Sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo de Cavidades Progresivas

Representación esquemática del levantamiento artificial de petróleo y gas de depósitos con presiones muy bajas utilizando una bomba de cavidad progresiva.

Las bombas de cavidad progresiva (PCP) hacen uso del rotor que gira en el estator para elevar el aceite a la superficie.

La bomba de cavidad progresiva es más adecuada para depósitos que producen petróleo pesado con alto contenido de arena.

Es muy confiable y no requiere reparaciones frecuentes.

Por Ronaldo Padilla Cornejo 
 
Las reservas de petróleos livianos están
comenzando a declinar y poco a poco (a un ritmo aún no
establecido claramente) las reservas de petróleos pesados y
bitúmenes de Grado API (10-22.3) o menor, se irán transformando en
posesiones muy valuables. Estas reservas se encuentran presentes
en países como; Argentina (cuenca del golfo de San Jorge),
Venezuela (Faja de Orinoco que
tiene los depósitos más grandes del mundo), Estados Unidos-California,
Canadá y otros países donde los reservas de petróleo pesado no son tan
grandes.

Es de interés mencionar que cuando
el yacimiento tiene la suficiente energía, llámese
presión, para levantar
estos fluidos hasta la superficie, se dice que el pozo produce en
forma natural. Cuando esto no es posible, es decir, el yacimiento
solo tiene la presión necesaria para levantar los fluidos
hasta cierto nivel dentro del pozo, es necesaria la
instalación de un sistema de levantamiento
artificial, que adicione presión para poder llevar los fluidos hasta
la superficie.

Los métodos de levantamiento
artificial más comunes al comienzo de la industria petrolera eran:
bombeo mecánico convencional (BMC) para crudos pesados y
levantamiento por gas (GL) para crudos medianos y
livianos. Posteriormente comienza la aplicación en campo, de
métodos no convencionales, tales como el bombeo electro
sumergible (BES) y el bombeo por cavidades progresivas (BCP).
Nosotros guiaremos nuestra atención sobre este
último método el cual es muy
utilizado en la industria petrolera por los beneficios que genera
su aplicación.

Una Bomba de cavidad progresiva consiste en una bomba de
desplazamiento positivo, engranada en forma espiral, cuyos
componentes principales son un rotor metálico y un estator
cuyo material es elastómero. El crudo es desplazado en forma
continua entre los filamentos de tornillo del rotor y desplazado
axialmente mientras que el tornillo rota.

Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja
velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas,
sólidos en suspensión y cortes de agua, así como
también es ideal para manejar crudos de mediano y bajo Grado
API.

Sistema de bombeo
de cavidades progresivas

Reseña Historia.

A fines de los años 20, Rene Moineau
desarrolló el concepto para una
serie de bombas helicoidales. Una de ellas tomó el nombre
de Bombeo por Cavidades Progresivas (BCP) con el cual hoy es
conocido.

En 1979, algunos operadores de Canadá, donde
existían yacimientos con petróleos viscosos y con
alto contenido de arena, comenzaron a experimentar con Bombas de
Cavidades Progresivas. Muy pronto, las fábricas comenzaron
con importantes avances en términos de capacidad, presión de
trabajo y
tipos de elastómeros.

En los últimos años las BCP han
experimentado un incremento gradual como un método de
extracción artificial común. Sin embargo el bombeo
de cavidades progresivas está recién en la infancia si
las comparamos con los otros métodos de
extracción artificial como las bombas electro sumergible o
el bombeo mecánico.

Hoy en día el bombeo por cavidades progresivas es
destacado como sistemas de
levantamiento artificial, en recuperación de
petróleos pesados. El uso de estás bombas se
extendió a diferentes países como; Venezuela
(tiene el depósito más grande de petróleos
pesados y extra-pesados), Argentina, California, Canadá
entre otros.

El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un
método de levantamiento artificial que se puede utilizar
en la producción de fluidos muy viscosos y posee pocas
partes móviles por lo que su mantenimiento
es relativamente sencillo.

Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal
de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de
un rotor de acero, en forma Helicoidal de paso simple y sección circular, que gira
dentro de un estator de elastómero vulcanizado.

La operación de la bomba es sencilla; a medida
que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se
van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos,
para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su
descarga.

El estator va en el fondo del pozo enroscado a la
tubería de producción con un empaque no
sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque
debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de
fluidos a la descarga de la bomba sin presentar
restricción de ningún tipo, y lo suficientemente
pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples
de la extensión del rotor.

El rotor va roscado en las varillas por medio del niple
espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el
movimiento
desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma
una serie de cavidades idénticas y separadas entre si.
Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades
se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la
descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades
progresivas. Debido a que las cavidades están
hidráulicamente selladas entre si, el tipo de bombeo es de
desplazamiento positivo.
La instalación de superficie esta compuesta por
un cabezal de rotación, que está conformado, por el
sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos
sistemas proporcionan la potencia
necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de cavidades
progresivas.

Otro elemento importante en este tipo de instalaciones
es el sistema de anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo
del equipo ya que, de lo contrario, no existirá
acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la
torsión
máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar
daños innecesarios y mala operación del
sistema.

El niple de asentamiento o zapato, en el que va
instalado y asegurado al sistema de anclaje, se conecta a la
tubería de producción permanentemente con lo cual
es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea
necesario.

Tipos de instalación
BPC.
1. Instalación
convencional.

En la instalación convencional, primero se baja
la tubería de producción se la ancla con un packers
luego de la fijación se baja el estator y rotor que son
instalados de forma separada; en este tipo de instalación
se demora y consume más tiempo y en
consecuencia mayor inversión, las varillas son las que
proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor
generando el movimiento giratorio que el sistema exige para
ponerse en marcha.
Este tipo de instalación hoy en día ya no
es tan usada por el tiempo que consume, mientras que la
instalación insertable es el que lo ha
suplantado.

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2. Instalación Insertable.
En la configuración de bombas insertables el
estator se baja al fondo del pozo conjuntamente con el resto del
sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba completa es
instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la
columna de tubería de producción, minimizando el
tiempo de intervención y, en consecuencia, el costo asociado ha
dicho trabajo.

La bomba es la misma que en la configuración
convencional con la diferencia de que viene adaptada a un sistema
de acople que permite obtener un equipo totalmente ensamblado
como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensión
de varilla la cual sirve como apoyo al momento de espaciado de la
bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión
sirven de guía y soporte para la instalación de
este sistema.

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Ventajas y desventajas de los sistemas
BPC.

Las principales ventajas que proporciona este
método de levantamiento artificial es; que se puede
utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y que
posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es
relativamente sencillo. Con respecto a las desventajas que ofrece
este sistema esta el hecho de que el elastómero se puede
llegar a deteriorar debido a agentes contaminantes en el crudo y
que no puede ser utilizada a grandes profundidades por dos
razones principales: sería necesario el uso de grandes
extensiones de varillas y las altas temperaturas también
pueden dañar el elastómero.

1. Ventajas:
Los sistemas BCP tienen algunas características
únicas que los hacen ventajosos con respecto a otros
métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades
más importantes es su alta eficiencia total.
Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60 %. Otras
ventajas adicionales de los sistemas BCP son:

  • Producción de fluidos altamente viscosos
    (2000-500000) centipoises;


  • La inversión de capital es del orden del 50%
    al 25% del de las unidades convencionales de bombeo,
    dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad y a
    las pequeñas dimensiones del cabezal de
    accionamiento;

  • Los costos operativos son también mucho
    más bajos. Se señala ahorros de energía
    de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de
    bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es
    también eficiente a causa de que la varillas de bombeo
    no se levantan y bajan, solo giran;

  • Los costos de transporte son también
    mínimos, la unidad completa puede ser transportada con
    una camioneta;

  • Opera eficientemente con arena debido a la
    resiliencia del material del estator y al mecanismo de
    bombeo;

  • La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas
    libre a la succión resta parte de su capacidad, como
    sucede con cualquier bomba, causando una aparente
    ineficiencia;

  • Amplío rango de producción para cada
    modelo, rangos de velocidades recomendados desde 25 hasta 500
    RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los caudales
    obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de
    equipo.

  • La ausencia de pulsaciones en la formación
    cercana al pozo generará menor producción de
    arena de yacimientos no consolidados. La producción de
    flujo constante hacen más fácil la
    instrumentación;

  • El esfuerzo constante en la sarta con movimientos
    mínimos disminuye el riesgo de fallas por fatiga y la
    pesca de varillas de bombeo;

  • Su pequeño tamaño y limitado uso de
    espacio en superficies, hacen que la unidad BPC sea
    perfectamente adecuada para locaciones con pozos
    múltiples y plataformas de producción costa
    fuera;

  • El bajo nivel de ruido y pequeño impacto
    visual la hace ideal para áreas urbanas;

  • Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o
    desgaste de las partes móviles; y


  • Simple instalación y
    operación.

2. Desventajas:
Los sistemas BCP también tienen algunas
desventajas en comparación con los otros métodos.
La más significativa de estas limitaciones se refiere a
las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba,
así como la compatibilidad de los elastómeros con
ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de
componentes aromáticos. A continuación se presentan
varias de las desventajas de los sistemas BCP:

  • Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o
    138°C (máxima de 350°F o
    178°C);


  • Alta sensibilidad a los fluidos producidos
    (elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el
    contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados
    de tiempo);

  • Tendencia del estator a daño considerable
    cuando la bomba trabaja en seco por períodos de tiempo
    relativamente cortos (que cuando se obstruye la
    succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en
    seco);

  • Desgaste por contacto entre las varilla y la
    cañería de producción en pozos
    direccionales y horizontales; y


  • Requieren la remoción de la tubería de
    producción para sustituir la bomba (ya sea por falla,
    por adecuación o por cambio de sistema).

Sin embargo, estas limitaciones están siendo
superadas cada día con el desarrollo de
nuevos productos y el
mejoramiento de los materiales y
diseño
de los equipos. En su aplicación correcta, los sistemas de
bombeo por cavidades progresivas proveen el más
económico método de levantamiento artificial si se
configura y opera apropiadamente.

Ventajas de la instalación
insertable.

Poseen las mismas ventajas generales que una BCP
convencional, sumado a los beneficios de un sistema
insertable:

  • No necesita ser removida la columna de
    tubería de producción para extraer la bomba del
    fondo.
  • La sustitución de la bomba de fondo puede ser
    realizada con ayuda de un equipo pequeño de
    servicio.

  • Los costos de servicio y mantenimiento
    son reducidos. y
  • La torsión de trabajo es baja, razón
    por la cual pueden utilizarse varillas de diámetro
    menor disminuyendo el roce con el tubing.

Geometrías.

La geometría
de la bomba está sujeta a la relación de
lóbulos entre rotor y estator, y está definida por
los siguientes parámetros:

Cada ciclo de rotación del rotor produce dos
cavidades de fluido.

El área es constante, y la velocidad de
rotación constante, el caudal es uniforme; Esta es una
importante característica del sistema que lo diferencia
del bombeo alternativo con descarga pulsante. Esta acción
de bombeo puede asemejarse a la de un pistón
moviéndose a través de un cilindro de longitud
infinita.

La mínima longitud requerida por la bomba; para
crear un efecto de acción de bombeo es UN PASO,
ésta es entonces una bomba de una etapa. Cada longitud
adicional de paso da por resultado una etapa más. El
desplazamiento de la bomba, es el volumen producido
por cada vuelta del rotor (es función
del área y de la longitud de la cavidad).

En tanto, el caudal es directamente
proporcional al desplazamiento y a la velocidad de
rotación.

La capacidad de un sistema BCP para vencer una
determinada presión está dada por las líneas
de sello hidráulico formados entre ROTOR y ESTATOR. Para
obtener esas líneas de sello se requiere una interferencia
entre rotor-estator, es decir una compresión entre rotor y
estator.

Posición relativa del rotor y el estator en una
bomba de lóbulo simple.

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Existen distintas geometrías en
sistemas BCP, y las mismas están relacionadas directamente
con el número de lóbulos del estator y
rotor.

En las siguientes figuras se puede observar un ejemplo
donde podremos definir algunas partes importantes.

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La relación entre el número de
lóbulos del rotor y el estator permite definir la
siguiente nomenclatura:

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La distribución de efectos es dada por la
cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define
el número de etapas de la bomba. Cada etapa está
diseñada para soportar una determinada presión
diferencial, por lo tanto a mayor número de etapas, mayor
es la capacidad para vencer una diferencial de presión. Se
pueden presentar distintas combinaciones que afectan a la
distribución de la presión dentro de la
bomba:

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Distribución y
efectos.
Interferencia entre rotor y
elastómero.
  • Diferencia entre el diámetro externo de la
    sección del rotor y el menor diámetro del
    estator.

  • Necesaria para generar presión diferencial
    entre cavidades, que requiere un sellado hermético
    entre rotor y estator.

  • Es la característica más importante a
    determinar para obtener una larga vida útil una vez
    dimensionado el equipo BPC.

  • Baja interferencia: disminuye la
    eficiencia de la bomba.
  • Alta interferencia: pronta rotura por
    histéresis.
a) Igual interferencia- Distinto
número de etapas.
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b) Igual número de etapas – Distinta
interferencia.
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CAPÍTULO II

Equipos de
superficie y quipos de subsuelo

El sistema de bombeo por cavidades progresivas
está integrada por dos secciones de equipos: Equipos de
Superficie y Equipos de Subsuelo.
A continuación se describen brevemente ambos
tipos.

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Equipos de Subsuelo:

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1. Tubería de producción: Es
una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con
el cabezal y la línea de flujo.En caso de haber instalado
un ancla de torsión, la columna se arma con torsión
óptimo API, correspondiente a su diámetro. Si
existiera arena, aún con ancla de torsión, se debe
ajustar con la torsión máxima API, de este modo en
caso de quedar el ancla atrapada, existen más
posibilidades de librarla, lo que se realiza girando la columna
hacia la izquierda. Si no hay ancla de torsión, se debe
ajustar también con el máximo API, para prevenir el
desenrosque de la tubería de producción.

2. Sarta de varillas: Es un conjunto de
varillas unidas entre sí por medio de cuplas formando la
mencionada sarta, se introduce en el pozo y de esta forma se hace
parte integral del sistema de bombeo de cavidad progresiva. La
sarta esta situada desde la bomba hasta la superficie. Los
diámetros máximos utilizados están limitados
por el diámetro interior de la tubería de
producción, utilizándose diámetros reducidos
y en consecuencia cuplas reducidas, de manera, de no raspar con
el tubing.

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3. Estator: Usualmente
está conectado a la tubería de producción;
es una hélice doble interna y moldeado a precisión,
hecho de un elastómero sintético el cual
está adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se
encuentra una barra horizontal en la parte inferior del tubo que
sirve para sostener el rotor y a la vez es el punto de partida
para el espaciamiento del mismo.
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4. Elastómero: Es una goma en forma de
espiral y esta adherida a un tubo de acero el cual forma el
estator. El elastómero es un material que puede ser
estirado varias veces su longitud original teniendo la capacidad
de recobrar rápidamente sus dimensiones una vez que la
fuerza es
removida.

5. Rotor: Suspendido y girado por las
varillas, es la única pieza que se mueve en la bomba. Este
consiste en una hélice externa con un área de
sección transversal redondeada, tornada a precisión
hecha de acero al cromo para darle mayor resistencia
contra la abrasión. Tiene como función principal
bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del
estator, creando cavidades que progresan en forma
ascendente.

Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus
extremos inferiores del rotor, sobresale del elastómero
aproximadamente unos 460 mm a 520 mm, este dato permite verificar
en muchos casos si el espaciamiento fue bien realizado. En caso
de presencia de arena, aunque sea escasa, esta deja muchas veces
marcada la hélice del rotor. De este modo, al retirar el
rotor por cualquier motivo, se puede observar en que punto estuvo
trabajando dentro del estator, partiendo del extremo superior del
rotor.

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  • Centralizador: Puede ser un componente
    adicional, sin embargo, tiene mayor uso en especial para
    proteger las partes del sistema.

El tipo de centralizadores es el “no soldado”. Empleado
en la tubería con el propósito de minimizar el
efecto de variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro
de la tubería de producción.

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Niple Intermedio o Niple Espaciador: Su
función es la de permitir el movimiento excéntrico
de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de
conexión al trozo largo de maniobra o a la última
varilla, cuando el diámetro de la tubería de
producción no lo permite. En este caso es imprescindible
su instalación.

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Niple De Paro: Es
parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del
estator. Su función es:

  • Hacer de Tope al rotor en el momento
    del espaciamiento, para que el rotor tenga el espacio
    suficiente para trabajar correctamente.
  • Servir de pulmón al estiramiento
    de las varillas, con la unidad funcionando.
  • Como succión de la
    bomba.

Los más usuales son los de rosca doble, con una
rosca hembra en su extremo superior, que va roscada al estator y
una rosca macho de la misma medida en su extremo inferior, para
permitir instalar debajo el ancla de torsión o cualquier
otro elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el
rotor, durante el espaciamiento.

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2
Trozo De Maniobra: Es muy importante
instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima del
rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades
superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido a
su largo y al movimiento excéntrico del rotor que se
transmite directamente a ella, tiende a doblarse y rozar contra
las paredes de la última tubería de
producción. El trozo de maniobra, al ser de menos de la
mitad del largo de la varilla, se dobla menos o no se dobla,
dependiendo de su diámetro.

Ancla de Torsión: Al girar la
sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la derecha
(vista desde arriba) se realiza la acción de girar la
columna también hacia la derecha, es decir hacia el
sentido de desenrosque de los caños. A esto se suman las
vibraciones producidas en la columna por las ondas
armónicas ocasionadas por el giro de la hélice del
rotor dentro del estator, vibraciones que son tanto mayores
cuanto más profunda es la instalación de la bomba.
La combinación de ambos efectos puede producir el
desprendimiento de la tubería de producción, el
ancla de torsión evita este problema. Cuanto más la
columna tiende al desenrosque, más se ajusta el ancla.
Debe ir siempre instalada debajo del estator.

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Es el elemento de la columna donde el esfuerzo de
torsión es mayor, no siempre es necesaria su
instalación, ya que en bombas de menor caudal a bajas
velocidades y bajas profundidades no se tienen torques
importantes y no se producen grandes vibraciones. No obstante, es
recomendable en todos los casos.

Niple Asiento: es una pequeña
unión sustituta que se corre en la sarta de
producción. Permite fijar la instalación a la
profundidad deseada y realizar una prueba de hermeticidad de
cañería. En bombas insertables el mecanismo de
anclaje es mediante un mandril a copas que permite utilizar el
mismo niple de asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro el
movimiento de instalación de tubería de
producción al momento de cambiar el sistema de
extracción.

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Mandril A Copas: Permite fijar la
instalación en el niple de asiento y produce la
hermeticidad entre la instalación de tubería de
producción y el resto del pozo.
El término mandril tiene muchos significados.
Puede referirse al cuerpo principal de una herramienta o un eje.
Adicionalmente, partes de la herramienta podrían estar
conectadas, arregladas o encajadas adentro. También puede
ser varillas de operación en una herramienta.

Zapato probador de hermeticidad: En caso
de ser instalado (altamente recomendado), se debe colocar siempre
arriba del niple intermedio. Para poder probar toda la
cañería y además como su diámetro
interno es menor que el de la tubería de producción
no permite el paso de centralizadores a través de
él. Para algunas medidas de bomba, no se puede utilizar,
porque el pasaje interior del mismo es inferior al
diámetro del rotor impidiendo su paso en la
bajada.
La interferencia entre el rotor y el estator es
suficiente sello para probar la hermeticidad, aunque siempre
existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto mayor sea la
presión total resultante sobre la bomba. La suma de la
presión de prueba más la altura de la columna debe
ser tal que no supere la altura manométrica de la bomba
para evitar dañarla.

Caño Filtro: Se utiliza para
evitar, (en el caso de rotura de estator con desprendimiento de
elastómero), trozos de tamaño regular del mismo,
pueden estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la
instalación de fondo, estos pedazos de elastómero
podrán ser recuperados con equipo especial y no
permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean
succionados nuevamente por la bomba.

Equipos de superficie.
Una vez obtenidos los parámetros, mínimos
de operación, necesarios para accionar el equipo de
subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los equipos de
superficie que sean capaces de proveer la energía
requerida por el sistema.

Esto significa que deben ser capaces de suspender la
sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de fondo,
entregar la torsión requerida y rotar al vástago a
la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la
superficie.

Los componentes de superficie de dividen en tres
sistemas que son:

  • Cabezal de rotación;

  • Sistema de transmisión; y

  • Sistema de frenado.

Cabezal de rotación.
El cabezal de rotación debe ser diseñado;
para manejar las cargas axiales de las varillas, el rango de
velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la
potencia necesitara.
Este es un equipo de accionamiento mecánico
instalado en la superficie directamente sobre la cabeza de pozo.
Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la
carga axial del sistema, un sistema de freno (mecánico o
hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del
cabezal o ser un dispositivo externo.

Un ensamblaje de instalación que incluye el
sistema de empaque para evitar la filtración de fluidos a
través de las conexiones de superficie. Además,
algunos cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado
por engranajes mecánicos o poleas y
correas.

La torsión se halla transferida a la sarta de
varillas mediante una mesa porta grampa. El movimiento del mismo
dentro del eje hueco permite el ajuste vertical de la sarta de
varillas de succión (a semejanza del sistema buje de
impulso/vástago de perforación). El pesó de
la sarta de varillas se halla suspendido a una grampa, provisto
de cuatro pernos. La barra se puede levantar a través del
cabezal a fin de sacar el rotor del estator y lavar la bomba por
circulación inversa.

Cabezales de
rotación
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2.2.1.1. Plano del cabezal de una
BCP.
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Descripción de las partes del
cabezal para BCP.
  • 1.  base porta empaque
  • 2.  tuerca porta
    empaque
  • 3.  buje centralizador de tuerca
    empaque
  • 4.  buje centralizador
    inferior
  • 5.  deflector
    ecológico
  • 6.  bulones 10/32 anclaje buje de
    tuerca
  • 7.  cuerpo principal
  • 8.  tapa superior
  • 9.  eje motriz pasaje hasta 1
    1/2″
  • 10.  rodamiento 29420
  • 11.  rodamiento nj 221
  • 12.  rodamiento nj 214
  • 13.  caño
    guía
  • 14.  visor
  • 15.  reten inferior
  • 16.  mesa porta polea
  • 17.  bulones alem 3/4 x 2
    1/4″
  • 18.  caliper de freno
  • 19.  disco de freno
  • 20.  bulon alem 12 x 175 x
    35
  • 21.  caja comando
    hidráulico
  • 22.  motor
    hidráulico
  • 23.  correa sincrónica 90 x
    190
  • 24.  engranaje 22
    dientes
  • 25.  engranaje 42
    dientes

Sistema de transmisión.
Como sistema de transmisión se conoce el
dispositivo utilizado para transferir la energía desde la
fuente de energía primaria (motor
eléctrico o de combustión interna) hasta el cabezal de
rotación.
Para la transmisión de torsión de una
máquina motriz a una máquina conducida, existen al
menos tres métodos muy utilizados: Transmisión con
engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y cadenas de
rodillos.

Dependiendo de la potencia, posición
de los ejes, relación de transmisión,
sincrónica, distancia entre ejes y costo; se
seleccionará el método a utilizar. 

En la mayoría de las aplicaciones donde es
necesario operar sistemas a velocidades menores a 150 RPM, es
usual utilizar cabezales con caja reductora interna (de
engranaje) con un sistema alternativo de transmisión, como
correas y poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor a
trabajar a muy bajas RPM, lo que traería como resultado la
falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente
disipación de calor.

Sistema de correas y
poleas
.
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Sistema de Freno

La segunda función importante del cabezal es la
de frenado que requiere el sistema. Cuando un sistema BCP esta en
operación, una cantidad significativa de energía se
acumula en forma de torsión sobre las varillas.

Monografias.comSi el sistema se para repentinamente, la sarta de
varillas de bombeo libera esa energía girando en forma
inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta
rotación inversa se le suma la producida debido a la
igualación de niveles de fluido en la tubería de
producción y el espacio anular, en el momento de la
parada. Durante ese proceso de
marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de rotación
muy altas.

Al perder el control de la
marcha inversa, las altas velocidades pueden causar severos
daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de
varillas y hasta la rotura violenta de la polea el cabezal,
pudiendo ocasionar esta situación daños severos al
operador.

Características de
sistema de frenado.
  • El freno tiene la capacidad requerida
    para manejar conjuntos de alta potencia con bombas de gran
    dimensión.
  • El motor hidráulico que equipa el cabezal es
    de alta eficiencia y respuesta inmediata en ambos sentidos de
    giro.

  • El manifould comando permite un rango de
    regulación según las exigencias del equipo. Ya
    que se puede optar por un freno progresivo, así
    evitando aprisionamiento de la bomba de fondo; caso contrario
    se puede optar por un bloqueo del mismo según los
    requerimientos operativos.

  • El freno de disco asegura una mejor
    dispersión del calor generando un frenado
    prolongado.

  • Las pastillas del freno se pueden
    reemplazar fácilmente en el campo por el buen acceso
    al caliper de freno que se tiene.
  • El freno funciona
    automáticamente tan pronto como hay
    contrarrotación y la velocidad de
    contrarrotación se puede ajustar fácilmente por
    el alto rango de regulación que consta el manifould
    comando.

De los frenos utilizados se pueden destacar los
siguientes:

Freno de accionamiento por fricción:
Compuesto tradicionalmente de un sistema de disco y pastillas de
fricción, accionadas hidráulicamente o
mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La
mayoría de estos sistemas son instalados externamente al
cuerpo del cabezal, con el disco acoplado al eje rotatorio que se
ajusta al eje del cabezal. Este tipo de freno es utilizado
generalmente para potencias transmitidas menores a 75
HP

Monografias.comFreno de accionamiento Hidráulico: Es muy
utilizado debido a su mayor eficiencia de acción. Es un
sistema integrado al cuerpo del cabezal que consiste en un plato
rotatorio adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el
sentido de las agujas del reloj (operación de una BCP). Al
ocurrir la marcha hacia atrás, el plato acciona un
mecanismo hidráulico que genera resistencia al movimiento
inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la
velocidad inversa y se disipe la energía acumulada.
Dependiendo del diseño del cabezal, este mecanismo
hidráulico puede accionarse con juegos de
válvula de drenaje, embragues mecánicos,
etc.

 

Elastómeros

Monografias.comSon la base del sistema BCP en el que está
moldeado el perfil de doble hélice del estator. De su
correcta determinación y su interferencia con el rotor,
depende la vida útil de una BCP.

El elastómero es un elemento que puede ser
estirado un mínimo de dos veces de su longitud y recuperar
inmediatamente su dimensión original. Es el caucho natural
que es tratado para producir encruzamiento, forma enlaces
covalentes entre las diferentes cadenas poliméricas,
uniéndolas en una sola molécula reticulada para dar
como resultado el elastómero.

Condiciones de elastómeros para
BCP.

Características:

  • Resistencia a la fatiga; hasta 500.000.000 de ciclos
    acumulados de deformación cíclica.

  • Elasticidad; Fuerza necesaria por unidad de
    superficie para estirar una unidad de longitud (resistencia a
    la presión).

  • Dureza shore; fuerza requerida para deformar la
    superficie del elastómero.

  • Resistencia al
    desgarramiento.
  • Resistencia a la abrasión;
    pérdida de material por abrasión.
  • Resilencia: velocidad para volver a la forma
    original, para poder volver a sellar las
    cavidades.

  • Permeabilidad; para evitar la descompresión
    explosiva, en paros de producción de pozos con gas
    libre en la succión de la bomba.

Elastómeros para
petróleo.
Los principales elastómeros que se
usan en la industria petrolera son el caucho de nitrilo butadieno
NBR (nitrile butadiene rubber), cadenas poliméricas de
butadieno y acrilonitrilo (ACN), estas cadenas tienen la
siguiente composición química:
H H H
| | |
– C – C = C – C –
| | |
H H H
Butadieno
H H
| |
– C – C –
| |
H C = N
Acrilonitrilo
  • Características del NBR Y
    ACN.
CARACTERISTICAS DEL NBR
  • El butadieno posee un doble enlace tenso de carbono;
    que favorece las reacciones químicas permitiendo
    agregar aditivos que mejoran sus propiedades.

  • Proceso de vulcanización; los aditivos se
    mezclan mecánicamente y luego se moldea y vulcaniza la
    mezcla para acelerar el proceso de formación de las
    enlaces.

  • Se utiliza más de una docena de aditivos en
    cada compuesto específico de caucho, tales como azufre
    que provee enlaces reductores de fricción,
    catalizadores de vulcanizado. Etc.

  • Dureza shore > % de ACN
    >resistencia a los aromáticos y al CO2.
  • Dureza shore > % de carbono >
    resistencia mecánica.
  • Baja resistencia al H2S pues ataca el
    enlace triple del ACN.
  • Los oleófilos tienden a absorber
    petróleo.
  • Baja resistencia al agua
    caliente.

Características ACN. Este compuesto el que
le aporta las propiedades necesarias para afrontar los
requerimientos de la explotación de petróleo. El
contenido de ACN en los elastómeros para petróleo
está comprendido entre 18 y 50 %, produciendo diferentes
efectos sobre sus características y
propiedades.

Cauchos especiales

Estos elastómeros son utilizados cuando las
características se los pozos son extremas; los más
usados son: Caucho de nitrilo butadieno hidrogenado HNBR
(hydrogenated nitrile butadiene rubber) y el Clorosulfuro de
polietileno.

Características del
HNBR.
  • Buena resistencia al H2S el hidrogeno
    satura el triple enlace del ACN.
  • Muy buena resistencia a la
    temperatura.
  • Propiedades mecánicas
    medias.
  • Descompresión explosiva
    pobre.
  • Baja resistencia a los
    aromáticos y al CO2.
  • Muy baja resistencia al agua
    caliente.
Características del
clorosulfuro de polietileno.
  • Excelente resistencia al agua caliente
    y al CO2.
  • Muy baja resistencia al
    petróleo.
  • Buena resistencia a la
    abrasión.
  • Se utiliza para pozos de agua y
    gas.
Tabla de características de
cauchos para BCP.
Dureza
Shore
Elastómero
Campo de uso
Perfor-
mance
d=1.23
72
NBR c/MEDIO ACN y
C4
* Propd. Mecánicas.
Altas,
* Temp. Máx. 120
ºC
* Abrasión alta
resistencia
* resist. Aromáticos
promedio
* resist. CO2 y H2S
promedio
* Crudos pesados < 18
ºAPI
* Crudos abrasivos
* Alta presión
* Crudos medios
(18-29) ºAPI
* Crudos livianos (29-40) ºAPI y
bajo contenido de aromáticos y CO2 (3%)
A
A/B
A
B
C
d=1.24
71
NBR CON ALTO ACN
* Propd. Mecánica. Buena
* Temp. Máx. 100
ºC
* resist. Abrasión
promedio
* resist. Aromáticos
buena
* resist. CO2 y H2S muy
pobre
* Crudos medios (18-29)
ºAPI
* Crudos livianos (29-35) ºAPI
con contenido promedio de aromáticos y CO2
(8%)
B
B
d=1.16
56
NBR BLANDO: BAJO ACN Y
C4
* Propd. Mec. Buena
elasticidad
* Temp. Máx. 80
ºC
* resist. Abrasión muy
buena
* resist. Aromáticos
promedio
* resist. CO2 promedio
* resist. H2S
promedio-pobre
* Crudos abrasivos
* Crudo pesado hasta 18
ºAPI
* Crudos medios con bajo contenido de
aromáticos y CO2
A
A
B
d=1.15
76
NBR HIDROGENADO
“HNBR”
* Propd. Mecánica
media
* Temp. Máx. 140
ºC
* resist. Abrasión
buena
* resist. Aromáticos
Prom.-pobre
* resist. CO2
promedio-pobre
* resist. H2S buena
* Crudos pesados con altas
temperaturas.
* Crudos pesados con H2S
* Crudos medianos con bajo contenido
de aromáticos y CO2
A
A/B
B/C
d=1.72
75
NBR + FLUORUCARBONO
* Propiedades mecánica
media.
* Temp. Máx. 130
ºC
* resist. Abrasión
pobre
* resist. Aromáticos
excelentes
* resist. CO2 excelente
* resist. H2S buena
* Crudos livianos con alta temperatura y CO2
* Crudos livianos con H2S
* Crudos medios con alto contenido de
aromáticos y CO2
A
A/B
B/C
PERFORMANCES: A: excelente B:
buena C: promedio.
Agentes químicos –
físicos y agresivos.
Disolventes
aromáticos.
  • Cadenas de carbono cerradas no saturadas, que
    producen reacciones químicas con el NBR, (benceno,
    tolueno, xileno, etc.)

  • Petróleos con más de 30
    ºAPI casi siempre contienen
    aromáticos.
  • Alta presión de vapor se evapora
    fácilmente.
  • La agresividad de los aromáticos
    aumenta con la temperatura.
Acido sulfhídrico
H2S.
  • Ataca el enlace triple del
    ACN.
  • También ataca el enlace doble
    del butadieno.
  • Efecto; enlaces cruzados que estrechan el
    elastómero, lo ponen quebradizo y lo
    rompen.

  • Efecto opuesto a los
    aromáticos.
Dióxido del carbono
CO2.
  • Se encuentra en muchos pozos en fase
    gaseosa.
  • Efecto; endurecimiento e hinchamiento
    de la goma.
  • Requiere concentraciones opuestas de
    ACN que es el H2S.
Abrasión.
  • El ACN aumenta la dureza del caucho y por
    consiguiente el desgaste del rotor

  • Se realizan cauchos con bajo contenido de ACN para
    petróleos viscosos acompañados con arenas de
    formación.

  • El carbono también aumenta la dureza pero es
    necesario para mantener las propiedades
    mecánicas.

Agua.
  • Todos los cauchos absorben agua y se
    hinchan.
  • A < ACN y < butadieno <
    hinchamiento por agua.
  • Todos los cauchos son oleófilos;
    al absorber petróleo los protege del agua, se puede
    bombear fluidos con el 99 % de agua.
Gas libre.
  • En paros de producción produce
    descompresión explosiva.
  • A < permeabilidad del
    elastómero > efecto de
    descompresión.
  • En NBR a > % de ACN <
    permeabilidad.
  • HNBR; alta resistencia pero poca
    resistencia al CO2 libre.
Temperatura.
  • Aumenta la susceptibilidad a los
    ataques químicos.
  • Disminuye en forma lineal las
    propiedades mecánicas.
  • Aumenta en forma lineal el hinchamiento
    por absorción de líquidos.
Propiedades mecánicas
dinámicas de los elastómeros.

El elastómero es un compuesto que posee
propiedades “visco-elásticas”, dicho en otras palabras, en
un proceso de deformación cíclica el
elastómero tiene la habilidad única de almacenar y
disipar energía simultáneamente.

Las gomas sintéticas, en la mayoría de sus
aplicaciones, son sometidas a cierto grado de deformación
cíclica o absorción de cargas, situación
típica observada en la operación de una
BCP.
La base de esta discusión se centra en que las
propiedades mecánicas dinámicas de una goma
sintética sometidas a una deformación (< 25%)
son independientes a la magnitud de la deformación. Y al
contrario, son fuertemente dependiente de la arquitectura
molecular, temperatura, frecuencia de deformación y
componentes varios.

Los datos de las
propiedades dinámicas mecánicas son obtenidas a
través de ensayos de
desplazamiento de la goma (compresión o tensión)
aplicando una deformación sinusoidal cíclica,
llamado Módulo de elasticidad
Complejo (E*).

Este módulo está compuesto por:
E” Modulo de elasticidad. Componente
elástica. (Energía recuperable) que se encuentra en
fase con el desplazamiento.
E”” Modulo de elasticidad. Componente viscosa.
(Energía irrecuperable).

Para una deformación sinusoidal, la
relación entre la componente viscosa (E”) y la componente
elástica (E”) esta representado por la relación Tan
d.

Tan d = E” / E”
Un bajo valor de Tan d
es sugerido cuando el elastómero es sometido a cargas
cíclicas; contrariamente, un alto Tan d es preferido en
aplicaciones donde las cargas son intermitentes o
aleatorias.
Pero el contenido de acrilonitrilo (ACN) ayuda al
elastómero a adquirir propiedades y características
especiales para resistir las exigencias operativas del sistema
BCP. La contrapartida del agregado es que cuanto mayor es el
contenido de ACN en el elastómero, menor es la elasticidad
y la resiliencia del mismo, aumentando la componente viscosa y en
consecuencia el almacenamiento de
energía en su interior (aumenta el Tan d).
Representación gráfica de las propiedades
mecánicas y dinámicas de los
elastómeros.

Monografias.com
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CAPÍTULO IV

Identificación de fallas en estator y
rotor

Identificación de fallas en
estatores.
Histéresis.
CAUSAS:
  • Deformación cíclica
    excesiva del elastómero.
  • Interferencia entre rotor y estator, debido a una
    selección no adecuada o por incremento de la misma
    debido a hinchamiento del elastómero.

  • Hinchamiento del
    elastómero.
  • Elastómero sometido a alta
    presión.
  • Alta temperatura o poca
    disipación del calor.
  • El ciclo se repite hasta la rotura de
    la goma por Sobre-vulcanización.
IDENTIFICACIÓN:
  • Esta falla se caracteriza por el
    desprendimiento del elastómero en la línea de
    sello entre rotor y estator.
  • Al realizar un corte transversal se puede observar
    la zona endurecida en el centro del lóbulo.

A medida que comienza a endurecerse, aumenta el ajuste
entre rotor y estator, lo que agudiza la interferencia y por ende
aumenta la temperatura debido a la resistencia mecánica a
la deformación cíclica. Este es el ciclo de
histéresis la cual termina con el incremento de la
torsión por fricción entre rotor y estator, y
continúa con la rotura del elastómero y falla en
las varillas de bombeo en caso de no soportar esa
torsión.
Secuencia de falla de Histéresis.

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Recomendaciones
  • Seleccionar la mejor combinación rotor
    estator (Interferencia).

  • Dependiendo las condiciones de temperatura de fondo
    del pozo, el porcentaje de agua y tipo de petróleo,
    debería considerarse que por mas que en superficie el
    ensayo de la bomba presente porcentaje de eficiencias
    volumétricas bajos (generalmente se ensaya con agua),
    en condiciones de presión y temperatura de fondo de
    pozo, el conjunto rotor-estator se ajustará u
    recuperará sello mejorando la eficiencia
    volumétrica. Para esto son importantes los ensayos en
    cada campo y trabajar en conjunto con las empresas
    proveedoras de equipos.

  • Seleccionar elastómeros con menor contenido
    de Acrilonitrilo, ya que si bien este ayuda a darle
    propiedades para que resistan los hidrocarburos, le quita
    propiedades elásticas, favoreciendo al fenómeno
    de histéresis.

Elastómero Quemado por
Alta Temperatura.
Causa:
  • Esta falla se da cuando la bomba trabaja sin fluido
    (sin lubricación) por largos períodos de
    tiempo.

  • La falta de fluido puede ser debido a falla de
    producción del pozo (baja productividad) u
    obstrucción de succión.

  • Debido a esto, se eleva la temperatura del
    elastómero provocando la quema del mismo.

Identificación:
  • La falta de lubricación hace que se queme la
    zona de contacto entre el rotor y estator, por lo que se
    puede observar el endurecimiento del mismo.

  • La particularidad es que el centro del lóbulo
    no presenta modificación en lo que respecta a las
    características elásticas.

  • Muchas veces, y dependiendo del régimen de
    extracción, la falla comienza desde la zona de
    succión (perdiendo líneas de sello). Esto hace
    que a medida que se comienza a perder las mismas, disminuye
    la capacidad de soportar la presión por lo que las
    etapas superiores pueden fallar por histéresis o puede
    haber desprendimiento del elastómero por exceso de
    presión.

Monografias.com
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Recomendaciones:
  • Monitorear los niveles dinámicos del pozo con
    mediciones indirectas (acústicas) o mediante sensores
    de fondo de presión.

  • Escoger elastómeros con
    resistencia a altas temperaturas.
Elastómero
Despegado.
Causa:
  • Generalmente está asociada a una falla en el
    proceso de fabricación, debido a la falla de pegamento
    en el housing (unión entre la carcasa del estator y
    elastómero) o bien un pegamento
    insuficiente.

  • Puede también combinarse con efectos del
    fluido producido y las condiciones de fondo de
    pozo.

Identificación:

Caso 1. Si el elastómero no estuvo adherido desde
el inicio de fábrica, se podría identificar debido
a que en el interior del housing presentaría una
superficie pulida debido al movimiento del
conjunto del elastómero.

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Caso 2. Si el elastómero se despegó
posteriormente (durante la operación) la superficie
interior del holding podría presentar restos del
elastómero pegado y en algunos casos óxido, por el
posible contacto con el fluido de pozo.

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Recomendaciones:
  • En el caso de que sea un problema de fábrica
    (posible caso 1), se debería compartir esta
    información con el fabricante para analizar si es un
    problema de fabricación.

  • Es el caso 2, podría ser un efecto combinado
    entre deficiencia de adherencia y efecto del fluido producido
    y condiciones de fondo de pozo, por lo que se debería
    analizar si el equipo se adapta a los requerimientos del
    pozo.

4.1.4. Abrasión.
Causa:

  • La severidad de esta falla puede depender de; abrasividad
    de las partículas, cantidad de partículas,
    velocidad lineal del fluido dentro de la bomba y a
    través de la sección transversal de la
    cavidad.

Identificación:

  • Se caracteriza por superficies rugosas y rayadas.

  • En algunos casos se puede observar los granos de arena
    incrustados en el elastómero.

  • Según la severidad del desgaste, se puede llegar
    hasta la erosión del housing.

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Recomendaciones:

  • Diseñar, seleccionar bombas que disminuyan la
    velocidad del fluido en la sección transversal de la
    cavidad.

  • Seleccionar bombas de mayor desplazamiento
    volumétrico.

  • Utilizar un elastómero más blando.

Identificación de Fallas en Rotores.

Desgaste por abrasión sin afectar el material
base.

Es el desprendimiento de la capa de cromo, sin afectar el
material base. Generalmente se presenta en la parte media del
rotor.
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Cromado saltado sin afectar el material
base.

El cromo se desprende en forma localizada sin llegar a afectar
el material base. Este desprendimiento se produce generalmente en
la parte superior del rotor, en la zona que está fuera del
estator (dentro del niple espaciador). Se puede dar por el ataque
del fluido al cromo.
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Desgaste por abrasión sin afectar el cromado
total.

Se presentan rayas radiales y generalmente se dan solo por la
acción
normal de bombeo.
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Desgaste profundo localizado.
En este caso se tiene dos tipos de desgaste, por corrosión y por abrasión.
Generalmente esta falla comienza por la degradación del
cromo y luego continúa la pérdida del material base
del rotor.

Falla por corrosión:
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Falla por abrasión:
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Desgaste meta-metal.
El desgasté se produce generalmente en la parte
superior del rotor, en el tramo que queda fuera del estator
(rozamiento con el Niple espaciador), o en la parte inferior del
rotor, por rozamiento con el niple de paro.
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