REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS ANÁLISIS DE FALLAS DE LOS ELASTÓMEROS EN BOMBAS DE CAVIDAD PROGRESIVA POR EFECTOS DE GASES ÁCIDOS EN LA PRODUCCIÓN. Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS Autor: Ing. Carlos Raúl Carrillo Jimenez Tutor: Msc. Jorge Barrientos Maracaibo, julio de 2009
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ANÁLISIS DE FALLAS DE LOS ELASTÓMEROS EN … · 1397) y así determinar las causas de las fallas, y por último se revisaron las ... de la bomba NETZSCH del pozo TJ 270 presentó
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
ANÁLISIS DE FALLAS DE LOS ELASTÓMEROS EN BOMBAS DE
CAVIDAD PROGRESIVA POR EFECTOS DE GASES ÁCIDOS EN LA PRODUCCIÓN.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar
al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Carlos Raúl Carrillo Jimenez Tutor: Msc. Jorge Barrientos
Maracaibo, julio de 2009
Carrillo Jiménez, Carlos Raúl; “Análisis de fallas de los elastómeros en bombas de cavidad progresiva por efectos de gases en la producción”. Trabajo de grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo Venezuela. 154 p.Tutor: Msc. Jorge Barrientos.
RESUMEN
La Unidad de Explotación Tía Juana Lago (U.E.T.J.L.) se encuentra en la División Occidente de PDVSA, en ella se explota comercialmente el yacimiento Lagunillas Inferior 04 (LGINF04), que posee pozos bajo el método de producción por bombeo de cavidades progresivas (BCP) y que presentan fallas en los elastómeros de las bombas BCP. Debido a esto y en pro de mejorar la vida útil de las BCP y minimizar los costos de producción la UETJL requirió un análisis de fallas en los elastómeros de dichas bombas. Para ello se llevo a cabo una metodología que permitiera una selección adecuada selección de las bombas a estudiar como sigue: se seleccionó el yacimiento con mayor concentración de pozos BCP (LGINF04), posteriormente se seleccionaron los pozos de las áreas de mayor densidad, luego se visualizó la condición deficiencia en el bombeo en CENTINELA para filtrar los pozos, después se escogieron tres de ellos para realizarle el ensayo destructivo (TJ 270, TJ 1417, TJ 1397) y así determinar las causas de las fallas, y por último se revisaron las condiciones operacionales de los pozos al momento de presentar la falla, con el objetivo de verificar si estas estaban siendo sobrepasadas por los limites permisibles para cada fabricante. En los resultados del análisis que comprendió la inspección visual, dimensional y la visual con destrucción se pudo precisar que: el elastómero de la bomba NETZSCH del pozo TJ 270 presentó desprendimiento y descentre del metal base así como desgaste, en la bomba PCM del pozo TJ 1417 se visualizó desgarramiento del elastómero, y la GEREMIAS del TJ1397 presentó histéresis y también desgarramiento del elastómero. Todo ello debido principalmente a efectos de impurezas en el gas de formación como lo son el H2S y CO2, estas fracciones determinadas mediante la cromatografía de gases.
Carrillo Jiménez, Carlos Raúl; “Faillure analisis of the elastomers in progresive cavity pump by gas acid effects in the production”. Trabajo de grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo Venezuela. 154 p. Tutor: Msc. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
The Unit of explotation Tía Juana Lago (U.E.T.J.L) is located in the west division of PDVSA, in which the Lagunillas inferior 04, is exploted comercially, that have wells producing under the progresive cavity pump method (PCP), And present faillures in the eslastomer of the BCP. For that and to amprove the run life of the PCP’s and reducing the production cost of (U.E.T.J.L) requiered an analisis of the eslastomer faillures of the pumps. For this a methodology was applied that allon the riglet selection of the pumps, to be study as is fallow. I was seck the reservoir the highs concentration of PCP wells (LGINF04), after that the wells of the areas with higer density, them the deficiency condition was visualized in the pumping in centinela to filter ther wells, theree wells chose to do the destructure test: ( TJ 270, TJ 1417, TJ 1397) to determine the cuses of the faillure, and the last the operational conditions were check. On the wells at the time of the faillure whit the objecture of makeif were exceding the limits allovesfor cach manufactures. In the results that include the visual, dimensional and dectruction it can be know that:the elastomer of the pump NETZSCH, of the well TJ 270. Was detach, and descentralized, fromthe metal base-also wear. In the PCM of the well TJ 1417. A torn of the elastomer was show and in the GEREMIA pumping the 1397, present Histerisis and torn of the elastomer , all thatduemainli to tho effects of the impurities in the formation gas like the H2S y CO2,
this factor determined by the chromatography of gases. Key Words: Stator, Elastómers, Chromatography, Pc Pump, Netzsch, Pcm, Geremia. Author’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios, por darme buena salud, sabiduría, voluntad y la oportunidad de alcanzar
mis metas.
A mis Padres, Familia y Amigos por su gran colaboración y apoyo, ya que sin
ellos no hubiese podido lograr esta meta.
A mi esposa y su familia y a mi Hijo y Hermano.
A todas aquellas personas que de una u otra manera me apoyaron para lograr
mis objetivos, especialmente a mi colega y amigo Angel Anciani.
A las personas que creen que no se puede…..
AGRADECIMIENTOS
A Dios por las cosas buenas y las no tan buenas presentadas en el camino.
A mis Padres, Pastora (Maita) por confiar en mi siempre este éxito es tuyo,
Raúl (Dios te tenga en un buen lugar ) por los consejos.
A mi esposa Geraldine Canaan, pecho por estar siempre a mi lado.
A mi Hermano, por tu desinteresada compañía, Ito tomalo como ejemplo.
A mi Hijito, Carlos David, pechochito que este éxito sea para tu futuro
Quiero agradecer inmensamente a mi familia, y a mis grandes hermanos y
amigos (Johomel ,Nelson, Beto, Marxiu y Jorge)
A la Nueva PDVSA específicamente a la Unidad de Explotación Tía Juana
Lago, y su personal, especialmente a mi amigo Alfonso Diaz, y a todos
55. Selección de Elastómeros .................................................................................... 123
56. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 270). .................................................................................................................................... 133
57. Elastómero en el extremo de Descarga en buenas condiciones .......................... 133
58. Elastómero sin desgarramiento; presenta desprendiendo del elastómero del tubo base y
interferencia pronunciada del lado B Corte longitudinal elemento de Succión ...................... 135
59. (Acercamiento) Elastómero presenta desprendimiento del tubo .................................. 135
60. Elastómero presenta descentre (ver diferencia en los círculos). .................................. 136
61. Se observa que la interferencia en el lado B es mas pronunciada que en el lado A.. .... 136
62. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 1417). .................... 138
63. Elastómero en el extremo de Descarga, desgarrado y desprendido de la base tubular.
Suponiendo ahora un cabezal modelo VH-100 con rodamientos de empuje estándar,
se obtendría una duración de 600 Mhoras o sea casi 70 años (Ver Figura 36)
Figura 36. Curva L10 cabezal de 33.000 lbs. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Consideraciones a tener presente durante el diseño de un sistema BCP.
Disponer del registro (o perfil) del pozo es importante para determinar los
gradientes de presión y la capacidad de levantamiento de la bomba. Esta
información también afecta otras decisiones, tales como la posición de
asentamiento de la bomba, y la colocación de centralizadores de cabilla.
Conocer la completación mecánica del pozo es muy importante para determinar
la colocación de la bomba o del ancla de gas, sobre todo en aquellos pozos con
forro ranurado y empaque con grava.
La historia de producción de arena del pozo es un elemento de decisión
importante al momento de determinar la profundidad de colocación de la bomba.
Por ejemplo, en un pozo completado en una zona con historia de alta producción
de arena, es conveniente colocar la bomba a menor profundidad (sobre el tope
de las arenas productoras) y probablemente colocar una cola o tubo de barro
mas largo.
En general, entre más baja se coloque la bomba más alto es el caudal que se
podrá alcanzar, pues es posible lograr menores presiones de fondo fluyente, y
probablemente una mejor eficiencia volumétrica. Sin embargo al bajar la bomba
se puede incrementar la arena manejada por el sistema, la cual aumentará el
nivel de abrasión, perjudicando así la vida útil de los equipos de subsuelo.
En caso de no contar con una medición de la presión de cabezal, es necesario
conocer la geometría de la línea de flujo para estimar los cambios de presión
entre la estación y el cabezal por elevación y las pérdidas por fricción.
Para la selección del diámetro de la tubería de producción es necesario
considerar en primer lugar el esquema de producción (por el eductor o por el
anular). En el caso de producción por el espacio anular se puede usar una
tubería más pequeña, pero debe asegurarse que exista espacio suficiente en el
tubo inmediatamente por encima de la bomba para absorber el movimiento
excéntrico del rotor, especialmente a nivel del acople. Cabe destacar la
importancia de corroborar que todos los elementos a bajar por el interior de la
tubería de producción, tengan un diámetro externo que lo permita y un espacio
adicional para considerar la utilización de pescantes.
En algunos casos el diámetro de la hélice del rotor (D+2E) es mayor que el cuello
o conector de este con la sarta de cabillas, así que se debe tener presente esta
medida a la hora de seleccionar los niples, botellas, tuberías y cualquier
elemento que se coloque sobre la bomba. Por ejemplo, la en la bomba 15TP1200
prevalece el diámetro del conector ya que es de 1.25” y D+2E es de 1.39;
mientras que en la bomba 430TP2000, prevalece D+2E con 2.91” vs. 2.26” del
conector.
Al momento de diseñar la sarta de cabillas es posible emplear sartas ahusadas,
pero en general la componente mayor del esfuerzo soportado por la cabilla se
debe al torque producido en la bomba, por lo tanto la mejora que se observa en
el tramo superior, al reducir el peso de la sarta, no compensa la reducción de
resistencia asociada a la reducción de diámetro del tramo inferior. En crudos de
alta viscosidad, el área de flujo entre los acoples de cabilla y la tubería de
producción puede ser crítica. Nótese que si se sobredimensiona el diámetro de
las cabillas, también se reduce el espacio anular entre los acoples y la tubería, lo
cual produce un aumento de la presión de descarga de la bomba y por lo tanto
un aumento del torque hidráulico. En casos donde las pérdidas por fricción sean
relevantes es aconsejable el uso de acoples reducidos (slim hole couplings) o
cabillas continuas.
La eficiencia volumétrica de las BCP, al igual que la de otros tipos de bombas, es
afectada de manera significativa por la presencia de gas libre. Es por ello que en
los casos donde se espera tener fracciones de gas significativas a la entrada de
la bomba, se recomienda invertir esfuerzos en la separación de gas.
Las propiedades físico químicas del crudo y el gas son de gran importancia para
determinar la concentración de aquellos componentes que atacan los
elastómeros en el líquido son los aromáticos y asfaltenos y en el gas el CO2 y el
H2S.
En el caso particular de crudos pesados y extrapesados, muchas veces se
presenta el fenómeno de la espumosidad del crudo, mediante la cual el gas se
encuentra disperso en forma de pequeñas burbujas dentro del crudo,
confiriéndole al fluido una movilidad muy por encima de lo esperado para las
altas viscosidades de este crudo y una densidad bastante menor a la del líquido.
Lo contrario ocurre con la formación de emulsiones, en cuyo caso las caídas de
presión suelen estar muy por encima de las correspondientes a la viscosidad del
crudo.
Para realizar una correcta selección del moto-reductor, es necesario contar con
el torque requerido en superficie a la máxima velocidad de bombeo esperada.
Este torque depende del tipo de bomba, el diferencial de presión en la misma y
del roce de las cabillas con el fluido en el eductor. Una vez conocido el torque, se
selecciona la caja reductora cuya relación de transmisión permita obtener la
máxima velocidad de rotación esperada para la sarta. Seguidamente se verifica
que el torque máximo de la caja reductora sea mayor a requerido en un 10 ó
20%.
La selección del elastómero y del rotor es de suma importancia ya que
de ellos dependerá la magnitud de la interferencia y por ende la eficiencia de la
bomba.
Esto resumen a muy grandes rasgos la metodología a emplear para la pre-selección
de un elastómero, la misma es aproximada ya que lo ideal sería contar con ensayos
en los cuales el material esté expuesto a todos los agentes (químicos y físicos)
simultáneamente. Por otra parte, los ensayos en el laboratorio no dejan de ser
importante ya que un material que se hinche, se torne frágil, rígido o blando, se
ampolle o se degrade durante los ensayos, debe ser descartados ya que en el pozo
las condiciones son mucho mas severas, así, los ensayos de laboratorio pueden ser
de mayor utilidad en el descarte que en la selección de un elastómero. En la
siguiente tabla se muestra la aplicabilidad de los diversos Elastómeros.
Tabla 7. Aplicabilidad de los diversos Elastómeros.
Fuente: Manual ESP OIL (2003)
MATERIAL CARACTERISTICAS RESALTANTES
NITRILO
(Bajo contenido de
Acrilonitrilo)
Buenas propiedades mecánicas (muy elástico).
Máxima resistencia a la temperatura: 200 ºF.
Muy buena resistencia a la abrasión.
Buena resistencia al ampollamiento por gas.
Moderada resistencia a los aromáticos.
Moderada resistencia a los crudos agrios.
Moderada/pobre resistencia al H2S.
Moderada/pobre resistencia al agua caliente.
Recomendado para crudos pesados.
NITRILO ESTÁNDAR
(Medio-alto contenido de
Acrilonitrilo).
Muy buena resistencia mecánica.
Máxima resistencia a la temperatura: 200 ºF.
Buena resistencia a la abrasión.
Moderada resistencia al ampollamiento por Gas.
Moderada resistencia a crudos agrios.
Moderada resistencia al H2S.
Moderada/pobre resistencia al agua caliente.
Crudo pesado/mediano.
NITRILO
(Alto contenido de
Acrilonitrilo).
Moderada resistencia mecánica.
Máxima resistencia a la temperatura: 225 ºF.
Moderada resistencia a la abrasión.
Buena resistencia al ampollamiento por gas.
Buena resistencia a los aromáticos.
Moderada resistencia al crudo agrio.
Muy pobre resistencia al H2S.
Pobre resistencia al agua caliente.
Crudo liviano.
NITRILO
HHIIDDRROOGGEENNAADDOO
Muy buena resistencia mecánica.
Máxima resistencia a la Temperatura: 350 ºF.
Buena resistencia a la abrasión.
Buena resistencia al ampollamiento por gas.
Moderada/pobre resistencia a los aromáticos.
Moderada/pobre resistencia a los crudos agrios.
Buena resistencia al H2S.
Moderada resistencia al agua caliente.
FLUOROELASTOMERO
Pobre resistencia mecánica.
Máxima resistencia a la temperatura: 350 °F.
Pobre resistencia a la abrasión.
Baja resistencia al gas disuelto.
Excelente resistencia a los aromáticos.
Moderada/pobre resistencia al H2S.
Elastómero muy costoso.
Recomendado para altas temperaturas.
En cuanto a la selección del rotor algunos fabricantes ofrecen 2,3 y hasta mas de 10
o más diámetros diferentes para un mismo modelo de bomba. Esto tiene como
finalidad el seleccionar aquel que ofrezca la interferencia mas adecuada. Otros
fabricantes ofrecen tres rotores para cada una de sus bombas, el rotor estándar, el
sub-dimensionado (undersize) y el sobredimensionado (oversize). La selección
dependerá de la temperatura y la viscosidad de los fluidos.
La selección del tipo de rotor a utilizar comprende una estimación con el menor
grado de incertidumbre posible del hinchamiento del elastómero.
Algunos fabricantes toman en cuenta las características de los fluidos a manejar por
la bomba (gravedad API, Viscosisas, presencia de aromáticos, etc.) así como las
condiciones de presión y temperatura a las cuales estará expuesta la bomba, por lo
general estos procedimientos de selección del diámetro del rotor son confidenciales
y los fabricantes solicitan todos los datos necesarios para la adecuada selección del
mismo.
2.11. Diagnostico y Optimización.
Tal como se ha comentado en puntos anteriores, al inicio el equipo debe operar a
baja velocidad (sobre todo si el pozo se instala por vez primera con BCP) de manera
de esperar el tiempo necesario para que las condiciones de producción se
estabilicen, principalmente, la presión de cabezal, el nivel dinámico de fluido, el
ajuste elastómero-rotor, etc. Durante este período es necesario realizar un
seguimiento muy estricto de las variables de operación, ya que es en esta etapa
donde estadísticamente se presentan una significativa proporción de las fallas.
Es en este momento cuando el elastómero de la bomba comienza a tener contacto
con los fluidos del pozo y ocurre el hinchamiento del mismo por interacción química
con estos fluidos y por aumento de la temperatura del medio circundante a la
bomba. Así mismo, ocurre la elongación de las cabillas por esfuerzo y por
temperatura y es aquí donde realmente se verifica que el espaciamiento fue exitoso.
Una vez estabilizado el sistema, se procede a realizar mediciones de las variables
más importantes.
Tasa de producción.
Nivel de fluido (para calcular la sumergencia de la bomba).
Relación Gas/Petróleo.
Porcentaje de agua y sedimentos
Presión de cabezal.
Variables como velocidad de rotación, frecuencia, torque, potencia, etc.
Esta información se coteja con los cálculos teóricos ajustando el simulador de
manera de reproducir las condiciones del campo (pozo), una vez establecida la
correspondencia entre el software y los resultados, es posible “predecir” nuevas
condiciones de operación a una nueva velocidad (la optimización también se puede
realizar sin necesidad de utilizar un programa de cálculo, pero posiblemente lleve
mas tiempo).
No es aconsejable ajustar en un solo paso la velocidad necesaria para obtener la
sumergencia mínima de la bomba, ya que en muchos casos el comportamiento de
afluencia de los pozos no es bien conocido y se corre el riesgo de dañar el sistema
si se aumenta la velocidad hasta un valor que provoque el achique del pozo y por
ende en bombeo en vacío. Por lo tanto es recomendable realizar la optimización en
por lo menos dos pasos de modo que se tenga mayor información para estimar la
curva de afluencia del pozo y con ello poder establecer los parámetros de
funcionamiento para la tasa máxima.
Un registro sónico es una onda acústica que viaja cierta distancia a una determinada
velocidad a través de los fluidos presentes en el pozo. El tiempo que tarda la onda
en regresar es registrado en un software que con la ayuda de una data suministrada
anteriormente nos informa el nivel de sumergencia de la bomba con gas y si el, así
como la presión de fondo fluyente, entre otros.
Un sistema bien diseñado permitirá alcanzar una sumergencia de 200-300 pies y por
ende la tasa máxima del pozo, sin embargo, en algunos casos la tasa máxima viene
determinada por las características del yacimiento y la ubicación del pozo en el
mismo (posibilidades de conificación de agua y/o gas, producción de arena, etc.)
Cabe destacar que la sumergencia de 200-300 pies es un valor relativo y depende
en gran medida de los fluidos en el anular revestidor-eductor. Es posible (sobre todo
en crudos espumosos) que una sumergencia de 500 pies en un pozo signifiquen
unas 100- 150 lpc a la entrada de la bomba, pero también podrían significar 200 lpc,
dependería del gradiente de los fluidos en el anular revestidor-eductor. Lo ideal sería
contar con un sensor de presión instalado en la entrada de la bomba, no obstante si
el pozo es muy bajo productor, podría no justificarse esta inversión adicional.
A continuación se presenta un procedimiento manual para la optimización de un
pozo instalado con BCP:
a) Conociendo la curva de afluencia del pozo, se establece el nuevo caudal y por
ende, el nuevo nivel de fluido que se desea alcanzar, este caudal debe ser igual
o menor que el establecido por el departamento de yacimientos como caudal
máximo. El nivel de fluido debe proveer una sumergencia mínima a la bomba de
200- 300 pies (considerando las observaciones acotadas anteriormente).
b) Con este caudal se calculan las pérdidas por fricción en el eductor y en la línea
de producción (se recomienda, si es posible medir esta última variable). Así
mismo, se calcula la presión en la succión de la bomba, considerando el nivel de
fluido y la presión de revestidor.
c) Se procede a estimar el diferencial de presión en la bomba sumando las perdidas
de presión totales con la presión de cabezal al resultado se le resta la presión de
succión (Delta P en la bomba = Presión Descarga – Presión Succión) tal y como
se expuso en el punto correspondiente a Diseño del Sistema en este documento;
se verifica si el diferencial de presión calculado es igual o menor que la
capacidad de la bomba, no es aconsejable someterla al máximo HEAD o
diferencial de presión, pues disminuiría considerablemente la eficiencia y la vida
útil del equipo, para ello es buena práctica no superar el 80% del máximo
diferencial de presión (según catalogo). Si el diferencial de presión calculado es
mayor que el 80% del máximo diferencial de presión de la bomba, se supone un
caudal menor y se inicia el proceso (si el diseño fue acertado esta condición no
debería presentarse).
d) Conociendo el caudal y el diferencial de presión, utilizando la curva característica
de la bomba instalada se lee en la misma la nueva velocidad de operación.
e) Si la velocidad leída es mayor que 300 R.P.M. (lo cual no debería ocurrir ya que
en la fase de diseño se utilizaron los factores de servicio correspondientes), se
debe suponer una velocidad inferior y leer en la curva característica el caudal a
producir a esta velocidad e iniciar el proceso (punto “A”), de lo contrario, seguir
adelante.
f) Se calcula la potencia hidráulica y con ella el torque; también se calcula la
tensión en la primera cabilla (la conectada al eje del cabezal rotatorio o a la barra
pulida, según sea el caso), tomando en cuenta la fuerza neta que se genera
entre la succión y descarga de la bomba por efecto de las presiones
correspondientes.
g) Con el torque y la tensión de la primera cabilla se procede a calcular el esfuerzo
combinado, el cual se compara con la tensión de fluencia, si este valor es mayor
que un 80% de la tensión de fluencia, se supone un caudal menor y se inicia el
proceso, en los casos de pozos desviados u horizontales el cálculo de la tensión
es muy complicado y para ello se aconseja el uso de programas especializados.
h) Por último, se procede a verificar si los equipos de superficie están capacitados
para manejar las nuevas condiciones. La tensión de la primera cabilla se
compara con la capacidad del cabezal de rotación, El torque con el torque
disponible en la salida de la caja reductora y la potencia requerida no debe
exceder el 80% de la potencia instalada. Si todas las condiciones resultan
favorables se realiza el ajuste de velocidad.
Una vez estabilizado el pozo bajo la nueva condición de operación se procede con la
adquisición nuevamente de las variables de control y se repite el ciclo. Si se ha
alcanzado la tasa máxima por condiciones del pozo o yacimiento, el pozo está
optimizado. Sin embargo en algunos casos puede ocurrir que las limitaciones las
imponga el sistema de levantamiento, es entonces cuando será necesario estudiar la
posibilidad de cambiar algún equipo o partes de él de manera que no limiten la
producción del pozo.
La optimización debe entenderse como las condiciones de operación en la cuales se
puede obtener la mayor relación beneficio/costo acordes con las políticas de
explotación del yacimiento y sin llegar a exigir mas del 80% de las capacidades
nominales de los equipos instalados (80-90% algunas veces, dependiendo de la
confiabilidad del fabricante).
Una ayuda para el proceso de optimización (manual o utilizando un programa de
cálculo) la constituyen las gráficas de comportamiento o tendencia, de las variables
de operación/control del sistema. A manera de ejemplo detállense las siguientes
Figuras en donde se observa la relación entre la tasa de producción la sumergencia,
la potencia, etc.
La frecuencia de monitoreo debe ser alta recién optimizado el pozo, pudiendo
disminuir si el comportamiento del sistema es estable, así las inspecciones se
pueden realizar en paralelo a las pruebas de producción del pozo, y de esta forma
contar con la información corresponde a una misma condición de operación.
Como la presión del yacimiento decrece con la producción (a mediano o largo plazo)
la sumergencia de la bomba también decrecerá y será necesario bajar la velocidad
de bombeo para mantener una sumergencia mínima; a diferencia del proceso de
optimización, en este caso no es necesario verificar las limitaciones de los equipos
de producción ya que, la condición más crítica es la del pozo optimizado.
2.12. Mantenimiento de los equipos.
Una de las características del sistema de bombeo por cavidades progresivas es la
de requerir muy poco mantenimiento.
Los quipos de subsuelo (estator y rotor), obviamente no requieren ningún tipo de
mantenimiento, después de un tiempo de operación y cuando su eficiencia no sea
satisfactoria, se debe proceder a reemplazarlos.
No obstante, la bomba recuperada podría ser re-utilizada, total o parcialmente, con
base a lo siguiente:
Realizar inspección visual y las mediciones pertinentes de los elementos de la
bomba (rotor y estator) y se recomienda altamente probarlos en taller en un
banco de pruebas.
El rotor podría se utilizado (con o sin un nuevo cromado) con otro estator.
El estator se podría re-utilizar con otro rotor (quizás de diferente diámetro).
Al perder la bomba eficiencia, la curva de catalogo deja de ser correspondiente y
se debe utilizar la curva de taller, bajo estas condiciones, la bomba (con el mismo
o con otro rotor) se puede utilizar en otro pozo, quizás de menores
requerimientos de caudal, de head, o de ambos.
En cuanto a los sistema de superficie, el único mantenimiento que se debe brindar
tiene que ver con la grasa o aceite de lubricación de los rodamientos del cabezal y la
caja reductora y los ajustes / reemplazo del prensaestopas y las empaquetaduras
del mismo.
Los cabezales (y algunos motores) con base de grasa, deben ser lubricados
periódicamente según los procedimientos de cada fabricante sobre todo
considerando que no se cuenta con la flexibilidad de un indicador de nivel.
Para los sistemas con rodamientos bañados en aceite, se debe cumplir en general
con lo siguiente:
Reemplazar el aceite el primer mes de operación.
Continuar los reemplazos cada tres o seis meses (o el periodo recomendado por
el fabricante)
Entre reemplazos, el nivel debe ser medido por el operador y completado en
caso de ser necesario.
Es importante asegurarse que se esté utilizando la grasa o el aceite con las
propiedades necesarias según en ambiente donde estará instalado el equipo.
De igual forma, a pesar de que el primer cambio de aceite es después de un mes de
operación, se debe verificar que las propiedades del lubricante con el cual el
fabricante despachó los equipos se adapten a nuestro ambiente ya que pudieran ser
muy diferentes a las requeridas en nuestro país, y en este caso, el reemplazo
debería ser al arrancar el equipo o en un tiempo menor de un mes. Una alternativa,
es exigir al fabricante que despache los equipos con los lubricantes adecuados a
nuestro ambiente y condiciones de operación.
En cuanto a los prensaestopas, en la misma visita en la cual se verifica el lubricante,
se debe inspeccionar el prensaestopas, si hay fugas y esta resulta excesiva, se
aprietan los empaques ajustando mas la tapa, si aun con esta medida la fuga
persiste, será necesario reemplazar los empaques.
Al igual que con los lubricantes, se deben utilizar los materiales (o similares) a los
indicados por el fabricante del equipo.
2.13. Cromatografía del proceso.
La palabra cromatografía viene de los vocablos griegos Khrooma y grafos que
significan color y escribir. La cromatografía sirve para separar en forma cuantitativa
los componentes de una mezcla y en su modus operandi, utiliza entre otros
principios la llamada ley de Graham sobre difusión de gases, en los cuales se hacen
pasar los componentes de una muestra a analizar a través de una columna a
diferentes ritmos de velocidades (por la diferencia de densidades y peso molecular),
con que los compuestos individuales de una mezcla emigran a través de un medio
estacionario en una columna por influencia de una fase móvil. Los procesos
cromatográficos pueden clasificarse de la siguiente forma:
Cromatografía de líquidos
Cromatografía de gases
Los procesos cromatográficos pueden clasificarse también basándose en el
mecanismo por el cual se distribuyen los componentes de la muestra de ensayo
entre las dos fases, ya sea líquido o gas la fase móvil. En estos términos existen tres
clases mayores de separaciones cromatógraficas:
Cromatografía de Adsorción: en la cual la fase estacionaria absorbe
reversiblemente solutos de la fase móvil.
Cromatografía de Reparto: en la cual se reparte el soluto entre las dos fases de
manera muy semejantes a un proceso de extracción líquido-líquido.
Cromatografía de Intercambio iónico: en la cual iones cargados cambian de mano
literalmente una y otra vez entre las dos fases.
Líquido- Líquido
Sólido-Líquido
Líquido-Gas
Sólido-Gas
Cromatografía de gases: El cromatógrafo de gases es un aparato que tiene en su
interior un tubo metálico enrollado de gran longitud. Dentro del tubo se encuentra un
material de relleno que tiene características absorbentes y que disminuye la
velocidad de los gases que pasan por su interior. La muestra se hace pasar a través
de una columna capilar de 0.00025 m (0,25 mm) de grosor de fase estacionaria por
medio de una corriente de gas inerte. En las paredes de la columna tenemos
depositado una capa muy fina (de 2 ó 3 moléculas) de líquido. Se introduce la
muestra en forma de vapor en la cabeza de la columna; estos componentes, que
tienen determinada solubilidad en la fase líquida estacionaria, se distribuyen entre
esta fase y el gas según las leyes del equilibrio, por ello emergen a diferentes
tiempos después de la introducción de la muestra.
Los componentes de la muestra se desplazan del adsorbente por un vapor,
generalmente Helio, nitrógeno u otro gas inerte, el cual se arrastra de manera
continua a través de la columna de concentración constante en la corriente del gas.
La velocidad a la cual, los diferentes componentes migran, depende de su tendencia
a disolverse en la fase líquida estacionaria.
El detector utilizado es el de ionización de llama (FID). Cuando el gas llega al
detector se quema formándose iones, electrones, radicales orgánicos que hacen
aumentar la conductividad del gas. Este aumento brusco de conductividad es lo que
se detecta. Finalmente una impresora traduce estas señales eléctricas para poder
visualizarlas. a identificación cualitativa de un componente se basa en el tiempo de
retención o tiempo necesario para que su pico aparezca al final de la columna,
debido a que cada componente tiene un tiempo de retención propio.
El análisis cuantitativo es más complicado y se basa en el cálculo de área de los
picos. La medida de la superficie de un pico se puede hacer por cálculo geométrico
o por integración manual, mecánica, electromecánica o electrónica. Los datos
cuantitativos se obtienen a partir de la evaluación de la superficie de los picos, que
será mayor cuanto mayor sea la concentración del componente. En las siguientes
figuras se muestran los componentes de un cromatógrafo.
Figura 37. Cromatografía de Gases. Fuente: Inciarte M, Prato E. (2007)
Figura Nº 38. Equipo de Cromatografía de Gas Fuente: La Composición del Gas, Martínez M.(1994)
CAPÍTULO III
Metodología aplicada
En este capítulo se presenta la metodología que permitió desarrollar el presente
trabajo. Se muestran aspectos como el tipo de investigación, las técnicas y
procedimientos que fueron utilizados para llevar a cabo dicha investigación. Es el
"cómo" se realizará el estudio para responder al problema planteado.
3.1. Tipo de Investigación.
La investigación, de acuerdo con Sabino (2000), se define como “un esfuerzo que
se emprende para resolver un problema, claro está, un problema de conocimiento,
por su lado, Cervo y Bervian (1989) la definen como “una actividad encaminada a la
solución de problemas. Su objetivo consiste en hallar respuesta a preguntas
mediante el empleo de procesos científicos.
Ahora bien, desde el punto de vista puramente científico, la investigación es un
proceso metódico y sistemático dirigido a la solución de problemas o preguntas
científicas, mediante la producción de nuevos conocimientos, los cuales constituyen
la solución o respuesta a tales interrogantes.
La investigación puede ser de varios tipos, y en tal sentido se puede clasificar de
distintas maneras, sin embargo es común hacerlo en función de su nivel, su
propósito y su diseño.
Así, en función de su nivel éste tipo de investigación es:
Explicativa: Se encarga de buscar el porqué de los hechos mediante el
establecimiento de relaciones causa-efecto. En este sentido, los estudios
explicativos pueden ocuparse tanto de la determinación de las causas (investigación
postfacto), como de los efectos (investigación experimental), mediante la prueba de
hipótesis.
Ésta investigación es explicativa ya que busca determinar por qué fallan los
elastómeros de las bombas de cavidades progresivas (BCP); a través de ensayos
destructivos y visuales, una vez que han presentado la falla. Tomando en cuenta la
premisa de que los yacimientos han cambiado por su depletación esto trae como
consecuencia cambio en las características como lo es el tipo de fluido manejado.
Descriptiva: Mediante este tipo de investigación, que utiliza el método del análisis, se
logra caracterizar un objeto de estudio o una situación concreta, señalar sus
características y propiedades. Combinada con ciertos criterios de clasificación sirve
para ordenar, agrupar o sistematizar los objetos involucrados en el trabajo de
investigación.
La presente investigación es del tipo descriptiva porque señala y agrupa los distintos
tipos de fallas (variable de estudio) que puede presentar un elastómero, por la
presencia de gases ácidos.
Según su propósito ésta investigación es de tipo:
Aplicada: Una investigación es considerada aplicada, cuando busca mejorar una
situación o cualquier problema específico. Por lo que basado en este concepto se
considera del tipo Aplicada, debido a que los resultados obtenidos van en pro de
mejorar la vida útil de la BCP, lo que garantiza la factibilidad de éste trabajo
investigativo y su aplicación en campo.
Según el diseño éste trabajo es de tipo:
De Campo: La Universidad Pedagógica Experimental Libertador (2005) señala que
los estudios de campo son:
El análisis sistemático de problemas en la realidad, con el propósito bien sea de
describirlos, interpretarlos, entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar
sus causas y efectos, o predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos
característicos de cualquiera de los paradigmas o enfoques de investigación
conocidos en el desarrollo. Los datos de interés son recogidos en forma directa de la
realidad en este sentido se trata de investigaciones a partir de datos originales o
primarios.
Por lo anterior expuesto declaro esta investigación de tipo De Campo, debido a que
la información obtenida es totalmente real, extraída directamente de las BCP
estudiadas en campo y de los programas que utiliza PDVSA para monitorear los
pozos, las estaciones de flujo y todo lo que involucre el proceso de producción.
3.2. Fuentes de Información.
La información en la investigación fue obtenida de diversas fuentes tales como:
3.2.1.- Fuentes Primarias
Son aquellas que permiten recolectar la información directamente de su fuente de
origen cuando no exista registro alguno que las soporte. Esto implicó el uso de
técnicas y procedimientos que proporcionarán la información adecuada. La técnica
utilizada para el monitoreo de las fracciones acidas presentes en el gas de
formación, fue la cromatografía de gases en donde se registra la composición del
gas producido por el yacimiento en estudio y cada uno de sus pozos asociados. Se
reviso el historial de archivos donde está el comportamiento de producción de gas,
presiones del yacimiento estática y dinámica, ubicación y cualquier Problema se
halla presentado. Entrevistas, a través de las cuales se obtuvo información técnica
suministrada por el personal de manejo de gas, optimización e infraestructura, así
como también reportes operacionales emanados por las diferentes dependencias
encargadas de controlar los sistemas de distribución y recolección de gas.
3.2.2. Fuentes Secundarias
Son aquellas que permiten recolectar la información de registros o soportes ya
existentes sobre el área estudiada; entre las consultadas de este tipo se encuentran:
3.2.2.1 Centinela.
El sistema de centro de información de negocios petroleros, (CENTINELA) es un
sistema corporativo, conformado por 11 módulos, el cual tiene como objetivo
principal; incrementar y afirmar las fortalezas existentes en los procesos de petróleo
y gas, con una alta capacidad de respuesta y así ser más flexible y compatible
operacionalmente para satisfacer las distintas necesidades que pueden presentarse
en el negocio petrolero.
Entre sus funciones se encuentran las siguientes: El control y seguimiento diario de
los parámetros de comportamiento de producción de petróleo y gas de los pozos,
manteniendo la actualización de los datos históricos de sus pruebas y muestras.
El sistema Centinela permite el almacenamiento y uso de todos los parámetros y
características referentes al comportamiento de producción de los pozos,
procesamiento y utilización del gas, contabilizaron actualizada de las instalaciones y
equipos, así como el control y seguimiento diario de los parámetros de producción
de los pozos, además de mantener actualizados los datos históricos de pruebas,
muestras y relación gas petróleo entre otros, Consolida los resultados contables del
resto de las aplicaciones para realizar los balances oficiales de crudo y gas.
Su objetivo principal es asistir al personal de las Unidades de Explotación de los
grupos de Yacimientos y Producción, en el control de la producción de pozos,
facilitando la toma de decisiones necesarias para cumplir con los objetivos de
producción.
Entre los beneficios brindados por este programa tenemos:
Garantiza la calidad del dato, mediante el uso de los modelos matemáticos de
validación, lo cual incrementa la credibilidad del usuario.
Permite el seguimiento continuo a los parámetros operacionales de las instalaciones
y al comportamiento de producción de cada pozo.
Dispone de mecanismos de seguridad para su acceso de una forma integrada al
nivel de cada componente del producto.
Facilita el control de las operaciones de recolección, procesamiento y distribución de
gas y líquidos.
Permite la incorporación de nuevos módulos, y se integra fácilmente con otros
programas.
Facilita el análisis de los proyectos de recuperación secundaria.
Genera balances contables y/o operacionales por instalación y fluido.
Automatiza los procesos de cierre y apertura de reinterpretación de yacimientos.
Módulos de la aplicación funcional centinela 2000
En este estudio se utilizó el Módulo POZO, el cual facilita el control y seguimiento
diario de los parámetros del comportamiento de producción de los pozos, y mantiene
la actualización de los datos históricos de sus pruebas y muestras. Consolida los
resultados contables del resto de los módulos para realizar los balances oficiales de
crudo y gas.
Al entrar a dicho módulo, en la ventana principal PRUEBAS, se selecciona la opción
Pozo, se introduce el nombre del pozo y se presiona la tecla F8, obteniéndose los
parámetros de producción que se miden con mas frecuencia en el campo (BTPD,
BBPD, BNPD, GAST, GASL, %AyS, API, RGP, entre otros).
Figura 39. Pantalla Principal Centinela Pozo. Fuente: PDVSA (2009)
También fue necesario utilizar el Módulo RAP, que es una aplicación que permite la
elaboración de las recomendaciones a los pozos, su asignación, ejecución y registro
de resultados. Es una herramienta automatizada que sirve de apoyo para facilitar la
información sobre la historia de un pozo con relación a las recomendaciones que
toman los grupos de producción, siendo éstos grupos los principales usuarios.
Cuando se ingresa en el módulo RAP, en la pestaña CONSULTAS y luego
Información Referencial del pozo, se pueden apreciar los datos históricos de
producción y las recomendaciones realizadas a cada uno de los pozos, así como
también la categoría que éstos tengan en tiempo para la última fecha de prueba.
Figura 40. Pantalla Principal Centinela RAP. Fuente: PDVSA (2009)
3.2.2.2 Aico.
El Ambiente Integrado de Consultas Operacionales (AICO), es un ambiente que
se apoya en la herramienta Oracle Data Browser para elaborar informes de acuerdo
a los requerimientos de los usuarios.
AICO es un software capaz de generar reportes de los datos que el usuario solicite,
en forma rápida y segura. AICO se apoya en la información de otras aplicaciones
entre ellas CENTINELA, para la toma de dichos datos.
Figura 41. Aico.
Fuente: PDVSA (2009)
3.2.2.3 Oil field manager (OFM).
Es una poderosa aplicación que desarrolla un eficiente método para visualizar,
relacionar, y analizar datos de producción y yacimiento. Como un sistema integrado,
esta aplicación provee un poderoso conjunto de herramientas para automatizar
tareas, compartir datos y relacionar la información necesaria. Se puede usar para
análisis de pozos y campos; programas y operaciones de optimización del campo;
administración de reservas, planes de desarrollo, programas de mantenimiento,
balance de materiales, etc. La herramienta OFM permite trabajar con una amplia
variedad de tipos de datos para identificar tendencias, identificar anomalías y
pronosticar producción.
Figura 42. Oil Field Manager. Fuente: PDVSA (2009)
3.2.2.4 Dims.
DIMS es un sistema integrado de entrada de datos, recuperación y de comunicación
que usa el computador para capturar y almacenar la información de la perforación de
pozos petroleros, completación, rehabilitación y otros trabajos asociados al pozo. El
DFW fue creado para reemplazar el archivador computador. Una vez capturada la
información, esta se encuentra disponible al instante para cualquier persona con
acceso a la misma.
Las variables empleadas dentro del programa fueron las siguientes:
- Pozo: Un único pozo representa una gaveta del archivador tradicional o gavetero.
- Evento: Cada gaveta (pozo) contiene varias carpetas (eventos), representando
cada una, un trabajo particular desarrollado en el sitio del pozo.
- Reporte: Cada carpeta (evento) contiene varias hojas de papel (reportes),
representando cada una, un día específico o acción del evento. Los reportes son
hojas individuales que registran los detalles diarios en el sitio de trabajo. En el
Sistema DFW estos reportes son actualizados electrónicamente, pero pueden
también ser impresos. Algunos de los reportes más importantes son: reporte de
cañoneo, reporte de empaque con grava, reporte de cementación, reporte diario de
rehabilitación, sumario de lodo, sumario de operaciones, sumario de rehabilitación o
reacondicionamiento (RA/RC), sumario de operaciones con guaya, etc.
La herramienta DIMS, fue utilizada con cada uno de los pozos rehabilitados a partir
del año 1999, pues en esta se encuentra almacenada toda la información necesaria
para realizar la evaluación desde el punto de vista operacional durante los trabajos
de rehabilitación. En este trabajo de investigación se hizo un estudio detallado de los
reportes de cada pozo, y con esta información se actualizaron las historias de los
pozos a través de la elaboración de las Fichas Gráficas.
Figura 43. Pantalla Principal de DIMS-32 Fuente: PDVSA (2009).
3.3. Población y muestra. La población o universo se refiere al conjunto para el cual serán válidas las
conclusiones que se obtengan a los elementos o unidades involucradas en la
investigación (Morlés, 1994).
La población de ésta investigación esta representada por las BCP extraídas de los
pozos que presentaron fallas a nivel de subsuelo específicamente en los
elastómeros de los pozos pertenecientes al yacimiento Lagunillas Inferior 04
(LGINF04).
Tabla 08. Población de la Investigación. Fuente: PDVSA (2009)
POZO YACIMIENTO POZO YACIMIENTO
PB 742 LGINF 04 * TJ 1435 LGINF 04 *
PB 765 LGINF 04 * TJ 1436 LGINF 04 *
PB 766 LGINF 04 * TJ 1437 LGINF 04 *
PB 767 LGINF 04 * TJ 1440 LGINF 04 *
PB 769 LGINF 04 * TJ 1442 LGINF 04 *
PB 785 LGINF 04 * TJ 1446 LGINF 04 *
PB 786 LGINF 04 * TJ 1447 LGINF 04 *
PB 787 LGINF 04 * TJ 1450 LGINF 04 *
PB 187 LGINF 04 * TJ 254 LGINF 04 *
PB 188 LGINF 04 * TJ 257 LGINF 04 *
PB 264 LGINF 04 * TJ 260 LGINF 04 *
PB 407 LGINF 04 * TJ 270 LGINF 04 *
PB 477 LGINF 04 * TJ 271 LGINF 04 *
PB 479 LGINF 04 * TJ 272 LGINF 04 *
PB 518 LGINF 04 * TJ 273 LGINF 04 *
PB 559 LGINF 04 * TJ 277 LGINF 04 *
TJ 24 LGINF 04 * TJ 552 LGINF 04 *
TJ 33 LGINF 04 * TJ 553 LGINF 04 *
TJ 1397 LGINF 04 * TJ 683 LGINF 04 *
TJ 1398 LGINF 04 * TJ 687 LGINF 04 *
TJ 1399 LGINF 04 * TJ 688 LGINF 04 *
TJ 1400 LGINF 04 * TJ 689 LGINF 04 *
TJ 1401 LGINF 04 * TJ 707 LGINF 04 *
TJ 1403 LGINF 04 * TJ 790 LGINF 04 *
TJ 1407 LGINF 04 * TJ 802 LGINF 04 *
TJ 1409 LGINF 04 * TJ 838 LGINF 04 *
TJ 1410 LGINF 04 * TJ 839 LGINF 04 *
TJ 1411 LGINF 04 * TJ 885 LGINF 04 *
TJ 1412 LGINF 04 * TJ 930 LGINF 04 *
TJ 1413 LGINF 04 * TJ1082 LGINF 04 *
TJ 1414 LGINF 04 * TJ1086 LGINF 04 *
TJ 1415 LGINF 04 * TJ1102 LGINF 04 *
TJ 1416 LGINF 04 * TJ1126 LGINF 04 *
TJ 1417 LGINF 04 * TJ1140 LGINF 04 *
TJ 1426 LGINF 04 * TJ1285 LGINF 04 *
TJ 1429 LGINF 04 * TJ1302 LGINF 04 *
La muestra es un “subconjunto representativo de un universo o población” (Morles,
1994). Entre los tipos de muestra tenemos la Aleatoria que es extraída al azar
cuando la manera de selección es tal, que cada elemento de la población tiene igual
oportunidad de ser seleccionado, la Estratificada, que ocurre cuando los elementos
de la muestra son proporcionales a su presencia en la población, La presencia de un
elemento en un estrato excluye su presencia en otro. Para este tipo de muestreo, se
divide a la población en varios grupos o estratos con el fin de dar representatividad a
los distintos factores que integran el universo de estudio.
La muestra de éste trabajo comprende tres (03) bombas de cavidades progresivas
(BCP) que han sido seleccionadas de manera aleatoria y estratificada para realizarle
los ensayos necesarios, es decir, tomamos una (01) bomba de la marca PCM, una
(01) de GEREMIAS y una (01) de la marca NETZSCH. Con el objeto de dar
representatividad a las causas de las fallas elastoméricas de las distintas bombas
que utiliza la Unidad de Explotación Tía Juana Lago (UETJL).
3.4. Diseño de la investigación.
El estudio propuesto se adecuó a los propósitos de la investigación no experimental,
en función de los objetivos definidos en el presente estudio, donde se planteó el
análisis de las fallas en los elastómeros ocasionadas por la presencia de gases
ácidos en la formación de los pozos del yacimiento Lagunillas Inferior 04. En éste
sentido y para dar respuesta a Los objetivo se indican las siguientes etapas:
3.4.1 Descripción de las características de los pozos con el método BCP que presentaron fallas en el elastómero. La Unidad de Explotación Tía Juana Lago (UETJL), cuenta con yacimientos que
producen bajo el método de Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP); sin embargo,
solo uno de ellos posee gran cantidad de pozos bajo dicho método. Para poner en
evidencia ésta situación se realizó un corrido en AICO donde se le pidió al software
que mostrara a través de un registro los nombres de los pozos y los yacimientos
asociados a éstos, en función de identificar tanto la cantidad total de pozos que se
producen en BCP, Las características de completacion de l los pozos operan
mecánicamente con revestidor entre; 5-1/2’’ y 7’’ en la zona productora y se
empacan con grava la mayoría 20 – 40, la tubería de producción o eductor está
entre 2-7/8’’ y 3-1/2’’.
Para la construcción del corrido en AICO se introdujo la siguiente data:
Tabla 09. Corrido de pozos BCP de la UETJL. Fuente: PDVSA (2008)
CÓDIGO DEFINICIÓN
CO_UNIDAD_EXPLTC_PROD='71'
Código de la Unidad de Explotación Tía
Juana Lago
CO_CATEGORIA_POZO<='3'
Código de las Categorías tomadas en
cuenta
CO_METODO_POZO='P'
Código del Método de Levantamiento
(Pump=Bomba)
CO_SUBMETODO_POZO='T'
Código del Sub método de Levantamiento
(Tornillo=Cavidades Progresivas)
Mostrando en el registro los siguientes datos:
Tabla 10. Registro Pozos BCP de la UETJL. Fuente: PDVSA (2008)
CODIGO DEFINICIÓN
CO_POZO Nombre del Pozo
CO_CATEGORIA_POZO Número de la Categoría del Pozo
NB_YACIMIENTO Nombre del Yacimiento
CO_UNIDAD_EXPLTC_PROD Código Numérico de la UETJL
CO_METODO_POZO Código Alfabético del Método de
Producción (P = Bombeo)
CO_SUBMETODO_POZO Código Alfabético del Sub método de
Producción (T=Tornillo o Cavidad
Progresiva)
Figura 44. Corrido en AICO de pozos BCP de la UETJL. Fuente: PDVSA (2008)
3.4.2 Evaluar las fallas presentadas en los elastómeros de las bombas de cavidad
progresiva BCP.
Debido a que la investigación trató sobre el análisis de fallas en los elastómeros de
las Bombas de Cavidad Progresiva (BCP), y que los principales agentes que las
causan están relacionados con las características del fluido, entonces se hace
necesario revisar las propiedades de éste, para realizar una comparación en la que
se especifiquen los límites permisibles de resistencia elastoméricas para cada una
de las variables del fluido versus las características del crudo del pozo, con la
premisa de que el yacimiento LGINF04 es sumamente heterogéneo y las
condiciones pueden variar de un área a otra o de un pozo a otro.
Para dar cumplimiento a ésta etapa se utilizará El porcentaje de H2S y de CO2 así
como el contenido de aromáticos presentes en el fluido que intervienen
negativamente en el elastómero, adicional se consideraron valores de producción
%AYS, %Gas y °API obtenidos directamente en campo y visualizados a través de
CENTINELLA, así como también la temperatura de operacion.
En función de identificar y evaluar los pozos con fallas en el equipo de subsuelo, se
consideró en ésta investigación hacer uso del programa CENTINELA POZO, a
través del cual se observaron los pozos que presentaron problemas en los
elastómeros y problemas de fondo, con cabillas partidas o sueltas y/o deficiencia en
el bombeo con fecha mayor o igual a Enero del 2003.
La observación de estos parámetros se realizó de la siguiente manera:
1.- CENTINELA POZO / EVENTOS / EVENTOS DEL POZO.
2.- En la ficha ESTADO se verificaron los Subestados de los pozos (Cabillas
Partidas o Cabillas Sueltas y/o deficiencia en el bombeo).
Figura 45. Visualización en CENTINELA. Fuente: PDVSA (2009)
Es importante mencionar que los pozos objeto de estudio fueron los mismos de la
población, ya que el fin de ésta etapa es contribuir con la identificación de los tres
(03) pozos a los que se le realizaron posteriormente los ensayos destructivos y
visuales.
Ahora bien, luego para la selección de las bombas a las que se le realizó ensayo
destructivo se escogieron aleatoriamente una (01) bomba de la marca NETZSCH,
una (01) de la marca GEREMIAS y una (01) de PCM.
Para la identificación en campo de las bombas de cavidad progresiva fue necesaria
la búsqueda de los seriales correspondientes a cada una de ellas. Para ello se utilizo
el programa DIMS.
Una vez obtenidos los nombres de los pozos asociados a las BCP se procedió a
ubicar en los sumarios de operaciones los seriales de las mismas, como sigue:
1.- DIMS / FILE / PRINT PREVIEW.
2.- Recuadro SUMMARY REPORTS / SUMARIO DE OPERACIONES
3.- Impresión en pantalla de la información.
Figura 46: Sumarios de Operaciones. Fuente: PDVSA (2009)
Figura 47. Impresión en pantalla del Reporte Sumario de Operaciones.
Fuente: PDVSA (2009)
Cabe destacar que a cada uno de los pozos se les ha realizado mas de un cambio
de bomba, por lo que fue necesaria la búsqueda de los seriales de éstas en todas
las fechas correspondientes a las reparaciones realizadas.
En ésta etapa se tomaron en cuenta los tres pozos escogidos para la investigación
resultantes de la población estudiada (TJ 270, TJ 1397, TJ 1417)
3.4.3 Análisis de las condiciones de operación actual y diseño en los elastómeros
basados en las características del gas presente utilizando la cromatografía de gases
y la herramienta de simulación comercial PC PUMP.
En ésta fase se evaluaron los parámetros de operación a que fueron sometidas las
Bombas de Cavidades Progresivas antes de presentar la falla. Entre ellos los valores
de temperatura operacional de la bomba, torque (Lbs/pie) en la sarta de cabillas y la
velocidad del sistema medida en RPM, que de una u otra forma incidieron en la falla
del equipo. De los resultados que se obtengan en esta fase permitirá tener mayor
conocimiento si los rangos operacionales que el fabricante establece como
permisible en las bombas estaban siendo sobrepasados y ver desde aquí una
posible causa de la falla.
Cabe destacar que los niveles de velocidades máximas vienen dados por la
capacidad de rotación de los cabezales y no de las bombas BCP. Y los valores
máximos de torque (Lbs/pie) están limitados por la cabilla que se utiliza, la
temperatura de operación es definida por los fabricantes basados en la composición
química de la matriz de los elastómeros, El valor de éstos parámetros es visto en
superficie cargado en el programa CENTINELA RAP y en subsuelo mediante toma
de niveles de liquido, de donde para efectos de ésta investigación se tomarán los
datos.
Por lo antes mencionado a continuación se muestran los valores máximos que serán
tomados como referencia en ésta investigación: En la UETJL se utilizan cabezales
de rotación cuyo valor máximo de velocidad alcanzable es de 500 RPM según
fabricante y cabillas grado D de 7/8” de diámetro que soportan una resistencia
máxima al torque de 735 Lbs/pie y cabillas de 1” de diámetro que soportan 1110
Lbs/pie, también grado D.
Además se mostraron resultados de los registros sónicos realizados a los pozos
estudio para visualizar el nivel de sumergencia al cual operaba la bomba y
determinar si éste era óptimo, como sigue:
Para la interpretación de un registro sónico se tomara en cuenta principalmente el
nivel de sumergencia dinámico de la bomba. Con la observación de éste dato
podemos optimizar la producción del pozo BCP o bien detectar alguna deficiencia en
el bombeo o en el aporte del pozo, de la siguiente manera:
Si detectamos un nivel de sumergencia alto y subimos RPM sin que se note una
disminución sustancial en el nivel de fluido, entonces estamos en presencia de una
deficiencia en el bombeo.
Si notamos un nivel bajo de sumergencia y tomamos la acción de bajar RPM a la
bomba y ésta no aumenta el nivel de fluido, entonces hay problemas de aporte en el
pozo.
Es importante mencionar que un valor aceptable de sumergencia de la bomba de
subsuelo oscila alrededor de 300 pies.
Para el cumplimiento de ésta etapa sólo se mostrarán resultados de los registros
sónicos de los tres (03) pozos que son muestra de estudio en ésta investigación.
Figura 48. Visualización en CENTINELA de las condiciones operacionales de la BCP. Fuente: PDVSA (2009)
Para determinar la temperatura de operación y la liberación de impurezas en el gas
de formación producido por el yacimiento se hizo necesario realizar la simulación de
los pozos identificados con fallas de eficiencia de bombeo, para esto es necesario
conocer la composición y característica del gas que sale del yacimiento y va hacia
la red de recolección de gas de baja presión. Por tal motivo, con el fin de generar
la información antes planteada, se tomaron muestras de gas en el cabezal de los
tres pozos en estudio pertenecientes a la unidad de explotación Tía Juana Lago y
fueron llevadas al laboratorio del intevep, para realizarles un análisis cromatografico.
Como se pueden en las siguientes figuras 49,50 y 51.
Los pozos están concentrados principalmente en las Aguas 190, 436, 189 y 105 del
yacimiento estudiado según la tabla anterior, lo que nos permite filtrar y reducir la
cantidad de pozos que serán objeto de estudio. De estos pozos solo se estudiaran
aquellos pozos que presentaron alguna vez deficiencia en el bombeo y/o cabillas
partidas o en su vida productiva. Sólo se evaluarán los sesenta (60) pozos
resultantes del filtro anterior, la siguiente tabla muestra la cantidad de pozos que
tuvieron esa condición:
Tabla 13. Pozos con cabillas sueltas o partidas. Fuente: PDVSA (2009)
POZO FECHA PROBLEMA
TJ 257 23/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 553 20/09/1999 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 687 25/03/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 688 10/08/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 707 30/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 790 07/05/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 838 10/02/2006 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 839 24/08/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 885 09/10/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1126 18/03/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1302 06/01/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 477 15/10/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1398 28/12/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1399 03/10/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1400 12/11/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1401 12/09/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1407 03/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1409 23/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1410 10/07/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1414 07/06/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1416 10/09/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1415 02/12/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 188 20/02/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 407 12/12/2007 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 479 19/08/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 765 23/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 766 18/02/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 769 08/11/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 254 13/11/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 272 14/09/2006 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 273 03/09/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 930 11/06/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1082 10/11/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1086 18/03/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1442 12/03/2008 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 742 13/07/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
Tabla 14. Pozos con deficiencia en el bombeo. Fuente: PDVSA (2009)
POZO FECHA PROBLEMA
TJ 270 08/05/2006 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
TJ 1417 31/03/2006 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
PB 187 01/01/2005 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
TJ 1397 27/09/2008 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
TJ 271 29/03/2005 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
TJ 1102 17/03/2006 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
PB 559 19/03/2005 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
En la tabla se puede observar que tenemos treinta y seis (36) pozos con cabillas
sueltas o partidas y siete (07) con deficiencia en el bombeo. Lo que nos indica que
de los sesenta (60) pozos anteriormente extraídos hemos filtrado cuarenta y tres
(43) que cumplen con el criterio de selección, el resto no se tomará en cuenta en la
investigación.
Seleccionamos ahora aleatoriamente tres pozos para realizarle a sus bombas
ensayo destructivo, a continuación los pozos seleccionados: TJ 270, TJ1397,
TJ1417.
Los seriales que corresponden a los elastómeros extraídos, de los tres pozos
seleccionados se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 15 . Estatores enviados a ensayo destructivo.
Fuente: PDVSA (2009)
POZO BOMBA SERIAL
TJ 270 NTZ 400120ST33 04H1012HSB
TJ 1397 GER 20.40-2100 30600306
TJ 1417 PCM 200TP1800 EQ 0703063
4.2. Evaluación de las fallas presentadas en los elastómeros de las bombas de
cavidad progresiva BCP.
A continuación los resultados de los ensayos destructivos realizados por la empresa
EQUIMAVENCA a los estatores de los pozos en estudio. Dependiendo de las
características de los fluidos manejados, el elastómero es susceptible a hincharse y
Deteriorarse es por ello que se decidió tomar en consideración para el estudio los
pozos con deficiencia en el bombeo enfocándonos en los elastómeros
específicamente, Los factores que predominantemente afectaron el desempeño de
la bomba, es decir, su eficiencia volumétrica, son:
• Las características (impurezas) de los fluidos bombeados (AROMATICOS, H2S,
CO2).
• Temperatura de operación
• Presión interna en la bomba.
Incluso en el caso de hacer una adecuada selección del elastómero, considerando
su compatibilidad (o incompatibilidad) con los fluidos del pozo, esto no significa que
no se produzca Hinchamiento del material por ataque químico, este hinchamiento
Incrementa la interferencia de la bomba la cual pudiera llegar a ser excesiva
afectando la eficiencia volumétrica de la misma.
La temperatura origina una expansión térmica del elastómero y una expansión
menos notable en el rotor metálico, lo cual incide directamente en la interferencia, y
Por ende, en la eficiencia de la bomba.
La presión en la bomba tiende a comprimir el elastómero deformando las cavidades
aumentando el tamaño de la mismas, disminuyendo así la interferencia.
La permeabilidad del gas es determinada por su grado de difusión en la muestra de
elastómero (prueba ASTM D815). Las tasas de penetración del gas son función de
los niveles de solubilidad y difusividad en las probetas del material elastomérico.
La solubilidad determina la cantidad de gas que será absorbida por el material y la
difusividad, la velocidad con la cual el gas saldrá de este. Una magnitud alta de
difusividad es deseable ya que de lo contrario, si el elastómero es permeado por gas
y ocurre una rápida descompresión, este se vería imposibilitado de salir originando
daños en el material en forma de burbujas o grietas (a esto se conoce como
descompresión explosiva).
4.2.1 Resultados de los ensayos destructivos realizados los elastómeros de los
pozos en estudio
En los tres pozos seleccionados para el estudio la Identificación del modo de falla de
en los elastómeros se realizara en los siguientes puntos:
Tabla 16. Modos de Fallas. Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
ELASTOMEROS
A Elastómero Quemado
B Histéresis
C Ablandamiento del elastómero
D Ampollamiento del elastómero
E Hinchamiento del elastómero
F Desgarramiento del elastómero
G Desgaste del elastómero
H Desprendimiento del elastómero del metal base.
I Conexiones dañadas
J Daños mecánicos
K Defecto de Fabrica
POZO TJ 270
1. Identificación del Equipo y Especificaciones Técnicas
Tabla 17. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 270).
FUENTES: EQUIMAVENCA (2009)
POZO
TJ 270
EQUIPO S/N MODELO TIPO
Estator 04H1012HSB NTZ 400120ST33SH 159
DATOS DE OPERACIÓN
Fecha de Instalación: 13/01/2004
Días de Duración: 720 APROX
2. Inspección Visual del Estator (Sin Destrucción).
No se observó desgarre y desprendimiento del elastómero en los extremos del
estator. Presento deformación en el elemento de la descarga a 1ft y por elemento
central también a 1 ft pierde uniformidad el elastómero. A continuación se detalla la
inspección visual:
Cuerpo completo: Presenta deformación axial, se encuentra linealmente uniforme,
las juntas o uniones de los elementos se encuentran en buen estado.
Succión: No presenta desprendimiento, ni desgarramiento del elastómero. La rosca
no presenta daños en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones;
presenta deformación axial del elastómero a 1 ft.
Centro: No presenta desprendimiento, ni desgarramiento del elastómero. Presenta
deformación axial del elastómero a 1 ft. Por el lado de la succión (la sonda no pasa).
Descarga: Presenta elastómero sin daños aparentes. La rosca no presenta daños
en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones. (La sonda pasa a través
del elastómero).
Figura 56. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 270).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 57. Elastómero en el extremo de Descarga en buenas condiciones.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Análisis de Figuras 56 y 57: Las roscas de los extremos, succión y descarga no
presentan daños en los hilos del perfil, se observa deformación del elastómero
pierde uniformidad después de 1ft. El elemento de succión y el elemento del centro
no se pudieron inspeccionar visualmente porque la sonda no pasa. El elemento de
descarga sí se inspecciono y no se encontró desgarre del elastómero.
3. Inspección Dimensional de la Bomba:
Valores Actuales a 30.4 ºC
SUCCIÓN:
D (mm) = 38,19
D+4E (mm) = 76,48
DESCARGA:
D (mm) = 38,19
D+4E (mm) = 76,48
Valores Estándar a 30 ºC
SUCCIÓN:
D (mm) = 38.49
D+4E (mm) = 76,68
DESCARGA:
D (mm) = 38.49
D+4E (mm) = 76,68
Análisis de los Resultados: Las cotas internas del estator están dentro del rango
de aceptación, presentando un 1.07 y 2.26 % de reducción de área en los extremos
de Succión y Descarga respectivamente, se debió al hinchamiento causado por la
penetración de los gases a la matriz elastomérica.
4. Análisis Destructivo: Inspección Visual.
Se observó el fenómeno de Desprendimiento del elastómero del tubo base en el
corte longitudinal hecho al elemento de Descarga (a 1 ft a partir del extremo
roscado). Además el descentre del elastómero en el elemento central, se puede
observar una fuerte interferencias en un área del elastómero y su contraparte a 180º
grados no registra igual interferencia. Este fenómeno se presentó en forma gradual,
se encontraron indicios de su existencia en el resto de los elementos seccionados.
Nota: Los cortes se realizaron longitudinales y transversales, a un (1) pie y dos (2)
pulg respectivamente en los elementos de succión, centro y descarga.
Figura 58. Elastómero sin desgarramiento; presenta desprendiendo del elastómero del tubo base y interferencia pronunciada del lado B Corte longitudinal elemento de Succión.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 59. (Acercamiento) Elastómero presenta desprendimiento del tubo; en el lado B (*) se observa que la interferencia es mas pronunciada que en el lado A. Corte transversal
elemento de Succión.
Fuente: equimavenca (2009)
A B *
S
S
72 72
73 73
72 72
B *
S
73
73
C
A B
C
73
73
72
73 73
72
Figura 60. Elastómero presenta descentre (ver diferencia en los círculos).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 61. Se observa que la interferencia en el lado B es mas pronunciada que en el lado A. Corte longitudinal elemento de Descarga.
Fuente: equimavenca (2009)
Análisis de los Resultados: Figura 58: Elastómero sin desgarramiento; presenta desprendiendo del elastómero
del tubo base y interferencia pronunciada del lado B Corte longitudinal elemento de
Succión.
D
D
73
72
73
73
73
72
72
73
A B
Figura 59: (Acercamiento) Elastómero presenta desprendimiento del tubo; en el
lado B (*) se observa que la interferencia es mas pronunciada que en el lado A.
Corte transversal elemento de Succión.
Figura 60: Elastómero presenta descentre (ver diferencia en los círculos).
Figura 61: Se observa que la interferencia en este lado B es más pronunciada que
en el lado A. Corte longitudinal del elemento de Succión.
Análisis de las Figuras 58 hasta 61:
En éstas se muestran los valores de dureza en puntos aleatorios de la muestra
pudiéndose notar que éstos están dentro del rango de aceptación (68 shore A <78
shore A). Exceptuando los óvalos marcados, donde los valores de esta propiedad
sobrepasan los rangos aceptación del fabricante evidenciándose la presencia del
fenómeno de Histéresis, apreciable en las fotografías donde se observa desgarre
y/o ruptura del elastómero endurecido por el efecto de alta temperatura que produce
rigidización y eventual explosión del mismo.
Elastomero:
H. Desprendimiento del elastómero del Metal Base: Mal Pegamento de Fabrica,
ataque químico por contaminantes en el gas de formación en contacto con la
bomba BCP; alto torque.
K.- Defecto de fábrica: descentre del elastómero en el tubo base. Problemas de
inyección relacionados con temperatura y presión. Acoplamiento inadecuado,
provocado generalmente por mal alineamiento.
G.- Desgaste de elastómero: Causas: Condiciones operacionales de la BCP, alta
interferencia por hinchamiento causado por el Co2, alta temperatura operacional por
operación en seco.
POZO 1417
1. Identificación del Equipo y Especificaciones Técnicas
Tabla 18. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 1417).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
POZO
TJ 1417
EQUIPO S/N MODELO TIPO
Estator EQ-0703063 PCM 200TP1800 159
DATOS DE OPERACIÓN
Fecha de Instalación: 15/06/2006
Días de Duración: 1170 APROX
2. Inspección Visual del Estator (Sin Destrucción).
Cuerpo Completo: No presenta deformación axial, se encuentra linealmente
uniforme, las juntas o uniones de los elementos se encuentran en buen estado.
Succión: No presenta desprendimiento, ni desgarramiento del elastómero. La rosca
no presenta daños en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones.
Centro: No presenta daños en el exterior del cuerpo.
Descarga: Presenta desgarre y desprendimiento del elastómero. La rosca presenta
Cross-Over acoplado, se encuentra en buenas condiciones.
Figura 62. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 1417).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 63. Elastómero en el extremo de Descarga, desgarrado y desprendido de la base tubular.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Análisis de las Figuras 62 y 63: Las roscas se encuentran en buen estado. El
elastómero se encuentra desgarrado y desprendido en el extremo de descarga.
Causado posiblemente por los contaminantes presentes en el gas según la
cromatografía corrida en el cabezal de este pozo. Las presiones hidrostáticas
excesivas y/o manejo de sólidos que erosionan la superficie del elastómero,
incrementan las posibilidades de desgarre.
3. Inspección Visual con Buroscopio.
Se observo desgarramiento del elastómero a 8 ft a partir del extremo de descarga.
No se observaron ningún otro tipo de daños aparentes en la superficie del
elastómero en los elementos central y succión.
Figura 64. Desgarre puntual severo del elastómero a 8 ft a partir del extremo de Descarga.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
4. Inspección Dimensional del Estator
Valores Actuales a 27.4 ºC
SUCCIÓN:
D (mm) = 47.10
D+4E (mm) = 99.10
DESCARGA:
D (mm) = 46.10
D+4E (mm) = 99.10
Valores Estándar a 20°C
SUCCIÓN:
48.22 ≤ D (mm) ≤ 48.52
99.81 ≤ D+4E (mm) ≤ 100.11
DESCARGA:
48.22 ≤ D (mm) ≤ 48.52
99.81 ≤ D+4E (mm) ≤ 100.11
Las cotas internas del estator están dentro del rango de aceptación, presentando un
2.04 y 1.73 % de reducción de área en los extremos de Succión y Descarga
respectivamente, debido al hinchamiento.
5. Inspección Visual (Con Destrucción).
Se observó desgarre en el corte longitudinal hecho al elemento de Descarga (a 8 ft a
partir del extremo roscado). En la zona del daño (desgarre) se puede apreciar la
existencia de una porción de elastómero con apariencia diferente a lo que seria un
elastómero desgarrado; en esta zona se pueden observar líneas de flujo del material
formadas posiblemente al momento de la inyección, estas líneas evidencian una
posible diferencia de temperaturas durante el proceso, quedando el elastómero
separado en capas. La contra parte de la sección desgarrada presenta daños
superficiales, que hacen presumir la existencia de este mismo tipo de daño en el
interior del elastómero.
Figura 65. Elastómero desgarrado, se puede apreciar superficie lisa en parte del área de desgarre (Ovalo Verde). Corte longitudinal a 8 ft elemento de Descarga.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 66. Vista del desgarre presente en el elastómero a 8 ft a partir del extremo de Descarga. Se pueden observar la presencia de daños superficiales en la contra parte de la
sección que presenta el desgarre (Sección Izquierda).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 67. Vista longitudinal del Corte realizado a la sección donde existen los daños superficiales en el elastómero (contra parte). Se puede observar una pequeña hendidura en
el elastómero que conforma el lóbulo (Ovalo Verde).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Análisis de las Figuras 64 a la 67:
La dureza fue medida en puntos aleatorios de la muestra pudiéndose notar que
estos están dentro del rango de aceptación (>68 shore A <78 shore A), el valor
registrado fue de 72 Shore A; a temperatura ambiente de 26.2 ºC. Si observamos la
secuencia de fotografías que nos presentan la zona del desgarre del elastómero,
podemos apreciar la existencia de líneas de flujo de material elastomérico debajo de
la superficie, posiblemente enfriado a diferente temperatura a la alcanzada en la
capa superior ó superficie interna del estator. También podemos apreciar la
existencia de una hendidura en el elastómero que conforma el lóbulo de la sección
cortada donde no existe desgarre alguno, sino pequeños daños superficiales,
llamada en todas las fotografías “contra parte”
6. Identificación del modo de falla del elastómero.
Elastómero:
F. Desgarramiento del elastómero: Causa: Material elastomérico dispuesto en dos
capas dentro del cuerpo del lóbulo, con presencia de material elastomérico enfriado
en forma de líneas de flujo que hacen la suerte de cuñas bajo la carga de
compresión ejercida por el rotor.
POZO TJ 1397
1. Identificación del Equipo y Especificaciones Técnicas
Tabla 19. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 1397).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
POZO
TJ1397
EQUIPO S/N MODELO TIPO
Estator 30600306 GER 20.40-2100 159
DATOS DE OPERACIÓN
Fecha de Instalación: 24/04/2006
Días de Duración: 880 APROX
2. Inspección Visual del Estator (Sin Destrucción).
Cuerpo completo: No presenta deformación axial, se encuentra linealmente
uniforme, las juntas o uniones de los elementos se encuentran en buen estado.
Succión: No presenta desprendimiento, ni desgarramiento del elastómero. La rosca
no presenta daños en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones.
Centro: No presenta daños en el exterior del cuerpo.
Descarga: Presenta desgarre y desprendimiento del elastómero. La rosca no
presenta daños en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones.
Figura 68. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 1397).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 69. Elastómero en el extremo de Descarga, desgarrado y desprendido de la base tubular.
Fuente: equimavenca (2009)
3. Inspección Dimensional del Estator
Valores Actuales a 30.4 ºC
SUCCIÓN:
D (mm) = 47.15
D+4E (mm) = 99.40
DESCARGA:
D (MM) = 46.10
D+4E (MM) = 99.10
Valores Estándar a 30 ºC
SUCCIÓN:
48.14 ≤ D (mm) ≤ 48.44
99.90 ≤ D+4E (mm) ≤ 100.10
DESCARGA:
48.14 ≤ D (mm) ≤ 48.44
99.90 ≤ D+4E (mm) ≤ 100.10
Las cotas internas del estator están dentro del rango de aceptación, presentando un
1.07 y 2.26 % de reducción de área en los extremos de Succión y Descarga
respectivamente, debido al hinchamiento.
4. Inspección Visual (Con Destrucción).
Se observó el fenómeno de histéresis en el corte longitudinal hecho al elemento de
Descarga (a 1 ft a partir del extremo roscado). Además del endurecimiento del
elastómero se puede apreciar fragilización con desgarre severo (explosión interna
por incremento excesivo de la temperatura) a la altura de la zona afectada por la
histéresis. Este fenómeno se presentó en forma puntual, no se encontraron indicios
de su existencia en el resto de los elementos seccionados.
Figura 70. Desgarre ocasionado por la explosión interna del elastómero (óvalos verdes).
Corte longitudinal elemento de Descarga.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 71. Elastómero desgarrado, superficie endurecida de tono brillante (ovalo verde). Detalle desgarre presente en el corte longitudinal elemento de Descarga.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 72. Explosión interna del elastómero ocasionada por el incremento de la temperatura y formación del fenómeno de Histéresis (Ovalo Verde) .Corte longitudinal elemento de
Descarga. Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
5. Análisis de las Figuras 68 hasta 72: En estas se muestran los valores de dureza
en puntos aleatorios de la muestra pudiéndose notar que estos están dentro del
rango de aceptación (68 shore A< <78 shore A). Exceptuando los óvalos marcados,
donde los valores de esta propiedad sobrepasan los rangos aceptación del
fabricante evidenciándose la presencia del fenómeno de Histéresis, apreciable en
las fotografías donde se observa desgarre y/o ruptura del elastómero endurecido por
el efecto de alta temperatura que produce rigidización y eventual explosión del
mismo esto se debe a la operación en seco de la bomba de subsuelo y a la
exposición del elastómero a agentes contaminantes presentes según cromatografia
en el ambiente químico tratado.
6. Identificación del modo de falla del elastómero.
Elastómero:
B. Histéresis: Alta temperatura en el lóbulo por alta interferencia; presión diferencial
excesiva; velocidad de operación y/o temperatura de fondo.
F. Desgarramiento del elastómero: Causa: elastómero endurecido por el efecto de
alta temperatura que produce rigidización causada por el H2S y eventual explosión
del mismo.
4.3 Análisis de las condiciones de operación actual y diseño en los elastómeros
basados en las características del gas presente utilizando la herramienta de
simulación comercial PC PUMP.
Las condiciones operativas son aquellas a las que la bomba fueron sometidas
durante su vida productiva. Para mostrar estos resultados fue necesario utilizar el
programa Centinela RAP y visualizar los registros sónicos realizados para la fecha
que la bomba presentó fallas. Los parámetros operacionales son los siguientes:
Tabla 20. Condiciones operativas de los pozos seleccionados. Fuente: PDVSA (2009)
POZO FECHA RPM TORQUE NIVEL DE FLUÍDO S/CG S/SG
TJ 270 12/09/2007 115 495 1776 399 350
TJ 1397 12/12/2007 80 380 2224 283 70
TJ 1417 27/09/2005 110 189 1938 644 550
Con la información obtenida podemos decir que los parámetros operativos de todas
las BCP estudiadas son normales y/o permisibles para el buen desempeño de la
bomba, conclusión que se emite de acuerdo a los parámetros considerados en el
Capítulo III de ésta investigación.
La revisión en CENTINELA de las características de producción de los pozos dio
como resultado los siguientes datos:
Tabla 21. Características de producción del pozo. Fuente: PDVSA (2008)
POZO API %AYS %GAS
TJ 270 17 6 12
TJ 1397 22 20 75
TJ 1417 19 5 23
La temperatura (°F) de los pozos se obtuvo de las pruebas de presión de fondo y se
muestran a continuación:
Tabla 22. Temperatura de fondo de los pozos.
Fuente: PDVSA (2009)
POZO TEMPERATURA (°F) PARCELA
TJ 270 122 A-190
TJ 1397 119 A-190
TJ 1417 120 A-190
Dentro de las características operativas de los pozos en estudio se analizaron los
siguientes factores que inciden directamente sobre la interferencia, entre los cuales
destacan la temperatura de operación, las características de los fluidos del pozo y la
presión interna en la bomba.
Con los parámetros de subsuelo obtenidos de la toma de niveles, se decidió realizar
sensibilidades con la temperatura en la simulación utilizando el programa PC PUMP.
Donde se observo que se origina una expansión térmica del elastómero y una
expansión menos notable en el rotor metálico, lo cual incide directamente en la
interferencia, y por ende, en la eficiencia de la bomba.
También se realizaron las simulaciones con respecto al modelo composicional de los
fluidos o ambiente químico, con el cual los elastómeros tendrían contacto.
Considerando las fracciones del gas, las cuales se obtuvieron de las cromatografías
realizadas, donde se tiene como resultado, que Incluso en el caso de hacer una
adecuada selección del elastómero, considerando su compatibilidad (o
incompatibilidad) con los fluidos del pozo, esto no significa que no se produzca
Hinchamiento del elastómero por ataque químico, este hinchamiento incrementa la
interferencia de la bomba la cual pudiera llegar a ser excesiva (interferencia menores
al 3% son aceptables). Aunque no es posible corregir el hinchamiento del
elastómero una vez que el mismo tenga lugar, se cuenta con la flexibilidad de utilizar
un rotor de diámetro transversal más reducido (subdimensionados o undersize) y de
esta manera reducir la interferencia.
Con respecto a la presión interna en la bomba, se observa en el simulador como
tiende a comprimir el elastómero deformando las cavidades aumentando el tamaño
de la misma, disminuyendo así la interferencia, este escenario se obtuvo realizando
las sensibilidades con La viscosidad, la misma está asociada realmente con el
escurrimiento, ambas son inversamente proporcionales. Para fluidos muy viscosos
se pueden utilizar menores interferencias.
4.4 Proposición de los elementos constitutivos del elastómero resistente a los
gases ácidos que conlleve a minimizar la ocurrencia de las fallas en el mismo.
El elastómero constituye el elemento más “delicado” de la Bomba de Cavidades
Progresivas y de su adecuada selección depende en una gran medida el éxito o
fracaso de esta aplicación, el elastómero reviste internamente al Estator y en si es
un Polímero de alto peso molecular con la propiedad de deformarse y recuperarse
elásticamente, esta propiedad se conoce como resiliencia o memoria, y es la que
hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator la cual
determina la hermeticidad entre cavidades contiguas y en consecuencia la eficiencia
de la bomba (bombeo).
Los Elastómeros deben presentar resistencia química para manejar los fluidos
producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la
abrasión, Para el uso de elastómeros en presencia de gases acido o contaminantes,
la base de los elastómeros deben ser nitrílica (convencionales), Hidrogenación
Catalítica (Elastómeros Hidrogenados) o Fluoelastómeros.
Cada elastómero tiene diferentes capacidades (solubilidad), para aceptar la
migración de ciertos fluidos, esto depende de los elementos o composición química
de la matriz del elastómero, las bases Hidrogenadas o Fluoelastómeros. Permiten
manejar la mayor parte de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo y
agua.
Las propiedades físico químicas del crudo y el gas son de gran importancia para
determinar la concentración de aquellos componentes que atacan los elastómeros,
en el líquido son los aromáticos y asfáltenos y en el gas el CO2 y el H2S.
A continuación se proponen los elementos de algunos elastómeros que pueden ser
utilizados en pozos donde se observe impurezas en el gas de formación,
Cuando se está en presencia de rangos de temperatura de operación fuera de
especificaciones, se debe tener en la base del elastómero: Co-polímero butadieno-
acrilonitrilo con 45% de Nitrilo (es un caucho). Como estándar para la solidez y
resistencia química de los elastómeros.
Para obtener una mayor resistencia al H2S y a mayor temperatura que la del caucho
así como resistencia a la abrasión se propone que los componentes del elastómero
contengan butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho).
Para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a los gases ácidos (CO2 y H2S).
Algunas bombas fabricadas con este Elastómero han operado por 3 años en pozos
con 28% de CO2, 3% de H2S en el gas y 3% de aromáticos en el crudo.
Existen nuevos desarrollos, aun en fase de prueba, para aplicaciones con alta
temperatura (pozos inyectados con vapor de agua), crudos muy livianos y la
presencia de aromáticos y contaminantes en el fluido y el gas.
CONCLUSIONES
Las características del gas de formación presentan impurezas según las
cromatografías tomadas a los pozos, lo cual afecta las condiciones mecánicas de los
elastómeros ( Resistencia a la fatiga; Elasticidad; Dureza shore; Resistencia al
desgarramiento; Resistencia a la abrasión; Resiliencia; Permeabilidad )
Se realizaron tres tipos de inspección a los elastómeros de las bombas BCP,
de los pozos seleccionados que comprenden: la visual, la dimensional y ensayo
destructivo
El elastómero de la bomba, del pozo TJ 270 presentó desprendimiento del
Metal Base al ataque químico originado por la presencia de H2S, lo cual afectó la
fragilidad de la matriz elastomerica. contibuyendo el alto torque por la tasa de
hinchamiento a la ruptura temprana.
El elastómero de la bomba, del pozo TJ 1417 se visualizó desgarramiento del
mismo, causado por tener material elastomérico dispuesto en dos capas dentro del
cuerpo del lóbulo con presencia de éste mismo material enfriado en forma de líneas
de flujo, que hacen las veces de cuñas bajo la carga de compresión ejercida por el
rotor. Por esta razón no se pudo evaluar el efecto de los gases ácidos sobre la
matriz del elastómero.
El elastómero de la bomba, del pozo TJ 1397 se observó alta interferencia
que origina el hinchamiento al entrar en contacto con el CO2, esto causó una
presión diferencial excesiva lo cual aumento el torque en la bomba y ocasiono el
desprendimiento del mismo.
En los ensayos de laboratorio realizados por la empresa EQUIMAVENCA se
observo que el H2S afecto directamente la fragilidad y rigidizacion de los elastómero
mientras que el CO2 afecto directamente el hinchamiento y la vulcanizacion de los
elastómero.
RECOMENDACIONES
Realizar una prueba elastomérica con las nuevas características del fluido para
determinar los componentes y los porcentajes de los mismos, y asi obtener una
formula elastomerica con mayor resistencia a los gases ácidos y a los
aromáticos.
Evaluar la calidad en la fabricación de las bombas de cavidad progresiva, ya que
se observó defecto de fábrica en los resultados del ensayo destructivo.
En caso de tener hinchamiento del elastómero y que este sea de una magnitud
que afecte las propiedades mecánicas del material, podría ser compensado con
rotores de menor diámetro (subdimensionados),
Para obtener buena resistencia térmica, se debe tener en la la composición del
elastómero para cumplir con las condiciones de fondo 60 % de
fluoroeslastomero.
Cuando se esta en presencia de fluidos que contienen hasta 6% de H2S se debe
tener en en la composicion del elastomero 45% de nitrilo hidrogenado.
Cuando se esta en presencia de fluidos que contienen hasta 28 % CO2 se deben
utilzar eleastomeros que contengan en su configracion quimica fuorocarbono
butadieno.
Antes de seleccionar algun tipo de elastomero, es de suma importancia contar
con todos los datos necesarios para ello y los mismos deben de ser del todo
confiables a fin de garantizar la selección adecuada, en este punto hay que
destacar que no existe una solución (o seleccion única) y que la misma depende
de diversos factores y caracteristicas del fluido a tratar.