RESUMEN PRODUCCIÓN I

UNIDAD 1
La columna de producción está compuesta por distintos elementos, entre sus principales funciones tenemos;
1.Permite que por su interior ascienda el fluido desde el FDP, ya sea en surgencia o desplazado por el sistema de
extracción instalado en el pozo, en el caso de presencia de fluidos corrosivos, la producción por el tubing evita que
estos fluidos circulen en contacto con el casing, preservando a este ya que es la última barrera mecánica del pozo.
2.Protege al casing del roce con las varillas de bombeo del roce con las varillas de bombeo, en casos donde los
sistemas de BM y PCP. Lo correcto es que el tubing se mantenga lo mas fijo posible, pero en algunos casos el tubing a
veces se puede mover por una condición de falla del ancla o bien por un diseño particular sin ancla de fijación. Para
evitar el movimiento del tubing se coloca un ANCLA que lo fija al casing (en BM es de tensión y en PCP es de torsion).
En pozos de altos caudales se puede producir por casing.
3.Permite evacuar por el espacio anular que queda entre casing y tubing, el gas liberado y no procesado por la
bomba.
4.Permite efectuar mediciones de nivel con ecómetro o sonolog, por el espacio anular casing-tubing.
5.Facilita operaciones de pesca de varillas y/o bomba, ya que este anular permite guiar y centralizar el punto de
pesca y pescador.
6. Puede renovarse parcial o totalmente por deterioro el tubing ya que puede sacarse con un equipo de pulling,
pudiendo profundizar o levantar la bomba s/ requerimientos de extracción.
7.Permite incorporar elementos auxiliares (zapato niple, filtros para arena, separadores de gas, ancla de tubing, pkr
de producción etc)
La Norma API 5.A contempla características dimensionales, tipo de material y propiedades físicas o resistentes de los
tubos y las uniones, con diámetros que comprenden ¾”, 1”, 1 ½”, 2 3/8”, 2 7/8”, 3 ½”, 4” y 4 ½” (De en “). En el
mercado existen distintas calidades de acero entre los cuales encontramos,
-Grados: H40, J55, K55, N80 s/norma son aceros fundidos en hornos eléctricos a crisol abierto con máximo contenido
de fosforo de 0.04% y azufre 0.06%.
-Grados C75, L80, C95, la API 5AC indica C 0.15-0.75%, Mn 0.3-1.9%, Mo 0.15-1.1%, Cr 0.8-14%, Ni 0.25-0.99%, Cu
0.25-0.35%, P 0.02% y S 0.01%
-Grados P105 y P110, la API5AX indica Pmax 0.04% y Smax 0.06%
El nro nos indica la resistencia a la fluencia (limite elástico aprox) en kpsi, y la letra relaciona con la calidad de acero.
ANALISIS Y COMPORTAMIENTO DE TUBING
Como consecuencia de las funciones que cumplen, los tubing deben ser sometidos a cálculos de esfuerzos a los que
serán solicitudes, variando en magnitud. Entre los mas significativos podemos destacar los esfuerzos de comprensión
radial que provocan aplastamiento (COLAPSO), presiones internas, esfuerzos de tracción, flexion y torsion que
adquieren mayores magnitudes al aumentar la profundidad del pozo. En este caso la tracción se calcula para las
juntas y los tubos separadamente para garantizar el comportamiento del conjunto, con distintos grados de aceros,
recalques y roscas cuyos valores mínimos de resistencia se indican s/ API BUL 5C3, API 5A, API 5AX.
CONDICIONES DEL ANALISIS P/INSTALACIONES EN BBEO MCO
El nivel de fluido se lo considera a la profundidad de bbeo a efectos de realizar el calculo en las condiciones mas
desfavorables, se considera la resistencia de la junta en funciion de la tensión mínima de fluencia, y se considera
para análisis los grados de acero de uso corriente y especial como también la degradación de tubing por
recuperación

Para el calculo de RESISTENCIA, existen 2 ecuaciones que vinculan la misma

a-BASADA EN LA PARED DEL TUBO
b-BASADA EN EL AREA DE LA RAIZ DE LA ROSCA (x ser la zona mas débil del cjto se equipara con la 1er ecuación por
ser la rosca de mayor diámetro)
Donde D: De del tubo (“, mm); Pj: resistencia min del cjto (lbs, kg); Ym: tensionminima de fluencia especificada (PSI o
kg/mm2); en la ecuacion b el diametro considerado es el diametro de la rosca correspondiente al ultimo filete de la
rosca completamente conformado, con Hs: altura del filete (mm, “), y para roscas con 10 fil/pulg suele ser 0.056” o
1.41mm y para rosca con 8fil/pulg 0.07125” o 1.81mm; y el d es el diametro interior tabulado
La fuerza a que se somete la columna es calculada por ambas ecuaciones como producto de la tension minima de
fluencia especificada para el grado de acero y la zona de seccion debajo de la ruta del ultimo filete (enhebramiento)
perfecto de la rosca, o de la zona o seccion anular del caño, la cual siempre es mas pequeña en los caños
recuperados.
EXISTEN TABLAS CON INFORMACION DE TUBING S/ GRADO DE ACERO Y GRADO DE SELECCIÓN (por diametros) que
nos dan las distintas RESISTENCIAS del primer caño de la columna (max solicitacion), tambien la maxima profundidad
de la instalacion.
Tambien hay tablas con dimensiones en pulgadas, grado de acero, peso unitario (lb/ft), espesores de pared, area,
diametro externo cupla, resistencias (fluencia, Pint, Pext y Rjunta) y torques, capacidades interiores y anulares de
tubing y casing en L/m (D en “ y pesos en Lb/ft), debido a que lo tenemos que llenar de fluido para hacer maniobras.
UNIONES DE TUBING
Existen distintos tipos de unión para vincular casing entre si y dar forma a la columna que se bajara en el pozo. Los
principales condicionantes para seleccionar el tipo de unión son la resistencia mecánica y el espacio disponible para
el casing, la clasificación es la siguiente;

La union mas usada en Argentina es la API EUE 8HRR, con

pin y cupla recaldada y conicidad de ¾” por pie sobre el
diametro que permite una union rapida y segura, asi
mismo la angulosidad de los filetes y las dimensiones de
valles y crestas aseguran el sello hdco de la union. El caño
con recalque aumenta las profundidades. Un pozo NO se
hace de un mismo casing ya que buscamos bajar los
costos, un casing de 5” nos complica la bajada de tubing
con recalque externo que nos daba mas R, el recalque interno no existe ya que queremos un pasaje ctte por el
interior y que voy a poder bajar la bomba que va al drift → tendencia en la industria son cuplas de espesor mas
delgado por los casing de 5” y tubing de 2 7/8”.
MANIPULEO DE LOS TUBING
Los tubulares se deben estibar en locacion sobre tres caballetes por tubo (simple) o cinco si saco en tiro doble.
Los protectores de rosca deben permanecer hasta el momento de utilizar el tubing, y al retirarlos debo limpiar las
roscas con kerorsene y lubricar con grasa grafitada (u otra) → si saco tubing del pozo debo colocar el protector.
Es de uso habitual que a medida que se bajan los tubing en el pozo, se calibren interiormente en la planchada para
asegurar el libre pasaje interior, descartando aquellos que no cumplan con esta condicion.
Al momento de realizar la union se debe controlar el buen estado de las roscas y de ser necesario en caso de
detectar anomalias reemplazar la pieza (tubing o cupla), el
enrosque inicial debe ser manual para evitar daño de filetes al
enfrentar pin con cupla, controlando esta maniobra que penetren
todos los filetes.
Para logtrar un apriete optimo durante el enrosque, se debe
aplicar el torque establecido para cada D, grado y peso del tubular
en cuestion, y al llegar a este, la cara del acople debe coincidir con
el punto donde termina la rosca (vanish point). Existe un apriete
maximo (25% adicional) y minimo (75% del de ajuste).
INSTALACION DE CABEZAS COLGADORAS
Cabeza colgadora → sostiene la columna de tubing, nos permite
realizar maniobras de movimientos de flidos por anular, y lograr el
aseguramiento del pozo
1.BRIDADA TIPO CAMERON WF- ADAPTADOR DANCO/WENLEN QD
La cabeza colgadora bridada esta consituida por los elementos que
vemos en la imagen, el cuerpo con sis dos conexiones laterales y
bridas(superior 6” e inferior 10”), un anillo de sello metalico R45, y
el colgador de tubing tipo FB-A con 2 anillos de empaquetadura de goma, la brida tapa (1) de 6” con conexión
roscada de 2 7/8” o la (2) para pozos surgentes que se enrosca directamente en el tubing, prescindiendo del
colgador.

La cabeza bridada se usa con el adaptador DANCO o WENLEN QD, que reemplaza al colgador original tipo FB-A y a la
brida tapa superior, por lo que en caso de repararse un pozo con este tipo de cabeza colgadora debera efectuarse un
cambio de elementos descriptos por el adaptador QD, las ventajas principales de este colgador la facilidad de
maniobra en la operación de traccionar y asentar la tuberia con anclas de tension o PKR de produccion; posibilidad
de instalar una goma escurridora cuya funcion adicional es la de
permitir el movimiento de la tuberia con presion en el casing; y
conectad una valvula maestra directamente en el tubing.

INSTALACION DEL ADAPTADOR DANCO/WENLEN TIPO QD

Finalizada la operación de baja la tubería de producción se instala en lugar del colgador original la goma escurridora,
la que en el caso de presión en el casing se comprime contra el tubing y el cuerpo de la cabeza empaquetando, luego
se abulona el adaptador y se efectua la maniobra de fijación del ancla o PKR. Ya con el tubing en posición
(estiramiento), colocamos las cuñas constituidas por 3 segmentos articulados y se asienta el tubing, referente a las
cuñas, algunos modelos no son abisagrados y dificultan la operación ya que de deslizarse un elemento caería al
anular pudiendo atascar la cañeria (si la cabeza no tuviera goma escu.) y deberíamos vincular los segmentos con un
trozo de alambre y colocarlas CON CUIDADO en su asiento. Finalizado esto, coloco el anillo y sobre este la
empaquetadura de goma que será agustada por los 2 sectores de cierre y la tapa abulonada, para asegurar un buen
ajuste de rosca deben estar limpias y el apriete de los bulones debe ser gradual y alternado.
2.DANCO/WENLEN
Hay dos modelos, uno simple y uno con goma escurridora.
INSTALACION: para la cabeza con goma escurridora, el cuerpo inferior puede ser con rosca o para soldar se vincula al
casing, luego se instala la goma escurridora y se enrosca el cuerpo superior. Colocamos la cama de cuñas y se
efectua la maniobra de fijación del ancla o PKR de producción. Con el tubing en la posición final se colocan las cuñas
articuladas y se asienta el tubing, luego se instalan las medias lunas inferiores, anillo de goma, medialunas superiores
y se enrosca la tapa. ES IMPORTANTE QUE LAS PARTES ESTEN
LIMPIAS Y ENGRASADAS

EJEMPLO DE ARMADURA DE BOCA DE POZO;

BOMBA DE PROFUNDIDAD (+ adelante explicado)

Dentro de la columna de tubing tenemos una válvula fija y una móvil o viajera que viaja con el piston, este piston es
quien me lleva el fluido a superficie. Cuando comience la carrera ascendente, la válvula viajera hace cierre
permitiéndonos llevar el fluido hacia afuera, y el vástago estará viendo una carga que será el peso del fluido y el + la
sarta de varillas, y lo va a lelvar hasta el punto muerto superior, es decir durante la carrera ascendente la válvula fija
esta abierta (INGRESA FLUIDO) y la móvil esta cerrada (lleva fluido a BDP). En la carrera descendente, ocurre una
transferencia de carga, se debe abrir la válvula viajera que empujara el fluido dentro del barril haciendo la apertura,
en este momento cuando se abre la válvula móvil el peso de la columna de fluido se apoya en la válvula fija que esta
solidaria con el tubing (por el zapato que es un pedazo de tubing con maquinado especial) , ósea el tubing se tendera
a levantar por un efecto de inercia, y se producirá un juego de estiramientos y acortamientos produciendo el
fenómeno de BUCKLING. Se generan puntos de contacto y se puede cortar o entrar en pesca por ejemplo, TODO el
sistema comienza a andar mal, también el AIB estará levantando parte del peso de la cañeria, atentando contra su
vida útil, también se da rozamiento contra las paredes del tubing de las varillas, se disminuye la producción, debido a
que el recorrido es menor, generando un menor caudal → se evita usando ANCLA, que va roscado al tubing, pueden
ser de flejes o de mordazas.
TUBING ANCLADO: en cisternas de extracción x bbeo mco, cuanto mayor es el coeficiente de rozamiento del crudo,
mas deberemos considerar las variaciones de cargas impuestas por la acción de la bomba. En la carrera ascendente,
el peso del fluido esta soportado por las barras, mientras que en la carrera descendente se abre la válvula móvil
transifiriendose el peso del fluido desde las barras hacia el tubing. El tubing se estira en relación al peso del fluido, en
la carrera ascendente se cierra la válvula móvil y el peso es transferido a las barras por lo que el tuing sufrirá un
acortamiento que se correlaciona con la carrera del piston lo que da como resultado una reducción de la carrera
efectiva del piston. Lo importante para que el anclaje sea eficiente es que asi se realice con un ancla o retenedor,
este sea de sistema de fijación por TENSION del tubing.
VENTAJAS DEL SISTEMA DE TUBING ANCLADO
a.CARGAS: las máximas en el vástago pulido se minimizan usando el ancla, esto se da por la reducción del BUCKLING
o pandeo, que ocurre durante la carrera ascendente cuando la válvula viajera o móvil esta cerrada y se abre la fija,
en esta carrera el embolo actúa como piston en relación a la tubería, el peso del fluido esta soportado por las barras
y este produce mayor P dentro que fuera del tubing, provocando el pandeo cuando hay insuficiente tensión en la
tubería, este efecto incrementa el esfzo y carga en barras de bbeo y tubing.
b.RECORRIDO DEL PISTON; se dan diferencias de carga por la acción de bombeo, durante la carrera ascendente el
peso del fluido esta soportado por las barras durante la carrera descendente, la válvula móvil abre transfiriendo el
peso del fluido de las barras al tubing. El tubing se alarga en relación al peso del fluido, y como la transferencia se
realiza en la carrera descendente, el movimiento de la tubería se correlaciona a la carrera de la bomba. Esto arroja
por resultado una notable reducción en la carrera efectiva de la bomba. Si usamos un sistema anclado se evita el
problema, es decir no disminuyendo la carrera efectiva de la bomba, logramos mayor producción.
c.MINIMIZA LOS EFECTOS DE ROCE, lo que disminuye desgaste de tubing y barras de bbeo producidas por el
rozamiento entre ambos, tmb evita perdidas de fluido, fallas en uniones y pescas.
ANCLA PARA TUBING → se busca colocarla sobre los punzados y dentro de la zona cementada por que hay mayor R
mecánica y menor posibilidad de deformarse al fijar el ancla.
-HIDRAULICAS: son instaladas por PH desde superficie
a.A compresión: mas fácil de sacar del pozo, pero aumenta el pandeo o espiral de la columna de tubing aunque pare
su movimiento.
b.A tensión: es el mejor para prevenir el movimiento del tubing y es el de – fallas, evita el pandeo de tubería e
incrementa la eficiencia del bbeo, también disminuye el desgaste de todo el equipo.
b 1.Anclas de tensión por compensación: esta ancla se asienta automáticamente al casing en la profundidad de
diseño al anclar hacia abajo durante la acción de bombeo, por lo que se ajustara y fijara al máximo estiramiento del
tubing en realcion al diferencial de presión entre tubing y entrecaños
b 2.Anclas de tensión simple: este es el tipo mas recomendado por ser el mas efectivo y económico que todos los
otros tipos de anclas, queda fija en la profundidad deseada y luego se le da tensión de calculo al tubing
OPERACIÓN DE FIJADO → determinar el estiramiento necesario, bajar el ancla de tubing hasta la profundidad
deseada, girar el tubing a la izquierda de 6 a 8 vueltas hasta notar un incremento en el torque, manteniendo el
torque aplicar peso (para que se asienten) y tensión con el tubing hasta lograr el valor de estiramiento calculado.
OPERACIÓN DE LIBRADO → quitar la tensión al tuing hasta lograr el punto neutro a la profundidad del ancla, girar el
tubing a la derecha de 6 a 8 vueltas hasta verificar el librado.
LIBRADO DE EMERGENCIA → en el caso de no poder librar, aplicamos tensión a la profundidad de la hta al valor de
corte de los pernos fijados previamente, se suele armar a un valor de 10.000lbs mayor que la tensión de trabajo que
se dejara en el pozo.
PROCEDIMIENTO DE CALCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE TUBERIAS CON ANCLA
1.Fuerza a aplicar a la tubería al fijar el ancla, para el calculo de la fuerza total a aplicar a la tubería se debe tener en
cuenta además del estiramiento que le produce la carga de fluido, los debidos a la sumergencia de la bomba y a la
temperatura del fluido. La sumergencia de la bomba es la diferencia entre la profundidad a la que se encuentra y el
nivel de fluido del pozo, normalmente si no esta en bombeo el nivel de fluido sube (estatico) o en pozos nuevos se
ubica en una zona mas próxima a la bomba (nivel dinamico). Recordemos que todo cuerpo sumergido recibe un
empuje de abajo hacia arriba cuyo valor es igual al peso del volumen de fluido desalojado, es decir que el peso del
tubing sumergido variara según el nivel de fluido del pozo, y por esto para que este correctamente traccionada
debemos considerar este efecto. Respecto a la temperatura del fluido sabemos que la misma aumenta con la
profundidad del pozo, la Tº del fluido en la superficie dependerá del caudal bombeado, cuanto mayor sea este, en
mayor proporción se transmitira la Tº de fondo a superficie, cuando el pozo no esta en bbeo la instalación baja su Tº
tendiendo al gradiente térmico natural de las Fm, luego en el bombeo se eleva gradualmente su temperatura, o
haciendo que la misma se dilate y como consecuencia la tubería quedara con menos tensión si no lo consideramos a
este efecto, ENTONCES LA FUERZA TOTAL SERA Ft= F1+F2-F3, donde F1: depende del nivel dinamico y la profundidad
ubicacion del ancla (en ft) y de la confiabilidad de los “sonolog”, si no tuviéramos el nivel tomamos el caso mas
desfavorable donde el nivel esta en el zapato (hay TABLAS con entradas profundidad de bba y ancla y nivel de fluido
en pies y obtenemos el valor de F1 para un tubing de dimensión dada), mayor profundidad de ancla y menor nivel
dinamico mas alta es F1, determinación de F2: depende de la Tº del fluido del pozo en superficie y del promedio
anual de la Tºamb en el yacimiento en ºF, estas han sido estimadas y podemos tomar como referencia de fluido en
superficie 90ºF y como T anual del yacimiento 50ºF y recordemos que la t en F es 9/5ºC +32, (la T del fluido del pozo
en superficie es conveniente tomarla para cada caso en particular, en especial para aquellos que producen grandes
Q de fluidos), F2 se tiene de una tabla con un dT (diferencia T fluido en sup con media anual del yacimiento) y
buscamos para nuestro tubing el valor de F2; determinación de F3: se determina en función de 2 variables, el nivel
estatico del pozo al momento de fijar el ancla y la segunda es la profundidad del ancla, en pozos viejos el nivel se
puede obtener al momento de sacar caños viendo la marca donde llego el fluido.
2.CALCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCION DE LA Ft (a aplicar)

E:30*106psi.
Si el tubing que se baja al pozo se lo esta probando por perdidas hay que tener en cuenta que el peso del agua que
hay en su interior ya lo esta estirando un determinado valor, por lo que al valor de fuerza calculada para una
operación normal hay que restarle el peso de fluido contenido en el tubing desde la superficie hasta el nivel de fluido
del pozo en el momento de la operación (nivel estatico).
DISEÑO DEL TUBING
Determinado el diámetro optimo de producción, y si el sistema es anclado con tensión ya sea ancla o PKR, el diseño
se torna un poco mas complejo que lo visto en la condición de calculo de tubing libre. Para realizar el análisis de
selección tomamos un sstema de ejes coordenados p/ distribuir los grados de acero y de recuperación edl tubing
para cada caso en particular, teniendo como datos los esfuerzos de anclaje y el propio peso de la cañeria
pudiéndosela considerar vacia o con fluido.
Se debe diseñar para que soporte entonces el PESO DE CAÑERIA CON FLUIDO + TENSION DE LIBRADO DE
EMERGENCIA. Para determinar la profundidad a la que debemos hacer un cambio de grado de acero o de
recuperación construyo un diagrama con abcisas la resistencia Pj del tubing y en ordenadas profundidad (de tablas),
de modo que este tipo de selección queda condicionado al análisis de resistencias y evaluación económica del
momento, podríamos agregar como condiciones aun mas desfavorables de diseño, que el tubing por ej deba
soportar una carga extra por un aprisionamiento de la bomba o una pesca de barras y debemos asumir mayor
exigencia del tubing (peso total= peso tubing+pesofluido+librado+peso barras de bbeo), y al valor de peso total
diseñamos el tubing. A veces, debe asumirse un margen de seguridad por cargas adicionales
DISEÑOS BASICOS COLUMNAS DE TUBING
En bombeo mecanico se suele colocar un elemento (separador de gas , caño de diámetro menor que en el cambio de
velocidades produce una separación) que nos permite producir G por anular y que el O ingrese por la bba (sin PKR ya
que este junta P), también existen PKR que nos permiten el pasaje de gas por un capilar. Existen también para
petróleos viscosos elementos especiales que eviten la formación de parafinas en el anular. Otra configuración es ,
el ancla debemos colocarla por encima d ellos punzados en un pozo profundo para no tapar los punzados, ya que si
lo colocara abajo se caería arena encima del ancla, es decir solo se puede colocar debajo de los punzados cuando
estamos seguros que no aportan solidos. El pkr se coloca en lugar del ancla cuando quiero aislar un punzado que
produce algo que no me sirve (agua), los pkr se prueban por presión, un pkr tiene pasaje pleno pero cierra el anular
(recordemos que pueden ser de accionamiento mecanico o hdco.).

VARILLAS DE BOMBEO → de todos los componentes de una instalación de bombeo mecanico, la sarta de varillas es
la que rige en mayor efecto en el rendimiento del sistema, ya que de acuerdo al mayor o menor estiramiento
definira la carrera neta del piston (Sp) y de esta depende el caudal de extracción.

EN UNA SARTA DE BBEO MECANICO TENEMOS; vástago pulido, trozos de maniobra (varilla de bbeo de menor
medida que sirve para ajustar la longitud del sistema), varillas de bombeo y cuplas (uniones de varillas, las varillas
mas usadas son de 25 pies (7.62m) pero hay de 30 pies tmb), ESTOS ELEMENTOS ESTAN REGULADOS POR LA API 11B
Y LA RP11BR. Las varillas se usan en PCP (Pump Cavity Progressive) y bombeo mecanico, es el elemento que vincula
físicamente el aparato de bombeo con la bomba. Este se vincula al aparato
de bombeo mediante otro elemento que va solidario al estrobo (cable de
acero) que es el vástago pulido.
+VASTAGO PULIDO (es un elemento que esta sometido siempre a fricción
con unas gomas y se deben reducir al mínimo posible, por esto es pulido):

Su resistencia siempre será mayor que

la de las varillas, y debemos tomar las
precauciones de considerar las
caracteristicas fisicoquímicas del fluido que se esta produciendo.
TABLA DE RECOMENDACIONES →
Hay vastagos de 1/4·” y ½” siendo este ultimo el más utilizado. El
vástago debe tener el largo adecuado con la carrera de bombeo.
El estrobo es un cable que cuelga de la cabeza de mula,
sosteniendo al colgar la cruceta, que soporta o vincula el vástago
pulido con el estrobo logrando la vinculación con el aparato de
bbeo y logrando soportar toda la instalación. EL vástago también
puede ser cromado, o pulido, para permitir que un juego de
gomas (troncocónicas alojadas en un asiento conico que nos
permiten al bajar la tapa comprimir y al subir descomprimir
contra el vástago, logrando con el tiempo mantener el ajuste ante
el desgaste de las gomas) dentro de la T prensa. Existe un ratigan
también que es una especie de BOP manual (medialunas de goma
que cierran contra el cuerpo del vástago, es una medida de seguridad ante una eventual surgencia inesperada, cierra
el anular entre el vástago y el tubing). El trozo nos permite corregir la medida, y sus longitudes son desde 2 a 6 pies,
se agregan a continuación del vástago para corregir las medidas con la bomba ya posicionada en el fondo y la que
necesitamos del vástago para su trabajo. Son de = características fisicoquímicas que las varillas
+VARILLAS DE BOMBEO – API SP11B; están sometidas a un movimiento alternativo entre valores minimos y máximos
(NO se diseña a compresión).

Los elementos de aleación y su porcentaje, hacen que una varilla tenga características especiales, para el caso de llas
varillas ensayadas debemos hacer resaltar el niquel ya que este elemento proporciona mayor resistencia a la
corrosión por SH2. Otros aleantes son;
Mn: desoxidante (evita formación de oxido que debilita el acero). Si: desoxidante y reduce el tamaño de grano de
aceros de alta R. Niquel: se usa para combatir las condiciones corrosivas de algunos fluidos de pozos sobre todo SH2,
su adicion desplaza el eutectoide a la izq, y se mejora R sin disminuir ductilidad. Vn: mejora las posibilidades de
endurecimiento del acero. Cu: mejora Rcorrosion atmosférica y otros medios. Cr:endurece, es menos efectivo que el
Ni contra el SH2. Mo: endurece pero en menor medida que el C.
GRADO C: acero al C-Mn para servicio mediano en pozos no corrosivos o fluidos poco corrosivos.
GRADO K: aleación de acero al Ni-Mo, para servicios med con fluidos corrosivos (CO2 SH2)
GRADO D: Cr-Mo, servicios pesados con fluidos corrosivos.
En TENARIS existe una tecnología metalúrgica donde combinando distintos materiales se logra la varilla ALFAROD,
que se comporta como una grado D, tiene una estructura reticular cristalina mas ordenada y uniforme en tamaño
que un D común, con sus granos orientados se da una más uniforme distribución de cargas, en caso de un pitting,
soportara mas una carga la sección remanente de la alfarod
 Hay varillas de fibra de vidrio que son muy buenas para la
corrosión, pero son muy elásticas, es malo para altas
profundidades.
Veo que surge un problema, debo optar por altas R o alta
Rcorrosion, teniendo que tomar una solución de
compromiso.
Existen tablas con las propiedades mecánicas, tratamientos
térmicos y composición química de las varillas de bbeo.
Tambien existen tablas con dimensiones y pesos de barras de bbeo y cuplas, donde Db es diámetro, Df diámetro
exterior del tope, Ws ancho del cuadrado, también se especifican pesos unitarios, secciones transversales, diámetro
de cupla normal y reducido, y largo de la barra.
Hay tablas con dimensiones de las varillas (peso con cupla, longitud, y diámetro nominal), y de las cuplas (diámetro
s/ tipo (full size o Slim hole) y longitud tmb).
CARGAS DE ROTURA DE LAS VARILLAS S/GRADO DE ACERO
Las cargas normales a las que se someten las sartas de
varillas en c/ciclo de bbeo son

Donde Pbba: peso de barras en el aire, Pf: peso del fluido, Pbs: peso de barras sumergidas y a:factor de aceleración.
Las tensiones normales (esfzos de tracción) vienen dadas en sus valores minimos y máximos como el Pesomaximo o
mínimo/Seccion. El esfuerzo en una varilla de bbeo se define como la carga dividida entre el área de sección
transversal, este área para tamaños comunes de varillas de bbeo se muestran en el cuadro de dimensiones de las
varillas, mas arriba mostrado.
La determinación y/o comprobación de que las varillas pueden soportar las cargas o tensiones a que estarán
sometidas la prevee el grafico de Goodman (DIAGRAMA API DE GOODMAN MODIFICADO);
El sometimiento a caras cíclicas tiende a llevar al material a la fatiga del mismo, lo que entre otras cosas provocara
una modificación en su limite máximo en lo que respecta a la tensión máxima admisible (ya no regirá la tensión
admisible en condiciones estáticas), si bien no existe una relación que nos permita conocer el comportamiento en
fatiga de un acero con datos estáticos se han logrado buenas aproximaciones, este diagrama, establece la zona de
trabajo segura para cada material y para un
numero dado de ciclos, se realiza el diagrqama
como carga máxima en kpsi vs carga mínima en
kpsi, graficamos línea a 45º y unimos T/4 con
T/1.75 obteniendo la zona de trabajo del material
para un numero dadod e ciclos.
Goodman recopilo y generalizo ensayos de Wohler
y los resumio en un diagrama, el diagrama de
Goodman que establece la zona de trabajo segura
para c/material y p/ un numero
dado de ciclos. El trazado de la
curva se hace para varillas nuevas (SF=1) y no en ambiente corrosivo, se lo afecta según la condición
al factor.
En Teoria, si se trabaja en un rango de esfuerzo real menor al permisible de Goodman, no debería
fallar, a menos que hubiera sido dañada durante su manejo o por corrosión. La solicitación, se
calcula como rango de tensión real/rango de tensión permisible, y la tensión admisible

Debemos evaluar un % de solicitación respecto de la máxima tensión admisible en función de la lectura del diagrama
de Goodman. (Los valores de T/4 y T/1.75 son totalmente experimentales, NO surgen de una teoría).
La mayoría de las varillas fallan por fatiga relacionada con corrosión, donde se disminuye la sección transversal de la
varilla y se produce la concentración de tensiones, y por las cargas cíclicas fallan.
DISEÑO API DE SARTA DE VARILLAS DE BBEO
Existen 2 criterios de diseño, por tensión máxima admisible y por IGUALACION DE TENSIONES
¿Cómo se denomina según API una sarta de varillas?

Vemos que se expresa el mayor y menor diámetro de las varillas de la sarta, omitiendo los números intermedios, en
la realidad puede que a una sarta le debamos hacer modificaciones por distintas situaciones.
CUPLAS Y REDUCCIONES → están las API clase T y las clase SM, con resistencias a la tracción minimas de 95kpsi y
máximo de S 0.05% ( hay tablas con tamaños De exteriores y longitudes), son para unir las varillas una a una. Existe
también la cupla reducción que une varillas en cambios de diámetro.
Analisis de la unión Cupla-Pin
La unión entre varillas de bbeo esta
constituida por 2 extremos forjados,
maquinados y roscados (el pin), unidos
entre si por una cupla (o manguito),
también roscado. Las dimensiones de
las uniones están dadas en la API 11B.
Cuando la unión se arma quedan en
contacto las zonas espejadas de la
cupla y el pin, el undercut del pin
queda traccionado y la zona alesada
de la cupla comprimida. Si bajo la
acción de cargas el undercut se
mantiene traccionado y la zona alesada de la cupla comprimida, se
logra una reducción importante de los efectos de las cargas
alternativas en la unión, por lo que se reduce el problema de la
fatiga. Para ello se debe realizar un torqueado adecuado, por esto,
la precarga de la unión tiene 2 objetivos;
a.Mantener ajustada la unión p/q esta no se afloje y eventualmente se desacople.
b.Proveer a la unión de una mayor Rfatiga cuando esta sujeta a cargas cíclicas, mediante la reducción de la amplitud
de cargas.
Una varilla bien inhibida significa que tiene un tratamiento quimico que forma un film sobre el cuerpo de la varilla,
evitando la corrosion. Un tratamiento termico que nos da mayor R, nos quita Rcorrosion, debo obtener una solucion
de compromiso. Las cuplas son slim hole o full size.
Las roscas de la varilla se hacen por laminación, y hay continuidad en las líneas de fuerza, logrando una correcta
distribución de esfuerzos dentro del pin de la varilla. La cupla se enrosca hasta el fondo. El requerimiento de torque
de una cupla viene dado por el fabricante según su condición, su grado y su diámetro. Se dan tensiones y
compresiones en las uniones, al torquear la cupla contra el pin se logra que en el descanso se produzca una tensión
del pin, mientras que en el cuello de la cupla se da una compresión contra el espejo de la varilla, los valores deben
ser exactos para evitar roturas, si el valor fuera menor se podría dar el afloje del cuello por tensiones por fatiga, y si
hubiera sobreajuste, se podría cortar el pin.
CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS → APIRP11BR
 Existen tablas con valores de desplazamiento circunferencial en función de las
dimensiones de la varilla. Se usa el instrumento que se ve en la imagen, que es una
plantilla de aluminio que en sus bordes están los diámetros de varilla en los que puede
trabajar, y varian con usos las plantillas. La varilla queda con el pin arriba libre
sostenida por cuñas y la varilla que baja del gancho viene con su cupla, el enrosque se
debe dar manualmente para observar que no se de el engrane. Cuando se de el tope
del espejo de cupla con el de la varilla, marco una línea sobre el espejo del pin, y otra
sobre la cupla, con la llave para ajustar varillas le doy torque hasta que se produzca el
desplazamiento entre las líneas marcadas al correspondiente a la plantilla, es decir
configuramos la llave a una dada P para lograr un desplazamiento circunferencial
tabulado s/dimensiones de la varilla, se hace cada varias varillas la regulación de la llav.
Hay que realizar CONTROLES DE CALIDAD en VARILLAS, TROZOS y CUPLAS, tanto a los
pines, espejos y cuerpos. Existen tablas con
distintos parámetros (diámetro mayor de cara de
contacto (Dc), diámetro del desahogo de la rosca
(Df), diámetro de respaldo Df, longitud del PIN
desde extremo hasta espejo (Ls), longitud del
desahogo (Lf) y paralelismo de la cara de contacto (Espejo))y valores máximos y
minimos aceptables.
En cuanto a cuplas, debemos controlar Espejos, Roscas y desalineación
(tanto angular como paralela).
EN LAS VARILLAS SE COLOCA EN EL CUERPO UNA IDENTIFICACION QUE
INDICA; FECHA DE FABRICACION, GRADO DE VARILLA, NRO DE COLADA O
TURNO (cada turno tiene una colada en la fabrica de acero, esto por las
impurezas que hubieran en el alto horno que pudieran alterar). → POR
NORMA para hacer seguimientos, por si falla una camada de varillas, por
problemas de material.
CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS
El transporte de las varillas es aconsejable que se realice dentro de cajones. Los cajones deben apilarse de manera
que los apoyos de los cajones queden alineados verticalmente, en el deposito las roscas de las varillas nuevas o
usadas deben estar limpias, lubricadas y cubiertas con protector en buen estado; emn deposito o en pozo las varillas
sueltas deben ser colocadas en caballetes de madera (o metálicas recubiertas) y separadas en tandas horizontales de
= especie.
CONSIDERACIONES GENERALES: manipulación con cuidado evitando golpes, las varillas con entalladuras, golpes,
partes torcidas u otros defectos deberán descartarse, los pines y las cuplas deben ser limpiadas en sus roscas y
espejos, las roscas o espejos de pin o cupla en mal estado deberán ser descartados, debemos mantener el pin
lubricado con grasa especial, descartar cuplas que deban ser desenroscadas.
Una varilla o una cupla pueden romperse por tracción (COPA Y CONO), o por fatiga

Se pueden dar fallos por fatiga en conexiones, y en el

cuerpo de la fatiga, por daño superficial o por
pandeo.
EN CONCLUSION, la sarta de varillas de bbeo es uno
de los mas importantes elementos de un sistema de
bbeo mecanico, ya que este le transmite la energía
desde la superficie hasta la bomba de subsuelo. El comportamiento de este elemento puede tener un impacto
fundamental en la eficiencia de levantamiento de fluidos. Por lo tanto, un diseño apropiado de sarta de varillas
puede asegurar una buena condición de operación, como también reducir los costos de producción.
ANALISIS DE FALLAS – NORRIS
El análisis de la causa raíz de las fallas es clave para reducir la frecuencia de las fallas en los pozos con extracción
articificial. Suelen ser atribuidas a la bomba de fondo, la varilla de bbeo o la sarta de tubería de producción, estas
fallas se traducen en extracción o reemplazo de los componentes. Se debe prevenir, pero las varillas pueden fallar
prematuramente por un desperfecto de fabricacion.
Las fallas por tensión ocurren al exceder la resistencia de la varilla, logrando una concentración y dando como
resultado un estrechamiento alrededor de la circunferencia de la varilla y la fractura ocurre en esa reducción de S. El
otro mecanismo de falla de varillas es la fatiga, son progresivas y empiezan como pequeñas grietas por esfuerzo que
crecen por los esfuerzos cíclicos, son esfzos de menores valores a la R, y son iniciadas por elevadores de esfuerzos
(discontinuidades microscópicas que generan concentraciones locales del esfzo), una falla por fatiga puede
identificarse por las “marcas de playa”, que son anillos elípticos que irradian hacia afuera del origen de la fractura
indicando el crecimiento de la fisura, y las “marcas de trinquete” que resultan de la intersección y conexión de
multiples grietas de fatiga.
Es importante entender la importancia del diseño de una varilla de bbeo para evitar sus fallas, logrando una
optimización del equipo de producción con el menor gasto para las condiciones existentes de los pozos. El desgaste
abrasivo causa las fallas de la sarta de varillas al reducir la sección transversal del metal y expone la superficie del
metal nuevo a la corrosión y causa las fallas en la conexión de la varilla de bbeo por impacto y daño del reborde.
Las fallas mecánicas son responsables de un gran % de las fallas de las sartas de varillas, incluyendo todas menos por
corrosión y defectos de fabricación, estas pueden ser por un diseño ineficaz del elevador artificial, desidia en
manipulación o cuidado o montaje y desconexion, o practicas operativas inadecuadas. Dentro de las fallas mecánicas
encontramos las fallas por flexion, la doblez se intentara retirar del cuerpo de varilla a través de un sistema de
rodillos, pero no son capaces de liberar el esfuerzo de las varillas dobladas, estas quedan permanentemente dañadas
y no se deberían usar por un eventual fallo, este tipo defalla se identifica por una superficie angular de fractura a un
angulo distinto de 90º.
Las fallas por daños superficiales, estos aumentan el esfzo durante las cargas aplicadas, causando falla de la sarta de
varillas. La orientación del daño en este caso contribuye a mayores esfuerzos.
Las fallas de conexión, si la precarga del pasador fuera mayor que la aplicada, no ocurren fatiga en cargas cíclicas, sin
embargo si fuera menor la precarga se separan la cara de la unión macho y la de soporte, generando una carga
cíclica que ocasionara una falla por perdida de ajuste, estas pueden darse pormal apriete, mala lubricación o exceso
de torsion.
Ademas existe la falla de fatiga por corrosión, ya que esta, resultado de una reaccio electroquímica con el medio,
genera puntos de concentración de tensión, se deben proteger las barillas. Una varilla nueva se corroe mas rápido
(aparentemente), ya que forman una celda galvanizada de corrosión, y por esto las varillas sin desperfectos se
corroen preferentemente respectoa aquellas que ya están revestidas con depósitos de corrosión. Las varillas
blandas suelen proteger mejor contra la corrosión → solución de compromiso ¿R o Rcorrosion?. La corrosión puede
ser por cloruros, por CO2, por H2S, o por metales distintos, esta puede estar influenciada microbiológicamente,
debido a la presencia de bacterias productoras de acido o reductoras de sulfato, también la corrosión peude verse
intensificada por oxigeno, o por corrientes parasitas, o por subdepositos.
Existen también las fallas por defectos de fabricación, pero son menos comunes.
ANALISIS DE ESFUERZOS SOBRE LA CONEXIÓN DE VARILLAS
Luego del armado de la conexión, la cupla y el pin se comportan como un mismo cuerpo siempre que no se
produzcan separaciones entre las caras de contacto, de tal modo q la fuerza en el PIN se puede obtener como su
precarga+ctte(s/relación geométrica de pin y cupla)*Fexterior. → se arma diagrama de Goodman. SE DEBE usar
plantillas de torque para controlar y asegurar la repetición del proceso. Debemos onsiderar la deformación de
espejos por une xceso de torque en el armado.
Durante la operación en bbeo mco, la varilla de bbeo soporta solicitaciones diferentes en el cuerpo y en el pin de la
conexión, las solicitaciones de la conexión se ven incrementadas pro el efecto de la pretensión, es indispensable el
control periódico durante el armado de una conexión y usar la plantilla adecuada. Debo usar correctamente el factor
de servicio correspondiente.
UNIDAD 2: SURGENCIA NATURAL
Una SURGENCIA NATURAL se produce cuando la energía del reservorio, manifestada en forma de P, es suficiente
para elevar los fluidos y vencer las perdidas de carga en las instalaciones de superficie hasta los tanques de batería.
Generalmente se da en las primeras etapas de la vida productiva del pozo. El agua coproducida puede ser
aprovechada en recuperación secundaria, sino debe ser dispuesta en pozos sumideros. En la surgencia natural solo
se utiliza una columna de tubing (si hay altos Q puede hacérselo producir por casing, colocando en BDP la cabeza
correspondiente y se inicia la explotación que debe ser racional pero no suele durar mucho ya que el diámetro es
restrictivo respecto de la condición de surgencia xq sea muy grande o muy chico), NO es un sistema de extracción
artificial, sino que se usa la energía del reservorio, es un método de extracción.
La descripción adecuada del comportamiento de un
pozo surgente debe evaluar desde el punto de vista del
análisis nodal, ya que involucra 3 aspectos claramente
diferentes que interaccionan entre si (o nodos):
1.El flujo en el medio poroso del reservorio (hasta el
wellbore o cara de pzdos). 2.El flujo multifásico en la
tubería de elevación desde FDP a BDP. 3.El flujo
multifásico en las instalaciones de superficie (orificio
estrangulador que controla P y Q, luego de este punto
tenemos las perdidas de carga relacionadas con las
instalaciones de superficie las cuales suelen estar
controladas por la presión de cabeza del separador que
suele ser gas liquido). Un análisis nodal es un análisis
punto a punto que nos sirve para analizar por partes,
todo lo que llega a un punto llega en dadas condiciones y
sale en otras (analogía con regla de Kirchoff), que en
este caso de P depende de las perdidas de P que el
punto de análisis le causa a la circulación del fluido.
Para analizar el comportamiento de un pozo surgente
determinado, debo reconocer que hay 3 fases que
deben estudiarse de forma separada y unirlas después,
antes de obtener una imagen en conjunto del
comportamiento del pozo surgente. Estas fases son;
comportamiento de flujo de entrada, comportamiento de flujo en tubería vertical y comportamiento del orificio.
El comportamiento del flujo de entrada (G, P y W de Fm hasta FDP), se tipifica en cuanto a producción de liquidos se
refiere por el indice de productividad (IP) o en términos generales por la IPR (Inflow Perfomance Relationship).
El comportamiento del flujo en la tubería vertical, implica un estudio de pérdidas de carga en tuberías verticales que
conducen mezcla en 2 fases (L+G).
Las perdidas de P que acompañan al flujo de P, G y W a través de una línea de flujo restringida (por el orificio) en la
superficie, se conocen como comportamiento del orificio.
Por otro lado, las curvas de comportamiento de la surgencia de un pozo dependerán de las características del
reservorio, de las características de la tubería de producción (las rugosidades generan distintas perdidas como asi
también los D), de la presión en el nodo inicial y final del sistema, del porcentaje de agua producido, de la relación G-
L (debe ser elevada para favorecer la surgencia ya que la liberacion de gas es la que la favorece, es el segundo motor
de la surgencia luego de la P del reservorio), de la longitud de tuberías, de la Tº (se relaciona con la Tº a la cual se
desprende el gas), de las características de los fluidos a manejar, de la topografía del terreno en el caso de la línea de
descarga, y del grado de desviación del pozo (aumenta las perdidas de carga).
NODO 1: FLUJO EN EL MEDIO POROSO
La Ley de Darcy para un flujo radial en un medio
poroso nos permite estimar el Q de fluido que
podrá aportar un reservorio definido en un pozo
de petróleo, a partir del conocmimiento de
algunas variables del reservorio (K, espesor, Ps)
de características fcoqcas del fluido (u) y del
radio del pozo. Como consecuencia de la
circulación del fluido en el medio poroso, se
produce una disminución de Ps a Pwf que es la P en el wellbore. Para el cumplimiento de la ecuación de Darcy se
asume como radio de drenaje “R” a aquel en el cual la Ps no se vera afectada por la extracción del fluido en el pozo.
Pwf lo podemos manejar pero Ps es caracteristico del reservorio, Pwf se puede manejar ya que a partir de una
estimulacion podemos eliminar el daño, o en caso de una baja permeabilidad lo podemos estimular y mejorar esta
condicion, obteniendo un valor de Pwf mayor, y esta es el motor de la surgencia, responsable de levantar los liquidos
desde el fondo hasta las instalaciones de superficie.
El análisis del primer nodo se centra en poder estimar el comportamiento del reservorio frente a las condiciones de
extracción de los fluidos almacenados en el mismo (O, W y G), es decir, la curva de perdida de carga en ese medio
poroso, cuando se drena un fluido multifásico a través del reservorio, y con Darcy
obtendremos el Q máximo que le podemos extraer al pozo para las distintas
condiciones. La explotación del petróleo estará condicionado a un contexto comercial
y en función de esto vario el Q.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD (J)→ es la relación entre produccion total de liquidos “Q”
(P+G+W) en las condiciones de almacenamiento y la caida de presion Ps-Pwf; ,
El IP especifico, designado como Js es el nro
total de barriles de liquido, a condiciones de
almacenamiento, producidos por dia por cada lb/pulg2 de abatimiento y por cada pie
de espesor de la capa productiva, es decir; ,
donde h:espesor de capa productora(ft). En
un momento particular de la vida del yacimiento, la Ps tiene a un valor especifico, por
lo que si J es ctte, al graficar la Pwf vs q se obtiene una línea recta. El angulo que forma
esta línea con el eje de presiones es tal que el índice de productividad será la pendiente de la curva
J nos indica para un determinado Q, la variación de Pwf, ya que esta es el motor de la surgencia, altos caudales nos
dan bajas Pwf y podria no surgir porque no tendría energía para vencer las perdidas en los otros nodos, es decir nos
indica J cuanto potencial tiene un reservorio para responder con un Q requerido sin una gran disminución de Pwf.
IPR
Durante la explotación del pozo casi siempre se puede esperar que la línea sea
una curva, por lo que a partir de la definición de la ecuaciond e J, la dirección de
la curvatura es tal que el valor de J decrece al incrementarse los valores de dP o
de “q”, por lo que para relacionar los casos Gilbert definio el concepto de
“relación del comportamiento del flujo de entrada” (IPR), para describir la
curva del comportamiento de la Pwf graficada vs la producción total, para
cualquier pozo en particular.
Es

importante evaluar el efecto de un

tratamiento sobre el IPR del pozo,el
aumento de gasto puede ser por remocion
de alguna obstruccion mientras que en la
operación exitosa podria deberse (que
queda =) a que por ej se daño la bomba; con el tratamiento exitoso con la nueva IPR, ante un Q de extraccion se vera
menos afectada la Pwf. La IP se aplica a todos los pozos para evaluar la potencialidad del reservorio.
Vemos entonces distintos comportamientos según las caracteristicas
de los fluidos, relacionadas con la cantidad de G presente; Recta:
empuje de agua y/o presion dinamica por encima de la presion de
saturacion. Curva: empuje por gas disuelto o flujo por debajo del Pb
(donde se pierde la recta).
El IP de un pozo no solo cambia con el tiempo y produccion
acumulada, sino que esta sujeto a cambios en el diferencial de
presion a un tiempo especificado. El motivo de la no linealidad de la
relacion Q-Pwf puede atribuirse al incremento de Sg con la baja de Ko
por reduccion de P, un cambio de regimen laminar a turbulento en
los capilares cercanos a las paredes del pozo al incrementarse el Q o
Q por encima del flujo critico en las cercanias del pozo.
El comportamiento de afluencia puede entonces ser descripto adecuadamente por LA ECUACION DE VOGEL

Cuando Pwf>Pb el
comportamiento del flujo es simil a
un monofasico, y la IPR es una linea
recta con pendiente IP=Q/Ps-Pwf.
Pero si Pwf es menor a Pb es un
flujo multifasico y debemos usar el
metodo IPR con la ecuacion de
VOGEL.

Con ciertas consideraciones,

el procedimiento es correcto para empuje por gas disuelto, la curva
se construyo para G-P, pero correlaciona bien para las 3 fases, y los
errores mayores no deben superar el 10% y se deben corroborar con
la practica. De modo que podemos estimar cuanto Q puedo extraer
de un pozo con gas disuelto a
partir del conocimiento de Pwf y Ps. La IPR es la curva de comportamiento de
un pozo durante su explotación, relacionando los Q de extracción con el
Qmáximo que puede dar el pozo y la Ps y Pwf, es decir la IP nos describe la
potencialidad del reservorio y la IPR como se comportara el pozo o
reservorio en los distintos estadios de producción. Curva de Vogel → IPR, por
encima de Pb es una recta ya que no hay desprendimiento de gas, por debajo
de Pb hay mezcla de fluidos en superficie.
Para calcular la capacidad de producción se puede utilizar el método del
índice de productividad IP en yacimientos donde la Pde flujo es mayor o igual
a la Pb. Si la P en FDP es menor que la Pb se debe emplear el método de Vogel, condiciones en las cuales se genera
un fluido bifásico por lo cual no se puede utilizar correctamente la relación lineal IP. En algunas aplicaciones, puede
ser conveniente trazar una curva combinada, esto es, recta IP para Pwf mayor a la P de saturación y curva (IPR –
Vogel) p/ presiones menores.
NODO 2: FLUJO BIFASICO EN TUBERIA VERTICAL
Debemos considerar que el extremo del tubing
debe estar frente a los punzados (al tope, pero
en la realidad los punzados si son varios y estan
distanciados 15-20m considero como tope de
punzados para el calculo la profundidad media
para considerar el extremo de la clmna de
tubing que no se da en la realidad físicamente
ya que el PKR(que va siempre en pozos
surgentes) va por encima del 1er pzdo, esto es
asi porque la presion de entrada a este nodo
tiene que ser Pwf), y que la IPR debe ser una
línea recta.
A medida que la mezcla asciende, P se reduce
constantemente, por lo que el petróleo crudo
que contiene G disuelto se desprende dando G
libre, y el volumen de liquido decrece. Este
fenómeno afecta los volúmenes presentes en
c/punto de la tubería.
1.Flujo liquido (P de la mezcla esta por encima de Pb). 2.Flujo de burbujas (P<Pb, pero sigue siendo alta solo
existiendo pequeñas burbujas en el seno de la mezcla). 3.Flujo por baches (se aglomeran las burbujas pq las mas
grandes se desplazan a mayor velocidad). 4.Flujo niebla (se produce cuando los batch de gas perforan los de liquido y
arrastra pequeñas gotas). No todos estos regímenes ocurren simultáneamente en una sarta dada, ya que la caída de
P que se requeriría en el tubing sería mayor que la que se da en la práctica, pueden darse 2 o 3 con zonas de
traslape, esto depende de la P que tengo en BDP y de la cercania, o no, con el Pb en superficie.
Ademas de los regímenes de flujo en si mismos, las viscosidades del petróleo y del gas, las variaciones de las mismas
con P y Tº, las características PVT de los fluidos del yacimiento, la Pwf, y la P en el cabezal del tubing, PHT, afectan
directamente al gradiente de P en un punto particular del tubing.
Si la tubería fuera horizontal al menos que fuera altamente turbulento los fluidos se segregarían por diferencia de
densidades, en la vertical se dan estos regímenes de flujo. A medida que se va dando la mezcla de los fluidos, la
columna se va alivianando debido a que tengo 2 fluidos de distintas densidades, y la columna hacia arriba será mas
liviana por el mayor desprendimiento de gas, hasta que finalmente se produzcan batches de gases y finalmente el
flujo niebla, y el peso de la columna es variable en esas zonas, no constante. Al poner en producción un pozo
surgente, solemos medir P, Q, y RGL para poder controlar la situación en el pozo, recordemos que en la terminación
ensayamos el pozo y obtuvimos la IPR, las respuestas del pozo a los distintos Q, es decir los distintos estadios de Pwf,
al ponerlo en producción lo que buscamos es llevarlo a ese Q, que se hace cambiando el diámetro del orificio en
boca de pozo. La curva del outflow es la curva de perdida de carga en la tubería vertical.
Existen correlaciones para describir el comportamiento de este
flujo bifásico vertical entre las que podemos citar Gilbert, Hagedon
and Brown, Orkiszeswki, Beggs and Brill, entre otros.
Poettman y Carpenter, analizaron la ecuación de energía a través
de unas suposiciones, como que despreciar la diferencia de
energía cinetica del fluido que pasa por sus estados iniciales y
finales de flujo (en FDP y en la parte superior de la tubería de
producción) y que las perdidas de energía que resultan de los
fenómenos irreversibles como el paso del aceite y la friccion
contra las paredes de la TP pueden expresarse como;

, donde v es la velocidad promedio de la mezcla en

el intervalo dh y D es el Di del tubing. El factor f es empirico. Al
aplicar estas consideraciones, se logro reducir la ecuación de

energía a la expresión , donde dp es la caída de

presión en el intervalo dh (pies, psi), p es la densidad promedio del
fluido en ese intervalo (lb/ft3), y K surge de una formula en
funcion de un factor de perdida de energía f, el Di de la tubería, la
masa total de G y L asociada a un bbl de L en condiciones de
almacenamiento y q los gastos de L en condiciones de
almacenamiento en bpd. El problema es la dificultad de tomar estas
medidas de estos valores, las masas totales el factor empirico, etc.
Al tomar diferentes valores de P en FDP, incluyendo BHP como
puestos de inicio, podemos diseñar la grafica siguiente (im derecha)
para cualquier diámetro particular de tubing. Con el valor de BHP
fluyendo desde A como pto de inicio, el gasto de la formación se
determina moviéndose horizontalmente hacia B sobre el IPR y luego
verticalmente hacia abajo hasta el pto C. Con el gasto de producción
definido por C, la ecuación de Poettmann y Carpenter se usa para
calcular D (Pth). Evidentemente, BD es una medida de la perdida de
presión en la tubería de producción. El gasto máximo a cual el pozo es
capaz de fluir se define con E, que corresponde a una Pth de cero, ya
que siempre habrá una perdida de presión positiva en el tubing, E
debe quedar a la izquierda del potencial del pozo q’, esto significa que
un pozo NUNCA puede producir o rendir en forma completa al
potencial de la formación con un flujo natural.
Esto se ve que nunca alcanzamos el Qmax por las perdidas de carga que no lo permiten.
 En la practica, un pozo NUNCA produce con una Pth de cero por que la línea de
flujo y el separador siempre ejercen alguna contrapresión. Por ejemplo si
decidimos producir con una Pth de 100psi trazamos una línea horizontal a la
altura de 100psi y el punto F en el cual se interseca la curva de la Pth
definiendo el gasto G.
Con este ejemplo se puede observar al graficar las curvas de 2 tuberias, la
conveniencia del cambio de diámetro en una columna de producción, según la
P en BDP a vencer que depende de las instalaciones de superficie.

GILBERT definio de forma empírica las siguientes curvas al graficar Pwf en

función de la profundidad, a partir de Poettman carpenter;
Para esta correlación de
los pozos, se considero
que los pozos
seleccionados producen
con el mismo Dtuberia,
misma producción bruta y
misma RGL, c/u de las
curvas corresponde a una
P de cabeza diferente, los
puntos A, B, C y D se
logran regulando la P de
cabeza de pozo, por lo
tanto la intersección de
las curvas con la profundidad cero. Cada curva representa la perdida de carga a las distintas profundidades.
Posteriormente lo que hizo fue unir, suponiendo que las distintas presiones representan situaciones a distintas
profundidades, trazo una única curva uniendo los puntos de distintas P representadas como profundidades, es decir
como altura de columna de liquido por encima de el, y como matuvo ctte el Qextraccion, RGL y Dtuberia, pudo hacer
este trabajo y dijo que en profundidad las perdidas de carga se comportan de esa manera en la tubería vertical,
estableciendo familias de curvas.

Esta incertidumbre se da por las situaciones de niebla que dependían de

las contrapresiones en BDP, pero se puede hacer una extrapolación.
La mejor condición de extracción queda
determinada por el permanente control de P, Q y
RGL.
GILBERT definio una familia de curvas que
representan las perdidas de cargas para fluido
bifásico en tuberías verticales. Estas curvas se definen para un diámetro
de tubería determinada, para las distitas relaciones Gas/Liquido, con
longitud en 1000ft (300m aprox), RGL en SCF/bbl, presión en 100 psig.
A partir del conocimiento de las perdidas de carga para un fluido bifásico
en una tubería vertical, se puede determinar la Pwf que tendremos
disponible en fondo, s/ la condición de explotación del pozo.
Son isolíneas de RGL ctte pero que varian en cada curva, para dados T,
densidad de gas, etc, con estas curvas se puede determinar el valor de
Pwf que necesito para vencer las perdidas de carga del NODO 2.
 EJ: conozco RGL del pozo, puedo identificar la curva
que voy a usar entonces, y entro en el eje de P con la
P en BDP, y me voy hasta la curva de RGL y me pongo
en profundidad, obteniendo un valor de P de una
altura equivalente, el tramo de arriba es una altura
ficticia representa la P de BDP en profundidad para
esa RGL, y a partir de ese punto sumo la longitud real
de tubería que tengo y como esta se mantiene ctte
(sin importar los estadios), en el extremo de la
tubería que me quedo me muevo hacia la RGL que me
quedo, y para la suma de los dos tramos el valor de
Pwf que me va a vencer las perdidas de carga y salga,
es el valor que leo arriba. Asi, logre conocer la Pwf
necesaria para vencer las perdidas de carga en esa
tubería vertical de flujo bifásico.
La RGL no cambia a lo largo de la tubería, CAMBIA a lo
largo de la vida del pozo.
NODO 3: FUNCIONAMIENTO DEL ORIFICIO – Efecto
sobre el comportamiento del pozo
La mayoría de los pozos surgentes utilizan orificios con
el objeto de regular caudales, aunque algunos
producen sin restricciones para obtener el mayor flujo posible. Los orificios se utilizan en general durante la primera
etapa de producción. Con el correr del tiempo los diámetros se van incrementando y eventualmente el orificio es
retirado. Si bien la mayoría de los pozos surgentes utilizan orificios en BDP en casos especiales los mismos se instalan
en el fondo.
RAZONES PARA USO DE ORIFICIOS → seguridad, mantener una producción ctte independizando P de BDP de línea,
mantener un flujo máximo evitando ingreso de arena, producir el reservorio a su Q más eficiente, prevenir
conificación de W o G.
FLUJO DE FLUIDOS A TRAVES DE ORIFICIOS → desafortunadamente, la solución para el flujo multifásico a través de
orificios no ha sido satisfactoriamente resuelta p/todos los casos. La mayoría de las soluciones se ofrecen p/flujo
crítico, es decir cuando la P aguas abajo del orificio es menor que (aproximadamente), la mitad de la P aguas arriba.
CORRELACIONES PARA FLUJO EN ORIFICIOS → la mayoría de las correlaciones usadas para flujo multifásico son
validas solo p/flujo critico, hay buenas correlaciones p/flujo en una sola fase pero son escasas p/flujo multifásico,
especialmente en la región subsónica. El flujo critico se define como aquel a una velocidad equivalente a la velocidad
(sin friccion) de propagación de una onda de presión (sonido) en el medio fluido. NO debe confundirse con “Pc”
asociada al equilibrio L-V, ni con región de flujo critico asociada a la correlación del nro de Reynolds. Para que haya
flujo critico, la velocidad relativa de un fluido en cualquier punto debe ser equivalente a la velocidad de la onda
elástica (Vp), es decir Vf/Vp=1=Nro de Mach. La condición que se pone para esto es que la P aguas arriba debe ser el
doble de la P aguas abajo (pasando el orificio), porque tiene que ser la velocidad critica para lograr el mach1.
La aproximación de Gilbert, asumiendo bordes biselados (canto angular levemente para evitar turbulencias) y otras

suposiciones varias, se puede demostrar que , pwh: presión en boca (psia), R:RGL (es
practicamente ctte por trabajar en isolínea), q:qtotal bpd, S: diámetro de orificio en 1/64”, C ctte. Basado en esta

ecuación y ensayos en yacimientos de california Gilbert propuso la siguiente expresión

Los puntos que debemos tener en cuenta son; las condiciones de las instalaciones aguas abajo del orificio no deben
afectar la P aguas arriba del orificio pues estoa fectaria el comportamiento del pozo; esto implica que el fluido viaje a
través del orificio a velocidades superiores a la del sonido, esta condición se cumple generalmente cuando la P de
cabeza es al menos el doble de la de línea; los bordes de la placa
orificio deben ser biseladas.
De este análisis de Gilbert se desprende que la RGL es proporcional
a la 4ta potencia de la sección del orificio, es decir existe una ALTA
sensibilidad a la variación del diámetro del orificio, y por esto hay
que estar atento a los fenómenos de erosion en el orificio
(corrosión, arrastre de solidos) que pudieran modificar el diámetro,
para evitar la perdida prematura de energía del pozo.

→ si cambio orificio cambia RGL, y al poner el pozo a

surgir la cantidad de gas variara considerablemente a un pequeño
cambio de orificio.
Debo recordarse también que, a menos que se reemplacen con
frecuencia los orificios, los efectos de la corrosión del gas, arena o
los depósitos de asfalto o parafinas provocaran una distorsion en la
forma y medición del orificio. La severidad de estos efectos puede
verificarse de tiempo en tiempo con las mediciones de la
producción, RGL y PHT
PUNTO DE OPERACIÓN DE UN POZO SURGENTE

Se determina a partir de los siguientes graficos, uno con los datos del pozo, IPR, profundidad, diámetro de Tbg y RGL
para una presión de cabeza de pozo predeterminada Pth, se determinan las presiones dinámicas de fondo para
varios Qproduccion, a partir de las curvas de gradiente. Se obtiene asi una curva de P de fondo vs Q. La intersección
de dicha curva con la IPR del pozo determina el punto de funcionamiento del pozo. Posteriormente, a partir de la
ecuación / ábacos de Gilbert se determina el diámetro del orificio. Este procedimiento se determina para distintas
Pth. IPR vs OUTFLOW o perdidas de carga en tubería vertical, la intersección determina el Pwf (punto operativo de
producción de nuestro pozo, si RGL aumenta, las curvas se desplazan hacia abajo, si tengo menos RGL el punto
operativo estará mas arriba ya que me indica que necesito mayor Pwf para llevar la columna hacia arriba).
Otra forma de resolver el problema, seria a partir de las Pwf dadas por la IPR y determinar con las curvas de
gradiente, las correspondientes presiones de cabeza de pozo, trazando la recta representativa del comportamiento
del orificio se obtienen los parámetros buscados. Pwh (presión en cabeza de pozo), la diferencia es la perdida de
carga del flujo bifásico en la tubería vertical, la recta es la perdida por el orificio en superficie, y puedo analizar la
surgencia en función de los datos que tengo en superficie; la diferencia entre Pwh y atmosférica son las perdidas en
instalaciones de superficie, es decir del orificio al separador. Vemos que obtenemos la intersección de la P en BDP vs
los caudales y la curva de perdidas en el orificio.

VEAMOSLO EN UN EJEMPLO,
determinando Pth a partir del
monograma y la ec.de
Gilbert;

RGL:[mpe/bl] → la tuve en un ensayo por el separador trifasico, medi en los

distintos estadios los Qg y Ql, me muevo a la derecha a la línea base y con la P en BDP obtengo el valor del orificio, se
puede hacer el camino inverso y con RGL y P en BDP, obtener los caudales esperados para los distintos orificios.
Entonces la determinación del punto de operación del pozo surgente se podría determinar con los siguientes
graficos;

A través de los 3 puntos por separado, puedo determinar entonces el punto de operación, con cualquiera de los dos
graficos. ES IMPORTANTE entender que puedo explotar el pozo a cualquier valor de Q, pero tengo que realizar una
explotación racional para no despresurizar y perder la surgencia, y desde el punto de vista comercial para no hacer
una explotación que resulte antieconómica.
ESTABILIDAD E INESTABILIDAD DE UN POZO SURGENTE

Si abro mucho el pozo, saldrá mucho gas y menos L, produciéndose una separación en la columna de tubing y se
acumula el L en la columna de tubing, y la Ph que ejerce contra el punzado podría ahogarlo, o bien si en otro
momento dado quiero sacar mas L que G, pero debo tener cuidado de no alcanzar una Pwf cercana a Pb porque se
nos gasificaria el pozo, y como consecuencia por la movilidad relativa mas favorable al gas, se da un bloqueo por gas
en la garganta poral.
El flujo del pozo desde Fm, la tubería y el orificio nunca es completamente
estable, principalmente porque el Q, RGL y Pfm varian continuamente, en
tanto sean reducidos los limites de estas fluctuaciones, el sistema de flujo
se puede considerar estable. Cualquier tendencia que indique variaciones,
es indicativo de inestabilidad incipiente y de no tomar medidas correctivas
a tiempo puede incrementar la magnitud de las variaciones llegando en
algunos casos a ahogar el pozo de forma permanente.
Si por alguna razón cambiase la RGL de la Fm, y por tanto disminuyese la
caída de presión a un punto B2, manteniendo ctte la P de cabeza, en la
formación se daría un incremento de P igual (A2), que nos daría un nuevo
punto operativo. Entonces el caudal de la formación se reduce y la perdida
de columna se eleva al punto B3, por tanto la presión de entrada caería a
un nuevo punto operativo A3 y asi sucesivamente la perdida de carga en la
tubería pasa al punto B4, y esto continua. La estabilidad se lograra cuando
los puntos A2,A3 y A4 converjan a A1 y respectivamente los B a B1,
mientras que la situación es inestable si dichos puntos divergen.
Comparando las curvas del IPR y la de caída de presión en la tubería en un tramo determinado, cuyas pendientes son
“m” y “M” respectivamente, se puede concluir del análisis de dichas pendientes que:
,

Por lo tanto, de este análisis, concluimos que si M/m>1 los puntos A llegan a separarse mas tendiendo a la
insestabilidad, mientras que si M/m<1 los puntos A convergen a A1 y tendremos estabilidad.
Es decir que el sistema será estable si la pendiente de la curva de perdida de P es numéricamente menor que la
pendiente del IPR. Siempre vamos a intentar que el Q sea el máximo ante una condición de extracción estable para
no perder el pozo.
Es decir que en la zona de caudales muy bajos el pozo puede ahogarse y perder la surgencia, mientras que en zonas
de Q muy altos donde se magnifica la curvatura del IPR, el pozo puede surgir con una alta RGL que también resultaría
contraproducente.
EN EL ANALISIS NODAL, LO QUE SE BUSCA ES DETERMINAR QUE Pwf NECESITO PARA VENCER TODAS LAS PERDIDAS
DE CARGA DE MI SISTEMA.
Luego de ensayar c/capa individualmente, se ensayan en conjunto para obtener valores como RGL, P saturación, etc,
lo primero que se debe hacer es evaluar la IPR, necesitamos datos de densidad de fluidos. Di=2.5 es p/tubing de 2
7/8”, con esto obtenemos la curva del outflow, y con la intersección con la IPR de cada uno de los ensayos que hice,
obtengo el punto operativo, la decisión de condición de explotación la determino, recordando que la Pwf debe
vencer todas las perdidas de carga del sistema y debe cumplir la condición de que sea el 2ble en BDP de la que se
necesita para vencer las perdidas de carga de instalaciones en sup. TODO POZO SURGENTE TIENE SEGUIMIENTO
CONTINUO, ya que produce con gas disuelto, y la cantidad de gas varia permanentemente y debo ajustar el diámetro
del orificio cambiando la placa orificio, esto induce un cambio del caudal y la contrapresión aguas arriba del orificio,
en función de esto evaluamos la condición mas estable. Es decir, básicamente determino el diámetro de cañeria y
orificio adecuados para un Q a extraer, por que la profundidad de los punzados ni características de reservorios
puedo cambiarlos.
UNIDAD 4 y 5: GAS LIFT
Puede darse el caso donde el pozo no surge naturalmente, por que
los fluidos no alcanzan la superficie. Cuando la Pi del yacimiento
disminuye, el pozo puede dejar de producir por surgencia natural, la
curva del outflow para la GLR original no corta la IPR, y para
restablecer la producción podemos adicionar gas, aumentando la GLR
y modificando la curva del outflow, logrando mantener el Q.
ENTONCES, ¿Qué es el GAS LIFT? →
es un sistema de levantamiento
artificial, consiste en inyectar gas
para disminuir la densidad
aparente de la columna de fluido en la tubería de producción hasta que la P del
reservorio sea suficiente para conducirlo hasta batería. Sus características son;
bajo costo inicial de equipamiento de subsuelo, alta flexibilidad (se maniobra con
un slickline y opero las válvulas), no es afectado por producción de arena, mínima
cantidad de partes móviles del pozo, apto para pozos desviados, excelente para
pozos de alto GOR, bajos costos operativos, necesitamos una fuente accesible de
Gas Natural (suficiente gas), necesitamos compresores y planta de tratamiento de
capacidad suficiente (deshidratación y para comprimir el gas ya que no puedo
comprimirlo húmedo, y una planta de endulzado para evitar corrosión), en pozos
alejados aumentan los costos de transporte y distribución de gas.
Donde haya gas, ya sea disuelto en el fluido producido o de una fuente extera, el
levantamiento artificial por gas es un metodo eficiente y economico. El
levantamiento artificial por gas de flujo continuo no se recomienda para pozos de
P extremadamente bajas, pero es usado con éxito en yacimientos de baja P.
Suele llamarse tambien BOMBEO NEUMATICO, es el preferido post surgencia siempre que esten dadas las
condiciones, ya que induce una pseudosurgencia levantando la RGL del pozo, ya que este era el motor de
levantamiento de los fluidos (junto Preservorio) disminuyendo el peso de la columna de fluidos y facilitando la
produccion. Vemos que en la IPR actual cambio por la despresurizacion del reservorio por la produccion de fluidos,
le inyectamos gas al pozo y aumentamos la RGL y obtenemos una nueva curva de perdidas de carga del flujo bifasico
en tuberia vertical y obtenemos un nuevo pto operativo. Vemos que a medida que aumenta la RGL disminuye el
gradiente de P dentro de la columna.
CONFIGURACIONES DEL GAS LIFT
+FLUJO CONTINUO POR TUBING: se inyecta gas a P por tubing y lo producimos por entrecañeria,
usado cuando Pwf es baja. La configuración inversa o de flujo continuo por tubing se usa en casos
de muy alta P, entonces si usaramos la configuración directa las perdidas de carga serian muy
grandes es por ello que se utiliza la configuración inversa. Para altos Q y altas P
+FLUJO CONTINUO POR ANULAR: se inyecta G a P por entrecolumna y se produce por tubing. El
nivel baja por la P del G, entra al tubing y produce. Tenemos elevados Q de
produccion, ya que en el flujo vertical anular la perdida de carga por friccion es
menor por el diametro equivalente mayor al Di del tubing, el espacio equivalente
entre un tubing de 2 7/8” y un casing de 5.5” es de aprox 4.5”, bastante mayor al Di del tubing de
2.449”. Cuando existe una separacion importante entre pzdos superior e inferior, ya que sis e instala
un GL convencional o “TUBING FLOW”, es necesario fijar PKR por encima del punzado superior
provocando que el punto operativo de inyeccion de gas quede muy distanciado de los pzdos
inferiores. De esta manera el gas de inyeccion solo aliviana la
densidad del fluido de produccion en una parte de la tuberia, y
aplicar un GL convencional en este caso nos generaria un pozo
subexplotado debido a una elevada Pwf de fondo. COMO SIEMPRE, el cuello de
botella de una instalacion es el D de la cañeria de aislacion o casing.
TIPOS DE INSTALACIONES EN GL
+SISTEMA ABIERTO: no se usa pkr ni valvula fija, esto hace que la P del casing
actue contra la Fm, es posible obtener una descarga rapida, pues el fluido pasa
tambien por el fondo de la tuberia. Un inconveniente importante es que cada vez
que el pozo se cierre, el fluido de la formacion subira por el anular hasta lograr el
nivel estatico, necesitando un tratamiento de descarga cuando el pozo se ponga
nuevamente en produccion, y por esto no se recomienda. Al inyectar el gas va
entrando por las valvulas, alivianando la columna de liquidos del tubing, este
solo se aplica con una Preservorio MUY ALTA ya que la P que inyectamos por el
anular, al no haber pkr actua contra los pzdos. Otro inconveniente es que al ir
inyectando el gas para desplazar el fluido que tengo en la entrecolumna son P muy elevadas, puede ser usado en el
caso de que por ej tengo muy buena P pero poca RGL y por ello no surge. Al inyectar el gas por el anular, este se
encontraba lleno de liquido y el gas con efecto piston comienza a desplazar el liquido al tubing por la primer valvula
ya que la P de gas que estoy inyectando en ese momento me alcanza para
vencer la columna de liquido a la altura de la primer valvula mas las
contrapresiones de las inst de sup, llegara un momento que solo se entre
gas y el resto del gas comienza a empujar por el anular entrando por la otra
valvula, asi sucesivamente hasta llegar a la ultima valvula donde las
anteriores se cerraron automaticamente, en esta instalacion abierta se
cierran todas las valvulas y el gas ingresa por la punta del tubing.
+SEMICERRADO: usa PKR, sin valvula fija. El PKR una vez fijado, mantiene el
fluido en la entre columna estabilizada y evita que el gas de la inyeccion
llegue al fondo del tubing, una vez que se arranca el pozo y se descarga la
entrecolumna, la altura del fluido permanece estable, permitiendo un
comienzo de produccion mas rapido, luego de un cierre temporal del pozo.
La descarga inicial del pozo es mas lenta, debido a que todo el fluido de la
entre columna, mas arriba de la altura de operación debe transferirse al
tubing, a traves de las valvulas de extraccion por gas. Con el PKR estamos
obligando que el fluido producido salga por el tubing no habiendo circulacion por el anular, pero el gas se inyecta por
el anular (hay liquido debido a que el reservorio aporta hasta el valor de su Ps, y como las valvulas estan abiertas sale
el liquido hasta ecualizar alturas), y desplazamos por efecto piston como describimos anteriormente. La inyeccion de
gas en este caso nunca me afecta el reservorio, la ultima valvula (LA OPERATIVA u ORIFICIO DE FONDO) se mantiene
abierta, nos genera la pseudosurgencia, las otras valvulas son par aarranque.
+INSTALACION CERRADA (solo para sistemas intemitentes): usa PKR y valvula
fija. El PKR sella EC y la valvula fija permite que el flujo de la tuberia tenga una
sola direccion, lo cual es una necesidad en pozos de permeabilidad altas o
medias con baja P. La valvula cerrara cuando se cierre el pozo y no permitira
que la formacion admita la altura de columna de tubing. En algunos casos, la
Pinyeccion puede ser mas elevada que la Pfm y el pozo admite, para evitar esto
se coloca en fondo de pozo una valvula de retencion que permite la circulacion
en 1 solo sentido. En los 2 sistemaqs anteriores, al parar el sistema el fluido del
tubing ejerce contrapresion contra los pzdos, encambio la valvula de retencion
lo esta evitando, muy util para reservorios de baja P, ya que se podrian generar
grandes daños en las inmediaciones del wellbore.
LA SELECCIÓN DE INSTALACION DEPENDE DEL RESERVORIO.
GAS LIFT CONTINUO → en este metodo, un volumen continuo de gas a alta
presion es inyectado dentro de la tuberia de produccion para aligerar la
columna de fluidos hasta obtener una diferencial de presion suficiente a traves
de la cara de la Fm y de este modo permitir fluir al pozo a un caudal deseado. Lo anterior se logra mediante una
valvula de flujo, la cual permite un posible punto de inyeccion profundo de P disponible y una valvula para regular el
G inyectado desde la superficie.
El sistema de GL continuo es factible de aplicarse en pozos de alto indice de productividad (>0.5bpd/lb/pulg2) y la P
de fondo relativamente alta (columna hidrostatica 50% de la profundidad del pozo) asi como utilizando diversos
diametros de TP, dependiendo del Qproduccion deseado. De este modo, se pueden obtener caudales de 200-20kbpd
a traves de sartas de TP de diametro comun y hasta 80kbpd produciendo por TR, aun mas se pueden tener caudales
tan bajos como 25bpd a traves de tuberia de Dreducido (tipo tipo macarroni). Se suele utilizar en zonas donde
tenemos muchos pozos de gas y algunos de petroleo, y de esta forma tengo mucha disponibilidad de gas para esta
condicion, debo bajar un diametro de cañeria acorde sino deberia inyectar aun mas gas para poder levantar el
liquido sin que se canalice.
En GL Continuo, el gas se inyecta a la corriente de fluido por una valvula de levantamiento
artificial por gas y levanta a los liquidos a la superficie por los mecanismos siguientes:
.El peso de la columna de fluido se reduce al ser desplazados los liquidos por el gas mucho mas
liviano.
.A medida que el gas se desplaza rapidamente hacia superficie, encuentra menos P en su
camino, y por lo tanto sigue expandiendose y reduciendo aun mas la densidad del fluido.
.A medida que el gas sigue expandiendose, se forman bolsones de gas c/vez mas grandes y es
posible que el gas y el petroleo esten fluyendo en tapones separados.
Las valvulas de descarga estan ubicadas a distintas profundidades y tienen diferentes
calibraciones para permitir que el punto de inyeccion baje gradualmente. En la mayoria de los
diseños y a un mismo diametro de orificio, las calibraciones de las valvulas deberian bajar a
medida que se desciende en profundidad. Esto es asi para permitir que las valvulas superiores
cierren a medida que el punto de inyeccion baja hasta alcanzar el mandril operativo, ayudando
a evitar una inyeccion de gas multipunto.
Frecuentemente, el mandril mas profundo tiene una valvula orificio y es denominada VALVULA
OPERATIVA, ya que es por donde quedara inyectando de forma definitiva el gas. Su funcion, es proveer la correcta
inyeccion dispersando el gas inyectado y de esa manera minimizar la formacion de baches de liquido. Actualmente
existen valvulas orificios con formas de tobera o venturi que ayudan a eliminar cualquier tipo de intermitencia.
Las valvulas venturi, tienen la posibilidad de alcanzar la velocidad del sonido en la garganta de la tobera con mayor
facilidad, llegando al Qcritico de gas. Cuando sucede esto, se dice que el orificio esta bloqueado, ya que no puede
pasar mas Q que el critico, pero ppalmente tiene la ventaja de que el orificio se independiza de las variaciones
corriente abajo. Esta independencia resulta en un Q de inyeccion de gas constante a pesar de las variaciones de la
presion de produccion, con lo cual esto ayuda a eliminar las intermitencias o slugs de produccion.
Las valvulas orificio, no son exactamente una valvula, ya que no abren ni cierran, y se usan para GL continuo, todas
las valvulas de GL poseen retenciones que evitan que retorne liquido de la tuberia de produccion hacia la de
inyeccion de gas (por ej en un paro de compresores). Hay que destacar que las valvulas orificios tambien cuentan
con este mecanismo de retencion.
Las valvulas de GL son generalmente clasificadas como IPO (Injection Pressure Operated), son sensibles a la P de
inyeccion, o PPO (Production Pressure Operated), sensibles a la P de produccion, la selección de
estas dependen de si es GL directo (IPO) o inverso (PPO).
GAS LIFT INTERMITENTE → El fluido es elevado como un piston, en forma de bolsones de P y G,
inyectando el G por debajo. La expansion del G inyectado hace que el fluido se eleve a la superficie.
Este metodo requiere una operación ciclica y alto Q de gas periodico por debajo del fluido. Se utiliza
en pozos de baja productividad para producciones inferiores a los 100bpd. Es util para bajas P de
reservorio y buenos aportes de Q, la altura hidrostatica que levanta el reservorio es relativamente
baja y se acumula poco fluido en el tubing, y si fuera mayor que la del reservorio este comenzaria a
admitir, por esto se coloca la valvula de retencion, por que el aporte del pozo no es lo suficiente
para mantenerlo en forma continua. En esta instalacion NO hay valvulas intermedias y no necesito
arrancar el pozo cada vez que lo voy a poner a producir, usa PKR en fondo, valvula de retencion y
valvula orificio. Inyecto el gas en el anular desplazando por efecto piston, bajando el nivel de liquido,
y cuando termina de desalojar el liquido del anular comienza a ingresar hasta el interior de la
columna de tubing, llegara un momento donde la cantidad de liquido que aporta el pozo no sera
suficiente y se entra en un estadio de gasificacion donde simplemente inyecto gas por anular y saco
por directa, en este momento se para el pozo, despresurizo el directo, para que el reservorio aporte liquido y alcance
la altura para volver a arrancarlo → INTERMITENCIA
En GLI, la valvula operadora de levantamiento artificial por gas, permanece cerrada hasta que la P alcanza la P de
operación de la valvula, esta se abre rapidamente permitiendo el ingreso de gas a una tasa muy alta. El tapon de gas
que entra al pozo, comienza a empujar los liquidos que se encuentren por delante y los expulsa de la tuberia de
produccion. Se suele usar en reservorios que no tienen tan alta P pero tienen buenos Q para extraer.
Esta variante del GL puede ser ejecutada mediante 2 formas diferentes:
1.Un controlador y una valvula neumatica gobiernan la inyeccion de gas al pozo, por lo tanto este fenomeno se
denomina GLI de superficie.
2.Se instala una valvula Piloto en el mandril mas profundo, esta tiene una calibracion que abre a una cierta P o altura
de liquido en la tuberia de produccion, permitiendo el paso del gas inyectado, provocando que el slug de liquido
ascienda hacia la superficie. Debido a que el dispositivo que gobierna la intermitencia es una valvula de GL, se dice
que es una intermitencia de Fondo.
Existen 2 diferencias importantes con respecto al GL continuo;
1.En este caso ya no se utiliza la valvula orificio sino que se coloca una valvula calibrada, que eevita una transferencia
continua de gas desde la tuberia de inyeccion hacia la de produccion. Tmb, mantiene presurizada la tuberia de
inyeccion hasta el proximo ciclo, generando un ahorro de Q de gas inyectado.
2.En el niple de fondo se aloja una Standing Valve que tiene la finalidad de evitar la transmision de P de inyeccion a
la Fm, evitando asi una cotnrapresion adicional o disminucion del Drawdown. Durante los periodos de inyeccion, la
bola hace sello contra el asiento, generando que al gas le quede como unico camino el ascenso, levantando el liquido
acumulado.
Durante la mayor parte del periodo de cierre de la inyeccion, las valvulas de GL evitan que exista una transferencia
de G inyectado hacia la tuberia de Produccion y la standing Valve permite el inreso de liquido, ppalmente debido a
que este dispositivo hace sello o retencion solamente desde la parte sueprior hacia la inferior, no asi en sentido
opuesto.
SELECCIÓN DE TIPO DE FLUJO (INTERMITENTE O CONTINUO)
Una base “arbitraria” para clasificar las presiones y los IP de un yacimiento, como altos intermedios o bajos puede
ser; ALTA (sostenida un 70% o + de la profundidad del pozo), INTERMEDIA (40-70%), y BAJA (40% de la profundidad),
los IP; ALTO (>1bpd/psi), INTERMEDIO (0.3-1bpd/psi) y BAJO (<0.3bpd/psi).
CLASIFICACION DEL POZO
*cualquiera de las 2 es aplicable, si es
consistente con el volumen deseado
de produccion y la P de
funcionamiento.
**continuo solo es aplicable si
Pyacimiento es suficiente p/sostener
columna de flujo necesaria p/volumen
de produccion deseado.
La IP del pozo sale del analisis del
reservorio y es INALTERABLE, define el
comportamiento de la P del reservorio
ante los distintos estadios del Q.

PUESTA EN MARCHA DEL POZO

La columna de L en tubing esta mas alta que en anular pero esto se relaciona con que la P del reservorio es un poco
mas alta, la curva representa la Pwf y la recta la Pws, la azul es la perdida de carga de la tubería, y nace la recta que
es el gradiente de presión de la columna de liquido dentro del tubing . Al inicio la P en BDP va a ser igual a la P o
perdida de carga que existe para el espacio amarillo del interior del tubing (igual al valor del anular), cuando
empezamos a inyectar gas lo hacemos hasta ese punto que su intersección con la recta azul indica que hemos
levantado la columna de liquido del tubing la diferencia de altura entre la columna y el nivel de liquido en el anular
(líneas rojas son gradientes de P del gas), es decir comenzamos a realizar un efecto piston que desaloja el fluido del
anular hacia el interior del tubing, es decir la altura de levantamiento de la columna es igual al desplazamiento que
vemos de la línea del gradiente de gas, que se intersecta la curva de gradiente de gas con la de liquido, es decir
iguale ese tramo de Ph con la presión de inyección de gas en el anular (el punto donde se cortan representa la altura
hidrostatica de la diferencia de alturas de la columna de liquido)
Al continuar metiendo gas por el anular, continua el desplazamiento a la derecha con la curva de inyección de gas, y
asi sucesivamente, hasta que la inyección de gas desaloja el liquido por debajo de la primer válvula operativa y
comienza a ingresar parte del gas que estmaos inyectando, pero como P y Q son tan altos, el efecto piston continua
hacia abajo (ya que la válvula tiene orificio regulado para que no entre todo el gas), y se da un fenómeno simultaneo
el gas que empuja (efecto piston) y el gas que se mezcla con liquido del tubing y aliviana la columna (ya se da la
pseudosurgencia en ese punto).

Vemos que con el ingreso del gas, se aliviana la columna, y se “quiebra” la curva del gradiente de liquido. En algún
momento, se alcanzara la 2da válvula y comienza a entrar gas por esta. Vemos que la pendiente va cambiando y se
va acercando a la curva del outflow (perdida de carga del flujo bifásico en tubería vertical) en el tramo gasificado.
Vemos también que al alivianar la columna de fluido se comienza a dar un aporte de fluido del reservorio,
incluyendo gas, que nos servirá para alivianar la columna de fluido.
Aca vemos lo que ya habíamos dicho, hasta lograr la tercer válvula, donde se logra alivianar toda la columna de
fluido y el aaporte del reservorio pasa a ser pleno. Observemos que las válvulas anteriores se han ido cerrando (son
IPO, sensibles a la inyección de gas, tiene un sistema de fuelles que trabaja por presión diferencial dándose una
competencia entre la P del liquido sobre el asiento de la válvula y la del gas, como la presión de inyección es mayor,
el fuelle calibrado cierra la valvula). El caudal en estos sistemas se regula a traves del orificio de la ultima válvula, que
nos permite configurar una cantidad de gas necesaria para mantener la RGL en el interior del tubing para el Q que
nosotros buscamos. Finalmente la curva del gradiente se coincide con la de outflow. Es decir, con la inyección de gas
se “convirtió” al pozo en surgente, al aumentar la RGL, es una surgencia inducida
VALVULAS PARA GAS LIFT → consisten básicamente en un vástago con un asiento de válvula en el cual el tope del
vástago (ambos de forma conica) asienta y nos permite o no la circulación de fluidos, también tenemos resortes y
fuelles de precarga, cuya finalidad es cerrar la válvula cuando se cumpla una
condición en el juego de presiones que interactúan en la válvula. Entonces
debemos calcular la fuerza necesaria de cierre para lograr este efecto cuando
la columna por encima de la válvula se gasifico para evitar que salga por esas
válvulas y logre alcanzar el fondo.
MECANICA DE LA VALVULA DE RESORTE Y PRESION EN EL DOMO

Vemos que el gas que ingresa ejerce una fuerza F1 sobre el

fuelle, sobre el fuelle vemos una cámara que esta vinculada al
fuelle y a partir de este al extremo del vástago, esta cámara es
para precargar el fuelle con una P dada de calibración (con N2).
Lo que hacemos es calcular la Pcierre, y para colaborar con el
cierre es que yo precargo el fuelle, el resorte también colabora
pero el fuelle o domo se usa porque es mas fácil de calibrar. Hay una competencia de fuerzas, la fuerza F1 ejercida
por el gas que ingresa sobre el fuelle, y la F2 que es la ejercida por la columna de liquido en el interior del tubing.
Cada válvula según su uso y tamaño tiene una Relación Característica, y se ha maquinado particularmente ya con un
valor fijo, y entonces el único factor sobre el cual puedo trabajar, es la presión de inyección de gas. Es decir una vez
que defini la cantidad de GAS que necesitamos para alcanzar la RGL que el sistema necesita, y sabemos la presión a
la que lo vamos a inyectar, por tanto con un análisis grafico determinamos la posición de la válvula expresada en
profundidad, y con esto conocemos el peso de la columna hidrostatica en esa profunidad y obtenemos PB, y ahí con
la Relacion Caracteristica de la Valvula, sabremos el valor de precarga que hay que darle al fuelle, para que se genere
el cierre cuando lo necesito. Gralmente se suele agregar 25libras de sobrecarga al fuelle para asegurar el cierre ya
que es obligatorio que quede cerrado.

Si observamos con detenimiento como actúan las fuerzas sobre las diferentes áreas de las válvulas, se
puede ver que mas allá de que las dos configuraciones de GLA difieren, siempre la presión de
inyección del gas esta afectando al área mas grande. Esto quiere decir que a pesar de que estemos
utilizando 2 tipos de válvulas diferentes, ambas se comportan como sensibles a la Pinyeccion del gas.
En nuestro caso, con el mandril de salida lateral, se utiliza una válvula PPO, pero al invertir el sentido
de flujo del gas, esta se convierte en válvula dde flujo reversa sensible a la presión de inyección. Para
poder invertir el flujo de gas dentro de esta válvula es necesario quitar la retención de la misma, de
otra manera la válvula no funcionara ya que no permitirá el paso del gas.
HERRAMIENTAS DE MANIOBRAS → Mandril (el de la figura a la derecha, su longitud y dimensiones
dependen de la válvula que vamos a usar y del tubing que estamos usando, es un elemento que tiene
dos roscas box y debe tener iguales características de requerimientos de R que el tubing, también
regulados por API, tienen un cuerpo excéntrico respecto del eje de la columna de tubing y tenemos el
bolsillo donde se aloja la válvula para ponerla en profundidad),kickover (L, tiene dos brazos retractiles
con resorte interior, al entrar al mandril se abren los brazos que hasta ese momento estaban
retrotraídos recostándose sobre el costado del bolsillo), pescador JDC 2” (engancha la válvula), tijera
hidráulica (nos permite golpear para clavar o desclavar la válvula en el bolsillo), RWF-2R, bajante JK. Se baja la
cañeria con válvulas ciegas, luego de haber probado el PKR, pesco válvulas ciegas con slickline y bajo válvulas
operativas.
CONTROL DE INYECCION DE GAS
-CONTROL POR PRESION DE TUBING: la inyección del gas se regula
por el control de la presión en la cabeza del tubing en este caso,
manejamos la cantidad de G a partir de la presión que seteamos
en cabeza de tubing.
-CONTROL POR PRESION EN ENTRECOLUMNA: el regulador a la
cabeza de la entrecolumna, para poder controlar la cantidad de
gas inyectado por medio de la presión de entrecolumna. Es
aplicable a pozos de extracción por gas cuando las válvulas de P
diferencial se instalan en el tubing. Mas centrada en la seguridad y es estrictamente cuando operamos por PPO
AUTO GAS LIFT
 Esto es útil cuando la capa de petróleo no tiene el
suficiente potencial o RGL para surgir por su cuenta,
pero al tener una buena capa de gas podemos
emplear distintas configuraciones que nos permitan
convertirlo e surgente. En el 1er caso
empaquetamos la capa de gas y colocamos una
válvula reguladora con orificio (1 solo madril) de
tamaño determinado por calculo (al estar
empaquetado es indistinto si esta cerrado o abierto,
por seguridad se opta por la segunda). En el segundo
caso, + sencillo, usamos válvula reguladora pero permite salir a EC y arrastra el petróleo producido por la capa (se
cerro BDP) y se produce por EC y directa cerrada tendremos por directa la P de la capa de gas y por EC la presión, el
orificio se regula con la RGL que queremos para que el pozo surja. El ultimo caso solo se da cuando la P de la capa
gasífera no es tan elevada como para invadir la capa de petróleo, deben estar las capas lo suficientemente separadas
tal que el petróleo alcance una altura en el tubing que permita que la capa de gas pueda empujar e ingresar, el
petróleo no debe invadir la capa de gas.
DISEÑO DE INSTALACION DE POZO – GAS LIFT
El primer análisis es el de IP y Ps, a partir de la IPR. El
propósito del diseño de una instalación de gaslift es
determinar los siguientes valores: ESPACIADO DE LAS
VALVULAS, ESPECIFICACIONES O CARACTERISTICAS DE
LAS VALVULAS, NECESIDADES APROXIMADAS DEL GAS.
Requerimos de ciertos datos;
ESPECIFICACIONES DEL POZO: Profundidad del cielo de
cemento (sirve para fijar el pkr para que este bien
respaldado), diámetro y peso del casing (necesito el drift
para cañerías), diámetro y peso del tubing, profundidad
de los punzados, profundidad del PKR, Ps, nivel estatico
del fluido, IP, producción potencial, densidad del fluido,
w%, gradiente de P estatico.
ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA: P de gas disponible,
densidad del gas y Presion del separador.
LO PRIMERO ES TRAZAR LA IPR, y como queremos explotar el pozo a un punto de Q (marcado), necesito conocer la
curva de RGL que nos permita sacar ese Q, cortando la IPR en ese Q. Como conozco la P del separador de gas, la Pwf
(de la IPR), y la profundidad de la instalación, y obtengo la RGL de la curva para poner en producción, y podre
determinar el OUTFLOW.
Entonces conozco el gradiente de liquido, la altura de columna de liquido, pero tengo que conocer la curva de
gradiente de gas.

GRADIENTE DE PRESION DEL GAS

La curva de gradiente de gas, muestra como varia en forma
lineal la Ph del gas con la profundidad. En superficie se
inyecta a una determinada P, y la misma varia debido a la
profundidad y densidad del gas. Se puede calcular
analíticamente o gráficamente.

EMPIRICAMENTE
Sg: densidad del gas, Pg: presión en cabeza de pozo
Tavg: Tºprom, Z: factor de compresibilidad, Dw:
profundidad.

GRADIENTE DE Tº FLUYENDO
Curva de gradiente de agua, muestra como varia linealmente
la presión hidrostatica del agua con la profundidad, se toma
agua por que supongo la condición mas desfavorable, fluidos
de terminación dentro del pozo (elevar un fluido mas denso y
por ello, alivianar una columna que produce mayor P).

, Qb: caudal total, Dt:

Dn del tubing en pulg, Fc:factor de corrección por diámetro,
Tbw: Tº formación, Thw: Tº cde cabeza de pozo estatica, Dw:
profundidad. Es para determinar el efecto que tendrá la T
sobre el gradiente de liquidos
GRADIENTE GEOTERMICO ESTATICO → (Tbw-Thw)/Dw*100
[ºF/100ft]
ESPACIAMIENTO DE VALVULAS

Existe un método analítico también, el verde es el

gradiente de liquido en el pozo, la curva amarilla
representa el gradiente de gas, y el azul el outflow, y
como lo que estoy haciendo es un efecto piston
desalojando fluido de EC hasta que el gas ingresa al
tubing, quiere decir que la intersección de estas dos
curvas representa la P suficiente que levanta toda esa
columna de liquido + perdidas de carga de contra
presión en BDP, y si me desplazo horizontal tengo la
profundidad de la primer válvula, desde ese punto
trazo una paralela siguiendo el gradiente de liquido
hasta volver a tocar el gradiente de gas y asi
determino todas las profundidades de las válvulas. La
máxima profundidad de válvula debe ser por encima
del PKR.
DETERMINACION DEL ORIFICIO DE LAS VALVULAS
Gas diario inyectado=RGL*QmaxFC (factor de corrección por gradiente de Tº)

Graficamente, ingresando en abscisas inferiores con la P de inyección del gas en 100psig y subimos hasta la Pminima
de inyección que por lo general corresponderá al flujo critico (las velocidades criticas están por debajo de la curva de
critical Flow) y trazo una horizontal en ese punto. En las abscisas superiores ingreso con la cantidad de gas diario
inyectado requerido y bajo hasta cortar con la horizontal anterior. Gas diario inyectado=QmaxFC*RGL, en ese punto
obtengo el tamaño de las válvulas, seleccionare todas del mismo tamaño que son las isolineas(en ejemplo
12/64pulg).
CALCULO DE LA PRESION DE FUELLE (TEST RACK) → se calibran las válvulas en bancos de ensayo una vez que
determine las profundidades y tendremos las presiones y podemos precargar los fuelles para que cierren en los
debidos momentos.

PLUNGER LIFT
Su principio de funcionamiento se basa en un piston viajero que permite desalojar el liquido producido por el pozo,
el L y G que produce el pozo se alojan en la parte superior del piston viajero ubicado en el interior del tubing, que
luego por efecto de la presión del pozo o bien por la asistencia de inyección de gas desde superficie, desplaza el
batch de liquido acumulado.
Las aplicaciones típicas son, eliminación de liquidos en pozos de gas, producción de pozos de petróleo HGor, control
de parafina e hidratos, aumento de rendimiento de pozos de producción intermitente por gas.
Algunas de las ventajas de este sistema son bajo costo inicial, muy poco mantenimiento, en la mayoría de los casos
no requieren una fuente externa de energía y esta en discusión las
limitaciones tales como condiciones mecánicas, volúmenes y
profundidades de gases y líquidos.
El equipamiento de Plunger Lift esta compuesto por las partes
siguientes;
-STOP COLLAR -TUBING STOP: es para fijar en las cuplas del tubing y
sirve para alojar el resorte de fondo. Cuando se utiliza una cañeria del
tipo SEC en vez de un StopCollar se baja un TubingStop que cumple la
misma función, con la diferencia que se puede fijar en cualquier parte
de la tubería.
-RESORTE DE FONDO: el resorte se fija en el StopCollar y tiene la
finalidad de amortiguar la carrera descendente del piston,
actualmente se dispone de resortes en conjunto con StopCollar y
StandingValve en un mismo cuerpo. La válvula de pie o StandingValve
tiene la finalidad de no dejar escapar el liquido del tubing durante los
periodos de cierre. Este elemento es de suma utilidad en pozos de
poco caudal de liquido, evitando viajes secos del piston.
-PISTON: interfase solida entre gas de levantamiento y el slug de
liquido, este viaja libremente dentro del tubing produciendo de
manera intermitente. Existe mucha variedad de pistones que se detallan.
-CATCHER: este dispositivo sirve para retener el piston cuando arriba a superficie.
-LUBRICADOR: este dispositivo va instalado en la BDP encima de la válvula maestra, tiene por objetivo el alojar al
piston cuando este arriba a superficie, internamente tiene un pequeño resorte que amortigua la llegada del piston.
-SENSOR DE ARRIBO: va colocado por encima del lubricador, y tiene la finalidad de detectar la llegada del pisotn,
cuando lo hace le envia una señal al controlador para que de comienzo al periodo denominado AFTERFLOW.
-VALVULA NEUMATICA: se conecta la salida de producción y es el dispositivo que realiza el cierre y la apertura del
pozo, gobernada por el controlador electrónico.
INSTALACIONES DE SUPERFICIE

Existen 2 tipos; el plunger lift autónomo que s ebasa en el aprovechamiento del gas producido por el pozo y la
buena presión alcanzada por este, para lograr la descarga de los liquidos acumulados por arriba del piston; y el
plunger lift asistido que se basa en la inyección de gas para alcanzar la presión necesaria para lograr la descarga de
los liquidos acumulados por arriba del piston.
PRESION DE TUBING vs TIEMPO – carta

MECANISMO DEL CICLO DEL PISTON

AJUSTES DE CICLOS DE OPERACIÓN

CONTROLADORES: existen 3 categorias básicas de controladores que determinan el ciclo de válvula motor en la línea
de flujo
+Ciclo de tiempo: este controlador principalmente es un reloj de cuerda mecanico con rueda sincronizada y un
sistema neumatico. Responde a un intervalo de tiempo ajustado en la rueda que envia o bloquea una señal de
abastecimiento a una válvula motor, el tiempo determina la frecuencia y duración de la señal de encendido y
apagado. Normalmente, la única función es el tiempo, pero algunas variaciones responden a otros accesorios
neumáticos.
+Controlador de presión: este se abre y cierra con el cambio de presión, normalmente p/aplicaciones de embolo
buzo, pozo se abre cuando la presión alcanza un cierto valor alto en la tubería de revestimieto y se cierra cuando se
reduce la presión a un valor bajo que se ajusta con anterioridad. Este controlador puede ser influenciado por otras
señales neumáticas como de cierre al llegal al embolo.
+Controlador electrónico: este incorpora circuitos de estado solido para el tiempo sincronizado y obtiene la energía
mediante baterías de pila “D”. La vida promedio de las baterías es de 1 año. Sin embargo, el tiempo sincronizado es
solo una de las funciones del controlador. El controlador responde a muchas otras señales externas tales como el
cierre a la llegada del embolo buzo, P alta o baja, nivel de liquido o diferencial. Las señales se reciben
electrónicamente en vez de neumáticamente. Esta capacidad permite un alcance muy amplio de aplicaciones y
versatilidad.

Los ajustes son efectuados sobre el tiempo de afterflow y el tiempo de cierre, dentro de los limites establecidos para
estas dos variables. Se deberá fijar tiempo máximo y mínimo de Afterflow, el tiempo máximo y mínimo para el
tiempo de cierre y el step para ajustar dichos parámetros, con el objetivo de mantener la velocidad dentro del rango
de operación deseado. El tiempo mínimo de cierre asegura el tiempo necesario para que el piston alcance el fondo y
el tiempo máximo para evitar que el pozo permanezca cerrado durante un tiempo prolongado con una perdida de
producción importante. En nuestro caso particular este tiempo es muy importante porque si es excesivo se favorece
el ahogue de los pozos que como se detallo anteriormente son del tipo multicapa.
Respecto al tiempo de afterflow, es necesario definir un mínimo con el objetivo de que el piston no realice viajes sin
liquido y deteriore las instalaciones de superficie por no tener liquido que amortigue la llegada del piston a
superficie. Este parámetro también debe tener un limite superior para no dejar acumular una excesiva cantidad de
liquido que puede llegar a provocar un no arribo y un posterior ahogue.
Para asegurar un buen funcionamiento del sistema se realiza el seguimiento de una variable llamada FACTOR DE
CARGA que se calcula de la siguiente manera:

En la practica, dicho valor no debería superar el 40-50% para asegurar un correcto funcionamiento del sistema,
actualmente dicho calculo se esta adicionando a la telemetria de para hacer el seguimiento en conjunto con los
graficos de presión, de esta manera se adiciona algún tipo de alarma que alerte al operador en caso de que algún
pozo supere el limite de factor de carga establecido.
Los cilindros pueden ser de Titanio o Acero, y las esferas de cerámica, acero, cobalto o de nitrato de silica.
UNIDAD 6: BOMBEO HIDRAULICO
Un metodo preciso y económicamente viable para diagnosticar el ingreso de aguas en pozos horizontales es ecesario
para verificar y optimizar exitosamente proyectos de pozos. Metodos mecánicos de cierre pueden ser muy efectivos
para controlar producción de agua no deseada en pozos horizontales, logrando buenos resultados convenientes
económicamente.
PKRs inflables son usados para aplicaciones OPEN HOLE selectivas, demostrando confiabilidad y efectividad. Las
mejoras en diseño de elementos inflables han mejorado su confiabilidad en pruebas open hole de multiples capas.
Las jet pumps proveen un método de extracción artificial flexible y efectivo para variar los caudales de ingreso en
condiciones de drawdown.
Un set de multiples straddle pkrs y jet pump pueden reducir drásticamente costos de prueba y proveer un mas
detallado y exhaustivas en pozos tanto horizontales como verticales.
UNIDAD 7: BOMBEO PCP
Un sistema de extracción de bombeo por cavidades progresivas
(PCP), consta de una bomba ubicada en profundidad, accionada
por una sarta de varillas de bombeo que rota impulsada por un
motor a través de un cabezal en superficie.
La bomba esta compuesta básicamente por un rotor metálico en
forma de hélice externa que se mueve, dentro de una hélice
interior fija moldeada en un elastómero, adherida firmemente al
interior de un tubo de
acero llamado
comúnmente estator, fijado al tubing de producción. Son de alta eficiencia
por su principio de funcionamiento de un elemento rotante dentro de uno
estatico que generauna serie de cavidades que va permitiendo el pasaje de
fluidos a través de ella y le va dando un dP en cada etapa hasta lograr la
máxima diferencia de presión que nos permite elevar los fluidos a
superficie. El problema del gas lift es que un mal diseño nos puede resultar
en un mal aprovechamiento de la potencialidad del sistema, PCP, BM y ESP
al ser estrictamente mecánicos se puede ajustar mucho mas la respuesta
de la eficiencia.
El mecanismo básicamente consiste en el rotor helicoidal vinculado a la
sarta de varillas que va a la boca de pozo donde se vincula con mecanismo
que le imprime un movimiento rotatorio, y como el elastómero tiene en su
perfil también dibujado un perfil helicoidal permite que funcione como
bomba de tornillos que básicamente al rotar este sistema con cavidades
intercaladas permite el traspaso del fluido de una etapa a la siguiente
hasta salir y ser impulsado por la columna de tubing.
INSTALACION TIPICA
Las bombas de cavidades progresivas o PCP son bombas de desplazamiento positivo, la cual consiste en un rotor de
acero de forma helicoidal y un estator de elastómero sintetico moldeado dentro de un tubo de acero.
El estator es bajado al fondo del pozo formando parte del extremo inferior de la columna de tubings y se mantiene
anclado por un ancla de torque, mientras que el rotor es conectado y bajado junto a las varillas de bombeo. La
rotación del rotor dentro del estator es transmitido por la varilla de bombeo, cuyo movimiento es generado en
superficie por un cabezal. El cabezal es el dispositivo que mediante una caja reductora imprime el movimiento de
rotación, logrando la producción. La grampa de seguridad nos permite dar menor o mayor ajuste a la posición del
rotor en el fondo, ya que necesitamos que quede bien posicionado para que funcione adecuadamente la bomba. El
ancla de torque que se coloca en el fondo se utiliza porque es un movimiento que imprime rotación y esta
friccionando a valores elevados, lo que genera una tendencia de rotación en la columna de tubing, es decir esta
ancla vincula el tubing con el casing, evitando que el efecto rotativo de las varillas ( y consecuentemente del rotor y
friccionando con el estator ) quieran arrastrar al tubing a hacerlo girar y con eso provocar un desenrosque de los
caños.
CARACTETRISTICAS GENERALES → ESTAS BOMBAS NO ESTAN REGULADAS POR API (hay distintas nomenclaturas
s/fabricante Weatherford, moino, etc; pero estos hacen referencia a su capacidad de bombeo (Q que puede
desplazar) y helevacion (Pde descarga del cabezal de la bba), ambas relacionadas con el Q a producir y la máxima
profundidad a la cual podre bajar nuestra bomba como maximo)
+Ventajas: capacidad para producir fluidos de alta viscosidad, mayor tolerancia que otros sistemas para manejar
GRANDES concentraciones de arenas, capacidad para producir altos porcentajes de gas libre, ausencia de válvulas
que pueden trabarse, bloquearse con gas o sufrir desgaste, buena resistencia a la abrasión, escasa probabilidad de
formar emulsiones debido a la baja velocidad de rotación, menor inversión inicial que otros sistemas, bajo costo de
mantenimiento, simplicidad de diseño instalación y operación, mayor eficiencia de bombeo que cualquier otro
sistema y mínimo impacto sobre el medio ambiente.
-Limitaciones: limitaciones en el caudal a producir, limitaciones en los niveles dinámicos, limitaciones en la Tº
máximas, sensibilidad a los fluidos del pozo (CO2, SH2, aromáticos, sufren daños permanentes si trabajan en seco
aun por cortos periodos, no trabajan bien en pozos desviados, la mayoría de los sistemas PCP requieren remover el
tubing para reemplazar las bombas.
• PRODUCCION MAXIMA: 400mcd y min 2mcd (cambia el • NO RECOMENDABLE EN POZOS DIRECCIONALES (por
diámetro y las características geométricas) rozamientos de varillas con tubing que generan fallas
• ALTURA MAXIMA DE ELEVACION 2000mbbp prematuras de varillas o perdidas de P en tubing)
• Tºmax 150ºC • EN INTERVENCIONES CON PULLING ES PRECISO MOVER
• ALTA SENSIBILIDAD A LOS FLUIDOS DEL POZO (los TUBING DE PRODUCCION, $$$ (en rangos bajos de Q
aromáticos lo destruyen al elastómero al reaccionar (<10mcd) el housing de la bomba en vez de ir
con este) enroscada al extremo de la columna de tubing se usa la
• DESTRUCCION DEL ESTATOR POR TRABAJO EN SECO insertable que se baja en el interior de la columna de
tubing y se ancla a su interior con el niple de anclaje)
NOTA: un equipo de pulling reemplaza la instalación final de producción, es utilizado en pozos productores para
remover equipamiento en fondo de pozo como la tubería, varillas o bombas cuando fuera necesario, o también para
fijar herramientas en fondo de pozo.
Tanto la limitación de altura como de Tºmax se relacionan íntimamente con el estator y la degradación que pudiese
sufrir el elastómero, a 200kg/cm2 expresados en densidad de columna de agua estalla por no soportar estas
presiones.
El nivel dinamico es el equilibrio entre el fluido que aporta el reservorio y el que extrae la bomba, y este al estar
estabilizado se obtiene como la profundidad desde BDP hasta ese nivel en la entrecolumna tubing-casing, y si
considero como punto de referencia la succion de la bomba tengo lo que se conoce como sumergencia de la bomba,
cuantos m de liquido por debajo del nivel dinamico me encuentro con la bomba. Las PCP debido a su sensibilidad
con su lubricación, son muy sensibles a quedarse sin nivel, por su principio de funcionamiento, si no hubiera buena
lubricación entre estator y rotor se quema por altas Tº que alcanzarían → debo tener una buena sumergencia (por lo
menos 50m, para por lo menos tener 5kg/cm2 de P en el ingreso de la bba).
CARACTERISTICAS DE DISEÑO
Las PCP son un tipo especial de bombas rotativas, de desplazamiento positivo en las cuales el fluido es transportado
entre las crestas del tornillo del rotor y desplazado axialmetne mientras el rotor gira.
La interacción de rotor y estator forma una serie de cavidades estancas, helicoidales de tal forma que las líneas de
sello entre cavidades se desplazan continuamente desde el ingreso a la descarga mientras el rotor gira de modo que
el efecto de bombeo seria asimilable al de una bomba de piston de carrera infinita. Esta característica, explica la
capacidad de las PCP para manejar fluidos viscosos, abrasivos, multifásicos y barros en un amplio rango de presiones.
La bomba de cavidades progresivas se compone básicamente de dos partes, el rotor y el estator. El rotor, roscado a
la sarta de varillas de bombeo que le imprime el movimiento de rotación, consiste en una hélice exterior maquinada
en acero de alta resistencia, usualmente cromada para reducir la friccion y aumentar su resistencia a la abrasión.
El estator, roscado al tubing de producción, consiste en una doble hélice interior moldeada en un elastómero,
adherido firmemente al interior de un tubo de acero. Durante su rotación, va generando un espacio vacio que nos
permite que el liquido vaya avanzando hasta llegar al interior del tubing.
TEORIA DE LAS BOMBAS HELICOIDALES
La teoría de las bombas de engranajes establece un sistema de engranajes
helicoidales que se basa en la interacción de hipocicloides uno con un lóbulo
mas, una externa de radio R1 con numero de dientes H1 y otra interna con
radio R2 y N-1 dientes (H2). Para que este sistema funcione debe cumplirse
la relación R2/R1=(N-1)/N.
En esta condición, si H2 gira sobre si misma mientras H1 permanece fija se
forman N-1 areas cerradas entre las dos figuras. Aunque el tamaño de cada
área individual varia continuamente durante el movimiento, la suma de
todas permanece constante. Vemos que siempre habrá una cavidad vacia, y
si lo analizaramos en la longitud de la bomba, el giro genera que el liquido
vaya moviéndose de una cavidad a otra, logrando la elevación.
La geometría de las PCP se puede ver claramente si se reemplazan las hipocicloides por las envolventes formadas
con un circuito idéntico como se muestra en la figura para una configuración 3:4 (rotor de 3 lobulos en una cavidad
de 4).
Esta determinada por cuatro parámetros;
.Numero de lobulos .Diametro del rotor .Excentricidad .Paso del estator
En función de esto, existen distintas GEOMETRIAS DE LA BOMBA
Geometria de simple lóbulo: 1:2. o Geometria multilobulo: 2:3, 3:4, etc..
Cuando el rotor esta posicionado dentro del estator, se produce una serie
de cavidades de fluido idénticas, cada una de estas forma una espiral alrededor del rotor y a lo largo
del mismo. En un corte longitudinal de la bomba el nro de cavidades separadas es siempre uno mas
que el nro de lobulos del rotor. El movimiento del rotor dentro del estator es una combinación de 2
movimientos, una rotación en sentido horario del rotor sobre su propio eje, y una antihoraria de la excentricidad del
rotor sobre el eje del estator. Con esta geometría, el rotor se desplaza lateralmente en el plano del estator.
Desplazamiento→ con el movimiento de rotación las cavidades se mueven axialmente desde la succion hasta la
descarga creando la acción de bombeo. Cuando el rotor completa una revolución, el volumen contenido entre rotor
y estator es desplazado un paso. Como el área es constante y la velocidad constante entonces el fluido bombeado
NO ES PULSANTE.
La geometría del conjunto es tal que se forman series de cavidades lenticulares, espiraladas e hidráulicamente
separadas, la longitud de c/cavidad es igual al paso del estator, las cavidades se desplazan desde la succion a la
descarga generando el efecto de bombeo, la presión se incrementa desde la succion a la descarga, el efecto
resultante equivale a una bomba de desplazamiento positivo de carrera infinita.
EL FLUIDO ES DESPLAZADO SI O SI, debido a que se da un rozamiento entre el rotor y el estator que hace un sello
hidráulico, lo cual obliga al fluido a pasar de una cavidad a otra → como la bomba de piston esta limitada por la
carrera del piston, la PCP se limita por la longitud del estator (esta analogía se hace porque ambas son de
desplazamiento positivo).
En cada etapa el fluido gana una elevación, y por ende tendremos un dP.
La excentricidad es la distancia que existe entre el centro fisico del rotor, y el centro de la circunferencia imaginaria
que describe el rotor en su giro, y se dice que es un radio. Es el radio que genera el eje del rotor girando sobre el eje
del estator (es un circulo mas pequeño), y nos sirve para obtener el área barrida.
El paso del rotor es aquella definida entre 2 cavidades del rotor, y el paso del estator es aquella distancia definida
entre 2 cavidades del estator (dibujo mas abajo), es 2 veces el paso del rotor. La etapa de la bomba es un giro
completo del rotor.
Debemos definir en una bomba la capacidad volumétrica (capacidad del sistema de extracción para sacar un
volumen), capacidad de levantamiento (para levantar del FDP a superficie) y una capacidad de potencia (para saber
la energía que le generare al sistema.
Si analizamos la geometría del estator, observamos lo siguiente;
Vemos que la bomba
tiene dos ejes, uno
geometrico (del estator)
y otro que del rotor que
no coinciden.
Como muestra la figura el desplazamiento es función de la
excentricidad de la bomba, el diámetro del rotor y de la longitud del
estator, este desplazamiento debiera ser calculado usando las formulas;
V=área*paso= , donde e:excentricidad de la bomba, phir: diámetro del rotor, Pe: paso del estator,
V:volumen de desplazamiento m3/Revolución → obtenemos el volumen de fluido que puede desplazar la bomba en
función de sus características geométricas.
Y por esto, el caudal teorico es directamente proporcional al desplazamiento y a la velocidad de rotación, y podemos
reescribri Qt=V*N, con V: volumen m3/revolución y N:velocidad de rotación revoluciones/día. NOTESE que es un
Qteorico asumiendo perdidas 0 y este se ve afectado por el escurrimiento de la bba (cant de fluido que se pierde por
etapa en lugar de avanzar se escurre en el sello hdco, esto puede ser por altas T° o P).

El espacio verde es el área de barrido (la azul es ocupada por el rotor), que barre el rotor durante su movimiento. Si
prestamos atención, depende de la excentricidad (radio de la circunferencia imaginaria que describe en su giro el el
centro del rotor) y del radio del rotor. Vemos que el área es 4 veces ese radio que es la excentricidad y multiplicado
por el diámetro del rotor, nos da el área que hemos barrido en un giro del rotor. Si esta área la multiplicamos por el
paso, obtenemos el volumen desplazado por revolución o giro. (fabricantes suelen determinar Q desplazado por la
bomba a 100rpm, pero puede variar s/fabricante). El dP de la bomba es la diferencia de presión que tiene la bomba
en la succion y la descarga, es decir que una bomba 1900 de altura de elevación tiene una altura de columna de agua
de 190kg/cm2 e inmediatamente asocio con el dP de la bomba, diferencia entre ingreso y egreso de la bomba,
succion e impulsión (o descarga). Los caudales el fabricante puede expresar los Q en bpd o mcd, y h en ft o m.
LONGITUD DE UNA CAVIDAD
La geometría del conjunto es tal que se forman series de
cavidades lenticulares, espiraladas e hidráulicamente
separadas, donde cada longitud de c/cavidad es igual al paso
del estator. Las cavidades se desplazan desde la succion a la
descarga generando el efecto de bombeo, y la presión se
incrementa desde la succion a la descarga. El efecto
resultante equivale a una bomba de desplazamiento positivo
de carrera infinita.
Durante la operación de bombeo, por presión diferencial a lo
lago de la bomba algo de fluido puede escurrir a través de
los sellos de las cavidades, causando una reducción en el
caudal. Como resultado el caudal de producción es la
diferencia entre el caudal teorico y el escurrimiento (Q=Qt-
Qe).
Este caudal de escurrimiento depende del ajuste entre el rotor y el estator, de las propiedades del elastómero, de la
viscosidad del fluido y de la presión diferencial de la bomba.
La cantidad de veces que la línea de sello se repite define el numero de etapas de la bomba. C/etapa esta diseñada
para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor numero de etapas, mayor es la capacidad
para vencer una diferencial de presión.
Si analizamos las formulas de caudal y
desplazamiento tenemos;
, ,
Qt:caudal teorico (mcd o bpd), Qr:caudal real,
Qs:caudal escurrido, e:excentricidad en mm o
pulg, D:diámetro del rotor en mm o pulg, P:paso
del estator, N:rpm y V desplazamiento en mcd/rpm o bpd/rpm
Los valores de Qs se obtienen a partir de ensayos de la bomba en bancos de prueba, simulo condiciones de prueba y
la diferencia con el teorico es el Qs. Conceptualmente, el escurrimiento se da en las líneas de sello entre el estator y
el rotor. La altura de elevación de la bomba DEPENDE de la longitud, y necesito que la presión me de con la
profundidad que necesito elevar el fluido a BDP
PRESION EN LA BOMBA → la P desarrollada en el interior de la bomba dependerá del Numero de líneas de
sello (Nro de etapas, ptos de contacto entre el rotor y el estator) y de la interferencia o compresión entre
rotor y estator (mayor o menor ajuste entre el punto de contacto en rotor estator, es IMPORTANTISIMO para
ajustar y manejar distintos tipos de fluidos (viscosos, gaseosos, etc), mas ajuste para gas menos para viscosos,
para evitar o FORZAR mayores dP). La mayor o menor interferencia se puede lograr variando el diámetro nominal
del rotor. A su vez, la expansión del elastómero durante el proceso de producción hace que la interferencia
aumente, esta expansión puede ser por una expansión térmica o química.
La cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el numero de etapas de la bomba. Cada etapa esta
diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor numero de etapas mayor es la
capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar distintas combinaciones que pueden afectar
a la distribución de la presión dentro de la bomba:
IGUAL INTERFERENCIA → distinto nro de etapas. IGUAL NRO DE ETAPAS → distinta interferencia, con estos
conceptos trabajamos a la hora del diseño. Si a = interferencia aumento el nro de sellos o etapas, aumento la
capacidad de levantamiento, y si a igual nro de etapas aumento la interferencia y de lóbulo a lóbulo aumento el dP,
entonces con una bomba de menos longitud logro una igual elevación, → FUNDAMENTAL PARA DISEÑAR EN
FUNCION DEL TIPO DE FLUIDO Y SELECCIONAR EL TIPO DE ELASTOMERO
CAPACIDAD DE ELEVACION DE LA BOMBA
La formación de cavidades estancas depende del sello hidraulico entre rotor y estator. Para garantizar un sellado
efectivo el diámetro del rotor es ligeramente mayor que el de los extremos semicirculares de la cavidad del estator.
Esa diferencia, del orden de unas centésimas de pulgada, provee el necesario efecto de sellado hidraulico y se
denomina ajuste o interferencia.
El ajuste rotor-estator es uno de los parámetros determinantes del éxito o fracaso de una instalación de PCP
El deslizamiento del fluido a través de las líneas de sello genera un gradiente de presión a lo largo de la bomba. La
distribución de presiones depende de la naturaleza del fluido bombeado siendo aproximadamente lineal para los
fluidos incompresibles y exponencial para los compresibles.
La capacidad de elevación de una bomba depende de la máxima presión admisible por etapa y de la cantidad de
etapas. La P admisisble de una línea de sello depende del ajuste (interferencia) rotor-estator y de la viscosidad del
fluido. Para bombas monolobulares, metal-elastomero, la presión diferencial por etapa oscila normalmente entre
100 y 130 psi.
Debido a que la definición del termino etapa se prestaba a ciertas confusiones, en la actualidad los fabricantes
especifican la capacidad total de elevación como la presión máxima entre succion y descarga que soporta la bomba
en operación normal sin sufrir deterioros. La operación de las PCP a presiones superiores a las recomendadas es una
de las causas mas comunes de fallas prematuras.
ANALIZANDO GEOMETRIA VEMOS QUE;
-GEOMETRIA 1:2 → desplazan 2 cavidades y poseen 2 lineas de sello.
-GEOMETRIA 2:3 → desplazan 3 cavidades y poseen 3 lineas de sello.
Que los podemos ver mejor representado en la siguiente distribución de cavidades para cada geometría (arriba)
En resumen, una bomba multi-lobular tendrá menor presión diferencial por cavidad debido a un mayor nro de líneas
de sello entre rotor y estator. Por otra parte, para bombas de igual longitud, es posible incrementar la capacidad de
levantamiento a medida que aumenta el nro de lobulos.
REQUERIMIENTOS DE TORQUE Y POTENCIA
La energía requerida para elevar el fluido desde el nivel dinamico hasta superficie es suministrada a la bomba por las
varillas de bombeo en forma de torque.
El torque demandado por la bomba es usado para desarrollar la presión diferencial (torque hidraulico) y vencer la
friccion rotor-estator (torque de friccion).
El torque hidráulico es proporcional al desplazamiento de la bomba y a la presión diferencial; , con
V:desplazamiento en m3/dia/rpm, Th:torque hidraulico en N.m o Lb.ft, Pl:presión difrencial en kPa o psi, y C:ctte
El torque de friccion se genera por el rozamiento entre rotor y estator y en consecuencia depende del ajuste o
interferencia, el tipo y estado del revestimiento, las propiedades lubricantes del fluido y la longitud y geometría de la
bomba. Valores normales para bombas comunes no superan los 200Nm (147lb.ft)
El torque total es → ; la potencia requerida para accionar la bomba es función del torque total y la
velocidad de rotación a través de la expresión Pp=C.Tt.N, con Pp:potencia en kW o HP, Tt: torque total en N.m o lb.ft
y C:cttes
VARIACIONES EN LA GEOMETRIA DE LAS BOMBAS
El rotor se fabrica a partir de acero al carbono de alta resistencia mediante un proceso de maquinado de alta
precisión y posteriormente recubierto de una capa de cromo para mejorar la resistencia a la abrasión, corrosión y
disminuir la friccion con el estator.
El estator se fabrica posicionando un mandril en forma de 2ble hélice en el centro de un tubo e inyectando a muy
alta presión el compuesto elastomerico. Luego de un proceso de curado, se retira el mandril. La presión de inyección
varia con las características del elastómero y la geometría del conjunto pero el factor mas influyente es la longitud
del tramo a inyectar. Es una especie de housing de acero.
Normalmente un estator se compone de tramos cortos cuidadosamente alineados y unidos entre si por rosca o
soldadura. La ecuación V=4.e.D.p, que nos permitia calcular el desplazamiento en función de las dimensiones, indica
que es posible fabricar bombas con parámetros drásticamente diferentes e idéntico desplazamiento. En efecto, por
tratarse de parámetros independientes, es posible adecuar diámetro, excentricidad y paso de estator, para lograr
cualquier desplazamiento deseado.
En general las dimensiones del diámetro y la excentricidad están limitadas por la medida interior del casing y el paso
por la dificultad para construir y maquinar el rotor cuando supera determinada longitud. En lo que respecta al
funcionamiento, al disminuir el paso baja el desplazamiento pero se incrementa la capacidad de elevación. Como
siempre, la elección mas adecuada es una solución de compromiso.
La mayor interferencia se logra, cambiando el diámetro del rotor. Se llama UNDERSIZE cuando generan menor
interferencia por tener menor diámetro que el estándar y OVERSIZE cuando son mas del diámetro estándar para
generar mayor interferencia
Las PCP no pueden mover 100% agua por que no habría lubricación, esta se la da el petróleo.
DETERMINACION DE LA CARGA AXIAL
Carga axial total=carga generada por la bomba + peso sarta varillas – fuerza de levantamiento
. El peso de la sarta de varillas que depende de la longitud de la sarta de varillas y del peso por unidad de longitud de
la sarta de varillas →
. La carga axial generada por la bomba depende de la presión de entrada, la de descarga, diámetro nominal del rotor
y excentricidad de la bomba.
. La fuerza de levantamiento, genera un esfuerzo en dirección contraria que alivia la carga axial, debido a la dirección
del fluido desde la bomba hacia la superficie. Esta depende del diámetro de la cupla, de la tubería, del caudal, de la
viscosidad del petróleo, de la longitud y una ctte.
AJUSTE DE MEDIDA
Una vez que bajamos la instalación de varillas de bombeo con el rotor, se debe
ajustar la medida de dicha sarta para que el rotor trabaje dentro del estator. Se
debe tener en cuenta el estiramiento de las varillas y la longitud del niple de
paro.
Y= DL+DLT + D, Y:elongación total, DL: elongación debida a la carga axial, y D:
longitud del niple de paro (es una distancia para asegurar que el rotor pueda
bajar y tener una eficiencia del 100%), DLT: elongación por dilatación térmica
(con ancla de tensión no la considero).
Por la Ley de Hooke DL=F.Lo/S.E, Lo:longitud de sarta, E=2Mkg/cm2, S:sección
de la barra y F:carga axial sobre la bomba.
Bajo la sarta, toco el niple de paro (que me doy cuenta por que puedo tocar una
cruceta) y luego levanto el valor de Y, de tal manera que cuando se de el
estiramiento, el rotor ingrese en su totalidad en el estator. Si hiciéramos mal un
ajuste de medida, podría enganchar las varillas con el niple de paro y llevarnos
el sistema puesto, generando una pesca.
Es muy importante el sistema elástico debido a que necesitamos determinar el comportamiento elástico de las
varillas, si estas estuvieran muy cerca del niple de paro, cuando comiencen a estirar por T° y peso, se van a
enganchar en el niple de paro y se desenroscara el sistema, es por esto, que al introducir las varillas en el pozo debo
hacer el ajuste de medida tal que cuando se de el estiramiento, no llegue al niple de paro. Otro problema, es que yo
debo dejar que el rotor trabaje correctamente logrando aprovechar todas las etapas de la bomba, pero sin que se
corra el riesgo de la situación anteriormente mencionada → lo hace generalmente la empresa que nos vendio la
bomba para asegurarse.
En PCP no se suele hacer sarta telescópica debido a que la carga mas importante suele ser la torsion.
ELASTOMEROS → son la base del sistema PCP en el que esta moldeado el perfil de doble hélice del estator de su
correcta determinación y su interferencia con el rotor depende la vida útil de la bomba PCP. Un elastómero es un
elemento que puede ser estirado un mínimo de 2 veces en longitud y recuperar inmediatamente su dimensión
original.
CONDICIONES DE ELASTOMEROS PARA PCP
+Resistencia a la fatiga de 500M de ciclos
+ELASTICIDAD, R a la presión, fuerza requerida por unidad de superficie para estirar una unidad de longitud
+DUREZA SHORE “A”, fuerza requerida para deformar la superficie del elastómero.
+RESISTENCIA AL CORTE: fuerza necesaria para cortar la muestra en condiciones ASTM
+RESISTENCIA AL DESGARRAMIENTO: fuerza necesaria para desgarrar la muestra
+RESISTENCIA A LA ABRASION: perdida de material por abrasión
+RESILIENCIA: velocidad para volver a la forma original, para poder volver a sellar las cavidades
+PERMEABLIDAD: para evitar descompresion explosiva, en paros de producción de
pozos con gas libre en la succion de la bomba, si fuera permeable a los gases estos al
implosionar dentro del elastómero dañan rápidamente el elastómero.
ELASTOMEROS PARA PETROLEO
-Caucho NBR (NITRILE BUTADIENE RUBBER), cadenas copolimericas de butadieno y
acrilonitrilo (ACN). Se caracteriza por un doble enlace tenso de carbono, que favorece reacciones qcas que permiten
agregar aditivos que mejoran sus propiedades, este proceso se da en la vulcanización (los aditivos se mezclan
mecánicamente y luego se moldea y vulcaniza la mezcla para acelerar la formación de enlaces), se utilizan mas de
una docena de aditivos en c/compuesto especifico de caucho, tales como azufre que provee enlaces, reductores de
friccion, catalizadores de vulcanizado etc; si aumento %ACN aumenta la Raromaticos y Rco2, si aumento %C
aumenta Rmecanica; baja Ral SH2 pues ataca el enlace triple del ACN, son oleofilos tendiendo a absorber petroleo, y
tienen muy baja R al agua caliente.
CAUCHOS ESPECIALES
-HNBR: Hydrogenated Nitrile Butadiene Rubber, Buena R al SH2, el hidrogeno satura el triple enlace del ACN, muy
buena R a la Tº, propiedades mecánicas medias, descompresión explosiva pobre, baja R a aromáticos y al CO2.
-FLUOROCARBONO – FKM: excelente Raromaticos y CO2, excelente R a Tº, buena R al SH2, R abrasión pobre,
propiedades mecánicas medias (60% de TDH), descompresión explosiva pobre, muy buena R al agua caliente, difícil
de moldear para PCP (para mejorar se usa copolímero con NBR) hoy solo es moldeable en bombas de paso largo.
-CLOROSULFURO DE POLIETILENO: excelente R al agua y al CO2, muy baja R al petróleo, buena R abrasión y se usa en
pozos de agua y gas dewatering Wells.
Existen tablas con distintos elastómeros que son cauchos NBR combinados con mas o menos ACN, mas o menos C,
HNBR hidrogenado, y ocon fluoro carbono cuyas propiedades varian.

Ademas de la dureza SHORE A, existen otros grados

de dureza como los grados IRHD, SHORE D, SHORE 0 y
SHORE 00, para los elastómeros compactos y
celulares, para elastómeros compactos, para
poliuretanos PTFE rigidos termoplásticos y
elastómeros muy duros, para elastómeros compactos
y celulares de media densidad y elastómeros celulares de media y baja densidad.
CABEZALES DE ROTACION → es el equipamiento de superficie que le imprime la rotación a las varillas (este sistema
termina con un vástago (simil bbeo mco) que cruza todo el sistema y todo el cabezal que se agarra con unas
abrazaderas, siendo también, igual que en BM, el que me de las empaquetaduras para evitar que el fluido salga a
superficie a partir de su estanqueidad.
Es un equipo de accionamiento mecanico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza del pozo, consta de
un sistema de rodamientos y/o cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno que puede
estar integrado a la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo, y un ensamblaje de instalación que incluye el
sistema de empaque para evitar la perdida de fluidos entre la boca de pozo y el vástago pulido. Estos sistemas de
cabezales también podrían incluir una caja reductora.
Son un cabezal directo, angular o motoreductor.
SISTEMA DE FRENADO → en un sistema de rotación, se da un comportamiento simil elástico, debido a que para que
se sienta la primer vuelta en FDP debo dar varias en superficie, entonces al frenar este sistema torsionado se da el
efecto de BACK SPIN que es la devolución de esta torsion acumulada, siendo esto PELIGROSISIMO
-FRENO DE ACCIONAMIENTO POR FRICCION; compuesto por un sistema de disco y pastillas de friccion, accionadas
hidráulicamente o mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La mayoría de estos sistemas son instalados
externamente al cuerpo del cabezal, con el disco acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo
de freno es utilizado generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP
-FRENO DE ACCIONAMIENTO HDCO: es muy usado debido a su mayor eficiencia de acción, es un sistema integrado al
cuerpo del cabezal que consiste en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el sentido
de las agujas del reloj (operación de la PCP). Al ocurrir el Back-Spin, el plato acciona un mecanismo hdco que genera
resistencia al movimiento inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la velocidad inversa y se disipe
la energía acumulada (simil al mecanismo ABS). Dependiendo del diseño del cabezal, este mecanismo hdco puede
accionarse con juegos de válvula de drenaje, embragues mecánicos, etc.
DISEÑO DE LA COLUMNA DE TUBING
+CAÑO FILTRO: se utiliza para evitar, en caso de la rotura del estator, que trozos del elastómero queden en el
espacio anular. La suma de las áreas de sus orificios deben ser 6 veces el área de succion de la bomba (es decir 6
veces el área del niple de paro). Es para evitar roturas del elastómero, puede o no estar.
+ANCLA DE TORQUE: al girar la sarta hacia la derecha, se realiza la acción de girar la columna también hacia la
derecha en sentido de desenrosque. El ancla de torque evita esto, y se instala debajo del estator.
+NIPLE DE PARO→ su función es, hacer de tope al rotor (durante el ajuste de medida), servir de pulmón al
estiramiento de varillas (por su espacio que nos permite que el estiramiento no genere fallas), como succion de la
bomba. Posee una rosca hembra en su extremo superior que va roscada al estator, y un pin en su extremo inferior,
para instalar el ancla de torque. → suele venir todo instalado
+ESTATOR PCP
+NIPLE INTERMEDIO o ESPACIADOR → permite el movimiento
excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de
conexión al trozo largo de maniobra o a la ultima varilla. Es un
tubing que puede ser de mayor D para permitir que el trozo de
maniobra que gira excéntrico lo pueda hacer sin problema
(problema de la cabeza del rotor).
+ZAPATO PROBADOR DE HERMETICIDAD → si se coloca va siempre
arriba del niple intermedio, para poder probar toda la cañeria
(hermeticidad positiva → sin perdidas)
+TUBING
ANCLA DE TORQUE → casing de 5 ½ “ y ancla de 2 7/8”, se activa solo cuando las varillas comienzan a girar,
empujando las mordazas que agarran al casing. Para liberar debo girar a la izq de modo que las mordazas se
retrotraen. Son mas chicas que las de tensión.
Recordemos que tenemos BOMBAS INSERTABLES (dentro del tubing)
NIVEL ESPACIADOR
DISEÑO DE LA SARTA DE VARILLAS DE BOMBEO
+ROTOR→ su pin sobresale del estator unos 460-520mm
+TROZO DE MANIOBRA→ por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando
gira a velocidades mayores de 250rpm, es menos de la mitad de largo de la
varilla. Vienen de 2, 4, 6 u 8 ft, se coloca para generar un efecto menos
indeseable a la salida del rotor del que provocaría una varilla, es una buena
practica.
+VARILLAS DE BBEO→ vinculadas mediante cuplas
+VARILLAS DE BBEO NO CONVENCIOANLES → suelen ser barras huecas y
varillas continuas, sin cuplas
+VASTAGO
ENSAYOS DE BOMBAS
Recordemos que las bombas generalmente se suelen ensayar en
bancos de prueba, con agua y a 100rpm, pero cada empresa suele
tener sus propios protocolos de ensayo.
1.EFICIENCIA Y ESCURRIMIENTO → la eficiencia volumétrica de la
bomba tiende a disminuir a medida que se aumenta la presión
diferencial entre ella, esta disminución es debido al escurrimiento del
fluido a través de la línea de sello rotor/estator desde la zona de
mayor presión a la de
menor, y por esto podemos decir que el escurrimiento será la
diferencia entre el desplazamiento (caudal) real de la bomba a una
determinada presión diferencial y el caudal real inicial a presión
cero.
2.EFICIENCIA EN FUNCION DE LA CAPACIDAD DE ELEVACION DE LA
BOMBA → Si recordamos que yo podía aumentar la capacidad de
elevación aumentando la cantidad de etapas, entonces si vemos las
curvas de comportamiento de 4 bombas distintas en capacidad de
elevación (nro de etapas) y la misma capacidad de desplazamiento
(Q/rpm), podemos ver como el escurrimiento disminuye a medida
que aumenta la capacidad de elevación ya que c/cavidad soporta
menos P y en consecuencia, disminuye la diferencia de P por c/línea
de sello.
ENTONCES, a medida que exista mayor capacidad de elevación (mas numero de etapas), se tendrá menor
escurrimiento y mayor eficiencia volumétrica. → se logra con mas longitud, pero las bombas suelen estar
prearmadas para una determinada cantidad de etapas, por lo tanto esto es inalterable.
3.EFICIENCIA EN FUNCION DE INTERFERENCIA ROTOR-ESTATOR
A una presión diferencial dada, el escurrimiento y la eficiencia
volumétrica son extremadamente dependientes del ajuste por
interferencia entre rotor y estator, a medida que este ajuste sea
mayor, mas difícil será que el fluido se deslice a través de las líneas de
sello a una dada presión diferencial, disminuyendo las perdidas por
escurrimiento. El ajuste se logra con mayor (OVERSIZE) o menor
diámetro (UNDERSIZE) respecto del diámetro estándar.
4.EFICIENCIA EN FUNCION
DE LA VISCOSIDAD DEL
FLUIDO
Contribuye a disminuir el
escurrimiento y aumentar
la eficiencia volumétrica,
a medida que su valor es mayor. La eficiencia inicial menor en el caso de
fluidos mas viscosos se debe a que el área de flujo transversal se ve
afectada por la adherencia del elemento viscoso a las paredes tanto del
estator como el rotor, pero se observa como la eficiencia se mantiene cte
a mayores P para fluidos viscosos. Para un fluido muy viscoso nos
conviene no necesitamos tanta interferencia ya que de alguna forma esta
es aportada por el fluido y por eso usare un rotor de muy baja eficiencia
ya que no caera por ser un fluido viscoso para que la interferencia sea la menor posible. En el caso del agua, que
tiende a escurrir, yo querria el menor escurrimiento posible y necesito mayor eficiencia, por eso optaria por
OVERSIZE.
EN TABLAS, encontramos el nombre de la PCP (se suele referir capacidad volumétrica y de levantamiento), su
desplazamiento, su capacidad de elevación, el diámetro del estator y del rotor. Debemos conocer la capacidad de
potencia, de levantamiento y volumétrica, para elegir y diseñar una determinada bomba y logrando una buena
eficiencia y larga vida útil; debo considerar profundidad, tipo de fluido y T° (hasta 120/110°).
UNIDAD N° 8: BOMBEO MECANICO
Este es el 2do sistema de extracción artificial en cuanto a eficiencia.
Basicamente este sistema cosiste en una bomba a piston accioanda
desde superficie mediante un mecanismo biela-manivela que es el AIB, al
igual que PCP, la bomba se vincula a superficie con un sistema de varillas
de bbeo. La cabeza de mula del AIB se vincula mediante el estrobo al
vástago de bombeo y este a la sarta de varillas que finalmente se vincula
al piston de la bomba en el fondo, entonces su ppio de funcionamiento
es el movimiento del piston por el movimiento alternativo que le
transmite el mecanismo biela manivela.
La función del APARATO DE BOMBEO, es la de recibir el movimiento de
rotación del motor de accionamiento y transformarlo en rectilineo
alternativo, NECESARIO para accionar el piston de la bomba de
profundidad. Esto lo logra a través de un sistema biela-manivela. Hay dos
tipos de equipos de bbeo básicos, diferenciados por el genero de la
palanca que utilizan para elevar el peso de las varillas de bbeo y el del
fluido. Cuando hablamos de geometría estamos hablando del
mecanismo de palanca que representa el sistema de levantamiento.
El convencional o clase I, cuyo diseño responde a una PALANCA de
primer genero, donde la carga a elevar esta en un extremo de la viga
balancín, y la fuerza necesaria para elevar la carga este en el otro extremo
El otro tipo de aparato es el clase III, que responde a una palanca de tercer genero, donde la carga a elevar esta en
un extremo de la viga balancín, el apoyo en el otro extremo y la fuerza se aplica entre ambos.
EQUIPO CONVENCIONAL

De abajo hacia arriba vemos el patin de apoyo

(donde se apoya la estructura del aparato sobre
el terreno, puede ser de hormigon), luego el
poste delantero (nos permite vincular con el
resto de la estructura y darnos esbeltez al aparato), escalera (para poder lubricar los cojinetes), el poste maestro
(que permite el punto de apoyo de toda la carga que va a soportar el pto de apoyo), el carter del reductor (donde
esta la caja reductora que nos permite a partir de su relación de transmisión lograr la reducción de velocidad del
motor, multiplicando los esfuerzos), la manivela y los contrapesos, la biela que vincula con la parte superior del
aparato, con una biela en cada lado de la manivela, pudiendo ubicarse en distintas posiciones variando asi el
momento generado a mas lejos se encuentre (alarga la carrera y genera mayor o menor efecto de contrapeso), las
dos bielas se vinculan a la viga ppal mediante la
viga ecualizadora (que absorbe diferencias en el
plano que corta al eje de su perno, absorbe
desalineaciones), la viga ppal donde en un
punto tenemos aplicada la fuerza por la
vinculación del reductor con los elementos
mencionados anteriormente y en el otro
extremo la carga, como la vinculación con el
fondo se da con vástago y varillas (son rigidas y
se encuentran en movimiento alternativo),
debemos disponer de un movimiento flexible
que haga la vinculación y absorba esa
deformación durante el trabajo de bombeo,
este elemento es el cable de acero vinculado
en la parte superior de la cabeza de mula y en
su parte inferior tiene una cruceta que se
vincula al vástago y este ultimo a la sarta de
varillas.
EQUIPO CLASE III – MARK II – MANIVELA
DESFASADA
 Vemos que este equipo tiene la carga y la fuerza en un
extremo y el punto de apoyo en el otro, que la carga podría
aplicarse no en el punto medio sino en un punto calculado a
fin de cumplir con su función.
Vemos el poste maestro que soporta toda la carga, y también
un patin en la parte inferior que soporta toda la estructura,
vemos también una mesa donde se apoya el motor que
imprime todo el movimiento rotativo y una caja reductora en el cual se vincula con correas a
una polea motora, vemos el sistema de frenos, con la polea se entrega movimiento y fuerza al eje lento, en este caso
la manivela (vinculada al eje lento) tiene un desfasaje angular, y al igual que el convencional a partir de un
mecanismo de viga se vincula. Y con el estrobo y la cruceta se vincula a la sarta de varillas de bombeo. Para pozos
profundos se suele usar un MARK II, ya que nos sirve para reducir los efectos de inercia de la sarta de varillas. El
sistema de contrapesos en estos 2 mecanismos vistos es necesario para ayudar al equipo a levantar toda la carga del
pozo (sarta de varillas + peso de clmna de liquido en fondo de pozo), en carrera descendente el contra peso va hacia
arriba y el sistema esta acumulando energía, es decir que cuando el aparato llegue al PMI y deba volver a subir
tendremos el momento de mayor exigencia y los contrapesos nos ayudan a alivianar las cargas del motor para
levantar la carga. S/el tipo de geometría utilizada serán los distintos comportamientos de los equipos en PMI y PMS
debido a los efectos de inercia.
EQUIPO BALANCEADO POR AIRE
Este sistema tiene una palanca de tipo 3, pero los
contrapesos no existen sino que es balanceado por
un mecanismo neumatico, la manivela es mas corta
también. El sistema de balanceo es un gran piston
con un vástago, de tal manera que se busca mantener
la P del aire (a la salida del compresor) con un
compresor para generar la expansión y compresión
del aire contenido en el interior del cilindro, logrando
el mismo efecto del contrapeso mco. Cuando la
cabeza de mula esta subiendo, el sistema se
descomprime ayudándonos a soportar la carga.
Entonces este contrapeso se puede regular con la P
salida del compresor, de modo que aumento la P en
el cilindro, y si necesito menos peso la disminuyo
(siempre esta conectado el compresor)
PARTES CONSTITUTIVAS
El cojinete de cola es el encargado de absorber las desalineaciones, como habíamos mencionado, que pudieran
surgir desgastes, básicamente esta compuesta de un conjunto de rodamientos oscilantes que nos permiten absorber
pequeñas desalineaciones del plano vertical de la viga con el plano de la vertical que pasa por la viga ecualizadora. El
punto móvil lleva un cojinete de rodillos cilíndricos (la articulación de centro), porque se mueve en un plano vertical
la viga y va en la vinculación del poste maestro y la viga ppal (en mark II va uno en cada extremo de intersección del
PM con viga ppal a diferencia del convencional que lleva uno en el centro). El mecanismo viela manivela es el que
convierte el movimiento rotativo en alternativo hacia arriba y abajo, pero yo debo cumplir con los requisitos que
demanda de esfuerzos el pozo (rozamiento, friccion, peso de fluido, peso de varillas, rozamiento viscoso en caso de
fluidos muy viscosos), el perno que utilizamos es el elemento que vincula la biela con la manivela, si nos acercamos
con el del eje lento ampliamos el momento (Fxd) ya que nos estamos alejando de la posición de los contrapesos, el
equipo puede entregar mas torque, y tiene que ver esto con los requerimientos del pozo. El freno es un sistema de
campana, zapata y cintas, la velocidad se puede cambiar alterando el sistema de poleas del sistema por la relación
de transmisión, además en la caja reductora se usan engranajes de tipo chevron que evitan que se transmitan cargas
axiales como consecuencia de los torque requerido por el pozo, entonces queda claro que la CAJA REDUCTORA ES EL
CORAZON DEL EQUIPO DE BBEO, el requerido por el pozo debe ser menor que el que puede entregar el equipo, y
menor que la carga máxima estructural (carga máxima que soporta la viga con el sistema de poste maestro porque
se podría romper o la viga o la caja). En carrera descendente el aire se comprime, para aprovechar esta energía
durante la carrera ascendente. Su gran ventaja es que solo variando la P del cilindro puedo variar la condición del
“contrapeso”. En un Mark II o convencional, solo se puede variar la palanca variando la
posición de los contrapesos de la manivela (acercando o alejándolos) aumentando o
disminuyendo el brazo de palanca, el balanceado por aire es mas fácil de lograr el
contrapeso evitando paradas, pero tienen un poco menos de eficiencia.
Las placas que lleva un equipo o que puede llevar depende del modelo de equipo, al
igual que el peso de cada placa.
EQUIPO ROTAFLEX
La principal característica de la unidad de bombeo ROTAFLEX es su larga carrera que
poseen (288” el modelo 900 y 306” el modelo 1100), en comparación con los equipos
de bombeo tradicionales. En contrapartida, el régimen de bombeo al que pueden
trabajar las unidades rotaflex es menor, no pudiendo superar
los 4.5 golpes por minuto s/recomendaciones del fabricante (sin
variador de velocidad). Las bajas velocidades y las carreras
largas resultan en un llenado mas completo de la bomba,
además de reducir el ciclo de esfuerzo de las varillas.
Constructivamente, poseen un brazo de palanca mas corto que
las unidades de bombeo convencionales, lo que permite
trabajar con cargas estructurales del mismo rango exigiendo con
menor torque a la caja reductora (el brazo de palanca es de 18”, que es la distancia
entre el eje de la rueda dentada motora y el perímetro de la misma).
Dentro de los equipos mecánicos, este tipo rotaflex, convierte el movimiento rotativo del motor a un movimiento
alternativo a través del desplazamiento de un carro pivotante vinculado a una cadena que esta girando vinculando
sus ruedas cabillas sobre los distintos extremos del equipo. Es un equipo muy noble en pozos profundos, tiene un
patin de apoyo, el sistema motor vinculado mediante un sistema de poleas a la caja reductora, el cual tiene
vinculado en su extremo un engranaje que es una rueda cabilla vinculada a una cadena, que se vincula a otra rueda
en la parte superior del equipo. Este sistema tiene un sistema de contrapesos que se deslizan por las correderas
verticales en los laterales del equipo y en su parte inferior tienen una viga en la cual se desplaza un carro pivotante
que es el que nos permite convertir el movimiento rotatorio en uno oscilante. El carro de contrapeso se vincula al
vástago de bbeo mediante 2 estrobos (cables de acero) y una cruceta, al vástago, y este sistema se vincula al carro
de contrapeso mediante una banda de goma. La rueda cabilla del reductor va en el eje lento, y con la rueda cabilla
espejo superior vinculamos la cadena, el sistema de contrapesos y el carro pivotante que tiene un eje en el centro
que es común con el perno de la cadena. El carro tiene 4 ruedas delante y 4 detrás para vincularse al perno de la
cadena, y uno de los pernos de la cadena es común con el perno del eje del carro pivotante.
Dentro de los distintos equipos ROTAFLEX, encontramos las
siguientes características;

MONTAJE Y DESMONTAJE DEL EQUIPO ROTAFLEX →

simplemente se rebate sobre su base para que pueda entrar el
equipo de pulling para intervenir, es útil cuando se va a usar mesa
rotativa.
DESPLAZAMIENTO DEL EQUIPO ROTAFLEX p/INTERVENCION
CON PULLING

TODOS LOS EQUIPOS MENCIONADOS ANTERIORMENTE TIENEN UNA CARRERA DETERMINADA, cuando gira el
mecanismo biela-manivela hacen que la cabeza de mula vaya hacia arriba y hacia abajo, verticalmente, definiendo
entonces como CARRERA del equipo de bombeo la diferencia entre el PMI y el PMS que ocupa la posición de la
cruceta vinculada al vástago. Si vinculo en un convencional la biela a la manivela mas cerca del eje, la carrera será
mas chica, es decir que cambiando el punto de vinculación, NO SOLO cambio el torque sino también la carrera del
equipo. En un equipo rotaflex NO puedo cambiar la carrera, ya que el largo siempre es ctte entre el PMI y el PMS,
pero pueden ser de carreras mucho mas larga de la que se pueden alcanzar con un sistema tipo balancín.
La máxima alcanzable con un balancín es de 192”mientras que la mas chica de un rotaflex fabricada es de 288”, y
esto tiene un impacto en el fluido desplazado.
Las placas en un equipo rotaflex se cargan con operarios, placa a placa.
ANALISIS DE VELOCIDADES Y TORQUES
En la figura vemos un movimiento armonico simple verdadero, si un punto M esta
rotando a velocidad angular ctte a lo largo de la circunferencia de diámetro AB, el
movimiento de la proyección M’ del punto M sobre AB describe un movimiento
armonico simple. Este es un movimiento oscilatorio rectilineo con aceleración
proporcional al desplazamiento. En un conjunto de unidad convencional, el movimiento
de rotación del cigüeñal imparte al vástago un movimiento vibratorio, el cual no es en
realidad un movimiento armonico simple por que su velocidad angula nunca es ctte,
porque la angularidad de la biela afecta el carácter del movimiento y porque la
geometría de la unidad tiene algún efecto en la velocidad involucrada.
En el equipo de balancín básicamente lo que tenemos es la manivela que rota solidaria
con el eje lento del reductor y su rotación al estar vinculada a la viga mediante la biela se transforma en un
mecanismo alternativo, entonces la rotación de un punto (manivela) se convierte en una proyección en el plano
vertical de la cabeza de mula o del cojinete de la viga ecualizadora (donde se vincula la biela con la viga ppal).
DIFERENCIA ENTRE UN AIB DE GEOMETRIA CONVENCIONAL vs MARK II
MOVIMIENTO DEL VASTAGO
Cuando el cojinete de la viga ecualizadora esta ascendiendo la cabeza de mula esta descenciendo, y
en la situación contraria al reves. El efecto de la angularidad de la biela ha sido ilustrado
comparando el movimiento de la biela y del conjunto de cojinete de biela al de la barra de conexión
y la cruceta de una máquina de mov alternativo;
.Cuando el cigüeñal describe el arco ABC la cruceta se mueve sobre la distancia desde a a b y vuelve
a a.
.El recorrido de la cruceta correspondiente al arco CDA (a-c-a) es menor. La razón es que, en cuanto
al recorrido de la cruceta, las componentes hztal y vertical del recorrido del cigüeñal están
agrupadas en la parte superior del recorrido y sustraídas en la parte inferior.
Puesto que la velocidad angular se supone ctte y la distancia recorrida por la cruceta desde a-b-a es mas larga que a-
c-a; la velocidad y la “aceleración de la cruceta son mayores en la parte superior que en la inferior del recorrido”.
Las aceleraciones son de la proyección del punto en el plano vertical, en consecuencia, un aparato convencional
tiene mayor aceleración cuando sale del PMI que cuando sale del PMS, es decir se acelera en el estadio de mayor
carga, ya que cuando se cierra la válvula móvil tengo la carga de las varillas mas el peso del fluido mas un factor de
aceleración que depende de la carrera y los gpm, y la mínima aceleración se dará a la salida del PMS, y por esto se
dice que es una geometria desfavorable por que en el mayor estadio de carga se acelera mas. Si lo hiciéramos para el
Mark2, el movimiento se coindice con el movimiento de la cabeza de mula y por esto la mínima aceleración esta en
el PMI a su salida, y por esto es favorable ya que cuando estamos con el peso de
varillas y fluido jugando encontra, el equipo tendrá la mínima aceleración, por
esto es mas favorable para el estadio de máxima carga porque tiene las mismas
acelaciones → podemos hacer inferencias sobre cuando elegir MARK2 (pozos
profundos conviene donde el peso de los fluidos es considerable) y cuando CONV.
La contra del MARK 2 es que cuando se produce esta inversión de sentido durante
la transferencia de carga, el aparato provoca un mayor estiramiento de varillas.
AIB CONVENCIONAL
Para aplicar estas consideraciones al movimiento de bombeo, puesto que el
cojinete de la biela trabaja en la dirección opuesta al vástago, “la velocidad y
aceleración de este son mayores desde la mitad de la carrera hasta abajo y vuelta,
que desde la mitad de la carrera hacia arriba y vuelta”. Estas diferencias de
velocidad y aceleración decrecen con el aumento de la longitud de la biela a la
longitud del cigüeñal (manivela).
El hecho de que el vástago trabaja mas rápido durante la parte inferior que en la parte
superior de la carrera es real en el caso de las unidades convencionales en las cuales el
cigüeñal (manivela) y la biela están en el lado del soporte de balancín opuesto al lado del
pozo. “En los AIBs convencionales, las bielas al girar con velocidad angular ctte, producen
la inversión de la carrera del vástago en el PMI con aceleración relativamente alta y la
inversión en el PMS, con aceleración relativamente baja”
AIB MARK II
En el caso de las unidades equilibradas neumáticamente o de unidades equilibradas con
contrapeso con disposición geométrica similar (Mark II), el cigüeñal (manivela) y la biela
están en el lado del pozo del soporte de balancín, por lo tanto “ la velocidad y aceleración
son mas altas en la parte superior que en la parte inferior del recorrido del vástago”
La velocidad y aceleración del vástago están afectadas por la posición relativa del;
-Asiento y cojinete de la biela. -Centro de
rotación del cigüeñal y cojinete de biela con
el trazo hztal. -Longitudes relativas de componentes diferentes de la
unidad. El desplazamiento que vemos de la línea CONV respecto de
MARK2 es por el desplazamiento angular de la manivela, que nos
permite adelantar el contrapeso al requerimiento de carga. Es decir, si
el aparato (manivela), gira antihorario (SIEMPRE debe ser asi con la
BDP a la derecha), cuando este en PMI, el contrapeso no estará hacia
arriba sino que estará levemente inclinado a la izq, es decir que aun en
el PMI ya estamos aplicando el contrapeso ya que lo estamos
adelantando, lo cual resulta beneficioso en el momento de la
transferencia de carga. Vemos también que en la salida del PMS hacia
abajo tiene mas velocidad el MARK2 y en el PMI al reves. En el rotaflex, al no ser un mecanismo biela manivela no
hay efecto de aceleración ni responde a una curva senoidal. Hay una tecnología, que con un variador de frecuencia
controlado con un PLC nos permite variar los GPM (max a 5gpm), este mecanismo cuando sale del PMS a las 30”
nuevamente acelera hasta 30” antes del PMI, entonces en estas aceleración en carrera ascendente y desaceleración
en carrera descendente, compensa el tiempo del espacio recorrido logrando mayores regímenes.
Una BOMBA DE PROFUNDIDAD cuenta con 2 valvulas
una de pie o fija y una móvil o viajera, la fija mantiene su
posición mientras que la móvil va solidaria con el piston,
moviéndose junto a este en carreras ascendente y
descendiente. Solidario al piston tendre el barril y el
vástago, y los anclajes en caso de que sea una insertable.
Durante la carrera ascendente, la válvula fija o de pie se
va a abrir y mi fluido de reservorio va a entrar al espacio
que deja el piston que se mueve al PMS, la válvula fija,
por el mismo peso del fluido cerrara, y se mantendrá asi
durante la carrera descendente. Cuando el piston
comienza a bajar el mismo fluido empujara la válvula
hacia arriba, y la fija permanecerá cerrada porque todo el
peso del fluido permanece sobre ella, y el fluido que
estaba dentro del barril va a pasar por dentro del piston
para que lo llevemos a superficie en la siguiente carrera.
En el punto donde se abre la válvula móvil, toda la carga
que esta sostenia pasa a ser sostenida por la válvula fija,
y si no trabajara con un ancla se produciría el
estiramiento del tubing.
TRANSFERENCIA DE CARGAS DURANTE EL TRABAJO DE
BOMBEO
Si ahora realizamos el análisis de cargas;

, recordando que a=S*gppm2 /70500

Si ahora realizamos un ANALISIS DE TORQUE en el sistema;

A partir de los conocimientos de las

dimensiones geométricas de nuestro aparato
podemos determinar un factor de torque,
básicamente de la distancia entre el punto
de apoyo y la cabeza de mula, y el cojinete
de cola. Este factor es caracteristico de cada
aparato, y considerando también el radio de
la manivela, con este factor podemos
obtener el torque neto necesario del aparato
a partir del torque requerido por el pozo. Lo
que se hace es determinar una secuencia de
valores cada 15° de giro de la manivela y
determinamos el torque neto para poder balancear
el aparato. ES FUNDAMENTAL EL FACTOR DE
TORQUE DEL APARATO, porque partimos de la
carga que tiene que levantar el equipo con peso de
varillas clmna de liquido rozamiento de varillas y
todo ese torque lo debe entregar el reductor, y a
partir de ahí determinar si podemos cumplir con un
requerimiento de torque del pozo.
VEMOS 2 CARTAS DE TORQUE REALES, donde
vemos el torque del contrapeso que describe una
onda senoidal en el mecanismo biela manivela,
pero si vemos el torque del pozo (requerimiento del pozo a partir de las cargas que s eponen de manifiesto) que
debe cumplir el reductor, en el equipo convencional vemos que el mayor requerimiento es a la salida del PMI, y
como difiere de la salida del PMI. Hay una línea que nos indica la entrega que puede hacer el reductor. Esta el torque
neto, que es la diferencia entre el torque optimo y el requerido del pozo, y viene a representar el que tengo
efectivamente por efecto de los contrapesos (torque neto=diferencia entre torque requerido por el pozo y torque
de contrabalanceo). El torque optimo es la posición que debería tener el torque en el reductor si el efecto de
contrapeso fuera el optimo y cumpliera con todo el requisito demandado por el pozo.
En la carta del MARK II, tenemos un análisis similar, salvando que el efecto de torque de los contrapesos o
contrabalanceo sale adelantado por el desplazamiento angular de la manivela.
Existen tablas con angulo de la manivela y carrera en pulgadas que nos dan los TF en in y mm

Vemos que el análisis se hace para las distintas carreras, por que
el punto de vinculación puede estar en un agujero u otro determinando distintas carreras, con esta tabla encuentro
la curva de torque de contrapeso.
CONTRABALANCEO → es la operación por la cual yo compenso la carga máxima requerida durante la transferencia
de carga, con el efecto del contrapeso, es decir mientras la cabeza de mula esta descendiendo yo acumulo carga en
los contrapesos para que luego cuando esta deba ascender, esa sobrecarga que se genera como transferencia de la
columna de liquido, sea ayudada por el contrapeso.
El conjunto: viga, cabeza de mula, articulaciones de centro y cola, viga ecualizadora y bielas, poseen en conjunto un
peso determinado y un centro de gravedad que se ubica a una distancia DCG del centro de pivoteo.
Este peso, genera entonces un momento de giro. Por tanto se define el desbalanceo estructural: como la fuerza
necesaria para sostener la viga horizontal, es decir para contrarrestar el momento generado. Es positivo si la fuerza
es ascendente y negativo si es descendente.

Vemos que en un contrapeso se aplica en un punto y otro en el otro, de acuerdo al sentido de giro que tenga la
manivela se le llama contrapeso líder al que va adelantado en el efecto del contrapeso (el que va del lado que se
adelanta según el sentido de rotación). Lo que se puede hacer es desplazar los contrapesos sobre la manivela para
generar momentos diferentes sin necesidad de cambiar la carrera (recordemos que M=F.d (d:distancia de la
aplicación de la fza del contrapeso respecto del eje lento). Si yo conectara la biela en 1 lo disminuyo al momento, y si
conecto en 3 lo aumento, pero también sin mover esta conexión yo puedo desplazar los contrapesos aumentando o
disminuyendo el contrabalanceo. REGULANDO ESTA DISTANCIA, lo que intentare hacer es que el contrapeso me
provea la igualdad entre el torque neto requerido por el pozo y el torque optimo, aproximando las curvas, pero se
suelen tomar márgenes del 6-10% de desfase del efecto del contrapeso, debido a que no es un mecanismo ideal.
VEMOS UNA TABLA DEL FABRICANTE; stroke: carrera, structural unbalance: desbalanceo estructural. OARO es el
modelo de manivela del aparato, y leemos el efecto que causa el agregado de estos contrapesos en el torque del
aparato.

EN AIB CONVENCIONAL AIB MARK II

Vemos que en el MARK 2 esta adelantado el torque de contrapeso por el desplazamiento angular de la manivela.
DESIGNACION API DE LOS EQUIPOS DE BBEO

La carrera de bbeo es la distancia existente entre el PMI y el PMS.

Recordemos que parámetros fundamentales de los AIB eran la capacidad de torque del reductor, la capacidad
estructural de carga y la carrera máxima, los AIB (aparato individual de bombeo) están nomenclados por API.
Ej:320.000 lb.pulg. Los AIB pueden tener 3 o 5 hojales que nos permiten variar las carreras pero la indicada en su
nomenclatura es la máxima.
MOMENTO TORSOR EN LOS AIBs

Para la DETERMINACION DEL TORQUE INSTANTANEO, el método emplea los factores de Torque para una posición de
la manivela que, multiplicado por la carga neta en el vástago para esa posición de la manivela, se obtiene el torque
instantáneo

,
La fuerza Fp para equilibrar la fuerza neta en Vástago, se determina aplicando momentos en el punto de apoyo (cj
ctro); , entonces .
El momento de Fp en el reductor es , reemplazando Fp tenemos entonces;
y entonces
Esto significa, que el factor de torque depende de sena/senb ya que A, R y C son cttes. Para determinar a y b para
c/15° de tita, se hace un esquema de la unidad.
Otro factor que se necesita, es la posición del vástago c/15° del angulo tita, es decir el factor de carrera FS
p/determinar correctamente la carga W. El FS se determina por diseño y medida, se expresa como una fracción de la
carrera total, tomando como punto de partida la posición mas baja.
El momento debido a los contrapesos rotativos, es M*sentita, en el cual M es el momento máximo de la manivela y
los CP con relación al eje de rotación.
El momento de rotación neto en el reductor será → y

En la carrera descendente, FT es (-) y el sentita (-) por lo tanto Tm es (+). Para determinar los mometnos de rotación
(curvas de torque) a partir del dinamómetro, los fabricantes deben proveer los FT y los FS para cada 15° del angulo
tita. En las unidades Mark II y C UT, en donde existe un angulo “i” de desfasaje entre CP y perno de manivela, el Tm
vale;
Las curvas de torque se construyen, partiendo de una carta dinamométrica; , calculo de W
p/cada 15° del registro Dinamometrico;

BOMBAS DE PROFUNDIDAD
RECORDEMOS QUE 6.28bbl=1m3. Hoy las electrosumergibles pueden lograrse hasta 300 barriles, siempre y cuando
no haya mucho gas. Un BM no es tan recomendable a altas profundidades porque se complica con las varillas que s
econvierten en un punto débil del sistema, ES MUY IMPORTANTE LA PROFUNDIDAD.
DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA
La carrera es el recorrido que hace el vástago del PMI al PMS
Los GPM nos indican cuantas veces se hace esa carrera.
Otra forma de calcular la producción teorica es por medio del
“factor de la bomba” K, que se define como; la producción de la
bomba en bpd, con una carrera de 1” y velocidad de bbeo de
1GPM. Entonces PT= K.S.GPM

La producción real de la bomba o PR, depende de la eficiencia volumétrica EV, que varia de acuerdo a la luz entre
piston y barril (mas luz, mas perdida por escurrimiento), del régimen de bombeo (mayores velocidades mas
disminuye la eficiencia porque la carrera en fondo disminuye), del nivel de fluido (mientras mas peso tenga por
encima de la bomba mas escurrimiento habrá), que el tubing este anclado o no (disminuye la efectividad del
recorrido en fondo), y de las propiedades del fluido, en especial del contenido de gas libre del fluido al ingresar a la
bomba.
Existen tablas donde con la longitud de la carrera y los GPM y
diámetro de la bomba nos dan el caudal teórico de la bomba.
El peso del fluido sobre la bba depende del diámetro del piston, del
nivel del fluido del pozo y de la gravedad especifica del fluido, si no
tenemos en cuenta la sección promedio de las varillas y consideramos que el fluido a extraer es agua, el peso del
fluido sobre la bomba expresado en lbs/pie o k/m es el que se indica en la tabla sgte. Recordemos que este peso nos
afectaba la eficiencia del piston.
Multiplicando por el nivel de fluido, obtenemos el peso de fluido en
lbs o kg, la profundidad a la cual estará asentada la bomba, es elevar
el fluido a partir del nivel de fluido dinamico del pozo.
Ej en un pozo con nivel de fluido a 1830m y la bomba con piston de
2”, la carga estatica sobre la bba será 2.03*1830.
El criterio que siempre debe tenerse en cuenta es que con menores cargas se prolonga la vida útil de los materiales,
y en consecuencia “siempre que se pueda obtener la misma producción con una bba de menor diámetro, debemos
usarla” → si yo elijo una bomba de mayor diámetro de piston tendrá mayor fluido por encima y disminuye la
eficiencia al sobredimensionarla (SIEMPRE QUE SE PUEDA)
Cuando se estudia la posibilidad de cambiar una bomba por otra de menor diámetro, para dismiuir las cargas, hay
que tener en cuenta que el rendimiento de la bomba suele estar por debajo del 100%, especialmente en los pozos
con mucho gas.
TIPOS DE BOMBA

A diferencia de PCP, donde la de mayor aplicación era la tubular y para bajos Q se usaba la insertable, en BM la de
mayor aplicación es la insertable y la tubular se usa en algunas excepciones.
1.BOMBAS DE TUBING o tubulares (TH); son bombas resistentes en su construccion y simples en su diseño. El barril
se conecta directamente al piston, en la parte inferior del barril se ubica un niple de asiento, que alojara la válvula
fija. Estas bombas se roscan al tubing, y suelen tener mayores barriles y por esto mas capacidad de producción, es
decir el barril va roscado por encima y por debajo a la cañeria de tubing del pozo (problema, para cambiar debo
sacar tubulares → mucho t). El barril que se rosca a la cañeria de tubing, se le baja el piston con la sarta de varillas, y
se conecta con la válvula de pie que habíamos bajado con los tubing.
Una de las posibilidades (alternativa) es bajar la válvula fija con un pescador acoplado a la parte inferior del piston,
hasta fijarla al niple (para poder recuperarla sin mover toda la columna de tubing). Luego el piston se libera de la
válvula fija, rotándolo en sentido contrario a las agujas del reloj.
La bomba TH provee el máximo desplazamiento de fluido para una determinada cañeria de producción, el diámetro
del piston es ligeramente menor que le diámetro interno del tubing.
De estructura robusta, el barril de pared gruesa esta conectado directamente al tubing por un niple. Las varillas se
conectan directamente a la jaula superior del piston, eliminando la necesidad de usar vástago. Las ventajas de esta
bomba la hacen una de las mas utilizadas por los productores en pozos que no requieren frecuentes intervenciones.
Suelen tener grandes desplazamientos por su gran piston (2 ¼-3 ½”) y las varillas se conectan directamente a estas,
entonces una gran ventaja es producir grandes Q, ademas de su robustez, pero recordemos que al aumentar Q, nos
limita la profundidad y por lo tanto estamos muy limitados en pozos profundos.
Los factores limitantes son; que para cambiar el barril hay que sacar todo el tubing, que no es lo mejor para pozos
con gas ya que tiene un gran espacio nocivo (distanciamiento del piston a la válvula fija para evitar el golpe de la
válvula fija y en insertable guía de vástago contra cupla de vástago, entonces se hace un calculo de estiramientos de
varillas y se levanta, para que cuando comience la producción, el piston llegue lo mas cerca a la válvula fija, según
mis medidas puedo dejar que sea muy grande o muy chico pero si es muy grande se puede dar el bloqueo de válvula,
esto se evita con un espacio nocivo lo mas chico posible, en tubulares se suele dejar un espacio mayor para evitar el
golpe contra la válvula fija) debido al pescador de la válvula fija lo que reduce la eficiencia de la bba, los
grandes volúmenes desplazados hacen que las cargas en las varillas y el equipo de bbeo sean muy
importantes, estas cargas provocan grandes estiramientos de tubing y varillas con consecuencias en la
carrera efectiva de la bomba.
-CONECTOR ON and OFF (ON AND OFF TOOL); permite utilizar una medida mayor de bba tipo TH
que la admitida por el tubing, se usa también para bombas tipo TH con piston de anillos blandos.
En ambos casos, se baja el barril con el piston en su interior y luego se bajan las varillas, las que
se acoplan o desacoplan del piston por medio de este conector. Vienen en dimensiones Monel y
Standard con De fijo (A, B, C, D y E despeices en tablas). Se suele utilizar cuando tenemos bombas
de gran diámetro (2 ½” para arriba), directamente las bombas tubulares se suelen bajar armadas,
con barril y piston adentro con vástago con un conector para lograr la vinculación con las varillas,
este es el conector ON OFF, giro y cuando siento el acople dejo las varillas conectadas a la bomba
tubular, y al estar ya armada tiene la ventaja de poder trabajar con menor espacio nocivo, a estas bombas se les
suele referir como bombas tubulares con conector ON and OFF, que me sirve para vincular las varillas con el vástago
que mueve el piston dentro de la bomba.
2.BOMBAS INSERTABLES, se baja con las varillas y se inserta en el interior del tubing, esto se hace con distintos
anclajes.
 ANCLAJE SUPERIOR A COPAS
ANCLAJE INFERIOR A COPAS →

ANCLAJE MCO→
 En el caso del anclaje a copas, yo como conozco la profundidad
donde colocare la bomba coloco un niple roscado a esa altura en la
columna de tubing, que cuenta con un asiento maquinado para
que al ingresar las copas hagan contacto con el niple y hagan sello
hdco y ajuste mco de la bomba. El niple asiento N1225 o N1125 se
lo conoce como zapato a copas.
El niple o zapato mecanico se diferencia del a copas porque este es
tipo arpon de 3 cortes, que al ingresar al maquinado la punta de
arpon termina de ingresar y queda fijando mecánicamente, y se
hace sello hdco en la otra zona, este zapato mco me da mayor
robustez y capacidad de agarre pero reduce el interior del tubing, y
por esto se suele usar, por ej en pozos donde yo tenga solidos que
tiendan a desclavar la bomba. Pero por su mayor pasaje y mayores
condiciones de operatibilidad, es preferible el a copas. En anclaje a
copas los 3 anillos hacen sello hdco y anclaje mco.
¿Cuándo se usa un anclaje superior y cuando un inferior? Si tengo
anclaje superior, tendre en la parte superior una P2 que es toda la
columna de fluido desde la válvula móvil a la BDP, pero por fuera de la bomba tengo una P1 que es la misma que
tengo en las paredes del barril, que es el nivel dinamico que tengo en la entrecolumna. Cuando mi anclaje es inferior,
son las mismas P pero se distribuyen de otra forma, la P2 llega hasta al anclaje
En anclaje sup, en la carrera ascendente la válvula esta llevando P2, pero P1 es la que llena el barril y por esto en la
carrera ascendente tendre P1 por dentro y fueradel barril, pero cuando hago la carrera 2 tendre por el interior del
barril P2 y por fuera P1, EN CAMBIO en anclaje inferior, P2 siempre esta por afuera del barril y por dentro. P2 es
mayor, ya que tengo toda la columna llena de liquido, y P1 es el nivel dinamico, que puede ser menor, cuando el
pozo se pare P1=P2, este dP puede tender a deformar el barril. En la carrera descendente del anclaje inferior, P2 es
la misma que la que tengo afuera ya que el barril ve la misma columna de liquido por fuera y por dentro (esto se da
por el sello hidraulico del anclaje), P1 no se ve porque estoy con sello hdco con la EntreColumna, y no hay riesgo de
deformación o explosión del barril.
A mayor profundidad conviene poner entonces, una bomba de anclaje inferior. Aprox a partir de 1500m es
arriesgado un anclaje superior, NO bajo todo inferior porque tiene la gran ventaja de que en caso de que pare el
pozo no se deposite la arena y me trabe la bomba sino que en el superior queda sobre el hombro del anclaje, solo
agarra la cupla de vástago, es decir anclaje superior nos aisla los fluidos del pozo del barril, que también nos serviría
en caso de que sea muy corrosivo.
Las bombas de anclaje inferior suelen contar con un dispositivo llamado sello de arena que cuando se clava la goma
se abarrila una goma y genera una especie de estanqueidad, no es tan efectivo como el sello del anclaje superior,
pero reduce la cantidad de solidosque quedarían entre bomba y tubing.

TIPOS DE BARRILES →
-REGULAR: tubo de acero al C con una dureza de 55/62 HRA y una tensión
de fluencia min de 425MPa (60ksi), para usar con BAJA abrasión y
MODERADA corrosión
-ACI: tubo de acero al C con el interior cromado con un espesor mínimo de
0.076mm y una dureza de 67/71 HRC, sobre un material base de 415 MPa
de fluencia min → SEVERA abrasión y MODERADA corrosión.
-LA: tubo de laton para BAJA abrasión y SEVERA corrosión.
-LAC: tubo de laton de interior cromado, para usar con abrasión y
corrosión SEVERAS.
Estos dependen en función de las propiedades que queramos obtener siendo los mas usados Acero al C o laton
cuando hay fluidos corrosivos. Su longitud depende de la carrera que tengo en superficie, si tengo carrera de 168” va
hacer que necesite un barril mas grande que si tengo una de 120”, la longitud debe ser tal la carrera no sea mayor
que la que permita el barril, por esto en la industria se tiende a colocar bombas de gran longitud para poder usar
cualquier AIB, entonces es función de las carreras máximas que tenga en superficie de los AIBs.
TIPOS DE PISTONES
ML: tubo de acero al C con recubrimiento exterior de metalizado en base a polvo de Ni.
MP: simil ML pero con extremos postizos de monel → +Rcorrosion
MA: simil MP pero con extremos postizos de SAE 4140 templado y revenido → + Rmec
CON ANILLOS BLANDOS: anillos flexibles que se ajustan al barril y tiene muy buena perfomance en fluidos con arena
NIQUELADO: es un ML con la rosca y el interior niquelados con proceso electroless, para protegerlo contra la
corrosión
Los anillos me permiten a mi que los solidos sean arrastrados en una especie de efecto copa, según la cantidad de
solidos es la cantidad de anillos que voy a colocar. Tambien a mayor profundidad coloco mayor L del piston, y gano
en eficiencia de los mismos.
LA REGLA BASICA es usar en la mayoría de los pozos pistones metálicos que tienen mayor duración, variando largos y
luces de los mismos, para distintas condiciones de los pozos, como viscosidad, arena, profundidad, etc.hasta lograr la
combinación adecuada. Luego de haber comprobado que estos no andan en determinados pozos o yacimientos,
paso a usar pistones de anillos o combinados y por ultimo el piston tipo lubriplunger, previa evaluación de su
rendimiento antes de hacer extensivo su uso.
Los pistones se deberán descartar si visualmente se observan muy rayados, con mucho desgaste exterior, corroídos,
etc. Tambien la parte mas gastada debe ubicarse en la parte superior de la bomba. Si esta muy rayado o gastado se
debe descartar (1 pie).
Los sellos realizan 2 funciones vitales, mientras barren la superficie del barril, evitando que cualquier particula
abrasiva entre en el anular piston-barril, el lubricante especial, contenido entre los sellos, lubrica al barril en cada
carrera, esto proporciona menor desgaste de la bomba y evita el engranamiento por solidos entre piston y barril.
Como características importantes podemos destacar que es especial para aplicaciones con arrastre de solidos y que
produce mas fluido a velocidades mas bajas, disminuyendo entonces el desgaste de toda la instalación.
CARACTERISTICAS DE LAS BOMBAS
+DIAMETRO DEL PISTON: en BI suelen ser en tubings de 2 7/8” pistones de 1 ½, 1 ¾, y 2”, y en tubing de 3 ½”
pistones de 2 ½”. En Bbas de Tubing, los mas usados son en tubing de 2 7/8” de 2 ¼” (bbas sobre media 2 ¾ y 3 ¼ “) y
en tubing 3 ½” de 2 ¾”.
+LONGITUD DE PISTON: depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio 1 pie de largo de
piston por c/1000ft de profundidad. En la operación la longitud mas utilizada es de 4 ft.
+LONGITUD DEL BARRIL: actualmente hay varias medidas, pero seria conveniente usar 3 o 4 largos nada mas, que
abarquen medidas cortas y largas (16,20.24 pies). Considerando el largo total con las extensiones.
+ESPESOR DE PARED DEL BARRIL: Espesor de pared; en bombas insertables se usan barriles de pared gruesa para
diámetros de piston de 1 ½ “ y 1 ¾ “. En pared fina casi todos son de 2”, también con pared gruesa para pozos
profundos (NO API). Este tipo de bomba no pasa por el niple d copas. En bombas de tubing, la mayoría son de pared
gruesa. Se usa espesor delgado o grueso.
+LUZ ENTRE BARRIL Y PISTON: el espacio que queda entre el Di del barril y el De del piston es lo que se llama luz o
ajuste. Este debe permitir un cierto escurrimiento para que la bomba funcione correctamente, sin mucha perdida de
producción y a su vez que no provoque el atascamiento del piston. El escurrimiento debe ser de aprox 2-3% de la
producción del pozo, variando s/ tipo de fluido, viscosidad, arena, profundidad, etc. La luz se expresa en milésimas
de pulgadas, siendo la sumatoria de la luz del barril y la luz del piston, las luces mas usadas varian entre 0.004-0.006”
TIPOS DE VALVULAS
La válvula fija suele ser de mayor diámetro que la móvil, y la estanqueidad se logra con la bola apoyando en el
asiento.

ENTONCES;

EJEMPLO;
Cuando pido una bomba, además de lo anteriormente
mencionado debería aclararle el tipo de barril y el tipo de
asiento y bola. Luz se da en decimo de pulgada, esta luz no
es mas que el espacio entre el barril y el De del piston, que
nos determina el escurrimiento entre el barril y el piston,
fluido mas denso mas luz (para que el fluido no se agarre),
y mas agua menos luz, para reducir el escurrimiento.
Una bomba de anclaje superior siempre va a ser a copa, ya que la mecánica nos reduce el pasaje interior.
ESTO NO ES UNA REGLA DE ORO, R es insertable y T tubular, la otra letra representa el espesor de pared, y la ultima
letra el tipo de anclaje superior o inferior (mco solo puede ser inferior y el copas ambos). La colocación SIEMPRE va a
depender de las características del pozo, y eso es ORIENTATIVO.
PRACTICA BOMBEO MECANICO
SIEMPRE LO PRIMERO ES TRAZAR LA IPR, que nos representa los distintos comportamientos del reservorio a los
distintos estadios de producción, es decir que Q le vamos a poder sacar para una determinada condición de Pwf.
Luego de trazarla lo que vamos a intentar es explotar un 80% del Qmax o AOF, siempre y cuando considerando el Pb
y estar por encima → particularmente en surgencia se puede desenergizar el pozo. La IPR se calcula en función de
los datos del ensayo. EN BM EL GAS PUEDE GENERAR EL BLOQUEO DE LA BOMBA, y se puede dar también una
INTERFERENCIA POR GAS que nos afecta la eficiencia de la bomba. Si pasan 48hrs conviene hacer un análisis
ecometrico asumiendo que el nivel que encontraremos es el estatico ya que el aporte de los punzados se termino
prácticamente y no sigue subiendo el nivel, ese peso de columna representa una Ps.
Una vez que trazamos la IPR, debemos hacer la correlación de STANDING, que nos hace la corrección debido a las
condiciones distintas en FDP y la variación que generaran estas en el Q que desplaza la bomba en el FDP es distinto
al que recibimos en superficie, en ella intervienen factores como la compresibilidad del gas, la T°, la viscosidad, el
GOR, y los factores volumétricos del gas. El Q en superficie es el que estoy buscando con la IPR, y con STANDING
obtendré el Q que necesito en fondo para tener el deseado en superficie, y en función de esto, es el tipo de bomba
que seleccionare. En función de este Q, puedo elegir combinaciones de piston y carrera (volumen es sección
piston*carrera, y el caudal es la cantidad de veces en un periodo de tiempo que se produce este desplazamiento
*gpm) → selecciono una bomba que pueda producir este Q s/carrera y GPM a los que trabajare. RECORDEMOS que
según el diámetro de bomba y la profundidad a la que la bajemos, va a ser la combinación de varillas a la cual la
vamos a bajar (puede ser por igualación de tensiones (1er varilla de c/cambio de D debe tener igual % que las
subsiguientes + - 5% es un buen diseño) o máximas tensiones). Debo calcular la carga que tienen las varillas con su
sección para poder trazar el diagrama de Goodman que me representa el estadio de carga de la sarta de varillas de
bombeo que debe estar dentro de la zona de trabajo.
Es decir con IPR selecciono bomba y diseño de sarta de varillas que me va a permitir desplazar ese Q a esa
profundidad y con ese D de piston. Con esto también puedo seleccionar los D de tubing según la profundidad a la
que debo colocar la bomba → se seleccionan s/profundidad a la que se coloca el ancla y s/ la carga que tiene el
tubing (debo considerar la R del primer tubing), se puede hacer una sarta combinada para bajar costos. Hay una
tabla para calcular la tensión del ancla (se usaba para evitar que se transmita el movimiento alternativo del equipo al
tubing). Con los datos de las varillas y de cargasdel sistema, seleccionamos el tipo de AIB, que debe cumplir 2
requisitos, la longitud de carrera requerida (debe ser tal que pueda cumplir al menos el recorrido de la bomba en
fondo) y la capacidad de torque.
EN EL TP NO HAY QUE HACERLO, PERO SI APARECIERA GAS HAY QUE USAR UN SISTEMA ANTIBLOQUEO DE GAS, O
SEPARADOR DE GAS EN FONDO.
REGISTROS DINAMOMETRICOS → sirven p/evaluar como trabaja la bba de fondo y el sistema en general (conocer los
esfzos a los que están sometidos las varillas de bbeo que debemos evaluar los limites a los que podemos llegar de cargas y
torques s/la instalación que tenemos). Debemos conocer los esfuerzos de los equipos de superficie, los esfuerzos de la sarta de
varilla de bomba y el funcionamiento de la bomba en fondo, es FUNDAMENTAL, para esto se hacen mediciones físicas
dinamometricas. Basicamente consiste en la medición de los esfuerzos de todo el sistema en cjto, y se suele adicionar una
ecometría para poder ajustar los valores de condición de producción del pozo (determinamos el nivel dinamico estabilizado,
equilibrio entre lo que saca la bomba y aporta el reservorio para la profundidad que hayamos determinado como adecuada, que
siempre será el que s/el sistema de extracción decimos que está funcionando en condiciones óptimas; sumergencia: distancia
entre admisión de la bba y ND, nivel dinamico: altura entre nivel de liquido x entre columna y boca de pozo; en caso de querer
evitar que a la bomba le entre gas para evitar un bloqueo se puede decidir dejar mas abajo).
Los parámetros representativos del funcionamiento del sistema son;
• Cargas máximas y mínimas sobre el vástago y varillas. • Caudal efectivamente desplazado por la bomba de
• Estiramientos de las varillas y tubing y recorridos profundidad.
efectivos del pistón de la bomba.(en pozos sin ancla) • Esfuerzos en las varillas y en el vástago de bombeo.
• Nivel dinámico y presión de admisión a la bomba de • Valor del torque aplicado al reductor del AIB
profundidad. • Potencia consumida para el trabajo.
• Existencias de perdidas a través de las válvulas fija y • Rendimiento del sistema.
móvil.
La información previa necesaria es;
• Caudales del pozo medidos en campo. tubing, ancla, entubación etc.
• Porcentaje de agua contenida. • Profundidad de la bomba, ubicación de los punzados,
• Características de los fluidos producidos, viscosidad, profundidad de tubing y de anclaje.
densidad. • Velocidad de bombeo y longitud de la carrera actual.
• Relación gas-petróleo • La base de estos estudios tendientes a realizar un
• Nivel dinámico medido en campo. diagnostico, es la obtención en campo de mediciones
• Especificaciones tamaño y tipo de equipamiento, dinamométricas y registros de niveles.
motor, AIB, vástago y varillas, bomba de profundidad,
Desde el punto de vista mecanico NO hablamos de cargas alternativas, sino que hablamos de cíclicas, ya que las primeras
implican una oscilación entre cargas (+) y (-), mientras que en cíclicas es un solo signo que oscila entre dados valores (lo que
sucede en la sarta de varillas son cargas (+), pero pudieran surgir en la realidad algunas (-), pero conceptualmente deben estar
sometidas a cargas (+)). Los estiramientos son producto de la transferencia de carga, pero surgen factores que colaboran como
el rozamiento de las varillas contra las paredes del tubing, o el rozamiento viscoso. Los fenómenos se transmiten a través de la
sarta de varillas al equipo de superficie que es quien debe cumplir con los requisitos de exigencia de carga del pozo, tanto en
cargas estructurales como en requerimientos de torque para el aparato reductor del AIB, que además de los fenómenos
mecánicos mencionados recién se verán afectados por las características de los fluidos bombeados, ya que si varia la densidad
del fluido, varia el peso de la clmna de liquido que estamos levantando, y el factor que influye es la mayor o menor presencia de
agua y gas.
Los esfuerzos de transferencia de carga serán mayores a mayor profundidad y también a mayor tamaño de piston. En el
diagrama de Goodman lo que hacíamos era verificar los esfuerzos de la sarta de varillas para una carga determinada aplicada a
una sección (tensión a la que esta sometida), esta carga o tensión que se genera en la sarta de las varillas de bombeo será mayor
a medida que el piston sea mas grande, por que la sección es mas grande a igual
carga de liquido, los pistones de diámetro chico (1 ½”), nos aumentan las
probabilidades de profundizar la bomba respecto de uno grande (2”), por este
fenómeno de resistencia de la sarta de varillas como consecuencia de esa carga.
DINAMOMETRO → es un equipo medidor de fuerzas (o de peso de determinado
elemento) y se lo utiliza en el sistema de bbeo mecanico para registrar la carga
aplicada al vástago de bbeo y a la columna de barras de bombeo a lo largo del
recorrido de la misma, y a partir de estos registros, valorizar los esfuerzos de
tracción en la sarta de varillas, los esfuerzos de torque en la caja reductora de los
equipos de bombeo, verificar los cotnrapesos, determinar las potencias, conocer
 los desplazamientos y rendimientos de la bomba de profundidad, para analizar el
rendimiento del sistema en general. El dinamómetro es el elemento que convierte los
esfuerzos registrados en el AIB en una señal eléctrica que podemos captar e interpretar en un
software. Este instrumento de dinamometría se coloca en la cruceta del equipo de bbeo
(entre la cruceta y la grampa) entre el vástago y la torreta dinamométrica y se carga con un
gato hdco, creando una presión dentro que es registrada con un transmisor de presión que lo
transforma en una señal eléctrica, y nos permitia ver las cargas. Basicamente sobre la cruceta
existe una plaqueta (placa dinamométrica), existe una cupla que es un separador que existe
entre el tope del dispositivo y la base de la plaqueta, y este conjunto
TOPE+SEPARADOR+PLAQUETA es el DISPOSITIVO DINAMOMETRICO, de dimensiones
particulares que nos permiten colocar ahí el dinamómetro que usaremos p/medir las cargas; entonces como la cruceta esta
vinculada al aparato de bombeo a través de los estrobos, y por el otro lado al vástago es el vinculo mecanico que existe entre la
superficie y el fondo, es decir es el único punto donde puedo colocar mi dispositivo dinamometrico que me permitirá conocer la
totalidad de las cargas que están en el fondo del pozo, y poder evaluarlas desde ahí con la vinculación mca que existe con el
equipo de superficie. El dispositivo se carga como un gato hidraulico es decir al colocarlo en posición, el operador le da tantos
manijazos como sea necesario hasta que 2 pistones que tiene el dispositivo en la parte inferior hacen que se calce y comience a
separar e tope de la platina generando un espacio entre el espaciador y el tope pasando todo el peso a ser soportado por este
equipo, es decir todos los esfuerzos que se producen en la vinculación de la instalación de superficie y el fondo son soportados x
este equipo. Al ser un gato hdco se generan presiones en su interior y con un transductor convierto las P del interior del equipo
en una señal eléctrica o analogica que varia proporcionalmente a la P en el interior de este dispositivo. Recordando que cuando
la cabeza de mula va hacia abajo la única carga que soporta el sistema es el peso de la sarta de varillas menos la flotabilidad
(asumamos q no hay rozamientos), esto es desde el PMS al PMI, y deberíamos ver en el registro una P equivalente al peso de la
sarta – la flotabilidad, cuando se da el cambio de sentido es decir cdo sale del PMI al PMS y se da la transferencia de cargas (de
la clmna de liquido que estamos levantando desde ND a BDP, veremos reflejado el peso de la clmna de liquido como un
incremento de P, y asi serán los distintos ciclos que veremos. Entonces lee la carga como una variación de su presión interna.
ADEMAS DE LA VARIACION DE CARGA, TENGO QUE CONOCER EN QUE POSICION SE PRODUCE ESTA, y por ello en simultaneo
debo tener un registro en simultaneo que identifique en que posición me encuentro respecto del aparato de bombeo, esto se
hace con un sistema que en un extremo se vincula al dinamómetro y en el otro a la boca del pozo (reóstato, que cada vez que se
produzca el trabajo de bbeo un hilo se enrolla y desenrolla del dispositivo generando una variación de tensión como
consecuencia de la variación de R y con software se transforma a distancia (carrera del aparato)). VINCULANDO CARGA Y
POSICION PUEDO SABER EN QUE POSICION DEL VASTAGO TENGO QUE ESTADIO DE CARGA.
La carga instantánea aplicada al vástago será registrada en una carta o grafico en forma continua en diferentes posiciones a lo
largo de todo el desarrollo del ciclo de bombeo, dibujando una CURVA dinamométrica de la carga en función del recorrido. Las
lecturas mencionadas, tomadas todas en superficie, permiten deducir que pueden ocurrir con el comportamiento físico de todos
los restantes elementos que integran el sistema.
-DINAMOMETRO CONVENCIONAL DE SUPERFICIE → para comprender el origen del grafico dinamometrico es
conveniente analizarlo desde el registro convencional, tomando en superficie un dinamómetro tipo Leuter a fin de
entender primeramente un grafico básico y luego observar los de fondo y estudiar las interpretaciones de los
mismos. Cualqueira sea el sensor, se debe colocar en superficie a fin de cargar sobre todo el peso que actúa sobre el
vástago.
SECUENCIA DE CARGAS EN BM

En el diagrama de cargas vemos en ordenadas

la carga y en abscisas los desplazamientos. En
el caso ideal durante la carrera ascendente se cierra la válvula móvil y se abre la fija, en la carrera descendente al
reves. Durante la CA tendremos peso de varillas + clma de liquido y CD solo peso de varillas. CA: PMI al PMS, CD:
PMS al PMI. Inicio de CA es el punto A, como lo primero que se realiza es la transferencia de cargas porque se cierra
la válvula móvil se ve el salto instantáneo de A a B (transferencia de carga de clmna de liquido), ósea A: peso de
varillas y B:varillas + fluido, en este momento arranca el ascenso de la cabeza de mula y se empieza a desplazar hasta
alcanzar el PMS que es C hasta que inicia el descenso al PMI, y se da nuevamente la transferencia de cargas sacando
el peso de la clmna de liquido (se descarga el sistema pq se abre la válvula móvil), de D a A es del PMS al PMI.
NUESTRO SISTEMA NO ES IDEAL, y se demoran los cierres de la válvula por ejemplo. Desde que comienza la carrera
ascendente en “A” hasta que se llega a la situación de carga máxima en “B” y por efecto del estiramiento de las
varillas, el punto “B” no esta sobre la vertical de “A” sino corrido hacia a la derecha un cierto espacio, que es el
recorrido representativo de la deformación de las varillas por el estiramiento y que se registra hasta que la carga
llega al valor máximo, la carga no es instantánea y termina de darse la transferencia cdo la cabeza de mula ya estaba
subiendo. Recien cuando se alcanza este valor, comienza en realidad a moverse hacia arriba el piston de la bomba de
profundidad en el FDP. Un efecto similar, pero en sentido inverso, por acortamiento, se produce al comenzar la
carrera descendente, dado que el efecto de transferencia de la carga a la válvula fija no es instantáneo, por lo que el
punto “D” no esta sobre la vertical de “C” sino corrido hacia la izquierda, representando el efecto de contracción de
las varillas hasta su longitud original, la sarta de varillas pierde el estiramiento (recordemos que se comporta como
solido elástico) y se demora un tiempo donde se da un desplazamiento como consecuencia del acortamiento de la
sarta. → la transferencia de carga x el estiramiento se da después de un DELAY.
DIAGRAMA IDEAL CON EFECTO DE ESTIRAMIENTO DE VARILLAS:

Si ahora analizamos el DIAGRAMA REAL; →

Para llegar a un grafico menos ideal hay que considerar efectos
de rendimientos volumétricos y llenado en la bomba, tiempos de
demora para las transferencias de las cargas y la presencia de fuerzas dinámicas, es decir debidas a las aceleraciones
de las masas consideradas, masas de las varillas y masa de los fluidos. En la siguiente figura se puede observar un
grafico típico de un registro dinamometrico. Iniciando el análisis en A, donde se observa que comienza el incremento
de cargas en coincidencia con el comienzo de la carrera ascendente, pero casi inmediatamente vemos una
disminución de la misma hasta el punto B. Este efecto se produce porque las varillas, que traen una cierta velocidad
en el final de la carrera descendente, al invertir el movimiento devuelven parte de la energía de deformación
absorbida en la carrera anterior tendiendo a contraerse, (como un resorte), por lo que la carga sobre el vástago
disminuye en cierta medida “B” y es por esto que ni siquiera se ha cargado cuando se da este desplazamiento.
En “B” se produce efectivamente el cierre de la válvula móvil del piston de la bomba de profundidad (se da un cierre
tardío de la VM, cuando se termina de cerrar la VM alcanzamos la carga max del sistema), incrementando las cargas
y produciendo una curva ascendente hasta el punto “C”, punto de máxima. Durante el tramo “B”-“C” no es ctte la
carga porque se va dando un aumento de la velocidad del vástago y se produce una combinación de alta aceleración
con máxima masa (masa de varillas + masa de fluido) lo que genera la posición de carga máxima en “C”. A partir de
este punto comienza a disminuir las cargas debido a la disminución de la velocidad del vástago hasta el punto donde
se completa la carrera ascendente (punto “D” o PMS).
CARRERA DESCENDENTE→ al comenzar el descenso del vástago, la carga sobre este disminuye pues al abrirse la
válvula móvil se transfiere a la válvula fija y al tubing el peso del fluido. Asi se llega al punto “E” donde el vástago
lleva al máximo de velocidad descendiendo, iniciando a partir de ese punto una disminución de la misma. Por lo
tanto, “E” representa el punto de esa carga mínima a partir del cual se incrementan nuevamente las cargas, las que
van aumentando hasta llegar al extremo de la carrera descendente con un valor equivalente al punto “A”, que
representa el PMI donde termina la carrera descendente y comienza la ascendente. EN ESTE DIAGRAMA PMI: A y
PMS: D, C es debido al cierre tardío de la VM y E de su apertura tardía. Por los efectos del rozamiento, este
diagrama nunca será el mismo siquiera p/ el mismo pozo (diagrama de un mes a otro), ya que se ve influido por el
fluido que estamos levantando.
Cuando hablamos de bloqueo mecanico, es frecuente hacer comentarios en referencia a tal o cual pozo es “pesado”
o “liviano” en su funcionamiento, haciendo referencia a un rango de cargas originadas en la movilización del fluido
hasta la superficie.
Son varios los factores que contribuyen a conformar la carga del pozo, la que en principio se puede dividir entre las
de tipo estatico (que actúan o inciden aun con el equipo detenido) y las dinámicas, que aparecen por efecto del
movimiento, es decir solo actúan cuando el equipo esta en movimiento.
Se puede representar a partir del diagrama los
distintos valores, la carga máxima del sistema durante
el trabajo de bbeo por ejemplo, y la mínima durante el
trabajo de bbeo, y con estas dos obtengo el rango de
cargas al cual esta sometido el sistema, que se
manifiesta en el vástago. Tambien puedo ver el
desplazamiento entre A y D como la carrera del
vástago en superficie (la carrera del aparato esta
regulada por el orificio de la manivela donde
enganchemos la biela) (se leia en la denominación del
aparato la carrera, distancia entre PMI y PMS).
Tambien podemos leer el estadio de carga de la
válvula en la posición que queramos medirla y quedara definida (gralmente se lee sobre la fija) en ¾ de carrera
descendente y la medición de la carga sobre la válvula móvil en ¾ de carrera ascendente, donde se para el equipo de
bbeo y registramos esa carga que será el peso de las varillas + la clmna de liquido soportada por la válvula en ese
punto y la registramos, igual con la válvula fija pero solo se lee el peso de las varillas y la diferencia de carga entre
ambas válvulas es el peso de fluido.
Esto en la vida real se hace con 2 operarios uno va al freno de palanca en la parte trasera del AIB que frena y traba en la posicion
en la que lo accionemos y otro al tablero, a los ¾ de carrera ascendente el operador del tablero da al botón de stop y el otro
acciona el freno mecanico, en esa posición la carga queda estatico en el tiempo (si decayera significa que la válvula pierde
porque pierdo peso de fluido, DETERMINO PERDIDAS de VM), y hago lo mismo en la carrera descendente lo freno a ¾ y la carga
debería permanecer fija (si varia significa PERDIDA DE VF), pero yo las cargas las mido sobre la válvula móvil pero puedo inferir
que la fija pierde la carga disminuye ya que ingresa fluido y se da mayor flotacion sobre el sistema (se mide en forma INDIRECTA
y la CARGA AUMENTA).
EFECTO DEL CONTRAPESO, recordemos q el contrapeso acumula energía en la carrera descendente del vástago p/q
este disponible durante la carrera ascendente y alivianar el
trabajo al motor p/levantar la clmna de liquido.
Para determinar el efecto de contrapesado a partir del
dinamómetro es necesario trazar la línea del contrapeso, que se
registra parando la unidad de bombeo en la mitad de la carrera
ascendente, cuando la manivela esta a 90° de rotación, en esa
posición, aislando la carga del pozo, sobre el vástago actuara
solamente el efecto de los contrapesos. La ubicación de la línea
horizontal da idea del balanceo del equipo ya que considera dos
áreas en que queda dividido el grafico que deben ser iguales,
considerando la ejecución de un mismo trabajo tanto en la
carrera ascendente como en la descendente. → buen balanceo.
VALVULA MOVIL
Deteniendo el equipo cuando el vástago recorrio ¾ de la carrera ascendente y
registrando en ese momento el valor de la carga, la misma representa el peso de las
varillas sumergidas mas el peso del fluido y es la válvula viajera o móvil la que esta
soportando todo el fluido en ese momento.
VALVULA FIJA
Se detiene el equipo cuando se recorrio ¾ de la carrera descendente y se registra
la carga del vástago en esa posición, la misma representa el peso de las barras
sumergidas, ya que el peso del fluido contenido en el tubing esta soportado en esa
posición por la válvula fija, cerrada en la carrera descendente.
CARTA DE FONDO
Se define a partir de la resolución de la ecuación de la onda elástica, a través de ecuaciones se lleva la carta de
superficie a fondo, retirando los efectos de inercia y estiramiento y tratar de acercarlo al rectángulo ideal. Indica el
estado de trabajo de la bomba;

El área dentro de la curva es la potencia en el vástago, vemos que la carta de fondo hace referencia a una carrera
efectiva ya que por los estiramientos la carrera en fondo es menor que en superficie, y con esto puedo calcular el
volumen real desplazado. LA CARRERA EN FONDO ES MENOR QUE EN EL AIB. ¿Qué pasa en rotaflex? La carta es mas
parecida a la de superficie, porque trabaja con menor velocidad lo que disminuye los efectos de inercia.
PRINCIPALES FENOMENOS QUE AFECTAN EL TRABAJO DE LA BOMBA
1.GOLPE DE FLUIDO → se pone de manifiesto cuando el llenado de la bomba es incompleto por falta de aporte de
fluido del pozo, taponamiento de la admisión de la bomba. El sistema saca mas de lo que el reservorio aporta, el
golpe se ve cuando la válvula choca con el fluido, se puede corregir bajando el régimen de producción para darle
tiempo a que la bomba se llene.
2.INTERFERENCIA DE GAS→ se pone de manifiesto cuando el llenado de la bomba es incompleto debido al ingreso
de gas en la bomba, es un efecto simil al golpe de fluido, y hasta que no hace contacto con el fluido la válvula no se
puede abrir. Recodemos que el espacio nocivo era el espacio vacio entre la VM y la VF en el PMI, mientras menos
espacio nocivo menor probabilidad de que se produzca un bloqueo de gas (cuando se llena de gas, nunca toca fluido
y viaja en carrera ascendente y descendente con VM cerrada pq no se desbloquea, solo comprimo gas, cuando el
espacio nocivo es chico esto se reduce porque alcanzo a tocar el liquido y se abre la VM). SI HAY BLOQUEO ABCD
están en un mismo punto porque no hay carga, la válvula nunca abre, si hay gas pero nose bloquea (interferencia),
se comprime el gas y veo como una curva de C a D. El desbloqueo se puede hacer con un VFD acelerando las varillas
y achicando el espacio nocivo, la otra es agregar un trozo de vástago. NOTA: el espacio nocivo es necesario para que
la VM no choque contra la VF dañandola.

3.ANCLA LIBRE→ se pone de manifiesto cuando el tubing se desvincula del casing (1st image). Si el ancla esta libre,
no voy a disminuir el efecto de estiramiento y es como habíamos hecho el análisis, y se da un movimiento de tubing
que demora la apertura de la valvula
4.GARREO DE ANCLA → cuando el ancla no se fijo con la tensión adecuada. Se da un paralelogramo truncado porque
es como que esta fija y luego se mueve, agarra y se suelta un poquito.

5.PERDIDA EN VALVULA MOVIL→ se pone de manifiesto cuando durante la carrera ascendente la VM no cierra
adecuadamente (1st) , cuando sube se pierde carga y es como si nunca terminara de tomar carga correctamente.
6.PERDIDA EN VALVULA FIJA→ cuando en carrera descendente la VF no cierra correctamente (2da), la válvula fija
sigue perdiendo en la carrera descendente y veo la media curva (media carta circular)

7.BARRIL PICADO→ se pone de manifiesto cuando el cromado interior del barril esta afectado por corrosión (1),
pierde carga durante la carrera ascendente.
8.BARRIL DEFORMADO→ se pone de manifiesto cuando los efectos de la presión gf deforman el barril (2), si
estuviera deformado se va a ver en ambas careras

Mucha luz entre piston y bomba produce un efecto simil a perdida en VM, la luz debe se rla correcta para que no
haya perdidas. El piston con anillos hace que se evite que se entrampen finos entre la luz del barril y el piston, y no
se frena la bomba con los solidos.
EFECTO DEL GAS EN LA BOMBA
Lo que vemos aca es como afecta el espacio nocivo y como se
puede disminuir para evitar el bloqueo de la VM, para evitar el gas
existe lo que se conoce como separador de gas que genera diferentes velocidades y con esta
hago que el gas vaya al anular evitando su ingreso a la bomba
Recordemos como se veía en la carta dinamométrica la presencia de gas en el fondo;
SEPARADOR DE GAS DE FONDO→ suelen proveerlos los mismos que la bomba es de D y L de un tubing donde dentro
de el hay un tubo de diámetro menor para generar la diferencia de velocidades de modo que el fluido ingresa por la
parte superior del separador, bajando por el anular y la velocidad ascensional va a producir la separación del gas.

Este separador va al pie de la bomba para

separar el gas que ingresa, que terminara
en el anular y no bloquea la VM. El gas
además disminuye la eficiencia. Ademas
existen otros dispositivos que me
permiten separar el gas. La bomba
HOLLOW me agrega una VM mas que me
retiene el fluido p/q la VM se abra de
modo que no se de el bloqueo, se invento
originalmente para arena pero ahora se
usa p/gas.
GUIA DE SELECCIÓN Y RECOMENDACIONES ANTE DISTINTAS SITUACIONES:

Recordemos que en petróleos pesados aumentamos la luz y aumentamos el área de pasaje de las válvulas, con las
arenas disminuimos la luz y colocábamos piston ranurado con anillos para evitar que la arena quede alojada entre
piston y barril. Con gas minimizamos nocivo y disminuimos velocidad de fluido.
El redondeo de la carta se da cuando el fluido es muy viscoso y ninguna válvula alcanza a cerrar
INTERPRETACION DE CARTAS
A veces un dato que nos ayuda es la velocidad del piston
NIVEL DINAMICO → es el SONOLOG.
Se puede relacionar la medición obtenida por el dinamómetro con el nivel de fluido presente en el espacio anular
(CASING-TUBING) del pozo. Para obtener ese valor de nivel, siempre que el pozo no tenga PKR, se realiza la
MEDICION ECOMETRICA. Para ello se coloca un cañon en la rosca de entre columna del pozo y se realiza una
descarga violenta de CO2 comprimido. Esta onda viaja hacia abajo rebotando y generando ecos en c/discontinuidad
que se encuentra a su paso. Esos ecos son recibidos por el mismo cañon, a través de una pastilla piezo-electrica que
convierte las señales mecánicas en señales eléctricas. Las
señales electicas son enviadas a un ECOMETRO que las
registra en un papel termo-sensible (o en PC lo puedo leer). El
operador visualiza esos registros y determina cuales son los
correspondientes al rebote del sonido en c/cupla de unión
entre tubings y cual es el correspondiente al del rebote en el
nivel del fluido. Midiendo luego la cantidad de cuplas.
La presión dinámica de fondo, es la suma de la presión de casing en superficie mas la suma de la columna de fluidos
en el anular. LA PROFUNDIDAD LA DETERMINO A ESCALA CON EL REBOTE DE LAS CUPLAS, QUE SE DONDE ESTAN.
La distribución de fluidos en el anular es función de las condiciones de producción de un pozo en particular. En el
campo se encuentran tres situaciones básicas, que paso a enumerar. Para los casos A y B la distribución de P queda
definida por la medida de P en superficie, el conocimiento de las propiedades del fluido y de la posición del nivel de
liquido. El caso C involucra la incertidumbre o incerteza del gradiente de una columna de liquido gasificado, como
consecuencia del flujo de gas por el anular.
Nivel de fluido en la formación, Clase A
En este caso la presión de casing en la cabeza de pozo, constituye
la porción principal de la presión de fondo dinámica en pozos de
profundidades normales, ya que la presión debida a la columna
de gas es relativamente pequeña. Aun cuando el gas esta siendo
venteado, las perdidas de carga por fricción son mínimas.
El calculo de la BHP, es realizada a partir de:
• La medida de la presión de casing en la cabeza de pozo
• El conocimiento de la composición del gas
• Y la distribución de temperatura.
El nivel de liquido siempre estará en la entrada del tubing cuando
el pozo se lo produce con las válvulas de casing cerradas y gas
libre fluye de la formación.
Nivel de fluido encima de la formación sin gas libre fluyendo del
reservorio ( Caso B)
A condiciones de producción estables el fluido por encima de la entrada a la bomba es siempre 100% petróleo.
La BHP dinámica, o en producción, se calcula a partir de:
• Medida de la presión de casing en la boca de pozo
• un registro acústico de nivel de fluido
• El conocimiento de la propiedades del petróleo y gas
Nivel de fluido encima de la formación con gas libre fluyendo en boca de pozo( Caso C)
Esta condición resulta de una columna de liquido gasificada en el anular.
A condiciones de producción estabilizadas, el petróleo en el anular estará saturado con el gas que fluye continuamente
hacia la superficie. Consecuentemente si el gas se ventea en la superficie a un caudal constante, esto significara que
gas libre esta fluyendo del reservorio conjuntamente con el petróleo. Generalmente, la mayoría del petróleo se
produce a través de la bomba mientras que el gas se separa en el anular del casing,
La BHP es calculada de:
• La medición de la presión en el casing en la boca de pozo.
• Conocimiento de las propiedades de petróleo y del gas
• Estimación de la fracción de petróleo contenida en la columna gasificada presente en el anular.
Profundidad de punzados:
Profundidad de la bomba :1333.00 mts = 4373.36 Pies
Gravedad especifica del petróleo : .92
Gravedad especifica del agua (SG) = 1.003
producción de petroleo= 17.9 m3/d
producción de agua = 25.71 m3/d
Datos medidos:
Nivel de fluido por determinación acústica: 2105.3 Pies
presión casing : Pcg= 128 psi = 142.22 psia
Altura efectiva de fluido Liquido
La altura efectiva de liquido sobre la bomba es: Hpc= Hp*Fo
Nivel acustico corregido
El nivel acústico corregido, es la diferencia entre la profundidad de la bomba y la altura efectiva de liquido:
Nafc= Pdep – Hpc = Prof de la bomba – altura efectiva de liquido

En la practica lo que se hace es conectarme con hta que hace un disparo que viaja por el anular y voy midiendo el
retorno de ese ruido, c/choque en una cupla lo voy a ir viendo, y cuando choque con el fluido me encuentro con el
nivel. SIEMPRE QUE NO HAYA PKR.
UNIDAD 10: BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
Un sistema de bombeo electrosumergible se basa en la extracción de petróleo mediante el uso de bombas
centrifugas, similares a las usadas para la producción de agua. Inicialmente era usado para altos caudales de
producción, (alta RGL es perjudicial para este sistema, PCP y BM) (en BM con bombas de D mayores, 2 ½ 2 ¾” para
mover altos caudales, PERO SOLO EN PROFUNDIDADES SOMERAS y con equipos grandes de carreras largas y es
contraproducente en pozos someros xq deberíamos colocar un equipo grande lo cual no es apropiado sino uno
medio o chico s/el piston, pero se podria comprometer la sarta de varillas con su Rfatiga) (en PCP hoy hay bbas que
nos permiten mover hasta 400mcd). Este sistema consta de una bba centrifuga multietapa vinculadas con eje
común, permitiéndonos mover altos Q dependiendo de la geometría del impulsor y difusor, + etapas, + capacidad de
desplazamiento de Q y de h elevación, vemos que por esto es ideal también en pozos profundos donde debemos
mover altos Q.
El sistema esta conformado en 3 grupos principales, el equipo de superficie, el equipo de subsuelo y el cable;
La cabeza dinámica total en pies que se puede desarrollar
y el caudal a una dada frecuencia dependen
principalmente del diámetro del casing también. El
sensor de fondo nos permite monitorear en t real la T°
del motor y la P de la columna de liquido en el anular
(tubing-casing), y a partir de esta inferir la altura de
liquido que esta sobre la admisión; luego viene el cuerpo
del motor, luego el MLC o cable de extensión que nos
permite vincular hasta la zona de motores el cable ppal
de potencia; luego los protectores mcos e hdcos que
protegen motores de las cargas axiales originadas
durante la operación e hdcamente evitando la
contaminación del aceite con fluido del pozo; luego
tenemos el intake que es donde ingresa el fluido para
posteriormente ser extraído x las bbas y finalmente el
cuerpo ppal de bbas que es la bba que bombeara el
fluido. El tubing se vincula a través del cabezal de
descarga de la bba con todo el equipo de fondo, el cable
de potencia que viene de instalaciones de superficie tiene una dada sección y viene sunchado a la clmna de tubing
con la particularidad de que s/ la demanda de I del motor y su sección tiene dimensiones definidas que al momento
de diseñar debemos verificar que entre en el anular tubing-casing, pero llega un momento que el cable tiene una
dimension tal que en el cambio de sección donde inicia el equipo de fondo no entra y por eso desde este punto
hasta donde se enchufa en el motor se coloca el MLC que es un cable especial que varia la calidad de cobre para
poder transmitir = I y V con menos sección disminuyendo la resistividad (es mas caro por metro el cable MLC). Los
motores usados son de ALTA POTENCIA (de 3280 a 2220V).
El cable de potencia sale por la cabeza colgadora del sistema (diferente a las de PCP y BM), que tiene un pasaje para
el cable de potencia con su cierre hdco distinto a las dichas. El cable sale y va a la caja de venteo (simple IP54, para
intemperie pero ventilada que permite el ingreso de aire pero no debe ingresar agua) para desalojar el gas que
pudiera haber entre la armadura del cable y las fases, con una bornera frontera, se abren las fases desarmando la
armadura y se vuelven a conectar por el otro lado de la frontera al cable que va al VFD o equipo de arranque que es
el equipo que comanda el motor en fondo y esto esta alimentado por un equipo de trafos que uno reduce la
potencia que viene por la línea (13200V a 380V) para entregar ale quipo de arranque q necesita baja V para trabajar
con la tensión de comando (24 y 220V), y luego este equipo de arranque se conecta con otro trafo que es un
elevador ( de 380 V a la de trabajo del motor que pueden ser 3280 y 2220V). En una bba centrifuga la capacidad de
caudal es función ppalmente de la geometría de sus impulsores y difusores que implican sus diámetros, y por ello a
mayor D del casing podemos instalar una bomba con mayor capacidad de desplazamiento.
EQUIPOS DE SUPERFICIE
Debido a que los equipos electrosumergibles se encuentran instalados a profundidad, es imposible contar con
controles, mediciones o realizar rutinas de mantenimiento preventivo. La única hta con que contamos para los
diagnósticos de funcionamiento son los parámetros de medición que pudiéramos tomar en superficie.
Los equipos de sup tienen la función de manejar los equipos de subsuelo, controlar los parámetros de operación,
detectar mal funcionamiento del sistema, y son la ventana por la cual los operadores observan el comportamiento
de los equipos del subsuelo. Estan compuestos por el transformador, controlador (puede ser VFD (se puede variar
la frecuencia variando la velocidad del motor eléctrico de C.A. (ya que el nro de polos es variable constructiva del
motor, esto se ve traducido en + o – Q, esto sirve en el caso de por ej una recuperación secundaria donde la
producción depende de esta inyección, y nos condiciona la condición operativa de la bomba por el comportamiento
de los inyectores (DEBO CONTROLARLO con sensor de fondo que trabaja con un lazo cerrado sobre el VFD)) o
arranque fijo (f fija), es el corazon), caja de venteo y cabezal.
TRANSFORMADOR → encargados de ajustar el V que suministramos al motor, consiste en un núcleo de Fe con 2
bobinados de alambre de Cu, donde al hacer circular I por uno de ellos induce un campo magnético en el núcleo, y
este una I en el segundo bobinado, y si ambos bobinados poseen = N, el V del bobinado secundario será igual al del
primario Vp=Vs
Si reemplazamos el 2do bobinado por uno de +N, por ej el doble, el voltaje del bobinado secundario será la mitad del
primario, dado que la energía no puede ser creada ni perdida, la potencia en ambos nucleos debe ser igual;

Los trafos usados en equipos de bbeo ESM se diseñan para ajustar el lado secundario a los =/= voltajes de los
motores, por esto se los llama MULTI-TAP. Al operar un equipo con un panel de control convencional, solo usamos
un trafo p/reducir el voltaje de la linea de alimentacion a lo necesario
p/el motor. En yacimientos la distribucion de energia se suele hacer en
13200V siempre y cuando las distancias sean cortas (10-15km), si son
mayores y potencias requeridas
altas hay que pasar a 33000V o
66000V la distribucion de tension.
Esta tension debe reducirse para su
uso a 380V para que ingrese al
tablero de comando o controlador.
CONTROLADOR→ un panel de control consiste basicamente en un
interruptor trifasico que permite energizar y desenergizar al motor, contando en su interior con; un seccionador de
barra, un juego de fusibles, un contactor bajo carga, y un sistema de control y protecciones. Una vez que ya registre
todos los parametros que necesite para la operación sale de aquí nuevamente un cable al trafo elevador (ahora
entramos con el sec) lo elevamos a la tension requerida por el motor, y esta es la que considera todas las caidas de
tension del cable desde BDP hasta el fondo donde esta el motor, luego saldremos a la caja de venteo a la bornera
frontera para ir nuevamente al FDP.
Sabemos que P=raiz3*I*V*cosphi, es decir que si tenemos V
establecido y tenemos factor de potencia pseudo ctte, lo
unico q variara es la corriente, y lo vemos en superficie en el
registrador. Contamos con un TI o trafo de intensidad (cuyo
ppio es un nucleo que abraza c/u de las fases y se induce una
I que es leida por instrumento que transforma de 4-20mA
que es la señal de comando que se usa en la industria.
Entonces leo la corriente consumida en el motor q depende
de la condicion de trabajo del pozo, que sera capturada por
el trafo de intensidad, que induce un campo magnetico que
es captado x el nucleo y al ser inducido genera una corriente,
entonces por cada variacion del consumo del motor, tendre
una señal en superficie que se puede ver en una carta de registro y nos permite INFERIR que le pasa a la bomba a
partir del consumo de corriente (x ej bajo el nivel y tiene que levantar mas altura o viceversa, o porque ingresa solido
y tiende a trabarse, o porque paso gas, etc que nos generan variacion de la potencia del
motor pudiendo ser interpretado en superficie).
CAJA DE VENTEO → contiene las borneras frontera para la conexión del cable de
potencia, que vincula la instalacion de superficie con el motor de fondo. El cable que
viene desde el pozo ingresa a la parte inferior c/u de las fases, ya en el interior de la caja
se desarma la armadura mca de proteccion permitiendo que solo ingresen las fases con
su aislacion y x la parte superior de la frontera sale el cable que va al tablero de control y luego al trafo elev. Es para
ventear cualquier acumulacion de gas que pudiera haber en su armadura. → NO PUEDO METER GAS a la instalacion
electrica → RIESGO DE EXPLOSION . Todas estas instalaciones tienen conexión a tierra para las fugas.
CABEZAL → pueden ser de varios tipos pero gralmente tenemos el
HERCULES p/baja Presion y el tipo ROSCADO p/alta P.
Estos poseen un colgador de tuberia tipo cuña con asiento conico y un
pasaje para el cable que nos permita mantener el sello hdco en BDP para
evitar el venteo de gases en la BDP. En la parte superior tienen 2 juegos de
medialunas partidas con orificios donde pasa cada una de las fases (que se
desarmaron para no dañarlas con las cuñas) y una tapa metalica de =
geometria en la parte superior p/q se enebren los cables en las medialunas y
se abulonan y se aprietan, logrando el sello hdco, al apretar la goma s
ehincha y sella hdcamente contra el cable y la cabeza colgadora, es decir
OBLIGAMOS el sello hdco. Si hubiera escape de gas, este por su gran velocidad (x ser orificio pequeño) puede
erosionar la instalacion del cable, pudiendo llegar a saltar chispas, y puede darse un incendio u estallido. Otra posible
rotura es un mal apriete pellizcando una de las fases que puede generar chispa. El cable de potencia cruza a traves
de ellos hasta la caja de venteo, y es empaquetado por un juego de gomas prensadas.
Los cabezales tipo HERCULES, son usados en pozos con baja P en el anular y en instalaciones no muy profundas
EQUIPO DE SUBSUELO→ compuesto por cabezal de descarga (nos permite vincularnos con la clmna de tubing, por
encima de el se suele colocar 1 tubing y la DRAIN VALVE y la CHECK VALVE
(drenaje y retención) que son para evitar el retorno del liquido en el interior
de la columna de tubing en una parada del pozo atravesando la bba y
saliendo x el intake al anular, como también para evitar el ingreso de finos a
los componentes de la bba, lo primero que se pone luego del tubing es la
válvula de retención o CHECK que impide que el liquido trate de retornar,
por encima de este se coloca la válvula de drenaje o DRAIN que con una
jabalina desde superficie corta un pin vinculando el tubing con el anular para
evitar un enchastre en caso de intervención con equipo de pulling drenando
todo el fluido permitiéndonos sacar a caño vacio, hay otros modelos que son
con P), bombas, succion (intake (cuerpo ranurado que obra de filtro por
donde ingresa el liquido para ser desplazado por la bomba por la clmna de
liquido) o separador de gas), sección sellante, motor y sensor de fondo (es
opcional, sensor de P (en ese pto de admisión: altura de clmna de liquido
que hay en el anular sobre la admisión (sumergencia, tienen un valor
mínimo puede ser bajos como 150m pero suele ser recomendada de 400m de
sumergencia sobre admisión, debemos trabajar sobre el efecto que queremos
sobre los punzados y a partir de ahí definir la profundidad de la bba para trabajar
en esas condiciones (RECORDAR LIMITACIONES DE LOS SISTEMAS: BM varillas, PCP T° y varillas, ESM (T° y punzados
con gas que pudieran hacer efecto de jet sobre cjto de fondo y no acelerar)) y de T° del motor, que nos permite
evitar que se queme el motor, las señales se transmiten a través de la misma fase del conductor del cable de
potencia mediante montaje de una onda de frecuencia sobre otra y en superficie con un transductor desmontarla).
NOTA: cuando uno habla de bbeo ESM habla del equipo en total, pero cuando hablamos de bba electrosumergible
solemos referir al cjto bba+intake+ sello+motor.
SI HAY GAS LA SUMERGENCIA SOBRE ADMISION SUELE SER 400m y sino hasta 150m-200m sobre admisión (se
debe hablar del nivel dinamico en el cual yo quiero trabajar mi pozo (expresado en Pwf en la IPR que es la P en la
pared de los punzados que el reservorio nos entrega si la traduzco a mca tengo la altura del nivel dinamico) en
función de esto yo se donde debo poner la bomba para cumplir con este requisito (OJO: la condicion optima de
explotacion de un pozo es el nivel dinámico óptimo de explotación), una bba se podría colocar mas abajo para
evitar que se desprenda gas en la entrada de esta), la cantidad de bombas dependerá del requerimiento de Q del
pozo y de la altura de elevación para sacar el fluido, y la cantidad de motores del requerimiento de HHP de las
bombas. Como el diámetro del casing esta definido, los valores de potencia que podemos alcanzar con 1 motor
están limitados por sus dimensiones geométricas (ej en un casing de 5 ½ no puedo bajar un motor mas allá de la
serie 375 3.8” De entonces debere construir un motor que nos permita realizar esta extracción de fluidos, y se
colocan varios motores en serie al estar montados en un eje común la potencia total entregada a la bomba será la
suma de la potencia de c/u de los motores).
BOMBAS
La bomba centrifuga esta formada por unidades
llamadas ETAPAS, donde c/una de estas consiste
de un IMPULSOR y un DIFUSOR.
Los cuerpos de bomba pueden ser UPPER,
CENTRAL, y cuando hay 3 cuerpos el del medio se
llama LT o Lower (cuando se maneja mucho gas
se suele colocar una bomba búster compresora
debajo de la lower, que es un cuerpo mas que
comprime el gas que pudiera entrar para
mejorar la eficiencia de la bomba principal (SE USA CUANDO ESTOY AL LIMITE DEL GAS QUE PUEDO MANEJAR). La de
arriba se une con el cabezal de descarga por una unión bridada (el cabezal en el otro extremo tiene una rosca = a la
del tubing que estamos usando (nosotros usamos tubing 2 7/8” EUE 8rd), luego del cabezal vienen los cuerpos de
bomba que pueden ser varios que salen del calculo de la cantidad de etapas que necesito p/el requisito de Q que nos
demanda la IPR.
Las bombas centrifugas son del tipo MULTIETAPA (es como si fueran multiples bombas individuales vinculadas en
un mismo eje) y el nro de estas depende de cada aplicación especifica. C/etapa desplaza el mismo volumen
otorgando una altura diferencial. Multiples etapas suman altura, pero no incrementan el Q producido. El impulsor le
brinda energía CINETICA al fluido, mientras que el difusor la transforma en energía POTENCIAL (altura de elevación).

Una etapa de la bomba consiste en un impulsor, un difusor y arandelas de empuje.

Este impulsor esta vinculado al eje y rota a la velocidad del
motor, las fuerzas centrifugas provocan que el fluido se
mueva desde el centro del impulsor hacia la parte exterior del
mismo (le entrega energía cinetica).
El DIFUSOR es estacionario, y dirige el Q de un impulsor al
siguiente, donde la compresión otorgada a los difusores en el
momento en que el cabezal y la base son roscados en el
alojamiento de la bomba impide que ellos roten junto a los
impulsores (transforma la energía cinetica en potencial, es
decir levante P en esa etapa → con muchas etapas aumento
el dP desde el intake al cabezal de descarga, vemos que el dP
depende entonces de la geometría física del impulsor y el difusor y de la velocidad de
rotación ppalmente (del impulsor)→ por esto al hablar del dP de una bomba se debe
especificar para que velocidad y que Q (el Q que es proporcional a la velocidad de
rotación de la bba, Q y dP → f(rpm del impulsor))). Al hablar de una bba decimos por
ej desplaza 300mcd con TDH
3000m a frecuencia de 60Hz.
Si analizamos el dibujo, la forma
de mantener estáticos los difusores es contrapresionarlos sus
extremos con una tapa rosca, es decir la bomba es un housing
(un caño) donde vamos colocando uno a uno un difusor y un
impulsor, de modo que se van enhebrando en un eje común que
los atraviesa a todos con una chaveta longitudinal sobre el eje
que genera la traba mecánica con el impulsor para poder
arrastrarlo durante el giro, una vez colocados todos los impulsores y difusores requeridos para la demanda de Q que
queremos sacar y la profundidad que queremos sacar, se colocan en los extremos las tapas de presión que son
roscadas en su extremo y al apretarlas se da un contacto con el primer difusor y contra el ultimo que presiona todo
el cjto manteniéndolos fijos en el interior de la bomba. ESTE AJUSTE ES FUNDAMENTAL, si fuera de mas puede darse
la rotura mecánica, si fuera de menos pueden empezar a girar los difusores arrastrados por el liquido que impulsan
los impulsores (liquido va hacia su garganta). El eje va conectado con un manguito estriado y gira a las rpm que gira
el motor, y los impulsores giran por un chavetero (elemento mco que permite trabar un elemento que va a ser
movido por un eje), el difusor con su garganta orienta el fluido que viene de un impulsor para que ingrese al sgte, en
este paso por el difusor la K se convierte en energia potencial y vamos ganando dP. Entre el impulsor que esta
girando y difusor que esta estatico se coloca una protección mecánica que es una arandela de material blando
(amarillas en la imagen), entre los faldones de uno y otro (ptos de contacto), absorbiendo las cargas axiales q se
generan, evitando el desgaste del difusor y el impulsor. El fluido entra por la
garganta del impulsor y es orientado a la garganta del difusor y nuevamente
al impulsor.
ETAPA DE UNA BOMBA
La energía cinetica de un liquido en movimiento en un determinado punto
en un sistema de bombeo tiene como expresión matemática la formula
desarrollada por Hazen-Williams que describieron una de las mas comunes
p/cañerías de acero lisas H=v2/2g, con h:altura de elevación,v:velocidad de
cañeria y g:aceleración de gravedad (32ft/s)
c1:vel entrada fluido al impulsor. U1: vel periferica y w1:velocidad relativa
Cuando el fluido entra al alabe de la bomba adquiere una velocidad C1,
compuesta por una velocidad periférica U1 y la relativa W1. Al salir del
impulsor la velocidad relativa disminuyo a w2, y la periférica que es
proporcional al radio del impulsor ha crecido hasta un valor U2, la resultante
de estas dos velocidades es C2 mayor que C1 y esta energía es transformada
en P en el difusor.

La ecuación anterior se puede expresar en términos de altura, dividiendo P por gravedad especifica del fluido;

Dependiendo de la GEOMETRIA del pasaje del fluido, las etapas pueden clasificarse en flujo mixto(surge de las bbas
axiales que no tienen aplicación plena en ESM porque su
geometría para altos Q) o radial.
En impulsores de flujo radial (o panqueques) el fluido es obligado
a realizar cambios de dirección en forma abrupta y siguiendo
angulos agudos. El grado de cambio direccional es cercano a los
180°. Es este cambio de dirección lo que desarrolla la altura o HEAD de la etapa, sus alabes forman angulos cercanos
a los 90° con el eje, se produce por estos cambios bruscos una perdida de energía, que no sucede en FM.
En impulsores de FLUJO MIXTO las etapas presentan cambios de direcciones mas suaves y el fluido puede viajar a
través de los impulsores y difusores con menor restricción. Debido a esto las etapas son adecuadas p/manejar
mayores volúmenes de fluido, pero no desarrollaran gran altura. Un IMPULSOR DE FLUJO MIXTO tiene un alabe con
angulo cercano a 45° del eje de la bomba (entre entrada y salida 90°).
Las etapas con impulsores de tipo FLUJO RADIAL pueden manejar aprox 10% de gas libre, por otro lado las etapas
con impulsores del tipo FLUJO MIXTO manejan mas del 20% de gas libre (pasaje de gas en el seno de fluido que no
esta disuelto).
TIPOS DE ETAPAS:
RADIALES FLUJO MIXTO
-Menor caudal (<200mcd) -Mayor Q (>275mcd)
-Mayor altura (TDH total Dynamic Head) -Mayor eficiencia (70%aprox)
-Menor eficiencia (aprox 60%) -Mejores para manejar gas y altas viscosidades (20-
40cP en este caso)
Para = altura de elevación un flujo mixto deberá colocar mas etapas para lograr este dP requerido
EMPUJES EN LA BOMBA → es importante analizarlas por que el eje va a parar al motor y no están diseñados para
trabajar sometida a esfuerzos axiales en la dirección del eje y por ello se protege de esta carga con sellos
protectores, los EMPUJES son las fuerzas a las que se someten las etapas de la bomba, y pueden tener 2 origenes;
+EMPUJES GENERADOS EN LA ETAPA: se deben a la presión diferencial entre las caras superior e inferior del
impulsor, generando un cambio de dirección del fluido e interviene el peso del impulsor.
+EMPUJES GENERADOS POR EL EJE: se deben a la diferencia de P entre los extremos del eje, e interviene el peso del
eje (peso de todo el sistema descargado sobre el eje).
Entonces, existen 3 fuerzas ejerciendo empujes sobre un impulsor, la de GRAVEDAD (empuje hacia abajo siempre),
la de IMPULSION (generada por el fluido entrando a la bomba, es hacia arriba o cero si el Q=0 y h=max) y la NETA
(que resulta de la P generada por la bomba por el cambio de dirección del fluido, hacia
abajo o cero si Q=max y h=0).
La resultante de estas 3 fuerzas es el EMPUJE NETO sobre el impulsor.
La fuerza de gravedad es el empuje ejercido x el propio peso del impulsor que intenta
caer; →
Cuando el fluido ingresa en la bomba, es obligado a cambiar de dirección en forma brusca
por el impulsor, entonces la siguiente fuerza actuando sobre el impulsor es la fuerza de
impulsión, generada por la presión del fluido que ingresa en el.

Una vez que el fluido sale del impulsor pasa a la parte superior de este, con una
presion diferente a la que tenia cuando ingreso en el. Debido a que la P en la salida
del impulsor siempre. sera mayor que la de entrada, el empuje en la parte superior
del impulsor sera mayor que en la parte inferior. →
Por esta razon, los impulsores se diseñan con un faldon superior y huecos de balance, lo que crea una zona de baja
presion en la parte superior del impulsor, que nos daria como resultado un empuje descendente suave sobre cada
impulsor. Mayor Q le de a la bba, obtendre mas P s/la velocidad a la que trabaje la bba por ser centrifuga.

La cantidad de empuje generado en el impulsor depende de la geometria propia de c/etapa. Esta condicion se aplica
solamente a bombas flotantes, todas las bombas flotantes se diseñan para operar con un cierto empuje
descendente. Esta resultante deberia estar en el orden de la capacidad de absorber esfzos axiales esas arandelas que
habiamos mencionado que hacen contacto entre los difusores e impulsores, evitando el sobredimensionamiento de
la zapata de empuje del protector del motor evitando robustez del equipo.
EMPUJE AXIAL → el empuje presente en un impulsor es el resultado de 4 componentes;
1.La presion actuando sobre la cara superior menos la que lo hace sobre la inferior (fza descendente F1)
2.El cambio brusco en la direccion del fluido (fza ascendente F2)
3.El peso del impulsor en el fluido (fza descendente F3)
4.Presion en la descarga de la bomba actuando en el extremo del eje (fza descendente F4)
Entonces el empuje neto hdco sera F1+F3-F2, y el
empuje total la expresión anterior +F4.
El empuje axial es uno de los importantes factores
a considerar para establecer el rango de operación
de bombas centrifugas multietapas.
Siempre debemos mantenernos en el rango en el
cual se diseño la bba para evitar un desgaste
prematuro con la consecuente rotura de la bomba.
DIRECCION DE LOS EMPUJES
-A muy bajos Q la Pdiferencial entre el eje y los impulsores provoca que la bomba opere con empuje descendente
(DOWN THRUST), con mayor rozamiento en la parte inferior del impulsor..
-A mayores Q la Pdif generada en las etapas es reducida y la producida por el cambio brusco de dirección del fluido
se incrementa. FINALMETNE, la fza producida por el cambio brusco de dirección del fluido se transforma en
dominante y la bomba opera con empuje ascendente o UPTHRUST, el rozamiento se da en la parte superior

CURVAS DE OPERACIÓN – rango de operacion

El limite superior del rango de operación de la
bomba es determinado encontrado el régimen a
que la bomba entra en upthrust dejando un
margen de seguridad a fin de impedir que esto
pase. DEBEMOS MANTENERNOS EN RANGO, pero
si el pozo se queda sin caudal o tuviera excesivo me
obliga a trabajar en ellas, y a menos que sea critica
se podría tomar la decisión de trabajar en esa
condición hasta la rotura. Vemos que la zona de
máxima eficiencia no se da ningún fenómeno.
El limite inferior del rango de operación de la
bomba es determinado por la cantidad de empuje
que las arandelas pueden soportar sin desgastarse.
Existen bombas diseñadas para no ejercer empujes
en ningún sentido, este tipo de bombas se
denominan de compresión, ya que los impulsores
están comprimidos entre si y no pueden
desplazarse axialmente sobre el eje.
Esto induce a los impulsores a permanecer
equidistantes de los difusores arriba y debajo de
ellos. Algunas etapas generan mucho empuje para
ser manejado por las arandelas de downthrust del
impulsor. Algunos fluidos (propano liquido), no tiene la suficiente lubricación p/las arandelas del downthrust de la
etapa. Si abrasivoso corrosivos están presentes, puede ser beneficioso p/manejar el empuje en un área lubricada
por el aceite del motor y no por los fluidos del pozo.
Ocasionalmente en los pozos gaseosos, el volumen de fluido cambia drásticamente dentro de la
bomba y en el caso de las etapas flotantes pueden ser muy severos p/las arandelas de friccion.
Todos los empujes son finalmente manejados en el protector, solo debemos pensar en un
cojinete de gran capacidad por lo que el rango de la bomba puede extenderse en un área mas
grande incrementando su vida útil.
CONFIGURACION DE LA BOMBA
Los métodos constructivos usados para soportar los empujes de la
bomba son bomba flotante y bomba compresión;
+BOMBA FLOTANTE: en las bombas flotantes los impulsores se mueven
libremente sobre el eje de la bomba (tienen un leve juego axial), el
empuje de los impulsores es soportado por las arandelas de empuje que
se alojan en los difusores. El empuje del eje es transmitido a la sección
sellante y es soportado por el cojinete de empuje de este ultimo. Una
bomba flotante debe siempre ser operada dentro del rango
recomendado de operación. →
+BOMBAS DE COMPRESION: los impulsores
de la bomba se vinculan al eje de la misma. Se
ponen shims entre las bombas y entre estas y
el eje de la admisión para levantar las etapas e
impedir el contacto en las zonas de empuje.
Todos los impulsores y el empuje del eje de la bomba son soportados
por el cojinete de empuje de la sección sellante. →
Una BOMBA FLOTANTE es menos costosa y tenemos menos cargas de
empuje en la sección sello, mientras que una BOMBA COMPRESION es
mas costosa, hay mayores cargas de empuje en la sección sello, mejor
Rabrasion, mayor habilidad para manejar el gas y mayor vida útil.
Esto nos indica q una bba compresion va a requerir de un protector
mco con un cojinete de empuje axial mas robusto que la flotante
p/absorber las mayores cargas de empuje, aunque sea mas cara es
conveniente debido a un posible cambio brusco de aporte (por ej en
mallas de recuperación secundaria), se puede manejar un poco mas el
rango operativo, alargando la vida útil de la bomba. Si yo tuviera un pozo de perfomance conocida sin malla de
recuperación secundaria puedo bajar geometría radial siempre y cuando esten en el rango operativo que me
permita esta geometría; siempre que use geometría mixta me va a convenir una de compresión (a pesar de menores
cargas axiales por el cambio de dirección menos brusco, nos ayuda para poder mover pequeños finos que pudieran
generar esfuerzos axiales imprevistos diferenciales y lo tendría cubierto por este hecho).
EJE DE LA BOMBA → es el elemento que une todos los impulsores de la primer bomba hasta los motores y se va
vinculando de equipo a equipo mediante una unión tipo manguito, donde cada cuerpo de bomba se va a unir
mediante bridas y el eje mediante un manguito estriado.
La potencia requerida por la bomba determinara si deberemos elegir un eje estándar, alta R o ultra alta R. LA
composición del fluido del pozo, determina la metalurgia a utilizar;
+Para esfzos estándar y usos no corrosivos, se usa el NITRONIC 50 (superior a un acero inox 316)
+Para esfzos estándar y usos corrosivos el MONEL K-500 (mas duro que el monel y buena R corrosión)
+Para altos esfzos o ultra altos, los ejes se construyen con INCONEL (super aleación austenítica Ni-Cr)
BOMBAS y CURVAS CARACTERISTICAS
La altura es ctte p/cualquier gravedad especifica del fluido. La potencia consumida es proporcional a la gravedad
especifica. La viscosidad y las fracciones de gas afectan en forma negativa el rendimiento de las bombas. Las curvas
de h, potencia y eficiencia se relacionan entre si mediante la ecuación de eficiencia. En bombas de compresión el
rango operativo recomendado ocupa la longitud total de la curva de funcionamiento de la bomba.
Vemos en abscisas el Q y en ordenadas la altura (TDH), vemos que es el análisis de una etapa para una frecuencia
determinada y para un modelo de bomba son únicas. La zona verde es la zona recomendada de operación. Se suele
indicar el rango mínimo que puedo mover con esa bomba (debería definir tmb el máximo, pero se supone que el
máximo es para el diseño de bba que yo baje), y el rango minimo puede ser muy dañino no solo por salirme del
rango operativo sino por que el fluido no puede alcanzar la velocidad suficiente para refrigerar los motores (recordar
que a los motores el fluido circula a una velocidad, y la refrigeración se hace por el cuerpo exterior de los motores,
buscando un dT° que genere un intercambio de calor refrigerando el motor), la velocidad mínima requerida de
circulación de fluido frente al housing del motor es de aprox 2ft/s para asegurar la refrigeración del motor, pero esto
depende de la geometría del pozo (la velocidad en el anular depende del anular, si la velocidad no fuera suficiente se
puede optar por una camisa de refrigeración ). El rango operativo es para una bomba a una frecuencia. Vemos una
línea que nos indica la potencia requerida por la bomba para un Q que estamos extrayendo.

La siguiente es la curva para una bomba completa, veo que al subir la frecuencia y mantengo Q ctte, gano
helevacion, pero generalmente subimos f para aumentar Q a igual helevacion, y las líneas que cortan las curvas son
las que nos limitan el rango operativo.
Vemos que una bomba de compresión tiene mayor rango operativo, porque descarga mejor los esfuerzos axiales, la
diferencia es notoria de rendimientos.

Vemos que hay rangos predeterminados donde los parámetros de las curvas características entran en un rango de
valores por cambio en los parámetros de T° y del fluido bombeado

La eficiencia mecánica de una bomba puede ser calculada como; o

Esta potencia hidraulica se puede calcular de la

curva altura de la bomba, y la potencia al freno
puede ser leida directamente de las curvas de la
bomba.

A partir de estos conceptos es que yo diseño el sistema, luego de trazar la IPR determinamos que Q le podemos
extraer al pozo en las condiciones que nosotros queremos (Pwf o nivel dinamico operativo), y deberemos entonces
seleccionar una bomba que nos permita mover este Q a esa profundidad, y definimos las HHP para cumplir esta
condición y de ella todo el resto del sistema, los HP de los motores p/cumplir con esa HHP, hay que considerar el
consumo de potencia hidráulica de los separadores de gas obteniendo la HHP total para poder estimar la potencia
mecánica necesaria de los motores.
La potencia al freno hace referencia al cierre de una válvula a una condición de Q=0, y la HP s epuede leer de la curva
de la bomba. La nomenclatura utilizada p/identificar a una bomba nos informa sobre; la serie (diámetro) y el caudal
que la bomba puede usar en su punto de máxima eficiencia. Ej una TD-2200 es serie D(4”De) para producir en su
máxima eficiencia 2000bpd o 300 mcd con helevacion de 5m y consumo de 0.36 HP por etapa.
Empresas: general electric o Baker Hughes con denominación especial.
La serie de bombas lo que hace es relacionar el diámetro del housing o del cuerpo de la bomba que nos permite
darnos cuenta en que casing la podremos bajar.
-SUCCION DE LA BOMBA→ es la puerta de acceso de los fluidos del pozo hacia la bba, para poder
desplazarlos hasta la superficie.
Existen 2 tipos básicos de succiones o intakes de bomba; la estándar (intake, muy usada cuando no
hay gas) y el separador de gas (imprime una fza centrifuga que obliga al gas a separarse, evacuando el
gas a la EC por un orificio y direccionando el liquido por el interior para derivarlo a las bbas, por
encima de 20% de gas no es factible una ESM sin bloqueo).
SUCCION INTAKE; cumplen con las funciones de permitir el ingreso de los fluidos dela y transmitir el
movimiento del eje del sello al eje de la bomba. El intake suele tener una malla filtro para impedir que ingresen los
finos.

Puede ser Bolt-on o integral. Cuenta con un filtro para evitar la entrada de solidos,
las intakes estándar usan camisas de Ni-resist para estabilizar el eje. Los intakes AR
usan camisa de CW, y estas ultimas siempre reducen la vibración del eje con lo cual
se incrementa la vida del protector. Vemos que hay una serie de sellos que
permiten trabajar al eje sin inconvenientes ni esfuerzos axiales, lo peligroso es que
por el ingreso del fluido se produjesen vibraciones y por eso este intake suele ir
encamisado para resistir los esfuerzos que surgen por las vibraciones (indeseados
porque destruyen cojinetes y empieza a fallar).
El gas puede tender a producir un bloqueo dentro de la etapa, generando una falla
prematura de la bomba (con vibraciones), además el gas NO lubrica los bujes del
equipamiento, produciendo ademas una reducción de la eficiencia del bombeo y de la eficiencia del levantamiento
por que el gas debe separarse.
Cuando el gas libre ingresa al primer impulsor de la etapa, toma un espacio y restringe la eficiencia volumétrica en la
bomba, el resultado es una declinación en la producción esperada. De hecho si el ojo de los impulsores están llenos
de gas, se BLOQUEA la bomba pudiendo dejar de PRODUCIR (por la garganta del impulsor en la zona de los alabes,
como se genera una zona de baja P, se tiende a separar el gas quedando en el seno del liquido ganando una burbuja
mas grande hasta ingresar en la zona de alta P, bloqueando el paso del liquido).
Burbujas de gas → bolsones de gas (bloqueo) → daño prematuro por falta de lubricación y refrigeración.
A pesar de no llegar al BLOQUEO, la INTERFERENCIA me produce una disminución en la eficiencia de la bomba, ya
que no voy a sacar la cantidad de fluido que corresponde y por tanto la eficiencia de la etapa (cjto impulsor difusor)
comienza a bajar hasta que se de el BLOQUEO PERMANENTE POR GAS.
BAsicamente se da una acumulacion de gas en la zona de baja P hasta que pasa a la zona de alta P, donde las
burbujas de gas comienzan a aglomerarse hasta que finalmente a la salida del alabe se nuclean las burbujas y se da
el b loqueo por gas. Cuando se da este bloqueo por gas, no hay circulacion de liquido en el equipo y aparecen los
fenomenos de sobretemperaturas en la zona de motores (por que no hay refrigeracion al no mover fluidos)

Todos los fenómenos que ocurren en fondo, pueden ser

interpretados a partir de los registros en superficie del
controlador con el análisis de las corrientes de consumo del
motor, que de hecho sin sensor de fondo, es la única
variable para hacer diagnósticos. Lo que esperaríamos seria
un valor ctte de carta, cuando ingres el gas a la bomba
vemos esas fluctuaciones de consumo, donde las
interferencias en la carta empiezan con el comienzo del
pasaje de gas libre en el interior de la etapa que produce
una variación en la corriente de consumo. Cuando se
producen picos hacia abajo significa que lo que pasa es gas,
pero si fueran hacia arriba nos indica que a través de la
bomba pasan solidos. En gas baja el consumo y se iría a cero
si se diera BLOQUEO permanente, sin bloqueo se van las
fluctuaciones. Si son solidos se ven picos, debido a que el impulsor se va a tender a trabar o agarrarse, y los picos
representan pequeños agarres del motor, que lo hacen consumir mas. Es la ppal variable que vamos a controlar
durante la vida de nuestro sistema. POR DISEÑO, estimamos un consumo, y en función de este podemos determinar
la presencia posible de gas o finos, SIEMPRE se controla. Las isolíneas son amperajes del motor, la carta circular
representa una escala de tiempo, por ejemplo 1 dia, 1 semana, etc. Si supero un valor de seteo durante su vida, por
cualquier motivo, el seteo de protección lo para para protegerlo y evitar su daño.
Un motor puede ser de arranque suave (tiene una rampa de arranque suave de tiempovscorriente que crece
lentamente para evitar que se corte el eje, esto es MANDATORIO porque tengo la columna de liquido y DEBO
arrancarlo suavemente) o directo (p/motores de alto consumo, NO se usa aca); la otra opción para arrancar los
motores es con un VFD.
EL SEGUIMIENTO OPERATIVO DE MI INSTALACION LO HAGO A PARTIR DE LA CARTA OPERATIVA DEL CONSUMO DE
CORRIENTE DEL MOTOR EN EL FONDO DE POZO. El motor también puede estar desbalanceado (desbalance
eléctrico de los bobinados de las fases, que vere un mayor consumo de corriente del normal) o con perdidas de
aislación (se va a tierra y tengo un cortocircuito, el motor se para).
SUCCION SEPARADOR DE GAS→ su función es eliminar la mayor cantidad del gas en
solución contenido en el fluido en el pozo antes de que entre a la bomba, y permitir
el ingreso de mas fluidos liquidos al interior de la bomba, para evitar bloqueos o
interferencias. Son dispositivos mecánicos muy eficientes, que utilizan la fuerza
centrifuga para separar las fases, constando de 3 grandes secciones. Su eficiencia
oscila entre 70-90% y se usa en tándem para aumentar la eficiencia (75% x sección).
Como hay masas rotativas es conveniente utilizar cojinetes AR. Una electro puede
manejar cantidad limitada de gas que también depende del tipo de modelo (mixto
puede manejar hasta 20% de volumen de gas sin bloquearse).
El inductor fuerza al fluido a ingresar al separador, aumentando la P en el interior de
este, luego la fuerza centrifuga separa el liquido que es empujado a la parte mas
alejada de la centrifuga, en la parte de la sección separadora se da por diferencia de
densidades y choque, el gas es llevado al anular mientras que el liquido sigue por el
interior de la bomba para ser tomado por los impulsores y sacarlo a superficie. Estos
son los separadores de gas rotativos, que usan la fza centrifuga para separar el gas
del liquido. Son impulsados por el mismo eje que mueve los impulsores de la bomba (por esto hay que considerar la
HHP consumida por este equipamiento). Se pueden bajar en TANDEM.
La selección del separador de gas adecuado, dependerá de la cantidad de gas producido por el pozo, considerando
la siguiente tabla de eficiencia; Notese que aunque las succiones estándar no presentan un consumo de potencia
significativo, los rotativos si tienen incidencia en la potencia consumida del sistema;

A pesar de los estimativos que hace la empresa (caso anterior), la eficiencia solo se puede conocer en el
pozo y es muy relativo. El de flujo inverso no es llevado (se inducia un camino laberintico obligando a
separarse el gas, el rotativo es mas eficiente). Eficiencias entre 40-60% son buenos valores.
-PROTECTORES → son tambien llamados como SELLOS o ECUALIZADORES, s/los distintos fabricantes. Esto
se debe a que los protectores cumplen con mas de una funcion, siendo las ppales;
+Evitar el ingreso de fluidos del pozo al interior del motor (SELLAR), el motor esta inmerso en un aceite que
es refrigerante y tambien un aislante dielectrico, como el motor esta bañado, durante el arranque se
produce una expansion del aceite que si no aliviaramos se podria reventar el housing del motor (hacia el
anular del pozo), se da en c/parada o arranque.
+Absorber los empujes descendentes y ascendentes de la bomba protegiendo al motor, que no esta
diseñado para soportar cargas axiales(PROTEGER)
+Equilibrar la Pi del motor con la P del pozo (ECUALIZAR)
+Ademas sirve de vinculo mco entre el motor y la bba (VINCULAR)
Los sellos estan compuestos por camaras y en la actualidad, se pueden configurar s/las necesidades propias
del pozo, combinando distintos tipos y cantidades de camaras, cojinetes de empuje, sellos mcos y materiales a
utilizar, haciendolo personalizado p/c/aplicación.
Las camaras pueden ser de 2 tipos; LABERINTICO o sello POSITIVO (bolsa de goma)
 Al ser laberintico se va contaminando de a poco en c/parada y
arranque, hasta que finalmente puede contaminar el aceite
generando cortocircuito y quemando el motor.
Consta de un diseño de tubo en U que mantiene la separacion de
fluidos de diferentes gravedades especificas, cojinetes de empuje
localizados en la parte inferior del sello, sellos mcos para no
permitir el paso del fluido del pozo a lo largo del eje, y
estabilzacion radial en la caebza para prevenir juego radial y
excentricidades.
Las camaras de laberinto, estan compuestas por una serie de
tubos que forman un laberinto en el interior, dificultando el
camino al fluido del pozo que intenta ingresar al motor. Este tipo
de camara puede ser usado en pozos con densidades de fluido
superiores al aceite del motor (alto corte de agua); el fluido del
pozo y el aceite deben ser inmiscibles, y en pozos verticales.

Es una barrera positiva, sin interferencia de fluidos. Sus cojinetes de

empuje se encuentran en la parte inferior del sello, y sus sellos
mecánicos no permiten el paso de fluido a lo largo del eje. Existe
una estabilización radial en la cabeza p/prevenir juego radial y
excentricidades. Evita toda contaminación.
Las cámaras de sello positivo o bolsa de goma son propicias para
usar en pozos con densidades de fluido =/= a la del aceite del
motor, y pozos desviados (por que en el laberintico saldría del
sello el aceite contaminandose).
La bolsa de goma, es un elastómero cuyas ppales funciones son
evitar el contacto físico de fluidos del pozo con el aceite del motor,
y equilibrar las P en ambos lados de ella.
Cuando el equipo comienza a inclinarse, los laberintos comienzan a
perder su capacidad de expansión, la cual puede recuperarse
usando cámaras de sello positivo.
A medida que la inclinación aumenta se hace necesario incrementar la cantidad de cámaras con elastómero,
pudiendo llegar a colocarse hasta 4 camaras de bolsa por c/tándem, esto nos permite alcanzar inclinaciones de hasta
75-80°.

La bomba se para por ejemplo en un corte de

energía, en cada parada, debo volver a arrancar y
como uno de los tubos esta conectado con los
fluidos del pozo, por esto c/vez que arranque todo
el liquido del interior se expande, empujando el
aceite hacia el anular del pozo y queda andando, y
como se desalojo fluido en el arranque, el fluido
del pozo ocupa este lugar, ocupando espacio en el sello y asi sucesivamente hasta que finalmente el fluido del pozo
ingresa al motor y se quema, es decir que si el sello es laberintico debo tener el menor nro de arranques y paradas
para evitar esta situación. En la segunda imagen vemos los sellos tipo bolsa donde se produce la expansión o
contraccion de la bolsa que absorbe las expansiones de liquido y por esto es muchísimo mas efectivo (motor en
marcha bolsa expandida), no se pierde el aceite, pero es mas costoso este tipo de sello. Lo que se suele hacer es
bajar una combinación laberinticos y bolsa por seguridad. La válvula de retención que evitaba que los fluidos durante
un paro se drenen a través de la bomba al anular, si no tuviera esta, en un paro, por vasos comunicantes el liquido
del tubing se va a ir al anular del pozo y me va a hacer girar la bomba centrifuga en sentido contrario, si yo le diera
arranque en ese momento, se puede llegar a cortar el eje de la bomba, esto atenta contra el sello laberintico, en
condiciones menos severas seria con válvula de retención o con poca sumergencia de modo que la bomba no
arranque con mucha carga. El sello de bolsa elastomerica produce la expansión o contracción de una vegija
elastomerica que responde a las expansiones del liquido.
El aceite además de ser refrigerante es aislante que evita que la parte eléctrica entre en cortocircuito. El calor que se
produce al arrancar por las corrientes durante el arranque producen una expansión del liquido, si no hubiese alivio
hidraulico se reventaria el cuerpo del motor, los sellos son entonces la barrera hidráulica entre el fluido del pozo y el
aceite interior del motor.
Los sellos, al igual que las bombas y motores, se clasifican s/su serie, que se relaciona directamente con su De, y la
nomenclatura entonces es la misma usada p/los motores TR3,TR4,TR5 y TR7.
SELLO MECANICO;
Sella alrededor del eje, ecualiza Pdiferencial y es muy susceptible a dañarse por
vibraciones. Tiene arandelas de empuje contra unas zapatas de rozamiento que
absorben todos los movimientos rotativos del sistema y las cargas axiales que se
generan como consecuencia de la circulación del fluido y del peso propio del
equipamiento. Tiene un sistema que empuja un buje de material blando que
aprieta contra el eje y soporta el rozamiento a medida que aumenta la carga sobre
el resorte, evitando que escurra liquido en la pared del eje contra el motor. En
presencia de vibraciones suele romperse. El resorte al comprimirse hace un ajuste
de la arandela que va en el interior de goma contra el cuerpo del eje.
COJINETE (o zapata) DE EMPUJE
Soporta los empujes de las bombas (cargas
axiales), la capacidad del cojinete se
incrementa con las rpm, y la capacidad de este decrece con el aumento de las T°.
Son materiales de alta dureza con superficie relativamente blanda que estando
inmersa en un liquido como lo es el
aceite del motor, ayuda a disminuir
el fenomeno de friccion
disminuyendo el desgaste
prematuro. Es muy susceptible a
las vibraciones, cuando se rompe
perdemos el sistema al entrar en
un estadio de altas vibraciones
rompiendo motores o
cortando el eje.
En el grafico vemos distintas
condiciones de trabajo, s/las
T° y las =/= velocidades para unas cargas dadas sobre el eje la capacidad d
soporte que tienen al empuje de las cargas axiales. POTENCIA
CONSUMIDA por protectores; es función de la carga y no del TDH, siendo
la consumida despreciable generalmente, mayor carga mayor será la
potencia requerida por el protector, y mayor carga mayor será el
rozamiento en la zapata y por estar girando la arandela solidaria al eje
mayor será el rozamiento y por ende mayor la potencia consumida por ese
protector mecanico. A mayor CARGA AXIAL mayor potencia requerirá el
protector, porque aumenta el esfuerzo de rozamiento de la zapata, los
graficos se arman p/condiciones operativas en los distintos bancos de
prueba, esta potencia debe ser considerada para adicionarla al diseño para
dimensionar los motores.
Los graficos se arman en bancos de prueba para los distintos sello en distintas condiciones operativas, y debemos
adicionar este dato a las otras potencias para dimensionar nuestros motores.
-MOTOR → básicamente son motores asincrónicos con ppio de
funcionamiento de cualquier motor asincrónico con jaula de ardilla,
provee la potencia necesaria para hacer girar las bombas, son usados a
induccion tipo jaula de ardilla de 3 fases y 2 polos, llenos de aceite para
su lubricación, refrigeración y aislación, pudiendo ser instalados en
tándem para incrementar la potencia a transmitir.
Las 3 fases de alimentación son conectadas al bobinado del motor, que termina en una estrella en su
interior, para tratar de estabilizar el pto neutro;
Los motores a inducción o asíncronos son
comúnmente utilizados, el a inducción NO
tiene conexión eléctrica en el rotor. La
corriente en el rotor que fluye es inducida
mediante el campo magnético rotativo
generado en el estator, este campo corta
las barras de cobre de la jaula de ardilla
del rotor, y es esta corriente inducida que
produce otro campo magnético que se
opone al del estator generando una cupla
motora hace girar al motor.
Cuando la frecuencia del sistema es de 50Hz, el campo magnético del estator gira a
3000rpm, los rotores intentan alcanzarlo pero no lo logran, girando a 2917rpm, y esta
diferencias entre velocidades del campo magnético del estator y del rotor es lo que
llamamos deslizamiento o resbalamiento
C/motor puede ser evaluado s/el % de carga al que esta sometido s/ las condiciones de
trabajo, además de rpm, y eficiencia y su factor de carga o potencia que tenga en el
sistema, la eficiencia se hace mayor a mayores cargas sometidas a nuestros motores,
TODO ESTO EN CURVAS DE ENSAYO para las condiciones operativas a las que estoy
trabjando (aumenta la eficiencia si lo someto a mayor carga).

Los motores tienen un housing, sobre el cual se monta el estator con los
bobinados de la maquina electrica y en el eje se monta el rotor de tipo
jaula de ardilla, estando las fases conectadas a la parte superior del
montor donde ingresa el cable (MLC), con el que energizaremos el motor,
y la cantidad de motores a utilizar dependera de los requerimientos que
tengamos por nuestra bomba, ya que esamos limitados por el diametro
del casing, la potencia varia aumentando la longitud del motor, de arriba
hacia abajo los motores se arman con un UPPER luego el CENTRAL y luego el LOW, conectandose mediante bridas,
donde cada uno tiene 3 pines de 3 fases para vincularse con el motor siguiente, como el ppio de funcionamiento de
esta maquina electrica necestia que cerremos el sistema de estrella para cerrar el centro de los 3 bobinados, el
LOWER tendra una tapa que hace el conexionado del punto central de la estrella que me cierra sobre los bobinados,
mientras que el UPPER tendra el cable d epotencia, y el central solo la conexión
electrica (y obvimente la conexión mecanica de los ejes de estos motores), y el LOWER
el cierre del centro de estrella de la conexión estrella. Los motores pueden ser usados
en sistemas de distribucion de 50Hz o 60Hz, siendo este ultimo productor de una
potencia 20% mas alta que el de 50Hz a una corriente nominal de el, pero a su vez
requiere un 20% mas de voltaje del requerido para funcionar a 50Hz, entonces;
En maquinas electricas, la frecuencia se relaciona con el numero de vueltas.
Los motores estan clasificados s/su serie, y esta se relaciona directamente con el De del motor, en caso de ESP los
motores se designan con nros s/su De; TR3, TR4, TR5 y TR7, la sgte tabla vemos la maxima capacidad de los motores
ESP usados a 50Hz;

Los motores se seleccionan s/ la potencia demandada por el sistema y el Di disponible en el casing, si el sistema
demanda una potencia mayor a la del motor mas grande para una serie determinada, estos pueden instalarse en
tandems de varios mtoores, sumandose la potencia de c/u de ellos. Al hacer estas combinaciones de mas de un
motor, es importante tener el mismo amperaje de placa en todas las piezas. El equipo de fondo puede tener tantos
motores que fueran necesarios, dependiendo de la HHP requerida por la bomba calculada para mover el Q desde
la profundidad donde colocaremos la bomba. Cuando seleccionemos motores en tandem, debemos tener presente
que si usamos varios motores tendremos como potencia la suma de todos ellos, y un voltaje equivalente a la suma
de todos ellos, pero el amperaje maximo permitido sera el de la placa del motor.
AISLACION de motores
Dentro de las causas comunes de sobretemperatura en motores encontramos; sobrecarga de motores, bajo nivel del
pozo, bloqueo de gas en la bomba (NO PRODUCE), bloqueo del rotor debido a la bomba atascada, peridda en el
tubing o en el casing, motor acostado sobre el casing, motor
acostado sobre el casing, velocidad de fluido insuficiente , mal
seteo de las protecciones por sobre y baja corriente. Hoy las
tecnologias nos permiten alcanzar hasta 200°C de T°.
REFRIGERACION
El motor esta lleno de aceite de alta Rdielectrica y provee
lubricacion a los cojinetes, ademas de conductividad termica
entre los componentes internos del motor y el housing, los
fluidos del pozo que se desplazan entre el casing y el housing
del motor disipan el calor del motor. El calor especifico del
fluido y la velocidad de paso por el motor afecta la capacidad de
enfriamiento. Las velocidades de fluido superiores a 1ft/s que
pasan por el motor es lo recomendado para obtener la
disipacion adecuada. El motor no debe ser instalado por debajo
de los punzados a no ser que se utilice camisas de refrigeracion.
Depende esta de la circulacion de los fluidos del pozo sobre el
housing del motor, por esto SIEMPRE debe estar por encima de los punzados, y si por algun motivo lo coloco por
debajo debo colocar una camisa de recirculacion que es un caño que encamisa el housing de los motores hasta la
admision de la bomba, obligando al fluido a pasar por ahí.
CARACTERISTICAS ELECTRICAS DE LOS MOTORES
En condicion de plena carga la coriente y T° estan en el
minimo, tales valores aumentan tanto si se aumenta o se
disminuye el voltaje. Esta caracteristica puede ser
utilizada para aumentar la eficiencia de un motor en
condicion de carga menor a la de placa (optimizacion de
tension). El voltaje puede ser ajustado de tal manera de
obtener la minima corriente. En este punto el motor esta
en el de maxima eficiencia.
CONFIGURACION del MOTOR
Las bombas de ESP rotan en sentido antihorario mirandolas
desde arriba. La cabeza y la base tienen placas metalicas
soldadas denominadas lock plates para evitar que se
desenrosquen las piezas durante el arranque del motor. El
cojinete de empuje ( THRUST BEARING )es usado para
soportar el peso de los rotores, algunos fabricantes de bbas
tienen rotacion en sentido horario. El motor
electrosumergible operara igualmente en sentido horario
como antihorario.
En motores la potencia se conecta por medio del POTHEAD
ubicado sobre la cabeza del motor. Al igual que los rotores,
los motores pueden conectarse en serie y acoplarse los ejes,
para incrementar la potencia disponible en eje, considerando
que el VOLTAJE ES ADITIVO, LA CORRIENTE SE MANTIENE
IGUAL y la R del EJE y el VOLTAJE por esto son los factores
limitantes en el acoplado en Tandem de motores.
En motores CT (Center Tandem), el motor CT se usa en
conjunto con un UT (UPPER TANDEM) u otro CT.
En la parte inferior del motor UT y CT se puede usar para
conectar instrumentos o herramientas de adquisicion de
datos reales como sensores
de fondo.
Un motor arranca en estrella
(da mas torque) y luego
operativamente queda en
triangulo, cambiandolo en superficie, abajo lo que se hace es cerrar el centro estrella
para darle continuidad a los bobinados y hacer el cambio en superficie.
-CABLES → este lleva corriente en 3
fases o conductores, desde el
cotnrolador en superficie hasta el
motor abajo, y esta conformado por
distintas secciones, el cable de
superficie, los conectores de
superficie, el cable de alimentacion
principal el MLC (Cu electrolitico de
alta calidad con bajas perdidas, que
es el CABLE DE EXTENSION, que
vincula al cable de potencia que
llega al cabezal de descarga hasta el
enchufe del motor) y el POTHEAD.
Existen muchos tipos =/= de cable y la selección de uno de ellos depende de las
condiciones a las que estara sometido en fondo. El cable debe poder soportar la carga electrica que esta requiriendo
mi motor en fondo, es decir el amperaje, y su seccion debe ser tal que la caida de tension que se produzca en la
longitud del cable no sea significativa para poder llegar con la tension requerida en el fondo del pozo
(P=V.I.raiz3.cosphi, mis variables para mantener la potencia requerida por el sistema son V e I). → ES
IMPORTANTISIMA, recordemos que R=p.L/S, una mayor seccion implica menor R electrica y tendre menor caida de
tension, pero la seccion esta limitada por el espacio que queda entre tubing y casing.
Para su selección debemos tener en cuenta; la INTENSIDAD MAXIMA, la T° del subsuelo, la Pmaxima del sistema, la
GOR del fluido, la presencia de agentes CORROSIVOS en el fluido.
Los cables de potencia pueden ser planos o redondos, la selección de uno u otro tipo depende del espacio
disponible entre el tubing y el casing.
Siempre que el espacio anular nos lo permita, preferimos utilizar cable redondo por que es ESTRUCTURALMETNE
mas fuerte que el plano, y menos susceptible a daños durante la instalacion, y ademas es totalmetne simetrico por lo
que el sistema PERMANECERA ELECTRICAMENTE BALANCEADO.
 Parte de la corriente que circula por el cable se perdera como Q. En un cable redondo todos
los conductores tienen la misma superficie para disipar calor, y por tanto =T°, mientras que
en cable plano los conductores de los lados disipan la misma cantidad de Q, mientras que el
conductor central tiene 2 calentadores a sus lados que le impiden disipar la misma cantidad
de Q que sus compañeros.
La corriente que circula por el conductor induce un campo magnetico en conjunto con el
conductor a su lado; en un cable redondo c/conductor tiene otro a c/lado, mientras que en
el plano los conductores de los lados solo tienen 1.

Un cable se construye: conductor, aislante, camisa y armadura.

-CONDUCTOR: conduce la I, suele ser de Cu aunque a veces se usa
el Al (pero tiene altas perdidas), debe ser protegido del agua, y
esta disponible en formato solido o de hebras compactas en AWG
1,2,4 y 6 → Nro mas alto AWG - D y - amperaje
-AISLACION: Polypropylene Ethylene (PPE) p/conductores con T de hasta 20°F o 96°C, y Ethylene propylene diene
monomer (EPDM) p/conductores con T° de hasta 400°F o 204°C. Tambien se usa el KAPTON p/suplementar la
aislacion del cable.
-CAMISA: cubre el material de aislacion, protegiendola, y trabaja como una especie de armadura ppalmente para
servir como barrera para el gas.
-ARMADURA: protege al cable mientras corre dentro del pozo, protegiendo el elastomero del cable de la salida del
gas a presion, y estan disponibles en acero galvanizado, inoxidable y Monel. Mantiene las fases unidas.

VELOCIDAD DE INSTALACION DE LOS CABLES → no debieran deslizarse dentro del pozo a una velocidad mayor a
450m/h o 1500ft/h, cuando hay problemas como ruedas desviadas o DOGLEG el equipamiento DEBE bajar mas lento
El conductor de cobre es propenso a corroerse ante grandes exposiciones al agua. El cable se va desenrollando de un
carretel, y debemos bajar lento para evitar daños del cable.
CUIDADO EN MANIPULACION DEL CABLE → daño fisico causado por el maltrato del cable cuando es almacenado,
durante el transporte, instalacion, pulling o el fijado al tubing; roturas fisuras junturas separadas o estados que no
preservasen la uniformidad original del cable; pellizcos, dobleces partes golpeadas; torceduras dobleces alrededor
de la camisa o la aislacion del conductor; estirado o aplastado (no podemos prevenir q el cable se hinche bajo p o al
contactar liquido); erosionado (x reacciones qcas con fluidos de produccion, trat qcos o gases).
MLC → MOTOR LEAD CABLE, es de perfil mas chato y es el responsable de vincular el cable de potencia que llega
hasta el cabezal de descarga de la bomba y sigue hasta el POTHEAD del motor (punto donde el cable se conecta al
motor, habiendo dos tipos TAKE-IN y PLUG-IN, el primero es un enchufe y el segundo un empalme, el primero tiene
menos posibilidad de perdidas, no se elige sino que viene de fabrica asi). Es un cable de potencia plano especial que
se extiende desde el POTHEAD en el motor hasta la cabeza de descarga, donde es empalmado con el cable de
alimentacion principal. Se necesita un cable de perfil bajo debido al escaso lugar que queda entre el equipo y el
casing. Esta extension de cable tiene un POTHEAD en uno de sus extremos p/conectarlo o empalmarlo al motor.
El conector al motor, o POTHEAD es uno de los ptos mas criticos
de la instalacion, y debido a las limiaciones de espacio es el putno
mas caliente del sistema, especialmente en motores de alto
amperaje.
El POTHEAD; conecta el cable a los terminales del motor, y esta disponible en modelos TAPE-IN o PLUG-IN, siendo el
primero de mayor tiempo de instalacion pero mas confiable

CABLES MLC;

RECORDAR QUE EN CABLES R=p*L/S

9 STEP OVERVIEW → procedimiento de CENTRILIFT p/diseñar apropiadamente una
instalacion de ESM p/ un pozo particular
STEP 1: BASIC DATA
MALA INFO → MAL DISEÑO. Se suele diseñar asumiendo que pozos de un mismo
horizonte tienen caracteristicas similares aunque no sea asi. Debemos considerar que las
3 tipicas aplicaciones de ESM son alto cote de agua dulce, alto GOR, o alta viscosidad.
La informacion que requerimos es; informacion del pozo (CASING o LINER, # y tamaños,
tubing #, tipo y condicion, horizontes punzados, profundiad de la bomba), informacion de
produccion (P en boca de tubing y casing, caudales, niveles dinamicos y Pintake de bba, Ps,
GOR, Wcut, Qdeseado, BHT), condiciones de fluido (API, densidad de agua, Pb, PVT data,
viscosidad, gravedad especifica del gas), fuente de energia (V disponible, frecuencia y
capacidad de la fuente de potencia) y problemas posibles (arenas, incrustaciones,
corrosiones, parafinas, emulsiones, gas, T°).
STEP 2: PRODUCTION CAPACITY
Cuando Pwf>Pb el comportamiento del flujo es simil a un monofasico, y la IPR es una linea
recta con pendiente IP=Q/Ps-Pwf. Pero si Pwf es menor a Pb es un flujo multifasico y
debemos usar el metodo IPR con la ecuacion de VOGEL.
STEP 3: GAS CALCULATIONS
La presencia de gas libre en el intake y en la descarga del tubing hace que la selección de
equipos sea mas complicada y voluminosos, ademas del cambio de propiedades de los
fluidos a lo largo de su recorrido, debe tenerse en cuenta. La perfomance de la bomba
centrifuga es afectada por el gas, afectando su produccion. Es esencial determinar el
efecto del gas en el volumen de fluido para seleccionar la correcta bomba y separador,
por ello debemos hacer calculos de Rs, pero los factores volumetricos deben ser
calculados y correlacionados mediante distintos metodos como STANDING.
Psoteriormente con el Z y factor volumetricos de gas y de la formacion, podemos
calcular el volumen total de fluidos, Gas=GOR*BPD, y el gas libre sera la diferencia del
gas total producido – el gas que estaba en solucion.
STEP 4: TOTAL DYNAMIC HEAD (cabeza dinamica total)
TDH: metros o pies de liquido que deben ser bombeados, y se calcula como el
levantamiento neto de fluido + perdidas de carga a traves del tubing + presion en
superficie.
STEP 5: PUMP TYPE
S/las curvas de rendimiento de las bombas (a 60 y 50 Hz). S/caudales esperados y
diametros del casing, seleccionamos el tpo de bomba que operara en maxima
eficiencia.
Normalmente mas diametros de bomba y motor son menos caros y tienen mas
eficiencias. Si hay gas, debemos colocar un separador de gas para alcanzar eficiencia
esperada. Si el fluido fuera viscoso, o tendiera a emulsionar, se deben realizar algunas
correcciones de bomba con fabricantes para aumentar eficiencia.
STEP 6: OPTIMUM SIZE OF COMPONENTS
Los fabricantes suelen fabricar piezas en tamaños que pueden ser ensambladas en diferentes combinaciones, y estas
deben ser cuidadosamente calculadas para operar la bomba en sus requerimientos de produccion.
Para asegurar un correcto enfriamiento se suele recomendar velocidad de fluido menor a 1ft/sec, si no se alcanza se
puede requerir una CHAQUETA para el motor para incrementar su velocidad.
La bomba y el numero de etapas requerido se calcula seleccionando una determinada bomba que nos da una
Head/Stage y si dividimos la TDH sobre este valor obtenemos el numero total de etapas que necesitamos.
El separador se puede encontrar en catalogos tambien, donde podemos corregir los HP necesarios y la longitud del
Housing.
Para seleccionar el motor apropiado para un dado tamaño de bomba, necesitamos primero determinar el BHP
requerido por la bomba, y el HP per stage se tiene nuevamente del catalogo de la bomba en correcta escala. El BHP
o Brake HP requerido para una dada bba es facilmente calculable como STAGES*NHP/STAGE*Specific gravity
Para seleccionar la proteccion, hay catalogos tambien con determinadas recomendaciones.
STEP 7: ELECTRIC CABLE
La selección del cable consta de determinar el tamaño del cable, el tipo, y su longitud. El tipo de cable surge de
combinar caidas de voltaje, amperaje y espacio disponible entre tubing collars y casing, la caida de V de cables esta
en tablas, y tambien nos ayuda a determinar el V necesario en superficie para operar el motor.
Existe en catalogos tambien una tabla de combinacion de equipos para determinar si el tamaño elegido puede ser
usado con el tubing y casing que tenemos o propusimos.
El tipo de cable queda determinado s/las condiciones de fluido, BHT° y las limitaciones de espacio en el anular, si no
tengo espacio para un cable redondo, debere usar plano.
La longitud del cable deberia ser AL MENOS 30m o 100ft mas largo que la distancia al controlador del motor para
evitar condiciones explosivas, usando una caja de venteo para proteger el controlador del motor de estos gases.
STEP 8: ACCESORY and OPTIONAL EQUIPMENT
1.DOWNHOLE ACCESORY EQUIPMENT: cable plano Motor Lead Extension (por lo menos 6 pies) mas largos que la
bomba, el intake y la protecccion para el motor elegidos → se puede obtener de catalogos. Grampas para pegar el
cable plano a la bomba c/2ft. Nipples, check and drain valve.
2.CONTROLADOR DEL MOTOR→ provee las funciones basicas de la bomba, la unidad de display y de sistema.
3.TRAFOS MONO Y TRIFASICOS; el tipo a utilizar depende del tamaño del sistema primario de energia y el voltaje
requerido. Los trifasicos suelen ser elegidos para aumentar voltajes de un sistema de bajo voltaje, mientras que los
monofasicos para reducir una fuente primaria de alto voltaje.
STEP 9: VARIABLE SPEED ESM
Puede ser modificado el sistema con un VFD que nos permite operar en un rango de capacidad, altura y eficiencia.
Como es un motor a induccion ajustar la frecuencia de la alimentacion varia la velocidad que es proporcional a esta.

La eficiencia es casi la misma.

UNIDAD 11: PKRS DE PRODUCCION Y PESCA EN POZOS ENTUBADOS

PKRS de PRODUCCION
Un PKR de produccion es una hta provista de empaquetaduras de
goma que se utiliza p/asilar hidraulicamente distintas zonas de
punzados en el pozo. Los de uso habitual son de casing de 5 ½” y 7”,
pueden ser con conexiones para tubing de 2 3/8” y 2 7/8”. Dentro de
su gama de aplicaciones la denominacion de los modelos varia para
los distintos librajes de casing s/el fabricante ej un PKR 45A es un csg
de 17#, y un PKR 45B es de 15.5 o 14#.
En (A) el PKR esta aislando una zona acuifera del FDP el fluido es
producido a traves de un niple perforado instalado en la tuberia de
produccion por encima del PKR en su extremo inferior una tapa
roscada impide la entrada del agua.
En (B) el PKR permite la produccion de las zonas del fondo aislando la
capa acuifera superior, quedando agua en el anular sin q se mezcle.
En (C) se usa el PKR p/producir el gas por la cañeria de produccion, en caso de tener que ahogar el pozo se llena el
espacio anular con agua y se libera el PKR. Con la instalacion (C) normalmente se baja la cañeria con un asiento de
bomba a fin de poner el pozo en produccion si el mismo deja de aportar gas por presencia de fluido.
Es una hta simil al ancla, pero cuenta con unas gomas que nos permite aislar el anular, usados para aislar puznados.
TIPOS DE PACKER
PKR MECANICO
Es el mas usado p/produccion ya q su caracteristica ppal es que eprmite anclar mcanicamente la clmna de tbg al csg.
Su aplicación es exclusiva p/ sistemas de extraccion con bbeo mco que necesitan estar en produccion con zonas
aisladas del pozo, esto es asi porque al ser alternativo el movimiento en BM, necesita que el tbg este fijado al csg
p/evitar su movimiento durante la transferencia de cargas que se producen en las carreras ascendente y
descendente del piston de la bomba.
Este PKR es de accionamiento mecanico doble agarre recuperable. Su sistema de fijado con doble “J” le permite
soportar perfectamente altas P diferenciales y T° extremas sin afectar el mecanismo, permitiendo hacer
tratamientos acidos y fracturas. Al no llevar O’ring su uso se extiende a pozos productores de GyP, pudiendose dejar
con tension, neutro o con peso.
-Max Ptrabajo 10kpsi. -ByPass con sello Bonded. -Sistema de librado de emergencia. -Conexiones p/tubing 5 ½”x2” y
7”-3 ½”. -Se puede dejar semipermanente. -De distintos materiales.
OPERACIÓN DE FIJADO →Se FIJA una vez llegado a profundidad levantamos la sarta hasta destrabar la “J” y girar ½
en sentido horario y asentando peso (8000lbs) y tensionamos la misma cantidad despues, aplicamos peso
nuevamente 8000lbs y tensionamos lo mismo, quedando fijo y empaquetado.
OPERACIÓN DE LIBRADO → aplico 2000lbs, giro ½ de vuelta en sentido horario y luego tensiono, para librar de
emergencia tensiono mas para cortar los pernos de corte.

El mecanismo J me permite 3 posiciones, liberar fijar o moverme con el ancla o pkr sin problemas de fijacion.
PKR HIDRAULICO DE DOBLE AGARRE → es apto para configuraciones de varios PKRs en distintas profundidades, una
de sus ppales aplicación es en pozos inyectores p/instalaciones selectivas. Se debe bajar un dispositivo al fondo de la
clmna de tubing que nos permita abrir los pkr, esste estara calibrado s/la configuracion de la cantidad del PKR que se
este bajando siendo el valor de corte de los pines superior al valor del ultimo PKR a fijar.
PPALES CARACTERISTICAS→ -accionamiento hdco de fijado y empaquetamiendo. -doble agarre mco. -doble
elemento aislador. -bajo costo de mantenimento. -librado por tension (aros de corte). -maxima Pdiferencial de
trabajo de 7500psi.
OPERACIÓN DE FIJADO → bajar el PHT con la sarta predeterminada, con un tapon ciego u otro elemento p/tal fin,
s/instalacion, que nos permita presurizar la misma. Previamente debemos seleccionar el valor de corte de los pernos
calibrados, con el fin de fijar selectivamente o en forma conjunta, en caso de multiples PKRs. Al ubicarnos en la
profundidad deseada y aplicar P s/valores de pinado.
LIBRADO → busco punto neutro, aplico tension programada.
TAPON DESCARTABLE P/FIJADO → es para hermetizar las instalaciones de accionamiento hdco. Debiendo colocarse
por debajo del PKR de la hta de mayo profundidad, luego de ser expulsado quedando como guia de entrada p/Slick
Line. Tiene conexiones p/tubing de 2 3/8”, 2 7/8” y 3 ½” (8Rd EUE, ), opciones son tapon ciego o con bola, no
requiere mantenimiento. El pinado se baja s/el programa de fijado, y deo calcular la Pcorte de los pines
considerando la profundidad en la que quedara el TPN y la maxima Pfijado del ultimo PKR (se fijan de abajo hacia
arriba).
PESCA DE VARILLAS→ cuando las varillas entran en falla hay que pescarlas, ¿Cómo se si como recuperar una pesca?,
cuando con el equipo de pulling tome la tension de varilla y no se corresponde con el peso de la sarta completa
comienzo a sacar los elementos de la sarta en simple o doble, y voy a encontrar una parte de
la pesca, s/el testigo de falla que tendre bajare el tipo de pescador correspondiente.
Las ppales roturas de varillas son la zona del cuadante, los cuerpos (por fatiga o por torsion)
o las cuplas o pines.
¿Cómo selecciono el tipo de pescador? → al sacar el extremo roto debo analizar el tipo de
rotura, sobre la muestra en superficie debere realizar una prueba del pescador seleccionado
(diametro), siempre es conveniente bajar a pescar con mordazas nuevas (en equipos de
pulling se prueba el pescador antes), en caso del pescador tipo canasta se debe verificar que
no exista ningun tipo de deformacion y/o fisuras en el cuerpo de la canasta.
MANIOBRAS
PESCADOR DE CUÑAS
Al estar los chevrones de las cuñas en sentido invertido y desplazandose en el asiento conico,
permite que a medida que se va tensionando se vayan ajustando y clavando en el cuerpo de
la pieza pescada. Este sistema tiene bajas probabilidades de soltar la pieza una vez pescada,
siempre y cuando al menos se haya agarrado una mordaza completa. Los tipos de puntos de
pesca p/los que se usan los pescadores de mordazas son los indicados; (cuerpos o cuerpo
scon poco recalque, la cuña doble se usa cuando hay
mucho rozamiento y no se cuanto disminuido este el
diametro, combinando 2 cuñas para 2 diametros)
PESCADOR TIPO CANASTA
El elemento de pesca es una camisa partida con un recalque en su
interior, que una vez que entra el punto de pesca lo aprisiona
ajustando su cierre durante el desplazamiento en el asiento conico
igual que en el caso de las mordazas. La diferencia con el de cuñas, es
que el de canastas necesita un relieve en el punto de pesca que le
permita hacer de contra al recalque interno de la camisa. Se tiene una
canasta con ranuras, que al entrar se abre y cuando tensione la copa se
va a cerrar y quedara la cupla en los conos entrampada. Y los puntos de
pesca para los cuales se usan los pescadores de canasta son los que
vemos en la imagen; (cuplas y pines).
PESCADORES COMBINADOS
Pueden combinarse cuña-cuña o canasta-cuña, la idea es ASEGURAR la
pesca en casos donde el pto de pesca es dudoso ya que por su forma
tiene riesgo de soltarse. Los tipos de puntos de pesca p/los cuales se
usan los pescadores combinados son;

Se usa gralmente para piezas mas complicadas, me permiten pescar en la cuña o en el cuerpo.
Si tuviera pesca en cuerpo conviene directamente bajar de cuña o doble de cuña.
Estos pescadores se bajan con una sarta de varillas, que a menos que esten en muy malas condiciones se usan las del
pozo, y cuando pesco las puedo sacar en simple para recambio o en doble (reduce tiempo de operación, se puede
sacar en doble con pulling normal (tubing tmb en doble)), cuando hay recambio luego de pescar las voy a ir sacando
en simple.