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Bombeo Mecánico 
Optimización, Diagnóstico y Operación
Dictado por:
Ing. Héctor Partidas
Noviembre del 17 al 21/ 2003
Instalaciones de PDVSA
San Tomé Edo. Anzoátegui - Venezuela
 
Programa de Adiestramiento 2003 
INTRODUCCION 
 
El bombeo mecánico convencional nació prácticamente a la par con la industria 
petrolera cuando el Coronel Drake perforó su pozo en Pennsylvania en 1859. 
 
En aquellos tiempos la perforación se hacía con herramientas de percusión. La 
mecha se suspendía mediante una especie de balancín hecho con madera y se 
dejaba caer, más o menos en la misma forma a como hoy dia se hincan los 
pilotes en una construcción. 
 
Cuando el pozo moría, era más facil usar el balancín de madera que había 
quedado en el sitio para operar la bomba de sub-suelo. Así nació el bombeo 
mecánico convencional. Aunque hoy día ya no se usan cabillas ni balancines de 
madera y mucho menos máquinas a vapor, los componentes del método son los 
mismos. 
 
El balancín, símbolo del método, todavía se usa para convertir el movimiento 
rotatorio del motor en reciprocante para impulsar la bomba. 
 
Otro componente son las cabillas y el tercero, la bomba misma que todavía usa 
un pistón, el barril y las válvulas fija y viajera. 
 
La evolución de estos componentes, tanto en diseño como en materiales, la 
tecnología electrónica y el avance en las aplicaciones de análisis y diseño, han 
contribuido para que el bombeo mecánico convencional moderno haya dejado de 
ser la Cenicienta de los Métodos de Producción reservado sólo a los pozos que 
llegaban al final de su etapa productiva. 
 
Por su larga historia, no es difícil pensar que este método es el más popular y 
usado en la industria petrolera a nivel mundial. 
 
En Venezuela, para Diciembre del 2000, de los 15422 pozos activos, 
aproximadamente 6500 producían por este método. 
 
Más aún, hasta el presente es el único método capaz de manejar la producción 
de los pozos de inyección a vapor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Ventajas 
 
•Gracias al desarrollo de simuladores, hoy en día es muy fácil el análisis y diseño 
de las instalaciones. 
 
•Puede ser usado prácticamente durante toda la vida productiva del pozo. 
 
•La capacidad de bombeo puede ser cambiada fácilmente para adaptarse a las 
variaciones del índice de productividad, IPR. 
 
•Puede producir intermitentemente mediante el uso de temporizadores (POC’s) o 
variadores de frecuencia conectados a una red automatizada. 
 
•Los componentes son fácilmente intercambiables 
 
•Puede manejar la producción de pozos con inyección a vapor. 
 
Desventajas 
 
•Susceptible de presentar bloqueo por excesivo gas libre en la bomba. 
 
•En pozos desviados la fricción entre las cabillas y la tubería puede inducir a 
fallas de material. 
 
•La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obtrusiva al 
ambiente. 
 
•En sitios poblados puede ser peligrosa para las personas. 
 
•Cuando no se usan cabillas de fibra de vidrio, la profundidad puede ser una 
limitación. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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HERRAMIENTAS DE OPTIMIZACION 
 
• Hardware 
 
o Dinamómetro 
 Analógico 
 Digital 
 Digital Inalámbrico 
 
o Detector de Nivel Dinámico 
 Analògico 
 Digital 
 
o Controlador de Bombeo (POC) 
 
o Variador de Frecuencia 
 
• Software 
 
o Análisis y Diagnóstico 
 
o Diseño 
 
 
 
EL VALOR DEL DATO 
 
“No importa la cantidad de data tomada en el campo sino la Calidad. 
Gracias a ella podemos recuperar barriles que estaban perdidos. 
La Optimización es la forma más barata de ganar producción!” 
 UN OPTIMIZTADOR ANONIMO. 
 
 
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CONTROLADOR
DE BOMBEO
ϕ2002-HP
PATENTE PARA BALANCIN
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
GUAYA
GRAMPA
BRIDA
BARRA PULIDA
PRENSA-ESTOPAS
KEROTEST
LINEA DE FLUJO
CABEZAL TBG
CABEZAL CSG
CUELLO B.P
CSG SUP.
CSG PROD.
SARTA DE CABILLAS
SARTA DE TUBERIA
CONECTOR DEL BARRIL
CONECTOR DE CABILLAS
VALVULA VIAJERA
BARRIL
PISTON
PESCANTE VALVULA FIJA
CUELLO TBG
NIPLE DE EXTENSION
CUELLO TBG
VALVULA FIJA
NIPLE DE ANCLAJE
CUELLO TBG
NIPLE PERFORADO
CUELLO TBG
TUBO DE SUCCION
TUBO DE BARRO
CUELLO TBG
NIPLE TAPON
BASE DEL BALANCIN
CABEZOTE
VIGA VIAJERA (CAIMAN)LS 2714 
BRAZOS
PESAS
MANIVELA
MOTOR
PROTECTOR 
DE CORREAS
EJE
ALTA
EJE
BAJA
EJE
INTERMEDIO
ϕ2002-HP
INSTALACION CON 
UNIDAD CENTRAL
DE POTENCIA
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
BATERIA DE POZOS
ϕ2002-HP
CONTROLADOR DE PUMP-OFF
ϕ2002-HP
 
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CAPITULO 1- EL YACIMIENTO 
 
Las acumulaciones de gas y petróleo tienen lugar en celdas formadas por 
trampas estructurales o estratigráficas. 
 
El yacimiento es la porción de la trampa que contiene petróleo y/o gas formando 
un sistema simple hidráulicamente interconectado. Cuando en esta interconexión 
co-existen grandes volúmenes de rocas conteniendo agua, el sistema recibe el 
nombre de acuífero. 
 
El desplazamiento de los fluídos del yacimiento hacia el pozo es gobernado por 
cuatro grandes mecanismos: 
 
• Expansión del fluído 
• Desplazamiento natural o artificial 
• Drenaje gravitacional 
• Expulsión capilar 
 
En muchos yacimientos los cuatro mecanismos pueden estar activos 
simultáneamente aunque normalmente uno o dos de ellos son los 
predominantes. 
 
Por ejemplo, un yacimiento volumétrico (sin acuífero) puede producir 
inicialmente por expansión de fluídos pero cuando la presión original llega a 
valores bastante bajos, el mecanismo predominante puede ser drenaje 
gravitacional ayudado mediante un método de levantamiento artificial.1 
 
Este tipo de yacimiento es uno de los de mayor interés para los ingenieros de 
optimización por levantamiento artificial y por tanto, es importante que se 
estudien bien los parámetros que intervienen en su caracterización. 
 
Para diseñar cualquier sistema de levantamiento artificial en forma apropiada, es 
necesario saber lo más exactamente posible las ratas de producción que el 
yacimiento puede aportar no sólo en el tiempo presente sino también en el 
futuro. 
 
La falta de información en esta área puede conducir al ingeniero producción, por 
un lado, a sobre-diseñar el sistema y, por otro, a usar un equipo que limite las 
posibilidades de producir a la rata que el yacimiento aporta. 
 
Ambos escenarios tienen un efecto negativo en la factibilidad económica del 
sistema de levantamiento artificial. 
 
 
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Cuando se perfora el pozo a su profundidad determinada, se crea una 
comunicación entre la superficie y el yacimiento. 
 
Por otro lado, cuando el pozo se mantiene cerrado durante un tiempo, la presión 
en el fondo se iguala a la del yacimiento y por tanto, no hay aporte del 
yacimiento. 
 
Una vez que se crea un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo, los 
fluídos se mueven hacia el área de menor presión (el fondo del pozo) a ratas que 
dependen de una serie de factores. 
 
Aunque el factor predominante es el diferencial de presión (drawdown), hay 
otros que inciden en el proceso tales como propiedades del yacimiento 
(permeabilidad, porosidad, espesor de arena), propiedades de los fluídos 
(viscosidad, densidad, gas, agua) y efectos de la completación del pozo 
(cañoneo, daño a la formación). 
 
INDICE DEL COMPORTAMIENTO DE INFLUJO (IPR) 
 
Para entender el proceso del flujo de fluídos desde el yacimiento alpozo, es 
necesario estudiar los parámetros que gobiernan la relación entre el diferencial 
de presión y la rata de aporte del yacimiento. 
 
En 1856 Henry Darcy formuló la ley que lleva su nombre y que establece: 
“la velocidad de un fluído homogéneo a través de un medio poroso es 
proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad 
del fluído”. 
 
En forma matemática, v = - k/µ * dp/ds [1.1] 
donde: 
 
v es la velocidad aparente en cm/seg y es igual a q/A, 
q es el caudal en cm3/seg y 
A es el área aparente o total de la roca en cm2. 
 
La viscosidad µ se expresa en centipoises y el gradiente de presión dp/ds en 
atmósferas/cm. 
 
La constante de proporcionalidad k es la permeabilidad de la roca expresada en 
darcies. 
 
La ley de Darcy aplica solamente en la región de flujo laminar lo cual, 
afortunadamente, ocurre en la gran mayoría de los casos. 
 
 
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Por otro lado, la ecuación asume un patron linear de flujo y un medio poroso 
homogéneo condiciones que son muy difíciles de encontrar en la vida real. 
 
Basado en la ley de Darcy se desarrolló el concepto del Indice de Productividad, 
IP bajo las siguientes premisas: 
 
• flujo radial en las cercanías del pozo 
• flujo unifásico de fluídos 
• distribución homogénea de la permeabilidad en la formación 
• la formación esta 100% saturada con los fluídos 
 
Usando unidades de campo, la ecuacion queda2: 
 
 q = (.00708 k h)/µ B ln(re/rw) * (Pe – Pwf) [1.2] 
donde: 
 
q es el caudal en btpd, k es en md, 
h es el espesor de la arena neta en pies, 
B es el factor volumetrico de la formacion en bbl/STB, 
re es el radio de drenaje en pies y 
rw el radio del fondo del pozo en pies. 
Pe es la presión de la formación en el borde externo del área de drenaje del 
pozo y es el valor que alcanza la presión de fondo (Pwf) cuando el pozo está 
cerrado. 
 
Comúnmente, se usa como sinónimo de la presión estática Ps. 
Pwf, como se indicó arriba, es la presión en el fondo del pozo cuando se ha 
alcanzado un caudal (q) estabilizado. 
 
En los pozos de bombeo mecánico, la Pwf se denomina Pbhp. 
 
En la Eq. [2] la mayoría de los parámetros son comunes para un pozo dado y por 
tanto pueden ser agrupados en un coeficiente único llamado Indice de 
Productividad (PI) o IPR constante. 
 
La Eq. [2] puede expresarse entonces como: 
 
 q = PI (Pe – Pwf) [1.3] 
 
En la gráfica, AOFP representa el caudal máximo que puede ser obtenido si la 
presión en el fondo del pozo pudiera ser reducida a cero. 
 
En la práctica esto es imposible de obtener pero se usa como una referencia del 
potencial total del pozo. 
 
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Puede observarse que conociendo la presión estática (Pe) del yacimiento y un 
par de data (Pwf y q), es fácil construir el gráfico para determinar la PI. 
 
Si no se tiene un dato confiable de la Pe, es importante correr un build-up para 
tener una mejor idea de su valor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PI
Pe 
P
re
si
ón
 
Caudal, q
AOFP
 
 
Esta forma gráfica de la Eq. [1.3] solamente puede aplicarse al yacimiento cuya 
presión fluyente sea mayor que la presión de burbujeo (Pb), es decir, todo el gas 
está en solución. 
 
Sin embargo, la gran mayoría de los pozos en los yacimientos maduros produce 
en condiciones donde la presión de fondo es menor que la de burbujeo y por 
tanto, existe gas libre en la admisión de la bomba creandose un flujo bi-fásico. 
 
En estos casos, el modelo de IP constante se puede aplicar con cierto grado de 
confianza mientras la relación Pwf/Pe > 0.4. 
 
A valores menores la desviación por efectos del gas libre es más pronunciada 
cuando se compara con modelos obtenidos por simulación numérica de 
yacimientos tales como Vogel3, Fetkovich4 y Wiggins5 entre otros. 
 
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Vogel considera los casos donde la Pwf es menor que la Pb usando diferentes 
propiedades de roca y fluídos y diferenciales de presión. 
 
Vogel encontró que para todas las corridas la forma de la curva IPR era la misma 
y publicó su ecuación: 
 
q/qmax = 1- Vo(Pwf/Pe) – (1-Vo)(Pwf/Pe)2 [1.4] 
 
siendo Vo el llamado Número de Vogel y que en la mayoría de los casos su valor 
ha sido estimado en 0.2 
 
Fetkovich demostró que los pozos de petróleo que producen por debajo de la Pb 
y los pozos de gas exhiben curvas IPR muy similares y publicó, para cada par de 
data, la ecuación: 
 
 q = J’(Pe2 – Pwf2)n [1.5], donde: 
 
n = (Logq1 – Log q2)/Log(Pe
2 – Pwf2)2 – Log(Pe
2-Pwf2)1 [1.6] 
 
n = inverso de la tangente m, y J’ es la intersección del eje X 
 
Este modelo se usa mucho cuando hay pruebas múltiples isocronales. Si se tiene 
una sola prueba, se usa n = 1. 
 
Wiggins ha propuesto un modelo tri-fásico a partir de Vogel donde, aparte del 
petróleo y gas, toma en cuenta el agua. 
 
Wiggins asigna valores del número de Vogel para el petróleo y agua de 0.52 y 
.72 respectivamente. 
 
Entre los últimos tres modelos mencionados, el más usado es el de Vogel por su 
simplicidad. 
 
Al igual que con la PI solamente necesita un set de datos para obtener la curva. 
 
 
Problema 1: 
 
Se tiene un pozo con Pe = 1200 lpc y Pb = 800 lpc. 
Se corrieron dos pruebas que dieron los siguientes valores: 
 
 
 
 
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Prueba 1 q = 290 btpd y Pwf = 730 lpc; %BSW = 10 
Prueba 2 q = 350 btpd y Pwf = 500 lpc; %BSW = 10 
 
Para evitar una alta RGP se desea producir el pozo a Pwf no menor de 400 lpc. 
Usando los 4 modelos de IPR, cual seria su recomendación? 
 
PRESION OPTIMA DE FLUJO DE FONDO 
 
El valor de este parámetro es quizas, el más importante cuando se va a diseñar 
la instalación para un pozo. Es obvio que mientras más bajo sea, la producción 
será mayor. 
 
Pero esto no necesariamente indica que sea la mejor forma de producir el 
yacimiento y muchas veces caemos en el error de ver solamente un lado de la 
situación que es la producción. 
 
Lo ideal para un yacimiento es que se le haga una caracterización de la RGP vs. 
Pwf y tener una referencia de los valores límites para obtener la mejor eficiencia 
del equipo. 
 
En el gráfico se observa que existe un punto en este yacimiento por debajo del 
cual, la RGP aumenta considerablemente lo cual incidirá negativamente en la 
eficiencia volumétrica de la bomba de sub-suelo. 
 
Cuál Pwf escogería usted para este yacimiento? 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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NIVEL ESTATICO (NE) 
 
El NE es la altura de la columna de fluídos que balancea la presión del 
yacimiento en un pozo que produce por levantamiento artificial, es decir, un pozo 
donde el yacimiento no tiene suficiente energía para vencer las presiónes desde 
el fondo hasta el separador de la estación. 
 
Cuando un pozo se interviene, hay una excelente oportunidad para capturar el 
NE no perturbado del pozo y poder calcular la presión pseudo-estática. 
 
Conociendo el gradiente de los fluídos del pozo es fácil calcular esta presión 
luego de capturar el NE. 
 
Se ha discutido mucho sobre cuándo es el mejor momento para tomar el NE en 
un pozo intervenido. Es obvio que es más representativo tomarlo antes de 
manipularla tubería. 
 
Sin embargo, si se circula el pozo antes de manipular las cabillas o la tubería, 
según sea el caso, el NE deja de ser realístico y se transforma en un nivel 
pseudo-estático que no puede ser usado para los cálculos. 
 
También se ha asomado la posibilidad de que se podría calcular el NE midiendo 
los barriles que toma para llenarse antes de circular6. 
 
El problema es que es difícil saber si la formación está tomando o no mientras se 
llena o se circula y mucho menos calcular cuántos barriles se fueron al 
yacimiento. 
 
De esto se desprende que una forma de detectar el NE es desasentar la bomba 
(o sacar el pistón del barril en las bombas ‘T’) antes de llenar para circular y 
darle 1 hora al pozo para que se estabilize. 
 
Por supuesto que todo esto hay que hacerlo después de haber desahogado el 
pozo (anotando previamente la presión en ambos cabezales) y tener listas todas 
las conexiones de seguridad. 
 
Luego, sin circular, sacar las cabillas con la bomba (o el pistón) y anotar en qué 
cabilla hay que empezar a usar las correas para quitarle el petróleo. 
 
La ventaja de este procedimiento es que no importa el tipo de completación ya 
que al des-anclar la bomba, se establece una comunicación directa entre el 
tubing y el yacimiento (perforaciones). 
 
 
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La desventaja es que habría que replantear los procedimientos que obligan a 
circular todos los pozos, creando así una discrecionalidad que posiblemente no 
sea aceptada. 
 
Si esto no puede hacerse, entonces quedan dos alternativas: 
 
1. Detectar el NE con el swabo antes de bajar la bomba o el pistón. 
Esta operación añadiría una hora aproximadamente al tiempo de taladro pero 
la importancia de la información puede hacer que valga la pena. 
 
2. Tomar el NE con el Echometer antes de la entrada del taladro. 
 Esta alternativa es, posiblemente, la más factible de aplicar. 
 
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NIVEL DINAMICO (ND) 
 
El Nivel Dinámico (ND) es la altura de los fluídos en el anular del pozo una vez 
que la rata de producción se ha estabilizado. 
 
Se pueden distinguir tres escenarios en los pozos productores: 
 
 
 
SUMERGENCIA (. 
La FOP es 
FOP) 
La FOP es 
FOP) 
La FOP es l 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A
G
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AGUA 
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SUMERGENCIA (FOP) 
 
La FOP es la altura de la columna de fluídos en el anular cuya base es la 
profundidad de la bomba (PID) y el tope es el ND. 
 
La sumergencia es uno de los parámetros especialmente importante cuando se 
estudia o diseña una instalación. 
 
La FOP es función de la PIP, la presión del cabezal del casing (CHP) y el 
gradiente de los fluídos en el anular, generalmente aceptado como el gradiente 
del crudo limpio. 
 
Cuando existe un fluído bifásico en el anular, se debe tratar de reducirlo al valor 
de la fracción de petróleo. 
 
La PIP es función de la Pbhp, del gradiente de los fluídos por debajo de la bomba 
y la PID. 
 
A menos que sea imposible por limitaciones del equipo de superficie disponible, 
la PID deberá ser fijada a una profundidad no menor de 100’ del tope del 
colgador, si es el caso, o al menos 100’ por encima del tope de las perforaciones. 
 
Es aceptado generalmente que se use, para el fluído por debajo de la bomba 
hasta las perforaciones, el gradiente ponderado del fluído (petróleo + agua) 
obtenido en la superficie. 
 
En estas condiciones, la PIP dependerá sólo de la Pbhp y ya se ha establecido 
que este valor debe ser tomado de los estudios integrados en concordancia con 
el personal de yacimientos para asegurarse de la producción eficiente del 
yacimiento. 
 
Cuando se establece de esta manera el valor de la Pbhp, se fijan tambien los 
valores del caudal y la PIP y no hay nada que pueda cambiarlos excepto si es 
conveniente para las operaciones. 
 
Si las premisas precedentes son válidas, surge la pregunta: 
Existe una sumergencia óptima en un pozo de bombeo? 
 
El problema que se le presenta al personal de optimización hoy dia es que, 
independientemente de los valores que se tomen al momento de diseñar la 
instalación, se debe comprobar en el campo si dichos valores son vigentes en 
condiciones reales. 
 
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Por tanto, partiendo de las premisas expuestas, se necesita de una metodología 
para determinar la PIP y por tanto la Pbhp en un pozo que ha estado ya 
produciendo estabilizadamente. 
 
Es decir, una de las tareas más importantes del Optimizador es la de validar los 
datos de diseño una vez que el pozo se estabiliza. 
 
En la mayoría de los pozos produciendo por bombeo mecánico, existe una 
columna bifásica petróleo-gas en el anular con cierta cantidad de gas producido 
por este espacio. 
 
Desde hace mucho tiempo se ha tratado de calcular la Pbhp sin tener que 
recurrir a los build-ups por su costo y producción diferida. 
 
Como se ha expuesto antes, la FOP es función de la PIP, el gradiente de los 
fluídos del anular y el CHP. 
 
Estando los dos primeros prácticamente determinados, quedaría entonces que la 
FOP puede ser cambiada solamente por el valor del CHP. 
 
En un pozo estabilizado, C.P Walker (1937) demostró que la Phbp es 
independiente del CHP y patentó un método para calcular la Pbhp utilizando 
registros sónicos. 
 
McCoy, et al7 en 1997 concluyó que el método modificado de Walker de obtener 
Pbhp por extrapolación de las presiones en el tope de una columna de gas y 
líquido previamente comprimida aumentando el CHP arrojaba resultados 
satisfactorios en muchas intalaciones de pozos por bombeo mecánico. 
 
GAS LIBRE EN LA ADMISION DE LA BOMBA 
 
La eficiencia volumétrica (Veff) de las bombas en los pozos petroleros, sean 
reciprocantes, de cavidad progresiva o electrosumergibles es afectada por la 
cantidad de gas que deban manejar. 
 
En principio, las bombas no están hechas para manejar gas aunque pueden 
aceptarlo en mayor o menor cantidad dependiendo de la tecnología que se use 
en su diseño. 
 
Durante mucho tiempo se ha estimado la eficiencia volumétrica en base a la 
mejor experiencia de campo de la cual se dispone. Sin embargo, en muchas 
ocasiones un valor dado de Veff, se convierte en EL VALOR de la Veff y jamás es 
revisado. 
 
 
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Una de las razones de peso para la estimación de la Veff era la dificultad que 
existía para hacer un cálculo que pudiera servir como punto de partida para 
hacer el seguimiento de los cambios que se generan en el pozo durante su vida 
productora. 
 
Muchos autores han escrito artículos sobre el particular, pero en 1985, Schmidt y 
Doty8 publicaron un trabajo que ha ayudado mucho para el cálculo del gas libre 
en la admisión de la bomba y en el cual se basa esta sección. 
 
Es importante señalar que no entraremos en los cálculos de Veff debido al 
tiempo limitado del Taller,sino que revisaremos la idea de los autores. 
 
Hay varios trabajos posteriores de distinguidos autores pero recomendamos uno 
en especial que vale la pena leer9. 
 
Un aspecto colateral de la Veff es la decisión de si se usa un ancla de gas y de 
nuevo, la respuesta se basa, generalmente, en la tradición, más que la 
experiencia. 
 
BIBLIOGRAFIA: 
 
1. Craft and Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Cap 1, by 
Prentice-Hall, Inc, 1959 
2. Gábor Tackács, “Modern Sucker Rod Pumping”, Cap 2 
3. Vogel, J.V; “Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells”, 
SPE 1476, 1968 
4. Fetkovich, M.J; “The Isochronal Testing of Oil Wells”, SPE 4529, 1973 
5. Wiggins, M; “Generalized IPR for 3-Phase Flow”, SPE 25458, 1993 
6. H. Partidas; “Guias para la toma del Nivel Estatico”, Reporte Interno de 
PDVSA, Dic. 2002 
7. McCoy, Podio, Rowlan y Garrett; “Acoustic Foam Depresión Tests”, 1997 
8. Z. Schmidt and D.R. Doty; “System Analysis for Sucker Rod Pumping”, SPE 
15426, 1985 
9. A.F. Harun, M.G. Prado, J.C. Serrano and D.R. Doty; “A Simple Model to 
Predict Natural Gas Separation Efficiency in Pumped Well”, SPE 81826, 2002. 
 
 
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PETROLEO
+ AGUA
P
ET
R
O
LE
O
 +
 A
G
U
A
+
 G
A
S
G
A
S
G
A
S
THP
CHP
PDPPIP
CHP = THP (AMBOS CONECTADOS)
P
R
O
FU
N
ID
A
D
Gradiente Tubing
G
radien
te A
n
u
lar
P
E T
R
O
LE
O
 +
 G
A
S
P
E T
R
O
LE
O
 +
 G
A
S ND?
PDP
PIP
Pbhp
ND’
En un pozo estabilizado, la 
Pbhp es independiente del
valor del CHP. 
(C.P. Walker, 1936)
Pbhp Pe
ϕ2002-HPPRESION
ϕ2002-HP
PETROLEO
+ AGUA
P
ET
R
O
LE
O
 +
 A
G
U
A
+
 G
A
S
G
A
S
G
A
S
THP
CHP
PDPPIP
P
R
O
FU
N
ID
A
D
Gradiente Tubing
G
radien
te A
n
u
lar
P
E T
R
O
LE
O
P
E T
R
O
LE
O
ND
PDP
PIP
Pbhp
THP CHP
Metodo Modificado de 
Walker.
McCoy, et al (1987)
Pbhp Pe
PRESION
P
ET
R
O
LE
O
 +
 A
G
U
A
+
 G
A
S
G
A
S
G
A
S
THP
CHP
PDPPIP
P
R
O
FU
N
ID
A
D
Gradiente Tubing
G
radien
te A
n
u
lar
ND
PDP
PIP
Pbhp
PETROLEO
+ AGUA
THP CHP
Pbhp Pe
ϕ2002-HPPRESION
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
P
ET
R
O
LE
O
 +
 A
G
U
A
+
 G
A
S
G
A
S
G
A
S
THP
CHP
PDPPIP
P
R
O
FU
N
ID
A
D
Gradiente Tubing
G
radien
te A
n
u
lar
ND
PDP
PIP
Pbhp
PETROLEO
+ AGUA
PIP = 
Pbhp =
THP = CHP (CONECTADOS)
Pbhp Pe
ϕ2002-HPPRESION
ϕ2002-HP
PETROLEO
+ AGUA
P
ET
R
O
LE
O
 +
 A
G
U
A
+
 G
A
S
G
A
S
G
A
S
THP
CHP
PDPPIP
P
R
O
FU
N
ID
A
D
Gradiente Tubing
P
ET
R
O
LE
O
P
E T
R
O
LE
O
ND
PDP
PIP
Pbhp
PIP = 
Pbhp =
THP = CHP (CONECTADOS) 
G
radien
te A
n
u
lar
Pbhp Pe
PRESION
PETROLEO
+ AGUA
P
ET
R
O
LE
O
 +
 A
G
U
A
+
 G
A
S
G
A
S
G
A
S
THP
CHP
PDPPIP
THP = CHP (CONECTADOS)
P
R
O
FU
N
ID
A
D
Gradiente Tubing
G
radien
te A
n
u
lar
P
E T
R
O
LE
O
 +
 G
A
S
P
E T
R
O
LE
O
 +
 G
A
S ND?
PDP
PIP
Pbhp
ND’
PIP = 
Pbhp =
Pbhp Pe
ϕ2002-HPPRESION
G
A
S
G
A
S
CHP
THP = CHP = 0
P
R
O
FU
N
ID
A
D Gradiente Salm
uera
Pe
NE
Mperfs
NE = 
Pe
ϕ2002-HPPRESION
ϕ2002-HP
GRAFICO ADIMENSIONAL DE VOGEL
ϕ2002-HP
 
Programa de Adiestramiento 2003 
CAPITULO 2- EQUIPO DE SUB-SUELO 
 
BOMBAS DE SUB-SUELO 
 
Todas las bombas usadas hoy dia en el bombeo mecánico convencional son de 
desplazamiento positivo y movimiento reciprocante. 
 
Se cree que ya los chinos la usaban hace unos dos mil años para sacar el agua 
de los pozos artesianos. 
 
Aunque ha habido cambios sustanciales en los materiales, técnicas de 
tratamiento para metales y en algunas partes del diseño, el principio operativo 
prácticamente no ha variado. 
 
Una bomba de sub-suelo consta de 5 partes principales: 
 
•barril o cámara (fijo o movible) 
•pistón o émbolo (movible o fijo) 
•válvula viajera contenida en el pistón 
•válvula fija contenida en el sistema de anclaje 
•sistema de anclaje inferior o superior 
 
TIPOS DE BOMBA API 
 
Básicamente el API ha dividido las bombas de sub-suelo en: 
 
•Bombas de tubería (T) y 
•Bombas de cabillas o insertadas (R) 
 
Bombas de Tubería (T): 
 
En este tipo de bomba, el barril y el sistema de anclaje forman parte de la sarta 
de producción. 
 
El pistón es luego bajado con la sarta de cabillas y puede o no llevar la válvula 
fija dependiendo de la práctica que se tenga en el campo. 
 
La práctica tradicional ha sido la de bajar la VF cuando se corre el pistón lo cual 
implica maniobrar para asentar y soltar la VF. 
 
Esta operación exige un alto grado de experticia y cuidado por parte del 
operador del taladro. 
 
 
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Programa de Adiestramiento 2003 
En los últimos tiempos se ha venido implementando la práctica de colocar la VF 
en la zapata para evitar la operación descrita. 
 
Esto ocasiona que cuando se baja la tubería se debe tener cuidado de mantener 
una velocidad baja para evitar el efecto pistoneo y ocasionar daño a la 
formación. 
 
La mayor desventaja de esta bomba es que hay que hacer un viaje para sacar la 
tubería cuando se necesita cambiarla. 
 
Por otra parte, debido al arreglo del pescante de la VF, el espaciado (volúmen 
mínimo entre la nariz del pistón y la VF) debe ser mayor a lo normal, lo que la 
hace menos eficiente en los pozos con interferencia por gas. 
 
Bombas de Cabillas o Insertadas (R): 
 
Estas bombas se corren como un todo con las cabillas y se asientan en el anclaje 
previamente colocado en la tubería de producción. 
 
Debido a esta características son más adaptables a las condiciones operacionales 
que las de tubería en las cuales sólo es posible usar anclaje inferior y el barril 
siempre es estacionario. 
 
Las bombas tipo R pueden ser de barril estacionario o movible. 
 
Así mismo, pueden tener anclaje inferior o superior. 
 
En base a estas alternativas, existen tres tipos de ensamblajes, cada uno de los 
cuales tiene una aplicación específica: 
 
• Barril estacionario y anclaje inferior (RWB, RHB) 
• Barril estacionario y anclaje superior (RWA, RHA) 
• Barril viajero y anclaje inferior. (RWT, RHT) 
• 
Otro tipo de división de las bombas se refiere al espesor del barril: 
 
• ‘H’ para los barriles gruesos (aprox. de 3/16” a ¼”) y se usa 
especialmente para profundidades mayores a 7000’ o cargas de fluídos 
sobre las 7000 lbs. 
• ‘W’ para los barriles delgados (aprox. 1/8”). 
 
El API ha publicado una nomenclatura para describir las bombas, aunque en 
muchos casos, esta nomenclatura se adapta a las circunstancias locales. 
 
 
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Muchas de las empresas fabricantes han publicado guías para la escogencia de 
las bombas dependiendo de las condiciones de trabajo y del ambiente donde van 
a operar. 
Otras publican graficos para profundidades maximas de trabajo dependiendo del 
espesor de la pared del barril (RW, RH). 
 
DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA (PD) 
 
Basado en el 100% de eficiencia volumétrica, el desplazamiento de la bomba se 
calcula en base a la carrera del pistón: 
 
PD = .1166 * Sp * N * Dp2 [2.1] donde: 
 
Sp = carrera del pistón, pulg (calculado estáticamente o determinado 
dinámicamente por el software de análisis) 
 N = velocidad de bombeo, SPM 
Pd = diámetro del pistón, pulg 
 
Cálculo de la carrera del pistón (Sp) 
 
Sp = S – St – Sr + Sot [2.2] 
 
St = PID* Fo / (Awt * 2.5*106) [2.3] 
 
Sr = Fo *Σ(Li/Ai)/ (2.5*10
6) [2.4] 
 
Sot =PID2 * αM *(1.4*10-6) [2.5] 
 
Donde: 
S= Carrera Barra Pulida, pulg 
Sp= Carrera neta del pistón, pulg 
St= Alargamiento del tbg, pulg 
Sr= Alargamiento hidráulico de las cabillas, pulg 
Sot = Alargamiento dinámicode las cabillas, pulg 
Awt= Area de la pared del tbg, pulg2 
Li= Long. de cada sección de cabillas, pies 
Ai= Area de cada sección de cabillas, pulg
2 
Fo= Carga de Fluídos, lbs 
Wr= Peso de la sarta en el aire, lbs 
αM= Factor de Máquina = (SN2/70500) * (1 + R/P) [2.6] 
N = Tiros por minuto 
R= Distancia desde el eje de baja al hueco del pin, pulg 
P = Long. del Brazo del balancín, pulg 
 
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TOLERANCIA ENTRE EL PISTON Y EL BARRIL (FIT) 
 
La eficiencia volumétrica de la bomba es afectada en buena parte por la 
tolerancia entre el pistón y el barril, llamada normalmente fit y expresada en 
milésimas de pulgadas con el signo (–) antepuesto. 
 
El diámetro real del pistón es el ID del barril menos el fit pero normalmente este 
último es despreciado en los cálculos. 
 
La escogencia del fit para un pistón depende de varios factores pero los más 
importantes son: 
 
• viscosidad del crudo 
• longitud del pistón 
• fricción esperada en la bomba 
• temperatura en la admisión de la bomba 
 
Al tomar en cuenta las superficies metal-metal entre pistón y barril, se debe 
dejar un espacio entre ambos para asegurar una adecuada lubricación. 
 
Por otra parte, mientras más largo sea el pistón, mayor será el fit que se 
necesita. 
 
Generalmente no se recomiendan pistones con longitudes mayores a los 6 pies. 
 
Sobre los 100°F se debe aumentar el FIT en .001”/100°F 
 
PERDIDAS POR ESCURRIMIENTO ENTRE PISTON Y BARRIL 
 
En el estricto sentido de la palabra, el escurrimiento no es exactamente una 
pérdida, sino más bien un recurso tomado de la producción para la lubricación 
del pistón y el barril. 
 
La rata de escurrimiento (SR) está intimamente ligada al fit del pistón y su valor 
oscila entre 0.5% y 2% del desplazamiento. 
 
Un valor menor del 0.5% pudiera impedir una buena lubricación entre el pistón y 
el barril con el consiguiente desgaste rápido de ambos componentes. 
 
Por otro lado, valores por encima de 2% inciden negativamente en la eficiencia 
volumétrica de la bomba. 
 
 
 
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Un cálculo muy aproximado de la SR en bpd viene dada por: 
 
 SR = ((PDP-PIP) * Dp * FIT3 * FR) / ( µ * Lp * 1.2*10-5), [2.7] 
donde: 
 
PDP = presión de descarga de la bomba, lpc 
PIP = presión de admisión de la bomba, lpc 
 Dp = Diámetro del pistón, pulg 
FIT = tolerancia del pistón, milésimas de pulg 
 FR = llenado de la bomba, fracción 
 µ = viscosidad absoluta, centipoises 
 Lp = longitud del pistón, pies 
 
PROBLEMA 1: 
 
Se tiene un pozo con una bomba 30-275-THBF-30-2-0-20 a 3500’. La sarta de 
tubería es de 4-1/2” y la de cabillas es de1540’ de 1” + 1960’ de 7/8”. La 
viscosidad corregida del crudo es 514 cp y el llenado de la bomba es 85%. 
El balancín tiene una carrera de 120” con 6 SPM y la relación R/P es .28 
La PDP es 1578 lpc y la PIP es 331 lpc. 
El peso de la sarta de cabillas es 8,831 lbs y el área transversal de la pared de la 
tubería es 3.6 pulg2. 
 
Determine si la rata de escurrimiento es apropiada. 
En caso negativo, que acción (es) recomendaría? 
 
ESPACIADO DEL PISTON (SE) 
 
El espaciado que se le da a la bomba de sub-suelo antes de arrancar el pozo 
tiene como objeto neutralizar el efecto de elongación del tren de cabillas. Este 
efecto tiene dos causas principales: la carga estática y la dinámica. 
 
De las dos, la única que puede ser cuantificada y corregida antes de arrancar el 
pozo es la elongación por carga estática. 
 
El de carga dinámica puede ser simulado con los programas de diseño. 
 
La elongación por carga estática tiene dos componentes: 
 
1.- La carga de fluídos sobre el pistón (Fo) 
2.- El peso de la sarta de cabillas en el fluído del tubing (Wrf) 
 
La carga sobre el pistón es proporcional a su diámetro mientras que el peso de la 
sarta se mantiene constante en el fluído. 
 
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Es obvio que “Fo” no puede actuar sino hasta que el pozo se arranque. Sin 
embargo, podemos simularlo en el pozo LLENANDO el tubing. 
 
En pozos con niple perforado se deberá llenar tubing y casing. 
 
Tanto Fo como Wrf son fácilmente calculables. 
 
Cuando la bomba ‘R’ es armada en el taller se le deja un espaciado entre 1 y 2” 
para evitar el contacto entre la nariz del pistón y la jaula de la válvula fija. 
 
Esto hace que se pueda tocar fondo sin temor a causar daño a los componentes. 
 
A continuación se detalla un instructivo para el espaciado de las bombas de sub-
suelo el cual se activa una vez que se comienza a bajar la bomba tipo R o el 
pistón de la tipo T. 
 
PROCEDIMIENTO PARA ESPACIADO DE LAS BOMBAS 
 
• Bajar lentamente hasta tocar fondo. Mantener el tubing lleno con el fluído de 
trabajo (FDC). 
 
• Si es una bomba ‘R’, anclarla de acuerdo a los pesos calculados. 
 
• Si es el conjunto pistón-VF de una ‘T’, maniobrar y soltar la VF. 
 
• Si la VF ha sido previamente colocada, ir al paso siguiente. 
 
• Con el tubing lleno, tocar suavemente sin perder peso, marcar y anotar el 
peso en el MD. (Debe estar indicando aproximadamente el peso de la sarta en el 
fluído) 
 
• Espaciar de acuerdo a las instrucciones en el programa de Optimización. 
 
En términos generales, este espaciamiento se realiza para neutralizar las cargas 
dinámicas y está en el orden de 3” por cada 1000’ de cabillas excepto en las 
unidades de carrera extra-larga. 
 
Otro valor aproximado se puede obtener mediante: 
 
 SE = (PID2/1320000) + Sot [2.8] 
 
Sin embargo, es importante validar todos estos cálculos y tratar de mantener el 
SE al mínimo para evitar bajas eficiencias volumétricas. 
 
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TIPOS DE PISTONES 
 
•Metal-metal (lisos o acanalados) 
–Usados en pozos profundos-más eficientes 
•Empaque blando 
–Tipo copa para profundidad < 3000’ 
–Tipo anillo para profundidad hasta 7000’ 
–Combinación Copa y Anillo 
 
La longitud se calcula normalmente entre 6” y 12” por cada 1000’. 
 
Sin embargo, en pozos con crudos altamente viscosos, se debe tener en cuenta 
que mientras mayor sea la longitud del pistón, mayor será la fricción generada 
en la bomba y por tanto, las posibilidades de flotación de la sarta de cabillas son 
mayores. 
 
BOLAS Y ASIENTOS 
 
•Pozos normales 
–Acero inoxidable 
•Fluídos abrasivos 
–Bolas y asientos de cerámica o Carbide 
•Abrasión severa 
–Bolas de cerámica en asientos de carbide 
–Doble bolas y asientos 
 
LONGITUD DEL BARRIL 
 
La longitud del barril debe ser calculada sumando la carrera máxima del 
balancín, la longitud del pistón, el espaciado de la bomba y la longitud de las 
jaulas de las válvulas fija y viajera normalmente tomada como 12”. 
 
BOMBAS Y ACCESORIOS ESPECIALES (NO API) 
 
Existe una gran variedad de bombas y accesorios para manejar situaciones 
especiales de producción. 
 
En la mayoría de los casos, estas situaciones especiales se reducen al manejo de 
altos volúmenes de gas, de arena y las sumergencias extremadamente bajas que 
generan el golpe de fluídos en la bomba. 
 
Para el manejo de arena existen accesorios tales como el pistón FARR y bombas 
como la Pampa. 
 
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Cuando existen condiciones severas de interferencia de gas hay en el mercado 
diversos tipos de accesoriostales como el Loc-No. 
 
El golpe de fluídos puede originarse por baja sumergencia pero también por 
interferencia por gas. 
 
En estos casos se han usado por mucho tiempo las bombas con válvulas 
anulares. Ha habido mucha discusión sobre la conveniencia o no de usar la 
válvula anular cuando se bombean crudos muy viscosos, pero en muchos 
campos se siguen usando. 
 
Ultimamente se ha venido usando un tipo de bomba de doble etapa con la barra 
hueca para manejar altos RGL sin el problema de la válvula anular. Segun sus 
fabricantes, la bomba puede ser capaz de manejar todo el gas en las 
instalaciones con niple perforado muy comunes en el Oriente de Venezuela. 
 
Las principales características de la bomba son: una segunda válvula viajera 
(reemplaza a la válvula anular), la barra es hueca con orificios inferiores y una 
cámara sobre el pistón. 
 
El resto de las partes es igual al de una bomba R con anclaje inferior. 
 
Al inicio de la carrera ascendente la VV inferior está cerrada y soporta la carga 
de fluídos. La VF se abre y los fluídos del pozo entran al barril. A medida que 
progresa la carrera ascendente, el pistón desplaza los fluídos de la cámara y los 
obliga a pasar por los orificios de la barra hueca hacia la VV superior. 
 
Durante este proceso la mezcla gas-líquido es comprimida debido a que el 
volúmen de la cámara es mucho mayor que el de la barra hueca. Este aumento 
de presión impide que el gas se libere y abre la VV superior manteniéndola así 
hasta el final de la carrera ascendente. 
 
Al comienzo de la carrera descendente, el volúmen de la cámara aumenta 
generando una caída de presión lo cual facilita que la VV inferior se abra y la VV 
superior se mantenga cerrada. La VF se cierra y el pistón desplaza los fluídos del 
barril hacia la cámara y la barra hueca. 
 
Aparte del buen manejo del gas, la bomba también es capaz de operar en pozos 
con problemas de arena mayormente debido a que la VV superior impide el 
retorno de arena hacia el cuerpo de la bomba cuando hay interrupciones en la 
operación. 
 
 
 
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ESTADISTICAS PARA ANALISIS DE TIEMPO ENTRE FALLAS (TEF) 
 
Es importante mantener estadísticas validadas sobre el comportamiento de las 
bombas en el campo para tener mejores herramientas en la toma de decisiones 
sobre las mejores alternativas para producir un determinado campo. 
 
Estas estadísticas deben incluir parámetros operacionales tales como 
velocidades, carreras, profundidades, caudal de producción y tipo de tratamiento 
térmico de los materiales. 
 
TRATAMIENTOS TERMICOS 
 
INDUCCION: (DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 55) INDUCCION:
Son susceptibles al stress. 
El material queda con tensiones residuales. 
Quedan endurecidos en ID y OD, lo cual disminuye su resistencia a la corrosión. 
Generalmente no son reutilizables. 
 
CARBURIZACION: (DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 58) CARBURIZACION:
Quedan endurecidos en ID y OD, lo cual lo hace menos resistente a la corrosión. 
La dureza no es uniforme a lo largo de su longitud. 
 
NITRURACION: (DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 58) NITRURACION:
Produce componentes duros de material sin tratamientos térmicos adicionales. 
La dureza decrece a menos de 45 HRC a 0.005” del ID. 
 
CARBONITRURACION: (DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 63) CARBONITRURACION:
La dureza OD es de 23 HRC, lo cual lo hace dúctil para resistir los impactos. 
Se recomiendan en ambientes abrasivos ya que son muy resistentes a la 
abrasión. 
El endurecimiento es uniforme en ID. 
Son resistentes a la corrosión y al desgaste. 
Son reutilizables. 
 
CROMADO: (DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 67) CROMADO:
Buena resistencia a la abrasión. 
El cromo es atacado con fluidos de PH < 7, como son: ácidos, ambientes 
corrosivos, agua salada etc. causando desprendimiento de cromo que originan 
corrosión y atascamientos del pistón. 
 
 
 
 
 
 
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LA SARTA DE CABILLAS (VARILLAS) 
 
La sarta de cabillas es una parte vital del sistema de bombeo mecánico ya que es 
la que conecta los componentes de fondo con los de superficie. 
 
Aunque se ha incluído en el equipo de fondo, realmente forma parte de ambos. 
 
El comportamiento de la sarta de cabillas tiene un impacto directo en la 
eficiencia del sistema y sus fallas ocasionan la total paralización del sistema de 
bombeo. 
 
Por tanto, es indispensable un diseño apropiado de la sarta para asegurar la 
continuidad de la operación y evitar pérdidas de producción y aumento de 
costos. 
 
La sarta se construye conectando las cabillas individuales una por una hasta la 
profundidad deseada de la bomba. 
 
Aunque en los comienzos de la industria se usaban cabillas de madera, a 
principios del siglo pasado aparecieron las cabillas sólidas de acero con extremos 
forjados para maquinar las roscas hembras o machos. 
 
A través del tiempo se han introducido innovaciones tales como el tratamiento 
térmico para resistir mejor la corrosión, nuevos diseños de los pines y el 
moldeado a presión de las roscas en lugar de cortarlas. 
 
También se han comercializado las cabillas contínuas y huecas así como tambien 
las de fibra de vidrio. 
 
Dos problemas graves de las cabillas de acero son su peso y su debilidad frente 
a los ataques por fluídos corrosivos. 
 
Las cabillas se fabrican en dos longitudes: 25 y 30’ mientras que los diámetros 
van desde 1/2” hasta 1-1/8” con incrementos de 1/8”. 
 
Cada pieza se termina con roscas machos en los extremos (pin) y luego se le 
coloca a uno de ellos un cuello (caja) para ser conectados luego cuando se bajan 
al pozo. 
 
 
 
 
 
 
 
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FUERZAS QUE ACTUAN SOBRE LAS CABILLAS 
 
Es muy importante para el Optimizador entender cómo actuan las fuerzas en la 
conexión de cada cabilla. 
 
Las cargas durante el ciclo de bombeo son siempre de tensión causadas por el 
peso de la sarta durante la carrera descendente y por el mismo peso más el de 
la carga de fluídos en la carrera ascendente. 
 
Estas cargas tensionales adicionales tienen diferentes efectos en los esfuerzos a 
los cuales están sometidos tanto el pin como el cuello o caja. 
 
Los esfuerzos en el pin son aditivos, es decir, siempre tienen el mismo sentido 
mientras que la parte superior del cuello está en compresión debido al torque de 
ajuste. 
 
Por tanto, es de esperarse que el torque apropiado durante las conexiones debe 
originar esfuerzos de compresión mayores que los máximos esfuerzos 
tensionales esperados. 
 
En las secciones inferiores del cuello la compresión va cediendo gradualmente 
hasta que alcanza el punto neutro y por debajo del cual, aparecen los esfuerzos 
tensionales. 
 
Estos son producto solamente de las cargas de fluídos y alcanzan su máximo 
valor en la seccion media del cuello. 
 
De todo esto se desprende que el torque aplicado durante la bajada en el pozo 
es de suma importancia. 
 
Sin embargo, en muchos casos, el torque de ajuste que se da en el pozo es 
directamente proporcional a la fuerza física del ajustador. 
 
El torque apropiado tiene un papel muy importante en la prevención de fallas en 
las conexiones. 
 
El torque se aplica generalmente usando llaves hidráulicas o neumáticas pero los 
valores de torque generado no siempre reflejan el nivel de esfuerzos en la 
conexión. 
 
Esto es debido a que la lectura de torque está sujeta a una serie de variables 
tales como el acabado de las superficies de contacto, la lubricación de las roscas, 
etc. 
 
 
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La mayor parte del torque es absorbido por la fricción entre las roscas macho y 
hembra de la conexión y en el área de contacto entre el pin y el cuello. 
 
Esto da como resultado que aproximadamente un 10% de la lectura del torque 
en la llave es la que produce realmente el esfuerzo de pre-compresión necesarios 
en el cuello1. 
 
Esta es la razón por la cual el API recomienda el método del desplazamiento 
circunferencial para una exacta determinación de los niveles de esfuerzos en las 
conexiones. 
 
CABILLAS DE FIBRA DE VIDRIO 
 
Las cabillas de acero tienen dos grandes desventajas: su gran peso y su 
susceptibilidad al ataque de fluídos corrosivos. 
 
Esto ocasionó la búsqueda de materiales que pudieran adaptarse a las exigencias 
modernas del bombeo mecánico. 
 
Las cabillas de fibra de vidrio fueron introducidas al mercado en 1977 aunque 
todavía no se usan en Venezuela. 
 
La cabilla de fibra de vidrio consiste en un cuerpo plástico y dos conexiones de 
acero soldadas al cuerpo con una resina epóxica. 
 
El cuerpo está compuesto por 1.5 millones de fibras de vidrio de 15 micrones de 
espesor que se mantienen juntas mediante una resina térmica. 
 
Las cabillas de fibra de vidrio pueden tener entre 110,000 y 180,000 lpc de 
resistencia a la tensión (758 y 1241 Mpa) y comparadas con las de acero, son 
aproximadamente un 25% más resistentes aunque su peso es 1/3 de las de 
acero. 
 
El módulo de elasticidad varía entre 6.3 y 7.2x106 lpc (4.34 y 4.96x104 Mpa) 
comparado con 30.5x106 lpc (21x104 Mpa) de las cabillas de acero. 
 
Cuando están sometidas a una fuerza axial pueden estirarse hasta cuatro veces 
más que las cabillas de acero. Debido a esta rata excesiva de elongación, se 
hace imposible usar una sarta con solamente cabillas de fibra de vidrio debiendo 
usarse conjuntamente con una sarta inferior de cabillas de acero. 
 
La velocidad de propagación del sonido en la cabilla es de aproximadamente 
14900 pies/segundo comparada con 16990 pies/segundo de las de acero. 
 
 
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Es importante notar que las cabillas de fibra de vidrio tienen una severa 
limitación de temperatura y por otra parte, no soportan esfuerzos de 
compresión. 
En cambio tiene numerosas ventajas, especialmente en lo que respecta a la 
producción debido a que, al usarse como sarta inferior, su alta capacidad de 
alargamiento genera una carrera en el pistón de la bomba generalmente mayor 
que la de la barra pulida en la superficie. 
 
Por otro lado, las cargas y torques serán menores con la consiguiente reducción 
de costos en la unidad de superficie y motor eléctrico. 
 
CABILLAS CONTINUAS (COROD) 
 
Como se ha visto, la sarta con cabillas convencionales tiene una serie de 
problemas relacionados principalmente con las conexiones las cuales son 
prácticamente su punto débil. 
 
El uso de una sarta contínua (Corod) elimina en gran parte este problema y 
aumenta la vida útil de las cabillas. 
 
Las cabillas continuas están hechas del mismo material que las cabillas 
convencionales y pueden ser de corte elíptico o redondo variando en tamaños 
desde 11/16” a 20/16” con incrementos de 1/16”. 
 
Otras ventajas de las cabillas contínuas es que son algo más livianas que las 
convencionales y tienden a reducir la fricción con la tuberia de producción. 
 
La mayor desventaja, si obviamos el precio, es la necesidad de equipos 
especiales para transporte y corrida en el pozo así como también de 
procedimientos especiales de soldadura. 
 
Las cabillas contínuas redondas se usan muy regularmente con las bombas de 
cavidad progresiva porque eliminan la posibilidad del desenroscado que sucede 
cuando la bomba se para y el freno del motoreductor falla. 
 
Las cabillas redondas vienen en carretos de 6,560’ para las #6, de 8,520’ para 
las #4 y de 9840’ para las #3. 
 
El manejo de los carretos es extremadamente peligroso y se debe tener personal 
especializado y contínuamente alertado sobre los riesgos involucrados en la 
operación. 
 
 
 
 
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SEGREGADORES O ANCLAS DE GAS 
 
En la mayoría de los pozos de levantamiento artificial, la presión fluyente está 
por debajo de la de burbujeo (Pb) lo cual indica la presencia de gas libre a 
condiciones de presión y temperatura. 
 
Las bombas, al contrario de los compresores, no están diseñadas para bombear 
el gas libre que normalmente existe a condiciones de admisión. 
 
La eficiencia volumétrica puede ser afectada en forma muy significativa llegando, 
en casos extremos, al llamado bloqueo por gas o gas lock. 
 
El gas lock resulta cuando la válvula viajera no abre en la carrera descendente 
debido a que la presión en la cámara es mucho menor que la de descarga debido 
al gas presente. 
 
El parámetro más importante para controlar la presencia de gas libre es la 
presión de admisión (PIP) y resulta obvio pensar que mientras mayor sea la PIP, 
menor será la cantidad de gas libre2. 
 
Si se pudiera colocar la bomba a una profundidad tal que la PIP fuera igual o 
mayor que la Pb se podrían entonces obtener eficiencias volumétricas bastante 
altas ya que todo el gas presente en el crudo estaría en solución. 
 
Sin embargo, esto no es muy fácil de lograr y se debe entonces optar por buscar 
una forma de manejar el gas libre presente. 
 
Los segregadores o anclas de gas pueden separar ambas fases por métodos 
gravitacionales o centrífugos. 
 
Estos últimos se usan principalmente en los pozos con bombeo electrosumergible 
debido a la alta velocidad rotacional. 
 
En el bombeo mecánico convencional se usan exclusivamente los segregadores 
gravitacionales por las características del sistema. 
 
La fuerza de gravedad se usa para separar el gas del líquido. 
 
Estos, por ser más densos, fluyen hacia abajo en el segregador, mientras que el 
gas tiende a subir con velocidades terminales que varían de acuerdo a las 
presiones, tamaño de las burbujas de gas y gravedad API del crudo. 
 
 
 
 
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En la mayoría de la literatura sobre el diseño de las anclas de gas se ha tomado 
como velocidad terminal de las burbujas de gas un valor de .5 pies por segundo 
para crudos de gravedad API > 30°. 
 
De acuerdo a pruebas realizadas por Campbell y Brimhall3, en un crudo con 
gravedad API de 11° la velocidad terminal puede tener un valor de unos 0.25 
pies por segundo con tamaños de burbujas de unos .004 pies de radio. 
Usando estos valores el diseño se puede aproximar más a la gran mayoría de los 
pozos por bombeo con crudos medianos, pesados y extra pesados. 
 
El éxito del diseño depende en gran parte de que la velocidad con la cual el 
liquido baja sea menor que la velocidad terminal de las burbujas de gas. 
 
La velocidad descendente del líquido va a depender de la rata de producción y 
del área de paso ( área quieta) del ancla de gas. 
 
En términos de eficiencia de separación el arreglo más eficiente usa al casing 
como segregador y puede o no llevar un tubo ranurado para permitir la entrada 
del líquido al área quieta. 
 
Este arreglo es llamado Ancla Natural y requiere que la bomba sea colocada por 
debajo de las perforaciones del casing. 
 
Luego del ancla natural, de nuevo en términos de eficiencia, se encuentra el 
ancla tipo obturador el cual también utiliza el espacio anular casing-tubería como 
agente de separación. 
 
Un obturador especial se instala sobre las perforaciones con un tubo chimenea 
como única comunicación entre las zonas inferiory superior del obturador. 
 
La boca del tubo chimenea debe quedar por encima del nivel dinámico en el 
anular. Este requerimiento complica el diseño y colocación del ancla debido a la 
incertidumbre que muchas veces se tiene sobre este valor. 
 
Por otra parte, la succión de la bomba debe estar a la mayor profundidad posible 
donde la presencia de burbujas de gas es menor. 
 
El ancla tipo obturador presenta muchas dificultades debido al uso de accesorios 
que pudieran ocasionar problemas futuros de pescados en el pozo y se han 
diseñado variantes que eliminan el tubo chimenea e incorporan un tubo de 
succión. 
 
 
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Entre los arreglos menos eficientes se encuentra el ancla de gas tipo Poorman y 
su variante la Gilbert o de copas siendo esta última ampliamente usada por su 
simplicidad. 
 
Este tipo de ancla consiste de un tubo (tubo de barro) con perforaciones en la 
parte superior y con un tapón en la parte inferior. 
 
Del anclaje de la bomba cuelga un tubo de menor diámetro (tubo de succión) 
que puede o no tener un tapón en parte inferior. 
De esta forma se crea un espacio anular (área quieta) entre el tubo de barro y el 
de succión. 
 
Cuando el tubo de succión está taponado, se perforan huecos en la parte inferior 
próxima al tapón para permitir al líquido pasar del área quieta directamente a la 
succión de la bomba. 
 
Las dimensiones del tubo de succión son de gran importancia para una 
separación eficiente. 
 
Desde hace mucho tiempo se han usado tubos de succión hechos con tubería de 
producción que ha sido desechada. 
 
El diámetro usado por excelencia es 2-3/8” (ID= 1.992”) 
 
La longitud del tubo de succión se ha establecido desde hace mucho tiempo en 
unos 20’ pero este valor ha sido revisado en los últimos tiempos especialmente 
para crudos viscosos debido a que puede generar pérdidas apreciables por 
fricción con la sub-siguiente liberación de gas adicional entrando a la bomba. 
 
Se ha desarrollado un ancla de gas experimental especialmente diseñada para 
pozos con crudos medianos, pesados y extrapesados4. 
 
El diseño toma en cuenta la variación de la velocidad terminal de las burbujas 
debido a la gravedad API, la mínima longitud del tubo de succión y orificios 
ovalados. 
 
El cuerpo de 42” está cubierto por una malla especial para evitar la entrada de 
cuerpos extraños al interior del ancla. 
 
Se espera iniciar las pruebas de campo a principios del 2003. 
 
 
 
 
 
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DISEÑO DE UN ANCLA TIPO POORMAN 
 
A continuación se presenta el método de Campbell y Brimhall3 ligeramente 
modificado tomando el cuenta los factores volumétricos del crudo y agua a 
condiciones de admisión y adecuando los tamaños del tubo de succión para 
crudos pesados. 
 
1. Calcular el área quieta mínima teórica: 
 
 AMAt = .00935 * (qoBo+qwBw)/ (.0359*API.8065) [2.9] 
donde: 
 
qo y qw son los caudales de petróleo y agua, bpd 
Bo y Bw son los factores volumétricos del petróleo y agua, 
API es la gravedad API del petróleo 
 
El diámetro del tubo de succión (Dip) depende del caudal: 
 
• Hasta 100 bbpd, usar diámetro de 1.66” OD 
• Entre 100 y 200 bbpd, usar diámetro de 1.90” OD 
• Mayor de 200 bbpd, usar diámetro de 2.375” OD 
 
2. Calcular el área ranurada del tubo de barro: 
 
 Af = 4*AMAt [2.10] 
 
3. Calcular el número de ranuras de ½” x 4”: 
 
 NRan = 0.5 * Af [2.11] 
 
4. Calcular el área del tubo de barro: 
 
 TuB = AreaODip + AMAt [2.12] 
 
Con esta área se busca en la tabla de tuberías estándar la que sea igual o 
inmediatamente mayor (TuBf). 
 
5. Calcular el área quieta final 
 
 AMAf= TuBf – AreaODip [2.13] 
 
 
 
 
 
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6. Calcular el volúmen del área quieta 
 
 Vaq= 1.6 * Dp2 * Sp* FR [2.14] 
 
7. Calcular la longitud del tubo de succión 
 
 LDip = Vaq/(12*AMAf) [2.15] 
 
La eficiencia del ancla es difícil de establecer y la mejor forma es probando el 
pozo y midiendo el gas en la estación alternando cierres no mayores de 15 
minutos del anular. 
 
La diferencia entre el gas medido con el anular abierto y cerrado puede dar una 
idea de cuánto gas maneja la bomba y la eficiencia del ancla. 
 
Es necesario recalcar que el sistema de medicion debe ser totalmente confiable. 
 
Problema 2: 
 
Una prueba al pozo del problema 1 resultó con 437 bbpd, 10% ASA y una 
gravedad de 11°API. 
El Bo es 1.046 y el Bw es 1.017. 
El casing del pozo es 7”; 23#/pié con un ID = 5.921”. 
 
Se desea determinar la posibilidad de instalar un ancla de gas tipo Poorman. 
 
El tubo de succión no llevará tapón inferior y el taller de tornos ha comunicado 
que tiene fresas para ranuras de ½”. 
 
Necesitan urgente el número de ranuras para el tubo de barro y la longitud del 
tubo de succión. 
 
 
BIBLIOGRAFIA: 
 
1.- Takács, Gábor; Modern Sucker Rod Pumping, Seccion 3 
2.- Z. Schmidt and D.R. Doty; “System Analysis for Sucker Rod Pumping”, SPE 
15426, 1985. 
3.- J. H. Campbell and R.M. Brimhall; “An Engineering Approach to Gas Anchor 
Design”, SPE 18826, 1989. 
4.- H. Partidas, “Ancla de Gas AGAPITO”, Pat. Pendiente, 2002. 
 
 
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TIPOS DE ANCLAJES
ϕ2002-HP
CLASIFICACION API PARA BOMBAS DE SUB-SUELO
RWT
RHT
TWE
THE
TLE
RWB
RHB
RWA
RHA
3 TUBOS
NO API
TW
TH
TL ϕ2002-HP
2525--175 R H T M 30175 R H T M 30--55--44--1010
DiámDiám. . TuberíaTubería
DiámDiám. . PistónPistón
Tipo Tipo de de bombabomba
AnclajeAnclaje
BarrilBarril
AsientoAsiento
Longitud Longitud dede
extensionesextensiones (ft)(ft)
LongitudLongitud (ft)(ft)
Longitud Longitud 
PistónPistón (ft)(ft)
Fit del Pistón
NOMENCLATURA API
ϕ2002-HP
DATA DE CABILLAS API
Incl Torque (1) 30' Rod 25' Rod
API cuello D Nueva Usadas Std Slim Fld Displ Fld Displ
Nom Diam. Peso/ft Area Er Area Flot. 1/64" 1/64" OD Cpl OD Cpl Bls/1000' Bls/1000'
1/2" 0.500 0.726 0.196 1.990E-06 0.213 14 10
5/8" 0.625 1.135 0.307 1.270E-06 0.334 17 14 1-1/2" 0.39 0.40
3/4" 0.750 1.634 0.442 8.830E-07 0.480 20 24 1-5/8" 0.57 0.57
7/8" 0.875 2.224 0.601 6.490E-07 0.654 23 32 1-13/16" 1-5/8" (2) 0.77 0.78
1" 1.000 2.904 0.785 4.970E-07 0.853 30 26 2-3/16" 2" (3) 1.01 1.02
1-1/8" 1.125 3.676 0.994 3.930E-07 1.080 39 35 2-3/8" 1.28 1.30
1-1/4" 1.250 4.538 1.227 3.180E-07 1.334 (2) para 2-3/8" tbg 
(1) +/- 10% (3) para 2-7/8" tbg 
ϕ2002-HP
CONJUNTO BIELA-MANIVELA
ϕ2002-HP
ESQUEMA TIPICO DE BOMBA DE SUB-SUELO
PistónPistón
Válvula viajeraVálvula viajera
Válvula fijaVálvula fija
BarrilBarril
AnclajeAnclaje
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
CORRIDA DE CABILLAS COROD
ESPECIFICACIONES DE CABILLAS CONTINUAS COROD
COROD # TAM. GRADO TORQUE PESO/LB
8 18/16 D - 3.38
7 17/16 D - 3.01
6 16/16 DE - 2.67
5 15/16 DE - 2.35
4 14/16 DS - 2.04
3 13/16 DSE - 1.76
2 12/16 D - 1.50
6R 16/16 D, DE 955 2.67
6R 16/16 SE 1,300 2.67
4R 14/16 D, DE 640 2.04
4R 14/16 SE 640 2.04
3R 13/16 D 500 1.76
D ACERO AL CARBONO; Ta = 115,000 lpc
DE Cr-Mo; Ta = 115,000 lpc
SE ALEACION ESPECIAL; Ta = 130,000 lpc
R REDONDO
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
ANCLA DE GAS “AGAPITO”
6”
42”
6”
2” x 1.25”
TUBO DE 
SUCCION
1.9” ID
ϕ2002-HP
ANCLA DE GAS DE COPAS (GILBERT)
ϕ2002-HP
PERFORACIONES
DEL CASING
TUBO DE
BARRO
TUBO DE
SUCCION
ANCLAJE
TUBERIA DE
PRODUCCION
ANCLA DE GAS TIPO POORMAN 
VALVULA
FIJA
NIPLE DE
ASIENTO
NIPLE
PERFORADO
ZONA QUIETA
TAPON
ϕ2002-HP
ANCLA DE GAS TIPO OBTURADOR
CABILLAS
TUBERIA
CHIMENEA
BOMBACASING
OBTURADOR
NIVEL DE FLUIDO
ϕ2002-HP
ANCLA DE GAS TIPO OBTURADOR MODIFICADA
ϕ2002-HP
GAS + LIQUIDO
TUBING
NIVEL DINAMICO
REGION III
REGION II
REGION I
GAS
CASING
AREA DE
INTERES
FASE
GASEOSA
FASE
LIQUIDA
BOMBA
ADMISION
PROCESO DE SEPARACION DE GAS
FUENTE: BIN LIU, “MODELING DOWNHOLE NATURAL SEPARATION USING BUBBLE TRACKING METHOD”, TESIS 2002 
ϕ2002-HP
GUIA PARA LAS BOMBAS API
ϕ2002-HP
CONDICIONES PID =<3000' 3000'>PID=<5000' 5000'>PID=<7000' PID > 7000'
HOYO DESVIADO RWA, RWB, TL RWA, RWB, TL RHA, RWB, TL RHB, TH
Qt > 1000 BPD TL, TH TL, TH TL, TH TL, TH
BAJA SUMERGENCIA RWA RWA, RWB RHA, RWB RHB
POCA ARENA RWA, RWT, TL RWA, RWT, TL RHA, RWT, TL RHB, RHT, TH
MUCHA ARENA RWA, RWT, TL RWA, RWT, TL RHA, RWT, TL RHB, RHT 
CORROSION MEDIA RWA, RWB, RWT, TL RWA, RWB, RWT, TL RHA, RWB, RWT, TL RHB, RHT, TH
CORROSION H2S RWA, RWB, RWT, TL RWA, RWB, RTW, TL RWB, RWT, TL RHB, RHT
CORROSION C02 RWA, RWB, RWT, TL RWA, RWB, RTW, TL RHA, RWB, RWT, TL RHB, RHT, TH
ARENA Y CORROSION RWA, RWB, RWT, TL RWA, RWB, RTW , TL RHA, RWB, RWT, TL RHB
AR Y CORR SEVERAS RWA, RWT RWA, RWT, TL RHA, RWB, RWT, TL RHB
EN NEGRITA LA MEJOR ESCOGENCIA (HARBISON-FISHER)
• La válvula viajera en el pistón Loc-No está conectada 
directamente a la sarta de cabillaS y la superficie pulida 
del pistón sube y baja libremente.
• Abre mecánicamente al iniciarse la carrera descendente 
del balancín lo cual permite que el gas y fluído pase 
rápidamente a través del pistón.
• En la carrera ascendente el tapón hace sello con el 
asiento en el extremo del pistón y levanta el fluído.
• Las superficies de sello del tapón y asiento son de un 
material muy duro compuesto de: Stellite, Cromo, 
Tungsten y Cobalto. Muy resistentes al desgaste y a la 
corrosión .
•• El éxito de este diseño para manejarEl éxito de este diseño para manejar interferenciasinterferencias por por 
gas y vapor, es debido a que la válvula viajera abre gas y vapor, es debido a que la válvula viajera abre 
mecánicamente y no por diferencial de presión como las mecánicamente y no por diferencial de presión como las 
bolas y asientos.bolas y asientos.
Cuello
Tuerca
Cabilla
Camisa
Tapon
BOMBAS HF CON 
LOC-NO PLUNGER
BOMBAS HF CON BOMBAS HF CON 
LOCLOC--NO PLUNGERNO PLUNGER
ϕ2002-HP
PROCEDIMIENTO API PARA
APRETAR LAS CABILLAS
CON LA LLAVE DE TORQUE
MARCAS
HECHAS
LUEGO DE
APRETAR
A MANO
DESPLAZAMIENTO
CIRCUNFERENCIAL
CON LA LLAVE DE 
TORQUE
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
PATENTE
PARA
COROD
CONVENCIONALCONVENCIONAL
PAMPAPAMPA
12’ Barril 3’
2’ Pistón 12’
BOMBA PAMPABOMBA PAMPA.
• El diseño es invertido al de la bomba 
convencional, el pistón es largo y el barril es corto.
• Los extremos del pistón permanecen fuera del 
barril en la carrera ascendente y descendente.
• Tiene dos válvulas viajeras, la del tope evita que 
partículas o sedimentos entren a la bomba cuando 
el pozo esta parado.
• Especial para el manejo de pozos productores de 
arena.
• Evita falla de pistón trancado.
• Tipos: Insertable 1-3/4” hasta 2-3/4”
• Tubería 1-3/4” hasta 4-3/4”
ϕ2002-HP
COMPRESION TENSION
COMPRESION
EN EL CUELLO
TENSION
EN EL PIN
MAXIMA TENSION
EN EL CUELLO
ϕ2002-HP
BOMBA DE DOS ETAPAS Y BARRA HUECA
VALVULA VIAJERA
SUPERIOR
BARRA HUECA
CAMARA
HUECOS
BARRIL
PISTON
VALVULA VIAJERA
INFERIOR
VALVULA FIJA
ANCLAJE
ϕ2002-HP
ESPECIFICACIONES DE BOMBAS DE SUB-SUELO
BOMBAS API
Bomba R Bomba T Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL
Tubing ID Drift OD OD RWB RWA RLB RWT RLT RH TW TL TLE
1.900 1.610 1.516 1.250
2.375 1.995 1.901 1.760 1.750 1.000 1.500 1.250 1.500 1.250 1.250 1.780 1.750 1.750
2.875 2.441 2.347 2.260 2.250 2.000 1.750 2.000 1.750 1.750 2.250 2.250 2.250
3.500 2.992 2.867 2.760 2.750 2.500 2.250 2.500 2.250 2.250 2.750 2.750 2.750
4.500 3.958 3.833 3.750 3.760 2.750 2.750 2.750 3.750 3.750 3.750
BOMBAS API
Standard W Ancl W Ancl RHB RHB RWB RWB TH TH THO THO
Piston PL Area φ VF SV Area M F Espesor MPID Espesor MPID Espesor MPID Espesor MPID
1.060 0.882 0.500 0.196 1,000 0.125 11,000
1.250 1.227 0.578 0.262 1,000 0.188 13,350
1.500 1.767 0.656 0.338 600 1,200 0.188 11,570
1.750 2.405 0.844 0.559 1,200 2,500 0.250 11,970 0.250 9,600
2.000 3.142 0.937 0.690 1,200 2,500 0.156 7,785 0.125 6,400 0.250 7,870
2.250 3.976 1.062 0.886 1,500 3,000 0.250 10,485 0.125 5,240 0.250 6,660
2.500 4.909 1.312 1.352 1,500 3,000
2.750 5.940 1.312 1.352 1,800 4,000 0.250 6,660
3.250 8.296 1.688 2.238 4,000 0.250 5,770
3.500 9.621 4,000
3.750 11.045 5,000 0.250 5,090
4.750 17.721 5,000 0.250 4,120
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS
CAMPO ‘A’ CAMPO ‘B’
Pres Act (Lpc) 1200 950
Porosidad (%) 30 30
Permeabilidad (D) 1-10 1-15
Espesor (Pies) 40 80
Gravedad (°API) 7-16 8-10
Viscosidad (cp) 50-2000 500-3500
Temperatura (° F) 135 135
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
RHB, RHA
RESISTENCIA DEL MATERIAL, PSI
ϕ2002-HP
RWB, RWA
RESISTENCIA DEL MATERIAL, PSI
ϕ2002-HP
1- BUJE DE LA BARRA
2- BARRA
3- JAULA SUP. DEL PISTON
4- PISTON
5- JAULA INF. DEL PISTON
6- BOLA Y ASIENTO, VV
7- NARIZ DEL PISTON
8- GUIA DE LA BARRA
9- BUJE DEL ANCLAJE
10- BARRIL
11- JAULA DEL BARRIL
12- BOLA Y ASIENTO, VF
13- ASIENTO DEL BUJE
14- MANDRIL
15- COPAS DE ANCLAJE (3)
16- ESPACIADORES (2)
17- TUERCA
RWA
ESPECIFICACIONES DE TUBERIAS DE PRODUCCION
 Cabillas Sinker Bar
EU Tbg Area de Espesor OD Cap. Min Max Max
Nom OD Peso/pie pared, Aw Pared ID Drift OD Area ID Area Cuello Bls/1000' Slim Cpl Max Diam.
3/4" 1.050 1.20 0.333 0.113 0.824 0.730 0.866 0.533 1.660 0.660
3/4" 1.050 1.50 0.433 0.154 0.742 0.668 0.866 0.432 1.660 0.535
1" 1.315 1.80 0.494 0.133 1.049 0.955 1.358 0.864 1.900 1.069 1/2"
1-3/8" 1.660 2.40 0.669 0.140 1.380 1.286 2.164 1.496 2.200 1.850 5/8"
1-1/2" 1.900 2.90 0.799 0.145 1.610 1.516 2.835 2.036 2.500 2.518 5/8" 3/4"
2" 2.375 4.70 1.304 0.190 1.995 1.901 4.430 3.126 3.063 3.866 5/8" 3/4" 7/8" 1-1/2"
2-1/2" 2.875 6.50 1.812 0.217 2.441 2.347 6.492 4.680 3.668 5.788 3/4" 7/8" 1" 1-3/4"
3" 3.500 9.30 2.590 0.254 2.992 2.867 9.621 7.031 4.500 8.696 3/4" 1-1/8" 1-3/4"
3-1/2" 4.000 11.00 3.077 0.262 3.476 3.351 12.566 9.490 5.000 11.736 7/8" 2"
4" 4.500 12.75 3.600 0.271 3.958 3.833 15.904 12.304 5.563 15.217 7/8"
ϕ2002-HP
ϕ2002-HP
 
Programa de Adiestramiento 2003 
CAPITULO 3 – EQUIPO DE SUPERFICIE 
 
UNIDAD DE BOMBEO 
 
La unidad de bombeo llamada balancín, caballito, pumpa, pumping jack y 
últimamente AIB (Aparato Individual de Bombeo) convierte el movimiento 
rotacional del motor (eléctrico o de combustión interna) en movimiento recíproco 
vertical requerido por la barra pulida. 
 
Los primeros balancines se usaron aprovechando que el mecanismo de palancas 
empleado para perforar el pozo usualmente se dejaba en el sitio. 
 
Unos tres meses antes del reventón del Barrosos 2, pozo descubridor del campo 
costanero Bolívar en Cabimas, ya se había registrado la patente No. 1,428,866 
por J. R. Suman el 12 de Septiembre de 1922. 
 
En 1925 W. C. Trout introdujo el primer balancín con contrapesas aunque ya 
anteriormente se había tratado de aliviar al motor de la carga de las cabillas. 
 
En los siguientes años, estos diseños fueron mejorando y adecuándose a las 
crecientes necesidades de la industria y surgieron distintos arreglos de acuerdo a 
las condiciones operacionales prevalecientes pero todos se basaban en el mismo 
principio de palancas. 
 
Asi, en el campo Cabimas (campo Costanero Bolivar) se conoció la llamada 
Catalina que permitía operar varios pozos con una sola central de fuerza. 
 
Los balancines son estructuras muy fuertes y que aguantan muy bien las duras 
condiciones de trabajo. Toda la estructura debe ser colocada sobre una base de 
acero o concreto que asegure su estabilidad y alineamiento. 
 
DESCRIPCION DE COMPONENTES 
 
La Torre es el componentemás fuerte ya que debe soportar las cargas mayores. 
Puede tener tres o cuatro patas. 
 
En el tope de la Torre está la Silla o pivote del Caimán o viga viajera. El Caimán 
debe soportar los esfuerzos de flexión que se generan en sus extremos por la 
carga del pozo y el empuje en los brazos. 
 
El Caimán es el punto de referencia para la alineación longitudinal del balancín y 
la barra pulida. 
 
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Si no hay una buena alineación longitudinal, la guaya se puede ir rompiendo 
poco a poco con el roce de la pestaña del Cabezote y ocasionar un accidente y 
que el pozo se pare. 
 
Si la desalineación es muy severa, el prensa-estopas y la barra pulida se dañarán 
y ocasionarán derrames. 
 
La mejor forma de chequear la alineación longitudinal es colocándose a unos 20 
metros detras del balancín y observar si el centro del Caimán está centralizado 
con la barra pulida. 
 
En el extremo del Caimán del lado del pozo está el Cabezote que a través de la 
Guaya y Brida mueven la barra pulida. 
 
El Cabezote es curvado en su parte delantera para asegurar que solamente 
toque la barra pulida cuando está horizontal. 
 
Al igual que el Caimán, el Cabezote es la referencia para la alineación vertical del 
balancín. 
 
Esta alineación controla la distancia entre el balancín y el cabezal del pozo. 
 
Se debe poner especial atención a este punto porque si no hay una buena 
alineación vertical, el Cabezote puede inducir un doblamiento en la barra pulida. 
 
En el extremo opuesto del Caimán está la barra ecualizadora o Equalizador la 
cual está unida al Caimán por la Pelota que es un conjunto de cojinetes que 
transmite el movimiento oscilatorio. 
 
En algunos modelos no existe la Pelota sino que el movimiento oscilatorio se 
efectúa con doble conjunto de cojinetes en ambos extremos del Ecualizador 
conectados a los Brazos. 
 
Los brazos conectan al Ecualizador con la manivela mediante los Pines que 
transforman el movimiento rotatorio de la Manivela en oscilatorio en el Caimán. 
 
La Manivela, a su vez, está conectada al Eje de Baja de la Caja de Engranajes la 
cual recibe, a través de un juego de Correas y Poleas (Engranaje y Motor) 
conectadas al Eje de Alta la energía suministrada por el Motor. 
 
Al otro extremo del Eje de Alta se ha colocado el Tambor del Freno que se 
conecta a través de un cable flexible a la palanca situada generalmente cerca del 
Motor. 
 
 
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En la Manivela están las Pesas o Contrapesas las cuales van montadas sobre 
rieles para facilitar su desplazamiento para efectos del balanceo de la unidad. 
 
Las Cajas de Engranajes pueden ser de Simple o Doble reducción, siendo estas 
últimas las de mayor uso. La lubricación es por salpicadura y cuando la velocidad 
es menor de 5 SPM es recomendable instalar un set de lubricación forzada. 
 
El balancín es un mecanismo que requiere poco mantenimiento para el trabajo 
que realiza y como todo aparato de grandes dimensiones, hay que moverse 
alrededor de él con mucho cuidado y no confiar en los frenos ni en el suiche del 
panel. 
 
TIPOS DE UNIDADES 
 
Las unidades de bombeo han sido divididas por el grupo de palanca al cual 
pertenecen en: 
 
• Convencionales o Clase I 
• Geometría avanzada o Clase III 
 
Los Convencionales (Clase I) tienen el pivote entre la carga del pozo y la 
generación de torque y “halan” a la barra pulida. 
 
Por su parte, los de Geometría avanzada (Clase III) tienen la generación de 
torque entre el pivote y la carga del pozo y “empujan” a la barra pulida. 
 
El modelo convencional es el más antiguo y usado en la industria cuyos orígenes 
se basan en los aparatos usados para perforar los pozos. 
 
La rotación de la manivela puede ser en ambas direcciones. 
 
Los modelos de geometría avanzada tienen dos variantes: el de balanceo 
neumático y el Unitorque. 
 
El de balanceo neumático usa la presión dentro de un cilindro para generar el 
contrapeso requerido por la carga del pozo. 
 
Son generalmente más livianos que el resto pero tienen la gran desventaja de 
que los compresores desaparecen muy fácilmente lo cual ha limitado su uso a 
áreas vigiladas. 
 
En algunos campos se han instalado cilindros de aire a alta presión (2000 lpc) 
que se van recargando periódicamente. 
 
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Requieren un mayor mantenimiento pero eliminan el peligro de manipular piezas 
muy pesadas al balancearlos. 
 
La rotación de la manivela puede ser en ambas direcciones. 
 
El Mark II o Unitorque se introdujo a principio de los años 60 con su 
revolucionario diseño que requería menos energía que uno convencional para 
levantar la misma carga de fluídos. 
 
Las contrapesas están colocadas en una manivela de doble brazos separados y 
opuestos a la manivela de los pines con un ángulo de desfase que oscila entre 19 
y 28°. 
 
Este desfasamiento hace que el torque de las pesas se atrase respecto al de la 
carga de fluídos al comienzo de la carrera ascendente y que se adelante al 
comienzo de la descendente. 
 
El Mark II, debido al desfase angular, es más rápido en la carrera descendente lo 
que se traduce en mayor aceleración y menores cargas mínimas en la barra 
pulida. 
 
En crudos viscosos, esta característica debe ser tomada en cuenta para evitar 
velocidades que puedan generar flotación de la sarta de cabillas. 
 
Por otra parte, el hecho de tener una manivela de dos brazos crea una 
situación de riesgo para el personal que está trabajando con el 
balancín en movimiento. 
 
En el resto de los balancines las pesas y manivela están en un solo brazo, lo cual 
hace que el personal se descuide una vez que el conjunto manivela-pesas pasa 
cerca de él porque sabe que tardará un ciclo completo en volver a pasar por allí. 
 
La manivela del Mark II tiene dos brazos opuestos (el que tiene las pesas es más 
largo que el los pines) y por tanto pasa dos veces por el mismo sitio en un 
solo ciclo. 
 
Esta situación debe ser tomada muy en cuenta especialmente por los operadores 
que toman dinagramas y los que tienen que tomar presiones y niveles sónicos. 
 
La rotación de la manivela del Mark II es unidireccional en el sentido contrario a 
las agujas de reloj (anti-horario). 
 
El último diseño en geometría avanzada, aunque perteneciente a la Clase I es el 
Torqmaster or Reverse Mark. 
 
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Aunque la manivela tiene también un ángulo de desfase entre -9 y -12°, ambos 
están en el mismo brazo. 
 
La manivela del Torqmaster gira sólo en sentido horario. 
 
La descripción de los modelos se basa en un código que el API ha implementado 
para su mejor reconocimiento. 
 
En el campo, la identificación se realiza con el observador colocado al costado de 
la unidad con el cabezal del pozo a su derecha. 
En esta posición se reportara lo siguiente: 
 
• Clase: A, C, M, TM, R 
• Rotación: sentido horario o antihorario 
• Número de Identificación de las Manivelas 
• Número de Identificación y Posicion de las Pesas 
 
Hay dos formas de reportar la posición de las pesas de acuerdo a la marca de la 
unidad: 
 
• Midiendo desde el extremo de la pesa hasta la punta de la manivela en los 
balancines: 
 
Ampscot, Lufkin, Legrand, Thomassen, SEM, Darco 
 
•Reportando la posición de la flecha de la pesa en los balancines: 
 
 American, Parkersburgh 
 
UNIDADES DE CARRERA EXTRA-LARGA 
 
La unidad cuya carrera máxima