universidad tecnológica equinoccial facultad de ciencias de la

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
SISTEMA DE EDUCACIÓN A DISTANCIA
ANÁLISIS DE PROBLEMAS MECÁNICOS EN BOMBAS
PISTÓN EN EL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO DE
SUBSUELO
TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
AUTOR: ROBERT W. CHIMARRO G
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDÉON
Quito, Marzo 2013
Universidad Tecnológica Equinoccial 2013
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo, ROBERT WILSON CHIMARRO GUACHAMÍN, declaro bajo juramento que el
trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, según lo
establecido por la ley de propiedad intelectual, por su Reglamento y por la
normativa institucional vigente.
______________________________________
ROBERT WILSON CHIMARRO GUACHAMÍN
171356407-6
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE PROBLEMAS
MECÁNICOS
EN
BOMBAS
PISTÓN
EN
EL
SISTEMA
DE
BOMBEO
HIDRÁULICO DE SUBSUELO” que, para aspirar al título de Tecnólogo en
petróleos fue desarrollado por Robert Wilson Chimarro Guachamín, bajo mi
dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con
las condiciones requeridas por el Reglamento de Trabajos de Titulación artículos
18 y 25.
_____________________________
Ing. Raúl Baldéon
DIRECTOR DE TESIS
AGRADECIMIENTO
Infinita gratitud a Dios Padre Todopoderoso por haberme dado salud, bendiciones
y la sabiduría para poder llegar al final de mi carrera, por proveerme de todo lo
necesario para salir adelante.
Un agradecimiento eterno, desde lo más profundo de mi corazón para mi linda
madre María Inés, por el amor que me dio cada día; por haberme enseñado que lo
más importante en la vida no llega fácil, sino que se logra con trabajo, dedicación y
honestidad.
A mis profesores, porque todos han aportado con un granito de arena a mi
formación, y en especial al Ing. Raúl Baldéon, por su tiempo, por su apoyo,
experiencia y paciencia, lo que ha logrado en mí que pueda terminar con éxito mis
estudios.
A la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL, por darme la oportunidad
de estudiar y ser un profesional.
Robert
DEDICATORIA
Esta tesis se la dedico a mi Dios quién supo guiarme por el buen camino, darme
fuerzas para seguir adelante y no desmayar en los problemas que se presentaban,
enseñándome a encarar las adversidades sin perder nunca la dignidad ni
desfallecer en el intento.
Para mis padres por su apoyo, consejos, comprensión, amor, ayuda en los
momentos difíciles. Me han dado todo lo que soy como persona, mis valores, mis
principios, mi carácter, mi empeño, mi perseverancia, mi coraje para conseguir mis
objetivos.
A mi querido amor Isabel quien ha sido y es una motivación, inspiración y felicidad,
siendo para mí la sonrisa de mis labios.
A mis hermanos: Edison, Jaime, Sandro y Verito, por estar siempre presentes,
acompañándome para poderme realizar.
“La dicha de la vida consiste en tener siempre algo que hacer, alguien a quien amar
y alguna cosa que esperar”.
Robert
ÍNDICE DE CONTENIDO
Página
Resumen
I
Abstract
III
CAPÍTULO I
1.
Introducción
1
1.1
Definición del Problema
3
1.2
Objetivos
3
1.2.1
Objetivo General
3
1.2.2
Objetivos Específicos
3
Justificación e Importancia
4
1.3.1
Impacto Técnico
4
1.3.2
Impacto Social
4
1.3.3
Impacto Metodológico
5
Hipótesis
5
Identificación de Variables
5
1.3
1.4
1.4.1
1.4.1.1 Variable Dependiente
5
1.4.1.2 Variable Independiente
6
1.4.1.3 Identificación de Indicadores
6
1.5
1.5.1
1.6
1.6.1
Marco Referencial
7
Marco Teórico
7
Metodología
7
Diseño de Investigación
7
1.6.1.1 Investigación Descriptiva
8
1.6.1.2 Investigación Explicativa
8
1.6.2
Métodos de Investigación
8
1.6.3
Técnicas de Investigación
8
1.6.4
Análisis de Datos
9
Página
CAPÍTULO II
2
Sistemas de Producción de Pozos
10
2.1
Procesos de Producción del Petróleo
10
2.2
Producción de un Pozo a Flujo Natural
10
2.3
Sistemas de Levantamiento Artificial
11
Bombeo Mecánico (Balancín)
12
2.3.1
2.3.1.1 Ventajas del Bombeo Mecánico
13
2.3.1.2 Desventajas del Bombeo Mecánico
14
2.3.2
Bombeo Hidráulico de Subsuelo (bombas pistón y bombas jet)
14
2.3.2.1 Ventajas del Bombeo Hidráulico
15
2.3.2.2 Desventajas del Bombeo Hidráulico
16
2.3.3
Bombeo Eléctrico Sumergible (B.E.S)
16
2.3.3.1 Ventajas del Bombeo Eléctrico Sumergible
17
2.3.3.2 Desventajas del Bombeo Eléctrico Sumergible
18
2.3.4
Levantamiento a Gas o Gas Lift (Inyección de Gas)
18
2.3.4.1 Ventajas del Levantamiento a Gas o Gas Lift
19
2.3.4.2 Desventajas del Levantamiento a gas o gas Lift
20
CAPÍTULO III
3
Facilidades de Superficie
21
3.1
Introducción
21
3.2
Múltiple de Producción (Manifold)
22
3.3
Separadores
22
3.4
Sistemas de Almacenamiento
26
3.4.1
Origen del Almacenamiento
26
3.4.2
Generalidades
27
3.4.3
Características
28
3.4.3.1 Tanques de Techo Flotante
29
3.4.3.2 Tanques de Techo Fijo
29
3.4.3.3 Tanques de Techo Flotante y Fijo
30
3.5
Sistemas de Almacenamiento en una Estación de Producción
30
Página
3.5.1
Tanque de Lavado (Wash Tank)
30
3.5.2
Tanque de Reposo (Tanque de Surgencia)
33
3.5.3
Tanque de Oleoducto
34
Sistema de Gas
36
3.6.1
Teas (Mecheros)
36
3.6.2
Depurador de Gas (Scrubers)
37
3.6.3
Botas de Gas
38
3.6
3.6.3.1 Generalidades
3.6.4
38
Calentadores
40
3.7
Sistema de Reinyección de Agua
41
3.8
Unidad de Transferencia de Custodia Automática (A.C.T)
41
Dispositivos de las Unidades A.C.T
42
3.8.1
3.8.1.1 Bomba
42
3.8.1.2 Desaereador
42
3.8.1.3 Filtro
42
3.8.1.4 Medidor
42
3.8.1.5 Toma Muestras
42
3.8.1.6 Conexiones para el Master Meter
43
CAPÍTULO IV
4
Bombas Tipo Pistón Kobe y Oilmaster
44
4.1
Fundamentos de Bombeo Hidráulico
44
4.2
Bombeo Hidráulico con Bombas Tipo Pistón
45
4.3
Principio de Operación
46
4.4
Tamaño de Bombas Pistón Oilmaster
48
Tipos y Tamaños de Bombas Pistón Oilmaster
48
Tamaño de Bombas Pistón Kobe
49
Tipos y Tamaños de Bombas Pistón Kobe
50
4.4.1
4.5
4.5.1
4.5.1.1 Bombas Pistón Tipo “A”
51
4.5.1.2 Bombas Pistón Tipo “B”
51
4.5.1.3 Bombas Pistón Tipo “D”
52
4.5.1.4 Bombas Pistón Tipo “E”
53
Página
4.6
Factor “P/E” Importancia Dentro del Diseño
53
4.7
Fabricantes de Bombas Hidráulicas Tipo Pistón
54
4.8
Sistemas de Operación
55
4.8.1
Sistemas de Fluido Motriz Abierto (O.P.F)
55
4.8.2
Sistemas de Fluido Motriz Cerrado (C.P.F)
55
Tipos de Sistema de Subsuelo
55
4.9.1
Sistema de Bomba Libre
55
4.9.2
Sistema de Bomba Fija
57
Principales Elementos del Conjunto de Fondo
57
4.10.1
Tubería de Revestimiento (Casing)
58
4.10.2
Tubería (Tubing)
59
4.10.3
Cavidad
59
4.10.4
Aisladores de Zonas (Packers)
61
4.10.5
Camisas
61
4.10.6
Válvula de Pie ( Standing Valve)
62
4.9
4.10
CAPÍTULO V
5
Problemas Mecánicos en Bombas Pistón Kobe y Oilmaster
63
Características del Reservorio
63
5.1.1
Porosidad
63
5.1.2
Permeabilidad
63
5.1.3
Presión Estática (P*)
64
5.1.4
Presión Fluyente
64
5.1.5
Presión del Punto de Burbuja (Pb, psi)
64
5.1.6
Drow Down
64
5.1.7
BSW
64
5.1.8
Gravedad Específica del Crudo
65
5.1.9
Relación Gas Petróleo
65
Comportamiento de Entrada de Fluidos
65
5.2.1
Presión de Inyección
65
5.2.2
Presión de Operación
66
5.2.3
API del Fluido Motriz
66
5.1
5.2
Página
5.2.4
Profundidad de la Bomba Pistón
66
Problemas de Producción en el Pozo
66
5.3.1
Problemas del Agua
67
5.3.2
Problemas de Parafina
67
5.3.3
Problemas de Incrustaciones (o Carbonatos)
68
5.3.4
Problemas de Corrosión
68
Problemas del Equipo de Fondo
69
5.4.1
La Bomba Pistón no Despega o no Desasienta de la cavidad
69
5.4.2
La Bomba Despega, pero no Llega a superficie
70
5.4.3
Falla del Standing Valve (Válvula de Pie), Packer o Casing
71
5.4.4
La Bomba no Desasienta y no hay Acumulación de Presión
71
5.4.5
Incremento en el Fluido Motriz
72
5.4.6
Aumento Brusco de la Presión de Inyección
72
Problemas que Presentan las Bombas Reciprocantes
72
5.5.1
Problema 1
72
5.5.2
Problema 2
73
5.5.3
Problema 3
74
5.5.4
Problema 4
76
5.5.5
Problema 5
76
5.5.6
Problema 6
77
5.5.7
Problema 7
78
5.5.8
Problema 8
78
5.5.9
Problema 9
79
5.5.10
Problema 10
79
Problemas del Equipo en Superficie
79
5.6.1
Bomba de Superficie
80
5.6.2
Válvula Reguladora de Flujo (V.R.F)
80
5.6.3
Válvula Block
81
5.6.4
Turbina
81
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
Procedimiento General Para Desarmar una Bomba Hidráulica
Tipo Pistón
82
5.7.1
Limpieza Exterior de la Bomba e Inspección General
82
5.7.2
Síntesis de los Pasos para Desarmar una Bomba Pistón
83
Página
5.7.3
5.8
Inspección Preliminar de Todas las Partes de la Bomba Pistón
84
Prueba de una Bomba Pistón Oilmaster
84
CAPÍTULO VI
6.1
Conclusiones y Recomendaciones
88
6.1.1
Conclusiones
88
6.1.2
Recomendaciones
89
Glosario de Términos
90
Bibliografía
99
Anexos
101
ÍNDICE DE TABLAS
Página
TABLA 1
Especificaciones de Bombas Pistón Oilmaster, Tipos y Tamaños 49
TABLA 2
Especificaciones de Bombas Pistón Kobe, Tipos y Tamaños
50
TABLA 3
Inyección de BFIPD para Bombas Pistón Oilmaster y Kobe
85
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Página
FIGURA 1
Etapas en la Vida de Producción de un Pozo de Petróleo
11
FIGURA 2
Sistemas de Levantamiento Artificial
12
FIGURA 3
Componentes del Sistema de Bombeo Mecánico
13
FIGURA 4
Componentes del Sistema de Bombeo Hidráulico
15
FIGURA 5
Componentes del Sistema de Bombeo Eléctrico Sumergible
17
FIGURA 6
Componentes del Sistema de Levantamiento a Gas
19
FIGURA 7
Proceso de Recolección de Crudo en un Campo Petrolero
21
FIGURA 8
Separador
23
FIGURA 9
Tanques de Acero
28
FIGURA 10 Tanques de Techo Fijo
29
FIGURA 11 Tanques de Techo Flotante y Fijo
30
FIGURA 12 Tanque de Lavado
32
FIGURA 13 Depurador de Gas
37
FIGURA 14 Estructura de una Bota de Gas
39
FIGURA 15 Principio de Pascal
44
FIGURA 16 Principio de Bombeo Hidráulico
45
FIGURA 17 Operación General de una Bomba Pistón
47
FIGURA 18 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo A
51
FIGURA 19 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo B
52
FIGURA 20 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo D
52
FIGURA 21 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo E
53
FIGURA 22 Relación de Presión Pum/Engine
54
FIGURA 23 Sistema de Bomba Libre
56
FIGURA 24 Elementos del Conjunto de Fondo
58
FIGURA 25 Camisa
62
FIGURA 26 Standing Valve
62
FIGURA 27 Reversada de Bomba con MTU (Movil Testing Unit)
75
FIGURA 28 Bomba Tríplex
80
ÍNDICE DE ANEXOS
Página
ANEXO 1:
Registro Reporte de Inspección. Bomba pistón 3x48
Oilmaster
101
ANEXO 2:
Registro Reporte de Inspección Cavidad Oilmaster 3x48
102
ANEXO 3:
Registro Reporte de Inspección Bomba Pistón Kobe
Super A
103
ANEXO 4:
Registro Reporte de Inspección Cavidad Kobe tipo D 3.0”
104
ANEXO 5:
Barril de una Bomba Pistón Oilmaster con presencia de
ANEXO 6:
Escala
105
Camisa de una Bomba Pistón Oilmaster en mal estado
106
RESUMEN
El análisis de problemas mecánicos en bombas pistón en el sistema de
bombeo hidráulico de subsuelo, tiene como propósito determinar sus
problemas relevantes de operación, analizando los componentes que conforma
el sistema hidráulico, las principales características del fluido motriz a ser
utilizado en el sistema de bombeo y las falencias que presentan las bombas
pistón en su trabajo operativo.
En el CAPÍTULO II se analiza el proceso de producción del petróleo y los
diferentes sistemas de levantamiento artificial como son: Bombeo Mecánico
(Balancín), Bombeo Hidráulico, Bombeo Eléctrico Sumergible y bombeo Gas
Lift. Sopesando las ventajas y desventajas que tiene cada sistema, con el
objeto de seleccionar el más rentable, dependiendo de las condiciones de cada
pozo de producción.
En el CAPÍTULO III se estudia las facilidades de superficie de una estación de
producción que es el conjunto de equipos y elementos que permiten tomar la
producción que vienen de los pozos, separarlos en cada una de sus fases,
analizarlos, tratarlos, medirlos y almacenarlos.
En el CAPÍTULO IV se presenta el tipo y tamaño de bombas pistón Kobe y
Oilmaster que se ajustan de acuerdo a la tasa de producción de cada pozo
petrolero. Este tipo de equipos consta fundamentalmente de dos pistones
unidos entre sí por medio de una varilla, uno superior denominado “pistón
motriz”, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el pistón inferior o
“pistón producción”, el cual a su vez, impulsa el crudo producido.
El bombeo hidráulico tiene dos sistemas de operación que son sistema de
fluido motriz abierto y sistema de fluido motriz cerrado, dispone de dos
sistemas de subsuelo, sistema de bomba libre y sistema de bomba fija.
Sus principales elementos del conjunto de fondo son: Tubería de revestimiento,
tubería, cavidad, aisladores de zonas y camisas.
I
En el CAPÍTULO V se realizó el análisis de los problemas mecánicos que
existen en las bombas pistón Kobe y Oilmaster, tomando en consideración las
características del reservorio. La presencia de parafina, carbonatos y un alto
BSW en los fluidos de la formación son las principales causas para los
inconvenientes mecánicos que presentan los equipos de subsuelo.
Se determinó las dificultades que afectan indirectamente a las bombas
reciprocantes, tales como: falencias del equipo de fondo y superficie.
En el CAPÍTULO VI se presenta las conclusiones y recomendaciones. De
acuerdo al estudio investigativo se concluye que: La elección de elegir el
sistema de bombeo hidráulico, radica en la importancia de su versatilidad,
efectividad y economía.
La presencia de sólidos en el fluido de formación, como en el fluido motriz es
el principal problema que afecta a la eficiencia operativa de las bombas pistón,
por el hecho que estos equipos de subsuelo conforman partes móviles.
El éxito en las operaciones de bombeo hidráulico es una buena calidad
del fluido motriz, por ello se recomienda una eficiente inyección de
químicos.
Al momento de arrancar un sistema hidráulico es conveniente circular
suficiente fluido a través de todo el circuito con el fin de asegurar la limpieza de
todo el equipo.
II
ABSTRACT
Analysis of piston pump mechanical problems in the hydraulic pumping system
of subsoil, aims determine their relevant operating problems, analyzing the
components forming the hydraulic system, the main features of the driving fluid
to be used in the pumping system and the failures that have piston pumps
operating in their work.
In CHAPTER II analyzes the oil production process and different artificial lift
systems such as: Pump Mechanic (Rocker), hydraulic pumping, electrical
submersible pump and pumping Gas Lift. Weighing advantages and
disadvantages of each system, in order to select the most cost effective,
depending on the conditions of each production well.
In CHAPTER III examines the surface facilities of a production station that is the
set of equipment and elements that allow the production to take coming from
wells, separate in each of its phases, analyze, treat, measure and store.
In CHAPTER IV presents the type and size of piston pumps and Oilmaster
Kobe is adjusted according to the rate of production of each oil well. This type of
equipment consists basically of two pistons interconnected by means of a rod,
an upper called "piston drive", which is driven by the driving fluid and which
carries the lower piston or "production piston", which in turn , drives the oil
produced.
The hydraulic pump has two operating systems that are driving fluid system
open and closed driving fluid system has two ground systems, and free pump
system fixed pump system.
Its main elements are bottomhole assembly: Casing, tubing, cavity areas
insulators and shirts.
In CHAPTER V was performed the analysis of mechanical problems that exist
in piston pumps and Oilmaster Kobe, taking into consideration the
III
characteristics of the reservoir. The presence of paraffin, carbonates and high
BSW in formation fluids are the main causes for the problems that have
mechanical ground equipment.
Difficulties was determined indirectly affecting reciprocating pumps, such as
failures of downhole and surface equipment.
In CHAPTER VI presents the conclusions and recommendations. According to
the research study concludes that: The choice of choosing the hydraulic
pumping system, the importance lies in its versatility, effectiveness and
economy.
The presence of solids in the formation fluid, as in the driving fluid is the main
problem affecting the operational efficiency of piston pumps, by the fact that
these teams comprise underground moving parts.
Successful pumping operations is a good quality hydraulic fluid drive, so we
recommend an efficient chemical injection.
Booting into a hydraulic system is convenient enough fluid to circulate through
the whole circuit to ensure the cleanliness of all equipment.
IV
CAPÍTULO I
CAPÍTULO I
1.
INTRODUCCIÓN
El Bombeo Hidráulico ha sido un sistema muy utilizado desde épocas
pasadas; su aplicación data de los tiempos en que los egipcios
utilizaban este principio por acción de un sistema de varillas y un
balancín para bombear el agua destinada para su consumo.
Este método dentro de la industria petrolera fue aplicado en la época
de Drake, cuando este descubrió el llamado “Oro Negro” (petróleo) en
Pensilvania; en la actualidad el mismo principio del Bombeo Hidráulico
empleado por los Egipcios es uno de los sistemas más utilizados en el
levantamiento artificial de petróleo desde el subsuelo hasta la
superficie.
A través de los años se han venido generando diferentes diseños de
equipos para el levantamiento artificial de petróleo, un claro ejemplo de
este avance fue una bomba accionada por vapor de agua que requería
de un pozo de gran diámetro para levantar los fluidos desde el
subsuelo hasta la superficie.
A partir del avance de la exploración del hidrocarburo se ha
demostrado que existen otros yacimientos a profundidades mayores,
de los que hasta ese tiempo no se los conocía, de allí y con el pasar
del tiempo se han ido tecnificando y perfeccionando los diferentes
diseños de equipos (tanto de subsuelo como de superficie) en el orden
de sistemas hidráulicos.
El principio fundamental aplicado al BOMBEO HIDRÁULICO en el
subsuelo es la “LEY DE PASCAL”, el mismo que explica:
1
“Si se ejerce una presión sobre una superficie líquida esta se
transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad”.
La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una
estación centralizada situada en la superficie, mediante una tubería
llena de fluido, hasta cualquier número de puntos (pozos) dentro del
sistema.
Una bomba hidráulica a pistón es un mecanismo formado por un
motor alternativo hidráulico acoplado a una bomba, se instala por
debajo del nivel del fluido del pozo.
El fluido motriz a alta presión llega al motor a través del tubing y hace
que este trabaje en forma alternativa, la bomba accionada por el motor
bombea fluido del fondo del pozo hacia la superficie.
Este tipo de bombas son de doble y simple efecto. Las de doble efecto
tienen un mayor número de piezas, pero tienen grandes ventajas ya
que para un mismo tipo de cavidad se tiene diferentes modelos y
tamaños de bombas pistón, facilitando de esta manera la selección y
diseño de la bomba a bajarse.
Las bombas pistón de simple efecto tienen una embolada larga (48”y
54”), por lo tanto necesita menor cantidad de emboladas por minuto, lo
que produce un llenado más eficiente del extremo bomba y con ello se
mejora la relación de compresión.
Los tipos de bombas mencionadas son bombas libres ya que se corren
y se reversan hidráulicamente sin remover la tubería, ni usar servicios
de cables.
2
1.1
DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
Las bombas pistón de desplazamiento positivo, son equipos que tienen
diferentes complicaciones con el fluido de formación y el fluido motriz.
La composición del fluido de formación afecta a las bombas, en lo que
se refiere a la corrosión, debido a la salinidad.
El desgaste del material causado por la corrosión, produce cortes de
fluido, ya que este tipo de unidades trabajan con presiones que varían
de 2000 PSI a 4000 PSI de inyección.
Cuando se inyecta fluido motriz sucio a estos equipos de bombeo se
tiene diferentes dificultades, tales como taponamiento de orificios ó
atascamiento de pistones, dando como resultado presiones igualadas.
1.2
OBJETIVOS
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
 Determinar la aplicación del bombeo hidráulico con bombas pistón y
sus problemas relevantes de operación.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
 Analizar los componentes que conforma el sistema de bombeo
hidráulico.
 Indicar las principales características del fluido motriz a ser utilizado
para el sistema de bombeo.
 Comprobar, por medio de la investigación y el análisis la existencia de
los problemas que atraviesan las bombas pistón.
3
 Presentar un panorama general sobre el funcionamiento de las bombas
pistón de desplazamiento positivo.
 Explicar el procedimiento hidráulico, como un sistema de levantamiento
artificial de hidrocarburos.
 Sopesar
las
ventajas
y
desventajas
con
otros
sistemas
de
levantamiento artificial.
 Obtener conclusiones de toda la información seleccionada y estudiada
para elaborar las recomendaciones respectivas del tema investigativo.
1.3
JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA
1.3.1 IMPACTO TÉCNICO
El presente trabajo investigativo, permitirá disponer de un análisis
referencial de los principales problemas mecánicos de las bombas
pistón para evitar inconvenientes de operación a futuro de los equipos
de subsuelo.
Las bombas de pistón son equipos expuestos a diferentes dificultades,
puesto que están compuestas por partes móviles, principalmente por
pistones, los mismos que deben tener una óptima lubricación para su
correcta operación, para ello es necesario realizar un análisis físico químico del fluido de inyección y fluido de formación, para establecer
los problemas mecánicos a consecuencia de los fluidos, determinando
de tal manera la solución viable y aplicable para este tipo de equipos
hidráulicos.
1.3.2 IMPACTO SOCIAL
El análisis de problemas mecánicos en bombas pistón que se plantea
realizar en el presente estudio, se utilizará como fuente de consulta,
4
que coadyuvará a determinar y solucionar las dificultades que tienen
las bombas de desplazamiento positivo en su operación.
1.3.3 IMPACTO METODOLÓGICO
Para los estudiantes de la rama de ingeniería mecánica e ingeniería de
petróleos, el trabajo a investigarse les serviría como fuente de consulta
y de referencia, ya que sería como una pauta a seguir en la solución de
las complicaciones en la operación en bombas hidráulicas en el campo
petrolero.
1.4
HIPÓTESIS
La aplicación del bombeo hidráulico con bombas pistón en sí, tiene
ventajas y desventajas con otros sistemas de levantamiento artificial. El
problema de estos equipos radica en fallas mecánicas que se
presentan en el transcurso de trabajo operativo, como consecuencia
del fluido motriz con impurezas y el fluido de formación.
Para que las bombas de desplazamiento positivo obtengan una
eficiencia de trabajo del 98% en un periodo determinado, tienen que
disponer de fluido motriz limpio y la inyección de químicos que regulen
las impurezas del fluido de formación.
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIALBES
1.4.1.1 VARIABLE DEPENDIENTE
Clasificación de bombas pistón Oilmaster y Kobe según diámetros
de sus pistones y varillas, características del material con las
cuales son construidas. Calidad del fluido motriz.
Análisis físico químico del fluido que interviene en el sistema de
bombeo hidráulico.
5
1.4.1.2 VARIABLE INDEPENDIENTE
Análisis de los principales problemas mecánicos que existen en
las bombas pistón en el sistema de levantamiento artificial por
bombeo hidráulico.
Condiciones y características de los pozos. Calidad del fluido de
formación.
1.4.1.3 IDENTIFICACIÓN DE INDICADORES
 Variación o alteración en los parámetros de operación, como:
presiones igualadas, sobre inyección, taponamiento.
 Baja producción: cuando una bomba pistón de desplazamiento
positivo tiene problemas producción, es cuando su eficiencia en la
parte motriz ha disminuido, lo que indica que existe un desgaste
de sus sellos en la parte motor del equipo.
 Suspensión de GPM (Golpes Por Minuto), demuestra que hubo
una fractura en algunas de sus varillas, ya sea en la parte motriz o
parte bomba.
 Tipos de cortes de fluido que se producen en las bombas pistón.
 Atascamientos de pistones y ruptura de varillas en bombas de
desplazamiento positivo.
 Fluido motriz con sedimentos y sólidos.
 Grado de corrosión que tiene el fluido de formación de las
diferentes arenas que tiene un yacimiento.
6
1.5
MARCO REFERENCIAL
1.5.1 MARCO TEÓRICO
Cuando la energía natural asociada con el petróleo no es suficiente
para que en el yacimiento y en el hueco se produzca la presión
diferencial necesaria para desplazar hacia la superficie un volumen
suficiente de fluido, la energía del yacimiento deberá ser suplantada
por un sistema de levantamiento artificial.
El propósito del levantamiento artificial es el de mantener una presión
de fondo fluyente capaz de que la formación pueda aportar con fluido
de reservorio.
El sistema de bombeo hidráulico con bombas Oilmaster y Kobe
transmiten potencia al fondo del pozo por medio del fluido motriz
presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las bombas de
subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del
fluido motriz en energía potencial o de presión en los fluidos
producidos.
Las bombas de PISTÓN, Oilmaster y Kobe constan de pistones
recíprocos comunicados, unos gobernados por el fluido motriz
presurizado y otros gobernados por los fluidos que produce el pozo.
De acuerdo con los diseños desarrollados por cada una de las
compañías fabricantes, todos los elementos mecánicos que constituyen
el sistema de bombeo hidráulico varían en sus condiciones generales;
sin embargo, el principio básico de operación es el mismo.
1.6
METODOLOGÍA
1.6.1 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN: Descriptiva y Explicativa
7
1.6.1.1 INVESTIGACIÓN DESCRIPTIVA
Describe la metodología requerida para realizar las observaciones
que existen en los diferentes problemas mecánicos referentes a
las bombas pistón con la finalidad de proceder con las respectivas
inspecciones, para posteriormente reparar los equipos de
subsuelo.
1.6.1.2 INVESTIGACIÓN EXPLICATIVA
Interpreta en detalle los fundamentos teóricos, limitaciones,
técnicas aplicables, normas de seguridad, criterios técnicos de
aceptación y rechazo de las partes que conforman las bombas
pistón en base a la inspección que se realiza en el taller de
bombeo hidráulico.
1.6.2 METÓDOS DE INVESTIGACIÓN
En el presente estudio investigo se aplicara el método teórico
deductivo, puesto que es un procedimiento que se apoya en las
aseveraciones y generalizaciones a partir de las cuales se realizan
demostraciones
o
inferencias
particulares
o
una
forma
de
razonamiento, mediante el cual se pasa de un conocimiento general a
otro de menor nivel de generalidad.
1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Las técnicas a utilizarse son las siguientes:
 Revisión de archivos y documentos.
 Revisión de literatura.
8
 Consulta a técnicos de bombeo hidráulico
 Trabajo de campo.
 Captación de información directa en el campo.
 Internet.
1.6.4 ANÁLISIS DE DATOS
En la presente investigación se ilustrará tablas y gráficos, mediante los
cuales se analizará los datos cualitativa y cuantitativamente.
9
CAPÍTULO II
CAPÍTULO II
2.
SISTEMAS DE PRODUCIÓN DE POZOS
El sistema de levantamiento artificial es requerido cuando la energía
del yacimiento no es suficiente para producir el fluido hasta superficie a
una tasa de producción determinada. Este levantamiento consiste en
transferir energía en el fondo del pozo o disminuir la densidad del fluido
para reducir la carga hidrostática en el fondo.
2.1
PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO
En los yacimientos petrolíferos del subsuelo existen ciertas fuerzas
materiales latentes que permiten el flujo del petróleo desde las rocas
que lo contiene al hoyo del pozo. Estas fuerzas son:
1. La expansión a gran presión de la capa de gas que se encuentra
sobre el petróleo.
2. El empuje originado por las aguas marginales ubicadas debajo del
petróleo.
3. El drenaje por gravedad. La fuerza de empuje que desplaza al
petróleo del yacimiento proviene de la energía natural de los fluidos
comprimidos almacenados en el yacimiento.
2.2
PRODUCCIÓN DE UN POZO A FLUJO NATURAL
Cuando un pozo está listo para iniciar la producción de un yacimiento
petrolífero, el petróleo fluye al pozo debido a la diferencia de presión
que existe entre la formación y el espacio dentro del pozo. Si la
reducción de presión entre el yacimiento y las instalaciones de
producción en superficie es suficientemente grande, el pozo fluirá
naturalmente a la superficie aprovechando solamente la energía natural
10
proporcionada por el yacimiento. Se dice entonces que el pozo produce
por flujo natural.
Figura 1: Etapas en la Vida de Producción de un Pozo de Petróleo
Fuente: Texto Guía de Bombeo Hidráulico
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer
que un pozo fluya a la superficie en volúmenes suficientes, la energía
natural deberá ser suplementada por medios artificiales de producción,
es decir será remplazado por un sistema de levantamiento artificial.
Existen cuatro formas de levantamiento artificial utilizados en la
producción de petróleo que son las siguientes:
 El bombeo por varillas de succión o bombeo mecánico (Balancín)
 El bombeo hidráulico de subsuelo (Bombas Pistón y Bombas Jet)
 El bombeo eléctrico sumergible (B.E.S)
 Levantamiento a gas ó Gas Lift.(Inyección de Gas)
11
Figura 2: Sistemas de Levantamiento Artificial
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.1 BOMBEO MECÁNICO (BALANCÍN)
El Sistema es accionado por un motor a Diesel que alimenta la
potencia necesaria por movimiento rotacional. La unidad de transmisión
transfiere la energía suministrada por el motor a través de correas y
engranajes al balancín, el cual transforma dicha energía en movimiento
armónico simple.
Este movimiento es transferido desde el balancín a la barra pulida y de
ésta a la sarta de varillas quien a su vez acciona la bomba de subsuelo,
y finalmente por diferencia de nivel desplaza el fluido por la tubería de
producción hacia la superficie.
12
Figura 3: Componentes del Sistema de Bombeo Mecánico
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.1.1 VENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO
 Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de
energía.
13
 El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal
de campo.
 El equipo puede ser operar a temperatura elevadas.
 Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.
 Bajas presiones de producción en el fondo del pozo
2.3.1.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO
 La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del
equipo.
 La efectividad del sistema puede verse afectada severamente
por la presencia del gas.
 Requiere altos costos de mantenimiento.
 Posee profundidades limitadas.
 El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.
2.3.2 BOMBEO HIDRÁULICO DE SUBSUELO (BOMBAS PISTÓN Y
BOMBAS JET)
Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza un fluido hidráulico
para mover un motor y bomba reciprocantes en el subsuelo con el fin
de levantar el fluido a la superficie. El bombeo hidráulico cumple la
misma finalidad que el bombeo mecánico excepto que las largas sartas
de varillas de acero son remplazadas por una columna de fluido
hidráulico.
14
Figura 4: Componentes del Sistema de Bombeo Hidráulico
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.2.1 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
 Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
 Puede operarse en pozos direccionales.
 Tiene buena flexibilidad sobre rangos de producción.
 Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
 Las bombas jet pueden explotar los pozos con mayores
relaciones de gas a petróleo (GOR).
15
2.3.2.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
 El bombeo hidráulico requiere que el personal de operaciones
tenga los conocimientos suficientes.
 Es compleja la fabricación de bombas hidráulicas a pistón.
 La alta presión en la superficie puede plantear un peligro.
 Se requiere limpiar el fluido motriz.
 Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de
tratamiento.
2.3.3 BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE (B.E.S )
Se considera un método de levantamiento artificial, que utiliza una
bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos
aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación
de flujo.
Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a
alta velocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es
ingresado a una tubería de descarga, este tipo de bombas tienen
diferentes estados de centrifugación, es decir, no es un solo rotor, si no
varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el otro y
alimentándose entre ellos para ganar mayor presión.
Este método es aplicable cuando se desea producir grande volúmenes
de fluido en pozos medianamente profundos.
16
Figura 5: Componentes del Sistema de Bombeo Eléctrico Sumergible
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.3.1 VENTAJAS DEL BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE
 Puede levantar altos volúmenes de fluidos.
 Maneja altos cortes de agua (aplicables en costa a fuera).
 Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.
17
 Su vida útil puede ser muy larga.
 Trabaja bien en pozos desviados
2.3.3.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE
 Problemas en sus componentes del equipo BES por la erosión
causada por la producción de los fluidos y gases.
 Inversión inicial muy alta.
 No es rentable en pozos de baja producción.
 Su diseño es complejo.
 Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas
elevadas.
2.3.4 LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT (INYECCIÓN DE GAS)
El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de
producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente
externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de
fluidos en la tubería de producción.
El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna
de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del
yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo
hasta la superficie.
18
Figura 6: Componentes del Sistema de Levantamiento a gas.
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.4.1 VENTAJAS DEL LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT
 Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o
plataforma.
 Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles
especiales.
 Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción
de arena.
 Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.
19
 Bajo costo de operación.
2.3.4.2 DESVENTAJAS DEL LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT
 El gas de inyección debe ser tratado.
 No es recomendable en instalaciones con revestidores muy
viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro.
 Se requiere una fuente de gas de alta presión.
 Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies.
 No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso.
20
CAPÍTULO III
CAPÍTULO III
3.
FACILIDADES DE SUPERFICIE
Las instalaciones de superficie o estaciones de producción es el
conjunto de equipos, instalaciones y elementos que permiten tomar los
fluidos que vienen de los pozos productores de crudo, separarlos en
cada una de sus fases, analizarlos, tratarlos, medirlos, para luego
enviarlos a un sitio determinado de la facilidad, que puede ser un
tanque, separador, calentador, etc.
3.1
INTRODUCCIÓN
En las facilidades petroleras es posible ejecutarla las actividades
correctamente, si se realiza las acciones en forma coordinada y segura
en una serie de equipos que están agrupados en un solo lugar y que se
la conoce como estación de producción. Pero también, es importante
tener el conocimiento de lo que hace cada equipo para de esta manera
entender el proceso y dar importancia al trabajo realizado en el campo.
Figura 7: Proceso de Recolección de Crudo en un campo Petrolero
Fuente: www.foxitsoftware.com
Elaborado por: Wilson Chimarro
21
3.2
MÚLTIPLE DE PRODUCCIÓN (MANIFOLD)
El primer lugar de llegada de los fluidos provenientes de los pozos, es
el múltiple, desde donde a través de un sistema de válvulas se
direccionan dichos fluidos hacia los separadores de prueba a través de
tuberías de 4" de diámetro, o hacia los separadores de producción a
través de tuberías de 10" de diámetro. Tomando en consideración que
la presión en los separadores varía entre 20 a 25 psi.
Fotografía 1: Manifold.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
3.3
SEPARADORES
Posteriormente el fluido
ingresa a los separadores en donde se
produce la separación bifásica (separación de la fase líquida de la fase
gaseosa).
Para evitar problemas de operación en los separadores, se inyecta
químicos, tales como: antiespumante, demulsificante y antiparafínico,
antes de que el fluido ingrese a los separadores.
22
Fotografía 2: Separadores.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
Figura 8: Separador.
Fuente: Sistema de Diseño e Instalaciones Superficiales de Producción 1992.
Elaborado por: Wilson Chimarro
Los separadores poseen esencialmente las siguientes características y
componentes:
 Una vasija, la cual incluye:
 Un mecanismo de separación o sección primaria Sección
secundaria o de asentamiento.
23
 Extractor de niebla, para remover pequeñas partículas de líquido
del gas.
 Salida de gas.
 Sección de asentamiento de líquido, para remover gas o vapor del
aceite y agua si es trifásico.
 Salida de aceite.
 Salida de agua, si es un separador trifásico
 Capacidad volumétrica de líquido adecuada.
 Diámetro, altura y longitud adecuada
 Medio de control de nivel, el cual incluye un controlador y una
válvula controladora de nivel (LCV-Level Control Valve).
 Un mecanismo de control de presión (controlador + PCV –Pressure
control Valve)
 Mecanismos de alivio de presión.
Los mecanismos de separación son físicos y mecánicos. Los físicos
son la segregación y la fuerza centrífuga y los mecánicos son
dispositivos que generalmente actúan sobre la fase líquida y permiten
generalmente escapar la fase gaseosa o contribuyen a una mejor
separación por efecto de la gravedad o la fuerza centrífuga. Dentro de
los dispositivos que facilitan la separación tenemos:
 Centrífugos Son difusores que someten el flujo de entrada al
separador a una fuerza centrífuga, la cual permite una separación
primaria del gas y del líquido por la diferencia de densidades. El
24
líquido cae hacia la parte inferior del recipiente con alguna cantidad
de gas atrapada, y el gas se dirige hacia la parte superior con
algunas gotas de líquido.
 De Asentamiento Esta es una gran sección o área de asentamiento
que permite el escape o salida del gas de la parte líquida.
Controlando el nivel de líquido dentro del separador, impedimos que
dicho nivel suba hasta la salida de gas.
 Eliminador de Grumos Conocido también como extractor de niebla.
Este se encarga de retirar las gotas de crudo que no han sido
separadas del gas, por medio de unas mallas contra las cuales
choca el flujo de gas causando un rompimiento que permite la
acumulación de pequeñas gotas de líquido en la malla, las cuales
finalmente se precipitan hacia la parte inferior del separador. El gas
continúa fluyendo a través de la malla.
 Drenajes
Son instalados en la parte inferior de las vasijas y controlados
automáticamente por medio de flotadores. Los drenajes permiten la
salida de agua, arena y algunas impurezas que entran con la fase
líquida al separador.
 Bafles, Platinas y Flotadores Facilitan la separación y acumulación
de las fases, así como también la operación de los controles.
 Visores,
Válvulas,
Reguladores,
Válvulas
de
Seguridad,
Manhole.
Son dispositivos externos. Los visores son hechos de tubos de vidrio
con los cuales se puede apreciar los niveles de crudo y agua. Las
válvulas controlan los diferentes flujos.
Los reguladores son utilizados para el control de las presiones y flujos
del separador.
25
Las válvulas de seguridad son mecanismos que protegen el sistema de
sobre presurizaciones causadas por taponamiento de válvulas o mal
funcionamiento de controles.
El manhole es una compuerta lateral para facilitar el acceso, con el fin
de realizar inspecciones y/o reparaciones en la parte interna del
separador.
3.4
SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO
El almacenamiento puede realizarse bajo diferentes sistemas; así pues,
el disponer de grandes capacidades de almacenamiento para los
volúmenes de petróleo o gas producidos, permiten brindar una
seguridad estratégica a un
país y la oportunidad de obtener los
mayores beneficios comerciales.
En los sistemas de almacenamiento de los hidrocarburos, tiene singular
resalte aquel que es en tanques de acero. Pero esta actividad sólo es
posible ejecutarla si se realiza la operación coordinada y segura de una
serie de equipos que están agrupados en el lugar que se conoce como
Área de Tanques.
3.4.1 ORIGEN DEL ALMACENAMIENTO
Colonel Drake produjo el primer pozo de petróleo en 1859 en Titusville,
Estado de Pennsylvania en Estados Unidos de Norte América, y en
aquel entonces se preguntaron en como almacenarlo y poder
transportarlo el hidrocarburo. En aquel tiempo el sistema conocido en
esa fecha eran los recipientes para almacenar el vino, vasijas que eran
construidas de madera de roble para que tengan una mayor vida útil.
Hoy en el mercado han desaparecido este tipo de recipientes que se
usaba en la industria petrolera, sin embargo se ha inmortalizado su
26
nombre, ya que la unidad de medida tradicionalmente utilizada en el
mundo petrolero es el barril (bbl).
3.4.2 GENERALIDADES
 El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la
explotación de los servicios de hidrocarburos ya que:
 Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber
las variaciones de consumo.
 Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de
despacharlo por oleoducto o a destilación.
 Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.
Normas aplicables
AGA:
American Gas Association
API:
American Petroleum Institute
ASME:
American Society Of Mechanical Engineers
ASTM:
American Society for Testing and materials
IP:
Institute of Petroleum
ISA:
Instrument Society of America
ISO:
International Standards organization
NACE:
National Association of Corrosion Engineers
PRCI:
Pipeline Research Council International
En la construcción de tanques de almacenamiento se realiza
cumpliendo una normatividad que generalmente es la Norma API, de
ella la API 650 es para tanques atmosféricos y la API 620 para líquidos
con presión de vapor de 17 psi.
27
3.4.3 CARACTERÍSTICAS
Los tanques de almacenamiento son construidos con planchas
baroladas y ensamblados todas ellas mediante suelda especial.
 El espesor del tanque para cada sección tiene un diseño particular;
así pues en la parte inferior el espesor es mayor y en la parte
superior es menor.
 Tienen anillos de refuerzo que permiten su rigidez.
 Las entradas tanto para producto como para las personas que
realicen mantenimiento (man hole) son tratadas su metalurgia
térmicamente.
Figura 9: Tanques de Acero.
Fuente: Jahn, F., Cook, M., and Graham, M.: 2000, Hydrocarbon Exploration and
Production.
Elaborado por: Wilson Chimarro
En relación a las características del techo del tanque tenemos las
siguientes:
 Tanques de Techo Flotante.
 Tanques de Techo Fijo.
 Tanques de Techo Flotante y Fijo.
28
3.4.3.1 TANQUES DE TECHO FLOTANTE
En este tipo de tanques el techo flota sobre el producto que se
almacena desplazándose verticalmente de acuerdo al nivel
superior del fluido. Debido a este contacto y al peso del techo, no
existe evaporación del fluido) crudo o productos refinados), hecho
que disminuye riesgos de incendios o explosión; es decir, con
este tipo de tanques se disminuye las pérdidas por evaporación y
no genera electricidad estática.
3.4.3.2 TANQUES DE TECHO FIJO
Estos tanques son de diseño simple bajo la Norma 650 y se
diferencian de los anteriores, ya que existe un espacio libre entre
el nivel del fluido y la tapa, por lo que hay presencia de vapores,
dando como resultados el incremento de riesgos. Generalmente
son tanques de volúmenes pequeños en alrededor de los 10,000
bbls.
Figura 10: Tanques de Techo Fijo.
Fuente: Tanques de Almacenamiento.Ing. Jorge Pazmiño Urquizo
Elaborado por: Wilson Chimarro
29
3.4.3.3 TANQUES DE TECHO FLOTANTE Y FIJO
Existen tanques que tienen por diseño techo flotante y además
uno de techo fijo en forma de domo cuya finalidad es da una
protección extra al tanque.
Figura 11: Tanques de Techo Flotante y Fijo
Fuente: Tanques de Almacenamiento.Ing. Jorge Pazmiño Urquizo
Elaborado por: Wilson Chimarro
3.5
SISTEMA
DE
ALMACENAMIENTO
EN
UNA
ESTACIÓN
DE
PRODUCCIÓN
En una estación de producción el sistema de almacenamiento está
compuesto por un tanque de lavado, un tanque de reposo y un tanque
de oleoducto.
3.5.1 TANQUE DE LAVADO (WASH TANK)
Continuando con el circuito de producción del fluido, el mismo que
después de haber pasado por la bota de gas ingresa al tanque de
lavado (Wash Tank), donde se produce la separación crudo y agua,
para lo cual el crudo sale por rebose a la altura de los 22 pies (ft) del
30
tanque de lavado hacia el tanque de reposo, mientras que por la parte
inferior se drena el agua que es enviada al sistema de reinyección de
agua de producción.
En el tanque se debe mantener un colchón de agua de 10 pies (ft) de
altura para una operación normal del tanque, el mismo que es
monitoreado manualmente con la utilización de una cinta.
La función principal de estos recipiente, es la de eliminar el agua y
proporcionar un tiempo de permanencia suficientemente grande para
que el demulsificante actúe rompiendo el resto de la emulsión agua petróleo.
Al tanque de lavado se debe efectuar la medición del BSW a los 10,
15,20 pies (ft), así como también a la descarga, con el objetivo de
monitorear la deshidratación y el desempeño de los químicos.
La finalidad de este proceso es la de obtener un BSW menor al 1%,
caso contrario la deshidratación debe continuar en el tanque de reposo.
Los tanques de lavado tienen techos fijos. Para mantener una presión
positiva y exento de aire, se dispone de las llamadas válvulas de
presión y vacío con arresta llamas y gas blanket o colchón de gas. Esto
ayuda a prevenir la corrosión, eliminar potenciales fuentes de incendio
y conservar algo de hidrocarburos gaseosos en solución.
Las válvulas de presión y vacío están montadas en las boquillas
abiertas en la parte superior del tanque que sirven para evitar la
explosión o la implosión del tanque. La explosión puede ser causada
por el incremento de la presión, si se incrementa constantemente la
entrada de emulsión, mientras que la implosión puede ser causada por
una presión negativa, por una precipitada salida de agua de formación.
31
Figura 12: Tanque de Lavado (Wash Tank)
Fuente: www.foxitsoftware.com
Elaborado por: Wilson Chimarro
Fotografía 3: Tanque de Lavado (Wash Tank)
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
32
3.5.2 TANQUE DE REPOSO (TANQUE DE SURGENCIA)
El petróleo con un BSW del 1% procedente del tanque de lavado
ingresa al tanque de reposo, también conocido como tanque de
surgencia.
El objetivo del almacenamiento del crudo en este tipo de tanque es la
de separar el remanente de agua que queda en el crudo, hasta
alcanzar a un BSW de aproximadamente del 0.1%.
Con respecto a la medición total del nivel del tanque se lo realiza
mediante la utilización de una cinta.
Este tipo de tanque dispone de una o varias succiones, para enviar el
crudo
hacia
el
tanque
de
oleoducto,
mediante
bombas
de
transferencias, estas tomas (succiones) se encuentran instaladas en el
tanque a una altura de 3,6 o 9 pies.
Al igual que el tanque de lavado, también se dispone de una bota de
gas en la entrada al tanque de surgencia, la cual sirve para recibir el
crudo provenientes de los pozos que tienen un BSW < 1%
directamente de los separadores de producción, con la finalidad de
disminuir la cantidad de petróleo en el tanque de lavado y generar un
tiempo de permanencia mayor.
Parte del petróleo de este tanque es utilizado como fluido motriz en el
sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico, por lo que
tiene un BSW del 0.1%.
33
Fotografía 4: Tanque de Reposo (Tanque de Surgencia)
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
3.5.3 TANQUE DE OLEODUCTO
El destino final del petróleo sin agua y con la mínima cantidad de gas
es el tanque de oleoducto de un campo petrolero. La característica más
importante de este equipo constituye el techo flotante o corredizo, que
varía de acuerdo al nivel de petróleo que se tenga internamente. Con
esta configuración, se evita tener una capa de gas y los riesgos altos
de flagelo.
34
Fotografía 5: Tanque de Oleoducto.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
Fotografía 6: Tanques de Oleoducto.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
35
3.6
SISTEMA DE GAS
En una estación de producción el sistema de gas está encargado de
recolectar el gas proveniente de los separadores y distribuirlos para el
consumo.
El sistema de gas dispone de los siguientes componentes:
3.6.1 TEAS (MECHEROS)
En cada estación las teas de gas son instaladas en la parte posterior,
con la finalidad de garantizar la seguridad de los equipos de
producción, para lo cual cada estación cuenta con tres teas: una tea de
gas de los separadores, una tea de gas ecológico de la bota del tanque
de lavado y una tea de gas ecológico de la bota del tanque de
surgencia.
Fotografía 7: Teas de Gas.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
36
3.6.2 DEPURADOR DE GAS (SCRUBERS)
La función de este componente es eliminar el líquido (agua) que se
encuentra en la corriente gaseosa. Por lo general estos dispositivos se
encuentran instalados en: la salida de los separadores, a la entrada de
las unidades de oleoducto, a la entrada de los calentadores y a la
entrada de las unidades Ajax, con el objetivo de eliminar el agua que se
encuentra en la corriente gaseosa.
Figura 13: Depurador de Gas.
Fuente: www. Depuradores de Gas.com
Elaborado por: Wilson Chimarro
37
Fotografía 8: Depurador de Gas.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
3.6.3 BOTAS DE GAS
Estos equipos se encuentran en las estaciones de producción, puesto
que tienen como finalidad separar el remanente de gas existente en la
corriente líquida, es decir el fluido proveniente de los separadores hacia
el tanque de lavado.
3.6.3.1 GENERALIDADES
Está formada de dos cilindros verticales concéntricos, y sirve para
eliminar una cantidad adicional de gas que todavía permanece en
solución. Por el cilindro interno sube el petróleo y agua, hasta
chocar
con
un
deflector
en
forma
de
sombrero
chino,
descendiendo por el espacio anular para ingresar al tanque de
lavado.
38
ESTRUCTURA DE UNA BOTA DE GAS
Figura 14: Estructura de una Bota de Gas
Fuente: www.bota de gas.com
Elaborado por: Wilson Chimarro
Fotografía 9: Bota de Gas
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
En una estación de producción existen dos botas de gas instaladas de
la siguiente forma una a la entrada del tanque de lavado y la otra a la
39
entrada del tanque de reposo con el objeto de extraer el gas que no se
separó en los separadores de producción.
3.6.4 CALENTADORES
Para el tratamiento químico del crudo que se realiza en el tanque de
lavado existen quemadores, los cuales son tubos concéntricos que
tienen como finalidad incrementar la temperatura del agua de
formación, quemando gas natural en el tubo interno, mientras que por
el espacio anular y en contracorriente ingresa el agua del tanque de
lavado, incrementándose la temperatura de 10 a 25°F.
Fotografía10: Calentadores Artesanales
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
Fotografía 11: Calentadores Artesanales.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
40
3.7
SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA
El agua producida proveniente del tanque de lavado, previa inyección
de químicos como Biocida, antiescala, inhibidor de corrosión y
surfactantes, es succionada por las bombas booster, estas bombas
empacan la succión de las bombas multietapas de reinyección de agua
de producción e inyectan el agua a los pozos reinyectores.
3.8
UNIDAD DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA AUTOMÁTICA
(A.C.T)
La unidad ACT (Automatic Custody Transfer). Básicamente sirve para
medir el flujo de petróleo y direccionar éste hacia el bombeo hidráulico
de pozos también conocido como power oil. Consta de bombas
booster, bombas de transferencia, equipos de medición de flujo,
bombas de químicos y toma muestras.
Fotografía 12: Unidad de Transferencia de Custodia Automática (ACT).
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
Los medidores deben ser lo más precisos y exactos ya que
prácticamente están contando dinero, por lo que se usa un sistema
patrón para comprobar la exactitud del medidor. Pero no solo se evalúa
cantidad sino también calidad, analizando principalmente la gravedad
API y el contenido BSW.
41
3.8.1 DISPOSITIVOS DE LAS UNIDADES A.C.T
3.8.1.1 BOMBA
Sirve para conducir el petróleo del tanque a través de la unidad y
finalmente hacia el oleoducto, por lo general son bombas
centrifugas debido a que vibran menos y logran un flujo más
uniforme para la prueba del medidor.
3.8.1.2 DESAEREADOR
Es un dispositivo que elimina el gas o el aire del petróleo, el gas
libre o el aire pueden causar cavitación en la bomba, hacer que el
medidor patine o que se tome una muestra no representativa.
3.8.1.3 FILTRO
Elimina partículas sólidas tales como costras de la tubería,
esquirlas de soldadura, arena, etc., las cuales pueden causar
muestreos y aforos inexactos.
3.8.1.4 MEDIDOR
Dispositivo de buena exactitud y repetibilidad que mide el volumen
de petróleo que se está transfiriendo.
3.8.1.5 TOMA MUESTRAS
Dispositivo que toma muestras de petróleo para determinar el
BS&W y API.
42
3.8.1.6 CONEXIONES PARA EL MASTER METER
Es un sistema de válvulas y accesorios que facilitan la verificación
de la precisión del medidor, por medio de un probador portátil.
Continuando con el circuito del crudo. Las bombas booster de
crudo succionan del tanque de reposo hacia el tanque de
oleoducto, por la succión (toma) que se encuentra a una altura de
9 pies (ft).
.
43
CAPÍTULO IV
CAPÍTULO IV
4.
BOMBAS TIPO PISTÓN KOBE Y OILMASTER
En un sistema de bombeo hidráulico el componente principal en el fondo
del pozo es la bomba de producción.
Existen varios diseños de bombas hidráulicas, sin embargo todas estas
tienen el mismo principio operativo. En la industria petrolera hay dos
diseños que generalmente son utilizados.
 La bomba de acción simple.
 La bomba de acción doble.
4.1
FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO
El principio fundamental aplicado en el bombeo hidráulico en el subsuelo
es la “Ley de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un
líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del
fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”.
Así se trasmite presión desde un equipo de bombeo centralizado o
individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta
cualquier número de pozos petroleros.
Figura 15: Principio de Pascal
Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico
Elaborado por: Wilson Chimarro
44
Figura 16: Principio de Bombeo Hidráulico
Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico.
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.2
BOMBEO HIDRÁULICO CON BOMBAS TIPO PISTÓN
El bombeo hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos
años; ya que ofrecen ventajas que lo diferencian de otros sistemas
artificiales, pueden alcanzar hasta profundidades de 18.000 pies y para
sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor-bomba) no se
requiere disponer de un equipo de reparación, únicamente se invierte el
fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a
la superficie por el desplazamiento del fluido motriz.
El bombeo hidráulico con bombas tipo pistón presenta las siguientes
ventajas:
 Tiene buena flexibilidad sobre rangos de producción.
 Puede operarse en pozos direccionales
 Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
45
 Puede instalarse como un sistema integral.
 Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
 Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas
urbanas.
A pesar de tener ventajas, este tipo de bombeo tiene ciertas
restricciones:
 Hay una falta generalizada de conocimientos sobre el sistema.
 La alta presión en la superficie puede plantear un peligro.
 Se requiere disponer de un fluido motriz limpio.
 Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de tratamiento.
4.3
PRINCIPIO DE OPERACIÓN
La unidad de bombeo consta fundamentalmente de dos pistones unidos
entre sí por medio de una varilla, uno superior denominado “pistón
motriz”, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el pistón
inferior o “pistón producción”, el cual a su vez, impulsa el aceite
producido. Si 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. Por lo tanto, si el área del pistón motriz (Am), es igual a la mitad
del área del pistón de producción (Ap), se tiene que ejercer 1 Kg de
fuerza para vencer cada ½ Kg de resistencia que presenta el pistón de
producción; sin embargo, desde el punto de vista volumétrico, se
necesitará únicamente medio barril de aceite motriz por cada barril de
aceite producido.
46
Existen dos diseños de bombas hidráulicas tipo piston que son los
generalmente utilizados:
 Bomba de acción simple, esta desplaza el fluido en un solo sentido,
es decir en la carrera ascendente o descendente.
 Bomba de acción doble, esta desplaza el fluido, tanto en la carrera
descendente como ascendente.
Figura 17: Operación General de una Bomba Pistón
Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico
Elaborado por: Wilson Chimarro
47
4.4
TAMAÑO DE BOMBAS PISTÓN OILMASTER
Los tipos y tamaños de bombas pistón Oilmaster que existen en el
Ecuador son los siguientes:
a) Bombas Pistón 3.0x54” (302423)
Para cavidad 3x54”
b) Bombas Pistón 3.0x48” (302422)
Para cavidad 3x48”
Bombas Pistón 3.0x48” (302022)
Para cavidad 3x48”
Bombas Pistón 3.0x48” (302419)
Para cavidad 3x48”
Bombas Pistón 3.0x48” (302019)
Para cavidad 3x48”
Bombas Pistón 3.0x48” (302017)
Para cavidad 3x48”
c) Bombas Pistón 2½x48” (252019)
Para cavidad 2½x48”
Bombas Pistón 2½x48” (252017)
Para cavidad 2½x48”
Bombas Pistón 2½x48” (252015)
Para cavidad 2½x48”
Bombas Pistón 2½x48” (252012)
Para cavidad 2½x48”
4.4.1 TIPOS Y TAMAÑOS DE BOMBAS PISTÓN OILMASTER
En la industria petrolera existen diferentes tipos de bombas pistón
Oilmaster, que se ajustan de acuerdo a la tasa de producción de cada
pozo petrolero.
48
TABLA 1: Especificaciones de Bombas Pistón Oilmaster, según tipos y tamaños
Diámetro
Porcentage Resultado
Motor
Tasa
B/D DESPLAZAMIENTO
de Presión de Presión de Velocidad
& Bomba
P/E
POR SPM
TASA DE
VELOCIDAD
MOTOR BOMBA MOTOR BOMBA
PSI/1000 Ft
54" UNIDAD DE CARRERA PARA TUBERÌA DE 3½"
2.4375 x 2.359
0,96
396
72
37,31
34,96
2686
2517
48" UNIDAD DE CARRERA PARA TUBERÌA DE 3½"
2.00 x 2.265
1,3
403
72
22,35
28,65
1609
2063
2.40 x 2.265
0,92
396
72
32,18
28,65
2317
2063
2.40 x 1,90
0,63
393
72
32,18
20,17
2317
1452
2½" - 2.0 x 1.90
0,93
403
72
22,35
20,17
1609
1452
2½" - 2.0 x 1.75
0,78
338
72
22,35
17,11
1609
1232
48" UNIDAD DE CARRERA PARA TUBERÌA DE 2½"
2.00 x 1.90
0,93
403
72
22,35
20,17
1609
1452
2.00 x 1.75
0,78
338
72
22,35
17,11
1609
1232
2.00 x 1.50
0,57
247
72
22,35
12,53
1609
905
2.00 x 1.25
0,40
173
72
22,35
8,73
1609
629
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.5
TAMAÑO DE BOMBAS PISTÓN KOBE
Los tipos y tamaños de bombas pistón Kobe que existen en el Ecuador
son los siguientes:
a) 3D 2x2
3D 2X1
3D 1X1
49
3D 2XA
b) B 2X2
B 2X1
B 1X1
B 2XA
B 1XA
c) SUPER A
d) E 2½”
4.5.1 TIPOS Y TAMAÑOS DE BOMBAS PISTÓN KOBE
En el mercado industrial existen diferentes tipos de bombas pistón Kobe,
que se ajustan de acuerdo
a la tasa de producción de cada pozo
petrolero.
TABLA 2: Especificaciones de Bombas Pistón Kobe, según tipos y tamaños
Tipo
Tamaño
Motor
Bomba
Factor Factor Porcentage
GPM Producción
Motor Bomba
P/E
Máximo
Máxima
3D 2X2 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" x 2 1/8"
35,74
42,53
1,19
87
3700
3D 2X1 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" x 1 7/8"
35,74
36,94
1,03
87
3214
3D 1X1 1 3/4"x 2 1/8" 1 7/8" x 1 7/8"
35,74
31,34
0,88
87
3727
3D 2XA 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" + EXTEN 35,74
21,55
0,6
87
1875
3B 2X2
2 1/8"
2 1/8" x 2 1/8"
21,75
42,53
1,96
87
3700
3B 2X1
2 1/8"
2 1/8" x 1 7/8"
21,75
36,94
1,7
87
3214
3B 1X1
2 1/8"
1 7/8" x 1 7/8"
21,75
31,34
1,44
87
2727
3B 2XA
2 1/8"
2 1/8" + EXTEN 21,75
21,55
0,99
87
1875
3B 1XA
2 1/8"
1 7/8" + EXTEN 21,75
15,96
0,73
87
1389
SUPER A
1 7/8"
1 3/4"
16,17
14
0,87
87
1218
E 2½"
1 3/4"
1 3/4"
35,45
40,63
1,15
57
2316
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
50
4.5.1.1 BOMBAS PISTÓN TIPO “A”
Está diseñado con un solo sello, ubicado en la parte motriz de la
bomba, esto permite aislar el fluido motriz del tubing con el fluido
del espacio anular, posee dos cilindros de 1 ¾” tanto en lo motriz
como en su sección bomba, se recomienda utilizar en pozos donde
se tiene problemas con los sellos de la cavidad o tubos paralelos,
es adaptable a cavidades Oilmaster de 3” tanto para 3x54” como
3x48”, ya que su funcionamiento y longitud lo permiten. Estas
bombas utilizan Engine valve tipo B.
Figura 18: Diseño de una Bomba Pistón kobe Tipo A
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.5.1.2 BOMBAS PISTÓN TIPO “B”
Tiene sellos externos que permiten que el espacio anular entre la
bomba y el tubing sirva de paso para su característica de
funcionamiento que es de doble acción; En su parte motor tienen
cilindro y pistón de 21/8” y según la capacidad de levantamiento
que se desee se puede cambiar del tamaño de sus pistones en la
parte bomba.
Existe un limitante que es la presión del sistema o planta ya que al
manejar un solo pistón en la parte motor se necesita mayor presión
de inyección en operación de la bomba.
51
Figura 19: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo B
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.5.1.3 BOMBAS PISTÓN TIPO “D”
Es una combinación de la bomba pistón tipo A y B, el motor de la
bomba tipo “D” corresponde al motor de la bomba tipo A + el motor
de la bomba tipo B; estos equipos vienen con un cilindro y pistón
de 1 ¾” y otro pistón 2 1/8” separados por un tapón medio en la
parte bomba al igual que el tipo B; dependiendo de la capacidad de
levantamiento que se desee se pueden cambiar los pistones.
Todas estas bombas constan de 9 sellos.
Figura 20: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo D
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
52
4.5.1.4 BOMBAS PISTÓN TIPO “E”
Este tipo de bomba es diferente a las anteriores (A, B, D),
exteriormente vienen con sellos que permiten aislar el fluido de la
tubería y el espacio anular que forma la bomba con el tubing, la
unidad motora está ubicada en el centro de la bomba para darle
características de doble acción, produce volúmenes altos de fluido.
Figura 21: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo E
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.6
FACTOR “P/E” IMPORTANCIA DENTRO DEL DISEÑO
Del análisis estático y de las fuerzas que actúan en cada una de las
bombas Tanto de simple efecto (Oilmaster) como de doble efecto (Kobe)
se determina que el factor adimensional P/E es:
Donde:
P/E = Relación adimensional bomba / motor
App = Área pistón bomba
Apr = Área de la varilla bomba
Aep = Área pistón motor
Aer = Área varilla motor
Con un factor:
P/E > 1
> PRESIÓN DE OPERACIÓN
< INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ
53
P/E < 1
< PRESIÓN DE OPERACIÓN
> INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ
Figura 22: Relación de Presión Pump/Engine
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.7
FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN
En la industria petrolera existe gran diversidad de diseños de bombas
hidráulicas tipo pistón, entre las cuales las más utilizadas en el campo
petrolero son las siguientes:
 National Oilmaster.
 Kobe.
 Guiberson.
Para el análisis investigativo se estudiará los problemas mecánicos de
las bombas pistón National Oilmaster y Kobe.
54
4.8
SISTEMAS DE OPERACIÓN
En el sistema de bombeo hidráulica existen dos sistemas de operación:
Sistema de Fluido motriz abierto y el sistema de fluido motriz cerrado.
4.8.1 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO (OPF, OPEN POWER
FLUID)
Es aquel sistema que requiere de dos conductos de fluido en el pozo; el
primero para circular o contener el fluido motriz a presión y dirigirlo a la
parte motor de la bomba, el segundo contiene el fluido motriz que
accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo en su retorno a
superficie (llamado espacio anular).
4.8.2 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO (CPF, CLOSE POWER
FLUID )
Es el sistema en donde no se permite que el fluido producido se
mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema, se requiere de
una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como en superficie;
una sarta para transportar la producción hasta la batería de tanques y
otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el
fondo del pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y
circular.
4.9
TIPOS DE SISTEMAS DE SUBSUELO
4.9.1 SISTEMA DE BOMBA LIBRE
Este sistema no requiere de una unidad especial de pesca, para correr y
reversar la bomba, esta bomba se desplaza
dentro de la sarta de
tubería del fluido motriz.
Para colocar la bomba o correr la bomba Oilmaster o Kobe, se inserta
en la sarta de la tubería en la superficie y se la hace circular hasta el
fondo, donde se la aloja en el conjunto de fondo (BHA) o también
conocido como cavidad.
55
Para recuperar la bomba Oilmaster o Kobe, se inyecta fluido motriz por
el espacio anular, esta inyección de fluido invertida hace que accione la
válvula de pie (Standing valve) y se presurice en el fondo desasentando
la bomba de la cavidad, la presión queda atrapada en las copas que
tiene la bomba en la parte superior y de esta forma permite circular hasta
superficie para ser reemplazada; en ciertos casos se requiere de una
unidad especial swab para recuperarla.
Es una ventaja este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar
o
reemplazar
equipos
sin
necesidad
de
una
unidad
de
reacondicionamiento.
Figura 23: Sistema de Bomba Libre
Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico
Elaborado por: Wilson Chimarro
56
4.9.2 SISTEMA DE BOMBA FIJA
La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se coloca
en el pozo como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo
se tiene que cambiar utilizando una unidad de reacondicionamiento.
4.10
PRINCIPALES ELEMENTOS DEL CONJUNTO DE FONDO
Una completación de fondo es diseñada de acuerdo al número de
arenas productoras que tenga cada pozo, la cual consta de los
siguientes elementos:
 Tubería de Revestimiento ( casing).
 Tubería ( Tubing).
 Cavidad.
 Aisladores de zonas (Packers).
 Camisa
57
Figura 24: Elementos del Conjunto de Fondo.
Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico.
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.10.1 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)
Es la tubería que va cementada a las paredes del pozo. Se encuentra
instalado desde la superficie hasta el conjunto de fondo. Tiene diámetros
de 5 1/2 " y 7".
En el interior del casing
se mezclan los fluidos de inyección, más
produción y de esta forma circulan hasta superficie; En nuestro país
debido a longevidad de los casing estos han ido perdiendo su capacidad
de resistencia sobre todo por la corrosión consecuentemente es limitada
su resistencia a altas presiones ( 1500 psi).
58
Fotografía13: Tubería de Revestimiento (Casing).
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.10.2 TUBERÍA (TUBING)
Es la sarta de tubería que se introduce hasta el fondo del pozo. Los
tubing se fabrican en distintas calidades según su resistencia, en aceros
de grados J-55, C-75, N-80, P-105, P-110 y de acuerdo a las
especificaciones del INSTITUTO AMERICANO DEL PETROLEO (API.),
API 5A, 5 AC Y 5 AX (el grado de acero indica el límite de fluencia
mínimo en miles de psi.), cada tubo mide 32 ft de longitud
aproximadamente, los tubing más utilizados en la industria petrolera del
Ecuador son de 3 1/2" , 2 7/8" y 2 3/8".
4.10.3 CAVIDAD
Conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de
manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet), en el
interior de la cavidad se aloja la bomba destinada a trabajar, cuando la
bomba se encuentra alojada en la cavidad se tienen sellos que delimitan
cámaras entre bomba y cavidad apropiadas para cada función y
recorrido del fluido. La cavidad posee alrededor de ella agujeros en
lugares destinados al paso del fluido. Independientemente del tipo de
59
bomba los agujeros en el extremo inferior son utilizados para la
extracción de la bomba.
Fotografía 14: Cavidad.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
60
4.10.4 AISLADORES DE ZONAS (PACKERS)
Son elementos cuyo mecanismo
mecánico o hidráulico hacen que
sellen las paredes del casing y el tubing, aislando independientemente
de esta forma las arenas productoras.
Fotografía 15: Packer.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.10.5 CAMISAS
Son herramientas que van colocadas directamente en el intervalo de la
zona o arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el
fluido de la zona o arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a
través de él y llegue hasta la cavidad; estas herramientas tienen la
particularidad de abrirse o cerrarse con la ayuda de una herramienta
auxiliar llamada “Shifing tool”.
61
Figura 25: Camisa.
Fuente: Weatherford.
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.10.6 VÁLVULA DE PIE (STANDING VALVE)
Es aquella herramienta que se aloja en el extremo inferior de la cavidad
(seating ring), son necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto
“U” y prevenir que el líquido que está circulando regrese de nuevo al
reservorio. Esta válvula puede ser recuperada con una unidad auxiliar de
wire line. Cuando el pozo está produciendo, sirve de asiento para las
bombas.
Figura 26: Standing valve.
Fuente: Weatherfor
Elaborado por: Wilson Chimarro
62
CAPÍTULO V
CAPÍTULO V
5.
PROBLEMAS
MECÁNICOS
EN
BOMBAS
PISTÓN
KOBE
Y
OILMASTER
Para realizar un análisis y encontrar una solución a los problemas
mecánicos que existen en las bombas pistón Kobe y Oilmaster,
básicamente hay que tomar en consideración los siguientes parámetros:
5.1.
CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO
Las características de un reservorio son las siguientes:
5.1.1 POROSIDAD
Las arenas petrolíferas están compuestas por millones de granos que
por lo general no son redondos, ya que su forma depende de la erosión
que les dio origen. Estos granos nunca se ajustan completamente unos
a otros y los espacios que quedan entre ellos forman la porosidad en el
cual se encuentran los fluidos.
La porosidad es la fracción del volumen total de la roca no ocupada por
el esqueleto mineral de la misma. En los yacimientos de petróleo, la
porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser
ocupado por líquidos o gases. Esta propiedad física determina la
capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se
expresa como porcentaje, fracción o decimal.
5.1.2 PERMEABILIDAD (K)
Se define como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad
que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la
red de poros interconectados. Si los poros de la roca no están
interconectados no existe permeabilidad; por consiguiente, es de esperar
que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la
porosidad efectiva, aunque no necesariamente con la porosidad
absoluta.
63
5.1.3 PRESIÓN ESTÁTICA (P*)
Es la presión de un yacimiento a condiciones estáticas, es decir, cuando
no existe movimiento de fluidos dentro del mismo y todas las fases se
encuentran en equilibrio.
La presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe
cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo.
Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona
petrolífera. Por consiguiente, la presión del yacimiento es la presión que
existe en condiciones de equilibrio antes o después de que se hayan
establecido las operaciones de producción.
5.1.4 PRESIÓN FLUYENTE (Pwf)
Es la presión que hace el fluido sobre las paredes del casing. Se mide
en frente de las perforaciones (donde se cañoneó)
5.1.5 PRESIÓN DEL PUNTO DE BURBUJA (Pb, psi)
Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas
comienza a liberarse del petróleo. También llamada presión de
saturación.
La presión del punto de burbuja se determina en función de la
temperatura, la gravedad específica del gas, la gravedad específica del
petróleo y la cantidad de gas disuelto en el crudo.
5.1.6 DROW DOWN
Es la resta entre la presión estática de fondo y la presión de fondo
fluyente.
5.1.7 BSW
El corte de agua (Basic Sediment and Water), es el porcentaje de agua
y sedimentos suspendidos y disueltos dentro del crudo. La
64
determinación del BSW es importante para el cálculo de las pruebas y
para el control de incrementos repentinos de agua en el pozo.
5.1.8 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO
Es un valor adimensional (sin medidas), en relación de la gravedad de
un fluido (petróleo) con respecto a otro (agua). La gravedad específica
del petróleo se ha estandarizado con los valores obtenidos por el
Instituto Americano del Petróleo (API) de ahí su nombre, en grados API
a 60°F.
5.1.9 RELACIÓN GAS PETRÓLEO
Es el volumen de gas producido por día dividido por el volumen total de
petróleo producido por día.
El GOR de producción es calculado en superficie, se considera todo el
Gas que se encuentra en estado libre.
5.2
COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS
A este comportamiento se le conoce como la relación entre el caudal de
producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay producción.
Equivale a la capacidad de un yacimiento para entregar sus fluidos.
En todo sistema de levantamiento artificial, el sistema de bombeo tiene
que diseñarse para proporcionar la energía adicional que se requiere
para levantar la producción hasta la superficie al ritmo deseado.
5.2.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO)
Es la presión con la cual está trabajando la bomba hidráulica. Una
pérdida de presión en el tubing indica que existe circulación, es decir
puede ser que la cavidad este en mal estado mecánico, daño en el
standing valve, empacadura desasentada o hueco en la tubería.
Esta presión refleja la capacidad de flujo del pozo y la contrapresión que
tiene que vencer hasta llegar al separador de prueba. Cuando existe un
65
incremento en la presión de inyección indica un taponamiento en la
bomba de subsuelo.
5.2.2 PRESIÓN DE OPERACIÓN
Esta presión depende fundamentalmente de la profundidad del pozo, del
diámetro interno (I.D) del casing y tubing, la misma que debe ser
necesaria para vencer la columna de fluido que se encuentra en el
anular y tubing, con el objeto de que el fluido motriz más la producción
llegue hasta la superficie.
5.2.3 API DEL FLUIDO MOTRIZ
El contenido de sólidos en la calidad del fluido motriz, es un factor
importante en la vida útil de la bomba y en los costos de reparación.
Un fluido motriz con alta viscosidad puede producir pérdidas excesivas
por fricción dentro del sistema. Esto, a su vez incrementa la presión de
operación y, por consiguiente, los requisitos de potencia para el trabajo
de levantamiento en un pozo.
Por consiguiente el fluido motriz a ser inyectado en los pozos
productores tiene que ser de un 27 API con un BSW menos del 1%.
5.2.4 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA PISTÓN
La profundidad de la bomba pistón depende de la profundidad de las
formaciones productora, por lo general están ubicadas de 300 ft a 600
ft, sobre la cara de la formación productora.
5.3
PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN EN EL POZO
Los inconvenientes mecánicos que se dan en las bombas pistón,
básicamente son ocasionados por problemas de producción en el pozo,
tales como: la presencia del agua en un alto porcentaje, presencia de
parafina, problemas de incrustaciones (o carbonatos), problemas de
corrosión, problemas de arena y problemas de equipos.
66
Antes de adentrarnos a las fallas mecánicas de los equipos de subsuelo,
hablaremos de los principales problemas que les afectan.
Los problemas durante la producción de un pozo de petróleo pueden
ocurrir como consecuencia del funcionamiento del mecanismo de
empuje del yacimiento y manifestarse en decaimiento de la presión,
producción de agua y producción de gas. Otros problemas debido a las
características y condiciones adicionales del yacimiento pueden ser:
Acumulación de parafina, presencia de incrustaciones, manifestación de
corrosión, incursión de arena en el pozo y problemas de equipo: como
puede ser desasentamiento de empacaduras, rotura de tubería.
Las mediciones de caudal, densidad de fluidos, temperatura y presión
ayudan a determinar la naturaleza de estos problemas.
5.3.1 PROBLEMAS DEL AGUA
El alto porcentaje de agua en la producción de un pozo hace que el
equipo de subsuelo se vea afectado por la corrosión en sus
componentes, lo que ocasiona con el pasar del tiempo el desgaste del
material y por ende la baja eficiencia del motor – bomba.
5.3.2 PROBLEMAS DE PARAFINA
La palabra parafina se deriva del latín ¨parum affinis que significa poca
afinidad. Los depósitos de parafina no son solubles ni dispersables, por
la mayoría de los hidrocarburos crudos y son resistentes al ataque de los
ácidos, bases y agentes oxidantes. Las acumulaciones de parafina son
mezclas de hidrocarburos saturados y de alto peso molecular, que se
acumulan en las tuberías, equipos de producción.
Existen tres métodos para la eliminación y control de depósitos de
parafina que son:
a) Térmico
b) Mecánico
67
c) Aplicación de solventes
5.3.3 PROBLEMAS DE INCRUSTACIONES (O CARBONATOS)
Los depósitos de incrustaciones y asfaltenos reducen la producción del
pozo, ya que estos se forman en la tubería de producción, cabezal, línea
de flujo, en la completación de fondo, es decir en las camisas de
producción y empacaduras.
Estas incrustaciones afectan a las bombas pistón en su funcionamiento,
por lo que se puede observar al momento de desarmar e inspeccionar
sus componentes.
Los componentes principales de las incrustaciones en el campo
petrolero son: los depósitos de carbonato de calcio, sulfato de calcio y
sulfato de bario. Estas acumulaciones se forman, por el cambio de
condiciones, durante la producción o inyección de fluidos en el pozo, por
la temperatura y por la mezcla de distintas salmueras.
Para la eliminación de estas incrustaciones se aplican técnicas químicas
y mecánicas.
5.3.4 PROBLEMAS DE CORROSIÓN
La corrosión es un proceso continuo de degradación de los metales o
aleaciones por reacciones químicas o electroquímicas con los agentes
químicos del ambiente.
Los fluidos de producción en ciertos pozos de petróleo, presentan
características corrosivas de mucho daño para la tubería de producción
y facilidades de superficie.
La influencia corrosiva de ciertos elementos de producción no solamente
se debe a la composición química de los fluidos producidos, sino
también
a
ciertos
trabajos
de
limpieza,
estimulación
y
68
reacondicionamiento en los que intervienen ácidos y agua salada que
contribuyen a corroer o apresurar el deterioro de tuberías y accesorios.
Las principales formas de corrosión son: corrosión localizada, corrosión
por puntos o picaduras, corrosión en grietas, corrosión por fricción y
corrosión generalizadas.
5.4
PROBLEMAS DEL EQUIPO DE FONDO
Cada pozo tendrá su propio diseño de completación, dependiendo del
número de arenas productoras y del diámetro exterior del equipo que va
a trabajar.
5.4.1 LA BOMBA PISTÓN NO DESPEGA O NO DESASIENTA DE LA
CAVIDAD
Para reversar una bomba y traerla a superficie se debe aplicar una
presión inversa, mediante el fluido motriz ya que normalmente el fluido
motriz entra por el tubing y sale por el anular. Si la bomba no sale a
superficie significa que se ha producido un atascamiento alrededor de la
bomba, por la acumulación de sólidos en las camisas de la cavidad y los
sellos de la bomba.
69
Fotografía 16: Bomba kobe atascada en la cavidad por acumulación de sólidos
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
5.4.2 LA BOMBA DESPEGA, PERO NO LLEGA A SUPERFICIE
Mediante instrumentos de medición, como manómetros y MC2 (contador
de barriles), podemos confirmar el despegue de la bomba.
Cuando la bomba de subsuelo no llega a superficie, es probable que
exista alguna obstrucción en la tubería, como parafina, el standing valve
no funciona o que las copas del packernose se hayan suelto.
70
5.4.3 FALLA DEL STANDING VALVE (VÁLVULA DE PIE), PACKER O
CASING
Esta falencia mecánica se determina mediante mediciones en el tanque
de fluido motriz en
una pérdida de fluido del recipiente de
acondicionamiento que se está perdiendo fluido dentro del pozo. Si es
así, entonces la válvula de pie, el packer o el casing tiene fuga.
Fotografía 17: Packers y Standing Valve
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
5.4.4 LA BOMBA NO SE DESASIENTA Y NO HAY ACUMULACIÓN DE
PRESIÓN
En condiciones operativas, al momento de efectuar la revesada de la
bomba
hidráulica pistón, desde la cavidad hacia la superficie.
Observamos en el Barton que no existe una presión necesaria para
poder levantar la bomba hidráulica, esto puede presentarse por varios
motivos:
 Tubería perforada
 Packer desasentado
71
5.4.5 INCREMENTO EN EL FLUIDO MOTRIZ
Si los parámetros del sistema centralizado en superficie se encuentran
bien.
La causa puede ser desgaste en la sección motriz de la bomba, daños
en el cuello de sellamiento, destrucción de los cuellos de la bomba o una
fuga en la tubería de presión alta.
5.4.6 AUMENTO BRUSCO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN
En este problema operacional se presentan dos casos:
a. Aumento de presión de inyección con bomba operando, debido
a:
Obstrucción en la línea de fluido motriz dentro del pozo o en la línea
de producción.
b. Aumento de presión de inyección con bomba sin operar, debido
a:
 Taponamiento de la bomba.
 Válvulas de la línea de producción cerradas.
5.5
PROBLEMAS QUE PRESENTAN LAS BOMBAS RECIPROCANTES
Las bombas pistón están susceptibles a problemas en el trabajo
operativo que desarrollan, principalmente por la presencia de sólidos en
los fluidos y cambios en las condiciones del pozo.
A continuación se detallan los principales problemas, las causas y las
respectivas soluciones.
5.5.1 PROBLEMA 1
MOTIVO
 Incremento repentino de la presión de operación cuando la bomba
está trabajando.
72
CAUSAS
a. Nivel de fluido bajo, que causa un levantamiento neto mayor.
b. Taponamiento con parafina.
c. La bomba comienza a fallar.
Fotografía 18: Engine valve con presencia de escala
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
SOLUCIÓN
a. Se necesita reducir la velocidad de la bomba.
b. Inyectar aceite caliente o remover la obstrucción
c. Sacar la bomba y reparar.
5.5.2 PROBLEMA 2
Incremento gradual de la presión de operación cuando la bomba está
trabajando.
CAUSAS
a. El nivel de fluido disminuye gradualmente (standing valve o formación
parcialmente taponadas)
b. Una lenta obstrucción de parafina
c. Incremento de producción de agua
73
Fotografía 19: Standing valve con presencia de escala
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
SOLUCIÓN
a. Reversar la bomba y proceda a chequearla, recuperarla, recuperar
standing valve.
b. Inyectar aceite caliente.
c. Incremente los golpes por minuto y chequear la presión de operación
de la bomba.
5.5.3 PROBLEMA 3
Incremento repentino de la presión de operación cuando la bomba no
está trabajando.
CAUSAS
a. La bomba se ha atascado o atrancado.
b. Cambio súbito de las condiciones del pozo, requiriendo mayores
presiones de operación, exceso de apertura de válvula de alivio de la
triplex.
c. Válvula cerrada u obstrucción de la línea de producción.
74
Figura 27: Reversada de bomba con MTU (Movil Testing Unit)
CABEZAL
TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
CAMISA
BOMBA
PISTÓN
EMPACADURA
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Wilson Chimarro
SOLUCIÓN
a. Despresurizar e intentar poner nuevamente en funcionamiento, subir y
bajar la presión de operación alternativamente, desasentar y asentar
bomba, si esto falla reversar bomba.
b. Solicitar un Búp para determinar daños en la formación y proceder a
realizar un tratamiento. Revisar la apertura de la triplex.
c. Localice la falla y corríjala.
75
5.5.4 PROBLEMA 4
Decremento repentino de la presión de operación cuando la bomba está
trabajando (la velocidad puede aumentar o disminuir).
CAUSAS
a) El pozo tiene un alto nivel de fluido o el yacimiento tiene presión de
fondo fluyente.
b) Falla de la bomba provocando que una parte del fluido motriz haga un
baypass.
c) Gas pasando a través de la bomba
d)
Se rompió el connector de varillas
Fotografía 20: Varilla y pistón de bomba Kobe
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
SOLUCIÓN
a) La velocidad de la bomba puede ser aumentada o disminuida
dependiendo de la producción deseada.
b) Reversar la bomba t repararla.
c) Reducir el caudal de inyección, bajar el número de golpes por minuto.
d) Reversar la bomba y repárala
5.5.5 PROBLEMA 5
Decremento repentino de la presión de operación cuando la bomba no
está trabajando.
76
CAUSAS
a) La bomba no está asentada.
b) Falla la unidad de producción o los sellos externos.
c) Escape en la línea de superficie de fluido motriz.
d) Escape en la tubería de fluido motriz.
e) No hay un completo abastecimiento de fluido motriz en el manifold.
Fotografía 21: Desgaste de sellos de teflón de una bomba pistón Kobe
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
SOLUCIÓN
a) Circular la bomba hacia el asiento o asentar correctamente la bomba.
b) Reverse la bomba y repárela.
c) Localice la falla y repárela.
d) Realice pruebas en el tubing y repare si existen fugas.
e) Chequee el volumen de fluido escapado por la triple. Falla de
válvulas, abastecimiento de fluido motriz bajo.
5.5.6 PROBLEMA 6
Gradual incremento repentino de fluido motriz requerido para mantener
la velocidad de la bomba. Eficiencia de la bomba baja.
CAUSAS
a) Desgaste del motor.
b) Escapes en la tubería de fluido motriz, sellos de BHA o línea de fluido
motriz.
77
SOLUCIÓN
a) Suba la bomba y repárela.
b) Localice la falla y repárela.
5.5.7 PROBLEMA 7
Disminución de producción (la velocidad de la bomba constante)
CAUSAS
a) Falla en la parte productora de la bomba.
b) Escapes en la tubería de ventilación de gas
c) El pozo bombea, la velocidad de la bomba es aumentada.
d) Escapes en la línea de producción
e) Cambios en las condiciones del pozo.
f) La bomba o el standing taponados.
g) La bomba maneja gas libre.
SOLUCIÓN
a) Suba la bomba y repárela
b) Chequee el sistema de ventilación de gas
c) Disminuya la velocidad de la bomba.
d) Localice la falla y repárela.
f) Suba la bomba y repárela, recupere el standing valve
g) Determinar la mejor velocidad de operación
5.5.8 PROBLEMA 8
Golpeteo problemático cuando la presión varía en rangos amplios
CAUSAS
a) Causada por la falla o el taponamiento del motor
SOLUCIÓN
a) Suba la bomba y repárela
78
5.5.9 PROBLEMA 9
Golpeteo hacia abajo en vez de hacia arriba (se observa en el
manómetro en el barton- trabajo de la bomba)
CAUSAS
a) El pozo bombea, la velocidad de la bomba es aumentada.
b) Taponada la entrada a la bomba.
c) Falla de la bomba.
d) La bomba está manejando gas libre.
SOLUCIÓN
a) Baje la velocidad de la bomba considere cambiar a un diseño menor.
b) Suba la bomba, límpiela. Si es que existe equipo de fondo, saque el
standing, recircule el pozo.
c) Suba la bomba y repárela.
5.5.10 PROBLEMA 10
Perdida aparente del fluido del sistema.
CAUSAS
a) El sistema (tubing-casing) no estaba lleno cuando fue accionada la
bomba, escapes por el standing valve.
b) Medidores malos o una mala medición de prueba.
SOLUCIÓN
a) Llenar el sistema, sacar el standing valve.
b) Chequear los medidores. Repare si es necesario.
5.6
PROBLEMAS DEL EQUIPO EN SUPERFICIE
5.6.1 BOMBA DE SUPERFICIE
Las bombas de superficie comúnmente usadas son diseñadas
específicamente para servicio de fluido motriz y son provistas por los
fabricantes de bombas hidráulicas para servicios de petróleo líquido a
79
alta presión. Estas bombas usualmente utilizan émbolos y camisas metal
a metal y válvulas tipo bola.
Para agua suele usarse émbolos y camisas empaquetadas, válvulas de
disco. Las líneas de descarga de las válvulas de alivio y control de
contrapresión deben conectarse a una línea independiente de retorno al
tanque.
Este tipo de bombas presentan problemas principalmente en los
émbolos y en sus válvulas con frecuencia, por la mala calidad del fluido
motriz.
Figura 28: Bomba Triplex
Fuente: Weatherford.
Elaborado por: Wilson Chimarro
5.6.2 VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO (VRF)
La válvula reguladora de flujo, sirve para controlar el caudal que va a ser
inyectado a la bomba de subsuelo, esta válvula se instala entre la
válvula block y el cabezal del pozo.
Fotografía 22: Válvula Reguladora de Flujo (V.R.F)
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
80
Esta válvula presenta problemas en el seat valve, lo que indica que no
va a tener una buena medición del caudal, otra de las fallas que suelen
darse es en sus sellos, por desgaste normal.
5.6.3 VÁLVULA BLOCK
Permite la apertura y cierre de una manera inmediata del fluido motriz a
alta presión que llega desde la estación, así como también la apertura y
cierre en la línea de Flujo o de baja presión. Con estas válvulas se
puede aislar el entorno del sistema de bombeo para realizar trabajos.
Fotografía 23: Válvula block
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
Este tipo de válvula presenta problemas en sus sellos, debido a sus
movimientos bruscos en la apertura y cierre.
5.6.4 TURBINA
Este elemento es indispensable, ya que mediante el movimiento de los
componentes internos, producido por la energía cinética que crea el
paso del fluido motriz a gran velocidad, provoca pulsaciones que son
leídas por un sensor magnético de un Instrumento electrónico (MCII), El
mismo que transforma esta lectura de pulsaciones en valores de caudal
que circulan hacia el pozo.
Fotografía 24: Turbina
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
81
Su problema radica en la obstrucción del rotor, producto de solidos que
vienen en el fluido de producción, dando como resultado una lectura de
inyección no real.
5.7
PROCEDIMIENTO GENERAL PARA DESARMAR UNA BOMBA
HIDRÁULICA TIPO PISTÓN
Para el desensamble de una bomba hidráulica tipo pistón, se debe
contar con el reporte técnico de campo. En este reporte debe constar:
campo, pozo, fecha de extracción, tipo y tamaño de la bomba, los
parámetros con los que estuvo trabajando antes de ser recuperada y,
posibles daños externos de la bomba que el técnico pudo observar en la
locación.
5.7.1 LIMPIEZA EXTERIOR DE LA BOMBA E INSPECCIÓN GENERAL
Para realizar la inspección visual de la bomba. Se procede a lavarle con
diesel la parte externa de la misma, con el objeto de poder observar si
existe corte de fluido en sus sellos o cortes producidos por fluido de
producción en la punta baja.
Si existe corte de fluido en los sellos de teflón, hay la posibilidad que las
camisas de los collares de la cavidad estén rotos o fisurados, para ello
es recomendable que la bomba nueva a bajarse en el pozo se corra con
una punta normal rebajada o, en la punta baja normal aumentar un anillo
espaciador, con el objetivo de que los sellos de teflón de la bomba pistón
bajen o suban en la camisa, de tal manera que pueda sellar la bomba en
otra posición.
Si existe corte de fluido en la punta baja, es recomendable cambia el
standing valve y que la nueva punta baja tenga características
anticorrosivas.
Todas las partes de la bomba pistón que van siendo desarmadas son
depositadas en un recipiente con desengrasante (orange), con la
finalidad de ser lavadas.
82
5.7.2 SÍNTESIS DE LOS PASOS PARA DESARMAR UNA BOMBA PISTON
Para el desensamble de este tipo de bombas se debe contar con una
mesa de trabajo que está integrada de: una grampa de fricción en el
centro de la mesa y dos abrazaderas de banco móviles e 3”.
Fotografía 25: Mesa de trabajo
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
1. Sujetar el centro de la bomba con la grampa principal.
2. Aflojar las partes de la bomba con las respectivas llaves de fricción.
3. Verificar si el O-ring del packer conector está en buenas condiciones
de operación, ya que si presenta cortes, éstos pudieron ser la causa
para tener caída de presión en el fluido motriz.
4. Verificar el O-ring de la engine valve si está fisurado o roto, ya que
pudo ser la causa para tener caída de presión en el fluido motriz.
5. Drenar el petróleo que ha quedado en los cilindros de la bomba.
6. Verificar si la válvula de la engine valve estaba trabajando
normalmente, es decir si está o no atascada.
7. Retirar el conjunto de varillas de la bomba.
83
8. Retirar el conjunto de válvulas.
9. Ubicar organizadamente todas las partes de la bomba en el recipiente
para ser lavadas.
5.7.3 INSPECCIÓN PRELIMINAR DE TODAS LAS PARTES DE LA BOMBA
PISTÓN
Después del lavado de todas las partes de la bomba, éstas piezas son
pasadas en el cepillo eléctrico, por todas las partes que tengan roscas,
con el propósito de poder observar posibles fisuras, así como también
limpiar con lija todos los canales donde van alojados los O-rings.
El inspector mecánico registra en el formato de inspección todas las
piezas correspondientes y su código de falla. Determinando, si están en
condiciones adecuadas para continuar trabajando o caso contrario estas
partes serán enviadas a chatarra.
5.8
PRUEBA DE UNA BOMBA PISTÓN OILMASTER
Una vez ensamblada la bomba pistón se procede a realizar la prueba de
la bomba para calcular las eficiencias, tanto motriz como bomba del
equipo de subsuelo, para ello se utiliza el pozo de prueba.
Fotografía 26: Pozo de prueba
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
Introducida la bomba en el pozo de prueba se regula el caudal necesario
de acuerdo al tipo de bomba a probarse. En la siguiente tabla se detalla
84
el tipo de bomba y el caudal de inyección de barriles de fluido inyectados
por día (BFIPD).
Tabla 3: Inyección de BFIPD para bombas pistón Oilmaster y Kobe
MODELO DE BOMBA
INYECCIÓN BFIPD
Bomba pistón Oilmaster 3x54”
1200
Bomba pistón Oilmaster 3x48”
1000
Bomba pistón Oilmaster 2.5x48”
700
Bomba pistón Kobe B, D o Super A
800
Bomba pistón Kobe B 2x2
600
Bomba Jet Oilmaster o Kobe
Abierto
Fuente: Instructivo de Bombeo Hidráulico Solipet S.A
Elaborado por: Wilson Chimarro
Para determinar las eficiencias de motor y bomba ilustraremos un
ejemplo con una bomba tipo pistón Oilmaster 3x48”, para ello se debe
realizar los siguientes pasos:
1. Se
contabilizan
el
número
de
emboladas
/
minuto
(EPM),
posteriormente se cronometra el tiempo que se demora en inyectar un
(1) barril / minuto, también se cronometra el tiempo en producir un (1)
barril / minuto.
2. Luego de obtenerse tiempos, EPM, procedemos a utilizar una fórmula
para calcular las eficiencias tanto de motor como de bomba.
Datos:
Bomba Pistón Oilmaster 3 x 48”
Factor motor = 32.18
Factor bomba =28.65
EPM = 31
Tiempo inyectando 1 bl.
= 86.50 seg.
Tiempo produciendo 1 bl. = 45.80 seg.
85
Donde:
EM =
Eficiencia motriz
FM =
Factor motor
GPM = Golpes por minuto
EB =
Eficiencia Bomba
FB =
Factor bomba
BFID = Barriles de fluido inyectados por día
BFRD = Barriles de fluido de retorno por día
BFPD = Barriles de fluido producidos por día
Se realiza una regla de tres simple para obtener la cantidad de barriles
de fluido inyectado por día (BFID) y la cantidad de barriles de fluido de
retorno por día (BFRD), a partir de los tiempos dados.
.
1 Bls
86.50 seg.
? Bls.
1 día ( 86400 seg.)
998.8 BFID
1886.5 BFRD
Para determinar la eficiencia motriz se aplica la siguiente fórmula:
86
Para la eficiencia bomba primero se resta del caudal de retorno el caudal
inyectado:
BFPD = BFRD - BIPD
BFPD = 1886.5 – 998.8 = 887.6
Aplicamos la fórmula de eficiencia bomba:
87
CAPÍTULO VI
CAPÍTULO VI
6.1
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1.1 CONCLUSIONES
 La elección de elegir el sistema de bombeo hidráulico, radica en la
importancia de su versatilidad, efectividad y economía.
 La presencia de sólidos, tales como: la parafina, carbonatos y arena
en el fluido de formación, como en el fluido motriz es el principal
problema que afecta a la eficiencia operativa de las bombas pistón,
por el hecho que estos equipos de subsuelo conforman partes
móviles. También afectan a las facilidades de superficie obstruyendo
la circulación de la producción en la línea de flujo y al volumen de
producción del pozo, debido a la acumulación de incrustaciones en la
cara de la formación productora.
 Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal
componente del sistema en el fondo del pozo.
 La bomba pistón kobe, es una bomba de doble acción tiene válvulas
de succión y de descarga en ambos lados del pistón. Por esta razón
esta bomba desplaza el fluido hasta la superficie en ambos recorridos,
ascendente y descendente, con la acción combinada de apertura y
cierre de las válvulas de succión y de descarga del pistón.
 La bomba pistón Oilmaster, es una bomba que desplaza el fluido
hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el descendente
(no en ambos).
 La utilización de bombas pistón significa ahorro en fluido motriz y
consecuentemente disminución en el consumo de hp en los equipos
de superficie.
 El problema mecánico que presentan las bombas pistón es
principalmente en la parte motriz, producto de la acumulación de
sólidos en la parte motor, esto hace que su funcionamiento colapse.
88
6.1.2 RECOMENDACIONES
 El éxito en las operaciones de bombeo hidráulico es una buena
calidad del fluido motriz, por ello se recomienda antes de
arrancar un sistema hidráulico es conveniente circular suficiente fluido
a través de todo el circuito con el fin de asegurar la limpieza de todo el
equipo y evitar daños causados por escoria de soldadura o partículas
u objetos extraños dentro de la tubería.
 En el sistema de levantamiento hidráulico se debe utilizar un fluido
motriz limpio, para ello se recomienda dar un tratamiento químico
óptimo al fluido, con el objetivo de evitar taponamientos en los
equipos de superficie, como los de subsuelo, así como también la
conservación de la tubería, mediante el control de inhibidores de
corrosión y protección catódica.
 Para contra restar la presencia de sólidos en el fluido motriz que se
inyectan a las bombas pistón se recomienda utilizar un filtro ciclónico
de arena de una alta eficiencia, ya que al no retener un alto porcentaje
de sólidos, el tiempo de funcionamiento del equipo de fondo, como el
de superficie sería muy corto, lo que implica un incremento en el costo
de mantenimiento de los equipos.
 En el sistema de bombeo hidráulico se recomienda contar con
personal capacitado para el manejo del equipo de superficie como el
equipo de subsuelo, con el objetivo de alcanzar un óptimo rendimiento
del equipo y precautelar la seguridad física de los colaboradores, ya
que se trabaja con altas presiones.
 Se recomienda utilizar bombas pistón en campos con bajo GOR, con
el propósito de optimizar el fluido motriz y consecuentemente
disminuir el consumo de HP en los equipos de superficie, significando
para la operadora del campo un ahorro en el consumo de
combustible.
89
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Acuífero
Una zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. Para
aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará estar formado
por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa impermeable en
la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.
Petróleo
El aceite que proviene de un yacimiento, después de separarle cualquier gas
asociado y procesado en una refinería; a menudo se le conoce como crudo.
Petróleo in situ
La estimación de la verdadera cantidad de aceite en un yacimiento, y por lo tanto
una cifra superior a las reservas recuperables de yacimiento.
Anticlinal
Plegamiento de las capas superiores de las rocas similar a un arco en forma de
domo. Las anticlinales constituyen excelentes prospectos para perforación
puesto que el aceite en los depósitos se elevará en forma natural al punto más
alto de la estructura, en virtud de que tiene una gravedad específica menor que
la del agua. Véase también sinclinal (syncline).
Árbol de navidad
El arreglo de tuberías y válvulas en la cabeza del pozo que controlan el flujo de
aceite y gas y preveen reventones.
Arenas alquitranosas
Mezcla de arena, agua e hidrocarburos pesados; fuente alterna potencial de
hidrocarburos.
Aromáticos
Hidrocarburos con una estructura de anillo, generalmente con un olor aromático
distintivo y buenas propiedades solventes (ejemplo: BTX).
90
Asfalto
La mezcla de bitumen y agregado que se utiliza para la pavimentación de
caminos.
BSW
Análisis de componentes de una mezcla de crudo (en inglés Base Solid and
water), el valor se determina en porcentaje de la muestra obtenida.
BFPD
Abreviación de la unidad de medida de la producción de un pozo (barriles de
fluido por día).
Bomba falsa
Herramienta que sirve para aislar la comunicación tubería-anular por los
agujeros de la cavidad.
Broca de perforación
La parte de una herramienta de perforación que corta la roca.
Barril
Una medida estándar para el petróleo y para los productos derivados del
petróleo. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.
Biodegradable
Material que puede ser descompuesto o sujeto a putrefacción por bacterias u
otros agentes naturales.
Barriles por día
En términos de producción, el número de barriles de petróleo que produce un
pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un
período de tiempo largo. (En términos de refinación, el número de barriles
recibidos o la producción de una refinería durante un año, divididos por
trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado para
mantenimiento).
91
Cabeza de pozo
Equipo de control instalado en la parte superior del pozo. Consiste de salidas,
válvulas, preventores, etc. Ver también Árboles de navidad.
Campo de gas
Un campo o grupo de yacimientos de hidrocarburos que contienen gas natural y
cantidades insignificantes de aceite.
Campo de gas condensado
Un yacimiento que contiene gas natural y aceite, con una mayor proporción de
gas. El condensado aparece cuando el gas es extraído del pozo, y su
temperatura y presión cambian lo suficiente para que parte del mismo se
convierta en petróleo líquido.
Campo de gas seco
Un yacimiento que producirá gas seco/pobre y cantidades muy pequeñas de
condensado, típicamente menos de 10 barriles por millón de pies cúbicos.
Campo verde
A menudo usado para referirse a la planeación de instalaciones para gas natural
licuado las cuales deben construirse desde cero, sin existir infraestructura.
Capa rocosa
Una capa impermeable de roca sobre un yacimiento rocoso que evita que los
hidrocarburos escapen a la superficie.
Capacidad de ducto
El volumen de aceite o gas que se requiere para mantener el ducto lleno, o el
volumen que se puede hacer pasar a través del ducto en un determinado
período.
Carga a granel
Cualquier carga líquida o sólida a un recipiente, sin empacar (ejemplo: petróleo o
granos).
92
Catalizador
Una substancia que ayuda o promueve una reacción química sin formar parte
del producto final. Hace que la reacción tenga lugar más rápidamente o a menor
temperatura, y permanece sin cambio al final de la reacción. En procesos
industriales, sin embargo, el catalizador debe ser cambiado periódicamente para
mantener una producción económica.
Condensado
Este puede referirse a cualquier mezcla de hidrocarburos relativamente ligeros
que permanecen líquidos a temperatura y presión normales. Tendrán alguna
cantidad de propano y butano disueltos en el condensado. A diferencia del aceite
crudo, tienen poca o ninguna cantidad de hidrocarburos pesados de los que
constituyen el combustible pesado. Hay tres fuentes principales de condensado.
a).- Los hidrocarburos líquidos que se separan cuando el gas crudo es tratado.
Este condensado típicamente consiste de C5 a C8 .b).- Los hidrocarburos
líquidos provenientes del gas no asociado que son recuperados en la superficie.
c).- Los hidrocarburos líquidos que provienen de los yacimientos de
gas/condensado. Estos pueden ser apenas distinguibles de un crudo ligero
estabilizado.
Camisa sellante
Es la parte de menor diámetro de la cavidad, con una superficie muy liza y de
material muy duro sirve para el alojamiento de los sellos de la bomba hidráulica.
Cavidad
Es un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de
manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o Jet), en el interior de
la cavidad se aloja la bomba destinada a trabajar, forma parte de la completación
de fondo.
Completación
Conjunto de elementos que constituyen la parte interna de un pozo como
tubería, cavidad, empacadura, camisas, etc.
93
Corte de fluido
Es el desgaste de material ocasionado por el paso de fluido a alta presión.
Desintegración
El proceso de rompimiento de moléculas grandes de aceite en otras más
pequeñas. Cuando este proceso se alcanza por la aplicación de calor
únicamente, se conoce como desintegración térmica. Si se utiliza un catalizador
se conoce como desintegración catalítica; si se realiza en una atmósfera de
hidrógeno se conoce como un proceso de hidrodesintegración.
Desintegración
El proceso de rompimiento de moléculas grandes de aceite en otras más
pequeñas. Cuando este proceso se alcanza por la aplicación de calor
únicamente, se conoce como desintegración térmica. Si se utiliza un catalizador
se conoce como desintegración catalítica; si se realiza en una atmósfera de
hidrógeno se conoce como un proceso de hidrodesintegración.
Demulsificante
Químico utilizado para bajar la emulsión.
Destilación
(Destilación fraccionada), un proceso basado en la diferencia de puntos de
ebullición de los líquidos en la mezcla de la que van a separarse. Mediante
vaporización y condensación sucesiva del aceite crudo en una columna de
fraccionamiento, se separarán los productos ligeros dejando un residuo de aceite
combustible o bítumen. La destilación se lleva a cabo en forma tal que se evite
cualquier desintegración. Es el proceso básico que tiene lugar en una refinería.
Detector de gas
Un instrumento para detectar la presencia de varios gases, a menudo como
medida de seguridad contra flama o gases tóxicos.
94
Ducto
Tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya sea tierra
adentro o tierra afuera.
Ducto de transmisión
Red de ductos que distribuye gas natural de una estación terrestre, vía
estaciones de compresión, a centros de almacenamiento o puntos de
distribución.
Etano
Un hidrocarburo que consiste de dos átomos de carbono y seis átomos de
hidrógeno. Normalmente este gas está presente en la mayor parte de los casos
referentes al gas natural.
Emulsión
Mezcla de petróleo y agua.
Empacadura
Elemento mecánico que forma parte de la completación de fondo y sirve para
sellar el paso en el espacio anular.
E.U.E
Tipo rosca de la tubería de completación (en inglés External Upset End, y es 8
hilos por pulgada).
Falla
Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo largo de la
cual ha habido un perceptible deslizamiento.
Fraccionamiento
Nombre genérico del proceso de separación de una mezcla en sus componentes
o fracciones.
95
Gas asociado
Gas natural encontrado en asociación con el petróleo de un yacimiento, ya sea
disuelto en el petróleo o como una capa arriba del petróleo.
Gas combustible
Se refiere a combustibles gaseosos, capaces de ser distribuidos mediante
tubería, tales como gas natural, gas líquido de petróleo, gas de hulla y gas de
refinería.
Gas en solución
Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento.
Gas licuado de petróleo
El LPG está compuesto de propano, butano, o una mezcla de los dos, la cual
puede ser total o parcialmente licuada bajo presión con objeto de facilitar su
transporte y almacenamiento. El LPG puede utilizarse para cocinar, para
calefacción o como combustible automotriz.
Gas pobre o gas seco
Gas con relativamente pocos hidrocarburos diferentes al metano. El poder
calorífico es típicamente alrededor de 1,000 Btu/pié cúbico estándar, a menos
que esté presente una proporción significativa de gases que no sean
hidrocarburos.
Gas rico
Gas predominantemente con metano, pero con una proporción relativamente
alta de otros hidrocarburos. Muchos de estos hidrocarburos normalmente se
separan como líquidos del gas natural.
Gasificación
La producción de combustible gaseoso a partir de combustible sólido o líquido.
96
Gravedad API
La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para expresar la
gravedad específica de los aceites.
Gravedad específica
La relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura con la
densidad del agua a 4°C.
Hidrocarburo
Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o gas que
contiene carbono e hidrógeno (p. ej. : carbón, aceite crudo y gas natural).
Hidrógeno
El más ligero de todos los gases, presente principalmente, combinado con
oxígeno, en el agua. El hidrógeno se combina con el carbono para formar una
enorme variedad de hidrocarburos gaseosos, líquidos y sólidos.
Lluvia ácida
Se produce cuando los óxidos de azufre (SOx)y los óxidos de nitrógeno (NOx),
son liberados en la combustión de combustibles fósiles (particularmente carbón),
y se combinan con la humedad de la atmósfera para formar ácidos sulfuroso,
sulfúrico, nitroso y nítrico. Los SOx y los NOx son gases que dan lugar a la
formación de lluvia ácida, y los daños que ocasiona esta lluvia, a menudo
ocurren lejos de la fuente del problema.
Lodo de perforación
Una mezcla de arcillas, agua y productos químicos utilizada en las operaciones
de perforación para lubricar y enfriar la barrena, para elevar hasta la superficie el
material que va cortando la barrena, para evitar el colapso de las paredes del
pozo y para mantener bajo control el flujo ascendente del aceite o del gas. Es
circulado en forma continua hacia abajo por la tubería de perforación y hacia
arriba hasta la superficie por el espacio entre la tubería de perforación y la pared
del pozo.
97
Potencial de Pozo
Cantidad de fluido que un pozo produce por día.
Parafina
Compuestos sólidos presentes en el crudo en algunos pozos.
Power oil
Fluido motriz a alta presión tipo petróleo.
Presión de intake
Presión del pozo en la entrada a la bomba.
P/E
Relación volumétrica entre la parte bomba y la parte motriz de una bomba de
tipo pistón.
Permeabilidad
Facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de la
red de poros interconectados.
Reacondicionamiento
Trabajo realizado a un pozo con una torre o taladro o sin ellos.
Reciprocante:
Movimiento alternativo ascendente y descendente.
Tolerancia
Medida exacta que debe existir entre dos elementos ejemplo. Entre el pistón y el
cilindro.
Tríplex o quíntuplex Nominación que se le da a la bomba de fluido motriz de
superficie, dependiendo de la cantidad de pistones que posee.
98
BIBLIOGRAFÍA
 Normas API, NFPA, PETROECUADOR.
 Ing. Jorge Pazmiño Urquizo " Tanques de Almacenamiento" Pág. 10
 American Petroleum Institute. Specification For Oil and Gas.
 Folleto de Bombeo Hidráulico SOLIPET S.A. Pág. 9
 gustato.com/petróleo/Petroleo3.html.
 Manual para operaciones de campo SERTECPET Soluciones
Integrales Energéticas.
 PETROECUADOR, operaciones en superficie.
 SERTECPET, manual de operación.
 DRESSER OIL TOOLS, manual de operación de bombeo hidráulico.
 Compendio
de
normas
de
seguridad
e
higiene
industrial,
PETROECUADOR
 Manual de Bombeo Hidráulico KOBE-1995.
 www.lacomunidadpetrolera.com
 “Folleto de Levantamiento Artificial Vinicio Melo”
 Manual de Bombeo Hidráulico Petroproduccion-2008.
 www.slideshare.net/gabosocorro/bombeo-hidraulico-tipo-piston.
 www.weatherford.com/weatherford/groups/web/.../WFT015205.pdf
99
 wwwelrinconpetrolero.blogspot.com
 Manual para operaciones de campo Solipet S.A
 www.equipetrol.com
 Biblioteca
Digital
IEP-PETROECUADOR.
Tratamientos
a
las
formaciones en pozos con sistema de levantamiento artificial.
100
ANEXOS
ANEXO 1: REGISTRO REPORTE DE INSPECCIÓN
BOMBA PISTÓN 3x48 OILMASTER
101
ANEXO 2: REGISTRO REPORTE DE INSPECCIÓN
CAVIDAD OILMASTER 3x48
102
ANEXO 3: REGISTRO REPORTE DE INSPECCIÓN
BOMBA PISTON KOBE SUPER A
103
ANEXO 4: REGISTRO REPORTE DE INSPECCIÓN
CAVIDAD KOBE TIPO D 3.0”
104
ANEXO 5: BARRIL DE UNA BOMBA PISTÓN OILMASTER CON
PRESENCIA DE ESCALA
105
ANEXO 6: CAMISA DE UNA BOMBA PISTÓN OILMASTER EN
MAL ESTADO
106