Principios de Funcionamiento de la Bomba (BCP): A grandes rasgos, la Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) esta compuesta por el Rotor y el Estator. El Rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que transmite el movimiento rotativo a la sarta de Cabillas la cual, a su vez, se encuentra conectada al Rotor. El Estator es el componente estático de la bomba y contiene un polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación elástica llamado Elastómero. El funcionamiento de las BCP está basado en el principio ideado por René Moineau (no debe confundirse con la bomba de Arquímedes ya que son principios totalmente diferentes), la BCP utiliza un Rotor de forma helicoidal de n lóbulos dentro de un Estator en forma de helicoide de n+1 lóbulos. Las dimensiones del Rotor y el Estator están diseñadas de manera que producen una interferencia, la cual crea líneas de sello que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan (o progresan), en un movimiento combinado de traslación y rotación, que se manifiesta en un desplazamiento helicoidal de las cavidades desde la succión de la bomba, hasta su descarga. Se cuenta con diversos arreglos de materiales y geometría, sin embargo la utilizada en la Industria Petrolera Nacional es la de un Rotor metálico de un lóbulo en un Estator con un material elástico (Elastómero) de dos lóbulos. La FIGURA N° 1 muestra una sección transversal de una BCP convencional (1x2 lóbulos), donde observa como el diámetro del rotor es un poco mayor que el ancho de la cavidad, produciendo la interferencia (i) que crea el sello.

La Figura N° 2 muestra un dibujo tridimensional donde se aprecian la forma y posición de las cavidades formadas entre el Rotor y el Estator. Nótese que en un mismo plano transversal siempre pueden definirse dos cavidades, y que el área de estas dos cavidades se complementan, es decir, cuando una es máxima la otra es mínima, de modo que el área transversal total es siempre constante.

En la sarta de cabillas se encuentran además lo Acoples de cabillas y (opcionalmente) los Centralizadores de cabillas, los cuales se utilizan para prevenir el roce excesivo entre los acoples y la tubería de producción en pozos con marcadas desviaciones (“pata de perro” o “dog legs”), con ángulos de inclinación muy grandes o en pozos horizontales. Debajo de la BCP se coloca el Niple de Paro, el cual sirve para espaciar el Rotor con respecto al Estator. Esta operación será explicada en detalle en otro apartado de este manual. Opcionalmente y si se requiere, al Niple de Paro puede conectarse un Ancla de gas, una Empacadura, un Filtro de Arena, un Ancla Anti-Torque, etc. En la Figura N° 3 se muestran de una manera esquemática, los componentes principales de subsuelo del sistema de bombeo por cavidades progresivas (referirse adicionalmente al Anexo N° 2, principios y capacidades del método BCP).

Principios Básicos de Producción. Nivel estático, Nivel dinámico, Presión Estática, Presión Fluyente, Sumergencia, Indice de Productividad y Comportamiento de Afluencia. Los parámetros que se tratarán a continuación intervienen de una manera muy importante en la selección de las bombas, por tanto es primordial que se entiendan perfectamente tanto en sus definiciones como en sus influencias en la operación de la misma de manera de

poder seleccionar e instalar el conjunto adecuado. Favor dedicar un momento en detallar los elementos que se presentan en las siguientes figuras, las cuales muestran esquemáticamente un pozo y su completación mecánica y de producción.

Antes de arrancar la bomba en un pozo que no fluye (Figura N° 4), el fluido se estabiliza en un nivel tal que la presión ejercida por la columna de fluido a la profundidad del yacimiento mas la presión en Tubería de Revestimiento (CHP) es igual a la presión del yacimiento (suponiendo que el pozo no esté instalado con una empacadura). El nivel de fluido que equilibra exactamente la presión de yacimiento cuando está abierto el espacio anular (CHP = 0) se llama Nivel Estático (NE) y se mide desde superficie. Este es el nivel mas alto (mas cercano a la superficie) alcanzado por el fluido en el pozo. La presión ejercida por esta columna de fluido al nivel del yacimiento se le llama Presión Estática (Ps) Al arrancar la bomba (Figura N° 5), sube el nivel en la tubería de producción hasta la superficie y baja el nivel en el espacio anular (principios de vasos comunicantes). Al disminuir el nivel en el espacio anular, disminuye la presión de fondo, lo que genera una afluencia de fluido desde el yacimiento, el pozo comienza entonces a producir. Cuanto más baja el nivel de fluido en el espacio anular, mas aumenta la afluencia del fluido. El nivel se estabiliza cuando la producción del yacimiento es igual al caudal de la bomba. En este caso la presión hidrostática mas la presión en el revestidor (CHP) equilibran la Presión Fluyente de fondo (Pwf). El nivel de fluido que equilibra la presión fluyente de fondo, cuando está abierto el espacio anular, se llama nivel dinámico (ND). En el Anexo N° 3 se presenta un trabajo sobre la estimación de presiones fluyentes de fondo a partir de medición de niveles por medios acústicos. Un nivel dinámico (o presión fluyente) está asociado a una tasa de producción determinada; si aumenta la producción (al

acelerar la bomba, por ejemplo) baja el nivel y viceversa. La distancia vertical entre la succión de la bomba (PB) y el nivel dinámico se conoce como Sumergencia de la bomba (H

= PB – ND). Queda claro que para el diseño apropiado de un sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas (y cualquier otro método de levantamiento artificial e incluso si el pozo produce en forma natural), se debe conocer la capacidad del yacimiento en el área del pozo (oferta), solo el conocimiento de las presiones en el fondo del pozo (Pwf) y sus correspondientes tasas de producción (Q) permitirán construir una relación que refleje lo que el yacimiento es capaz de ofrecer en este punto de drenaje. De allí la importancia de establecer la relación entre la afluencia de los fluidos desde el yacimiento al pozo, las cuales son producto de fuerzas que a su vez tienen lugar al variar las presión en el yacimiento desde una presión promedio del yacimiento (Ps) a las presiones de fondo fluyente (Pwf). Esta relación se conoce como Indice de Comportamiento de Afluencia (IPR). El primer intento para construir una curva que refleje el comportamiento de afluencia de un pozo (primera aproximación) fue el de una línea recta. Bajo este supuesto, la tasa de producción (Q) del pozo, sería directamente proporcional a la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de fondo fluyente (Ps - Pwf), esta constante de proporcionalidad es conocida como Indice de Productividad (IP) y matemáticamente se expresa de la siguiente manera.

Nótese en esta figura que para Pwf = 0, se obtendría la tasa máxima de producción del pozo, de igual manera, para una tasa de cero producción, la presión de fondo sería igual a la presión estática del yacimiento. Esta relación de proporcionalidad es válida siempre y cuando la Pwf sea mayor a la Presión de Burbujeo (esta es la presión en la cual el gas disuelto comienza a liberarse pasando a gas libre). Para este caso, el índice de productividad será igual al inverso de la pendiente de la línea recta.

IP = 1/pendiente = Tang o = Q / draw-down

En muchos pozos que producen por algún método de levantamiento artificial, por lo general la presión de fondo fluyente ha disminuido por debajo de la magnitud de la Presión de Burbujeo, de manera que el fluido es multifásico con una fase gaseosa la cual afecta la producción y la relación matemática expuesta anteriormente. Gilbert fue el primero en observar el efecto, el desarrolló un método de análisis de pozos utilizando un Indice de Productividad variable y llamó la relación entre la caída en la presión de fondo y la tasa de flujo como Inflow Performance Relationship (Indice de comportamiento de Afluencia) conocida en forma abreviada como IPR. Muskat presentó modelos teóricos mostrando que para dos fases (líquido y gas), la IPR es curva y no una línea recta, tal y como se observa en la figura siguiente.

El Elastómero. El Elastómero constituye el elemento mas “delicado” de la Bomba de Cavidades Progresivas y de su adecuada selección depende en una gran medida el éxito o fracaso de esta aplicación. El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un Polímero de alto peso molecular con la propiedad de deformarse y recuperarse elásticamente, esta propiedad se conoce como resiliencia o memoria, y es la que hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator la cual determina la hermeticidad entre cavidades contiguas y en consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo). Los Elastómero deben presentar resistencia química para manejar los fluidos producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la abrasión. Los Elastómeros más utilizados en la aplicación BCP, poseen base Nitrílica (convencionales), Hidrogenación Catalítica (Elastómeros Hidrogenados) o Fluoelastómeros. Características deseables en los E lastómeros.

� Buena resistencia química a los fluidos a transportar. � Buena resistencia térmica. � Capacidad de recuperación elástica. � Adecuadas propiedades mecánicas, especialmente resistencia a la fatiga.

Los cambios más comunes en las propiedades mecánicas de los Elastómeros son: el Hinchamiento, el Endurecimiento y el Reblandecimiento. El Hinchamiento origina una excesiva interferencia y como consecuencia, un torque excesivo en las cabillas y calentamiento (y posible destrucción) del Elastómero. Se debe destacar que un hinchamiento del 3 al 5 % puede ser manejado con rotores de menor diámetro y que algunos fabricantes inclusive garantizan algunos de sus materiales para hinchamientos mayores, no obstante se debe tener presente que estos elastómeros pudieran ser utilizados siempre y cuando las propiedades mecánicas de los mismos no se vean afectadas mas allá de los límites permisibles. El Endurecimiento afecta negativamente a la resiliencia y como consecuencia la eficiencia de la bomba. El Reblandecimiento deteriora la hermeticidad entre las cavidades y por ende la eficiencia de la bomba. Cada Fabricante posee sus propios desarrollos y por lo general utilizan nomenclaturas propias, no obstante, las bases son Nitrílos, bases Hidrogenadas o Fluoelastómeros. Esta diversidad permite manejar la mayor parte de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo y agua. El Rotor. El rotor está fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con precisión y recubierto con una capa de material altamente resistente a la abrasión. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas tipo Tubular) las cuales le transmiten el movimiento de rotación desde la superficie (accionamiento o impulsor). Un Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego de ser mecanizado se recubre con una capa de un material duro. Generalmente se trata de un recubrimiento con un proceso electro químico de cromado. Mientras que los Estatores de un mismo modelo de bomba, fabricados con el mismo Elastómero, son todos idénticos, los rotores se mecanizan con varios diámetros y se recubren de varios espesores de cromado. Las variaciones de estos dos parámetros diámetro y espesor, son los que permiten un ajuste fino de la interferencia. La figura N° 10, se muestra una sección de Rotor.

Características operativas de las BCP. Las características principales de las bombas de cavidades progresivas son su caudal (desplazamiento volumétrico) y su altura de descarga (head).

Caudal o desplazamiento. Es el volumen de fluido que la bomba puede desplazar en determinado lapso de tiempo. Para estos equipos se expresa generalmente en unidades de barriles de fluido por día o metros cúbicos por día a determinadas condiciones de velocidad (r.p.m.) y head. La mayoría de los fabricantes refieren las capacidades de sus bombas en b/d (o m3/d) a 500 r.p.m. y 0 head; algunos otros, refieren la capacidad de sus equipos a 100 r.p.m. y 0 head. En forma unitaria, el desplazamiento es el volumen generado por la bomba a cero altura por una revolución completa del rotor. Uno de los criterios es que por una vuelta de rotor el fluido avanza una distancia igual al paso de la bomba o lo que es lo mismo, la longitud de una cavidad (la definición del paso de la bomba, varia de un fabricante a otro). El eje del estator y del Rotor, no son concéntricos; las distancia perpendicular entre ambos ejes paralelos (una vez que el rotor se encuentre dentro del estator) se conoce como excentricidad de la bomba. La Figura N° 21 muestra este concepto. Considerando que el área del fluido en una sección de la bomba es igual a 4DE (4 veces el diámetro por la excentricidad), el volumen de una cavidad sería 4DEP (el área de la sección por el paso de la bomba). Ejemplo, para una bomba de 3,5 cms de diámetro, 0,8 cms de excentricidad y un paso de 30 cms, el volumen por una revolución sería 4(3,5)(0.8)(30) = 336 cms3, es decir, 2.113 x 10-6 bls.

Altura de descarga (head). La altura de descarga o head de la bomba, es la capacidad de la misma para vencer la presión hidrostática y transportar los fluidos hasta las instalaciones de superficie. El head se puede expresar de dos maneras; como presión propiamente dicha (lpc, bars, etc) o como altura de fluido (mts, pies, etc.). El head es función directa del número de etapas de la bomba. Una etapa se puede considerar como la longitud mínima que debe tener una bomba para generar la acción de bombeo; la longitud de una etapa es igual a la longitud de una cavidad. Cada etapa genera una presión diferencial en sus extremos, entre una cavidad y la siguiente de modo que la presión diferencial se incrementa de una etapa a la siguiente dentro de la bomba; por esta razón, la presión (o altura) de descarga es proporcional al número de etapa. La presión de descarga de una etapa varia de 70 a 100 lpc, según los modelos de bombas y fabricantes, por ejemplo una bomba modelo 18.40-1500, está diseñada para 1800 lpc de presión de descarga (la cifra al comienzo del modelo, esto es “18”, significa que la bomba es de 18 etapas. Para el cálculo de la presión diferencial en la bomba, se debe conocer la presión de entrada y salida de la misma, ambas deben ser calculas a las condiciones de producción máxima esperada del pozo (no confundir con Qmax. para Ps = 0) la diferencia entre la presión de descarga y la presión de entrada a la bomba y la tasa de fluidos esperada son las variables a utilizar para la preselección de la misma.

Si en lugar de presión los cálculos se realizan en unidades de altura (metros o pies) se hablaría entonces de head. Es importante destacar la diferencia entre altura de la bomba y profundidad de asentamiento de la misma, una bomba con altura de 4000 pies instalada en un pozo de crudo muy viscoso, con presión de cabezal de 1500 lpc y profundidad de bomba de 2000 pies, es decir un 50% de la altura de la bomba, podría estar operando a mas del 100% de la capacidad de la misma.

Factores que afectan el desempeño de la bomba. Los factores que tienen mas efecto sobre la eficiencia volumétrica o desempeño de la bomba son la velocidad de operación y la altura (head) requerida. Por otra parte, una característica que intrínsecamente está asociada a la eficiencia de la bomba en cuanto a su desplazamiento y a su capacidad para transportar los fluidos hasta la superficie es el grado de ajuste o “apriete” entre el elastómero y el rotor, esto se conoce como interferencia. La interferencia en una bomba de cavidades progresivas se define como la diferencia entre el diámetro del rotor y el diámetro menor de la cavidad del estator, esta garantiza que exista el sello entre las cavidades que permite la acción de bombeo. Cuando la bomba es sometida a una diferencia de presión entre su succión y su descarga, el fluido trata de romper este sello para regresar a las cavidades anteriores, lo cual se conoce como escurrimiento (o resbalamiento). Si la interferencia es muy pequeña el sello se rompe fácilmente, lo cual produce un escurrimiento excesivo y una baja eficiencia volumétrica. El escurrimiento a su vez es función de la interferencia de la bomba a condiciones de operación, del diferencial de presión en la bomba y de la viscosidad del fluido La Figura N° 23 muestra la relación entre head y resbalamiento para tres bombas de igual capacidad volumétrica pero de diferentes alturas. Nótese (para una misma bomba) que a medida que se incrementa el head, el resbalamiento es mayor. También se puede concluir de este gráfico, que entre mayor altura tenga la bomba, el escurrimiento es menor.

Finalmente cabe destacar que una baja interferencia originaría un alto escurrimiento, pero una interferencia de operación excesiva producirá un torque de fricción muy alto que podría conducir eventualmente a la destrucción del estator (elastómero). A su vez existen factores que inciden directamente sobre la interferencia, entre los cuales destacan la temperatura de operación, las características de los fluidos del pozo y la presión interna en la bomba. Temperatura de Operación.- La temperatura origina una expansión térmica del elastómero y una expansión menos notable en el rotor metálico, lo cual incide directamente en la interferencia, y por ende, en la eficiencia de la bomba. Fluidos del pozo.- Incluso en el caso de hacer una adecuada selección del elastómero, considerando su compatibilidad (o incompatibilidad) con los fluidos del pozo, esto no significa que no se produzca Hinchamiento del elastómero por ataque químico, este hinchamiento incrementa la interferencia de la bomba la cual pudiera llegar a ser excesiva (interferencia menores al 3% son aceptables).Aunque no es posible corregir el hinchamiento del elastómero una vez que el mismo tenga lugar, se cuenta con la flexibilidad de utilizar un rotores de diámetro transversal mas reducido (subdimensionados o undersize) y de esta manera reducir la interferencia. Otra característica de los fluidos que se relaciona con la interferencia (aunque no la afecta directamente), es la viscosidad. La viscosidad está asociada realmente con el escurrimiento, ambas son inversamente proporcionales. Para fluidos muy viscosos se pueden utilizar menores interferencias. Presión interna en la bomba..- La presión en la bomba tiende a comprimir el elastómero deformando las cavidades aumentando el tamaño de la mismas, disminuyendo así la interferencia. Este efecto se conoce en la literatura como “Compression Set”.

Nomenclatura de las B.C.P. según los fabricantes. En general los fabricantes han desarrollado nomenclaturas que reflejan la capacidad hidráulica de las bombas, presentando por ejemplo el caudal teórico (desplazamiento volumétrico) para 500 (ó 100) R.P.M. y la altura hidráulica (o Head) máximo de operación. A continuación se presenta la nomenclatura de las bombas de cavidades progresivas de subsuelo para distintos fabricantes.

Notas: (1) Las bombas CTR serán discutidas más adelante. (2) Es posible que estas bombas actualmente presenten nomenclatura diferente o estén descontinuadas. Nótese que cada fabricante utiliza su propia nomenclatura, debido a esto, se formó un grupo internacional formado principalmente por fabricantes de BCP quienes trabajaron en la elaboración de las normas ISO WD 15136 que, entre

otras cosas, trataron de homologar las especificaciones para las BCP de subsuelo. Algunos fabricantes incluye en sus catálogos la nomenclatura homologada.

Selección de los Equipos (diseño). Antes de comenzar a diseñar un método de producción, es de suma importancia contar con todos los datos necesarios para ello y los mismos deben de ser del todo confiables a fin de garantizar el diseño adecuado, en este punto hay que destacar que no existe una solución (o diseño único) y que la misma depende de diversos factores técnico económicos incluyendo las políticas de explotación del yacimiento. Existe una diversidad de ecuaciones, tablas, nomogramas, etc, para el diseño o selección de los equipos; no obstante, muchos de estos recursos fueron elaborados bajo determinadas suposiciones, las cuales no siempre reflejan la realidad del campo. En algunas oportunidades se cuenta con factores de ajuste para corregir los resultados obtenidos de las gráficas, no obstante, los mismos arrojan resultados aproximados y en algunas oportunidades dichos factores no se han desarrollado. Ejemplo de lo anteriormente expuesto lo representan las curvas de capacidad de las bombas, las cuales fueron diseñadas para fluidos de muy baja viscosidad (agua), consideran fluidos monofásicos (desprecian el gas a manejar por la bomba), los nomogramas para el cálculo de la carga axial en los cabezales no consideran el efecto de los diámetros de las cabillas en la presión ejercida sobre el rotor de la bomba y por ende en la carga axial a soportar por el cabezal, igualmente no se considera geometría del pozo para predecir los puntos de contacto de las cabillas con la tubería de producción etc. Un diseño manual puede ser desarrollado como una aproximación y solo debe ser realizado de esta manera luego de tener un conocimiento completo de todos los factores o variables que intervienen en la dinámica del sistema pozo-completación y contar con estadísticas del desempeño de los equipos correctamente diseñados e instalados en el campo; aún así, bajo determinadas condiciones tales como: alta relación gas liquido, crudos muy viscosos, pozos de alto caudal, profundidades considerables de asentamiento de bomba, pozos desviados u horizontales, etc., repercuten en comportamientos complejos desde el punto de vista hidráulico y mecánico, además imposibilitan realizar diversas sensibilidades en tiempos razonables, sobre todo considerando el gran dinamismo de las operaciones petroleras.ara solventar lo anteriormente expuesto, se han desarrollado numerosos programas comerciales de computo (software), los cuales incluyen sofisticados y complejos algoritmos de calculo para predecir comportamientos multifásicos, mecánicos e hidráulicos en el pozo.

En los siguientes puntos se expondrá un conjunto de observaciones a tener en mente a la hora de realizar el diseño de un sistema de bombeo por cavidades progresivas para finalmente presentar un ejemplo, no sin antes insistir en la necesidad de utilizar los programas disponibles con la finalidad de obtener resultados precisos. Para la utilización de estos programas se hace necesario conocer los datos del yacimiento, características de los fluidos, datos mecánicos del pozo y datos de superficie. Para la adecuada selección de los componentes de subsuelo se hace necesario tener presente las presentes recomendaciones: Selección y profundidad de la bomba. Para la selección de la bomba se hace necesario conocer el comportamiento de afluencia del pozo, para lo cual es necesario contar con las presiones estáticas y fluyentes (o niveles estáticos y dinámicos), la respuesta de producción en concordancia con la(s) presión(es) fluyente(s), la presión de burbujeo, etc. Una vez construida la IPR del pozo se debe considerar que la tasa máxima para Ps = 0 es una medida de la capacidad del pozo, sin embargo en la práctica la mayor tasa que podría obtenerse depende de la profundidad de asentamiento de la bomba y la sumergencia. También es posible tomar la profundidad de asentamiento de la bomba (PB) como datum, referir las presiones a esta magnitud y construir “la IPR a profundidad de la bomba”. Es necesario calcular la tasa de gas libre (en barriles diarios) y la tasa de agua, ambos a la profundidad de la bomba (PB). El caudal total a manejar por la bomba será la suma de las tres tasas, petróleo, agua y gas. Con las ecuaciones presentada en el punto 7. de este documento, se puede estimar el diferencial de presión en la bomba o el head. Conociendo estas variables y utilizando las curvas tipo de las bombas (suministradas por los fabricantes), se puede determinar la velocidad de operación y los requerimientos de potencia en el eje de impulsión. Posteriormente se determina la necesidad de utilizar anclas de gas, los grados y diámetros de las cabillas y de la tubería de producción y finalmente los equipos de superficie, el cabezal de rotación y el accionamiento electro-mecánico. A manera de ejemplo, considere el siguiente ejercicio:

Torque requerido por el sistema y diámetro de la sarta de cabillas. El torque del sistema está compuesto de dos elementos: El Torque hidráulico, el cual es la fuerza necesaria para levantar el fluido y es función del desplazamiento de la bomba y de la altura hidráulica. Y el Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido, este es función de la velocidad de rotación, el diámetro y longitud de la sarta de cabillas (profundidad de la bomba), el área del espacio anular entre las cabillas y la tubería de producción. En el caso de fluidos de baja viscosidad el Torque por fricción es despreciable y por lo tanto el torque total es igual al torque hidráulico y el mismo es independiente de la velocidad de rotación. Ejemplo de baja viscosidad son los pozos que producen con altos cortes de agua o de gravedades API elevadas (crudos livianos). En estos casos, se puede utilizar el gráfico de la siguiente pagina; con base a este se obtiene que diámetro mínimo de cabillas a utilizar en nuestro ejemplo es de 3/4 pulg. Observe que este gráfico solo aplica para cabillas grado “D” y para fluidos de baja viscosidad, es decir que el diferencial de presión en la tubería de producción sea despreciable (se debe recordar que en este ejemplo, este diferencial es de 240 lpc.). Aquí se presenta uno de los problemas mencionados inicialmente sobre la aplicabilidad de los nomogramas, adicionalmente, si las cabillas son re-utilizadas, se tendría que recurrir a factores de seguridad pocas veces implícito en los nomogramas. Finalmente, se debe comentar que si la viscosidad es elevada el torque por fricción deja de ser despreciable y en casos extremos puede llegar a constituir un componente importante, inclusive crítico, del torque. En estos casos, las formulas para calcular el esfuerzo en las cabillas son muy complejas y no es posible resolver el problema gráficamente, teniéndose que recurrir a programas de computación. Con el propósito de continuar nuestro ejemplo, considerando el head calculado de 1372 mts.

y una bomba modelo 80TP2000, según en nomograma en referencia (Figura N° 30 , Anexo N° 6) se podrían utilizar cabillas de 3 / 4”. Ya que la tubería es de 2-7/8” se podría elegir una sarta de cabillas (usada) de 7/8” grado “D” o ahusada de 3/ 4” y 7/8”. Supondremos sarta completa de 7/8”.

De igual manera, para el cálculo de la carga axial que deberán soportar los rodamientos del cabezal de rotación se utilizará la siguiente gráfica (ver Figura N° 30 y Anexo N° 7). La misma relaciona las siguientes variables:

� Profundidad de la bomba � Diámetro de las cabillas � Altura total (o head) � Serie (diámetro) de la bomba.

La carga axial es la suma de dos componentes: � El peso aparente de la sarta de cabillas en el fluido, el cual es función de:

� La longitud de la sarta (profundidad de la bomba) � El diámetro (o el peso lineal) de las cabillas.

� El peso ejercido en el rotor por la altura hidráulica, el cual es función de: � La altura hidráulica. � La serie de la bomba (en área neta entre las cabillas y el rotor).

La altura hidráulica ejerce su presión en el rotor de la BCP, como lo hace en el pistón de la bomba mecánica. El peso aparente de la sarta de cabillas varía levemente según el peso especifico del fluido. Sin embargo estas variaciones de peso son despreciables en comparación con la carga axial total. Por lo tanto y con el fin de simplificar, este peso se puede calcular tomando el peso especifico del fluido igual a 1 gr/cm3. Esto es lo que se ha considerado para diseñar la gráfica anterior. Esta gráfica consta de tres partes o zonas:

� La zona izquierda permite determinar el peso propio de la sarta (Fr). � La zona derecha se utiliza para determinar el empuje ejercido por la altura hidráulica en el rotor (Fh). � La zona central en la cual se suman los dos componentes.

Con los datos del ejemplo: Profundidad de bomba = 3200 pies. Diámetro de cabillas = 7/8 “

Fr = 3500 daN Altura = 4500 pies Bomba serie 2-3/8” Fh = 1000 daN Carga axial = 4500 daN =10115 lbs. = 4,6 Tn Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se puede calcular el tiempo de vida. La selección final debe considerar el factor económico ya que elegir un cabezal con rodamientos para servicio pesado para operar a baja velocidad y baja carga podría durar mucho tiempo, pero estaría subutilizado. Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1-9-7/8”, con 4,6 Tn de carga axial y girando a 145 r.p.m., se obtiene

una duración mayor a las 100 Mhoras (mas de 11 años). Ver Figura N° 32

Suponiendo ahora un cabezal modelo VH-100 con rodamientos de empuje estándar, se obtendría una duración de 600 Mhoras o sea casi 70 años (Ver Figura N° 33 y Anexo N° 8).Finalmente el diseño es el siguiente:

� Bomba modelo 80TP2000 instalada a 3200 pies. � Tubería de 2-7/8” con cabillas de 7/8”. � Velocidad de operación 145 r.p.m. � Cabezal de rotación de 9000 lbs � La potencia del motor dependerá del equipo de superficie a utilizar, estos es, motovariador, moto reductor o equipos

de poleas y correas. � La potencia en el eje es de 7,3 Hp � El torque del sistema 264 lbs-pie.

En cuanto al cálculo de la carga axial y la selección del cabezal de rotación se incluye en este trabajo (Ver Anexo N° 9, Drivehead Ratings. Technical Letter), una interesante nota técnica para su consideración. Se debe mencionar que este es un ejemplo sencillo de calculo, con la finalidad de mostrar la metodología en general ya que, tal y como se ha expuesto anteriormente, para casos complejos, es necesario recurrir a modelos y algoritmos que tratan de representar el comportamiento real en el pozo de una manera más exacta. En el Anexo N° 10 se incluyen nomogramas adicionales para facilitar las aproximaciones manuales, entre los cuales se encuentran nomogramas para correcciones de viscosidad en función de la temperatura, para calcular la presión en el punto de burbujeo, etc; adicionalmente se anexan factores de conversión de uso frecuente. Por último, se presentan una serie de consideraciones a tener presente durante el diseño de un sistema BCP.

� Disponer del registro (o perfil) del pozo es importante para determinar los gradientes de presión y la capacidad de levantamiento de la bomba. Esta información también afecta otras decisiones, tales como la posición de asentamiento de la bomba, y la colocación de centralizadores de cabilla.

� Conocer la completación mecánica del pozo es muy importante para determinar la colocación de la bomba o del ancla de gas, sobre todo en aquellos pozos con forro ranurado y empaque con grava.

La historia de producción de arena del pozo es un elemento de decisión importante al momento de determinar la profundidad de colocación de la bomba. Por ejemplo, en un pozo completado en una zona con historia de alta producción de arena, es conveniente colocar la bomba a menor profundidad (sobre el tope de las arenas productoras) y probablemente colocar una cola o tubo de barro mas largo.

� En general, entre más baja se coloque la bomba más alto es el caudal que se podrá alcanzar, pues es posible lograr menores presiones de fondo fluyente, y probablemente una mejor eficiencia volumétrica. Sin embargo al bajar la bomba se puede incrementar la arena manejada por el sistema, la cual aumentará el nivel de abrasión, perjudicando así la vida útil de los equipos de subsuelo.

� En caso de no contar con una medición de la presión de cabezal, es necesario conocer la geometría de la línea de flujo para estimar los cambios de presión entre la estación y el cabezal por elevación y la pérdidas por fricción.

� Las curvas de catálogo son representaciones del comportamiento promedio de las bombas utilizando generalmente agua (viscosidad de 1 CP) y un rotor estándar, es recomendable ensayar en un banco de pruebas la bomba, una vez adquirida esta, con el rotor seleccionado y construir la curva real comparándola con la del catálogo; esto es

importante tanto antes de instalar la bomba en el pozo, como parte del protocolo de pruebas una vez recuperada la misma para determinar su posible reutilización. En la siguiente figura se ilustra el desempeño teórico (curva roja) y real (curva vende) de una bomba 3TP1300.

� Para la selección del diámetro de la tubería de producción es necesario considerar en primer lugar el esquema de producción (por el eductor o por el anular). En el caso de producción por el espacio anular se puede usar una tubería más pequeña, pero debe asegurarse que exista espacio suficiente en el tubo inmediatamente por encima de la bomba para absorber el movimiento excéntrico del rotor, especialmente a nivel del acople.

Cabe destacar la importancia de corroborar que todos los elementos a bajar por el interior de la tubería de producción, tengan un diámetro externo que lo permita y un espacio adicional para considerar la utilización de pescantes.

En algunos casos el diámetro de la hélice del rotor (D+2E) es mayor que el cuello o conector de este con la sarta de cabillas, así que se debe tener presente esta medida a la hora de seleccionar los niples, botellas, tuberías y cualquier elemento que se coloque sobre la bomba. Por ejemplo, la en la bomba 15TP1200 prevalece el diámetro del conector ya que es de 1.25” y D+2E es de 1.39; mientras que en la bomba 430TP2000, prevalece D+2E con 2.91” vs 2.26” del conector.

� Al momento de diseñar la sarta de cabillas es posible emplear sartas ahusadas, pero en general la componente mayor del esfuerzo soportado por la cabilla se debe al torque producido en la bomba, por lo tanto la mejora que se observa en el tramo superior, al reducir el peso de la sarta, no compensa la reducción de resistencia asociada a la reducción de diámetro del tramo inferior. En crudos de alta viscosidad, el área de flujo entre los acoples de cabilla y la tubería de producción puede ser crítica. Nótese que si se sobredimensiona el diámetro de las cabillas, también se reduce el espacio anular entre los acoples y la tubería, lo cual produce un aumento de la presión de descarga de la bomba y por lo tanto un aumento del torque hidráulico. En casos donde las pérdidas por fricción sean relevantes es aconsejable el uso de acoples reducidos (slim hole couplings) o cabillas continuas.

� La eficiencia volumétrica de las BCP, al igual que la de otros tipos de bombas, es afectada de manera significativa por la presencia de gas libre. Es por ello que en los casos donde se espera tener fracciones de gas significativas a la entrada de la bomba, se recomienda invertir esfuerzos en la separación de gas.

� Las propiedades físico químicas del crudo y el gas son de gran importancia para determinar la concentración de aquellos componentes que atacan los elastómeros en el líquido son los aromáticos y asfaltenos y en el gas el CO2 y el H2S.

� En el caso particular de crudos pesados y extrapesados, muchas veces se presenta el fenómeno de la espumosidad del crudo, mediante la cual el gas se encuentra disperso en forma de pequeñas burbujas dentro del crudo, confiriéndole al fluido una movilidad muy por encima de lo esperado para las altas viscosidades de este crudo y una densidad bastante menor a la del líquido. Lo contrario ocurre con la formación de emulsiones, en cuyo caso las caídas de presión suelen estar muy por encima de las correspondientes a la viscosidad del crudo.

� Para realizar una correcta selección del moto-reductor, es necesario contar con el torque requerido en superficie a la máxima velocidad de bombeo esperada. Este torque depende del tipo de bomba, el diferencial de presión en la misma y del roce de las cabillas con el fluido en el eductor. Una vez conocido el torque, se selecciona la caja reductora cuya relación de transmisión permita obtener la máxima velocidad de rotación esperada para la sarta. Seguidamente se verifica que el torque máximo de la caja reductora sea mayor a requerido en un 10 ó 20%.

� No existe una solución única para un diseño BCP, la idea es elegir la mas adecuada dependiendo de las políticas o criterios que se manejen tales como mayor producción, rentabilidad, estandarización, soporte del suplidor de los equipos (asesoría post venta), etc.

� La selección del elastómero y del rotor es de suma importancia ya que de ellos dependerá la magnitud de la interferencia y por ende la eficiencia de la bomba.

La tabla siguiente muestra las características generales de los Elastómeros utilizados en las BCP, no obstante para ser mas asertivo en la selección, es necesario realizar pruebas de compatibilidad de los materiales con los fluidos del pozo recreando en lo posible el ambiente (presión, temperatura, presencia de gas, etc) en el cual se encontrará operando el material elastomérico. Las muestras vírgenes de Elastómeros (probetas) una vez envejecidas, deben ser sometidas al conjunto de ensayos mecánicos para determinar como se afectan sus propiedades mecánicas al entrar en contacto con los fluidos del pozo. Un elastómero no debería presentar variaciones en sus propiedades mecánicas, mayores a las siguientes:

En una buena práctica elaborar gráficos o curvas que muestren las propiedades mecánicas en función del tiempo de envejecimiento, las Figuras N° 35 y 36 muestran las variaciones en cuanto a hinchamiento y dureza para diversos tipos de elastómeros.