sistemas de esp

Programa de capacitación 2008: SISTEMAS DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES/ESP)

SISTEMAS DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE

CONTENIDO

CAPÍTULO 1INTRODUCCIÓN AL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

1.1 El Sistema de producción y sus componentes1.2 Proceso de producción para un pozo

Recorrido de los fluidos en el sistema1.3 Capacidad de producción del sistema-pozo

Balance de energía en el nodo Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo. Curvas VLP/IPR Como realizar el balance de energía? Optimización del sistema-pozo: Análisis Nodal

1.4 Métodos de producción: Flujo natural y Producción Artificial Flujo Natural Producción Artificial. Principio de funcionamiento de cada método.

1) Levantamiento artificial por Gas Continuo (LAG o “Gas lift”)2) Bombeo Electro-sumergible (BES o “ESP”)3) Bombeo Mecánico con cabillas de succión (BM o “SRP”)4) Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP o “PCP”)5) Bombeo Hidráulico Jet (BHJ)

1.5 Selección del método de producción1.6 Modelos de los pozos. Curvas de gradiente dinámico de presión1.7 Requerimientos de capacidad de bombeo y de energía

CAPÍTULO 2BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

2.1 Descripción general del equipo y su funcionamiento Recorrido y transformación de la energía electromotriz Eficiencia total del sistema Eficiencia mecánica del motor y de la bomba Rangos de aplicación disponibles en el bombeo electrosumergible

2.2 Componentes del Sistema ESP Equipo de Subsuelo

o Bomba Centrífuga- Descripción de las etapas: Impulsor-Difusor. - Flujo radial y mixto- Transferencia de energía- Curva de desempeño virtual y real de la bomba centrífuga- Empuje del impulsor- Curva de desempeño de la bomba centrífuga publicadas por fabricantes- Rango de operación recomendado: Empuje hacia arriba “upthrust”,

hacia abajo “downthrust” y punto de máxima eficiencia “BEP”.- Bombas en serie. Carcazas (“Housings”)

Ricardo Maggiolo. 1


- Tamaño/Serie de la bomba. Nomenclatura de las bombas comerciales.- Recomendaciones API RP 11S2. - Efecto de la frecuencia de la corriente trifásica sobre el

comportamiento de la bomba- Cono de eficiencia.- Efecto de la viscosidad sobre el comportamiento de la bomba- Efecto del gas sobre el comportamiento de la bomba- Manejadores de gas (“Advance Gas Handler”)

o Motor Eléctrico- Descripción del motor: estator y rotor- Curva de comportamiento del motor.- Tamaños/Series de los motores disponibles. Motores en serie- Límites de temperatura- Conector del cable al motor “Pothead”- Protección del motor

o Separador de Gas- Separación natural del gas libre- Descripción de los tipos de separador: Estático y Dinámico- Eficiencia del separador- Tamaños/Series disponibles- Consumo de potencia del separador.

o Protector/Sello del Motor- Funciones del protector- Tamaños/Series disponibles- Tipos de protector: Laberinto y Bolsa elastomérica- Protector modular- Límites de temperatura- Límites de carga de los cojinetes de empuje- Consumo de potencia del protector

o Cable de Potencia- Funciones del cable- Descripción del cable para aplicaciones BES- Tamaños AWG de los cables disponibles.- Caída de tensión eléctrica en el cable vs amperaje.- Selección del cable- Cables: Plano y redondo.- Nomenclatura de fabricación- Cable de extensión del motor, (“MLE” )

o Sensores de P y T de fondo- Función del sensor- Descripción del sensor

o Limitaciones físicas del equipo de subsuelo- Máxima resistencia al eje de la bomba- Presión de estallido de la carcaza de la bomba- Máximo empuje descendente

Ricardo Maggiolo. 2


- Máxima potencia disponible- Tamaño mínimo de revestidor

Equipo de Superficie o Cabezal Especialo Caja de Venteoo Cable de Superficieo Transformadores de Potencia

- Relación de transformación (RT)- Placa del transformador secundario- Selección de los Taps según requerimientos de tensión eléctrica del

sistema - Capacidad de potencia disponibles, KVA

o Variadores de Frecuencia, VSD.- Funciones del VSD.- Descripción del variador- Leyes de Afinidad y Cono de eficiencia- Aplicaciones de los VSD a través de ejemplos numéricos

o Arrancador Estándar/Panel de Controlo Fuente primaria de energía

CAPÍTULO 3DISEÑO / SELECCIÓN DEL EQUIPO BES / ESP

3.1 Determinación de la presión fluyente en el fondo del pozo, Pwf Comportamiento de Afluencia de Formaciones Productoras

o Flujo monofásico: Ecuación de Darcyo Flujo multifásico: Ecuación de Vogelo Ejemplo numérico

3.2 Determinación de la presión de entrada a la bomba, PIP. Comportamiento del flujo multifásico en tuberías

o Ecuación general del gradiente de presión dinámicao Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido o Uso de la correlación de Hagedorn & Brown en el revestidor desde el

punto medio de las perforaciones hasta la entrada de los fluidos a la bomba.

o Ejemplo numérico3.3 Determinación de la Fracción de Gas Libre que entra a la Bomba, GIP

Factor HoldUp a la entrada de la bomba o Eficiencia de separación naturalo Justificación del uso del separador de gas: eficiencia del separador y

eficiencia de separación total. Fracción de gas que entra a la bomba GIP

o Justificación del uso de manejadores de gaso Ejemplo numérico

Ricardo Maggiolo. 3


3.4 Determinación de la presión de descarga requerida en la bomba, Pdesc. Uso de la correlación de Hagedorn & Brown en la tubería de producción desde

el cabezal hasta la descarga de la bombao Determinación de la nueva relación gas-petróleo por encima de la bombao Ejemplo numérico

3.5 Determinación de los requerimientos de capacidad de bombeo y altura (“head”) de la bomba Cálculo de la nueva presión de burbuja, Pb nueva. Cálculo de la tasa de flujo, densidad y viscosidad promedio del fluido en la

bomba. o Cálculo de la tasa de flujo, densidad y viscosidad del fluido a la PIP.o Cálculo de la tasa de flujo, densidad y viscosidad del fluido a la Pb nuevao Cálculo de la tasa de flujo, densidad y viscosidad del fluido a la Pdesc.

Cálculo de los requerimientos de capacidad de bombeo sin considerar los efectos viscosos

Cálculo de los requerimientos de “head” sin considerar los efectos viscososo Caso cuando todo el GIP se disuelve en el petróleo dentro de la bombao Caso cuando parcialmente el GIP se disuelve en el petróleo dentro de la

bomba Determinación de los factores de corrección por viscosidad para la capacidad de

bombeo, requerimientos de “head” y de potencia. Cálculo de los requerimientos de capacidad de bombeo y de “head”

considerando los efectos viscosos Ejemplo numérico Curva del Sistema

3.6 Selección del Equipo de Subsuelo Selección de la Bomba: Criterios de selección de la bomba.

o Selección del número de etapas y de las carcazas (housings)o Cálculo de los requerimientos de potencia de la bomba considerando los

efectos viscosos.o Cálculo de los requerimientos de potencia del motoro Ejemplo numérico

Selección del Motor: Criterios de selección del motoro Ejemplo numérico

Selección del Protector Selección del Cable de Potencia

o Cálculo de la caída de tensión eléctrica en el cable.o Requerimientos de tensión eléctrica en superficie

3.7 Selección del Equipo de Superficie Cálculo de los requerimientos de potencia en superficie, KVA Selección del Transformador Secundario

o Selección de los “Taps” Selección del VSD.

o Determinación del Cono de Eficiencia.

Ricardo Maggiolo. 4


o Determinación de la Curva del Sistemao Ubicación óptima de la curva del Sistema dentro del Cono de Eficiencia

3.8 Diseño completo de una instalación con el Simulador SubPump™ 9.0

CAPÍTULO 4INSTALACIÓN/ARRANQUE/OPERACIÓN, ANÀLISIS, DIAGNÓSTICO Y CONTROL DEL EQUIPO BEC/BES/ESP

4.1 Recomendaciones para el Manejo/Transporte del Equipo Para equipos de fondo Para cables de potencia

4.2 Instalación del Equipo. Recomendaciones durante la bajada del equipo Herramientas necesarias para la instalación Recomendaciones durante la instalación de equipo

4.3 Arranque inicial. Seteo del arrancador de motor

o Variadores de frecuenciao Ecuaciones de selección de equipos de superficieo Principio de operación de los variadores de frecuencia

Toma de niveles de fluido estático y dinámico Toma de presiones en fondo y cabezal

o THPo CHPo PIPo PDISCH

Toma de parámetros eléctricos en superficie y fondo o Voltaje y corriente en el variador de frecuenciao Voltaje y corriente en el motor

Elección el sentido de giro correctoo Prueba de cierre o caudal ceroo Análisis del conjunto de parámetros

4.4 Monitoreo de Parámetros Eléctricos e Hidráulicos Herramientas de fondo y superficie

o Multímetros digitales y analógicoso Pinza amperométricao Manómetros o Equipo de medición de nivel Echometero Sensores de fondoo Separadores de prueba

4.5 Diagnóstico mediante la interpretación de cartas amperométricas Cartas normales Cartas con fluctuaciones provocadas por problemas en superficie Cartas con fluctuaciones provocadas por problemas en fondo

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CAPÍTULO I

Introducción al Sistema de Producción

1.1 El Sistema de producción y sus componentes

El sistema de producción está formado básicamente por los yacimientos, los pozos completados en dichos yacimientos conjuntamente con sus respectivos equipos de levantamiento artificial, el sistema de recolección de fluidos, facilidades de superficie para control, separación, tratamiento, muestreo, medición y bombeo de fluidos, el sistema de compresión del gas y el sistema de distribución, control y medición del gas comprimido. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que el resto de los componentes es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos.

Ricardo Maggiolo. 6


En el sistema de la figura anterior se podrían encontrar pozos con daño en la formación, con pseudo-daño por cañoneo insuficiente o penetración parcial del intervalo productor, método de levantamiento inapropiado o no optimado, sub o sobredimensionamiento de tuberías tanto de producción como de superficie, pozos de “gas lift”: circulando gas, subinyectado o sobreinyectado, altas presiones de: cabezal, de múltiples de producción o de separación, emulsiones, líneas de flujo superficiales compartidas por dos o mas pozos, dos o mas pozos que descargan en el mismo punto en el cañón general de producción, válvulas dañadas en posición semi-cerrada, tuberías aplastadas u obstruidas parcialmente por incrustaciones, etc. Todas las restricciones anteriores conllevan a una disminución de producción en los pozos con bombas dinámicas (BES y JET) y pozos con “gas lift” y a un aumento en el consumo de potencia, Kilowatts (Kw), en los pozos con bombas de desplazamiento positivo (BM y BCP). Para cuantificar la producción diferida es necesario recordar como se determina la capacidad de producción de un pozo.

1.2 Proceso de producción para un pozo

El proceso de producción en un pozo de petróleo o gas, comienza desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo en superficie. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.

Ricardo Maggiolo. 7

YACIMIENTOYACIMIENTOCOMPLETACIÓN

Pestática promedio (Pws)PRESIÓN DE ENTRADA: Pestática promedio (Pws)PRESIÓN DE ENTRADA:

Pseparador (Psep)

PRESIÓN DE SALIDA:

Pseparador (Psep)

PRESIÓN DE SALIDA:

LINEA DE FLUJO

OP

OZ

LINEA DE FLUJO

OP

OZOP

OZOP

OZ

PwsPwfsPwf

Pwh Psep


Recorrido de los fluidos en el sistema

Transporte en el yacimiento : El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia “re” del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (o). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

Transporte en las perforaciones : Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.

Transporte en el pozo : Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.

En las siguientes figuras se presentan los componentes del sistema de una manera mas detallada así como el perfil de presión en cada uno de ellos.

Ricardo Maggiolo. 8


La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente.

Ricardo Maggiolo. 9

Componentes del Sistema y Perfil de presiones


1.3 Capacidad de producción del sistema-pozo.

La capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. El balance de energía se puede realizar en cualquier punto del sistema de producción que se denominará “nodo”.

Balance de energía en el “nodo”.

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep:

Pws – Psep = Py + Pc + Pp + Pl

Donde:

Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).

Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze).

Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).

Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc.

Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep.

Ricardo Maggiolo. 10


Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - Py – Pc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + Pl + Pp

En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – py – pc - Pp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + Pl


Pws

Psep

PwsPws

PsepPsep

NODO

Pws

Psep

Pws

PsepNODO


Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (“Inflow Performance Relationships”) y la de demanda es la VLP (“Vertical Lift Performance”)

¿Como realizar el balance de energía?

El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o gráficamente. Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las P’s en función del caudal de producción.


IPR

VLP

qliq.

Pwf


Donde:qo= Tasa de producción, bbpd.o= Viscosidad, cps Factor volumétrico del petróleo, by/bn.re= Radio de drenaje, pies.rw= Radio del pozo, pies.S= Factor de daño, adim.Ko= Permeabilidad efectiva al petróleo, md.h= Espesor de arena neta petrolífera, pies.= Coeficiente de velocidad para flujo turbulento, 1/pie.o= Densidad del petróleo, lbm/pie3

rp= Radio de la perforación, pulg.rc= Radio de la zona triturada alrededor del túnel perforado, pulg.Lp= Longitud del túnel perforado, pies.Kp= Permeabilidad de la zona triturada, md.TPP= Densidad de tiro, tiros/pie.hp= Longitud del intervalo cañoneado, pies.g= Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2

gc= Constante gravitacional, 32,2 pie/seg2. lbm/lbf.g/gc= Conversión de maas en fuerza, 1 lbf/lbm.At= Area seccional de la tubería, pie2.Z= Longitud del intervalo de tubería, pies.m= Densidad de la mezcla multifásica gas-petróleo, lbm/pie3

= Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal.fm= Factor de fricción de Moody de la mezcla multifásica gas - líquido, adim.Vm= Velocidad de la mezcla multifásica gas-petróleo,pie/seg.m,n= Número de tramos de la tubería de producción y de la línea de flujo en superficie, respectivamente.


Pyacimiento Pcompletación

Ppozo Plínea

LgLLm HH 1Densidad:

tAoBoq,

Vm

86400

6155 tA

gBsRRGPoq

86400Velocidad:

h.Ko,

S,)rw/re(LnBo.o.qoPws007080

750 qo .

Kp.Lp10 3- .,

)rprc

Ln(.Bo.o

qo 2 . Lp 2

)rc1

-rp1

(. o.Bo 2..10 14-.30,2

007080

Psep)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

n

22

1

)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

m

22

1

TPP2 . hP2 TPP . hP

Pyacimiento Pcompletación

Ppozo Plínea

LgLLm HH 1Densidad: LgLLm HH 1Densidad:

tAoBoq,

Vm

86400

6155 tA

gBsRRGPoq

86400Velocidad:

tAoBoq,

Vm

86400

6155 tA

gBsRRGPoq

86400tAoBoq,

Vm

86400

6155 tA

gBsRRGPoq

86400Velocidad:

h.Ko,


750 qo .

Kp.Lp10 3- .,

)rprc

Ln(.Bo.o

qo 2 . Lp 2

)rc1

-rp1

(. o.Bo 2..10 14-.30,2

007080

Psep)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

n

22

1

)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

m

22

1

TPP2 . hP2 TPP . hP

h.Ko,


750 qo .

Kp.Lp10 3- .,

)rprc

Ln(.Bo.o

qo 2 . Lp 2

)rc1

-rp1

(. o.Bo 2..10 14-.30,2

007080

Psep)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

n

22

1

)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

m

22

1

h.Ko,


750 qo .

Kp.Lp10 3- .,

)rprc

Ln(.Bo.o

qo 2 . Lp 2

)rc1

-rp1

(. o.Bo 2..10 14-.30,2

007080

Psep)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

n

22

1

)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

m

22

1

TPP2 . hP2 TPP . hPTPP . hP


Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan. La figura muestra el procedimiento paso a paso:

Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar Py y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifásico en tuberías que permitan predecir aceptablemente Pl y Pp.

Optimización del Sistema-Pozo

Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar globalmente el Sistema-Pozo lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en superficie como en el subsuelo, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha(s) variable(s) tiene(n) sobre la capacidad de producción del sistema.


YACIMIENTOCOMPLETACIÓN

Pws

LINEA DE FLUJO

OP

OZOP

OZ

2.- Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql, y se construye la curva de Oferta de energía del Sistema.

Como estimar la Capacidad de Producción del Sistema ?

PwfsPwf

1.- Dado un valor de ql en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de la Pws, luego se tabula y grafica Pwf vs. ql.

ql Pwfs Pwf

ql

Pwf

Oferta

Demanda

3.- Similarmente para cada valor de ql en superficie se determina Pwh y Pwf a partir de la Psep y se construye la curva de Demanda.

PsepPwh

PwfPwfPwfPwf

Pwh Pwf

ql

Pwf

Capacidad de Producción del Sistema.

ql = ?


Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica la capacidad de producción del sistema, si interviene en el tiempo de ejecución del simulador y en la manera de presentar los resultados obtenidos. El nodo debe colocarse justo antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. Como resultado se generarán recomendaciones de adecuación de la infraestructura de superficie y/o subsuelo que permita cerrar la brecha existente entre la producción que exhibe el pozo (q1) y la que debería exhibir (q3) según su potencial real de producción.

La técnica comercialmente recibe el nombre de Análisis Nodal (“Nodal Systems Analysis”TM) o “System Analysis” y puede aplicarse para optimizar pozos que producen por flujo natural o por levantamiento artificial. Otro aspecto interesante es que la técnica puede usarse para optimizar la completación del pozo que aún no ha sido perforado, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente.

TM: Marca registrada por Dowell-Schlumberger


Qliq.

Pwf

AUMENTANDOOFERTA

DEMANDADEMANDA

OFERTAOFERTA

DISMINUYENDO

LA DEMANDA

q3q3q1q1q1 q2q2

PwsPws

PsepPsepPsep

Pwfcrit. Pwfcrit.

Ing. de YacimientoIng. de Producción qL = J ( Pws - Pwf )sinergiaIng. de YacimientoIng. de Producción qL = J ( Pws - Pwf )sinergia


1.4 Métodos de producción: Flujo Natural y Levantamiento Artificial

Flujo Natural Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento

oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y tubería de producción) sin necesidad de utilizar fuentes externas de energía en el pozo, se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. A través del tiempo, en yacimientos con empuje hidráulico, los pozos comienzan a producir con altos cortes de agua la columna de fluido se hará mas pesada y el pozo podría dejar de producir. Similarmente, en yacimientos volumétricos con empuje por gas en solución, la energía del yacimiento declinará en la medida en que no se reemplacen los fluidos extraídos trayendo como consecuencia el cese de la producción por flujo natural.

Cuando cesa la producción del pozo por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía en el pozo con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.


Pws

20 %

30 %

50 %

NO FLUYE

Empuje Hidráulico

0 %

Qliq.

Pwf % AyS

q1 q2 q3

Pwf NO FLUYE

Pws1

Pws2

Pws3

Pws4

Empuje por gas en solución

Qliq.

RGL

(pcn/bn)

400 600 800 1000

q2 q3 q1

LAG

qL

qL

BOMBEO

NO FLUJO

DISMINUYENDO DEMANDA EN LA VÁLVULA

AUMENTANDO OFERTA EN LA DESCARGA DE

LA BOMBA

qL

Demanda (“Outflow” )

Oferta (“Inflow”)


Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J).

El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc.


qliq

Pwf

IPR

qliq

Pwf

IPR

Pwf

IPRqliqPwf


Producción Artificial. Principio de funcionamiento de cada método

A través de recursos audiovisuales presentados por la compañía Weatherford se describirá el principio de funcionamiento de los métodos de producción artificial.

1) Levantamiento Artificial por Gas Continuo (LAG o “Gas lift”)

Típicamente se inyecta en forma continua y estable gas comprimido a la columna de fluido en la tubería de producción, a través de una válvula reguladora de presión o de un orificio, con el fin fundamental de reducir su peso y así poder ser llevada hasta la superficie con la energía del yacimiento. Es importante no sobre-inyectar al pozo ya que la fricción anularía la reducción del peso de la columna. A diferencia de los métodos por bombeo, el levantamiento artificial por gas no se trata de un pozo sino de un sistema. A nivel de pozo la fuente de energía es el gas comprimido en el espacio anular entre la tubería de producción y la de revestimiento de producción, mientras que, a nivel de sistema la fuente de energía es la planta compresora o sistema de compresión; este sistema debe tener la suficiente capacidad de compresión para comprimir el gas de levantamiento que recircula en el sistema y el gas asociado a la producción total de petróleo, y la suficiente relación de compresión para lograr inyectar el gas lo mas profundo posible en la mayoría de los pozos. Adicionalmente se requiere un sistema de distribución del gas a alta presión para “cargar” los anulares de los pozos, y un equipo de medición y control del flujo de gas, para distribuir la disponibilidad de gas de levantamiento entre los pozos asociados al sistema de LAG. Controlando la tasa de inyección de gas se puede variar la producción de fluidos.



2) Levantamiento Artificial por Bombeo Electro-sumergible (BES o “ESP”)

En este método se utiliza una bomba centrifuga multietapa para suministrar en los impulsores de las etapas energía cinética al fluido del pozo la cual se transformara en altura o “head” en los difusores, el número de etapas dependerá de la altura dinámica total requerida para el levantamiento de la producción del pozo desde la profundidad de asentamiento de la bomba hasta la superficie. La bomba es accionada por un motor eléctrico bipolar trifásico situado por debajo de la bomba en el subsuelo y este a su vez recibe, a través de un cable eléctrico especial, fuerza electromotriz desde la superficie. La fuente de energía proviene de un arrancador o de un variador de frecuencia que recibe fuerza electromotriz de una red eléctrica existente o de un generador portátil.



La selección de la bomba dependerá del tamaño del revestidor y de la tasa total de fluidos a manejar a condiciones de bombeo, en caso de existir varias bombas que posean la capacidad de bombeo adecuada y puedan cumplir con los requerimientos de potencia impuestos por el sistema pozo-yacimiento, entonces se debe seleccionar la de mayor eficiencia, esto reduciría los costos operativos del sistema BES. La variable de control de la producción una vez instalada la bomba es la frecuencia de la corriente trifásica ya que esta incide en las RPM del motor y modifica la capacidad de extracción de la bomba. Un aspecto muy importante es mantener la bomba operando en el rango de caudal recomendado por el fabricante para alargar la vida útil del equipo, y no menos importante es considerar la presencia de gas y de fluidos viscosos en las curvas de comportamiento esperado de la bomba centrifuga. Pueden utilizarse dos o más bombas, protectores y motores en serie para satisfacer los requerimientos de bombeo, protección y potencia respectivamente.


BPDBPD

Fuente Baker Centrilift


3) Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico con cabillas de succión (BM o “SRP”)

En este método se utiliza una bomba de desplazamiento positivo reciprocante de una acción, la bomba de subsuelo esta compuesta fundamentalmente por un cilindro o barril, un pistón viajero con su válvula viajera y una válvula fija asentada en la zapata inferior. Durante la carrera ascendente se debe cerrar la válvula viajera para que el pistón pueda desplazar la columna de fluido ascendentemente, al mismo tiempo se genera una baja presión dentro del barril de la bomba que permite la apertura de la válvula fija, de esta manera entra el fluido del pozo hacia el interior del barril. Durante la carrera descendente la válvula fija cerrará y el pistón comprimirá el fluido dentro del barril hasta que abra la válvula viajera permitiendo al fluido comprimido pasar a la parte superior del pistón para que eventualmente sea empujado en la siguiente carrera ascendente. La bomba es accionada por una sarta de cabilla, metálica o de fibra de vidrio, continua o de tramos enroscados, que se encuentra conectada en superficie a una unidad de bombeo, esta unidad puede ser un balancín convencional, Mark II o balanceada por cilindro de aire, una unidad hidráulica, un rotaflex o una unidad dynapump; la mayoría de ellas son accionadas por un motor eléctrico y la unidad de bombeo se encarga de reducir las rpm del motor y transformar el movimiento rotacional del eje del motor eléctrico en un movimiento suave de sube y baja a la barra pulida (“stroke”) que la conecta a la sarta de cabillas. La fuente de energía proviene del motor eléctrico que recibe fuerza electromotriz de una red eléctrica existente. La capacidad de extracción puede modificarse cambiando la polea del motor para variar la velocidad de bombeo (valores típicos 6 y 8 stroke por minuto) y cambiando la longitud de la carrera de la barra pulida (64-300 pulg.).



4) Levantamiento Artificial por Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP o “PCP”)

En este método se utiliza una bomba de desplazamiento positivo rotativo tipo “Moineau”, la bomba esta compuesta de dos engranajes helicoidales uno dentro del otro: el interno móvil es un rotor metálico conectado a una sarta de cabillas, y el externo fijo es un estator elastomérico. La sarta de cabillas hace girar, en el sentido de las agujas del reloj, al rotor sobre su propio eje, y este girará en sentido contrario y paralelamente sobre el eje del estator. Este movimiento permitirá la formación de cavidades cerradas, delimitadas por una línea de interferencia entre el rotor y el estator, que ascenderán helicoidalmente desde la admisión hasta la descarga de la bomba. Actualmente se fabrican elastómeros compatibles con los fluidos del yacimiento. La fuente de energía proviene del motor eléctrico que recibe fuerza electromotriz de una red eléctrica existente. El motor por medio de poleas hace girar un cabezal de rotación en superficie el cual se conecta por medio de una barra pulida a la sarta de cabillas. Las rpm de la sarta de cabillas se pueden variar mecánicamente o eléctricamente con un variador de frecuencia, de esta manera se puede variar la capacidad de desplazamiento de la bomba. Un aspecto interesante de esta bomba es que la tasa de descarga es constante, no genera flujo pulsante como sucede en el bombeo mecánico por cabillas de succión.



5) Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico Jet (BHJ)

En este método se utiliza una bomba a chorro que posee una boquilla, una garganta y un difusor, la bomba jet no posee partes móviles lo que se mueve internamente es un fluido motriz, agua o petróleo, que viene desde la superficie donde una bomba triplex lo descarga a alta presión. El fluido motor que viene por la tubería de inyección desde la superficie, a alta presión y baja velocidad, entra en la parte superior de la bomba y pasa a través de una boquilla donde se convierte en un “chorro” a baja presión y alta velocidad; esta baja presión succionará al fluido del pozo que se encuentra en la “cámara de entrada”, ambos fluidos se pondrán en contacto para dirigirse hacia la garganta de área seccional constante donde ocurrirá la transferencia de cantidad de movimiento entre ambos volúmenes. La mezcla de fluidos pasa por el difusor donde el aumento gradual del área seccional expuesta a flujo, transformará parte de la energía cinética en presión lo suficientemente alta para llevar la mezcla hasta la superficie a través del anular de retorno de la mezcla. La “cámara de entrada” está comunicada con la formación a través de una válvula de retención fija.

La fuente de energía proviene del motor eléctrico que recibe fuerza electromotriz de una red eléctrica existente, el motor pondrá en funcionamiento la bomba triplex en superficie. La capacidad de desplazamiento puede ser variada con la tasa de inyección del fluido motriz. Una ventaja competitiva interesante es que circulando el fluido motriz en reversa puede extraerse la bomba hasta la superficie. Existe una gran variedad de completaciones para inyectar el fluido motriz, producir la mezcla del fluido del pozo con el motriz y ventear el gas.



1.5 Selección del método de producción

El ingeniero de producción debe realizar una adecuada selección del método o métodos de producción en los pozos, acorde con la estrategia de explotación establecida. Se debe seleccionar el o los métodos que permiten producir el potencial de los pozos de una manera óptima y segura durante toda la vida productiva de los yacimientos.

Uno de los criterios mas utilizados para la selección final entre varios métodos que técnicamente pueden levantar el caudal de producción deseado desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo, es el que realice el trabajo con mayor eficiencia total (“overall efficiency”) ya que esto reducirían los costos operativos.

Se define como eficiencia total a la relación existente entre la potencia hidráulica entregada al fluido (HHP) y la potencia consumida por el sistema (Kw/0,546), es decir:

%Effic= 100 . HHP / (Kw/0,746)

Con HHP= BPD.(Pdesc-PIP) / 58823

J. D. Clegg, S.M. Bucaran y N.W. Hein Jr publicaron en la revista JPT dic. 1993 un articulo sobre RECOMENDACIONES Y COMPARACIONES PARA LA SELECCIÓN DE METODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL (“Recommendations and Comparisons for Selecting Artificial Lift Methods”, Distinguised Autor Series), en dicho articulo se encuentran los siguientes rangos de “overall efficiency”:

Bombeo de Cavidad Progresiva 50-70%Bombeo Mecánico 50-60%Bombeo Electro-centrifugo 40-50%Levantamiento Artific. por Gas 10-30%Bombeo Hidráulico Jet 10-20%

Algunas empresas petroleras han desarrollado programas computarizados para jerarquizar los métodos de producción considerando de manera ponderada, las condiciones del pozo y del área de drenaje del yacimiento, infraestructura disponible en subsuelo y superficie (fuentes de energía), problemas de producción de arena, escala, asfaltenos, etc., pericias y familiaridad del personal de campo con los distintos métodos, etc.


Kw: KilowattsBPD: bpd de liquidoPdesc: presión de descarga, lpc.PIP: presión de entrada, lpc.


Schlumberger publicó en el 2004 la siguiente figura acerca del rango de aplicación típica de los métodos de levantamiento artificial

Tal como se describe en la figura anterior, además de la tasa de producción y profundidad de levantamiento, la aplicabilidad de cada método depende de muchos otros factores tales como: propiedades de los fluidos producidos, producción de gas libre, cantidad y tipos de sólidos producidos, ambientes agresivos (CO2, H2S, etc.), desviación del hoyo, completación, locación, fuentes de energía disponible, familiaridad con la operación del equipo, asistencia técnica del proveedor, y por supuesto, de la confiabilidad y economía del método de levantamiento.


x x x x x x x x x x x x

x

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x

x x

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N N N N N N N N

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N

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N

N

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N

N

N N


1.6 Modelos de los pozos. Curvas de gradiente dinámico de presión.

La aplicación del análisis nodal se realiza a través de los llamados “modelos de pozos”, los cuales son archivos que contienen toda la información de producción, yacimiento e infraestructura instalada. La información mas relevante es la referida a la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento hacia el pozo y esta se cuantifica a través de la curva de comportamiento de afluencia o IPR. El cotejo del comportamiento de producción, necesario para la generación de los modelos actualizados de los pozos, requiere conocer el perfil de presiones a lo largo de la tubería de producción. En las siguientes tres figuras se presenta el perfil de presión correspondiente a un pozo muerto, un pozo con bombeo electro-sumergible y un pozo con “gas lift” en flujo continuo.


HHP= BPD.(Pdesc-PIP) / 58823

Effic= HHP / (Kw/0,746)


Como se había mencionado, la aplicación del análisis nodal, exige el cotejo del perfil real de

presiones desde el cabezal hasta la presión fluyente en el fondo del pozo para la tasa de

producción de fluidos obtenida en la prueba del pozo, para ello es necesario utilizar

correlaciones de flujo multifásico en tuberías que generen curvas de gradiente represen-

tativas del perfil de presiones medidos a través de los registros de P y T fluyentes

(“Flowings”, FGS).

Adicionalmente el análisis nodal puede utilizarse para determinar las condiciones bajo las

cuales cesa la producción de pozos que producen por flujo natural, así como para

determinar los requerimientos de energía para traer el pozo a producción mediante el uso de

bombas centrifugas electro-sumergibles, de cavidades progresivas, etc..


RGLt

MPCND= BPD.(RGLt-RGLf) / 1000

RGLf


1.7 Requerimientos de capacidad de bombeo y de energía

En la sección anterior se destacó que en la medida que disminuye la presión de los yacimientos y aumente el corte de agua, la producción del pozo disminuirá y posiblemente deje de producir.

Si se desea producir la tasa ql, indicada en la siguiente figura por la línea punteada, se podría colocar una bomba cerca de las perforaciones que admita fluidos a una presión indicada en la figura como PIP (Pwf) y descargue a una presión Pdesc, y adicionalmente, que pueda manejar eficientemente la tasa de producción de petróleo, agua y gas libre, Qtotal a condiciones de bombeo. En caso de que la bomba se coloque a una distancia considerable por encima de la bomba entonces la PIP será menor que la Pwf y se debe calcular con correlaciones de flujo multifásico en tuberías.

Requerimientos de capacidad de bombeo:La tasa total, Qtotal, de fluidos que entra a la bomba a la presión PIP viene dada por:

Qtotal= Qo + Qw + Qgl = qo.Bo + qw.Bw + (RGP-Rs).qo.Bg.GIP ec. 1.1

Donde: Bo, Bw y Rs deben ser evaluados a la PIP y a una temperatura que considere el intercambio de calor con el motor (normalmente la temp. del fluido se eleva entre 10 y 15°F)GIP= (1-efsn).(1-efsep) representa que fracción del gas libre entra a la bombaefsn y efsep: representan la eficiencia de separación natural y la eficiencia del

separador de gas respectivamente.


Pws

AOF

No fluye

Pws

AOF

PIP

Pdesc

ql

Pwf


Notas importantes: 1) El cálculo de la Pdesc debe considerar la nueva RGP por encima de la bomba cuando se utiliza un separador de gas:

RGPnueva = Rs + (RGP-RS).GIPec. 1.2

2) El porcentaje de gas que entra a la bomba será:

%FG = 100 . Qgl/Qtotalec. 1.3

Con Qgl = (RGP-Rs).qo.Bg.GIP Este porcentaje debe ser menor al 10%, si queda entre 10 y 45 se debe utilizar un Advance Gas Handler, para porcentajes mayores de 45 se debe utilizar un manejador de gas de última generación ejemplo: Poseidon.

Requerimientos de energía:

Los requerimientos de energía vienen dado por:

P= Pdesc – PIPec. 1.4

Pero cuando se utilizan bombas centrífugas este P se debe convertir en requerimientos de altura (“head”), es decir:

H =P / Gfec. 1.5

Donde Gf es el gradiente del fluido y depende de la densidad del fluido bombeado

Gf = 0,433 * f

Si se trata de bombear líquido, el gradiente del fluido es casi constante y luego:

H =P / ( 0,433 * f) ec. 1.6

Este valor es equivalente a la conocida fórmula del “Total Dynamic Head”, ya que sustituyendoP por (Pdesc – PIP) se tiene:



H =Pdesc – PIP) / (0,433 * f) ec. 1.7

o también, de acuerdo al dibujo que se presenta ….

Pdesc =Pwh + Pfricción + Gf . Dpump

se incluye la fricción ya que esta columna está en

movimiento

PIP = CHP + Gf . (Dpump – ND)

no se incluye la fricción ya que esta columna está

estática

Sustituyendo Pdesc y PIP en la ec 1.7 se tiene ….

H =Pwh + Pfricción + Gf . Dpump - CHP - Gf . (Dpump – ND) / (0,433 * f)

Considerando una CHP baja y resolviendo el producto indicado, quedaría …

H =Pwh + Pfricción + Gf . Dpump - CHP - Gf . Dpump + Gf . ND) / (0,433 * f)

Simplificando …

H =Pwh + Pfricción + Gf . ND) / (0,433 * f)

Recordando la definición de Gf y resolviendo el cociente, se tiene ….

H =Pwh / Gf + Pfricción / Gf + ND

Expresión matemática que coincide con la definición de TDH


ND

Pwh

Dpump

Dw

CHP

PIP

Pwf

Pdesc


TDH = ND + Pfricción / (0,433 * f) + Pwh / (0,433 * f)ec. 1.8

Para el caso de bombear fluidos hidrocarburos se debe trabajar con valores de PIP y

Pdesc obtenidos con correlaciones de flujo multifásico en tuberías ya que estas consideran

las variaciones de la fricción a lo largo de toda la tubería y adicionalmente el gradiente

del fluido no es constante y no es igual al del fluido que se encuentra en el revestidor por

encima de la bomba (sumergencia), esta diferencia se acentúa mas cuando se utilizan

separadores de gas. y para convertir los requerimientos de energía en “head” se debe

considerar la variación de la densidad del fluido dentro de la bomba.



CAPÍTULO 2

BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO-SUMERGIBLE DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

2.1 Descripción general del equipo y su funcionamiento

Un equipo de bombeo electro-centrífugo consta básicamente de una (o varias) bomba(s) centrífuga multietapa (impulsor-difusor), sumergida y suspendida en el extremo inferior de la tubería de producción, y cuyo eje está conectado, través de una sección protectora, a un motor eléctrico trifásico (o varios) que es energizado por un cable eléctrico que transporta energía eléctrica desde una fuente de poder situada en la superficie. El conjunto motor–protector–bomba, tiene un acoplamiento continuo que se logra mediante ejes de conexión estriada, de tal forma que al girar el eje del motor gira también el eje del protector, del separador dinámico (opcional) y el de la bomba. El sistema opera sin empacador y por lo general se instala por arriba de las perforaciones.



Recorrido y transformación de la energía electromotriz.


PSI

Variador de Frecuencia

Caja Venteo

TransformadorSecundario

PSIPSI

Variador de Frecuencia

Caja Venteo

TransformadorSecundario

El sistema recibe energía electromotriz de una red de

distribución (o de un generador portátil) la cual pasa por un

banco de transformadores trifásicos para bajar la tensión

eléctrica a la requerida por el variador de frecuencia (480

Voltios). El variador entrega al transformador secundario la

corriente trifásica a la frecuencia (Hertz) deseada por el

operador (de acuerdo a las RPM deseada en el motor eléctrico) y

el transformador secundario energiza al cable de potencia con el

voltaje, Vs, requerido por el equipo de subsuelo: motor+cable

(se requiere selección adecuada de los “TAPS” por parte del

operador).

En el estator del motor sumergible la corriente trifásica genera

un campo magnético que induce corriente al rotor y esta a su

vez genera otro campo magnético que trata de igualar a la

velocidad del campo magnético del estator (3600 rpm)

provocando el movimiento giratorio del rotor-eje, lo que

permite realizar trabajo. Mientras mayor sea el trabajo exigido

mayor será la diferencia de velocidad de los campos magnéticos

ó velocidad de deslizamiento (slip) y mayor torque se generará

en el eje. Al girar el eje del motor la bomba se pondrá en

funcionamiento.


En la bomba el impulsor de cada etapa otorgará al fluido energía cinética y cada difusor la transforma en energía potencial (altura “head” o presión). El número de etapas, N, debe ser lo suficiente para que la presión de descarga, Pdesc, logre llevar la producción, Ql, hasta la superficie. Dado que el yacimiento entregó el fluido a la bomba a una determinada presión, PIP, la potencia hidráulica entregada al fluido en HP viene dada por:

HHP = Ql .(Pdesc-PIP) / 58823 (ec. 2.1)

Con: Ql: bpdPdesc, PIP en lpc (psi)

Si la gravedad del fluido es f entonces su gradiente de presión será:

P/H (lpc/pie) = 0,433 f

luego la HHP en términos de altura quedará

HHP = Ql. (0,433 fH) / 58823

simplificando …..

HHP = (Ql. H .f) / 135750 (aprox.) (ec. 2.2)

Con: Ql en bpd y H en pies.

Tanto la ec 2.1 como la 2.2 representan la energía hidráulicamente aprovechada (útil) y es importante enfatizar que es la requerida para el levantamiento de la producción Ql y es independiente del método de producción utilizado.

Resumiendo: La fuerza electromotriz es transportada, a través del cable, desde la

superficie hasta el motor de inducción en el subsuelo, donde se transforma

en movimiento rotativo de un eje conectado al rotor, este eje transmite sus

rpm al eje de la bomba donde las etapas transfieren energía cinética al

fluido y luego la transforma en energía potencial, esta energía es utilizada

para vencer el peso de la columna, la fricción en la tubería de producción y

la contrapresión en el cabezal.



Eficiencia total del sistema

Se define eficiencia mecánica total del sistema a la relación entre la energía hidráulicamente aprovechada, HHP, y la energía total consumida:

efic. total (Overall efficiency) = HHP / HPconsumidos (ec. 2.3)

Cuando el sistema cable-motor-bomba está en funcionamiento, recibe desde la superficie un amperaje (I) de corriente trifásica bajo un voltaje o tensión eléctrica (Vs) luego la potencia aparente suministrada (Kilo Voltio Ampere, KVA) será:

(ec. 2.4)

Dado que el factor de potencia, FP, es la relación entre Potencia real y la Potencia aparente:

(ec. 2.5)

Entonces, combinando las dos últimas ecuaciones, la potencia real consumida será:

(ec. 2.6)

Utilizando el factor de conversión: 1 HP= Kw/0,746 la potencia real consumida en HP´s será:

HPconsumidos = Kw/0,746

Luego la eficiencia mecánica total del sistema, de acuerdo a la ec 2.3 será:

efic. total (Overall efficiency)= HHP / (Kw/0,746) (ec. 2.7)

Donde HHP se obtiene de la ec. 2.1 o 2.2 y Kw de la ec. 2.6



Eficiencia mecánica del motor y de la bomba

El voltaje que recibe el motor es el de superficie menos el que se pierde por el transporte a través del cable de potencia:

Vmotor = Vs-Vcable (ec. 2.8)

De allí que los Kw que consume el motor, de acuerdo a la ec 2.6 , serán

(ec. 2.9)

Y el consumo de potencia del motor en HP sería:

(ec. 2.10)

Pero dado que el motor no es 100% eficiente :

Eficmotor= HPoutput / HPinput),

Entonces la potencia de salida del motor para satisfacer los requerimientos de potencia de la bomba, separador y protector será:

(ec. 2.11)

Los valores de FP y Eficmotor se determinan de las curvas de comportamiento del motor seleccionado dependiendo del porcentaje de carga a la cual se encuentre trabajando.

A continuación se presenta una curva típica de desempeño de un motor eléctrico.



Los HP del motor demandado por el sistema incluye los requerimientos de la bomba, el protector y el separador, es decir:

HPoutput motor = BHPbomba + HPprotector + HPseparador (ec. 2.12)El BHPbomba dependerá del tipo de bomba seleccionada, del número de etapas, de la gravedad específica y viscosidad del fluido bombeado, es decir:

BHPbomba = hp . N . f . FCP (ec. 2.13)

hp: son los HP requeridos por etapa, se lee de la curva de comportamiento de la bomba seleccionada.

N: número de etapasf . : gravedad específica del fluidoFCP: factor de ajuste para fluidos viscosos (FCP>1)

De acuerdo a la ec. 2.7 la eficiencia mecánica de la bomba será:

efic. bomba (Pump efficiency) = HHP /BHPbomba



Sustituyendo la ec 2.1

efic. bomba (Pump efficiency) = Ql.(Pdesc-PIP) / (58823 . BHPbomba) (ec. 2.14)

o también de acuerdo a la ec 2.2

efic. bomba (Pump efficiency) = Ql. H. f / (135750 . BHPbomba) (ec. 2.15)

Con: Ql en bpd y H en pies.

La selección de la bomba y el número de etapas dependerá fundamentalmente de la tasa de producción deseada (considerando la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento) y de los requerimientos de energía para levantarla hasta la superficie (considerando la profundidad neta de levantamiento, las perdidas de energía por fricción durante el transporte del fluido en la tubería de producción y la presión de entrega en el cabezal del pozo). En la sección 2.2 se detallaran las ecuaciones para determinar los requerimientos de energía para un determinado pozo.

Rangos de aplicación disponibles en el bombeo electrosumergible.

Rangos de Temperatura:

Los rangos térmicos disponibles están determinados por los materiales utilizados en la construcción del motor y van desde temperatura ambiente hasta más de 500°F. Por ejemplo la compañía REDA ofrece:

Línea de fabricación: “ESTÁNDAR” hasta 250°FLínea de fabricación: “INTERMEDIA” hasta 300°FLínea de fabricación: “HOTLINE” hasta +500°F

Rangos de Potencia:En cuanto al rango de potencia máxima disponible oscila entre 200 a +1000 HP @ 60 Hertz dependiendo de la serie del motor.

Serie 375 130 HP Revestidor de 4 ½” ODSerie 456 240 HP Revestidor de 5 ½” ODSerie 540 600 HP Revestidor de 7” ODSerie 562 +1000 HP Revestidor de 7” ODSerie 738 720 HP Revestidor de 8 5/8” OD



La denominación de la serie representa aproximadamente el diámetro externo de la carcaza del motor (OD housing), por ejemplo el motor de la serie 456 posee un diámetro externo de 4,56 pulgadas.

Rangos de Capacidad de Bombeo:El rango de capacidad de bombeo, (Q en bpd) depende de los requerimientos de “altura” o levantamiento (Altura Dinámica Total o Total Dynamic Head, THD). Una característica importante de las bombas centrífugas es que a mayor “head” menor será el caudal, ya que tiene que convertir más energía cinética en presión.

De acuerdo al tamaño de la tubería de revestimiento los rangos disponibles en bombas electrosumergible se muestran en el gráfico siguiente.


5000

20000

15000

10000

10000 20000 30000

Revest.

7”5.5”4.5”

Tasa de flujo, bpd (@ 60 Hertz)

Altu

ra D

inám

ica

Tot

al -

pie

s

5000

20000

15000

10000

10000 20000 30000

Revest.

7”5.5”4.5”

Tasa de flujo, bpd (@ 60 Hertz)

Altu

ra D

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Tot

al -

pie

s


2.2 Componentes del Sistema BES

A continuación se presentan una instalación típica de un sistema BES donde se describen las funciones de cada componente del equipo.


Gas

Herramienta de monitoreo de subsuelo, equipada con sensores que envía señales de presión y temperatura a través del cable hasta un lector digital en superficie

Protector del motor que conecta la bomba al motor, aisla el motor del fluido del pozo, sirve de reserva de aceite para el motor, igualiza la presión interna del motor con la del pozo permitiendo la expansión y contracción del aceite del motor y posee cojinetes de empuje para soportar las cargas axiales generadas por la bomba.

Carcaza de la bomba que contiene múltiples etapas con impulsores móviles y difusores estacionarios. El número de etapas determina la tasa de producción, presión de descarga y requerimientos de potencia.

Banco de Transformadores que convierten la tensión eléctrica de un tendido eléctrico o generador a la tensión requerida por el sistema BES.

Cable de potencia que transporta la electricidad desde la superficie hasta el motor sumergible. Va sujetado a la tubería de producción mediante flejes metálicos flexibles colocados cada 12 a 15 pies. Normalmente es redondo, pero en la sección bomba-protector es plano dada las limitaciones de espacio físico.

Separador de gas que mediante cambios en la dirección del flujo en reverso (estático) o por segregación centrí-fuga (dinámico) desvía gran parte del gas libre hacia el espacio anular “tubing-casing” disminuyendo sustancial-mente la fracción de gas que entra a la bomba.

Caja de venteo que permite disipar el gas que pudiese venir a través del cable.

Un variador de frecuencias (Hertz) permite cambiar las RPM del motor para modificar la capa-cidad de bombeo según el com-portamiento del pozo. Un transformador secundario que convierte la tensión a la requerida por el sistema según cable y motor seleccionado.

Arrancador y controlador eléctrico que activa y controla la alimentación del fluido eléctrico y lo desactiva cuando las condiciones exceden los límites normales de operación.

Entrada estándar permite el ingreso de fluidos hacia la bomba, puede ser parte del separador de gas.

Motor bipolar trifásico de inducción cuya función es hacer rotar al eje de la bomba centrífuga, suministrándole la potencia requerida para el levantamiento de la tasa de producción hasta la superficie.


A continuación se describen físicamente los componentes del equipo de subsuelo y de superficie del bombeo electro-sumergible y adicionalmente, se presentan las caracterís-ticas más importantes que están relacionadas con la selección de las especificaciones técnicas calculadas durante la fase de diseño.

Equipo de subsuelo del bombeo electrosumergible

Se describirán las principales características del equipo de subsuelo en el siguiente orden de arriba hacia abajo:

Bomba Centrífuga

Separador / Manejador de Gas

Protector (Sección Sellante)

Motor Eléctrico

Cable Eléctrico

Equipo Misceláneo (sensores, válvula de drenaje, válvula check, etc.)



Bomba Centrífuga

Constituye la parte fundamental del equipo de bombeo electro-centrífugo, ya que ella suministra a los fluidos aportados por el yacimiento, la energía requerida para llevarlos hasta la superficie. Son bombas centrífugas compuestas de muchas etapas ensambladas en serie.

- Descripción de las etapas

Cada etapa consta de:

- Un Impulsor móvil (Impeller): constituido por 7 a 9 álabes entre dos faldones que se fija al eje y al rotar con el le imprimen velocidad al fluído.

- Un Difusor fijo: que convierte parte de la energía cinética en energía potencial (elevación ó “head”)



En la siguiente figura se presenta un esquema simplificado de una vista superior del impulsor cortado por un plano horizontal:

Al girar el eje de la bomba en sentido anti-horario el fluido que se encuentra en los impulsores es expulsado por acción de la fuerza centrífuga a mayor “head” del que tenía al entrar al “ojo” del impulsor, de allí que el número de etapas dependerá de la carga hidráulica o levantamiento neto requerido. El sentido de giro puede ser horario, en cuyo caso la disposición de los álabes sería contraria a la mostrada en el dibujo.


IMPULSOR

DIFUSOR EJE

FALDON

GIRO

ALABE

EJE

FALDON

GIRO

ALABE

OJO

MANGUITO

ARANDELAS DE EMPUJE

FALDONOJO

MANGUITO

ARANDELAS DE EMPUJE

FALDON

MANGUITO

ARANDELAS DE EMPUJE

FALDON

PEDESTAL

ALMOHADILLAS Emp. descendente

DIAMETRO INTERNO

ASIENTO Emp. ascendente

PEDESTAL

ALMOHADILLAS Emp. descendente

DIAMETRO INTERNO

ASIENTO Emp. ascendente


La dirección del fluido dentro de las etapas alojadas en la carcaza (housing) de la bomba es el siguiente:

- Flujo Radial y Flujo Mixto

Por limitaciones de espacio físico en el pozo para bombear altas tasas de producción no se puede aumentar el diámetro del impulsor, de allí que se debe diseñar impulsores cuyo pasaje del fluido posea una componente más axial que radial. Existen tres tipos de diseño de impulsores en bombas centrífugas, dependiendo del caudal a bombear: radial, axial y mixto.



Los más utilizados en los pozos petroleros son:

Radial: 150-2.500 bpd Mixto: 1700-20.000 bpd

- Transferencia de energía

Consideremos una persona, p, trasladándose en una carretilla (Trolley) que se desplaza a una velocidad v=3 pies/seg hacia el norte, si la grúa (Crane) no se pone en moviendo a lo largo de sus pistas (Track) o carriles su velocidad con relación a la tierra será también de 3 pie/seg hacia el norte N, pero si la grúa se desplaza simultáneamente a una velocidad u=4 pie/seg hacia el este E, entonces la velocidad relativa (V) de la persona con relación a un observador parado en el piso será de 5 pie/seg hacia el NE. El desplazamiento resultante es del punto A al punto B.


p


Similarmente si el fluido dentro del impulsor se desplaza a una velocidad v, con relación al impulsor, pero el impulsor gira a una velocidad angular lo que origina que la velocidad tangencial u aumente de un valor u1 en la entrada de del impulsor hasta un valor u2, sustancialmente mayor, en la salida. La velocidad del fluido con relación a la tierra será V (suma vectorial), pero como la velocidad tangencial es mayor en la medida que el fluido se aleja del “ojo” del impulsor entonces la velocidad del fluido con relación a un observador parado en el piso se incrementa grandemente de V1 a V2.

En los siguientes triángulos de velocidades se observa con mayor claridad el incremento de la velocidad V entre el punto 1 (entrada al impulsor) y el punto 2 (salida del impulsor).



Los ángulos y que se muestran facilitarán la aplicación de la ley del coseno que se utiliza en la deducción de la ecuación de transformación de la energía cinética en “head” que aparece en el material adicional anexo.

En la siguiente figura se observa la diferencia entre el movimiento absoluto del fluido con relación al impulsor y el relativo a un observador en la tierra.

La ecuación que permite calcular el aumento de “head” experimentado por el fluido gracias al impulsor (ver deducción en el material adicional anexo) es:

Hvirtual = [ (u22-u1

2 ) + (v22-v1

2 ) + (V22-V1

2 )] / (2g)

O también en función de las componentes tangenciales de la velocidad absoluta V:

Hvirtual = [ (u2 .Vu2 ) – u1 .Vu1 ] / g

Obsérvese que el “head” es independiente de la densidad del fluido. En la deducción se asumió que la turbulencia, recirculación y la fricción son insignificantes.

La potencia virtual entregada al fluido es:

hpvirtual = w . Hvirtual/550

donde w es la tasa másica en lbs/seg, sustituyendo Hvirtual se tiene:

hpvirtual = [ (u2 .Vu2 ) – u1 .Vu1 ] w / (550 . g)



- Curvas de desempeño virtual y real de la bomba electrosumergible.

La consideración de la turbulencia, recirculación y la fricción, afectan las curvas virtuales de “head” y potencia, quedando el comportamiento real (actual) que se muestra a continuación:

Obsérvese el cambio que se experimenta en ambas curvas indicando que el comportamiento real se desvía sustancialmente del ideal. También se observa que para un determinado diseño del impulsor, existe un caudal donde el aprovechamiento de la energía suministrada es máximo, este punto se conoce con el nombre de “Best Efficient Point” (BEP).

A continuación se analizará el empuje del impulsor.

- Empuje del impulsor.


BHP

BEARING LOSS

DISK FRICTION

LEAKAGEFRICTION

TUR

BU

LENC

E

TURBULENCE

BEP

BHP

BEARING LOSS

DISK FRICTION

LEAKAGEFRICTION

TUR

BU

LENC

E

TURBULENCE

BHP

BEARING LOSS

DISK FRICTION

LEAKAGEFRICTION

TUR

BU

LENC

E

TURBULENCE

BEP

Q

hp


Hay tres fuerzas actuando sobre un impulsor, la suma de estas tres fuerzas es el empuje total o resultante sobre el impulsor.

Las tres fuerzas son: La dirección es:

La Fuerza de gravedad --- Siempre hacia abajo La fuerza neta que resulta de la -- Hacia abajo o cero (el cero ocurre presión diferencial en la etapa cuando el caudal es máximo y la

cabeza es cero) La fuerza de impulsión del fluido -- Hacia arriba o cero (el cero ocurre

entrando a la etapa cuando el caudal es cero)

Gravedad: Generada por el peso del impulsor

Presión diferencial: La presión por el área es igual a fuerza. Un impulsor aumenta la presión del fluido por lo que la presión en la parte superior es mayor que en la parte inferior. Existen ambas fuerzas (fuerzas descendentes y fuerzas ascendentes). La fuerza descendente siempre es mayor excepto cuando la bomba no genera presión.



Impulsión: El fluido que entra al impulsor es obligado a cambiar su dirección. Este cambio de dirección ejerce una fuerza ascendente se llama impulsión al impulsor excepto cuando el caudal es cero.

En general, los impulsores de diámetro mayor tendrán un empuje descendente mayor que los impulsores de menor diámetro para la misma tasa de producción ya que ellos tienen una mayor superficie; también tienen una mayor masa.

La mayoría de las bombas BES son diseñadas para operar con algún empuje descendente cuando se encuentran en el rango operativo, los fabricantes indican en sus respectivos catálogos el rango de tasas donde sus bombas se desempeñan eficientemente.

- Curva de desempeño de la bomba centrífuga publicadas por fabricantes

En consecuencia las curvas reales publicadas por los fabricantes exhiben el comportamien-to o desempeño típico que se muestra a continuación (ejemplo de Schlumberger, Reda):



De esta curva, se puede determinar la cantidad de cabeza producida “h” y la potencia requerida “hp” por etapa, en pies y caballos de fuerza respectivamente, adicionalmente se puede obtener la eficiencia mecánica para cualquier tasa de flujo.

Recuérdese que la eficiencia de la bomba matemáticamente se expresa con las ecuaciones 2.14 y 2.15:

o

Donde: Q: bpd, TDH : piesPdesc: lpc PIP: lpc

- Rango de operación recomendado. Empuje descendente y ascendente.

Los fabricantes indican para cada bomba cual es el rango de operación recomendado, por ejemplo, para la bomba presentada en la gráfica anterior el rango de tasas está entre 6000 (qmin) y 11000 bpd (qmax) aproximadamente.

Cuando la bomba trabaja fuera de su rango pierde eficiencia y se acorta su vida útil ya que trabaja bajo condiciones de empuje fuertemente descendente o ascendente.

Empuje Descendente (“Downthrust”) Empuje Ascendente (“Upthrust”)


BHPx

xTDHxQ

BHPHHP

n fbomba 135771


La siguiente figura muestra una curva de empuje típica, se observa que en el rango de operación recomendado la bomba trabaja con un empuje descendente aceptable.

En empuje descendente el impulsor descansará sobre el difusor inferior creando un sello que minimiza la recirculación de fluidos, y si hay abrasivos en el fluido, minimiza la erosión de las arandelas y, eventualmente, del material de la etapa misma, en definitiva la bomba será más eficiente.

El empuje total para seleccionar el cojinete de empuje del protector debe incluir el empuje sobre el eje:

Empuje total = Empuje total de las etapas + Empuje sobre el ejeDonde:

Empuje sobre el eje = (Pdesc – PIP) . Aeje (ec. 2.16)

Con Pdesc y PIP en lpc, y el área del transversal del eje, Aeje, en pulg2.- Tipos de construcción de Bombas


CAPACIDAD(BPD)0

0

CA

BE

ZA(

Pie

s)SE

VE

RM

INIM

AL

AC

EP

TA

BLE

RANGO DE OPERACIÓNRECOMENDADO

RANGO DE EMPUJ EDESCENDENTEEXCESIVO

O

RANGO DE E .ASCENDENTEEXCESIVO

CAPACIDAD(BPD)0

0

CA

BE

ZA(

Pie

s)SE

VE

RM

INIM

AL

AC

EP

TA

BLE





O




Los tres tipos básicos de construcción son: flotante, de compresión y semi-flotante

Bomba de Compresión: cada impulsor esta fijado al eje de forma rígida, de modo que no puede moverse sin movimiento del eje, en consecuencia, todo el empuje generado por la bomba lo soporta el cojinete de empuje del protector directamente a través del eje, este cojinete puede manejar mucho mas empuje que las arandelas de empuje en los impulsores. Algunas de las razones que justifican el uso de este tipo de bombas son:

Algunas etapas generan demasiado empuje para ser manejado por una arandela de empuje.

Algunos fluidos (como propano) no tienen suficiente lubricidad para lubricar apropiadamente una arandela de empuje.

Si hay abrasivos o corrosivos presentes, puede ser beneficioso manejar el empuje en un área lubricada por aceite del motor.

Ocasionalmente en los pozos muy gaseosos, el volumen de flujo cambia tan drásticamente que algunos de los impulsores de una bomba flotante podrían tener un empuje excesivo mientras otros tiene empuje aceptable. En este caso, una bomba de compresión podría ser una buena alternativa.

Debido a que todo el empuje esta manejado en el protector, si el cojinete del protector tiene una capacidad suficiente, podemos operar sobre un amplio rango sin reducir su vida útil.

Bomba Flotante: cada impulsor esta libre para moverse hacia arriba o abajo en el eje, en consecuencia cada etapa maneja su propio empuje en las arandelas de empuje, de tal forma que cada impulsor descansa sobre el difusor inferior cuando está trabajando con empuje descendente. Algunas de las razones que justifican el uso de este tipo de bombas son:

Algunas veces se requieren muchas etapas de tal forma que la capacidad del cojinete de empuje del protector sería un problema.

Impulsores flotantes bajo condiciones de empuje descendente provee un sello que evita la fuga de abrasivos entre los cojinetes radiales, forzando a que pasen a través de la bomba.

Impulsores flotantes son mucho más flexibles en el ensamblaje debido a que realmente la tolerancia no representa un problema (compresión de etapas)



En las siguientes figuras se presenta un esquema de las bombas, sello o protector y motor.


FLOTANTE COMPRESIÓN

Empuje sobre cojinete del protector = Empuje del eje

Empuje sobre cojinete del protector = Empuje de etapas + Empuje del eje


Bomba Semi-flotante (“BFL”, flotante abajo): los impulsores superiores son del tipo compresión mientras los inferiores son del tipo flotante. Esto es un diseño especial para manejar todo el empuje descendente en la misma bomba. Es un diseño usado en el pasado cuando la tecnología de fabricación de cojinetes de empuje no era tan avanzada como la actual.



- Efecto de abrasivos sobre el comportamiento de la bomba

Debido a los abrasivos y a la alta velocidad se desgastan las paredes internas de las etapas, arandelas de empuje, desgaste axial, etc. Los cuales provocan vibración y desestabilizan el movimiento del eje. La figura muestra los mecanismos de desgaste y los sitios donde actúan.

Para minimizar estos efectos se utilizan etapas especiales resistentes a la abrasión llamados módulos AR (Abrasión Resistant) los cuales se colocan con una separación de un (1) pie aproximadamente, de acuerdo a la altura típica de la etapa pueden colocarse cada 3 o 5 etapas. La construcción de estos módulos se realiza con aleaciones metálicas especiales con zirconio, carburo-tugsteno, etc.



-La siguiente figura presenta un ejemplo de estos módulos.

Estos módulos resistentes a la erosión se tienen disponibles para bombas flotantes y bombas de compresión.



- Bombas en serie. Carcazas (Housings)

Las etapas van ensambladas en serie dentro de tubos especiales o carcazas que deben tener un diámetro interno perfectamente calibrado.

Se disponen de varios tamaños de longitud de carcazas o “housings” para aceptar diferentes números de etapas, cada fabricante identifica estas carcazas con una numeración para su adecuada selección, el diseñador debe seleccionar una o varias carcazas adecuadamente combinadas para satisfacer los requerimientos de “head”.

Los fabricantes ofrecen distintos tamaños de diámetros de bombas o “series”. La serie denota el diámetro externo de la carcaza o “housing” donde se alojarán las etapas (stages) y por supuesto esto define el diámetro del impulsor. A cada serie le corresponde un tamaño mínimo de tubería de revestimiento (casing) donde puede ser instalada.

La mayoría de los fabricantes designan sus series con códigos alfanuméricos, a continuación se muestra la tabla presentada por REDA (Schlumberger), donde se observa que la serie “D” cuya carcaza posee un OD de 4.00 pulg. (Serie 400) puede ser instalada en tuberías de revestimiento mayores o iguales a 5 ½” (OD). Adicionalmente se describe el rango de tasas de las distintas bombas de la misma serie.


OD= 4.00”

Serie 400


Como se mencionó en la página anterior, en el “housing” se colocan las etapas en serie por lo tanto si una etapa produce 8500 BPD en el BEP (por ejemplo), dos etapas no producirán 17000 BPD, ellas producirán solamente 8500 BPD, pero el “head” si será aditivo al igual que el consumo de potencia. La siguiente figura tomada de Centrilift ilustra lo indicado para las etapas en serie.

Para un dado número de etapas N, el TDH o altura total que la bomba desarrollará sobre el fluido será:

TDH = N . h

Donde: h es la altura por etapa (se lee de la curva de la bomba seleccionada).

La densidad del fluido afecta los requerimientos de potencia:

BHP = N . hp . f

Donde: hp son los HP requeridos por etapa (se lee de la curva de la bomba seleccionada) f es la gravedad específica del fluido bombeado.

Oficialmente los fabricantes tienen caracterizadas las curvas de desempeño de sus modelos de bomba a través de polinomios de 6 a 9 grados, para poder utilizarlas fácilmente en aplicaciones computarizadas:

h = Pn(q) y hp = Pm(q)



- Nomenclatura de las bombas comerciales La nomenclatura de la bomba se realiza con base a la serie y al caudal en el BEP, por ejemplo, la bomba DN1000 es de la serie D y bombea 1000 bpd en su BEP @ 60 hertz.



La tabla anterior corresponde a bombas REDA, la que sigue a continuación es de bombas CENTRILIFT, en esta tabla, por ejemplo la GC2200 es de la serie 513 y bombea 2200 bpd en su BEP @ 60 hertz.



La tabla que sigue a continuación es de bombas ESP, en esta tabla, por ejemplo la TD2200 es de la serie 400 y bombea 2200 bpd en su BEP @ 60 hertz.



Recomendaciones API RP 11S2 sobre aceptación de las bombas

Las Recomendaciones Prácticas del API (API RP 11S2) sobre la prueba y aceptación de las bombas BES afectara el rango operativo determinado para cada bomba.

Las bombas BES deben estar dentro de ± 5% de cabeza y flujo, y estar por debajo de +8% de los caballos de fuerza al freno y estar dentro de ± 10% de eficiencia en el rango operativo recomendado.

No todas las bombas tienen un rendimiento exactamente como la curva del catálogo.

Normalmente las bombas producen como la curva del catalogo cerca del punto de mayor eficiencia, pero el rendimiento de la bomba puede ser muy diferente al de la curva para tasas de flujo muy alejadas de este punto.

Algunos de los rangos operativos recomendados pueden simplemente establecerse con la finalidad de cumplir la norma API RP 11S2. La siguiente figura ilustra la norma API.

Los fabricantes en su banco de pruebas generan estas curvas y si no cumplen con la norma deben reensamblar la bomba (control de calidad). El cliente debe exigir las curvas obtenidas por la prueba en el taller del fabricante.



- Efecto de la frecuencia de la corriente trifásica sobre el comportamiento de la bomba

Al aumentar la frecuencia de la corriente aumenta la velocidad de rotación del eje del motor y por supuesto el de la bomba, en consecuencia la bomba podrá impartir mas energía al fluido, aumentará su capacidad de desplazamiento pero aumentarán los requerimientos de potencia. Tomando como base la frecuencia a 60 Hertz, se tiene:

- Leyes de afinidad y Cono de eficiencia

Las leyes de afinidad permiten construir las curvas de desempeño de las bombas a frecuencias diferentes a la frecuencia base (60 o 50 Hertz):

Para el caudal:

Para el “head”:

Para la potencia:

Seleccionando varios puntos de altura h y potencia hp para diferentes caudales puede determinarse las curvas multihertz.

Las leyes de afinidad pudiesen expresarse en función de los cambios de RPM en vez de las frecuencias.

Los distintos fabricantes publican en sus catálogos las curvas multihertz de cada bomba.



Ejemplo de curvas “Multihertz”:

Cono de eficiencia

Representa el área formada por los rangos operativos obtenidos después de aplicar las leyes de afinidad, en la figura mostrada en el ejemplo anterior se observa que tiene forma de cono ya que el rango operativo recomendado se reduce en la medida que se disminuye la frecuencia de la corriente.


BPDBPD

Fuente Baker Centrilift

Cono de eficiencia


- Efecto de la viscosidad sobre las curvas de desempeño

Cuando se bombean crudos viscosos las curvas de desempeño de las bombas se degradan, es decir disminuyen tanto la capacidad de bombeo como el “head” y aumentan los requerimientos de potencia. La siguiente figura es tomada del libro de Kermit Brown.

Una manera de realizar el diseño es corregir los requerimientos de caudal, altura y potencia con unos factores antes de utilizar las curvas del catálogo, es decir:

Q corregido = Q / FCC

h corregido = h / FCL

hp corregido = hp * FCP



Donde los factores se obtienen de tablas publicadas por centros de investigación o las obtenidas con experiencia de campo, a continuación se presentan las publicadas en el texto de Kermit Brown. Obsérvese la disminución de la eficiencia mecánica de la bomba en la medida que la viscosidad aumenta por encima de los 50 S.S.U.

Lo ideal sería disponer de estos factores representativos del comportamiento real de las bombas en el campo. Algunos fabricantes publican tablas de estos factores adaptadas a sus bombas, por ejemplo Centrilift publicó la siguiente tabla en su Handbook sexta edición de 1997.



El valor de la viscosidad en SSU se obtiene con la fórmula (Handbook de Centrilift):

o tambien con el gráfico (K. Brown)


]


En la ecuación de SSU la es la viscosidad de la mezcla de petróleo y agua, ponderada por volumen, en caso de que el petróleo esté emulsionado las SSU se multiplican por un factor que se obtiene de la siguiente gráfica (si no se dispone de medidas de laboratorio):



- Efecto del gas sobre el comportamiento de la bomba

Debido a las fuerzas centrifugas el álabe impulsan al líquido a mayor velocidad que el gas dejándolo rezagado, existe una fracción de gas libre en el ojo del impulsor a partir de la cual comienza a interferir a la entrada de líquido hasta que alcanza una condición indeseable que es cuando el impulsor gira sin impulsar líquido, esta condición recibe el nombre de “bloqueo por gas” o “gas-locking”. Existen autores, como Dunbar por ejemplo, que han publicado algunas ecuaciones para estimar la relación gas-líquido bajo la cual el gas comienza a degradar el comportamiento de la bomba y también cuando se bloquea por gas. Estas ecuaciones se encuentran disponibles en los simuladores comerciales como el SubPump de IHS y el Wellflo de EPS, por ejemplo.

La figura ilustra un disco o carta amperométrica típica de una bomba con interferencia y posterior bloqueo por gas.

Existen varias formas ó métodos para minimizar cantidad de gas que ingresa a la bomba:

Evitar la entrada de gas Separar el gas Manejar el gas



Evitar la entrada de gas: Esto se puede lograr colocando la bomba por debajo de las perforaciones y encami-sando el motor-protector de tal forma que se favorezca la separación natural del gas, esto requiere bombas de menor diámetro y en consecuencia se limita la producción.



Separar el gas:

Para ello se puede utilizar separadores estáticos ó dinámicos (centrífugos), en cuyo caso el gas se desvía por el anular y la columna que levantará la bomba será mas pesada. En la siguiente sección se describirán estos separadores.

Manejar el gas

Si no se utilizan separadores o si este no reduce la fracción de gas hasta los límites permisibles para la bomba, normalmente menos del 10%, entonces una solución sería bombear el multifásico que deja el separador con una “pre-bomba” de etapas mas grandes que permitan manejar el gas mezclándolo con el líquido para homogeneizar la mezcla multifásica, estas pre-bombas se denominan “manejadores de gas”. Actualmente estos manejadores permiten porcentajes de gas libre hasta 50% (“Advance Gas Handler”) y los de última generación hasta 75% (“Poseidon” de Schlumberger). El Poseidon es una bomba multifásica helicoaxial. La principal ventaja de manejar el gas es que se aprovecha la gasificación de la columna de fluido por encima de la bomba lo cual reduce el consumo de potencia.


Advance Gas Handler (50%) Poseidon (75 %)


Entradas y Separador de Gas.

Existen dos tipos básicos de entrada a la bomba:

Entrada estándar o convencional Separadores de gas: pueden ser estáticos o dinámicos

Entrada estándar o convencional:

Una entrada estándar no separa el gas libre. La única separación de gas que pudiese ocurrir será solamente una separación natural debido todo el gas libre no se dirige a la entrada con el resto del fluido. La entrada puede estar integrada a la bomba.

- Se usa si el volumen de gas libre < 10%.- Equipada con una rejilla exterior que impide la entrada de cuerpos extraños a la

bomba.- Posee varios hoyos (ports) internos de 1” que permiten la entrada del fluido a la 1ra

etapa de la bomba.- Está internamente equipado con bujes (N-resist) en el tope y la base para sostener al

eje. Estos bujes también pueden ser tipo AR.

Separador estatico:

Es un implemento que está ubicado entre el protector y la bomba y reduce la cantidad de gas libre que pasa a través de la bomba mediante el flujo en reversa (hacia abajo).

Este diseño trabaja en principio como un segregador de gas, y debido a que este tipo de separador no entrega trabajo al fluido, se le llama separador estático de gas.

Cuando hablamos del rendimiento del separador del gas, lo que nos interesa primeramente es la eficiencia de separación. Gas Libre Separado Efsep =------------------------------ Gas Libre Disponible

La eficiencia del separador estático, Efsep, está en el orden del 20% del volumen de gas libre, incluyendo a la separación natural se obtienen valores de eficiencia entre 25 y 50%.



Separador dinámico o centrifugo:

El separador rotativo ha mejorado significativamente la eficiencia de los sistemas de bombeo electrocentrífugo.

Los separadores de gas dinámicos realmente imparten cierta energía al fluido con la finalidad de conseguir que el gas se separe del líquido. Este diseño usa un inductor para incrementar la presión del fluido y una centrifuga para separar el gas y el líquido. Este diseño podría llamarse un separador de gas centrífugo, cinético o rotario.

El diseño de separador de gas rotario trabaja en forma similar que una centrifuga Las paletas de la centrifuga giran a la misma velocidad como el motor, causando que los fluidos mas pesados sean forzados a dirigirse hacia afuera. En la parte superior existe un “crossover” que permite al gas y el líquido cruzarse en el tope donde el gas regresa al espacio anular y el líquido pasa dentro la bomba.

Otro término usado en varios programas es el porcentaje de gas libre que ingresa a la bomba (GIP: gas intake pump)

GIP= (1 – Efsep. ) . (1- Efsn)

El GIP cuantifica cuanto del gas libre presente en la entrada ingresara a la bomba. Obsérvese que se incluye la separación natural.

La eficiencia total de separación no es un número fácil de predecir, debido al número de variables involucrados.

Solamente la eficiencia de separación natural (Efsn) pudiese variar desde 5% hasta 70% dependiendo del tipo de fluido, velocidades, patrones de flujo, dimensiones del equipo, desvia-ción del pozo, etc.

Pruebas realizadas en la universidad de Tulsa, mostraron que realmente la separación natural de gas podría ser hasta 60%, y con un separador de gas rotario, las eficiencias de separación totales podrían llegar a ser tan altas como 99%. Sin embargo empíricamente se utilizan entre 80 y 95%. Finalmente los separadores de gas rotarios requieren potencia para que ellos puedan trabajar:

Serie 338 1,75 HP* Serie 400 1,25 HP* Serie 540 7,00 HP* *(@ 60 Hz)



Cálculo aproximado de la eficiencia de separación natural de gas, efsn:

efsn = Vb/ (Vb + Vsl)Con

Donde: Vsl = velocidad superficial del líquido, pie/seg Vb = Velocidad terminal de ascenso de la burbuja, pie/seg = Tensión superficial, lb/sec2 l = Densidad del líquido, lb/ft3 g = Densidad del gas, lb/ft3 g = Aceleración de la gravedad, 32.2 ft/sec2

Este modelo simplificado presentado por F. Alhanati fué desarrollado para

RGL entre 50 y 300 scf/STBPIP hasta 300 psigQl hasta 3600 BPD. FG a la entrada de la bomba entre 20 y 70 %.

Cálculo aproximado de la eficiencia total de separación de gas, efsep-total:

La eficiencia del separador dinámico oscila entre 60 y 90% y su valor lo debe suministrar el fabricante, por lo general dada un tamaño (serie) de separador su valor estará en función de la tasa total de líquido, fracción de gas a la entrada al separador y obviamente de la naturaleza de los fluidos involucrados.

El valor de la eficiencia total de separación de gas incluyendo ambos efectos será:

efsep-total = efsn + efsep * (1 – efsn)

Luego la fracción del gas libre que no es separada será la que entra a la bomba y este valor se le conoce, tal como se mencionó en la página anterior: “Gas Intake Pump” o simplemente por sus siglas en ingles:

GIP = 1- efsep-total

Sustituyendo la efsep-total

GIP = 1- [efsn + efsep * (1 – efsn)]



Agrupando términos y simplificando, se concluye que:

GIP= ( 1- efsep) * (1 – efsn)

Si no se dispone de valores confiables de efsep y efsn, se podría utilizar el gráfico presentado por W. Lee para estimar la eficiencia total de separación.

Ejemplo Si llegan a la entrada de la bomba 3500 bpd de líquido con un porcentaje de gas del 40% entonces un estimado de la eficiencia total de separación sería: 85%.

Este valor debe ser tomado como una referencia ya que los experimentos fueron realizados con agua y gas.



Protector (Sección Sellante).

Es un gran sello estructural que se encuentra entre el motor y la bomba. El protector equilibra la presión entre el espacio anular y la presión dentro del motor, por lo tanto, la presión dentro del motor es igual a la presión de entrada la bomba, PIP.

El protector cumple tres funciones básicas.

1. Impedir la entrada del fluido del pozo al motor.2. Absorber el empuje hacia arriba o hacia abajo

desarrollado por la bomba impidiendo que esta se refleje en el motor.

3. Permite transferir el torque desarrollado en el motor hacia la bomba a través del eje del protector.

Pueden usarse en serie (modular) como el presentado en la figura de la izquierda para mayor protección, a continua-ción se describirá cada función en detalle para un mejor entendimiento de la operación del protector y su impacto en el proceso del selección.

1. Impedir la entrada del fluido del pozo al motor:

Mantener los fluidos del pozo fuera del motor impediría que el motor se dañe prematuramente.

El motor BES, a diferencia de un motor en superficie, sufre cambios muy amplios de presión.



Cuando la unidad va a ser instalada en el pozo, la presión interna cambia de la presión atmosférica hasta la presión más alta de fondo del pozo.

Cuando la unidad se opera, el calor interno le causa al aceite del motor una dilatación que podría añadirle aún más presión si el aceite no tuviera un escape. Si la unidad se detiene y se permite enfriar, el aceite se contraerá lo que podría crear un vacío en un sistema cerrado.

El protector simplemente mantiene la presión en el interior de la sección protector-motor igual a la presión fuera en el pozo (anular) indiferentemente que presión externa exista.

Debido a que el tope del protector está comunicado con la sección de entrada a la bomba y la base del protector está abierta al motor, la presión del motor permanece igual a la que está alrededor de este. Al mantener un bajo diferencial de presión, no hay tendencia para que el fluido del pozo penetre en el motor.

Existen varios diseños de protector que permiten al fluido del pozo y al aceite del motor transferir presión uno al otro sin que se mezclen los dos fluidos.

1. Tipo Laberinto 2. Tipo Bolsa

Tipo Laberinto:

El diseño de laberinto utiliza la diferencia de la gravedad especifica de los fluidos del pozo y el aceite del motor para mantenerlos apartados aunque ellos están en contacto directo.

El fluido del pozo de mayor densidad se separa por gravedad; un diseño “Tubo U” (ver figura en la página siguiente) mantiene el fluido pesado del pozo más abajo en la sección superior, manteniendo el cojinete de empuje descendente y el motor llenos de aceite limpio.

Con este diseño, el aceite del motor y el fluido del pozo están en contacto directo. La cámara del laberinto está aislada de la rotación del eje por el tubo del eje así que no ocurrirá mezcla al activar la unidad.

El fluido del pozo es generalmente inmiscible con el aceite del motor así pues, aunque halla un contacto directo, no hay tendencia para contaminar el aceite del motor.

Habrá casos donde el laberinto simplemente no funcionará. En casos donde el fluido del pozo es más ligero que el aceite del motor (por ejemplo: aprox. 0,85), el aceite



del motor ira al fondo de la cámara antes que al tope, causando que el fluido del pozo ingrese a la parte superior del tubo “U”.

Los protectores de laberinto también no trabajarán en pozos horizontales ó altamente desviados. El diseño de la separación por gravedad requiere que la unidad esté preferentemente vertical. Este protector puede operar en cualquier cantidad de desviación pero el volumen de expansión se reduce.

Las dos figuras siguientes indican las partes internas del protector o sello tipo laberinto y el movimiento de los fluidos dentro del protector




Sello Laberíntico

Tornillo de VenteoSello Mecánico

Eje

Válvula de Drenado-Llenado

Cojinete de Empuje (Rodete)

Cojinete de Empuje Descendente

Tubo

Válvula de Drenado-Llenado


En la figura de la izquierda se ilustra el recorrido de los fluidos dentro del sello laberíntico. Obsérvese que el cojinete de empuje se encuentra lleno de aceite dieléctrico y cuando el aceite se calienta se expande siguiendo el movimiento indicado por las flechas de color rojo. Cuando se para el sistema moto-bomba se contrae ingresando fluido del pozo hacia la cámara

Muchas veces, el protector labe-rintico se chequea en el campo para determinar si tuvo agua en el fondo de la unidad. Esto se debe realizar antes que la unidad se coloque en posición horizontal, de lo contrario, el agua del fondo de la cámara se remueve fácilmente.

También durante las inspecciones de desmantelamiento (“tear-down”) presentan agua en la sección inferior de un protector laberíntico y es un error pensar que se encontraba allí cuando la unidad estuvo operando en el pozo (hoyo abajo). Siempre se debe recordar que un protector laberíntico normalmente operará con algo de agua


FLUIDO DE POZO

ACEITE MOTOR

FLUIDO DE POZO

ACEITE MOTOR

Movimiento de los fluidos


en el fondo de la sección del tope por el diseño. Si la unidad se coloca en posición horizontal y se transporte, el agua puede moverse a la base o sección inferior del protector.



- Tipo Bolsa Elastomérica:

Para aplicaciones donde el fluido del pozo y las gravedades del aceite de motor son similares ó donde el pozo es horizontal o altamente desviado, un diseño laberíntico no funciona y por ello se han diseñado diferentes protectores, como por ejemplo, el “sello positivo” ó “bolsa” para separar físicamente los dos fluidos.

Esta bolsa se manufactura de un elastómero de alta temperatura y alto desempeño que puede resistir las severas condiciones de trabajo que típicamente se encuentran en el fondo del pozo (alta temperatura, fluidos gaseosos, corrosivos, ataque químico, etc).

La bolsa mantiene el fluido del pozo en el exterior y el aceite del motor limpio en el interior. Cuando el aceite del motor se expande o se contrae, la bolsa simplemente se expande o se dobla para acomodar el cambio de volumen necesario.

La selección del material elastomérico es clave para el alto desempeño de este protector ya que debe ser compatible con los fluidos existentes en el fondo del pozo, de esta forma la bolsa no se dañará. Si el sello positivo se rompe, el motor puede ser contaminado fácilmente con el fluido del pozo.

Existen varios materiales elastoméricos pero los mas utilizados son: el Neoprene Nitrilo y para altas temperaturas el Aflas.

La figura de la siguiente página presenta las partes internas del protector tipo bolsa o sello positivo.

Igualmente se presentará con detalle las partes que conforman los sellos mecánicos.

Después de las figuras se continuará con la descripción de las funciones del protector.




COJINETE DE EMPUJE (RODETE)COJINETE EMP ASCENDENTE

COJINETE EMP DESCENDENTE

SELLO MECANICO

SELLO MECANICO

COUPLING

BUSHINGVALVULA LLENADO

BOLSA ELASTOMERICA

CHECK VALVE – Un Sentido

COJINETE DE EMPUJE (RODETE)COJINETE EMP ASCENDENTE

COJINETE EMP DESCENDENTE

SELLO MECANICO

SELLO MECANICO

COUPLING

BUSHINGVALVULA LLENADO

BOLSA ELASTOMERICA

CHECK VALVE – Un Sentido

Sello Con Bolsa Elastomérica


2. Absorber el empuje hacia arriba o hacia abajo desarrollado por la bomba impidiendo que esta se refleje en el motor.

Otra función del protector es absorber el empuje generado por la bomba si es empuje ascendente o descendente. El cojinete del protector da una superficie muy grande adicional que absorbe el empuje y se encuentra totalmente sumergido en aceite limpio que prolonga grandemente la vida de la unidad BES. Siempre se debe seleccionar un cojinete de empuje descendente que pueda manejar más carga de la que pueda generar bomba. La selección del aceite es primordial ya que su viscosidad debe mantenerse en valores que permitan trabajar al cojinete con bajos coeficientes de fricción.

La siguiente gráfica indica las distintas zonas de lubricación hidrodinámica de película en las que se destacan las zonas A (Full), B (Intermedia) y C (Límite).

La siguiente gráfica presenta las partes del cojinete de empuje indicando el material típicamente utilizado en su construcción.



Debido a que una de las funciones primarias es manejar el empuje generado por la bomba, es muy importante seleccionar el cojinete de empuje descendente apropiado, es decir si va a ser estándar o de alta carga. Los fabricantes suministran gráficas donde para cada serie se encuentran curvas de Carga en libras en función de la temperatura para diferentes frecuencias de corriente (Hertz).

Cuando se selecciona un protector para una aplicación, a veces es necesario considerar la energía consumida por el protector. Los fabricantes disponen de gráficas para estimar el consumo de potencia para las series 400, 540 y 562, en función de la carga o empuje en libras, como regla del pulgar se puede utilizar 1, 2 y 3 HP para cada serie respectivamente.

3. Permite transferir el torque desarrollado en el motor hacia la bomba a través del eje del protector.

Otra función que el protector lleva a cabo es la transmisión de torque del motor hacia la bomba puesto que físicamente se localiza entre los dos. Luego es importante asegurarse de que el eje del protector sea capaz de transmitir el torque completo requerido sin exceder su resistencia máxima que resulte en rotura del eje.

- Protectores Modulares.

Para maximixar la protección del motor los distintos fabricantes ofrecen protectores modulares donde se pueden utilizar distintas combinaciones en serie de sellos laberínticos y de bolsa. Una característica especial es que dos sellos tipo bolsa pueden conectarse en paralelo para aumentar la capacidad de expansión en caso de utilizarse motores muy grandes que tienen mas aceite.

Así por ejemplo Schlumberger (Reda) presenta sistema “modular” que es muy simple pero provee alta protección, flexibilidad y aplicabilidad. El sistema consiste de una cabeza, base, eje, sección modular sellante y un cojinete de empuje. Con muy pocas partes es posible fabricar muchas configuraciones.

El protector se llama así (modular), por los tipos de cámaras de sello utilizados y como esas se conectan entre si en “serie” (S) ó en “paralelo” (P). La “L” es para laberinto y la “B” es para el tipo de bolsa. En algunos casos, habrá una “HL” al final del nombre. Esto simplemente significa que esto es un protector de “alta carga” el cual emplea un cojinete de alta capacidad en la base.

Ejemplo: un protector BSBSL-HL es un diseño de tres cámaras con una bolsa en el tope conectada en serie a otra bolsa la cual se conecta también en serie a una cámara de laberinto. También este protector tiene un cojinete de “alta carga”.



En las siguientes figuras presen-tada por Centrilift, se observa el movimiento de fluidos en el protector modular. En el caso de que la bolsa elastomérica falle, la segunda línea de defensa es la cámara laberíntica. En ésta, los fluidos del pozo tienen que desplazar progresivamente el aceite limpio del motor existente en la cámara.

Los protectores modulares estan disponibles en serie 400 (4,00”), serie 540 (5,13”) y serie 562 (5,62”). El 540 y el 562 tienen la misma brida del tope y la base. Ambos pueden ser montados en un motor 540 ó 562 sin adaptado-res.



Todos los protectores modulares vienen “pre-llenados” con aceite de motor limpio desde la fabrica. Durante el ensamble en el campo, el ingeniero de servicio añadirá aceite para reponer cualquier pérdida de aceite durante los procesos de ensamblaje. Debido al diseño complejo del sistema del protector, el procedimiento de llenado es exacto y debería ser solo hecho por personal calificado. Si se dejan burbujas de aire entrampadas dentro del protector potencialmente causará una falla en el sello de eje durante la operación.

- Principales Enemigos de los protectores

El desgaste de las arandelas de los impulsores de la bomba crea vibraciones que dañan los sellos del protector.

- Excesivo empuje hacia abajo que sobrepasa los límites del cojinete.- Vibraciones que dañan los sellos del protector- Desalineamientos que tambien dañan los sellos- Fluidos y materiales extraños que pueden dañar la bolsa elastomérica.



Motor Eléctrico.

El motor eléctrico colocado en la parte inferior de la tubería de producción, recibe la energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño compacto es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento existente en el pozo y satisfacer los requerimientos altos de potencia, también soporta una alta torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la velocidad de operación, que es aproximadamente constante para una misma frecuencia, por ejemplo: 3450 revoluciones por minuto (rpm) a 60 ciclos por segundo (Hz) y 2875 rmp para 50 Hz.

- Descripción del rotor y estatorEl estator consiste de una carcaza de acero al carbón, con láminas de acero fijas en su interior y alineadas de tal forma que permitan la introducción de los conductores de cobre a través de los “slots” El rotor es la sección móvil y entre rotor y rotor debe colocarse un cojinete que da estabilidad al eje del motor.


Detalle de Laminaciones de un Estator

Conductores

Slots

Detalle de Laminaciones de un Estator

Conductores

Slots


El número de rotores dependerá del caballaje requerido. Como puede observarse es un motor de inducción, bipolar, trifásico con rotor tipo jaula de ardilla, similar al diseño del motor NEMA”C”. El motor internamente se encuentra lleno de aceite dieléctrico y se refrigera internamente por circulación del aceite del motor y mediante intercambio de calor con el fluido del pozo el cual debe viajar entre el revestidor y motor a más de 1. pie/seg. La siguiente figura presentada por Centrilift ilustra las partes principales del motor eléctrico sumergible.

Como se mencionó a comienzos del capítulo al energizarse los conductores del estator con la energía eléctrica que le llega desde superficie a través del cable se induce corriente en el rotor por el movimiento del campo magnético en el estator. Esta corriente induce un campo magnético en el rotor. El campo magnético en el rotor hará girar al rotor para tratar de alcanzar el campo del estator pero nunca lo alcanza. Si hay un eje conectado al rotor, se podrá obtener trabajo útil. La velocidad del rotor será un poco menor y la diferencia se llama deslizamiento. El deslizamiento es necesario para que un rotor gire. A 3600 RPM no se movería con respecto al campo magnético del estator y no habría corriente inducida.

Mientras mas cobre se tenga en el estator mas corriente fluirá por el generando un campo magnético mas fuerte y en consecuencia se producirá mas potencia.


EJE

COJINETE

ROTOR

COJINETE

ROTOR

EJE Y ROTOR ESTATOREJE Y ROTOR ESTATOR

ALOJAMIENTO

SISTEMA DEENCAPSULADOEPOXICO ESTATOR

BOBINADO

ESTATOR

BOBINADO


Cada rotor es entonces capaz de producir un determinado número de HP a un voltaje dado, por ejemplo, en una pieza de rotor-estator de la serie 450 (1 tubo de 31 pies de 4.56” OD ) contiene 24 rotores que provee 6.25 hp c/u para un total de 150 HP.

El motor puede ser utilizado con corriente alterna de 60 Hz o 50 Hz. No hay una diferencia entre uno de 50 Hz y uno de 60 Hz con excepción de la placa del motor.

La velocidad de rotación, RPM, es directamente proporcional a la frecuencia de la corriente, Hz:

placaeje

sin

oz

sincron HPargacRPM

RPMH

NHx

RPM%80@3500

360060@

Polosde120

2

placaeje

sin

oz

sincron HPargacRPM

RPMH

NHx

RPM%80@3500

360060@

Polosde120

2

A mayor torque opuesto al movimiento del eje del motor, este gira a menor velocidad induciendo más corriente que le permite producir o generar más torque. El torque puede duplicarse pero la corriente requerida también lo hará, acelerando el daño del motor por recalentamiento.

- Curva de rendimiento del motor

El rendimiento del motor cambia con la carga. Al igual que las bombas, los motores tienen sus curvas de rendimiento. En ellas se indican RPM (speed), motor (efficiency), FP (power factor), %AMP, %KW, TR (aumento de temperatura por encima de la circundante) en función de %HPplaca. Por ejemplo:


CAM

POS

MAG

NET

ICOS


Las curvas de %Kw y %AMP son casi directamente proporcionales al % de HPplaca de allí que el amperaje se utiliza para detectar situaciones de sobrecarga o baja carga.

La eficiencia mecánica del motor a 100% HPplaca se lee aproximadamente motor = 0.87 y se mantiene por encima de 0.8 cuando %HPplaca > 50%.

- Motores en serie.

Dependiendo de los requerimientos de potencia (BHP) se pueden conectar en serie adicionándose el voltaje y caballaje pero el amperaje o corriente que pasa por cada motor es el mismo:

V total = ∑ Vi Itotal = Ii

HP = ∑ HPi motor = HPoutput / HPinput



La vida del motor aumenta cuando está bien refrigerado y es alimentado con fuerza electromotriz balanceada libre de fluctuaciones o picos que afecten su buen desempeño, los controladores del motor realizan este trabajo de protección.

El porcentaje de desbalance NEMA = 100. (V max - V min) / V max

Cuando está en el orden del 3 al 8% causa incrementos en las pérdidas de energía en el motor (más ineficiente) que oscila entre 3 al 16 % aumentando el recalentamiento, asi mismo genera vibraciones en el motor que podrían dañar los sellos del protector-bomba.

A continuación se presenta un ejemplo de especificaciones técnicas de motores:

Se debe seleccionar un motor que trabaje a un 80% de porcentaje de carga o caballaje real, este último se estima durante el diseño de acuerdo a la potencia requerida por el motor (BHP) mas la consumida por el protector (2-3 HP) y el separador (2-5 HP aprox.)

HPreq= HP bomba + HP protec. + HP separ. dinámico

Adicionalmente la velocidad del fluido entre el motor y el revestidor debe ser mayor de 1 pie /seg para refrigerar adecuadamente al motor.

V(pie/seg) = 0,0119 q (bpd) / (ID2casing – OD2motor)

El aumento de temperatura que experimenta el fluido al intercambiar calor con el motor se estima a partir de la fórmula (Ref. manual de ESP de D. Divine):

T°F = TDH (pies)/(777. Cp) . [ (Effic bomba x Effic motor)-1 -1]

Este aumento de temperatura debe ser considerado en los cálculos de Bo, Bw, Bg, Rs, etc.



- Tamaños de motores disponibles (Series)

Los fabricantes establecen un rango de potencia a sus motores, de allí que dependiendo de su construcción permitiran cierto flujo de corriente bajo un determinado voltaje, el producto de ambos debe ser constante para una determinada potencia, es decir, los KVA son constantes.

Adicionalmente, los fabricantes ofrecen varios motores de distinto voltaje que desarrollan la misma potencia y la razón de ello es que un motor de bajo voltaje requerirá un alto amperaje para desarrollar la potencia que su rango establece, el alto amperaje aumentará la caída de voltaje en el cable de potencia y la eficiencia global del sistema disminuye, en consecuencia se fabrican motores con diferentes voltajes y amperajes.

Los motores normales en superficie vienen para trabajar con voltajes o tensión eléctrica de 460V, 4160V, 2300V, etc., sin embargo los fabricados para el BES poseen una mayor diversidad de voltajes ya que la longitud del cable puede oscilar de unos 2500 pies hasta 12000 pies o mas y la caída de voltaje en el cable debe ser considerada en los requerimientos de voltaje en superficie. Para que el motor arranque debe recibir un voltaje mayor del 50% del voltaje nominal o de placa.

En resumen se debe seleccionar motores de alto voltaje que trabajen con menor amperaje para disminuir la caída de voltaje en el cable de potencia y adicionalmente podríamos utilizar un cable de mayor numeración AWG que es menos costoso que los de baja numeración.

En aquellos casos donde ya se dispone de equipos de superficie de una capacidad fija de KVA, posiblemente no se elija el motor de mayor voltaje disponible, sino el máximo apropiado que sea compatible con el arrancador, transformadores, etc. El voltaje total requerido en superficie viene dado por la suma del voltaje del motor más las perdidas de voltaje en el cable, este voltaje de superficie debe estar justo por debajo del rango del arrancador. Los arrancadores vienen de ciertos rangos: 600V, 1000V, 1500V, 2400V, etc.

Los motores al igual que las bombas vienen clasificados por series: 375, 450, 540, 562 y 738, tal como se presentó anteriormente, pero en la próxima página se presenta una tabla típica de motores disponibles con sus rangos especificados.

- Límites de Temperatura de fondo

La línea de fabricación “estándar” de motores poseen un límite de temperatura de fondo de 250 °F, pero existe una línea de fabricación “intermedia” para las series 450 y 540 que poseen un límite de temperatura de fondo de 300 °F estos motores utilizan un sistema de aislamiento y un sistema de cojinetes distinto al estándar para poder soportar altas temperaturas.



- Efecto de la frecuencia de la corriente sobre el comportamiento del motor



Al aumentar la frecuencia de la corriente el motor estará en capacidad de entregar mas potencia y requerirá de mayor voltaje, la relación del aumento será directamente proporcional al aumento de la frecuencia. El amperaje será el mismo.

Por ejemplo si un motor poseen en placa:

120 HP - 2480V - 30.5 Amp @ 60 Hertz

luego @ 50 Hertz … HP50 = HP60 . (50/60) = 100 HP

Volt50 = Volt60 . (50/60) = 2066V

Amp 50 = 30.5 Amp

Si aumentamos la frecuencia @ 65 Hertz se tiene ….

HP65 = HP60 . (65/60) = 130 HP

Volt65 = Volt60 . (65/60) = 2687V

Amp 65 = 30.5 Amp

Máximo Hertz permisible:

Una vez instalado el equipo en el pozo, los requerimientos de potencia del motor aumenta proporcional al cubo del aumento relativo de la frecuencia mientras que el motor estará en capacidad de satisfacer un mayor HP directamente proporcional al aumento relativo de la frecuencia. Luego la máxima frecuencia para cargar el motor 100% vendrá dado por:

Demanda del equipo bomba-protector-separador: BHPHz-max= BHP60 . (Hz-max/60)3

Oferta del motor HPHz-max= HPnp60 . (Hz-max/60)

Luego igualando se obtiene:Hz-max = 60 . (HPnp60 / BHP60)1/2

- Protección del motor

Con el fin de proteger al motor de las condiciones de alta carga y baja carga, se debe utilizar en los controladores del motor un valor de sobrecorriente (amperaje) máximo de 15% por encima del amperaje operativo, y un valor de bajacorriente mínimo 15% por debajo del amperaje operativo.



Cable Eléctrico.

• Son trifásicos normalmente de cobre y conducen la corriente (amperaje) desde el controlador en superficie hasta el motor en el subsuelo. Vienen numerados de acuerdo a su área seccional, a menor numeración mayor área de conducción.

AWG= -3 + Ln { [460/1973.54A(mm2)] (1/Ln2.1229355)}

AWG: American Wire Gauge

• El número del cable se elige con base al criterio de que “La caída de tensión sea menor de 30 Voltios por cada 1000 pies de cable” existen gráficos para tal fin.

• AWG No.1 Cu amperaje máximo 110• AWG No.2 Cu amperaje máximo 94• AWG No.4 Cu amperaje máximo 70• AWG No.6 Cu amperaje máximo 53

Cada uno de los tres conductores del cable se encuentra aislado con material elastomérico (caucho): blanco para 3 KV y verde para 5 KV

• PPE (Polypropylene ethylene) para Temp<205 ºF • EPDM (Ethylene propolyene diene methylene) para 205<Temp<450 ºF

Para calcular la temperatura de operación del cable se debe considerar el recalentamiento del cable originado por las pérdidas de Voltaje

Tcable = (a . I2 ) + Tpozo ºF “a” depende del número del cable

La caída de tensión en el cable debe ser corregida por temperatura:

Vcable = Vgráf . F corrección



Debe flejarse cada 15 pies a la tubería de producción y bajarse lentamente con mucho cuidado se recomieda una velocidad máxima de tendido de 1500 pies/hora.

La unión de la extensión del “enchufe” y el cable conductor se denomina empate; su elaboración se realiza cuidadosamente en la localización del pozo ya que constituye una de las partes débiles de la instalación. Un empate también puede ser necesario en cualquier punto a lo largo del cable, donde se detecte una falla del mismo o donde la longitud del cable sea insuficiente para llegar a la superficie.

El equipo de superficie se describirá en el capítulo 4.



CAPÍTULO 3

DISEÑO Y SELECCIÓN DEL EQUIPO BEC/BES/ESP

Para el diseño del equipo se debe seguir el siguiente procedimiento:

1. Determine el comportamiento de afluencia de la formación productora

2. Determine la presión y temperatura de entrada a la bomba.

3. Determine el porcentaje de gas a las condiciones de entrada y justifique el uso de un separador y determine la nueva RGL.

4. Con la RGL anterior calcule la presión de descarga, use la correlación de flujo multifásico mas apropiada.

5. Calcule la tasa total a la entrada y a la salida.

6. Selecciones la bomba de mayor serie que pueda ser bajada en el revestidor y que maneje eficientemente el rango de caudal anterior.

7. Determine el TDH

8. Calcule el número de etapas y con ello el caballaje requerido BHP.

9. Sume los HP de la bomba, protector y separador.

10. Estime los HP del motor asumiendo un porcentaje de carga entre el 60 y 80% ( a criterio del ingeniero según experiencia en el área)

11. Seleccione el motor de mayor voltaje y menor amperaje y de la misma serie de la bomba.

12. Con el amperaje seleccione el cable para que no se consuma mas de 30 voltios por cada mil pies (corrija por temperatura).

13. Obtenga los requerimiento de voltaje en superficie sumando el voltaje del motor mas el consumo a través del cable.



Finalmente determine los requerimientos de KVA y con ello seleccione el resto del equipo de superficie siguiendo el procedimiento entregado en los anexos electrónicos.

Se entregará una hoja en Excel para ilustrar este procedimiento. Adicionalmente en los anexos se encuentran otros procedimientos de diseño, por ejemplo las normas API_RP11S4 del año 2002 y el Handbook de Centrilift ambos en electrónico.



CAPÍTULO 4

INSTALACIÓN / ARRANQUE / OPERACIÓN, ANÁLISIS, DIAGNÓSTICO Y CONTROL DEL EQUIPO BES/ESP

4.1 Recomendaciones para el Manejo/Transporte del Equipo

Cuando el equipo es despachado desde la empresa que lo suministra, se deben tener en cuenta las siguientes precauciones:

Para equipos de fondo (Bomba, motor, entre otros): Los equipos son embalados en cajas metálicas con soportes internos de goma que evitan el movimiento dentro de cada caja. El operador del montacargas o grúa encargado de la carga y descarga del equipo, debe manejar los equipos tomándolos con eslingas por cada extremo de la caja y nunca con una sola eslinga por el centro para evitar una caída de la misma. En la figura se muestra la forma correcta de izar los equipos de fondo:

Para cables de potencia: Se debe tomar el carrete o reel de la misma forma que las cajas de los equipos de fondo. Es decir, por los extremos.



4.2 Instalación del Equipo. Recomendaciones durante la bajada del equipo

El equipo se comienza a instalar desde el sensor de fondo (en caso que aplique), siguiendo con el motor, la sección sellante, el intake o separador de gas, la bomba y finalmente la descarga. Entre los misceláneos y herramientas más importantes que se utilizan en la instalación de un equipo BES tenemos:

O’rings: Son las empacaduras que se colocan en cada unión de bridas entre equipos.

Clamps o Grampas de elevación: se utilizan para elevar los equipos. Tienen la forma adecuada para ajustar cada equipo en la cabeza, de tal forma que pueda ser izado con un riesgo mínimo de caídas.

Camisa refrigerante: Se utiliza en revestidores donde la separación que existe entre la pared externa de housing del equipo y la pared interna del casing es muy elevada. Las camisas sirven para hacer mínima la separación entre el casing y el equipo y aumentar la velocidad de refrigeración.

Y-Tool: Se instala en pozos con completaciones duales en fondo o en pozos donde se requieran posteriores estudios en fondo pero sin extraer el equipo de fondo.

Protectores de cable: Se colocan en pozos donde se presume el riesgo que el cable sufra un golpe. Se instalan en cada unión de tubos y protege al cable de potencia de golpes.



Flejes / Platinas Guarda Cable: Al igual que los protectores de cable, los flejes y platinas guarda cable se utilizan en pozos donde se presume el riesgo que el cable sufra un golpe. Se instalan en cada unión de tubos y protege al cable de potencia de golpes.

En cuanto a las recomendaciones durante la instalación de equipo, tenemos que entre la empresa de taladro y el instalador de la bomba debe existir una muy buena comunicación para evitar errores, golpes en el equipo y hasta lesiones fatales de ambas partes.

La velocidad de bajada ideal recomendada es: Snubbings: 15 tubos por hora. Taladros: 10 Parejas por hora. Taladros de perforación o gabarras: 10 tríos por hora.

4.3 Arranque inicial.

Seteo del arrancador de motor: Para obtener un arranque suave y efectivo de los equipos BES, se emplean los variadores de frecuencia. La reducción de los requerimientos de arranque se consigue a partir de un arranque suave comparado con el arranque típico que produce un panel de frecuencia fija. Un arranque con panel de frecuencia fija toma mas o menos 0,25 segundos para que el motor pase de 0 rpm a las rpm nominales y produce una demanda de corriente de unas 4 a 8 veces la corriente de placa del motor mientras que utilizando un VSD, el tiempo de arranque puede prolongarse hasta unos 7 segundos para comenzar a mover el rotor del motor. A su vez, la corriente puede controlarse en valores de 1,5 veces la corriente de placa del motor.

Variadores de frecuencia: Son dispositivos que transforman una onda de frecuencia y voltaje fijo en una onda de voltaje y frecuencia variable. Entre las ventas del uso de los variadores de frecuencia se encuentran: Arranque suave de los equipos BES, lo que disminuye el riesgo de rotura de

eje. Control de la producción de cada pozo sin necesidad de cambiar la Bomba

de fondo. Manejo controlado del nivel de fluido en cada pozo.

Ecuaciones de selección de equipos de superficie: En corriente alterna,

la potencia efectiva (kilovatios) se obtiene del producto de las amplitudes (cada una con su ángulo) del voltaje y corriente divididos entre 1000. Pero los equipos de medición que se utilizan regularmente, arrojan valores promedio (RMS o root mean square) los cuales no pueden ser multiplicados de forma sencilla para obtener la potencia efectiva, por lo que se ha utilizado la potencia aparente que se expresa en



KVA (Kilo-Voltio-Amperio) para simplificar el estudio eléctrico de los sistemas BES. La potencia aparente se obtiene de la siguiente manera:

P(KVA)= V x I x1.73 / 1000

Donde:

V= Voltaje de placa de motor (expresado en voltios)I= Corriente de placa de motor (expresado en amperios)1.73 Es una constante

Principio de operación de los variadores de frecuencia: La onda alterna trifásica llega a la entrada del Variador donde se rectifica en la sección conversora por medio de diodos o SCR’s según sea el caso. Esta onda queda con ciertos rizos por lo que debe se filtrada por el banco de condensadores, los inductores de enlace y las resistencia de drenaje, lo que forman el bus DC o enlace DC. Esta onda totalmente continua, ahora es invertida nuevamente a una forma semejante a la senoidal o senoidal pura en algunos casos por medio de la sección inversora y filtros de salida (en caso que aplique según el fabricante). En la figura se ilustra las transformaciones que sufre la onda en un VSD.

En cuanto a la programación de una variador de frecuencia, se enumerarán a continuación los parámetros generales más importantes que deben ser adecuados a cada pozo previo a su arranque:

Sobrecarga u OVERLOAD (OL): Establece la máxima corriente que se puede suministrar al motor sin que se active la secuencia de protección. Se calcula en base a la corriente de motor pero se tomando en cuenta la relación de transformación. Viene expresada en amperios:

OL(VSD)=(Imotor x R.T.)



Tiempo de sobrecarga u OL TRIP: Es el tiempo en segundos (1 a 60) para desactivar el equipo con un 150% del valor programado.

VOLTAJE A 60 Hz (V@60Hz): Determina la relación del voltaje de salida por la frecuencia de operación. Default: 480V AC

Frecuencia de Arranque (START FREQUENCY): Determina la frecuencia de salida para el arranque del motor. Cuando el sistema es activado el controlador llegara bastante rápido a la frecuencia calibrada , esta será mantenida durante un periodo de tiempo controlable “SINC DELAY”la programación típica para motores electro sumergibles es de 12 Hz.

Tiempo de sincronización: Es el tiempo en segundos permitido para que el motor incremente el consumo de corriente en la frecuencia de arranque establecida por el “START FREQUENCY”. La calibración típica de este parámetro es de 2 a 5 Seg.

Límite de alta frecuencia: Determina la máxima frecuencia de operación, ajustable de 40 a 120 Hz (según el VSD). Este parámetro no debe exceder los 65 Hz para aplicaciones de ESP ya que resulta dañino para la integridad del equipo electro sumergible.

Límite de baja frecuencia: Determina la mínima frecuencia de operación, es programable de 0 a 60 Hz. En equipos electrosumergíbles, este límite no debe encontrarse por debajo de la frecuencia con la que se produce un flujo adecuado para refrigerar el motor.

Voltaje de refuerzo: Determina el incremento de voltaje de salida con respecto al valor nominal. Esto se utiliza en caso de que el voltaje de operación del motor este por debajo del requerido en superficie. Su valor es ajustable de 0-200 VAC. Default: VBoost= 0 V AC

Límite de corriente (I limit): Limita la máxima corriente de salida del controlador

cuando el equipo se encuentra en operación luego del arranque, es ajustable de 0-150 % de la corriente nominal de salida.

Límite de corriente (I limit sync): Determina la máxima corriente de salida durante el tiempo de sincronismo, puede ajustarse de 0-150% , la calibración inicial sugerida es el 150 % de la corriente de placa.

Tiempo de aceleración (ACCEL TIME) Determina la rampa de aceleración a la frecuencia de salida. Su calibración es ajustable de 5-200 segundos para lograr arranques muy suaves en caso de ser requeridos. Default: Accel time= 12 seg.

Tiempo de desaceleración (DECEL TIME) Determina el tiempo para atenúa la frecuencia de salida en 60 Hz es ajustable de 5-200 Seg. Default: Deccel time= 12 seg.



Voltaje de refuerzo (SYNC): Permite el incremento del voltaje de salida a la frecuencia de arranque establecida durante el tiempo de sincronización. Es ajustable de 0- 200VAC, permitiendo compensar las caídas de Voltaje producidas por las grandes corrientes de consumo en el arranque. Default VBoostSync= 0 V AC.

Frecuencia de operación (Frecuency Command o Set Frecuency): Indica la frecuencia de operación deseada. Debe ser ajustada entre los límites fijados de baja y alta frecuencia anteriormente comentados.

Giro de salida (OUTPUT ROTATION) Permite programar el sentido de rotación de salida del controlador sin necesidad de realizar cambios en el hardware. Este parámetro debe ser muy bien discernido con ayuda de las herramientas de diagnóstico que veremos a continuación.

PARAMETROS DE BAJA CARGA (UNDERLOAD o UL): Controlan la parada y rearranque automático en una condición de baja carga.

UL SET: Determina el valor de corriente antes de activarse la secuencia de baja carga. Se calcula en pozos normales al 15% por debajo de la corriente de operación más baja.

UL RESTART TRIP: Determina el tiempo en minutos antes de intentar un rearranque luego de una condición de baja carga, también este valor determina el tiempo mínimo a transcurrir luego de un rearranque exitoso antes de que el contador de arranques sea llevado a cero.

UL RESTARTS TRIES: Provee el numero de intentos de arranques fallidos permitidos antes de que el controlador sea bloqueado.

UL TRIP: Es el tiempo que transcurre desde que la condición de baja carga es detectada hasta que se detiene el equipo.

Reloj: Cada controlador se encuentra equipado con un reloj en tiempo real que nos proporciona

HORA en formato de 24 Horas

FECHA mostrándonos mes/día. El reloj se debe programar correctamente ya que esto facilita el diagnóstico de fallas en caso de ser necesario.

Registro de eventos: Gracias a la memoria colocada en las tarjetas de control de cada VSD, se tiene acceso a los eventos registrados aportando datos de FECHA, HORA y CODIGO DE FALLAS.

Re-arranque por falla: Determina el numero de rearanques permitidos antes de que el controlador quede bloqueado.

MIN RESTART determina el tiempo en minutos a transcurrir antes de intentar un rearranque



Toma de niveles de fluido estático y dinámico: Para tal fin, se utiliza comúnmente el equipo Echometer, el cual consta de un analizador de onda con un computador portátil, una pistola de gas, cables de conexión y una bombona de CO2. Con este equipo se le inyecta una presión de gas al anular del pozo por medio de una conexión de 2”. El gas a inyectar debe vencer la presión del anular por más de 150 PSI. Se debe cargar el pulmón de la pistola de gas, por medio del computador se libera al casing el gas y cuando el gas rebota a la profundidad donde se encuentra el fluido, retorna una onda acústica de eco que se convierte en eléctrica por el transductor de presión ubicado en la y posteriormente es interpretada por el software de operación.

Toma de presiones en fondo y superficie: Para la toma de presiones en fondo, se emplean sensores de fondo los cuales pueden dar valores de presión de entrada a la bomba o presión de succión, presión de descarga y temperatura de motor. En superficie unos simples manómetros, de 1000 PSI preferiblemente, se emplean para obtener valores de presión en la línea de producción y en el anular. o THP: Presión en la línea de flujoo CHP: Presión en el anularo PIP: Presión de entrada a la bombao PDISCH: Presión de descarga

Toma de parámetros eléctricos en superficie y fondo: Dichos parámetros son un indicativo de que el equipo esté trabajando adecuadamente. Cada equipo tiene unos valores de voltaje y corriente esperados.



o Voltaje y corriente en el variador de frecuencia: Son niveles de baja tensión pero alta corriente. De estos valores igualmente podemos deducir de cómo está trabajando el equipo.

o Voltaje y corriente en el motor: Son niveles de alta tensión y baja corriente. Son tomados en el transformador elevador o caja de venteo y para ello son consideradas ciertas pérdidas o caídas de tensión generadas por largas longitudes de cable de potencia, la profundidad del pozo y la temperatura de fondo.

Elección el sentido de giro correcto: Para obtener la máxima producción y efectividad de un sistema BES, es vital detectar cual es el sentido de giro correcto. Para ello contamos con las siguientes herramientas:o Prueba de cierre o caudal cero: Luego de pasada una hora de la activación del

equipo, se cierra por completo la válvula de la línea de producción que va hacia la estación de flujo por espacio de un minuto (si el incremento de presión lo permite), lo que se conoce como estrangulamiento, con el fin de observar cuanta presión se acumula en el tubing. En el sentido de giro que acumule más presión se toma por el correcto.

o Análisis del conjunto de parámetros: Es importante hacer un compendio de los parámetros de superficie y fondo a la hora de discernir cual es el sentido de giro correcto. Decimos que un pozo esta operativo en su sentido de giro correcto cuando acumula la presión esperada en la prueba de caudal cero, mantiene las corrientes de operación sin observar descensos bruscos, la presión de fondo va disminuyendo a medida que aumenta la frecuencia entre otros.

4.4 Monitoreo de Parámetros Eléctricos e Hidráulicos

Actualmente se cuenta con herramientas muy valiosas para el monitoreo de los sistemas BES, lo que ayuda a prolongar de forma importante la vida útil o run life de dichos equipos. A continuación se nombran las herramientas mas comunes de uso frecuente que se utilizan para dichos monitoreos:

Herramientas de fondo y superficie

o Multímetros digitales y analógicos: proporcionan mediciones de voltaje, corriente, frecuencia, capacitancia, resistencia entre otros. Se emplean para mediciones de equipos activos, en instalaciones de pozos para verificar la integridad de los equipos y el cable de potencia, e incluso en el diagnóstico y prueba de los equipos de superficie y en especial en los variadores de frecuencia.



o Pinza amperométrica: El uso de la pinza es específicamente para medir corriente en equipos operativos. La corriente se mide en serie pero en un equipo activo no se puede desconectar una fase y luego cerrar el circuito para medir la corriente con un amperímetro normal. Por esto el uso de las pinzas es de gran utilidad.

o Manómetros: Miden la presión en las líneas de producción y el anular de cada pozo. Su papel en el monitoreo de los sistemas BES es observar si la bomba tiene una acción de bombeo eficiente en el caso del tubing, y en el caso del casing, observar la presión en al anular y verificar que las válvulas en el cabezal del pozo están alineadas correctamente.

o Equipo de medición de nivel Echometer: La lectura del nivel de fluido es importante ya que podemos controlar la producción del pozo sin poner en riesgo al equipo de un achicamiento y además también se observa si la bomba está aportando de forma eficiente o no. También es magnífico para detectar agujeros en la tubería de producción o también en caso de no tener sensor de fondo, se tienen valores aproximados de la presión del fondo del pozo.

o Sensores de fondo: Proporciona variables de funcionamiento del equipo (temperatura de motor) y del yacimiento (presión de succión y descarga) en intervalos de tiempo cortos entre cada interrogación, que permiten preservar el equipo de recalentamientos, de achicamientos y también controlar la producción del pozo ya que de dichas lecturas se derivan los incrementos y decrementos de frecuencia.

o Separadores de prueba: Si un pozo entrega la producción esperada, es el mejor indicativo de su buen funcionamiento en la mayoría de los casos. La medición de la producción del pozo en estudio es una

herramienta valiosísima y para ello se utilizan los separadores de prueba de cada estación de flujo. para esto también se utilizan los medidores de flujo o flowmeters.



4.5 Diagnóstico mediante la interpretación de cartas amperométricas

Las cartas amperométricas son un gráfico de corriente (alterna en nuestro caso) versus tiempo que puede estar expresado de forma diaria o semanal. Este registro de la corriente ayuda a visualizar si el equipo está trabajando de forma adecuada. Si presenta muchas fluctuaciones o el nivel de corriente esta más bajo o alto de lo normal, algo sucede. A continuación se muestran varios casos de cartas con fluctuaciones y con sus acciones correctivas.

CASO 1

60

5040302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Esta es una carta amperométricanormal.

1

Normal

Arranque

CASO 2

Este es un ejemplo de una carta que parece "normal" a excepción de algunos picos aparentemente aleatorios que la cruzan. ¿Que puede causar un efecto como este?

1

605040302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876

AM

NO

ON

12

3

4

5

6 PM7

9

MID

NIG

HT



60

5040302010

1

2

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876

AM

NO

ON

12

3

4

5

6 PM7

9

MID

NIG

HT

En los pozos BES si el voltaje de entrada disminuye, la corriente en el equipo tiende a incrementarse. Estas sobrecargas periódicas del sistema, podrían ser causadas por el arranque de equipos de alto caballaje conectados al mismo sistema, también por descargas eléctricas (tormentas) cayendo en algún punto del sistema o por fallas en motores de generación en caso de que aplique.

Solución: Corrección de voltaje de entrada.

1

"Picos" por fluctuación del sistema de potencia

Picos

CASO 3

60

5040302010

12

3

4

5

11

10

811

10

9

876 AM

NO

ON

12

34

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Esta es una carta quemuestra un arranque de pozo, seguido de unadisminución gradual del amperaje hasta que la linea se hace muyinestable. Se presenta una drástica caida y comienzauna linea muy suave.

¿Qué está pasando en este equipo?

1

Declinación Gradual

Amperajese

comportaerratico



605040302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Eventualmente ingresarásuficiente gas para bloquear la bomba. Cuando la bomba está bloqueada con gas, el sistema no está succionando ningún fluido pero el motor continua funcionando. Esto puede causar recalentamiento y posterior falla del motor.

Solución: Mejor seteo de Baja Carga y monitoreo con toma de niveles de fluido (o sensor de fondo).

1

Bloqueo por Gas

Punto de bloqueo por gas

En un pozo recién completado, el nivel de fluido es alto. La producción y la corriente son ligeramente altas. A medida que el nivel de fluido baja, la corriente disminuye hasta que el nivel es tan bajo que el gas comienza a entrar en la bomba.

CASO 4

60

5040302010

6 AM

NO

ON

6 PM

MID

NIG

HT

Esta carta muestra unaunidad que arranca y funciona hasta que el equipo se detiene y se repite el ciclo.

¿Qué puede causar unacarta similar a esta?

1



60

5040302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

En este caso la bomba succiona más fluido del que el pozo entrega. La bomba achica el nivel de fluido y el amperaje baja hasta tocar el UL Trip. La unidad se detendrá por Baja carga y rearrancaráautomáticamente cuando se cumpla el restart time en caso de tenerlo habilitado.

Solución: Usar bombeo intermitente (no recomendado), rediseñar la bomba o, en caso de contar con un VSD bajar la frecuencia de operación.

1

Bajo nivelde fluido

Con interferenciade gas

CASO 5

60

50

40302010

12

3

4

5

11

10

811

10

9

876 AM

NO

ON

12

34

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Esta carta muestra un funcionamiento cerca del nivel correcto pero la figura es muy inestable.

¿Qué causa este tipo de cartas?

1



60

50

40302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Esta carta es causada por gas ingresando a la bomba. Para suavizar la línea se recomienda profundizar la bomba. Muchas bombas operan de esta forma . En la medida en que tengamos un buen ajuste de bajacarga, esta condición no tendrá efectos nocivos sobre la bomba.

1

Gas en laBomba

CASO 6

60

50

40302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Esta carta muestra un arranque normal seguido de una reducción gradual de la corriente hasta estabilizarse en alrededor de 20 amperios. Luego la unidad se detuvo por sobrecarga a alrededor de la medianoche.

¿Qué pudo haber sucedido en este caso? 1



60

50

40302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Este es un caso en que la unidad bombea el fluido del pozo hasta el punto en que no hay fluido para producir, pero la unidad continua funcionando sin producir carga hasta que la temperatura aumenta quemando al motor y deteniendo al equipo por sobrecarga. Este es un caso donde la bajacarga fue ajustada a un valor muy bajo. La bajacarga debe ser reajustada a un valor mayor y la unidad rediseñada.

1

U/LAjustada

baja

Corrientesin trabajo

Paro por O/L (Motor Quemado)

CASO 7

60

50

40302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Esta carta muestra un arranque normal seguido por una corriente normal. A las 7:00 AM la corriente comienza a subir hasta que, finalmente, el equipo se detiene por sobrecarga y permanece detenido. No hay rearranquesautomáticos disponibles en condiciones de sobrecarga.

1

AmperajeNormal

Paropor O/L



60

50

40302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Hasta que la causa de la sobrecarga ha sido encontrada, no debe intentarse rearrancar al equipo. Las causas más comunes de sobrecarga son:

1) Incremento en la gravedad del fluido2) Producción de arena3) Incremento en la viscosidad (formación de emulsión)4) Problemas eléctricos o mecánicos en el equipo de subsuelo5) Problemas eléctricos o mecánicos en los equipos de superficie, etc.La instalación completa debe chequearse cuidadosamente.

1

Sobre-carga

CASO 8

60

50

40302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Esta carta muestra un arranque normal seguida de 13 horas de corriente normal. En las siguientes tres horas se observan picos que terminan en un paro por sobrecarga. Esto es seguido por 5 picos entre las 3:00 AM y las 5:00 AM.

¿Qué ha pasado aquí?

1



60

50

40302010

12

3

4

5

11

10

8

11

10

9

876 AM

NO

ON

12

3

4

56 PM7

9

MID

NIG

HT

Esta carta es normal excepto por los rearranques manuales que presenta. Una sobrecarga es causada por algo, y no debemos intentar un rearranque hasta que hayamos descubierto (y resuelto) el problema. Estos rearranques pueden destruir piezas vitales del equipo que aún están sanas. Si la O/L se debe a un motor quemado, estos rearranques pueden cortar al motor en dos, cayendo la porción inferior al fondo del pozo. El resultado seráuna costosa maniobra de pesca.

1

ExcesivosRearranquesmanuales


sistemas de esp

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