alojamiento sernielástico de

igual geometría (Estator) que permanece estático. El

efecto resultante de la rotación del Rotar es el

desplazamiento hacia arriba de las cavidades formadas

entre rotar y estator, y como las cavidades se

encuentran

llenas con el fluido del pozo se obtiene en

consecuencia la elevación del mismo, como puede ser

apreciado en el esquema de la bomba de la Figura

PRD.22.-

"Rota r " es fabricado de acero de alta resistencia

y dureza; el "Estator" por su parte, consiste de un

tubo de acero revestido interiormente por un

elastómero vulcanizado, con geometría helicoidal de

doble entrada. Tanto la Temperatura como ciertos

petróleos aromáticos afectan al elastómero del Estator

dañándolo, por lo cual es la parte más débil de la

bomba.-

La energía es suministrada desde la superficie por

un motor (eléctrico o de combustión interna) y

transmitida a la bomba mediante una columna de

varillas de bombeo, lo cual limita la velocidad de

rotación a un máximo de 500 rpm (ya que las varillas

de bombeo están diseñadas para trabajar a la tracción y

no a la torsión). Se trata de un sistema de extracción

muy simple y con un costo relativamente bajo comparado

con los otros sistemas de extracción.-

Figura PRD.23 - Bombeo de Cavidad Progresiva·

Instalación Tipo

En la Figura PRD.23 se observa una instalación

típica del bombeo de cavidad progresiva cuyos

componentes principales son: .

ESTATOR de la Bomba, el que es bajado al fondo del

pozo junto con el Tubing y por lo tanto permanece

estático. Tiene el inconveniente que es la parte

más débil de la instalación y por lo tanto para su

recambio se debe extraer el Tubing del pozo.-

ROTOR de la Bomba, el que es bajado al fondo del

pozo junto con las Varillas de Bombeo, por lo cual

su recambio es sumamente sencillo.-

Varillas de Bombeo, las que están sometidas a

esfuerzos de tensión axial originados por su propio

peso. y el peso de la columna de fluido, y

esfuerzos de torsión provocados por la fricción del

fluido así como por la fricción rotor-estator en la

propia bomba.-

CABEZAL DE BOCA DE POZO, que consiste

fundamentalmente de un Reductor de velocidad para

adecuar la velocidad del Motor a los requerimientos

de velocidad de la bomba (para ello también se

utilizan juegos de poleas para el ajuste fino de

velocidades).- .

Extracción por Elevación con GAS (GAS-LIFT)

Aunque con algunas limitaciones, la extracción por

elevación con gas conocido como "Gas -Li ft " es aplicable

prácticamente a todo pozo productor, y consiste

simplemente en la inyección de gas en el fondo del pozo

produciendo en consecuencia una columna de fluido más

liviana. Así como el Bombeo Mecánico Alternativo es

considerado el sistema standard en las operaciones en

tierra firme Onshore, en las operaciones costa afuera

Offshore es el Gas-Lift el sistema de extracción

artificial

considerado standard. Cuando hay captación y venta del

gas asociado a la producción de petróleo no tiene

competencia al aprovechar las instalaciones de

compresión, pero se trata de un sistema centralizado

que requiere planificación.-

Se puede sostener, como se verá gráficamente más

adelante, que es la forma más natural de convertir un

pozo surgente en uno producido por medio de extracción

artificial, Un aspecto importante del sistema es la

presión del gas disponible para la Inyección,' pues

cuanto mayor sea ésta mayores profundidades se podrán

alcanzar y en general mayores serán los caudales a

extraer.-

Una explicación sencilla del principio de la

extracción por gas-lift se puede observar en la FIGURA N°

15. Como ya se había visto anteriormente, un pozo produce

por surgencia natural cuando la presión dinámica en el

fondo del pozo para un dado caudal (que surge de la I.P.R.)

es suficiente para vencer a la contrapresión ejercida por

las instalaciones de producción (tubing, cañería de

conducción, etc.). Pero a medida que la presión del

reservorio desciende se alcanza una situación en que el

pozo deja de surgir. Sin en estas condiciones se inyecta en

forma continua gas a la columna fluida, la densidad de esta

disminuirá al contener más gas (un componente mucho más

liviano

que el líquido), aumentando la Relación Gas-Líquido R.G.L.

Es decir, que el peso de la columna será menor y por lo

tanto también la contrapresión de las instalaciones, por lo

que el fluido será inducido a producir.-

El rango de profundidades en que su utilización es

favorable va desde aproximadamente 400 a 3.000 metros

(siendo la limitante la presión de gas disponible para

la inyección) y para caudales de producción de 1 a más

de 600 m3/día. Por otra parte en la FIGURA N° 16 se

puede apreciar el esquema típico de un pozo en gas-lift

con las diferentes partes constitutivas que se

mencionan a continuación:

EQUIPO DE ACONDICIONADO y COMPRESION DEL GAS (no

presente en la figura) que es el encargado de

tratar el gas y comprimirlo para entregarlo al

sistema de distribución a los pozos en las

condiciones requeridas por éstos.-

SISTEMA DE INYECCION del GAS a los pozos,

constituido por cañerías de alta presión que lo

conducen hasta los pozos productores.-

SISTEMA DE MANDRILES y VALVULAS. que se encuentran

distribuidas a lo largo del tubing (en posiciones

que surgen de un cálculo) a los efectos de entregar

gas durante el arranque del pozo cuando el mismo se

encuentra lleno de líquido.-

VALVULA DE FONDO (ORIFICIO). que es la que

inyectará gas en forma permanente al pozo una vez

arrancado el mismo, y se trata de un orificio que

se calcula para inyectar el caudal de gas

preestablecido para el pozo.-

VALVULA. DE PIE; cuya función es la de evitar que

el gas inyectado ingrese a la formación

productiva.-

P A C K E R cuya función es la de aislar el espacio

Tubing-Casing cuando es necesario permitiendo asi

la inyección del gas por dicho espacio anular.-

Es importante destacar que durante el arranque del

pozo las válvulas deben cerrarse a medida que el nivel

de líquido va bajando dejándolas descubiertas. De NO

ocurrir ello el consumo de Gas aumenta en forma

innecesaria siendo causa de intervención en el pozo

para corregir la situación. Es decir que la situación

ideal buscada es la de "Só l o I nyectar G as por l a

V álvul a de Fondo (ORIF I C I O ) " obteniendo así las mayores

eficiencias del sistema. que se encuentran bastante

alejadas de las del

Bombeo Mecánico Alternativo y del Bombeo de Cavidad

Progresiva.-

Figura PRD.24 - Circuito ~e Gas-Lift - Captación a baja

Presión

En la Figura PRD.24 se presenta un diagrama

simplificado de una operación de extracción por gas-

lift en la que la producción (más el gas inyectado) de

los pozos es captado a baja presión, en la batería de

producción en separadores, para luego ser comprimido y

acondicionado antes de ser nuevamente enviado a los

pozos completando un circuito cerrado. El exceso de

gas, es decir el _gas efectivamente producido, es

utilizado por la operación de producción o es inyectado

a gasoducto para

su venta.-

La operación de extracción por gas-lift puede ser

realizada por dos diferentes métodos de acuerdo a la

producción del pozo:

1. GAS-LlFT CONTINUO: en el que se inyecta GAS

en forma continua por la Válvula de Fondo

(Orificio) obteniendo en consecuencia una

producción continua de fluidos del pozo.-

2. GAS-LlFT INTERMITENTE: en el que se inyecta

GAS en forma intermitente por las Válvulas del

pozo, experimentándose ciclos de Producción de

fluidos y de Recuperación y acumulación de los

mismos. Sólo se recurre a este tipo de gas-lift

cuando por la baja producción del pozo el consumo

de gas se torna excesivo. Los

ciclos pueden ser llevados a cabo de dos formas

diferentes:

Ciclos Programados, lo que se encuentran

regulados por un temporizador de superficie que

controla los períodos de inyección de gas al

pozo.-

Ciclos Libres, en los que la inyección de gas al

pozo está regulada por la recuperación de fluidos

del pozo los que comandan a las válvulas que se

encuentran distribuidas en la columna de tubing.-

El gas-lift continuo es el método preferido siempre

que la producción del pozo sea lo suficientemente alta

como para permitirlo. Por otra parte el Gas-Lift

Intermitente muchas veces se combina con la utilización

de un Plunger-Lift para mejorar la eficiencia de

elevación del fluido desde el fondo del pozo, es decir

obtener un menor escurrimiento del fluido producido

mejorando sustancial mente la eficiencia en la

elevación del fluido por _ ciclo logrando menores

presiones dinámicas en el fondo del

pozo.-

Como ya se mencionó, la inyección de gas se realiza

en el arranque del. pozo por varios puntos distribuidos

a lo largo de la columna de tubing mediante unas

válvulas especiales. Estas válvulas pueden ser de dos

tipos:

Las que son comandadas por las condiciones presión

dentro del tubing, y que son denominadas "V álvula

Diferencial", siendo ampliamente utilizadas.-

Las que son comandadas por variaciones en la

presión de inyección y que son utilizadas para el

gas-lift intermitente con ciclos libres.-

Figura PRD.26 - Válvula Diferencial (Principio

de Operación)

En la Figura PRD.26 se muestra el esquema de una

"Vá lvul a D iferen c i a l ", en ella se puede apreciar un

resorte que es solidario con el vástago de la válvula

y cuya función es la de mantener normalmente abierta

la válvula para el pasaje de gas. La válvula permite

el pasaje del gas a medida que la presión en el tubing

(Pt) desciende por debajo de la presión en el casing

(Pc), hasta que la diferencia entre dichas presiones

(Pc-Pt) aplicada sobre el vástago de la válvula vence

a la resistencia del

resorte provocando el cierre de la válvula.-

Las válvulas están alojadas en mandriles

enroscados en el tubing. Estos mandriles pueden ser

con válvula fija o con válvula alojada en un bolsillo

lateral. Los primeros tienen el inconveniente que para

la extracción de la válvula debe extraerse todo el

tubing. En cambio con los de bolsillo lateral, la

extracción y colocación de válvulas se realiza con

herramientas especiales que se bajan con cable

(denominadas herramientas de Wire-Line), siendo estos

los usualmente utilizados.-

En los últimos años se ha comenzado a utilizar

instalaciones de gas-lift con Coiled- Tubing (o tubing

enrollable) por dentro del Tubing del pozo, como se muestra

en la FIGURA N° 17. Allí las válvulas de gas-lift son

bajadas junto con el Coiled-Tubing en forma fija, es decir

en mandriles con válvula fija, debiendo retirar el coiled-

tubing cuando se desea reemplazar alguna válvula. La

ventaja de este tipo de instalaciones es que el espacio

anular casing-tubing queda libre para poder efectuar

mediciones en el pozo.-

E x tracción por Pistón Viajero (PLANGER-LIFT )

No es un sistema de extracción artificial en el sentido

estricto de la palabra, ya

que no hay un agregado de energía externa para producir la

elevación del fluido, sino que más bien se trata de un

mejor aprovechamiento de la energía del pozo para

producirla elevación de los liquidas que de otra forma

quedan en el fondo del pozo ahogándola e impidiendo su

producción.-

Es utilizado con frecuencia para prolongar la etapa

surgente de los pozos con alta Relación Gas-Líquido

(R.G.L.), es decir en aquellos pozos con surgencia

intermitente y que por lo tanto son de baja producción y

no justifican otro tipo de sistema de extracción

artificial. Así mismo, es frecuentemente utilizado para

evitar la acumulación de líquidos (agua-petróleo) en el

fondo de pozos gasíferos, evitando así el ahogue del

pozo.-

Es frecuente utilizarlo "ASI ST I DO CON GAS " en los

pozos petrolíferos, así como también con Mandriles y

Válvulas mejorando al Gas-Lift Intermitente.-

La aplicación de este sistema de extracción depende

fuertemente de la presión de la formación productiva y de

la relación gas-líquido (R.G.L.) del pozo, siendo

típicamente aplicable para profundidades inferiores a los

3.000 metros, y para caudales de producción en el rango

de 1 a menos de 30 m3/día.-

Figura PRD.31 - Colgador de Casing

En la Figura PRD.31 se observa un esquema de una

cabeza colgadora de casing que en este caso está

acoplada (enroscada) al extremo superior de la Cañería

Guía del pozo (que es la primer cañería que se

encuentra en el pozo y que deberá soportar el resto de

las cañerías que se instalen en él). El objetivo

principal es sostener la columna

de casing mediante cuñas como ya fue mencionado, pero

además debe suministrar una perfecta aislación del

espacio anular, lo que se consigue mediante gomas

especiales que producen un sello eficaz con el apriete

final de la tapa roscada del colgador. Los colgadores

suelen llevar una salida lateral donde se enrosca un ni

pie para colocar un manó metro y así monitorear la

presión en el espacio anular.-

PUENTE de Produ c ción

Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en

la superficie en un Puente de Producción, que

constituye el primer punto elemental de control de la

producción. Este puente está equipado con los elementos

necesarios para la producción del petróleo junto con el

gas y el agua asociados producidos a través del tubing,

así como para la captación del gas que se produce por

el espacio anular tubing-casíng.-

Figura PRD.32 - Diagrama del Puente de Producción

En la Figura PRD.32 se observa un esquema de un

puente de producción típico para el Bombeo Mecánico

Alternativo o el Bombeo de Cavidad Progresiva, con

captación de producción del tubing y de gas del espacio

anular casing-tubing. Por encima del Colgador se

encuentra una Válvula de Seguridad que empaqueta,

cuando es necesario por medio de gomas, contra el

vástago que se encuentra en su interior permitiendo en

esta forma trabajar sobre los componentes que se

encuentran por

encima del mismo (por ejemplo, para poder cambiar las

empaquetaduras del vástago de bombeo que se encuentran

en el te-prensa).-

Otro importante elemento del Puente de Producción

para el Bombeo Mecánico Alternativo o el Bombeo de

Cavidad Progresiva es el denominado "Te-Prensa" y cuya

función principal es la de proveer sobre el Vástago

Pulido (que se encuentra encima de las varillas de

bombeo) un sello suficiente para aislar el interior del

tubing de la presión atmosférica, permitiendo al mismo

tiempo el movimiento alternativo del vástago.-

En la Figura PRD.32 se presenta uno de los múltiples

modelos de "Te-Prensa" que se utilizan en la industria

petrolera. En este caso es uno de doble copa, que

proporciona sello múltiple mediante bujes de metal

blando y empaquetaduras de goma y de cordones

grafitados. El elemento o copa superior se utiliza como

empaquetador ajustable mientras que el inferior cumple

el papel de seguridad para el cambio de empaquetaduras

del primero. Como se ve en la figura, las copas

roscadas tienen asas laterales para poder efectuar

maniobras de fácil ajuste periódico; dicho ajuste, debe

ser suficiente para que no haya pérdidas pero no debe

ser excesivo para evitar imponer sobre el vástago un

esfuerzo adicional innecesario (calentándolo en forma

excesiva y pudiendo deteriorarlo por rayado de su

superficie). Los elementos sellantes del Te- Prensa,

como las gomas empaquetadoras deben ser cambiadas con

una frecuencia predeterminada cuidando a su vez el

correcto estado del Vástago Pulido para que no se

produzcan prematuras roturas de los sellos.-

El Puente en sí está conformado por dos ramales

paralelos que se unen luego en la cañería de conducción

a la Batería. El ramal superior recibe líquido y gas

del interior del tubing mientras que el ramal inferior

capta el gas separado en el fondo y que asciende por el

espacio anular casing-tubing. Ambos ramales poseen

Válvulas para cortar el flujo hacia la línea de

conducción así como Válvulas de Retención para impedir

el retorno de los fluidos. La principal diferencia

entre ambos ramales es la resistencia de 105 tramos de

cañerías y accesorios. ya que el ramal de captación de

gas suele ser diseñado para mayores presiones . Debe

agregarse, que en muchos casos el Puente está compuesto

por el ramal superior de producción que viene del

tubing, no captándose obviamente el gas del espacio

anular que es venteado a la atmósfera con

los perjuicios para el medio ambiente.-