UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO DE FACTORES QUE AFECTAN LAS OPERACIONES
DE PRODUCCIÓN Y CAUSAN FALLAS A LOS EQUIPOS ESP
EN UN CAMPO PETROLERO
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
TLGO. ANDRÉS MAURICIO CASTAÑEDA FUENTES
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE MSC
© Universidad Tecnológica Equinoccial, 2015
DECLARACIÓN
Yo, ANDRÉS MAURICIO CASTAÑEDA FUENTES declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO DE FACTORES QUE AFECTAN LAS OPERACIONES DE PRODUCCIÓN Y CAUSAN FALLAS A LOS EQUIPOS ESP EN UN CAMPO PETROLERO”,
que para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por
Andrés Mauricio Castañeda Fuentes, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el Reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
Ing. Fausto Ramos Aguirre
DEDICATORIA
A Diosito por regalarme el milagro de la vida y bendecirme con la culminación de un peldaño más en mi existencia.
A mi esposa Ana Valeria Acosta Sánchez por estar a mi lado, brindarme todo su apoyo y alentarme cada día a ser mejor.
A la prolongación de mi existencia, mi príncipe Benjamín Andrés Castañeda Acosta, eres mi vida y todo lo que hago es para ti.
A mis padres Leonidas Rodolfo Castañeda Flores y Yolanda del Rocío Fuentes Morejón quienes con su infinito amor, paciencia, comprensión y apoyo incondicional son el ejemplo más grande de superación.
A mis hermanos Fernando y Jimmy y a toda mi familia porque sin importar las circunstancias han estado conmigo.
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y su Carrera de Ingeniería en Petróleos por la formación recibida en ese mundo rodeado de cuatro paredes llamado salón de clases.
A mis maestros por el conocimiento impartido y de manera especial al Ing. Fausto Ramos Aguirre, director de tesis, sin su apoyo no habría podido culminar este trabajo de investigación.
A todos muchas gracias.
i
ÍNDICE
PÁGINA
RESUMEN ... xiii
ABSTRACT ... xv
CAPÍTULO I ... 1
1. INTRODUCCIÓN. ... 1
1.1. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN. ... 2
1.1.1. OBJETIVO GENERAL. ... 2
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ... 2
1.2. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO. ... 3
1.3. CAUSAS ... 4
1.4. MARCO REFERENCIAL ... 4
1.4.1. DIFICULTADES MÁS FRECUENTES EN TRABAJOS CON BES ... 5
1.4.1.1. Problemas de producción. ... 5
1.4.1.2. Problemas eléctricos detectados en el monitoreo. ... 6
1.4.1.3. Problemas detectados por el sensor. ... 6
1.4.1.4. Otros problemas. ... 6
1.4.2. DETECCIÓN DE PROBLEMAS ... 6
1.4.2.1. Problemas de producción. ... 6
1.4.2.2. Problemas eléctricos. ... 6
1.4.2.3. Problemas detectados por sensor y VSD. ... 7
ii
2. MARCO TEORICO ... 8
2.1. REQUERIMIENTOS DE UN POZO PARA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. ... 8
2.2. COMPORTAMIENTO DEL POZO. ... 10
2.3. PRESIÓN ESTÁTICA (Pr). ... 10
2.4. PUNTO DE BURBUJA. ... 11
2.5. CURVAS DE AFLUENCIA IPR. ... 11
2.5.1. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP). ... 12
2.5.2. RELACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FLUIDOS (CURVA IPR). ... 13
2.6. COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES. ... 15
2.7. PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD-UP). ... 16
2.8. VOLUMEN TOTAL DE FLUIDOS. ... 17
2.9. COMPONENTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO SUMERGIBLE (ESP O BES) Y SUS APLICACIONES. ... 18
2.9.1. LA BOMBA. ... 18
2.9.1.1. Tipos de bombas dependiendo de los impulsores. ... 20
2.9.1.2. Tipos de bomba según su construcción. ... 22
2.9.1.3. Rango de operación de una bomba. ... 24
2.9.1.4. Nomenclatura de una bomba. ... 27
2.9.2. LA SECCIÓN DE ENTRADA O INTAKE. ... 28
2.9.3. SEPARADOR DE GAS / ADMISIÓN. ... 28
2.9.4. EL MOTOR DE LA BES. ... 30
2.9.5. EL PROTECTOR. ... 31
2.9.6. CABLE DE POTENCIA. ... 33
iii
2.10.1. CONTROLADOR DEL MOTOR. ... 34
2.10.2. CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE. ... 34
2.10.3. SENSORES DE FONDO. ... 35
2.10.4. CAJA DE CONEXIONES. ... 35
2.10.5. TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Y TRIFÁSICOS. ... 35
2.10.6. CABEZAL DE BOCA DE POZO. ... 36
2.10.7. VÁLVULA DE RETENCIÓN... 36
2.10.8. VÁLVULA DE DRENAJE. ... 36
2.10.9. CENTRALIZADORES. ... 37
2.10.10. BANDAS PARA SUJETAR EL CABLE (FLEJES). ... 37
2.10.11. CABLE PLANO DE EXTENSIÓN AL MOTOR ... 37
2.10.12. PROTECTORES DE CABLE PLANO ... 37
2.10.13. RUEDA GUÍA DEL CABLE ... 38
CAPÍTULO III ... 39
3. METODOLOGÍA ... 39
3.1. RECOMENDACIÓN PRÁCTICA API 11 S2 PARA PRUEBAS DE BOMBAS ESP. ... 39
3.2. JUEGO TERMINAL DEL EJE. ... 39
3.2.1. EXTENSIÓN DEL EJE AL TOPE. ... 40
3.2.2. EXTENSIÓN DEL EJE AL FONDO. ... 40
3.3. DEFINICIONES. ... 41
3.3.1. PUNTO DE PRUEBA ACEPTABLE. ... 41
3.3.2. LEYES DE AFINIDAD. ... 41
iv
3.3.4. PUNTO DE MEJOR EFICIENCIA (BEP). ... 42
3.3.5. CABALLOS DE FUERZA DE FRENO (BHP). ... 42
3.3.6. EFICIENCIA (EFF)... 42
3.3.7. TASA DE FLUJO. ... 43
3.3.8. PRUEBA DE FLUJO ABIERTO. ... 43
3.3.9. PRUEBA DE APAGADO. ... 43
3.4. DATOS Y CARTAS: CURVAS DE DESEMPEÑO. ... 43
3.4.1. LA CURVA DE ALTURA DE LA COLUMNA. ... 45
3.4.2. LA CURVA DE POTENCIA AL FRENO (BHP). ... 45
3.4.3. RANGO DE OPERACIÓN RECOMENDADO. ... 45
3.4.4. COLUMNA DINÁMICA TOTAL (TDH). ... 45
3.4.5. CARTAS AMPERIMÉTRICAS. ... 45
3.5. PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS. ... 56
3.5.1. PUNTOS DE PRUEBAS. ... 56
3.5.2. EFICIENCIA. ... 56
3.5.3. CONSIDERACIONES ESPECIALES DE LAS PRUEBAS. ... 56
3.5.4. ORIENTACIÓN DE LA PRUEBA. ... 57
3.5.5. FLUIDO DE PRUEBA. ... 57
3.5.6. TIEMPO DE CORRIDO DE LA PRUEBA. ... 57
3.5.7. VARIACIONES DE VELOCIDAD. ... 57
3.5.8. REQUERIMIENTO DE PRESIÓN DE SUCCIÓN. ... 58
3.5.9. PRESIÓN DE INSTRUMENTACIÓN. ... 58
3.6. CERTIFICACIÓN DE PRUEBAS. ... 59
3.6.1. LÍMITES. ... 59
3.6.2. ACEPTACIÓN. ... 59
v
3.7.1. MEDICIONES DE VIBRACIÓN. ... 61
3.7.1.1. Pruebas de proximidad. ... 61
3.7.1.2. Selección de la Localización de la Medición. ... 61
3.8. CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS. ... 62
3.8.1. SISTEMAS ELÉCTRICOS CON CORTOCIRCUITO. ... 62
3.8.2. SISTEMAS ELÉCTRICOS CON EXCESIVO DESBALANCE DE CORRIENTE. ... 63
3.8.3. SISTEMA ELÉCTRICO OPERANDO CON UNA FASE A TIERRA. 64 3.8.4. EXCESIVO NÚMERO DE ARRANQUES. ... 64
3.8.5. INTERRUPCIONES ELÉCTRICAS. ... 65
3.9. PRUEBAS DE CONTROL. ... 65
3.9.1. REVISIÓN DE LAS CORRIENTES EN EL MOTOR. ... 65
3.9.2. REVISIÓN DE LAS RESISTENCIAS DE AISLAMIENTO DEL MOTOR. ... 66
CAPÍTULO IV ... 67
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS. ... 67
4.1. RECOMENDACIÓN PRÁCTICA PARA PRUEBAS DE BOMBAS ELECTRO SUMERGIBLES ... 67
4.2. TRANSPORTE, MANEJO Y ALMACENAJE DEL EQUIPO ... 67
4.2.1. CABLES. ... 69
4.2.2. CABLES TERMINALES DE EXTENSIÓN DEL MOTOR (PLANOS)…. ... 70
4.3. EQUIPO DE SUPERFICIE Y MISCELANEOS. ... 70
4.3.1. TRANSFORMADORES. ... 70
vi
4.3.3. EQUIPAMIENTO Y ACCESORIOS. ... 71
4.4. PRUEBAS DE RENDIMIENTO. ... 71
4.5. ANÁLISIS DE FALLAS DEL EQUIPO BES. ... 72
4.5.1. EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE OPERACIÓN DEL EQUIPO. ... 72
4.5.2. INSPECCIÓN, PRUEBAS Y DESARMADO DEL EQUIPO. ... 73
4.5.3. INSPECCIÓN EXTERNA DE LOS COMPONENTES... 74
4.5.3.1. Presencia de escala. ... 75
4.5.3.2. Corrosión – erosión . ... 75
4.5.3.3. Daños mecánicos. ... 75
4.6. APLICACIÓN. ... 76
4.6.1. PROBLEMAS. ... 76
4.6.2. REPORTE DE DESARME E INSPECCIÓN. ... 76
4.6.2.1. Bombas. ... 76
4.6.2.2. Intake – Separador . ... 78
4.6.2.3. Protector. ... 78
4.6.2.4. Motor. ... 79
4.6.3. ANÁLISIS DE FALLAS. ... 80
4.6.4. DATOS ADICIONALES. ... 81
4.7. POZO AGUARICO 6... 81
4.7.1. PROBLEMAS MECÁNICOS. ... 81
4.7.2. CAUSAS. ... 82
4.7.3. CAUSAS ELÉCTRICAS. ... 82
4.8. EQUIPO DE FONDO A TIERRA. ... 82
4.8.1. PROBLEMAS DETECTADOS POR EL SENSOR DE FONDO. ... 83
vii
4.8.3. TEMPERATURA ALTA DEL MOTOR... 83
4.8.4. AISLAMIENTO BAJO. ... 84
4.9. ANÁLISIS DE HISTORIALES DE FALLAS DE EQUIPOS ESP . ... 87
4.9.1. ATASCAMIENTO EN BOMBAS POR CARBONATOS DE CALCIO O SULFATO DE BARIO (ESCALA). ... 87
4.9.1.1. Shushufindi 106D. ... 87
4.9.1.2. Limpiezas ácidas y estimulación. ... 88
4.9.1.3. Observaciones al desarme del equipo. ... 89
4.9.1.4. Reporte de servicio técnico. ... 93
4.9.2. ANÁLISIS DE FALLA POZO SSFD 106D. ... 93
4.10. ESTADÍSTICAS DE INTERVENCIÓN DE RIGS DE WORKOVER PARA EXTRAER EQUIPOS BES ... 95
CAPÍTULO V... 101
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 101
5.1. CONCLUSIONES ... 101
5.2. RECOMENDACIONES ... 103
BIBLIOGRAFÍA ... 105
NOMENCLATURA ... 106
GLOSARIO ... 108
viii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 01. Fuerzas que actúan sobre el impulsor 26
Tabla 02. Nomenclatura de las bombas 27
Tabla 03. Tolerancia para los instrumentos utilizados durante la prueba
de una bomba 58
Tabla 04. Límites de pruebas aceptables de la bomba desde las curvas
publicadas 60
Tabla 05. Valores de resistencia de aislamiento medidos entre fase –
tierra 66
Tabla 06. Equipos ESP fuera de servicio 85
Tabla 07. Datos del Pozo Shushufindi 106D 87
Tabla 08. Reporte de servicio técnico 93
Tabla 09. Equipo con falla directa de la bomba 95
Tabla 10. Equipos con falla directa de motor 95
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 01. Bomba y sus componentes 19
Figura 02. Etapa o bomba centrífuga 20
Figura 03. Impulsor radial 21
Figura 04. Impulsor de flujo mixto 21
Figura 05. Impulsor de flujo axial 22
Figura 06. Tipos de bomba según su construcción 22
Figura 07. Bomba de construcción flotante 24
Figura 08. Curva de rendimiento de una bomba 25
Figura 09. Fuerzas que actúan sobre el impulsor 25
Figura 10. Separador de gas rotativo 29
Figura 11. Protector de sello positivo o bolsa 32
Figura 12. Controlador de frecuencia variable 34
Figura 13. Juego terminal del eje 40
Figura 14. Curva de una bomba electro sumergible a 60 Hz 44
Figura 15. Carta amperimétrica: normal 47
Figura 16. Carta amperimétrica: fluctuaciones de energía 48
Figura 17. Carta amperimétrica: bloqueo por gas 48
Figura 18. Carta amperimétrica: descarga de fluido de control 49
Figura 19. Carta amperimétrica: bajo nivel de fluido (Caso I) 50
Figura 20. Carta amperimétrica: bajo nivel de fluido (Caso II) 50
Figura 21. Carta amperimétrica: exceso de ciclos de operación 51
Figura 22. Carta amperimétrica: gas libre en la bomba 51
Figura 23. Carta amperimétrica: apagado inmediato por baja carga 52
Figura 24. Carta amperimétrica: falla en apagado por baja carga 53
Figura 25. Carta amperimétrica: sobre carga 53
Figura 26. Carta amperimétrica: manejo de sólidos 54
Figura 27. Carta amperimétrica: excesivos intentos de arranque 55
Figura 28. Carta amperimétrica: emulsiones o cargas en superficie 55
x
Figura 30. Ubicación del equipo dentro de las cajas 68
Figura 31. Forma correcta de transportar equipos en la plataforma 69
Figura 32. Utilización de la barra de equilibrio al movilizar un carrete con
grúa 69
Figura 33. Movilización del carrete con montacargas 70
Figura 34. Pedazos metálicos del separador 77
Figura 35. Shaft - Tube suelto y consumido. Eje severamente desgastado 78
Figura 36. Curva de rendimiento bomba Reda – Pozo Atacapi 12D 81
Figura 37. Difusor con sólidos que reaccionan con HCl 89
Figura 38. Impulsor con sólidos que reaccionan con HCl 89
Figura 39. Separador de gas con presencia de sólidos en su interior 90
Figura 40. Rotor separador con sólidos adheridos 90
Figura 41. Inductor con sólidos adheridos 90
Figura 42. Bolsa llena con fluido del pozo 91
Figura 43. Zapata con severo desgaste radial 91
Figura 44. Ejes con marcas de desgaste en sector de bujes guías y sello
superior e inferior 92
Figura 45. Sólidos encontrados en cámara intercambiadora 92
Figura 46. Motor: zapatas con marcas de desgaste y calentamiento 92
Figura 47. Base y cabeza de motor con aceite contaminado 93
Figura 48. Fallas en componentes Cía. Schlumberger 99
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación 1. Índice de Productividad (IP) 13
Ecuación 2. Ecuación de caudal, IP constante 13
Ecuación 3. Ecuación de Vogel – IPR 14
Ecuación 4. IP cuando Pwf < Pb 15
Ecuación 5. Ecuación de caudal cuando Pwf < Pb 15
Ecuación 6. Leyes de afinidad 41
Ecuación 7. Eficiencia de la bomba 43
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 01. 114
Reporte de análisis de falla
ANEXO 02. 115
Reporte de análisis de falla
ANEXO 03. 116
Reporte de análisis de falla
ANEXO 04. 117
xiii
RESUMEN
Son cientos los pozos en el Distrito Amazónico que son manejados por la Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos “Petroamazonas EP” y otras extranjeras que utilizan Bombeo Electro Sumergible (BES) como medio de producción de petróleo. Baker-Centrilift, Schlumberger-Reda y General Electric, son las encargadas de suministrar los equipos requeridos y son las responsables de la operación y mantenimiento de cada uno de los componentes del sistema en un determinado pozo.
En el Bombeo Electro Sumergible, cada operación, desde el escogimiento de los componentes, manufactura, funcionamiento, mantenimiento y fallas tienen un proceso, un procedimiento recomendado a seguir con el fin de lograr una mayor eficiencia del sistema en cada aspecto, y, de haber problemas, tratar de solucionarlos y prevenirlos.
Es necesario aplicar de manera correcta cada procedimiento, de este modo obtendremos un beneficio, tanto en el aspecto operativo como en el económico.
El presente trabajo recopila todas las recomendaciones a tomarse en cuenta en una prueba de Bomba Electro Sumergible, que se encuentran en vigencia, una vez publicadas por el American Petroleum Institute (API). Estas recomendaciones prácticas son aquellas consideradas generalmente necesarias para el éxito en la operación del BES.
xiv equipos de fondo, sobrecalentamiento del motor, formación de escala y adherencia de la misma al housing, contaminación del motor con el fluido del pozo, incremento o baja de voltaje, taponamiento de los agujeros de succión, desgaste o erosión del material del equipo, desgaste de las etapas de la bomba, atascamiento del equipo, problema en los empalmes, bajo aislamiento, temperatura altas del motor, entre otros.
También se ofrece una descripción resumida de cada uno de los componentes y su importancia dentro del sistema de Bombeo Electro Sumergible, tanto en superficie como en subsuelo.
Se realiza una descripción de la recomendación práctica dada por el American Petroleum Institute (API) para Pruebas de Bombas Electro Sumergibles y se mencionan explicaciones del procedimiento a seguir en una prueba de bomba.
En lo concerniente a los análisis de fallas, se puntualiza con amplitud los problemas y se sugiere soluciones viables para extender la vida operativa de los equipos BES.
xv
ABSTRACT
There are hundreds of wells in the Amazonian district, which are handled by the Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos “Petroamazonas EP” and other foreign companies who use Electro Submersible Pump (ESP) as a means of oil production. Baker-Centrilift, Schlumberger-Reda and General Electric, are responsible for providing the required equipment and are responsible for the operation and maintenance of each system component in a particular well.
At Electro Submersible Pump, in every operation, from the selection of the components, manufacture, operation, maintenance and failures have a process and recommended procedure to follow in order to achieve greater efficiency of the system in every aspect, and, having problems, try to solve and prevent them.
In ESP operations it is necessary to apply every procedure correctly; this mode will obtain an operating and economic benefit.
This work collects all the recommendations to be taken into account in a test of an Electro Submersible Pump, which are in force, once published by the American Petroleum Institute (API). These practical recommendations are those considered generally necessary for success in the operation of the ESP.
xvi erosion of material from the equipment, wear and tear on the stages of the bomb, binding equipment, problem in the joints under isolation, high temperature of the engine among others.
Also this provides a summary description of each of the components and their importance within the Electric Submersible Pumping system, both surface and subsurface.
It provides a description of the practical recommendation given by the American Petroleum Institute (API) for evidence of Electro Submersible Pumps and mentioned explanations of the procedure to follow in a pump proof.
As regards the analysis of failures, says broadly the problems and suggests feasible solutions pair extend the operational life of the ESP teams.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Las bombas multietapas conocidas como ESP por sus siglas en inglés (Electrical Submersible Pump), se han constituido en el levantamiento artificial más usado en los campos de compañías operadoras privadas, al igual que en los campos de la empresa estatal Petroamazonas EP.
La preferencia frente a otros sistemas de levantamiento artificial, es la adaptabilidad a casi todas las condiciones de producción de un yacimiento, debido a que pueden producir desde 200 hasta 30.000 barriles de fluido por día, a profundidades de hasta 15000 pies de profundidad, con presiones de fondo mayores y menores al punto de burbuja.
Hoy en día contamos con programas de diferentes empresas que nos facilitan el dimensionamiento con mayor precisión de los equipos ESP.
2 Lo que se hace con los controladores de velocidad variable es diseñar una bomba basándonos en ciertas condiciones de flujo, las cuales determinarán dentro de que rango de frecuencia se debe de operar, seleccionando un motor que sea lo suficientemente grande para proveer la potencia (HP) requerida a la frecuencia teórica máxima para la aplicación.
1.1. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.1.1. OBJETIVO GENERAL
Detectar y analizar los daños más frecuentes en las operaciones de producción de pozos de petróleo por BES (Bombeo Electro Sumergible).
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir los componentes del BHA electro sumergible.
Escoger y tabular la información de los pozos que fueron intervenidos por fallas a los equipos BES.
Analizar otras posibles causas de fallas del equipo BES durante la operación.
Describir la Norma 11 S2 de las recomendaciones prácticas consideradas para las operaciones con bombeo electro sumergible de acuerdo a lo dispuesto por el API.
Elaborar un procedimiento de inspección y reparación del equipo electro sumergible.
Realizar un análisis de fallas.
3
1.2. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO
El presente documento pretende visualizar los daños que con frecuencia se presentan en los equipos BES analizando las causas directas e indirectas que lo originaron y definir un procedimiento de operación de estos equipos que redunden en un mayor tiempo de operación en el pozo y consecuentemente, reducir los costos de operación.
Este trabajo se orienta a establecer elementos de juicio para que las empresas productoras mantengan un riguroso manejo en las completaciones e instalaciones de equipos BES dentro de un pozo, con el objetivo de alargar la vida útil del mismo y elevar la rata de producción.
El análisis de los daños más comunes que afectan a equipos BES se enfoca en conocer el por qué de estas fallas y ofrecer recomendaciones que ayuden a solucionar desde la fabricación y la seleccion de cada componente de acuerdo al tipo de fluido a manejarse y capacitar al personal técnico para el seguimiento adecuado durante la operacion en el pozo.
Las bombas centrífugas multietapas, de flujo radial o de flujo mixto, están diseñadas para levantar volúmenes de petróleo y/o agua, con un mínimo de reparaciones y tiempos de parada. El número de etapas en la bomba está determinado por la presión requerida en la cabeza del pozo, la profundidad de levantamiento y el volumen de fluido a ser producido. Adicionalmente, determinar si se cumple la recomendación práctica determinada por las Normas API concerniente al levantamiento artificial para los procesos relacionados a pruebas de bombas BES.
4 a que no se está implementando los correctivos necesarios que conlleven a optimizar el funcionamiento y el tiempo de vida de los mismos.
1.3. CAUSAS
Los problemas en el equipo de Bombeo Electro Sumergible (BES) son producidos por varias causas y se dan desde la fabricación del equipo, fallas relacionadas al diseño, al ensamblaje, manipulación, transporte, almacenamiento del equipo, entre otras; y es debido a: la gran longitud del equipo, mala manipulación del equipo en el momento del izaje hacia la mesa de ensamblaje, mal ensamblaje del equipo en superficie, sobrecalentamiento del motor, presencia de sólidos en el yacimiento, desgaste de las etapas, hueco en la tuberia de producción debido a la presencia de elementos corrosivos, efectos contaminantes del yacimiento (efectos abrasivos y corrosivos), errores humanos (entrenamiento deficiente del personal técnico), inapropiada transportación y manipulación del equipo, inapropiado almacenamiento, falta de supervisión durante la bajada del equipo, fluidos del reservorio, factores climáticos, etc.
1.4. MARCO REFERENCIAL
Para poner un pozo a producir se baja una herramienta para cañonear y se perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae direccionando el fluido del pozo mediante una tubería de menor diámetro conocida como tubing o tubería de producción.
5 de levantamiento artificial, entre estos está el método eléctrico llamado también BES o ESP.
Este sistema BES, está formado por el equipo de fondo y equipo de superficie. El equipo de superficie está constituido por: transformador, tablero de control o variador de frecuencia, arrancadores automáticos, caja de venteo; mientras que el equipo de fondo está constituido por: sensor, motor, separador de gas, sección sellante o protector, bombas y cable de potencia. Cada componente, ya sea del equipo de fondo o del equipo de superficie cumplen un papel muy importante. El equipo de fondo cumple con la función de levantar el fluido a superficie, y el equipo de superficie es el encargado de proveer la energía eléctrica al motor para su funcionamiento.
Durante el monitoreo de los equipos y con ayuda de algunos instrumentos electrónicos, pantalla del variador de frecuencia, pantalla del sensor de fondo, cartas amperimétricas, se logra detectar y evaluar los problemas que están sucediendo en el fondo del pozo. Muchas veces estos problemas implican la remoción del equipo de fondo del pozo (Pulling).
Los problemas más frecuentes con las BES o ESP y que ocurren durante el tiempo de operación, son problemas que pueden ser resueltos de manera inmediata, o problemas que duran algunos días, suspendiendo la producción del pozo para poder cambiar el equipo BES de fondo.
1.4.1. DIFICULTADES MÁS FRECUENTES EN TRABAJOS CON BES
1.4.1.1. Problemas de producción
Pozo con baja producción.
6
1.4.1.2. Problemas eléctricos detectados en el monitoreo
Incremento del amperaje de consumo del equipo de fondo.
Excesivo amperaje de consumo o el equipo no arranca.
Caída brusca del amperaje del equipo de fondo.
Equipo con fases desbalanceadas.
Equipo de fondo a tierra, etc.
1.4.1.3. Problemas detectados por el sensor
Alta vibración.
Alta o baja presión de intake.
Alta temperatura del motor.
Bajo aislamiento, etc.
1.4.1.4. Otros problemas
Problemas de reservorio.
Problemas de pozos, etc.
1.4.2. DETECCIÓN DE PROBLEMAS
1.4.2.1. Problemas de producción
Son detectados durante la prueba y monitoreo de los pozos.
1.4.2.2. Problemas eléctricos
7
1.4.2.3. Problemas detectados por sensor y VSD
Se detectan por el monitoreo de la información de los paneles de superficie de los sensores. Así:
Alta vibración: el sensor nos da lecturas de la vibración expresadas en unidades (g), cuando el equipo alcanza valores sobre los 3g, debemos de tomar medidas correctivas para evitar problemas mayores con el equipo de fondo, de igual manera cuando estos valores son muy variables también es un indicativo de que el equipo está operando inapropiadamente respecto a la vibración.
Alta temperatura del motor: uno de los factores más importantes a controlar es la temperatura de operación del motor, el sensor nos permite visualizar estas temperaturas las cuales deberán estar debajo de la temperatura máxima permisible de operación del motor.
8
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. REQUERIMIENTOS
DE
UN
POZO
PARA
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
La producción es la actividad de la industria petrolera que se ocupa de realizar todos los procesos para llevar el petróleo desde el yacimiento hasta el pozo, y desde éste a la superficie, tratando de extraer la mayor cantidad de fluido al menor costo posible.
Un pozo productor de petróleo es una facilidad conformada por la tubería de producción, el revestimiento, el cabezal del pozo, el reductor, la línea de flujo y algunos accesorios a instalar en la tubería de producción.
Durante la producción primaria, el flujo de fluidos dentro del yacimiento ocurre por energía propia de éste. Usualmente, las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnología más sofisticada.
9 Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones de superficie, es necesario implementar un sistema artificial de producción, acorde a las características del campo. Se debe efectuar un estudio en el que se involucre los diferentes sistemas artificiales, como son: Bombeo Mecánico Convencional (BMC), Bombeo Electro Sumergible (BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), Bombeo Hidráulico (BH) y Levantamiento Artificial por Gas (LAG), los que ayudan a vencer las caídas de presión y mantener el pozo fluyendo.
Incluso sí, con un sistema de producción implementado, existe una baja aportación de hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de presión, o bien, de desplazamiento.
Existen varios parámetros a considerar para la selección del sistema de levantamiento artificial más adecuado, pero en este trabajo sólo se tomarán en cuenta aquellos pozos que utilizarán el sistema de Bombeo Electro Sumergible.
El Bombeo Electro Sumergible ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, sin embargo, por diversas razones no siempre puede resultar ser el mejor método de levantamiento artificial
Una instalación de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso.
10 fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son factores indeseables.
El Bombeo Electro Sumergible trabaja sobre un amplio rango de profundidades y bajo una amplia variedad de condiciones del pozo. Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas – aceite; se distingue porque su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en el fondo del pozo. El sistema opera sin empacador, sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos.
En consecuencia, es posible la aplicación de Bombeo Electro Sumergible en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de producción, alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua – petróleo, y baja relación gas – líquido (RGL). En caso de alta RGL, se puede emplear este método utilizando un separador de gas.
2.2. COMPORTAMIENTO DEL POZO
Los yacimientos de crudo son formaciones de rocas, en donde los espacios vacíos son llenados con petróleo bajo una cierta cantidad de presión. Los yacimientos están clasificados como de: presión natural, alta presión y baja presión. Se han visto casos donde un pozo recién perforado comienza a fluir naturalmente (alta presión). La idea es entender que el yacimiento está presurizado.
11 Es la presión promedio del yacimiento o la presión máxima en la roca. Es una medida de la energía total disponible en el yacimiento. Mientras mayor es la Pr, habrá más disponibilidad de energía para producir los fluidos. La presión estática es el valor inicial de energía. Si perforamos en el yacimiento y comienza la migración de fluidos, la presión declinará a la salida del yacimiento. Si no existe una presión menor en las perforaciones, no habría flujo ya que debe haber un diferencial de presión para que se produzca el movimiento de fluidos.
2.4. PUNTO DE BURBUJA
El petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos que varía de moléculas pequeñas a grandes. Las pequeñas como el metano y etano son gas en condiciones de superficie, pero se pueden disolver en fluido de fondo. Si tomamos el fluido del yacimiento, que inicialmente es todo líquido y bajamos la presión, los componentes pequeños como el metano pueden migrar y formar gas. La presión a la cual las burbujas de gas comienzan a aparecer se llama “Presión de burbuja” (Pb).
Dentro del diseño de cualquier tipo de levantamiento artificial, uno de los primeros pasos y más importante es determinar o estimar la productividad del pozo a la profundidad deseada de operación, esta tasa de producción no debe crear condiciones de agotamiento de nivel o un excesivo nivel de fluido.
2.5. CURVAS DE AFLUENCIA IPR
12 la productividad del pozo a la profundidad deseada de operación.
Esta tasa de producción no debe exceder ni tener agotamiento del nivel del fluido. El régimen de producción se puede determinar por varios métodos:
Índice de Productividad (IP o J): considera el flujo similar al de una sola fase en yacimientos donde Pwf ≥ Pb (todo el gas se encuentra en solución), el comportamiento está determinado por la IP constante.
IPR: donde Pwf < Pb, condiciones en las cuales se genera un flujo bifásico por lo cual no se puede usar correctamente la relación lineal IP. Se determina la relación del comportamiento de afluencia IPR.
Otros métodos han sido desarrollados para calcular el IPR de un pozo, entre ellos el método de Standing para pozos con daño “skin”.
2.5.1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)
El Índice de Productividad IP se define como el caudal de producción en barriles por día que puede lograrse por cada psi de reducción en la presión de fondo del pozo.
El índice de productividad ha sido utilizado para estimar la capacidad de los pozos. Por tanto el IP es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir.
El caudal de producción no siempre cambia según la presión de fondo con producción en forma lineal como parecería suceder en la ecuación del IP.
En resumen el IP puede utilizarse cuando:
13
Las presiones de fondo con producción están por encima del punto de burbuja.
No se dispone de mejores datos.
Se lo representa con la siguiente fórmula:
𝐼𝑃 = 𝑞𝑜
Pr − 𝑃𝑤𝑓 𝑐𝑢𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑃𝑤𝑓 ≥ 𝑃𝑏
[Ec. 1] Donde:
qo = Tasa de flujo, bls
Pr = Presión promedio del yacimiento, psi Pwf = Presión de fondo (al caudal de prueba), psi
Pr – Pwf = Diferencia de presión de fondo (drawdown) (∆P), psi
Valores de IP
IP < 0,5 Bajo 0,5 ≤ IP ≤1,5 Intermedio IP > 1,5 Alto o bueno
Asumiendo un IP constante, podemos transformar la ecuación anterior para resolver nuevas tasas de producción (qo) en base a nuevas presiones de flujo (Pwf):
𝑞𝑜 = 𝐼𝑃 (Pr − 𝑃𝑤𝑓) [Ec. 2]
2.5.2. RELACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FLUIDOS (CURVA IPR)
14 una curva de referencia sin dimensiones que se ha convertido en una herramienta efectiva en la definición del comportamiento de afluencia del pozo. La ecuación empírica desarrollada por Vogel es la siguiente:
𝑞𝑜
𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 = 1 − 0,2 ( 𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟 ) − 0,8 ( 𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟 ) 2
[Ec. 3] Donde:
qo = Tasa de flujo, bls
Pwf = Presión de fondo fluyente, psi
Pr = Presión promedio del yacimiento, psi
qmax = Caudal máximo de producción (a Pwf = 0), bls
En los pozos que producen bajo empuje hidráulico, el IP permanece constante para una amplia variación en la tasa de flujo, de tal forma que ésta es directamente proporcional a la presión diferencial de fondo.
En pozos con alta tasa de flujo o en yacimientos con empuje de gas en solución, la proporcionalidad no se mantiene y el IP disminuye, esto se debe a:
Efecto de la turbulencia por el aumento de la tasa de flujo.
Aumento de la viscosidad con la caída de presión por debajo del punto de burbuja.
Reducción de la permeabilidad debido al daño de formación.
15
𝐼𝑃 = 𝑞𝑜
Pr − 𝑃𝑏 + (1,8) . [1 − 0,2 (𝑃𝑏 𝑃𝑤𝑓𝑃𝑟 ) − 0,8 (𝑃𝑤𝑓𝑃𝑟 ) 2
]
[Ec. 4]
Para calcular cualquier caudal de flujo mayor a qb (donde Pwf < Pb), la ecuación de Vogel se puede expresar de la siguiente manera:
𝑞𝑜 = 𝑞𝑏 + (𝑞𝑚𝑎𝑥− 𝑞𝑏). [1 − 0,2 (𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟 ) − 0,8 ( 𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟 ) 2
]
𝑞𝑜 = 𝑞𝑏 + 𝐼𝑃 . 𝑃𝑏
1,8 . [1 − 0,2 ( 𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟 ) − 0,8 ( 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑟 ) 2 ] [Ec. 5] Donde:
qo = Caudal de flujo a una determinada presión, bls Pwf = Presión de flujo, psi
Pb = Presión de burbuja, psi
qmax = Caudal máximo de producción (a Pwf = 0), bls
La relación de Vogel trabaja bien en pozos con cortes de agua bajo el 50%. Para cortes de agua más altos, se ha desarrollado un método, el cual toma un promedio aritmético de las ecuaciones del IP e IPR para obtener un “IPR Compuesto”.
2.6. COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES
16 agua y gas a futuro; y prever proyectos de recuperación mejorada e implementación de algún tipo de levantamiento artificial en un determinado momento de la vida productiva del campo.
La presión estática del yacimiento (Pr) y la fluyente (Pwf), son obtenidas mediante medidores de presión mecánicos (Ameradas) y Electrónicos (Memory Gages).
2.7. PRUEBAS
DE
RESTAURACIÓN
DE
PRESIÓN
(BUILD-UP)
Cuando las pruebas de producción lo ameritan, es decir cuando el pozo es capaz de producir a flujo natural y tiene un bajo corte de agua, es recomendable tomar presiones fluyentes y estáticas del pozo realizando una prueba de restauración de presión. Si el pozo no fluye, al menos debe tomarse presiones estáticas en el proceso de evaluación de formaciones mediante bombeo hidráulico, en un momento considerado adecuado, con los elementos ubicados con wireline en el BHA, el procedimiento aplicado es similar a lo indicado cuando el pozo se encuentra a flujo natural. Luego se registra la presión de fondo fluyente durante un tiempo que se estime conveniente, el mismo que es aprovechado generalmente para efectuar una prueba de producción del pozo. Concluido el tiempo de flujo, se cierra el pozo y se inicia la restauración de presión del mismo durante cierto tiempo, se sacan los elementos de presión mecánicos o electrónicos a tiempos preestablecidos que normalmente son los mismos que cuando se bajaron, para así registrar las presiones estáticas.
17 El análisis de los Build-up registrados a las arenas productoras de un pozo, es uno de los parámetros importantes del yacimiento, que permite conocer el comportamiento real del mismo, consecuentemente poder adoptar decisiones inmediatas con el objeto de mantener su presión y regular la producción del pozo.
El correcto análisis de los datos obtenidos, es un proceso en el cual el pozo produce un volumen a una cierta presión fluyente y luego se produce un cierre para obtener la presión estática, permitiendo obtener los parámetros básicos del yacimiento para la toma adecuada de decisiones.
Los métodos más comunes para la evaluación son: El método de Horner, MDH y Curvas tipos.
Del análisis de las pruebas de restauración de presión se obtienen los siguientes resultados:
Los pozos han tenido daños muy altos o moderados.
Los parámetros como Pwf, Pr, qo, son los valores más realistas que se utilizan para hacer los respectivos diseños de levantamiento artificial.
Como es lógico el Índice de Productividad Actual (IPA), antes de remover el daño es menor al Índice de Productividad Ideal (IPI). Las pérdidas de presión debido al daño de formación (P skin), cuando tienden a cero, no hay ganancia después de remover el daño.
La pendiente depende del criterio y experiencia del que la interpreta.
2.8. VOLUMEN TOTAL DE FLUIDOS
18 determinar los volúmenes de petróleo, agua y gas libre a producir.
La mayor preocupación es el gas libre en el fluido a producir, ocupa un espacio en el impulsor que es normalmente ocupado por el crudo. Esto reduce la eficiencia volumétrica, lo que significa que si queremos producir 1 barril de petróleo en la superficie, necesitaremos producir más en el fondo.
En conclusión, para obtener un correcto diseño del equipo es necesario considerar todas las propiedades del fluido a producir, Presión, Volumen y Temperatura (PVT), reflexionar las limitaciones físicas y utilizar varias correlaciones.
2.9. COMPONENTES
DEL
SISTEMA
ELÉCTRICO
SUMERGIBLE (BES O ESP) Y SUS APLICACIONES
Los componentes básicos de subsuelo de un sistema de BES son: motor, protector, intake, bomba, cable de conexión del motor y cable de potencia.
Entre los elementos complementarios del sistema están el separador de gas, manejador avanzado de gas AGH y la unidad sensora de presión y temperatura, DMT. Algunos de los accesorios comúnmente usados son válvulas check y bleeder, centralizadores, protectores de cable, “Y” tool, empacaduras, conectores eléctricos y sistemas de inyección de químicos.
2.9.1. LA BOMBA
19 En el difusor, parte de la energía cinética es transformada en energía potencial (altura) por medio de un incremento del área de flujo. Una bomba centrífuga crea presión por medio de la rotación de una serie de álabes en un impulsor.
El alma del sistema BES es la bomba centrífuga, de tipo multietapa, y el número de éstas depende de cada aplicación específica. La geometría de la etapa determina el volumen de fluido que maneja la bomba y el número de etapas determina el levantamiento total generado (TDH). Las bombas se construyen en un amplio rango de capacidades para diferentes tamaños de tuberías de revestimiento.
Cada etapa tiene un impulsor y un difusor. La parte rotativa, el impulsor o impeler, genera fuerzas centrífugas que aumentan la velocidad del fluido (energía cinética), y la parte estacionaria, el difusor, dirige el fluido de la forma adecuada al siguiente impulsor, transformando parte de la energía cinética en energía potencial elevando la presión de descarga.
Figura 01. Bomba y sus componentes
Weatherford, 2006. Electric Submersible Pumping Systems
20 Dependiendo del tipo de etapa, el impulsor tiene de 7 a 9 alabes, los que proveen un movimiento suave al fluido. Además, el número de los alabes siempre es diferente en el difusor que en el impulsor para prevenir la vibración.
Figura 02. Etapa o bomba centrífuga
REDA, 2001. Curso Avanzado de Operaciones BES.
Los impulsores determinan la tasa de flujo que la bomba es capaz de manejar para un diseño específico.
2.9.1.1. Tipos de bombas dependiendo de los impulsores:
Flujo Radial: en bombas centrífugas de flujo radial, la bomba crea un diferencial de presión únicamente por la acción de la fuerza centrífuga sobre el fluido.
Flujo Mixto: en bombas centrífugas de flujo mixto, la bomba crea un diferencial de presión por la acción combinada del impulsor y de la fuerza centrífuga sobre el fluido.
Flujo Axial: en bombas centrífugas de flujo axial, la bomba crea un diferencial de presión únicamente por la acción del impulsor.
21 Los impulsores radiales (panqueca) tienen los ángulos cercanos a 90°, los cuales son encontrados usualmente en bombas de bajas tasas de flujo.
Figura 03. Impulsor radial
ACE INTERNACIONAL, 2013. Curso BES para Operadores de Producción
Un impulsor de flujo mixto tiene los ángulos de los álabes cercanos a 45°, los cuales son usualmente encontrados en las bombas para altas tasas de flujo.
Figura 04. Impulsor de flujo mixto
ACE INTERNACIONAL, 2013. Curso BES para Operadores de Producción
22
Figura 05. Impulsor de flujo axial
ACE INTERNACIONAL, 2013. Curso BES para Operadores de Producción
2.9.1.2. Tipos de bomba según su construcción:
Construcción Flotante: Cada impulsor es libre de moverse hacia arriba y hacia abajo en el eje como si “flotara” en el mismo.
Construcción Compresión: Cada impulsor está rígidamente fijo al eje de tal manera que se mueve solidariamente con el mismo. Todos los impulsores están “comprimidos” conformando un cuerpo rígido.
Figura 06. Tipos de bomba según su construcción
23
Bomba de compresión: todos los impulsores están fijados rígidamente al eje de manera que si un impulsor trata de moverse hacia arriba o abajo, tratará de mover el eje en esa dirección.
Durante el ensamblaje y debido a la gravedad, el impulsor normalmente está descansando en su correspondiente difusor inferior. Por esta razón, el eje de la bomba es “levantado” con espaciadores en el acople de tal manera que el impulsor no toca el difusor en el equipo ensamblado.
Esto hace que todo el empuje desarrollado en el eje de la bomba sea transferido directamente al eje del protector.
Tradicionalmente, este tipo de bomba ha sido usado en aplicaciones con muy alto empuje descendente (ej. bomba con muchas etapas).
Por qué usar bombas de compresión:
Algunas etapas generan demasiado empuje para ser manejado por una arandela de empuje en la etapa.
Algunos fluidos (ej. propano líquido) no tiene suficiente capacidad de lubricación para lubricar la arandela de empuje.
Si hay abrasivos o corrosivos, sería beneficioso manejar el empuje en un área lubricada por aceite de motor en vez del fluido del pozo.
Ocasionalmente en pozos con mucho gas, el volumen de flujo cambia tan drásticamente dentro de la bomba que una parte de una bomba de flotación podría estar con severo empuje descendente, mientras que otras no. Una bomba de compresión podría mejorar esta situación.
24
Bomba de flotación: en vista que los impulsores flotantes son libres de moverse en el eje, hacia arriba o hacia abajo, lo único que lo detiene es el difusor superior o el inferior. Las “arandelas de empuje” son usadas para proveer, en todos los pares de superficie entre el impulsor y el difusor, para absorber el empuje generado.
Figura 07. Bomba de construcción flotante
ACE INTERNACIONAL, 2013. Curso BES para Operadores de Producción
Por qué usar bombas de flotación:
En vista que cada etapa maneja su propio empuje, un gran número de etapas se puede poner en una bomba sin tener que preocuparse acerca de la capacidad del cojinete de empuje del protector.
Las bombas de flotación son muy buenas en ambientes medianamente abrasivos, ya que previenen que los sólidos entren a la zona del cojinete radial.
Las bombas de flotación son más flexibles bajo el punto de vista de manufactura, ya que la tolerancia acumulada no es un problema.
El ensamblaje en el campo no requiere espaciamiento.
2.9.1.3. Rango de Operación de una bomba
25
Figura 08. Curva de rendimiento de una bomba
ACE INTERNACIONAL, 2013. Curso BES para Operadores de Producción
Para determinar si una bomba está operando en Downtrhust o en Uptrhust
tenemos que volver a revisar el impulsor de la bomba y otro concepto adicional conocido como empuje en las etapas de la misma: un Impulsor tiene tres fuerzas actuando sobre él. La suma de estas tres fuerzas es el empuje total.
Figura 09. Fuerzas que actúan sobre el impulsor
26 Veamos cuales son estas fuerzas:
Fuerza Dirección del esfuerzo
Gravedad actuando sobre la masa
del eje y del impulsor Siempre descendente
La fuerza neta resultante del diferencial de presión actuando
sobre la etapa
Puede ser descendente o ascendente o cero (cero ocurre a
flujo abierto – sin presión a la descarga)
La fuerza del momento del fluido entrando en la etapa
Puede ser ascendente o cero (cero ocurre a la presión de cierre – o
condiciones de no flujo)
Tabla 01. Fuerzas que actúan sobre el impulsor
ACE INTERNACIONAL, 2013. Curso BES para Operadores de Producción
En general, mayores diámetros de impulsor generarán mayor empuje descendente que impulsores más pequeños para la misma tasa de flujo, porque tienen una superficie más grande sobre la cual la diferencia de presión puede actuar. También tienen más masa.
El método de manejo del empuje ejercido por la bomba varía dependiendo del tipo de construcción del impulsor: Compresoras o Flotantes
Sin embargo, no solamente el empuje es producido en los impulsores. También por el diámetro que tiene el eje, éste sufre un empuje producto de una fuerza descendente dado por el peso de la columna de fluido.
Por lo anterior, el empuje total será la suma del empuje en el impulsor y el del eje.
27
En la bomba de compresión, no podemos separar el empuje del impulsor y el del eje, ya que forman un solo cuerpo integrado.
Las bombas de gran diámetro tienen ejes de mayor diámetro, por lo tanto, para una misma cantidad de trabajo ellas tienen mayor empuje en el eje.
Por otro lado, las bombas de mayor diámetro, pueden y deben usar protectores más grandes los cuales pueden manejar cargas de empuje mucho más altas.
Debemos considerar el empuje del eje de una bomba de construcción flotante o el empuje total de una bomba de una bomba de compresión cuando se selecciona el protector.
El operar una bomba fuera del rango requiere una bomba y motor más grandes así como más electricidad para la operación.
2.9.1.4. Nomenclatura de una bomba
La descripción numérica se usa para referirse a la tasa de flujo de las bombas en el punto de mejor eficiencia en barriles por día (BPD). Cada fabricante identifica la serie con una letra, seguida de otras letras o números que corresponden al modelo.
Serie Centrilift SLB
338 DC A
400 F D
513 G G
562 K HN
675 HC J
875 I M (862)
1025 J P (1125)
Tabla 02. Nomenclatura de las bombas
28 Ejemplo:
Una bomba DN1300 (SLB) define:
D = Serie 400; por lo tanto, 4” de diámetro externo
N = El material de la etapa, en este caso es Ni – resist
1300 = Tasa de flujo en el punto de mejor eficiencia (BEP) (60 Hz : 3500 RPM) en barriles por día
2.9.2. LA SECCIÓN DE ENTRADA O INTAKE
Lo ideal sería que un pozo produzca con una presión de sumergencia superior a la presión de burbujeo, para mantener los gases en solución a la entrada de la bomba. Sin embargo, esto normalmente no ocurre, por lo cual los gases deben separarse del fluido mediante un separador de gas antes de la entrada de la bomba para alcanzar una máxima eficiencia del sistema.
2.9.3. SEPARADOR DE GAS / ADMISIÓN
La función del separador de gas es para proporcionar una vía para el fluido del pozo hacia la bomba, pero también separa y elimina el gas antes que llegue a la bomba. El gas en un pozo sale de la solución en forma similar a como el CO2 sale como burbujas de un refresco cuando se quita la tapa.
Cuando la presión del fluido disminuye suficientemente, el gas comienza a salir de la solución. El gas no es necesariamente bueno para la bomba. Las burbujas de gas ocupan un espacio valioso en el impulsor y los pasajes de flujo.
29
Pérdida de producción
Ciclos de encendido y apagado por la insuficiente carga sobre el motor.
Los separadores de gas son también secciones de entrada pero tienen algunos componentes adicionales diseñados para evitar el paso de gas libre hacia la bomba.
El Separador de Gas Rotatorio, es el más efectivo, utiliza la fuerza centrífuga para el proceso de separación.
Un inductor en forma de taladro proporciona elevación (presión) sobre el fluido. A medida que el fluido sube en el separador, las paletas en el conjunto del inductor fuerzan al fluido más denso a ir hacia fuera, mientras el gas menos denso tiende a moverse hacia el diámetro interno del eje. El fluido más pesado entonces es conducido por orificios en el cabezal hacia el diámetro interno de la bomba y el gas menos denso es dirigido a través de otro conjunto de orificios hacia el exterior del separador, y de nuevo dentro del anillo del pozo.
Figura 10. Separador de gas rotativo
30
2.9.4. EL MOTOR DE LA BES
Es un motor eléctrico colocado en la parte inferior del sistema, recibe la energía desde una fuente superficial, a través del cable. Son motores de inducción, trifásicos, tipo jaula de ardilla, con dos polos. Estos motores giran a 3475 rpm a 60 Hz; están llenos completamente de aceite mineral altamente refinado o con aceite sintético, el cual lubrica los cojinetes y provee resistencia dieléctrica y conductividad térmica para disipar el calor generado hacia el housing del motor. El voltaje de diseño y operación de estos motores puede ser tan bajo como 230V, o tan alto como 5000V. Los requerimientos de amperaje pueden variar entre 12 y 110Amps. El motor puede ser utilizado con corriente alterna a 60 Hz o 50 Hz. La cantidad de HP simplemente incrementará la longitud del motor.
El motor consta de rotores, usualmente de 12 a 18 pulgadas de largo, montados sobre un eje y ubicados en un campo magnético (estator) construido dentro del housing.
Los motores están disponibles en cinco series diferentes: 375, 456, 540, 562 y 738 para aplicaciones en pozos con casing de diámetro externo de 4.50",5.50", 6.625", 7.00", 8.625” y mayores, respectivamente.
El comportamiento de los motores cambia de acuerdo a la carga a la que están sometidos. Cada tipo de motor tiene sus curvas de rendimiento de velocidad, factor de potencia, eficiencia y amperaje en función del porcentaje de carga.
31 Se dispone de diferentes tipos de motores para cubrir la demanda en diferentes tipos de aplicaciones y condiciones de operación. El rango de potencia de los motores cubre aplicaciones desde 7.5 HP hasta 1,170 HP en casing de 7 pulgadas.
Los factores que se consideran en el proceso de selección del motor incluyen:
Serie del motor,
Tipo de motor,
Configuración del motor, voltaje, amperaje, sección simple o tándem.
Características de operación a las condiciones de diseño y máxima temperatura de operación del motor.
En la selección del aceite a usarse intervienen tres factores principales: la temperatura de fondo (BHT), la temperatura de operación del motor (MOT) y la potencia del motor. En ciertas condiciones también la temperatura ambiente puede ser decisiva.
2.9.5. EL PROTECTOR
El Protector está ubicado entre el intake de la bomba y el motor. Tiene tres funciones principales:
Proveer un sello y equilibrar las presiones interna y externa para evitar que el aceite del motor sea contaminado por el fluido del pozo, actuando también como un reservorio de aceite para el motor.
Soportar la carga axial (empuje) desarrollada por la bomba.
32 El diseño de laberinto utiliza la diferencia entre gravedad específica de los fluidos del pozo y el aceite del motor, por lo que están separados aunque estén en contacto.
La cámara del laberinto está aislada de la rotación del eje por un tubo exterior al eje, por lo tanto no se mezcla cuando gira la unidad.
Hay aplicaciones donde el sistema de laberinto no es aplicable. Por ejemplo, en casos donde el fluido del pozo es más liviano que el aceite del motor, el aceite del motor iría al fondo de la cámara y sería desplazado rápidamente por el fluido del pozo.
Los protectores de laberinto tampoco deben ser aplicados en pozos horizontales o altamente desviados. El diseño de la separación de la gravedad requiere que la unidad esté en posición vertical, o casi vertical. Mientras mayor es el ángulo, menor será la capacidad de expansión del aceite.
Para aplicaciones donde las gravedades específicas del fluido del pozo y del aceite de motor son similares o en pozos bastante desviados, se utilizan protectores de "sello positivo" ó "bolsa", los cuales mantienen separados físicamente los dos fluidos.
Figura 11. Protector de Sello Positivo o Bolsa REDA, 2001. Curso Avanzado de Operaciones B.E.S.
Labolsaadaptasu volumencomo seanecesarioyal mismotiempo mantienelosdos fluídosfísicamente separados.
33 Este tipo de protectores utilizan una bolsa, la cual está hecha de un elastómero de alta temperatura y alto rendimiento que puede resistir las severas condiciones típicamente encontradas en los pozos de petróleo. La bolsa mantiene el fluido del pozo en el exterior y el aceite limpio del motor en el interior.
Cuando el aceite del motor se expande o se contrae, la bolsa simplemente se infla o se contrae para adaptarse al cambio de volumen.
Se debe tener cuidado en las aplicaciones de este tipo de protector en pozos con fluidos que contienen químicos o que son tratados continuamente con químicos, ya que esto produce que la goma se dañe. Si el sello positivo se rompe, el motor puede ser contaminado fácilmente con el fluido del pozo.
2.9.6. CABLE DE POTENCIA
La potencia es transferida al motor electro sumergible por medio de un cable de potencia trifásico, el cual se fija a la tubería de producción por medio de flejes o con protectores sujetadores especiales. Este cable debe ser pequeño en diámetro, bien protegido de la exigencia mecánica y resistente al deterioro de sus características físicas y eléctricas por efecto de los ambientes calientes y agresivos de los pozos.
34
2.10. ACCESORIOS, CONTROL ELÉCTRICO Y EQUIPO DE
SERVICIO
2.10.1. CONTROLADOR DEL MOTOR
Es un dispositivo de protección y control de operación, que consiste en: arrancador del motor, protección por sobrecarga y baja carga, una llave manual para desconectarlo, retardo de tiempo y amperímetro registrador.
2.10.2. CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE
Por lo general hay pozos que trabajan a velocidad constante para un mismo ciclaje; pero en otros casos, otros pozos son dinámicos en cuanto a parámetros de presión de fondo, producción, relación gas – aceite y otros.
El controlador de velocidad variable permite alterar la frecuencia del voltaje que alimenta al motor y por lo tanto modificar su velocidad. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 Hz a 90 Hz, lo que implica su amplio rango de velocidades y por lo tanto, los caudales que son posibles manejar. Una alta frecuencia incrementa la velocidad del motor, el caudal y la presión; una baja frecuencia, los disminuye.
35
2.10.3. SENSORES DE FONDO
Existen diferentes tipos de dispositivos que tienen la capacidad de monitorear continuamente la presión de fondo de pozo a la profundidad de operación de la bomba, determinar la temperatura de pozo y operación y detectar fallas eléctricas, tales como cortos a tierra.
Este sistema no requiere cables especiales, dado que todas las señales son enviadas a los instrumentos de superficie a través del cable de potencia regular.
2.10.4. CAJA DE CONEXIONES
Llamada caja de venteo, cumple las siguientes funciones:
Provee un venteo a la atmósfera para que el gas pueda migrar a la superficie por el interior del cable de potencia del pozo.
Provee un lugar donde conectar el cable de potencia que viene del controlador, con el cable de potencia que viene del pozo.
2.10.5. TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Y TRIFÁSICOS
La distribución de la energía eléctrica en los campos petroleros se realiza generalmente a voltajes intermedios, como 6000 voltios o más. Debido a que el equipo BES funciona con voltajes entre 500 y 4000 voltios, se requiere la variación del voltaje de distribución.
36 alto voltaje hasta el requerido en superficie.
2.10.6. CABEZAL DE BOCA DE POZO
Este elemento soporta todo el peso del equipo ESP de fondo (motor, sello, cable) y la tubería de producción (tubing). El cabezal de boca de pozo está equipado con un dispositivo que permite sellar positivamente alrededor del cable y el tubing, para evitar las fugas de gas.
2.10.7. VÁLVULA DE RETENCIÓN
Se puede usar una válvula de retención (check) para mantener una columna completa de fluido sobre la bomba; generalmente ubicada de 2 a 3 tramos de tubería por encima de la descarga de la bomba, para mantener una columna llena de fluido sobre la bomba; si la válvula de retención no ha sido instalada, cuando la bomba se detenga, la pérdida de fluido desde el tubing a través de la bomba puede originar una rotación en reversa de la unidad sumergible. Si se intenta poner en marcha durante esta rotación inversa, se puede quemar el motor o el cable, o romper el eje. En aquellas instalaciones donde no se use válvula de retención, se debe dar bastante tiempo al fluido como para que equilibre niveles a través de la bomba antes de intentar re-arrancar.
2.10.8. VÁLVULA DE DRENAJE
37
2.10.9. CENTRALIZADORES
Se utilizan para centrar el motor y la bomba a efectos de tener un buen enfriamiento, y en algunos casos para impedir que el cable se dañe por rozamiento contra la pared del pozo. También los centralizadores ayudan a prevenir que se dañe el recubrimiento especial para corrosión durante la instalación.
Si se usan centralizadores, estos deben permanecer fijos, que no giren o se muevan hacia arriba o hacia abajo en el tubing.
2.10.10. BANDAS PARA SUJETAR EL CABLE (FLEJES)
Los flejes se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería de producción. Se utiliza generalmente un intervalo de 15 pies entre los flejes. También se utilizan los flejes para fijar el cable de extensión del motor a la bomba y al sello; se recomienda el uso de un fleje cada 18 pulgadas y el empleo de guarda cables para máxima protección.
2.10.11. CABLE PLANO DE EXTENSIÓN DEL MOTOR
El cable plano de extensión del motor pasa desde el motor a lo largo de la sección sello, el separador de gas, y la bomba, más un mínimo de 6 pies por encima de la cabeza de descarga de la bomba. Se utiliza el cable plano debido al limitado espacio anular entre el diámetro exterior del equipo y el diámetro interior de la tubería de revestimiento, aunque, si el espacio existe, existe también cable redondo.
2.10.12. PROTECTORES DE CABLE PLANO
38 Son para proteger el cable plano, con una longitud de por lo menos igual a la longitud de la bomba más 9 pies.
2.10.13. RUEDA GUÍA DEL CABLE
39
CAPÍTULO III
3. METODOLOGIA
3.1. RECOMENDACIÓN PRACTICA API 11 S2 PARA
PRUEBAS DE BOMBAS ESP
La recomendación práctica API 11 S2, cubre las pruebas de aceptación a seguir fijadas como especificaciones mínimas de bombas eléctricas sumergibles.
Esta recomendación práctica, provee líneas de guía y procedimientos para cubrir las pruebas de desempeño de las bombas eléctricas ESP para establecer la consistencia del producto.
De acuerdo con lo establecido en ésta recomendación práctica, la desviación de las curvas de rendimiento de la bomba se comparan con las curvas patrón del catálogo.
La siguiente prueba de aceptación es recomendada para asegurarse que las bombas han sido correctamente manufacturadas y ensambladas.
3.2. JUEGO TERMINAL DEL EJE
Es el máximo desplazamiento axial permitido, medido desde el tope de la cara de la brida de la cámara de sellado al final del eje.
40 eje empujado hacia abajo, de tal manera que la zapata de empuje esté firmemente contra la rolinera de empuje inferior).
La segunda medida se toma desde la cara de la brida al final, (se toma con el eje empujado totalmente hacia arriba, de tal manera que la zapata de empuje esté firmemente contra la rolinera de empuje superior).
La diferencia entre ambas medidas es el juego terminal del eje; estas medidas son tomadas en todos los componentes del sistema de Bombeo Electro Sumergible durante el procedimiento de ensamblaje y cada medida tomada tiene un rango de permisión ajustada a las especificaciones del manufacturero.
Figura 13. Juego Terminal del Eje
API, 2000. Manual de Recomendaciones Prácticas para B.E.S.
3.2.1. EXTENSIÓN DEL EJE AL TOPE
Se mide desde la cara de la brida de tope al final del eje con el eje en posición hacia arriba. Esta medida deberá estar dentro de las tolerancias especificadas por el manufacturero.