Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones, Diagnóstico, Análisis de Falla y Trouble Shooting

Transcripción

1 Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones, Diagnóstico, Análisis de Falla y Trouble Shooting Dictado por: Ing. Nelvy Chacín Septiembre 08 al Hotel Hampton Inn. El Tigre, Venezuela

2 CONTENIDO 1. Introducción Historia. 2. Aplicaciones del Bombeo por Cavidades Progresivas 3. Resultados obtenidos con el método. 4. Principio de funcionamiento de la Bomba. 5. Conceptos básicos de producción. 6. Descripción de los equipos Equipos de Subsuelo El Estator El Elastómero El Rotor El Niple de Paro Otros equipos de subsuelo (accesorios). 6.2.Equipos de Superficie Cabezales de Rotación Motovariadores Mecánicos Motorreductores Variadores de Frecuencia Equipos Integrados de polea y correa. 7. Características Operativas de las BCP. 8. Clasificación de las Bombas de Cavidades Progresivas. 9. Nomenclatura de las B.C.P. según los fabricantes. 10. Selección de los Equipos (diseño) Selección de Equipos de Subsuelo Selección de Equipos de Superficie. 11. Instalación de Equipos Instalación de Equipos de Subsuelo Instalación de Equipos de Superficie. 2

3 12. Puesta en Marcha del Sistema. 13. Diagnóstico y Optimización. 14. Mantenimiento de los equipos. 15. Resolución de Problemas Típicos. 16. Diagnóstico de fallas (Post Mortem) 17. Almacenamiento y manejo de equipos. 18. Aplicaciones especiales. 19. Suplidores de Equipos B.C.P. 20. Anexos. 3

4 LISTA DE FIGURAS Fig. N Descripción Pag. 1 Sección transversal de una BCP. 2 Disposición de las cavidades en una BCP. 3 Componentes de subsuelo de una BCP. 4 Esquema de un pozo en condiciones estáticas. 5 Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. 6 Indice de Productividad constante. 7 Indice de productividad variable. 8 IPR compuesta para yacimientos subsaturados. 9 Corte longitudinal de un estator. 10 Corte transversal de un Rotor. 11 Niples de Paro. 12 Accesorios de Subsuelo. 13 Equipo de superficie de poleas y correas. 14 Cabezal de Rotación utilizado en Occidente. 15 Evolución de los equipos de superficie. 16 Variadores de Frecuencia. 17 Equipos Integrados de polea y correas. 18 Cabezal VH-100HP. Detalles de los rodamientos y componentes externos. 19 Cabezal VH-100HP. Detalles del sistema de frenado. 20 Cabezal VH-100HP. Detalles del prensaestopas. 21 Geometría del Estator y del Rotor. 22 Calculo de la presión en la bomba. 23 Efecto de head en el escurrimiento. 24 Bomba tipo Insertable ensayadas en los pozos de la Costa Oriental de Lago de Maracaibo. 4

5 25 Otro diseño de Bomba tipo insertable. 26 Bombas de diversas geometrías. 27 Geometría de los rotores y su relación con las capacidades de la bomba. 28 Programa para selección de equipos BCP. 29 Ejemplo de diseño/selección de equipos. 30 Nomograma para selección de las cabillas 31 Nomograma para el cálculo de carga axial. 32 Curva L10 cabezales de 9000 lbs. 33 Curva L10 cabezal de lbs. 34 Curvas real y promedio de una BCP. 35 Curvas de Hinchamiento. 36 Curvas de Dureza. 37 Espaciamiento del rotor. 38 Fotografías de los acoples mecánicos y del variador de frecuencia. 39 Completación con Motovariador. 40 Completación con Moto Reductor. 41 Completación con Poleas y Correas. 42 Gráfico de variables de operación independientes de la completación. 43 Gráfico de variables de operación dependientes de la completación. 44 Esquema de una BCP con motor de fondo. 45 BCP Metálica. 46 Sección de una BCP tipo CTR. 5

6 LISTA DE TABLAS Tabla N Descripción Pag. 1 Resultados obtenidos con el método BCP. 2 Características de algunos elastómeros. 3 Características de otros materiales usados en los Estatores BCP. 4 Comparación Motovariador Vs. Motorreductor. 5 Equipos Integrados. Especificaciones. 6 Nomenclatura de las BCP según el fabricante. 7 Aplicabilidad de los diversos Elastómeros. 8 Torque recomendado para tuberías de Producción. 9 Torque recomendado para las cabillas. 10 Identificación de fallas en Rotores. 11 Identificación de fallas en Estatores. 12 Fabricantes / Suplidores de Equipos BCP. 6

7 LISTA DE ANEXOS Anexo 1. A comparative analysis of eficiency and Horsepower Between PCP and plunger pump. Anexo 2. The Progressing Cavity Pump. Principle and Capabilities. Anexo 3. Acoustic Determination of Producing Bottomhole Pressure. Anexo 4. Development of Rod Guides for PCP. Anexo 5. Curvas Teóricas de operación de las BCP. Anexo 6. Nomograma para selección de cabillas. Anexo 7. Nomograma para el cálculo de la carga axial. Anexo 8. Curva de vida de rodamientos, cabezal VH-100. Anexo 9. Drivehead Ratings. Technical Letter. Anexo 10. Nomogramas y factores de corrección de uso frecuente. Anexo 11. Selecting a Progressive Cavity Pumping System. Anexo 12. Nomograma para el cálculo del espaciamiento. Anexo 13. Guías para facilitar el diagnóstico de sistemas BCP. Anexo 14. PCP Downhole water injection tool. Anexo 15. Resultados de un proyecto SAGD con la aplicación del sistema BCP. 7

8 1. Introducción - Historia. La Bomba de Cavidades Progresivas (B.C.P.) fue inventada en 1932 por un Ingeniero Aeronáutico Francés llamado René Moineau, quién estableció la empresa llamada PCM POMPES S.A. para la fabricación de la misma. En sus inicios, estas bombas fueron ampliamente utilizadas como bombas de superficie especialmente para el bombeo de mezclas viscosas. Actualmente, el mayor número de bombas de cavidades progresivas instaladas para la extracción de petróleo se encuentran en Canadá. Las primeras Bombas de Cavidades Progresivas (B.C.P. de subsuelo) utilizadas en Canadá fueron instaladas en 1979 en pozos de petróleo con alto contenido de arena y bajas gravedades API (crudos pesados). En la actualidad, se utilizan también en pozos productores de crudos medianos y livianos, especialmente con alto contenido de agua. En Venezuela, las Bombas de Cavidades Progresivas de subsuelo comenzaron a evaluarse a mediados de los años 80. Los resultados no fueron del todo satisfactorios y esto se debió en gran parte a lo relativamente incipiente de la tecnología en el país y al desconocimiento del alcance y limitaciones del sistema. Hoy en día, se cuenta con instalaciones exitosas en pozos de crudos viscosos; bajos y medianos; y aplicaciones a moderadas profundidades. Las limitaciones del método continúan siendo la incapacidad de los elastómeros para manejar altas temperaturas, crudos livianos con bajo corte de agua y alto contenido de aromáticos, medianos a altos volúmenes de gas libre (el gas afecta la bomba de dos maneras, atacándolo directamente y por el calor que se genera al ser sustituido los líquidos por la mezcla gaseosa). De igual manera, desde el punto de vista mecánico las cabillas representan un elemento con una capacidad limitada al esfuerzo combinado al torque y tensión constituyendo algunas veces a ser el equipo que impone la restricción en el diseño del sistema. Por último, cabe mencionar que estas bombas son muy versátiles excepto en lo referente a su compatibilidad entre modelos y marcas ya que ni los Estatores ni los rotores son intercambiables. 8

9 2. Aplicaciones del Bombeo por Cavidades Progresivas El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primera opción a considerar en la explotación de pozos productores de petróleo por su relativa baja inversión inicial; bajos costos de transporte, instalación, operación y mantenimiento; bajo impacto visual, muy bajos niveles de ruido y mínimos requerimientos de espacio físico tanto en el pozo como en almacén. Las posibilidades de las bombas de ser utilizadas en pozos de crudos medianos y pesados; de bajas a medianas tasas de producción; instalaciones relativamente profundas; en la producción de crudos arenosos, parafínicos y muy viscosos; pozos verticales, inclinados, altamente desviados y horizontales y pozos con alto contenido de agua, las constituyen en una alternativa técnicamente apropiada para la evaluación del potencial de pozos o como optimización y reducción de costos. Al sustituir grandes equipos de Bombeo Mecánico, se reduce el impacto ambiental (ruidos, derrames, etc), gastos asociados a consumo energético, optimización (cambios de velocidad de operación), diagnóstico y optimización, adicionalmente, en pozos de crudos viscosos se eliminan los problemas de flotabilidad de cabillas (seno). En el Anexo N 1, se incluye un trabajo comparativo de l método BCP con el convencional (balancín) en cuanto a eficiencia y requerimientos de potencia. De igual forma, como alternativa a pozos de gas lift, permite liberar capacidad de compresión y gas (sobre todo en pozos con altas producciones de agua) y optimizar la utilización de este último. En general, el sistema de BCP es una alternativa económica y confiable que resuelve muchos de los problemas presentados por otros métodos de levantamiento artificial y una vez optimizado el sistema, su control y seguimiento es muy sencillo. 9

10 3. Resultados Obtenidos con el método. A continuación se muestran las estadísticas de las aplicaciones del bombeo por cavidades progresivas para Venezuela e internacionalmente. Nótese que se han alcanzado periodos de operación superiores a los 8 años, aplicaciones en pozos horizontales en las cuales la bomba se instaló en una sección a noventa grados con respecto a la vertical, gravedades API de hasta 45, profundidades superiores a los 9000 pies y viscosidades de hasta cps. País Variable Resultados Equipo / Observaciones Obtenidos Material Venezuela Producción 525 MBls Bombas Asociada a 150 Total serie 5 bombas instaladas Canadá Mayor Tasa/pozo 5270 b/d Bomba Multilóbulo Pozos productores de agua. California, Mayor Posición Bomba Dog Leg de hasta USA desviación Horizontal 300TP / 100 pies. Texas, Crudo mas Gravedad Elastómero Temperatura USA Canadá Canadá liviano Mayor contenido de arena Mayor contenido de H2S Canadá Mayor vida útil Ecuador Profundidad de la bomba Canadá Crudo mas pesado Argentina Mayor Temperatura Texas Mayor contenido de aromáticos Wyoming Mayor contenido de CO2 API de % en Volumen Hasta un 7 % de H2S 99 meses (mas de 8 años) Mayor de 9800 pies Gravedad API de F / 127 C 15% de aromáticos solventes 30% de contenido de CO2 usado: 199 Elastómero usado: 194 Elastómero usado: 159 Bomba 240TP600 Bomba 180TP3000 Bomba 660TP2000 Elastómero 159 Elastómero 204 Elastómero F Duración promedio de 6 a 9 meses. Temperatura 46 C Elastómero 159 Viscosidad cps. Bomba 300TP1800 Bomba 200TP1800 Bomba 200TP1800 TABLA N 1. Resultados obtenidos con el método BCP 10

11 Adicionalmente, en Venezuela se has alcanzado tasas superiores a los 2500 b/d (Cerro Negro) y profundidades de bomba mayores a los 7500 pies (campo Boscán). 11

12 4. Principios de Funcionamiento de la Bomba. 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. ELASTOMERO i/2 ROTOR i/2 FIGURA N 1. Sección transversal de una BCP 12

13 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. FIGURA N 2. Disposición de las cavidades en una BCP 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. 13

14 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) SARTA DE CABILLAS TUBERIA DE PRODUCCION ELASTOMERO ROTOR NIPLE DE PARO ANCLA ANTI-TORQUE ANCLA DE GAS FIGURA N 3. Componentes de subsuelo de una BCP 14

15 5. 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. THP=0 LF CHP=0 NE PB H = PB - NE ARENA PRODUCTORA BOMBA Ps FIGURA N 4. Esquema de un pozo en condiciones estáticas. 15

16 THP LF CHP = 0 ND PB P2 H = PB - ND ARENA PRODUCTORA P1 BOMBA Pwf FIGURA N 5. Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. 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 mas baja el nivel de fluido en el espacio anular, mas aumenta la afluencia del fluido. El nivel se estabiliza cuando la producción del 16

17 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. IP = Q. Ps - Pwf Donde: IP = Indice de Productividad (B/D/Lpc) Q = Tasa de producción líquida (B/D) Ps = Presión promedio del yacimiento (Lpc) 17

18 Pwf = Presión de Fondo Fluyente (Lpc). El diferencial de presión (PS Pwf) se le conoce como draw-down La siguiente Figura ilustra de una manera gráfica, esta relación. Ps 0 Presión Pwf 0 Q Qmax Tasa FIGURA 6. Indice de Productividad constante. 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 18

19 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. Ps Presión Pwf 0 Q Qmax Tasa FIGURA N 7. Indice de productividad variable. 19

20 La curva de IPR varia con el recobro acumulado de fluidos del yacimiento y con el mecanismo de producción. Vogel desarrolló en un computador un estudio del comportamiento de afluencia utilizando las aproximaciones de Weller. Weller derivó ecuaciones para describir los perfiles de presión y saturación en las cercanías de un pozo perteneciente a un yacimiento subsaturado de hidrocarburos. Con estas ecuaciones, Vogel consideró diferentes draw-down, fluidos y propiedades de rocas y obtuvo una curva para las relaciones Pwf/Ps y Q/Qmax cuya expresión matemática general es la siguiente: Q / Qmáx = x (Pwf / Ps) 0.8 x ( Pwf / Ps) 2 Esta expresión es conocida como la ecuación de Vogel y se utiliza para yacimientos produciendo por debajo del la Presión de Burbujeo. La figura abajo mostrada representa la IPR para un yacimiento subsaturado. Línea recta (IP) Ps Pb (Qb,Pb) 0 Qb Qmax FIGURA N 8. IPR compuesta para yacimientos subsaturados. 20

21 Conocida la Presión de Burbujeo y una prueba de producción (Q) y la presión fluyente correspondiente (Pwf), se pueden calcular el IP y la Qb mediante la siguientes expresiones: El Qmax se calcularía así: IP = Q / ( Ps Pwf) Qb = IP x (Ps Pb) Qmax = (IP x PB) + Qb 1.8 Con estos datos se puede predecir cual será la producción dada cualquier Pwf o (nivel dinámico convertido a presión) sobre o debajo de la presión de burbujeo. Para Pwf mayor o igual a PB: Para Pwf menor a PB: Q = IP x (Ps Pwf) Q = Qb + (Qmax Qb) x (1-0.2x(Pwf/Pb) 0.8x(Pwf/Pb) 2 ) 21

22 6. Descripción de los equipos Equipos de Subsuelo El Estator. El Estator es un cilindro de acero (o Tubo) revestido internamente con un Elastómero sintético (polímero de alto peso molecular) moldeado en forma de dos hélices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un proceso y especial. El Estator se baja al pozo con la tubería de producción (bombas tipo Tubular o de Tubería) o con la sarta de cabillas (bombas tipo Insertables). La figura N 9 muestra un corte longitudinal de un Estator. ELASTOMERO ESTATOR FIGURA N 9. Corte longitudinal de un estator. Un Estator se obtiene por inyección de un Elastómero a alta temperatura y a alta presión entre la camisa de acero y un núcleo. Este núcleo, negativo del perfil interno del Estator, es similar a un Rotor de dos lóbulos. Antes de la inyección del Elastómero, se recubre con un adhesivo la superficie interna de la camisa de acero (tubo). Luego del vulcanizado el Elastómero, se enfría y se contrae, lo que permite extraer el núcleo. La magnitud de la contracción depende del 22

23 tipo de Elastómero. Los Estatores fabricados con el mismo Elastómero y el mismo núcleo, son todos idénticos 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 mas utilizados en la aplicación BCP, poseen base Nitrílica (convencionales), Hidrogenación Catalítica (Elastómeros Hidrogenados) o Fluoelastómeros. Características deseables en los Elastómeros. Buena resistencia química a los fluidos a transportar. Buena resistencia térmica. Capacidad de recuperación elástica. Adecuadas propiedades mecánicas, especialmente resistencia a la fatiga. Propiedades mecánicas mínimas requeridas. Hinchamiento: del 3 al 7% (máximo). Dureza Shore A: 55 a 78 puntos. Resistencia Tensíl: Mayor a 55 Mpascal Elongación a la ruptura: Mayor al 500% Resistencia a la fatiga: Mayor a ciclos Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm. Los cambios mas comunes en las propiedades mecánicas de los Elastómeros son: el Hinchamiento, el Endurecimiento y el Reblandecimiento. 23

24 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. A continuación a manera de ejemplo se describen las características de algunos elastómeros distribuidos comercialmente. Elastómero 159 Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo (es un caucho). Su distribuidor (y fabricante) lo utiliza como estándar para comparación de la solidez y resistencia química de los Elastómeros, así como también para definir los rangos de temperatura en las especificaciones de los rotores. Se utiliza corrientemente en fluidos que contienen hasta 6% de H2S y 3% de aromáticos. A 30 C (86 F) resiste hasta 6% de aromáticos. La temperatura de servicio alcanza 120 C (248 F), la resistencia a la abrasión es buena hasta 40 C (104 F). Tiene excelentes módulos de corte y desgarramiento. Una de sus mayores ventajas es su resistencia a la descompresión explosiva. Elastómero 194 Es un butadieno-acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo. Este Elastómero fue desarrollado para crudos pesados con alto contenido de arena. La resistencia a la abrasión es buena (dureza Shore A = 58) y 24

25 resulta muy reducido el desgaste de los rotores en condiciones abrasivas. El módulo de corte es excelente, el módulo de desgarramiento es bueno pero no se recomienda un ajuste (interferencia) excesivo entre el Rotor y el Estator. La temperatura máxima de servicio recomendada es de 100 C (212 F). Este Elastómero se ha probado como adecuado para pozos de agua y para el desagüe de los pozos de carbón-gas de metano. Elastómero 198 Un butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho). Este Elastómero fue desarrollado para obtener una mayor resistencia al H2S y a mayor temperatura que la del caucho. La resistencia a la abrasión es buena. El módulo de corte es excelente. La resistencia a los aromáticos no es tan buena como la de los Elastómeros tipo caucho. La temperatura máxima de servicio recomendada es de 160 C (320 F), sin embargo, sigue siendo probado al respecto. Elastómero 199 Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 50% de nitrílo. Su resistencia a los aromáticos es buena, se ha utilizado con éxito en fluidos con 13% de aromáticos a 40 C (104 F). Su resistencia a la abrasión es baja. El módulo de corte es excelente y su resistencia a la temperatura es levemente mejor a la del 159. Elastómero 204 Es un co-polimero fuorocarbono butadieno. Este Elastómero fue desarrollado para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a los gases ácidos (CO2 y H2S). Algunas bombas fabricadas con este Elastómero han operado por 3 años en pozos con 28% de CO2, 3% de H2S en el gas y 3% de aromáticos en el crudo. Los ensayos de campo continúan. El módulo de corte es muy bajo, el módulo de desgarramiento es bueno. Se debe utilizar una baja interferencia entre el Rotor y el Elastómero. En la siguiente tabla se resume el desempeño de los Elastómeros presentados anteriormente, se debe destacar que la nomenclatura es propia del fabricante y que la misma, la formulación (y por ende las propiedades) varían de un fabricante a otro. 25

26 Abrasión B A A C B Ampollas de gas A B B A A Crudos Pesados A A B C B Crudos Medianos A B B A B Crudos Livianos C C C A A Aromáticos B C C A A CO2 B C B B A H2S B B A B A Pozos de Agua B C C C C Máx. Temp. ( C ) Máx. Temp. ( F ) Escala: A:Excelente B:Aceptable C:Insatisfactorio TABLA N 2. Características de algunos elastómeros. Otra empresa, ofrece sus Elastómeros clasificados como bajo contenido de acrilo-nitrilo (NBRA), contenido medio de acrilo-nitrilo (NBRM), nitrílos hidrogenados (HNBR) y Vitón TM. La siguiente tabla muestra el desempeño de estos materiales. NBRA NBRM HNBR VITON Resistencia Mecánica Resistencia a la abrasión Tolerancia al CO Tolerancia al H2S Tolerancia a aromáticos Alta temperatura Escala: +++Excelente ++ Muy Bueno + Bueno - Pobre -- Muy Pobre TABLA N 3. Características de otros materiales usados en los Estatores BCP. Existen nuevos desarrollos, aun en fase de prueba, para aplicaciones con alta temperatura (pozos inyectados con vapor de agua), crudos muy livianos y bajos cortes de agua, etc.. 26

27 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. FIGURA N 10. Corte transversal de un Rotor El Niple de Paro. El Niple de Paro es un tubo de pequeña longitud (corto) el cual se instala bajo el Estator (bombas tubulares) y cuya funciones principales son: 27