Produccion y maquinaria de produccion de pozos de petroleo by Jonathan Barrios

PRODUCCION Y MAQUINARIA DE PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO

POR: ALEJANDRO BARBOSA HERNANDEZ

FACILIDADES DE SUPERFICIE Y PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO CORPORACIÒN INSTITUCIONAL DEL PETRÒLEO VILLAVICENCIO/META 2009

PRODUCCION Y MAQUINARIA DE PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO

POR: ALEJANDRO BARBOSA HERNANDEZ

TRABAJO DE GRADO PRESENTADO COMO REQUISITO PARA OBTAR AL TITULO DE TECNICO EN FACILIDADES DE SUPERFICIE Y PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO

ASESOR: Ing. Gilberto Cรกrdenas

FACILIDADES DE SUPERFICIE Y PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO COINSPETROL VILLAVICENCIO/META 2009

NOTA DE ACEPTACION

_________________________________

_______________________________ __ FIRMA JURADO

_________________________________ FIRMA JURADO

_________________________________ DIRECTOR DEL TRABAJO

VILLAVICENCIO – META

DEDICATORIA Le dedicamos este trabajo de grado, a los profesores los que nos han acompañado a lo largo de mi estudio en la corporación institucional del petróleo, quiero dedicar este trabajo a la institución por haberme preparado para poder salir a laborar en la industria del petróleo…

AGRADECIMIENTOS

Para la realización de este proyecto se requirió un gran esfuerzo por parte del autor, pero este proyecto fue recompensado por parte de los directivos de coinspetrol; debido a que estuvieron muy pendientes de mi proyecto y especialmente al Ing. Gilberto Cárdenas porque fue una persona muy importante a la hora de desarrollar este proyecto, ya que sin él no se hubiera podido realizar este proyecto de grado; a todos los mencionados un enorme agradecimiento y mil gracias por acompañarme y solucionarme todas mis dudas..

CONTENIDO

1. INTRODUCCION 2. JUSTIFICACION 3. OBJETIVOS 3.1. OBJETIVO PRINCIPAL 3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS 4. MARCO TEORICO 5. PRODUCCION DE PETROLEO 6. EQUIPOS ESPECIFICOS PARA SISTEMAS DE PRODUCCION 6.1 EQUIPOS PARA PRUEBAS DE SUPERFICIE 6.1.1. CABEZAL 6.1.2. MANIFOLD 6.1.3. CALENTADOR 6.1.4. SEPÀRADORES 6.1.4.1 TIPOS DE SEPARADORES 6.1.5. COMPRESORES 6.1.6. BOMBAS DE TRANSFERENCIA 6.1.7. GAUGE TANK 6.1.8 TANQUES DE ALMACENAMIENTO 6.1.8.1 TANQUES VERTICALES (TECHO FIJO O FLOTANTE) 6.1.8.2 TANQUES VERTICALES 6.1.8.2.1. TANQUES DE TECHO FLOTANTE 6.1.8.2.2. TANQUES DE TECHO FLOTANTE INTERNO

6.1.8.4. ESFERA Y CIGARROS 6.1.8.4.1 CONCEPTOS BASICOS 6.1.8.4.2. ESFERAS 6.1.8.4.3. CIGARROS 6.1.9. GENERADOR ELECTRICO 7. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL (empleados en el meta) 7.1. BOMBEO MECANICO 7.1.1. COMPONENTES 7.1.1.1 UNIDAD DE BOMBEO 7.1.1.2. MOTOR 7.1.1.3. CABILLAS 7.1.1.4. BOMBA DE SUBSUELO 7.1.2. SIST CLASE I UNIDAD BOMBEO CONVENCIONAL 7.1.3. SIST BALANCEADA POR AIRE 7.1.4. SIST LUKIN MARK 7.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 7.2.1. DESCRIPCION DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 7.2.2. COMPONENTES DE SUBSUELO 8. BIBLIOGRAFIA

INTRODUCCION

Este trabajo fue basado en los componentes que se usan para la producción de petróleo en una estación como lo son: el cabezal, manifold, los separadores, el calentador, los tanques de prueba y los tanques de almacenamiento; también hay una pequeña explicación de cómo se extrae el petróleo, Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales y como se maneja el petróleo en una de las estación del departamento del meta, en este trabajo también encontramos dos sistemas de levantamiento artificial muy utilizados en nuestro departamento como son el sistema de levantamiento artificial de bombeo mecánico que quizás es una muy conocido por todos y también uno que se viene implementado como lo es el sistema electrosumergible. También hay las dos hipótesis de cómo se nació el petróleo y cuáles fueron sus componentes, se sabe que las dos hipótesis son una orgánica y la segunda es inorgánica,

JUSTIFICACION

Este trabajo básicamente fue realizado en basándose en una estación de petróleo, fue un tema que me decidí a escoger debido a que pienso que mi técnica tiene que ver con este tema, además vivimos en departamento que es productor de petróleo y hay muchas personas que ven estas estación pero no entiende su funcionamiento básico; por eso este trabajo les servirá para entender debido a que se encuentra con un terminología muy sencilla.

OBJETIVOS

Objetivo General: Este trabajo se hizo con el fin de prestarle una información muy importante y sencilla para que la sociedad estudiantil de coinspetrol pueda tener un concepto del petróleo y de cómo es su producción en una estación. Objetivos Específicos:   

Es un objetivo que por medio de este trabajo, demostrar cuales son los elementos de una estación para producir petróleo. Este trabajo fue realizado con la mayor brevedad posible para personas que no sepan nada acerca del petróleo puedan entenderlo muy bien. Brindar una información básica sobre los sistemas de levantamiento mas utilizados en el departamento del meta.

MARCO TEORICO La palabra petróleo (del latín petro: piedra, oleum: aceite) significa ACEITE DE PIEDRA. Es un líquido oleoso bituminoso de origen natural, color pardo o negro, fluorescente, compuesto por diferentes sustancias orgánicas. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrolífero o simplemente „crudo‟. Es el más útil y abundante de los combustibles descubiertos por el hombre en la corteza terrestre. Por su origen pertenece al grupo de los combustibles fósiles y debido a su estado se lo considera un combustible líquido. Origen del petróleo El tema del origen del petróleo sigue siendo un motivo de debate entre los hombres de ciencia, si bien la hipótesis generalmente aceptada es la que le atribuye un origen orgánico. Existen varias opciones para explicar el origen del petróleo: Hipótesis inorgánica Esta hipótesis sostiene que el petróleo se originó por la acción del agua sobre acetiluros metálicos con producción de metano y acetileno. La presión y la temperatura originaron luego otras reacciones y polimerizaciones formando los otros componentes del petróleo. Diversas informaciones de origen geológico (en los yacimientos de petróleo se han hallado siempre restos fósiles de animales y vegetales) han hecho que esta teoría fuera casi abandonada. Hipótesis orgánica-vegetal (Kramer) y orgánica animal (Engler) Según estas teorías, el petróleo se formó por descomposición lenta a presión elevada y al abrigo de grandes depósitos de algas marinas (hipótesis vegetal) o de restos de pequeños animales (hipótesis animal) ayudados por el calor que esa gran presión originó. A continuación se desarrolla la teoría: Durante la era terciaria en el fondo de los mares se acumularon restos de peces, invertebrados y de algas, quedando sepultados por la arena y las arcillas sedimentadas. Las descomposiciones provocadas por microorganismos, acentuadas por altas presiones y elevadas temperaturas posteriores, dieron origen a hidrocarburos. Al comenzar la era cuaternaria los movimientos orogénicos convulsionaron la corteza terrestre y configuraron nuevas montañas, la cordillera de los andes entre ellas. Los estratos sedimentarios se plegaron y el petróleo migró a través de las rocas porosas, como las areniscas, hasta ser detenido por anticlinales –pliegues con forma de A mayúscula- y por fallas que interrumpieron la continuidad de los estratos. El petróleo ocupa los intersticios de rocas sedimentarias muy porosas, acompañado habitualmente de gas natural y de agua salada.

PRODUCCION DE PETROLEO

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber: a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%. b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

FIGURA: esquema de un pozo de petroleo

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

EQUIPOS ESPECIFICOS PARA SISTEMAS DE PRODUCCION

FIGURA: ESQUEMA DE UNA ESTACION

EQUIPOS PARA PRUEBAS EN SUPERFICIE

EL CABEZAL El cabezal esta ubicado directamente sobre el pozo y es la primera pieza por la que fluye el fluido. Su principal función es controlar el flujo de fluidos desde y hacia el pozo. El cabezal puede proporcionar corte temporal de flujo para:  

Pruebas de pre-completamiento Drill stem testing



Pruebas de post-completamiento

Luego que el pozo se a probado y completado, el cabezal se remplaza por un equipo permanente conocido como árbol de navidad. El cabezal tiene cinco funciones principales: 1. soportar el peso de la sarta de prueba 2. permitir el movimiento arriba y abajo (reciproco) de la sarta de prueba; si se tiene conectada una swivel también permite su rotación. La necesidad de una swivel depende del tipo de equipo de prueba de subsuelo usado. Algunas herramientas pueden ser operadas completamente usando movimientos arriba y abajo, otras rotándolas y otras utilizando los dos movimientos. 3. controla el flujo de salida del pozo a través de una válvula de flujo. 4. permite conectar una línea para matar el pozo luego que haya concluido la prueba o durante una emergencia. La línea para matar el pozo es esencial para controlar la presión del pozo. El control de presión es esencial para sacar la Sarta del pozo luego de la prueba y es importante por razones de seguridad. 5. permite introducir herramientas a través de la válvula swab

MANIFOLD.

FIGURA: Diseño de un manifold

Se encuentra cerca del cabezal, su principal función es controlar el caudal y la presión. El fluido fluye del cabezal al manifold donde el caudal y la presión son reducido por unos orificios restrictivos

CALENTADOR

El calentador se encuentra después del manifold y antes de los separadores en la línea del fluido. Es calentador es utilizado para incrementar la temperatura de los fluidos que vienen del pozo por las siguientes razones:   

Prevención de hidratos Disminución de viscosidad Prevención de emulsiones

SEPARADORES

Los separadores de producción Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos. Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En a separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.

FIGURA: diseño interno de un separador trifásico

La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la atmosférica. Además de un proceso tecnológico, la separación envuelve procurar la mayor obtención de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de petróleo del yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando la producción está acompañada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos adicionales de tratamiento como el calentamiento, aplicación de anticorrosivos, demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques especiales para asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer las especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes. Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría de las unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en configuraciones horizontales o verticales. Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las plataformas petrolíferas. Los separadores verticales frecuentemente son especificados para aplicaciones GOR altos o bajos.

Ambas configuraciones emplean hardware similar, incluyendo desviadores de ingreso, extractores de neblina, e interruptores de vórtice. Los autores proveen formulas para la velocidad de caída de líquidos, el diámetro de caída, y el tiempo de retención de líquidos, así como también procedimientos paso-a-paso para la selección de unidades horizontales y verticales. Las tablas simplifican los cálculos y la selección de tamaños de recipientes. Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de presión y temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas, neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física de estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas. Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas que existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa. Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus componentes de petróleo crudo y agua. Este artículo discute los separadores de dos fases. Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de separación y cómo los varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas físicas en la corriente producida para lograr la separación adecuada. Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas cuando la relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños son escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos. TIPOS DE SEPARADORES: Por su configuración: verticales, horizontales y esféricos. Por su función: bifásicos y trifásicos

COMPRESORES

Debido a que las válvulas de control trabajan con un sistema neumático, se necesita un compresor para proporcionar el aire de instrumentación; el cual funciona con un motor eléctrico que se enciende cuando la presión disminuye a 60 PSI y se apaga cuando el compresor carga 100 PSI automáticamente.

FIGURA: Compresor de Aire

BOMBAS DE TRANSFERENCIA

Estas bombas son las encargadas de enviar el fluido desde el tanque de medición hasta los tanques de almacenamiento; Es una bomba centrifuga que trabaja con un motor eléctrico cuyo rango varia desde 17HP hasta 50HP dependiendo según su necesidad

FIGURA: imagen externa de una bomba de transferencia

FIGURA: estructura de una bomba de transferencia

GAUGE TANK

Están provistos de doble comportamiento para facilitar el desalojo de una de ellos; mientras que en el otro se mide. Este tanque tiene compuertas de ventilación, visores y una medida aforada con el fin de permitir el cálculo de la tasa de flujo promedio del pozo según la altura del fluido en el tanque.

FIGURA: estructura de un tanque de prueba

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que: Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones de consumo. Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por oleoducto o a destilación. Brindan flexibilidad operativa a las refinerías. Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y son los únicos aprobados actualmente por aduana.

FIGURA: imagen de un tanque de almacenamiento

Normas aplicables •ASTMAmerican Society for Testing Materials •APIAmerican Petroleum Institute •NFPANational Fire Protection Association •STISteel Tank Institute •ULUnderwriters Laboratories Inc. (E.U.A.) •ULCUnderwriters Laboratories of Canada

En nuestro país, comúnmente se diseña según normas API que hacen referencia a los materiales fijados por las normas ASTM, y se siguen las normas de seguridad dadas por NFPA.

Normas aplicables API 650: es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar sometidos es de 15 psig, y una temperatura máxima de 90 °C. Con estas características, son aptos para almacenar a la mayoría de los productos producidos en una refinería. Hay otras además de esta (API 620, API 12B, etc.) Para productos que deban estar a mayor presión (ejemplo LPG) hay otras normas que rigen su construcción . En aplicaciones especiales, se utilizan tanques criogénicos (ejemplo Almacenamiento de gas natural licuado), que se rigen por una norma específica. Tanques verticales –techo fijo o flotante Boca de sondeo: para la medición manual de nivel y temperatura, y para la extracción de muestras. Pat: en función del diámetro del tanque, existe un mínimo fijado por la norma. Pasos de hombre: son bocas de aprox. 600 mm de diámetro para el ingreso al interior del tanque. La cantidad mínima necesaria la fija la norma en función del diámetro del tanque. Bocas de limpieza: se colocan cuando se considera necesario. Son aberturas de 1.2 x 1.5 m aprox. dependiendo del diámetro del tanque y de la altura de la primer virola. Base de hormigón: se construye un aro perimetral de hormigón sobre el que debe apoyar el tanque para evitar hundimiento en el terreno y corrosión de la chapa. Telemedición: hay distintos sistemas, cada uno con sus ventajas y ámbito de aplicación. Entre ellos podemos mencionar para la medición de nivel:

HTG: medición hidrostática de tanques. Los últimos modelos acusan una precisión del 0.02% Servomecanismos: un palpador mecánico sigue el nivel de líquido.Precisión de 1 mm aprox. Radar: se envía una señal por medio de una antena, que rebota y vuelve a la fuente. Precisión 1 mm aprox. Para la medición de temperatura, se utilizan tubos con varios sensores ubicados en distintas alturas, para medirla a distintos niveles de líquido (estratificación). Precisión hasta 0.05°C

FIGURA: sensor de tanque de almacenamiento para telemedicion

Instalación contra incendios: debe cumplir con lo dispuesto por la ley 13660. Deben contar con fumais que suministren espuma dentro del recipiente, y con un anillo de incendios que sea capaz de suministrar el caudal de agua mínimo que exige la ley. Serpentín de calefacción: empleado en productos como el crudo (sedimentación de parafinas) y fuel oil (mantener viscosidad adecuada), son tubos de acero por los que circula vapor a baja presión. Agitadores: se utilizan para mantener uniforme la masa de hidrocarburos dentro del tanque. Son hélices accionadas por un motor externo que giran dentro de la masa de producto. Recinto: según lo exige la ley 13660, debe existir alrededor del tanque un recinto capaz de contener hasta el 10% más de la capacidad máxima del tanque. En caso de haber más de un tanque dentro del recinto, el mismo deberá ser capaz de contener la capacidad máxima del tanque más grande, más el 50% de la capacidad total de los tanques restantes. Dicho recinto estará delimitado por un muro o por un talud de tierra. Los tanques de 10.000 m3 de capacidad o mayores deberán ubicarse en recintos individuales.

Drenajes: por seguridad, la apertura del drenaje del recinto debe poder hacerse siempre desde el exterior del muro de contención, para recuperar el producto en caso de rotura del tanque. Drenajes pluviales e industriales segregados. Tanques verticales •VPV (válvulas de presión y vacío): son necesarias ya que el tanque “respira” debido a:    

vaciado / llenado alta TVR del hidrocarburo almacenado aumento de la temperatura exposición al fuego

Normativa de referencia: API 2000 Presión de apertura para presión/vacío: 22 mm H2O En hidrocarburos pesados (fuel oil, asfaltos, lubricantes), se colocan cuellos de cigüeña con arrestallamas.

FIGURA: cigüeña con arrestallamas

Techo flotante

Constan de una membrana solidaria al espejo de producto que evita la formación del espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño medio ambiental y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del tanque. El techo flotante puede ser interno (existe un techo fijo colocado en el tanque) o externo (se encuentra a cielo abierto). En cualquier caso, entre la membrana y la envolvente del tanque, debe existir un sello.

Techo flotante interno Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son: Es un techo autoportante, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana. Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano. Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos riesgosos en altura. Cuando se coloca un techo interno flotante, no se colocan VPV, sino que se practican ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo.

FIGURA: tanque de almacenamiento con techo flotante interno

Techo flotante Pontones: son cilindros estancos que flotan sobre el espejo de producto y sustentan al techo. No deben ser un componente estructural del techo sometido a esfuerzos, ya que esto producirĂa su pinchadura y posterior hundimiento. FIGURA: techo flotante de un tanque de almacenamiento

Membranas: como alternativa a los pontones, se pueden colocar membranas de contacto total. Estas evitan el espacio vapor que queda entre el líquido y el techo flotante con pontones. Pueden ser de aluminio o polímeros patentados. Sellos: se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo flotante y la envolvente del tanque. Hay de distintos tipos y para obtener buenos resultados se coloca un sello primario y uno secundario. El sello primario, que es indispensable, puede ser del tipo pantografito de zapata o de espuma montada en fase líquida. El sello secundario se monta sobre el primario y puede tener rodamientos que apoyen contra la pared del tanque. Sello primario de espuma

Sello secundario

Drenaje del techo flotante exterior: debido a que es un techo que se encuentra a cielo abierto, debe poder drenar el agua de lluvia que caiga sobre él. Para esto, se diseña con un punto bajo y una válvula antirretorno, y una cañería (o manguerote) que pasa por el interior del tanque y en contacto con el producto almacenado hasta que sale por un punto bajo de la envolvente (para que no interfiera con el techo). Algunos diseños, permiten la inyección de espuma por el drenaje del techo para casos de emergencia.

FIGURA: Drenaje del techo flotante exterior

LPG Esferas y cigarros

Conceptos básicos: Si se dispusiera almacenar gas licuado de petróleo a presión atmosférica, se requerirían tanques que mantuvieran una temperatura de –42°C, con toda la complejidad que ello implica. Por esto, se utilizan recipientes a presión con forma esférica o cilíndrica que trabajan a una presión interior de 15 kg/cm2 aprox. y a temperatura ambiente. Estos recipientes se diseñan de acuerdo a normas API, que consideran el diseño del recipiente a presión como lo hace el Código ASME sección VIII. Comparados con un tanque, la ventaja fundamental que presentan estos equipos es que cuando se los saca de servicio se los puede inspeccionar visualmente a ambos lados de la chapa en su totalidad (piso de tanques) La línea de llenado ingresa al recipiente por la parte superior, y la de aspiración toma producto por la parte inferior. Por norma de seguridad, deben contar con válvulas de bloqueo de accionamiento remoto para el caso de siniestros que pudieran ocurrir. Como todo recipiente crítico a presión, deben contar con doble válvula de seguridad independientes, doble sistema para la lectura de nivel independiente, dos medios independientes para la lectura de presión. Cuentan también con su instalación contra incendios, comprendida por rociadores, monitores, instalaciones de espuma, etc. Estos recipientes no utilizan VPV ni ningún otro sistema para el vaciado o llenado. Esto se debe a que se trabaja con el equilibrio líquido –vapor del GLP

que haya en su interior. Al bajar la presión (vaciado), más producto pasa a la fase vapor. Durante el llenado, el aumento de presión hace que el producto vuelva a la fase líquida. La presión es aproximadamente constante. De todas formas, las válvulas de seguridad ventean a la línea de antorchas ante cualquier aumento de presión (ejemplo: aumento de temperatura en verano) Esferas

Las esferas se construyen en gajos utilizando chapas de acero. Se sostienen mediante columnas que deben ser calculadas para soportar el peso de la esfera durante la prueba hidráulica (pandeo). Al igual que en los cigarros, todas las soldaduras deben ser radiografiadas para descartar fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje. Cuentan con una escalera para acceder a la parte superior para el mantenimiento de las válvulas de seguridad, aparatos de telemedición, etc.

FIGURA: tanque de almacenamiento en diseño esfera

Cigarros Los recipientes horizontales (cigarros) se emplean hasta un determinado volumen de capacidad. Para recipientes mayores, se utilizan las esferas. Los casquetes de los cigarros son toriesféricos, semielípticos osemiesféricos. Sus espesores están en el orden de (para una misma p, T y φ):   

semielíptico: es casi igual al de la envolvente. toriesférico: es aproximadamente un 75% mayor que el semielíptico. semiesférico: es casi la mitad del semielíptico.

FIGURA: tanque de almacenamiento en diseño cigarro

GENERADOR ELECTRICO

Es el eje principal de la operación, de este depende el funcionamiento de los equipos, ya que un corte del sistema de energía obligaría la parada de las operaciones. Pues la planta o generador eléctrico suministra la energía a: la caseta-laboratorio, las bombas de transferencia, el compresor y las lámparas del alumbrado.

FIGURA: imagen de un generador de energia

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciado por las características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado .La explotación convencional, incluye la recuperación natural o primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar 31

los fluidos del yacimiento. Mientras que para la recuperación mejorada contempla métodos térmicos químicos y la inyección de gases. En este trabajo se presenta un análisis de inyección de gas amargo como alternativa de explotación bajo un concepto de recuperación secundaria de hidrocarburos para el campo. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperación del petróleo, que en la mayoría de los yacimientos representa de un 60 a 70% por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema artificial. Recuperación primaria La producción primaria se define como la recuperación de hidrocarburo asociada a mecanismos naturales de empuje en un yacimiento, como expansión de la roca y el fluido, gas disuelto, acuífero activo, casquete de gas o bien drene gravitacional, en yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene un mecanismo adicional denominado exudación, que consiste básicamente en la acción combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las cuales originan la expulsión de los hidrocarburos de la matriz a la fractura. En esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energía propia de él. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada. Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la explotación del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas por daños en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operación, generalmente este daño es removido mediante limpieza y estimulaciones. Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de producción, acorde a las características del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales, como son: bombeo mecánico, Hidráulico y electrocentrífugo, los cuales permiten ayudar a vencer las caídas de presión y mantener el pozo fluyendo para así mantener la plataforma de producción comprometida. Si aún así, ya con un sistema de producción implantado, existe una baja aportación de hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de presión, ó bien, de desplazamiento.

BOMBEO MECANICO

El revestimiento y la manera de terminar el pozo puede ser muy parecida a la antes descrita para pozos de flujo natural, excepto que la gran diferencia estriba en cómo hacer llegar el petróleo desde el fondo del pozo a la superficie. El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión, suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie. El balancín de producción, que en apariencia y principio básico de funcionamiento se asemeja al balancín de perforación a percusión, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la manivela. Otra modalidad es el balanceo neumático, cuya construcción y funcionamiento de la recámara se asemeja a un amortiguador neumático; generalmente va ubicado en la parte delantera del balancín. Este tipo de balanceo Se utiliza para bombeo profundo. Los diámetros de la bomba varían de 25,4 a 120 milímetros. El desplazamiento de fluido por cada diámetro de bomba depende del número de emboladas por minuto y de la longitud de la embolada, que puede ser de varios centímetros hasta 9 metros. Por tanto, el bombeo puede ser de fracciones de metro cúbico hasta unos 470 metros cúbicos/día. Las bombas son del tipo llamado de tubería de educción, ya que el cilindro o pistón de la bomba va conectado a la tubería de educción y se mete en el pozo como parte integral de la sarta a la profundidad deseada de bombeo. El émbolo de la bomba, que lleva la válvula viajera, constituye la parte extrema inferior de la sarta de varillas de succión. La sarta de varillas se mete en la tubería de educción hasta llegar a la válvula fija, ubicada en el fondo del cilindro. Luego se sube la sarta de varillas cierta distancia y por medio del vástago pulido, colgador y riendas se fija en el balancín, de manera que en la carrera descendente no golpee la válvula fija.

Otro tipo de bomba es la integral, en la cual todos sus elementos conforman una sola pieza, que utilizando la sarta de varillas se puede colocar o extraer, sin necesidad de sacar la sarta de educción, para cambiarle algunos de sus componentes o reemplazarla por otra del mismo diseño. Este tipo requiere que la sarta de educción sea provista de un niple adecuado o dispositivo similar para encajarla. Como las válvulas fija y viajera deben ser resistentes a la corrosión y a la abrasión, sus esferas y asientos se fabrican de acero inoxidable, acero templado, metal monel, aleaciones de cobalto, acero tungsteno o bronce. Las varillas de succión son hechas de varias aleaciones de metales. Están sujetas a un funcionamiento mecánico que le impone esfuerzos de estiramiento, encogimiento y vibración; fatiga, corrosión, erosión. Cada varilla tiene en un extremo una espiga (macho) redonda, sólida y roscada, y más abajo del hombrillo, en forma cuadrada, una muesca para encajar la llave para el enrosque y desenrosque. En el otro extremo lleva la caja o conexión hembra, internamente roscada, con muesca exterior o con muesca por debajo de la caja, para otra llave que facilita el enrosque o desenrosque de la varillas una tras otra.Las varillas se fabrican, generalmente, en diámetros de 15,9; 19; 22,2; 25,4 y 28,6 milímetros, con sus correspondientes dimensiones para la espiga, hombrillo, caja, muesca, etc. La longitud de las varillas es de 7,6 y 9,15 metros. El peso de las varillas, en kg/30 metros de longitud, va desde 32,7 a 167,3 kilogramos. Para cada diámetro de tubería de educción existe un diámetro adecuado de varillas, para mayor efectividad de funcionamiento. Es el sistema más reconocido de bombeo. Utiliza un movimiento vertical transmitido por contrapesos y un brazo mecánico que sube y baja. La bomba en sí misma se encuentra en el fondo y se le transmite el movimiento a través de varillas que hacen su recorrido por dentro del tubing. Al descender, la válvula inferior se cierra y el pistón de la bomba baja llenándose de petróleo. Al subir, la válvula inferior se abre y mientras el pistón jala el petróleo que tiene dentro hacia arriba, a la vez llena la parte inferior por succión con una nueva carga que posteriormente elevará. Así opera en forma alternativa o batch. Dado el gran brazo de torque que tienen, son el tipo de bomba preferido en caso de tener que generar grandes presiones. La motorización puede ser eléctrica o con motor a explosión. Este es un método muy difundido en nuestro país y uno de los más antiguos. Fue de hecho el primer sistema artificial de bombeo. Los equipos actuales poco tienen que ver con sus antecesores desde el punto de vista materiales, pero el concepto operativo es idéntico. No es el más económico ni en su costo inicial ni operativo ya que poseen una estructura relativamente grande en la superficie y esto unido a la inclemencia del clima patagónico, implica un mantenimiento importante para asegurar su funcionamiento.

Componentes: Unidad de Bombeo: Es una unidad integrada cuyo objetivo es cambiar el movimiento angular del eje del motor a reciproco vertical, a la velocidad apropiada con el propósito de accionar la sarta de cabillas y bomba de subsuelo. Motor: Equipo que suministra el movimiento y potencia a la unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo. Este puede ser un equipo de combustión interna o eléctrico siendo este ultimo el de mayor utilización en la industria. Cabillas: Elemento de conexión entre la unidad de bombeo, instalada en la superficie y la bomba de sub-suelo. Mediante de esta se transmite el movimiento reciproco vertical a la bomba para el desplazamiento del fluido generalmente son productos de acero y por lo tanto poseen propiedades de masa y elasticidad

Bomba de Sub-suelo: Es una bomba de pistón de desplazamiento positivo, desde su profundidad de instalación hasta la superficie, que funciona por diferenciales de presión mediante bolas y asientos, para permitir la entrada y sello de fluido en ciclos periódicos sincronizados. FIGURA: diseño de un pozo de petróleo con sistema de bombeo mecanico

FIGURA: sist. I unidad de bombeo convencional

FIGURA: Sist. Clase III. Unidad de Bombeo Balanceada por Aire

FIGURA: Aire Sist. Clase III. Unidad de Bombeo Lufkin Mark II

SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES) tiene como principio fundamental impulsar el fluido del reservorio hacia la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba. Este método puede utilizarse para producir fluidos de alta viscosidad, crudos con gas y pozos con alta temperatura. Una unidad típica convencional del Sistema de Bombeo Electrosumergible se compone básicamente de equipos de subsuelo, equipos de superficie, cables y componentes superficiales. La figura No 1 muestra un diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo. El conjunto de equipos de subsuelo se encuentra constituido por la bomba centrifuga, la sección de entrada estándar o el separador de gas, la sección de sello o protector, el motor eléctrico. Entre los cables tenemos: el cable conductor eléctrico, el cable de conexión al motor y el sensor de fondo. Los equipos de superficie están conformados por el cabezal de descarga, el variador de frecuencia o el controlador de arranque directo, la caja de unión o venteo y por el conjunto de transformadores. Entre los componentes de accesorios se pueden listar la válvula de drenaje, la válvula de venteo, los soportes en el cabezal, los centralizadores y las bandas

. FIGURA: Diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo.

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Una unidad típica de bombeo electrocentrífugo sumergido está constituida en el fondo del pozo por los componentes: motor eléctrico, protector, sección de entrada, bomba electrocentrífuga y cable conductor. Las partes superficiales son: cabezal, cable superficial. Tablero de control, transformador.

FIGURA: Estructura de una bomba electrosumergible

FIGURA: Esquema del equipo del Sistema Bombeo ESM

Distribución de los componentes del aparejo en la forma tradicional como quedan colocados en el pozo. Se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena operación, como son: separador de gas, flejes para cable, extensión de la mufa, válvula de drene. Válvula de contrapresión, centradores, sensor de presión y temperatura de fondo, dispositivos electrónicos para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable. La integración de los componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el sistema para obtener las condiciones de operación deseadas que permitan impulsar a la superficie el gasto requerido. COMPONENTES (EQUIPO DE SUBSUELO) Motor eléctrico El motor eléctrico colocado en la parte inferior de aparejo, recibe la energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño compacto es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento existente en el pozo y satisfacer requerimientos de potencial grandes, también soporta una alta torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la velocidad de operación, que es aproximadamente constante para una misma frecuencia, por ejemplo: 3500 revoluciones por minuto (rpm) a 60 ciclos por segundo (Hz). Normalmente, consiste de una carcasa de acero al bajo carbón, con láminas de acero y bronce fijas en su interior alineadas con las secciones del rotor y del cojinete respectivamente. En la figura 3 se muestra el corte

transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico. Son bipolares, trifásicos, del tipo jaula de ardilla y de inducción: los rotores construidos con longitudes de 12 a 18 pg están montados sobre la flecha y los estatores sobre la carcasa: el cojinete de empuje soporta la carga de los rotores. El interior del motor se llena con aceite mineral caracterizado por su alta refinación, resistencia dieléctrica, buena conductividad térmica y capacidad para lubricar a los cojinetes. Dicho aceite, permite que el calor generado en el motor, sea transferido a la carcasa y de ésta a los fluidos de pozo que pasan por la parte externa de la misma; razón por la que el aparejo no debe quedar abajo del intervalo disparado.

FIGURA: Corte transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico .

Pruebas de laboratorio indican que la velocidad del fluido que circula por el exterior del motor, debe ser de 1 pie/seg para lograr un enfriamiento adecuado. Los requerimientos de amperaje pueden variar desde 12 hasta 130 amperes (amps) y se logra mayor potencia, aumentando la longitud de la sección del motor: cuando éste es sencillo, puede tener aproximadamente 30 pies de largo y Figura 3 desarrollar de 200 a 250 caballos de fuerza (hp), mientras que otros integrados en tandem alcanzan hasta 100 pies de largo y desarrollan 1000 (hp).La profundidad de colocación del aparejo es un factor determinante en la selección del voltaje del motor debido a las pérdidas de voltaje en el cable. Cuando la pérdida de voltaje es demasiado grande, se requiere un motor de más alto voltaje y menor amperaje. En pozos muy profundos, la economía es un factor importante: con un motor de más alto voltaje es posible usar un cable más pequeño y más barato. Sin embargo, puede requerirse un tablero de control de más alto voltaje y más caro. Separador de gas: El separador de gas (Figura 4) es un componente opcional del aparejo construido integralmente con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el protector. Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la succión hacia el espacio anular. El uso del separador 40

de gas permite una operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que reduce los efectos de disminución de capacidad de carga en las curvas de comportamiento, evita la cavitación a altos gastos, y evita las fluctuaciones cíclicas de carga en el motor producidas por la severa interferencia de gas. Existen dos tipos de separadores: Convencional, y Centrífugo., donde su operación consiste en invertir el sentido del flujo del líquido, lo que permite que el gas libre continúe su trayectoria ascendente hacia el espacio anular. Su aplicación es recomendable en pozos donde a la profundidad de colocación del aparejo, las cantidades de gas libre no son muy grandes. El separador centrífugo, que trabaja en la siguiente forma: en sus orificios de entrada, recibe la mezcla de líquido y gas libre que pasa a través de una etapa de succión neta positiva, la cual imprime fuerza centrífuga a los fluidos; por diferencia de densidades el líquido va hacia las paredes internas del separador y el gas permanece en el centro. Una aletas guías convierten la dirección tangencial del flujo, en dirección axial; entonces el líquido y gas se mueven hacia arriba, pasan a través de un difusor que conduce a los líquidos a la succión de la bomba y desvía al gas hacia los orificios de ventilación, donde el gas libre va al espacio anular por fuera de la turbina de producción. Es necesario mencionar que la total eliminación del gas libre, no es necesariamente la mejor forma de bombear el pozo. Por una parte, el volumen de fluidos que entra a la bomba es menor, pero la presión que la bomba debe entregar en la descarga se incrementa, debido a la menor relación gas-aceite de la columna hidráulica en la tubería de producción. Entre los efectos que causa la presencia de gas libre en el interior de la bomba están: el comportamiento de la bomba se aparta del señalado en sus curvas características, reducción de su eficiencia, fluctuación de carga en el motor, posible efecto de cavitación y otros consecuentes.

- FIGURA: Muestra de un Separador de Gas Protector Este componente también llamado Sección sellante ver Figura 5, se localiza entre el motor y la bomba: está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del motor y la presión externa del fluido del pozo a la 41

profundidad de colocación del aparejo. Las funciones básicas de este equipo son: ·

Permitir la igualación de presión entre el motor y el anular.

· Absorber la carga axial desarrollada por la bomba a través del cojinete de empuje, impidiendo que estas se reflejen en el motor eléctrico. ·

Prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor.

· Proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la expansión y contracción del fluido lubricante, durante los arranques y paradas del equipo eléctrico. · Transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba, a través del acoplamiento de los ejes.

FIGURA: Protector o Sección Sellante.

Existen dos tipos de protectores: el convencional y el de tres cámaras aislantes. El diseño mecánico y principio de operación de los protectores difiere de un fabricante a otro. La diferencia principal está en la forma como el aceite lubricante del motor es aislado del fluido del pozo. El protector convencional, protege contra la entrada de fluido alrededor de la flecha. El contacto directo entre el fluido del pozo y del motor ha sido considerado el único medio de igualar presiones en el sistema de sellado. Se ha determinado que el mejoramiento real del funcionamiento del motor sumergible puede lograrse si el

aceite del motor se aísla completamente de los fluidos del pozo evitando cualquier contaminación. Este enfoque llevó al desarrollo de la sección sellante tipo "D" en el cual se aísla el aceite del motor del fluido del pozo por medio de un líquido inerte bloqueante. El protector de tres cámaras, constituye realmente tres sistemas de sellos en uno. Cada cámara consiste de un sello mecánico y de un recipiente de expansión-contracción. Aunque dos de los tres sellos mecánicos fallen por alguna razón, el motor sumergible queda protegido. Este tipo de sección sellantes proporciona la mejor protección disponible contra el ácido sulfhídrico u otros fluidos contaminantes del pozo. Las características y beneficios de este tipo de protector son: 



Tres sellos mecánicos ampliamente espaciados. Una distribución amplia de los sellos que permite una mejor disipación de calor. Cada sello mecánico protege su propio recipiente, creando tres secciones sellantes en una unidad. Un tubo permite que haya flujo de aceite lubricante entre los tres recipientes. La barrera elástica en la cámara superior permite la contracción-expansión del aceite del motor cuando la temperatura cambia desde la superficie hasta el fondo y a la de operación. La barrera elástica es resistente al ataque químico y la penetración del gas, por lo que el aceite del motor se protege efectivamente contra contaminantes. Cada recipiente es lo suficientemente grande para absorber la expansión-contracción volumétrica de los motores más grandes existentes en el mercado.

Bomba Centrífuga Sumergible Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo, el incremento de presión necesario para hacer llegar a la superficie, el gasto requerido con presión suficiente en la cabeza del pozo. Las bombas centrífugas son de múltiples etapas (Figura 6), y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un difusor estacionario. El impulsor da al fluido ENERGIA CINETICA. El Difusor cambia esta energía cinética en ENERGIA POTENCIAL (Altura de elevación o cabeza)El tamaño de etapa que se use determina el volumen de fluido que va a producirse, la carga o presión que la bomba genera depende, del número de etapas y de este número depende la potencia requerida. En una bomba de impulsores flotantes, éstos se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar en empuje ascendente o descendente en cojinetes, cuando están en operación. Estos empujes a su vez, los absorbe un cojinete en la sección sellantes. Las etapas a su vez pueden clasificarse, dependiendo de la geometría del pasaje de fluido, en dos tipos:*Flujo Mixto*Flujo Radial Otra clasificación de los diferentes tipos de bombas se realiza según la SERIE de las mismas. A la vez, la serie esta directamente relacionada con el diámetro de la bomba, por ejemplo "A"; "D"; "G"; "H"; Etc. En la bomba de impulsores fijos, estos no pueden moverse y el empuje desarrollado por los impulsores los amortigua un cojinete en la sección sellantes. Los empujes desarrollados por los impulsores dependen de su diseño hidráulico y mecánico, además del gasto de operación de la bomba.

FIGURA: Bomba CentrĂfuga Sumergible

BIBLIOGRAFIA

Pagina Web:  http://www.monografias.com/trabajos5/petpe/petpe.shtml?monosearch  http://industria-petrolera.blogspot.com/2008/01/mtodos-delevantamiento-artificial_12.html  http://www.monografias.com/  Seminarios técnicos de conispetrol  http://www.educ.ar/educar/superior/biblioteca_digital/disciplinas/verdocb d.jsp?Documento=116436  http://www.repsolypf.com/esp/argentina/bienvenidoalinfinito/manualcomb ustible/manual.htm  http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/index.html  http://www.baillietank.com/products.htm  http://www.enraf.com  http://www.pefow.com/default.htm