UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS DESCRIPTIVO DEL DESEMPEÑO DE LAS BOMBAS
ELECTRO SUMERGIBLES CENTRÍFUGAS EN EL BLOQUE 16,
POZOS DAIMI A-3 Y DAIMI A-10
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
GABRIELA YOLANDA VEGA ZABALA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE
DECLARACIÓN
Yo, GABRIELA YOLANDA VEGA ZABALA, 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.
______________________________
Gabriela Yolanda Vega Zabala
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis Descriptivo del desempeño de las Bombas Electro Sumergibles Centrífugas en el Bloque 16, Pozos Daimi A-3 y Daimi A-10”, que, para aspirar al título de Tecnóloga de Petróleos fue desarrollado por Gabriela Vega, 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
DIRECTOR DEL TRABAJO
DEDICATORIA
A Dios, verdadera fuente de amor y sabiduría.
A Ana, mi madre, cuyo vivir me ha mostrado que en el camino
hacia la meta se necesita de la dulce fortaleza para aceptar las
derrotas y del sutil coraje para derribar miedos.
A Carlos, mi padre, porque gracias a él sé que la dedicación
se la debe vivir como un compromiso de dedicación y esfuerzo.
A mis hermanas, por su paciencia, compresión y palabras de
aliento, mil gracias por siempre estar a mi lado.
A mis primos y amigos, con quienes he compartido tantos
gratos momentos y me han ayudado directa o indirectamente a
culminar este Trabajo de Tesis.
Gracias a todos ustedes es que hoy veo alcanzada
una de tantas metas propuestas.
AGRADECIMIENTO
A mi Padre Celestial, por haber sido mi luz y
mi guía en todos los momentos de mi vida.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y a la Carrera de Petróleos,
por los conocimientos impartidos y soporte institucional.
Al Ing. Fausto Ramos Aguirre por su ayuda incondicional,
quién me guió de principio a fin en el desarrollo de este proyecto.
A mis Padres y Hermanas por alentarme para llegar hasta
el final sin desmayar en el intento.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN xv
ABSTRACT xvi
CAPÍTULO I 1
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 3
1.2 JUSTIFICACIÓN 3
1.3 OBJETIVOS 4
1.3.1 Objetivo General 4
1.3.2 Objetivos Específicos 4
CAPÍTULO II 5
2. MARCO TEÓRICO 5
2.1 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE CENTRÍFUGA 5
2.1.1 Componentes 5
2.1.1.1 Impulsor 6
2.1.1.2 Difusor 7
2.1.1.3 Etapa de una bomba 7
2.1.1.4 Eje 8
2.1.4.3.1 Empuje hidráulico 16 2.1.4.3.2 Empuje del eje 18 2.1.4.4 Potencia Hidráulica (Hydraulic HP) 19 2.1.4.5 Potencia al freno (Brake HP) 19
2.2 EQUIPO DE SUPERFICIE 19
2.2.1. Variador de Frecuencia (VSD) 19 2.2.1.1 Efectos del Variador en las Bombas Centrífugas 21 2.2.1.2 Efectos del Variador en el Motor 21 2.2.1.3 Combinación de motor, Bomba y VSD 22 2.2.1.4 Limitación en el eje de la Bomba 23
2.2.1.5 Vibración 23
2.2.1.6 Uso del Variador de Frecuencia (VSD) 25 2.2.2 Transformador de Frecuencia 25 2.2.3. Arrancador Directo (Switchboard) 26
2.3 EQUIPO DE FONDO 27
2.3.1 Separador de Gas 27
2.3.1.1 Componentes 28
2.3.1.2 Teoría de Operación 29
2.3.2 Sección Sellante 30
2.3.2.1 Componentes 30
2.3.2.2 Funciones básicas de la sección sellante o protector 32 2.3.3 Motor Eléctrico Sumergible 32
2.3.3.1 Componentes 32
2.3.5.1 Tipos de Cables 36 2.3.5.2 Configuración del Cable 37 2.3.5.3 Desbalance de voltaje 38 2.3.5.4 Cable de extensión 38 2.3.5.5 La caída de voltaje en el cable 39 2.4 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO 40 2.4.1 Presión en el Reservorio 40 2.4.2 Temperatura en el Reservorio 40
2.4.3 Porosidad 41
2.4.4 Permeabilidad 43
2.4.4.1 Factores que afectan la permeabilidad 43 2.5.5 Relación entre Porosidad y Permeabilidad 44 2.5 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO 45
2.5.1 Agua 45
2.5.2 Petróleo 46
2.5.2.1 Color 46
2.5.2.2 Olor 46
2.5.2.3 Sabor 47
2.5.2.4 Peso específico 47
2.5.2.5 Viscosidad 47
2.5.2.6 Solubilidad 47
2.5.2.7 Poder calorífico 48
2.5.3 Gas 48
2.6.1.2 Petróleos Nafténicos o Aromáticos 48 2.6.1.3 Petróleos Asfalténicos 49 2.6.1.4 Petróleos de Base Mixta 49 2.6.2 Por el contenido de Azufre 49
2.6.2.1 Petróleo dulce 49
2.6.2.2 Petróleo medio 49
2.6.2.3 Petróleo agrio 49
2.6.3 Según la gravedad API 49 2.6.4 Por el factor Kuop 50 2.7 PROPIEDADES DEL PETRÓLEO. PARÁMETROS PVT 50 2.7.1 Factor de volumen del petróleo 51 2.7.2 Factor de volumen del gas 51 2.7.3 Factor de volumen del agua 52
2.8 PERDIDAS POR FRICCION 52
2.8.1 Pérdidas por fricción en las tuberías 52 2.8.1.1 Número de Reynolds 54 2.8.2 Pérdidas por fricción en los accesorios 55 2.9 FUNDAMENTOS DEL POZO PARA EL DISEÑO DE BOMBAS 55
2.9.1 Dimensionamiento 56
2.9.1.1 Diámetro del Pozo 56 2.9.1.2 Casing o Tubería de Revestimiento 56 2.9.1.3 Tubing o Tubería de Producción 56 2.9.1.4 Profundidad del Pozo 57
2.9.1.5 Tipos de Pozos 58
2.9.2.1 Densidad 60
2.9.2.2 Gradiente 60
2.9.2.3 Gravedad Específica 60
2.9.2.4 Viscosidad 61
2.9.2.5 Presión 62
2.9.2.5.1 Presión Manométrica 62 2.9.2.5.2 Presión Atmosférica 62 2.9.2.5.3 Presión Absoluta 63 2.9.2.6 Presión en Cabeza (Head) 63 2.9.2.7 Presión de Ingreso de la Bomba (PIP) 64
2.9.2.8 PIP requerida 65
2.9.2.9 PIP disponible 66
2.9.2.10 Flujo de Fluido 66 2.9.2.11 Fricción en la tubería 66 2.9.3 Características de los Fluidos de Producción 67 2.9.3.1 Fluidos de Producción Gaseosos 68
2.9.4 Desempeño del Pozo 69
2.9.4.1 Indice de Productividad (IP) 70 2.9.4.2 Relación del Desempeño de Entrada (IPR) 70
2.9.4.3 Temperatura 72
2.9.4.3.1 Temperatura de Fondo de Pozo (BHT) 72 2.9.4.3.2 Temperatura de Fluido de Superficie 72
2.9.4.4 Pruebas de Pozo 73
2.10 DIMENSIONAMIENTO DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
CENTRÍFUGA 73
2.10.1 Datos Básicos 73
2.10.1.1 Datos del Pozo 74 2.10.1.2 Datos de Producción 74 2.10.1.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo 75 2.10.1.4 Fuentes de Energía 75 2.10.1.5 Posibles Problemas 75 2.10.2 Pozos de Alto Corte de Agua 75
CAPÍTULO III 78
3. METODOLOGÍA 78
3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 78
3.2 ESTRATIGRAFÍA DEL BLOQUE 16 79 3.3 PRINCIPALES RESERVORIOS DEL BLOQUE 16 80 3.3.1 Arenisca Basal Tena 80
3.3.2 Arenisca M1 80
3.3.3 Arenisca U 81
3.3.4 Arenisca T 81
3.3.5 Arenisca Hollín 82
3.4 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPO ESP PARA EL POZO DAIMI A3 82
3.4.1 Datos del Pozo 82
3.4.2 Datos de Producción 83 3.4.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo 83 3.4.4 Fuentes de Energía 83 3.4.5 Posibles Problemas 84
3.4.7 Determinación de la Presión de Entrada de la Bomba 84 3.4.8 Carga Dinámica Total 86
3.4.9 Tipo de Bomba 87
3.4.10 Motor y Sección Sellante 91 3.4.11 Cable de Potencia 92 3.4.12 Accesorios y Equipos opcionales 94 3.5 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPO ESP PARA EL POZO DAIMI
A-10. 95
3.5.1 Datos del Pozo 95
3.5.2 Datos de Producción 95 3.5.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo 96 3.5.4 Fuentes de Energía 96 3.5.5 Posibles Problemas 96 3.5.6 Determinación de la Presión de Entrada de la Bomba 96 3.5.7 Carga Dinámica Total 98
3.5.8 Tipo de Bomba 99
3.5.9 Motor y Sección Sellante 102 3.5.10 Cable de Potencia 102 3.5.11 Accesorios y Equipos opcionales 103
CAPÍTULO IV 104
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 104
4.1TASA DE FLUIDO PROMEDIO DEL POZO DAIMI A-3. 104 4.2 ESPECIFICACIONES DE LA BOMBA INSTALADA EN EL POZO DAIMI A-3 AL INICIO DE LA PRODUCCIÒN 105 4.3 ESPECIFICACIONES DEL NUEVO EQUIPO PARA EL POZO DAIMI
4.4 TASA DE FLUIDO PROMEDIO DEL POZO DAIMI A-10. 106 4.5 ESPECIFICACIONES DE LA BOMBA INSTALADA EN EL POZO DAIMI A-10 AL INICIO DE LA PRODUCCIÒN 107 4.6 ESPECIFICACIONES DEL NUEVO EQUIPO PARA EL POZO DAIMI
A-10. 107
CAPÍTULO V 108
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 108
5.1 CONCLUSIONES 108
5.2 RECOMENDACIONES 109
6. ANEXOS 110
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Tabla de Conversión de Gravedad API 61
Tabla 2. Tipos de Presiones 62
Tabla 3. Coordenadas UTM del Bloque 16 79
Tabla 4. Rangos de Operación de las Bombas 89
Tabla 5. Tipos de Motor ESP 92
Tabla 6. Caídas de tensión de los cables 93
Tabla 7. Tasa de Fluido Promedio del Pozo Daimi A-3 104
Tabla 8. Especificaciones de la Bomba Instalada en el pozo
Daimi A-3 105
Tabla 9. Especificaciones de la Bomba Diseñada 105
Tabla 10. Tasa de Fluido Promedio del Pozo Daimi A-10 106
Tabla 11. Especificaciones de la Bomba instalada en el pozo
Daimi A-10 107
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Corte de una Bomba ESP 5
Figura 2. Ilustración de un impulsor y subcomponentes 6
Figura 2.1. Ilustración de un difusor 7
Figura 2.2 Etapa de una Bomba ESP 7
Figura 2.3. Corte transversal de una etapa de Bomba ESP 8
Figura 2.4. Corte transversal de un eje ensamblado a la bomba 9
Figura 2.5 Dirección del fluido dentro de una etapa 10
Figura 3. Diseño de etapas de bombas para flujo radial (izq.) 11
y mixto (der)
Figura 4. Curva de la Bomba 14
Figura 5. Fuerzas que actúan en un impulsor 16
Figura 6. Curva de los empujes que actúan sobre una bomba 17
Figura 7. Corte de un impulsor de etapa de flujo radial 18
Figura 8. Variador de Frecuencia 20
Figura 9. Curva de una Bomba en base a la Frecuencia 23
Figura 10. Transformador de Frecuencia 26
Figura 11. Ilustración de un Separador de Gas 29
Figura 12. Componentes de un Sello ESP 31
Figura 13. Corte ilustrativo de un motor ESP 33
Figura 15. Cable de Potencia 35
Figura 16. Cables Plano y Redondo 36
Figura 17. Gradiente geotérmico 41
Figura 18. Porosidad efectiva, no efectiva y total 42
Figura 19. Definición del Darcy como unidad de permeabilidad 43
Figura 20. Correlaciones entre porosidad y permeabilidad 45
Figura 21. Casing 56
Figura 22. Ilustración de Profundidad Medida y Vertical 58
Figura 23. Ilustración de Cañones de Perforación dentro de
un pozo 59
Figura 24. Presión de Entrada de la Bomba 65
Figura 25. Curva de Relación de Desempeño de Entrada 71
Figura 26. Ubicación Geográfica del Bloque 16 78
Figura 27. Tabla de Cálculo de Pérdidas por Fricción 86
Figura 28. Curva de Desempeño de la Bomba 90
Figura 29. Caídas de tensión de Cables 94
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO # 1
Componentes del Sistema de Bombeo Electro Sumergible 111
ANEXO # 2
Wellhead (Árbol de Navidad) 112
ANEXO # 3
Curva Típica de Empujes de una Bomba Centrífuga 113
ANEXO # 4
Datos de Producción y Estado de Funcionamiento de cada Pozo
del Campo Daimi 114
ANEXO # 5
Curva de Desempeño de la Bomba Centrífuga HC12500 a
diferente Frecuencia 115
ANEXO # 6
Rangos de Desempeño de las Bombas Centrilift 116
ANEXO # 7
Tabla de Conversión de Gravedad API 117
ANEXO # 8
Producción Acumulativa del Pozo Daimi A-3 118
NOMENCLATURA O GLOSARIO
ºAPI: La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el agua, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo.
ASTM: es un organismo de normalización de los Estados Unidos de América. Las siglas corresponden a American Society for Testing Materials.
BES: Bombeo Electro Sumergible.
BSW: Basics Sediments and Water. Es la cantidad de agua e impurezas que contiene el crudo.
BPD: Barriles Por Día.
Campo: área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la perforación de pozos profundos para la explotación de yacimientos petrolíferos.
Cavitación: es la formación de bolsas y burbujas de vapor en un líquido que se encuentra fluyendo dentro de un conducto.
Densidad del Petróleo: la densidad del petróleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada temperatura y presión.
Leyes de Afinidad: son las leyes que rigen el funcionamiento de la bomba centrífuga, así como los cambios que ocurren en su velocidad de operación.
Pozo: (Well). Perforación para el proceso de búsqueda o producción de petróleo crudo y gas natural o para proporcionar servicios relacionados con los mismos. Los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo y resultado como: pozos exploratorios, de producción e inyectores.
RESUMEN
En la actualidad el mayor porcentaje de petróleo producido en nuestro país proviene de campos maduros, es decir, ya no cuentan con la suficiente energía para levantar el petróleo a la superficie de manera natural.
Los mayores problemas que se tienen en los campos son el porcentaje elevado de agua y sedimentos que se producen a diario. Es por tal motivo que el equipo de levantamiento que se instale se debe encontrar en excelentes condiciones operativas para que las bombas trabajen de manera eficiente y de acuerdo a los requerimientos de producción.
ABSTRACT
In the actually, the highest percentage of oil produced in our country comes from mature fields, it means, they don’t have enough energy to lift the oil to the surface naturally.
The biggest problems that are in the fields are the high percentage of water and sediments that daily occurs. For this reason, the lifting equipment to be installed must be in excellent operating conditions for the pumps to work efficiently and according to production requirements.
In Block 16 , Daimi A-3 and Daimi A- 10 wells, at the start of production in the year 2004 were installed pumps Type GC2200 , 170 Stages operated With a motor of 304 HP and 32 Amps, handling a fluid flow of 2009 and 2153 barrels per day respectively and water cut of 49%.
In this thesis a new design was made for pumps that meet the requirements for the correct handling of these fluid volumes features, the centrifugal pump for Daimi A-3 well is HC12500, 96 stages and operated with a motor of 1200 HP and 38 Amps and the HC10000 , 140 stages and operated a 1200 HP motor and 38 amps for Daimi A-10 well.
The current volume of fluid in Daimi A-3 well is 10794 barrels per day with a water cut of 97.8 % and in Daimi A-10 well is 9190 barrels per day with a water cut of 97.8 %.
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por flujo natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo.
Cuando un pozo está listo para iniciar la producción de un yacimiento petrolífero, el petróleo fluye al pozo debido a la diferencia de presión que existe entre la formación y el espacio dentro del pozo. Si la presión dentro del yacimiento es lo suficientemente grande como para llevar el petróleo hasta la superficie, se dice que el pozo produce por flujo natural. Sin embargo, cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo fluya a la superficie en volúmenes considerables, esta energía deberá ser suplementada por medios artificiales de producción. Éste suplemento se conoce como levantamiento artificial.
El objetivo de cualquier programa de levantamiento artificial debe consistir en desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo, bajo las condiciones existentes, de la energía natural del yacimiento.
La mayoría de los pozos productores se pueden hacer producir por cualquiera de los diferentes sistemas. Sin embargo, hay que tomar en cuenta condiciones del pozo muy importantes como son: tasas de producción, presiones en el fondo del pozo, relaciones de gas en solución, nivel de productividad, viscosidad del crudo, temperaturas, tipos de arenas, etc.
Generalmente, el objetivo primordial es seleccionar el equipo que permita al pozo producir al mayor volumen deseado mientras que el objetivo secundario sería efectuar el trabajo de la manera más económica posible tomando en cuenta todas las limitaciones existentes. Al seleccionar la instalación más económica se deben considerar dos factores de costo:
a. El costo de la instalación inicial.
b. El costo de operación del equipo después de su instalación.
Estos factores de costo variarán considerablemente dependiendo del sistema seleccionado y de las características de producción del pozo y del yacimiento.
El bombeo electro sumergible es un sistema de levantamiento artificial que utiliza un motor eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba centrífuga.
Este sistema combina las ventajas de las presiones de entrada extremadamente bajas de los sistemas de bombeo y las tasas de producción elevadas que se obtienen con los sistemas de levantamiento a gas. Las bombas eléctricas sumergibles tienen grandes ventajas en los pozos con:
- Altas tasas de producción.
- Alta productividad.
- Bajas relaciones de gas en solución.
1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
En la actualidad el mayor porcentaje de petróleo producido en nuestro país proviene de campos maduros, es decir que ya no cuentan con la suficiente energía para levantar el petróleo a la superficie de manera natural.
Es por tal motivo que se debe analizar y estudiar los diferentes sistemas de levantamiento artificial con los que cuentan nuestros campos petroleros y en específico el levantamiento artificial por Bombeo Electro sumergible para que las bombas no se encuentren sobredimensionadas y no incrementen los costos operativos.
Dentro de otros problemas que tenemos en nuestros campos es el porcentaje elevado de agua y sedimentos que se producen a diario es por tal motivo que nuestro equipo BES se debe encontrar en excelentes condiciones operativas para que las bombas trabajen de manera eficiente y no exista cavitación.
Es de gran importancia evaluar el comportamiento de las BES a través del tiempo; del estudio continuo y del seguimiento que le demos a nuestro sistema de levantamiento artificial dependerá nuestra producción y por ende la economía del país.
1.2 JUSTIFICACIÓN
Los problemas operativos que se suscitan por la presencia de abundante cantidad de gas libre en los pozos productores traen las consecuentes pérdidas de producción e incremento de sus costos,
recomendar un cambio en bombas o un diseño que brinde un desempeño aceptable de acuerdo a la producción de fluidos en pozo.
Se debe tener muy en cuenta el costo operativo que representa en si el bombeo electro sumergible se debe considerar su vida útil y de esta manera determinar los beneficios que se logran al utilizar este tipo de levantamiento sin tener pérdidas en equipos y demás.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo General
Describir el desempeño de las bombas electro sumergible centrífugas que operan en el bloque 16, en los pozos Daimi A3 y Daimi A10.
1.3.2 Objetivos Específicos
Detallar cada uno de los componentes que conforman la bomba electro sumergible centrífuga y explicar el mecanismo de operación de los mismos.
Determinar los factores del reservorio y las propiedades físico – químicas de los fluidos que se consideran para el correcto dimensionamiento de una Bomba Electro Sumergible Centrífuga.
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE CENTRÍFUGA
Es un conjunto de bombas centrífugas multi-etapas, la cual convierte la energía del eje de rotación en fuerzas centrífugas que levantan el fluido hacia la superficie. La bomba está normalmente unida o colgada de la tubería de producción.
2.1.1 Componentes
Las bombas centrífugas constan de los siguientes componentes básicos:
Impulsor
Difusor
Eje
Housing
Figura 1. Corte de una Bomba ESP
El número de etapas determina la altura total de elevación y la potencia requerida del motor. Cuando es necesario usar más etapas de las que caben en un solo alojamiento o housing, entonces las bombas se construyen en tándem; es decir, una bomba se emperna sobre la otra y en este punto se empernan los ejes. Mediante este método es posible producir fluidos desde profundidades de más de 10000 ft.
La bomba centrífuga trabaja por medio de la transferencia de energía del impulsor al fluido desplazado.
2.1.1.1 Impulsor
El impulsor está enchavetado al eje y gira a las RPM del motor. A medida que gira imparte la fuerza centrífuga en el fluido de producción para que éste suba. La parte rotativa, el impulsor, genera fuerzas centrífugas que aumentan la velocidad del fluido (energía potencial más energía cinética).
La Figura 2 es una ilustración de un impulsor acoplado a un eje, e identifica los sub-componentes claves del impulsor.
Figura 2. Ilustración de un impulsor y subcomponentes
2.1.1.2 Difusor
La parte estacionaria, el difusor, dirige el fluido de la forma adecuada al siguiente impulsor. Transforma parte de la energía cinética en energía potencial o presión.
El fluido entra al impulsor por medio de un orificio interno, cercano al eje y sale por el diámetro exterior del impulsor.
Figura 2.1. Ilustración de un difusor
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.1.1.3 Etapa de una bomba
Una etapa de la bomba se forma mediante la combinación de un impulsor y un difusor.
La Figura 2.3 es una ilustración de un corte transversal de una etapa de la bomba, que muestra el impulsor acoplado al difusor, la trayectoria de flujo de fluido, y la rotación del eje.
Figura 2.3. Corte transversal de una etapa de Bomba ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.1.1.4 Eje
El eje de la bomba está conectado al motor (a través del separador de gas y la sección sellante), y gira con las RPM del motor.
Figura 2.4. Corte transversal de un eje ensamblado a la bomba
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.1.2 Teoría de Operación
A medida que el impulsor gire imparte la fuerza centrífuga para el fluido y el respectivo aumento de la velocidad.
Figura 2.5 Dirección del fluido dentro de una etapa
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.1.3 Diseños para flujo hidráulico Radial y Mixto
El diseño de las etapas de bombas centrífugas sumergibles se divide en dos categorías generales, diseño de flujo radial y mixto. Como se ilustra en la Figura 3, las bombas de flujo más pequeñas son generalmente de diseño de flujo radial, y las bombas para caudales mayores son diseñadas para flujo hidráulico mixto.
Nota: En el diseño de flujo radial, el flujo a través del impulsor se desplaza en su mayoría en una dirección radial o perpendicular al eje de la bomba.
En este diseño, el fluido viaja a través de la etapa, tanto en una dirección axial (paralela al eje del árbol) como en dirección radial.
Figura 3. Diseño de etapas de bombas para flujo radial (izq.) y mixto (der)
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
En muchos de los diseños de bombas, el impulsor es libre de flotar axialmente en el eje.
Los impulsores son libres para operar en el espacio entre el difusor por encima y por debajo de ella.
La posición real durante la operación es una función de la etapa de diseño frente a la tasa de flujo real de la etapa (que se discutirá más adelante).
El cojinete de empuje contenido en la sección de sello lleva sólo el empuje de la bomba y del eje. Esta configuración se llama un diseño de escenario flotante.
En diseños de bombas de compresión, los impulsores están bloqueados en el eje de la bomba en el axial.
Como consecuencia, el cojinete de empuje contenido en la sección de sello debe realizar el empuje del impulsor además del empuje propio del eje. Esta configuración se conoce como un diseño de bomba de compresión. (Baker Hughes Centrilift, 2009)
Los impulsores son de un diseño de álabe curvado completamente cerrado, cuya eficiencia máxima es una función del diseño del impulsor y cuya eficiencia de funcionamiento es una función del porcentaje de la capacidad de diseño en el que se opera la bomba. La relación matemática entre la cabeza, la capacidad, la eficiencia y la potencia de frenado se expresa como:
EC. [1]
Donde:
Q = Volumen
H = Presión en cabeza
2.1.4 Bomba Centrífuga Hidráulica
2.1.4.1 Presión en Cabeza o Levantamiento
Las fuerzas impulsoras dirigen el fluido al exterior de la etapa el mismo que sale de esta y entra en el difusor de la etapa siguiente de todo el conjunto. El difusor redirige el fluido hacia el lado del impulsor y el proceso se repite. El levantamiento que una etapa desarrolla se puede multiplicar por el número de etapas y así se puede determinar la altura total que una bomba va a entregar.
La velocidad de descarga de una bomba centrífuga sumergible depende de la velocidad de rotación (rpm), la escenografía, la carga dinámica contra la que la bomba está en funcionamiento y las propiedades físicas del fluido que se bombea. La cabeza dinámica total de la bomba es el producto del número de etapas y la cabeza generada por cada etapa. La Figura 6, es un caso típico que opera a 60 hertz, con una sola etapa. Esta curva de rendimiento de la bomba centrífuga muestra el rango de funcionamiento recomendado, junto con otras características de la bomba.
La bomba tiene, para una velocidad estándar y la viscosidad del fluido, una curva de rendimiento (también referida como una curva de la bomba), que indica la relación entre la presión de cabeza o levantamiento desarrollado por la capacidad de la bomba y el flujo a través de la misma.
2.1.4.2 Curva de la bomba
Una curva de una bomba revela un espectro completo de características de rendimiento de la bomba, incluyendo:
Rango de funcionamiento
Capacidad de levantamiento
Eficiencia de la bomba
Potencia al freno
la escala a la derecha de la curva (numerados en este caso de 0,5 a 2,5). La curva final, eficiencia de la bomba, es de color verde. El eje Y es eficiencia de la bomba indicado como un porcentaje y la escala también se encuentra a la derecha de la curva.
Figura 4. Curva de la Bomba
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
La curva típica de la bomba está desarrollada para una etapa y asume una gravedad específica de 1.0, 3500 rpm y el funcionamiento a 60 Hertz. Cada etapa de la bomba tiene su propia curva basada en sus características de rendimiento.
por la bomba centrífuga, basada en los mismos factores constantes como se discutió previamente, para entregar el requisito hidráulico.
La eficiencia de la bomba centrífuga no puede medirse directamente. Debe ser calculada a partir de datos de pruebas ya medidas. La fórmula para el porcentaje de eficiencia es:
EC. [2]
Donde:
Head: Pies de altura
Capacidad: Barriles por Día
BHP: Potencia al freno
Cada uno de los tres parámetros, la capacidad de la cabeza, la eficiencia de la bomba, y la potencia al freno puede ser determinado para cualquier flujo determinado. Esto se hace mediante la localización de la corriente de funcionamiento a lo largo del eje X y siguiendo la línea hasta donde se cruza con cada una de las tres curvas. Los tres puntos de intersección (una para cada curva) son los valores de la capacidad de la cabeza, la eficiencia y la potencia al freno al producir a esa determinada tasa de producción.
Es importante recordar que el valor es para una sola etapa y debe multiplicarse por el número total de etapas en una bomba.
2.1.4.3 Empuje de la bomba
del eje y el empuje hidráulico. El empuje total de la bomba es el neto de estas dos fuerzas.
2.1.4.3.1 Empuje hidráulico
El empuje hidráulico total tiene dos componentes, un empuje hacia arriba (Upthrust) y otro descendente (Downthrust).
El componente de empuje hacia arriba se crea principalmente por la velocidad del fluido a medida que pasa a través del impulsor. El empuje descendente es creado por la presión generada por la etapa. La suma de estos dos componentes constituye el empuje total hidráulico.
Las características del fluido, tales como la viscosidad del fluido, puede afectar el empuje hidráulico. En condiciones normales de funcionamiento, el fluido circula en la parte superior y por debajo del impulsor.
Como se ilustra en la figura 5, la presión del fluido actúa tanto en la cara superior como por debajo de los álabes del impulsor.
Puesto que el área de la sección transversal de la cubierta superior es más grande, la fuerza de la presión es hacia abajo. Esto hace que el impulsor se mueva hacia abajo.
Esta fuerza es la de empuje descendente (Downthrust) antes denominado.
Figura 5. Fuerzas que actúan en un impulsor
El upthrust describe la fuerza de empuje hacia arriba creada por la velocidad del fluido a medida que pasa a través de la etapa. Mientras esté en funcionamiento dentro del rango recomendado de la bomba, el downthrust será mayor que el upthrust. Sin embargo, en algún momento el volumen de fluido que se encuentra subiendo en la bomba va a levantar el impulsor hacia arriba, superando así la presión del empuje descendente. La fuerza hacia abajo se invierte y toma el valor de negativo. En condiciones de funcionamiento normales, la recirculación de fluido provoca fuerzas que son aplicadas en las caras superior e inferior de los impulsores.
Cuando las fuerzas de recirculación son mayores en la cara superior, el impulsor se mueve hacia abajo y esto se denomina empuje descendente. Cuando las fuerzas de recirculación son mayores en las caras inferiores, el impulsor se mueve hacia arriba, llamado empuje ascendente. La magnitud de las fuerzas de recirculación depende de la velocidad de flujo que pasa a través de los impulsores, es decir, su rango de operación.
Figura 6. Curva de los empujes que actúan sobre una bomba
2.1.4.3.2 Empuje del eje
Hay dos áreas en las que se puede producir un empuje en una bomba. El primero es producido por las presiones de fluido ( ) en las superficies del impulsor. La presión del fluido en el área superior de la cara del impulsor ( ) produce una fuerza hacia abajo sobre el impulsor. La presión del fluido en la zona de la cubierta inferior ( ) y el momento de fuerza del fluido ( ) produce un giro de 90 grados hacia arriba en la entrada. La suma de estos se llama la fuerza de empuje del impulsor ( ).
EC. [3]
están en su valor máximo cuando el flujo es 0 (cero) y disminuyen a medida que el caudal es aumentado. FM es 0 (cero) en el cierre y aumenta hasta su valor máximo en el flujo abierto (velocidad máxima).
Figura 7. Corte de un impulsor de etapa de flujo radial
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
( ) EC. [4]
2.1.4.4 Potencia Hidráulica (Hydraulic HP)
La salida de energía de la bomba se deriva directamente de los parámetros de salida (flujo y levantamiento). La potencia hidráulica para el agua, de gravedad específica 1.0, se puede determinar de la siguiente manera:
= EC. [5]
2.1.4.5 Potencia al freno (Brake HP)
Es la potencia total requerida por una bomba para hacer una cantidad específica de trabajo.
= EC. [6]
2.2 EQUIPO DE SUPERFICIE
2.2.1. Variador de Frecuencia (VSD)
El Variador de Frecuencia permite variar el funcionamiento del sistema BES mediante el control de la velocidad del motor. Controlando la velocidad del motor se puede bajar su temperatura, aumentar la capacidad de manejar el gas, ajustar las bombas de acuerdo con las condiciones del pozo y maximizar los beneficios en el monitoreo en la boca del pozo. (Schlumberger, 2008)
apaga el sistema si las condiciones pueden ser potencialmente un daño para el sistema.
Aunque la flexibilidad en la velocidad de bombeo suele ser el propósito original de la aplicación de un VSD, hay beneficios adicionales para el operador. En particular, el variador de frecuencia extiende el tiempo de vida útil del equipo de fondo, proporciona capacidades de arranque suave, controla automáticamente la velocidad y también ayuda a prevenir fallas eléctricas. Los controladores VSD hacen esto mediante el aislamiento de la carga de los transistores de conmutación y de rayos entrantes, equilibrando voltios de salida para reducir el calentamiento del motor, haciendo caso omiso a la inestabilidad de la frecuencia de suministro de los generadores, compensando las caídas de tensión, y de ésta manera reduce al mínimo las tensiones iniciales.
Figura 8. Variador de Frecuencia (Baker Hughes Centrilift, 2009)
de pozo y proporciona funciones de control inteligente para maximizar la producción. (Schlumberger, 2008)
2.2.1.1 Efectos del Variador en las Bombas Centrífugas
El funcionamiento de una bomba centrífuga se describe por una curva de cabeza vs tasa de velocidad dada. Los cambios en la velocidad generan una nueva curva.
La técnica de combinar las características de funcionamiento de la bomba centrífuga y el motor de inducción de tres fases, permite manejar curvas con múltiples frecuencias. La siguiente ecuación fue derivada en base a estas condiciones:
Basadas en las Leyes de Afinidad
EC. [7]
( ) EC. [8]
( ) EC. [9]
2.2.1.2 Efectos del Variador en el Motor
esta recalificación de motores aumenta la potencia máxima disponible para adaptarse a un determinado tamaño de casing.
EC. [10]
2.2.1.3 Combinación de motor, Bomba y VSD
Normalmente la bomba se elige para entregar una cierta potencia hidráulica a una velocidad particular. Se elige un motor de modo que coincida con la capacidad de la bomba cuando se opera a la velocidad máxima prevista. Cualquier frecuencia por encima de esa velocidad sobrecargará al motor y a su vez la curva normal de la bomba. Esta relación se refleja en la curva dibujada por el motor. Los kVA requeridos en superficie se calculan para incluir la pérdida de resistencia en el cable de alimentación y los requerimientos del motor a la frecuencia máxima ya que éste representa el requisito máximo del sistema.
Figura 9. Curva de una Bomba en base a la Frecuencia
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.2.1.4 Limitación en el eje de la Bomba
La capacidad de potencia del eje es proporcional a la velocidad, mientras que la potencia de frenado es una función cúbica de la velocidad. Por lo tanto, habrá una velocidad por encima del cual se excederá la calificación eje de la bomba. Esta calificación debe ser revisado a la frecuencia máxima maximiza su capacidad de entregar el poder y esto puede ser importante en instalaciones en las fuerza del eje es un factor limitante.
2.2.1.5 Vibración
La capacidad de cambiar la velocidad de rotación proporciona la oportunidad para que se produzcan problemas de vibración. Hay dos modos de vibración que pueden tener un efecto sobre los sistemas ESP.
que tenga partes móviles. En otras palabras, cualquier máquina puede vibrar.
Otros factores que afectan a la vibración son el tipo de movimiento en la máquina, la masa, la velocidad, la rigidez y la amortiguación de la máquina.
Las frecuencias de vibración natural dependen generalmente de la longitud, el diámetro y la masa de todo el sistema. En general, debido a la longitud y al pequeño diámetro del equipo de bombeo eléctrico sumergible, la frecuencia natural del sistema es muy baja. La experiencia ha demostrado que en esta condición, menor es la frecuencia natural menores son los niveles de vibración.
El amortiguamiento es otro efecto que reduce la amplitud de la vibración a frecuencias naturales. Los sistemas ESP generalmente tienen una alta amortiguación debido al fluido que se bombea, y al que se encuentra en el motor y el sello. Salvo en condiciones muy especiales, las frecuencias naturales no dan lugar a vibraciones. (Baker Hughes Centrilift, 2009)
La velocidad de funcionamiento más alta producida por un accionamiento de velocidad variable aumentará la vibración debido al desequilibrio. Las fuerzas debido a un peso desequilibrado son proporcionales a la frecuencia de operación elevada al cuadrado.
2.2.1.6 Uso del Variador de Frecuencia (VSD)
El uso continuo aumenta exponencialmente con la velocidad de superficie. Por lo tanto, aumentar la velocidad dará como resultado una tasa de desgaste acelerado.
Si el desgaste abrasivo es un problema en un pozo, la mayor velocidad de operación hará que el desgaste sea mayor. Por otro lado, una velocidad de funcionamiento más baja hará que el desgaste sea mucho menor. El variador de velocidad se puede utilizar en estos casos para operar a velocidades más bajas a expensas de la utilización de una bomba y motor de gran tamaño.
Dado que este mejora y aumenta el plazo de vida útil del equipo, se tendrá como consecuencia un menor resultado en cuanto a costos globales de operación en áreas donde los mismos son elevados.
2.2.2 Transformador de Frecuencia
La potencia eléctrica es usualmente distribuida a los campos petrolíferos en media tensión (6000 voltios o más).El sistema ESP opera con voltajes que están entre 250 y 4000 voltios, por lo tanto se requiere utilizar un transformador de voltaje.
Figura 10. Transformador de Frecuencia
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.2.3. Arrancador Directo (Switchboard)
Es también conocido como Controlador de Velocidad Fija, Panel de Control o Tablero de Switches. Los Switchboard son sistemas que mantienen el mismo voltaje y frecuencia en la entrada y salida de los terminales, por lo que las frecuencias de trabajo no pueden ser variadas para poder modificar las ratas de fluido. El Switchboard contiene todo el equipo electrónico instalado para protección y diagnóstico del equipo de fondo. En todas las aplicaciones excepto cuando se utiliza arrancadores de velocidad variable requerirán un panel de control. Los paneles de control proveen cuatro funciones básicas:
Elementos de corte para arrancar y parar el motor.
Protecciones de sobrecarga de corriente, carga baja y parada del motor.
Protección de transeúntes.
Todos los controladores de motor, tienen un receptáculo hermético para trabajos en la intemperie, y están diseñados para trabajar con motores sumergibles.Cada medida incluye el siguiente equipo estándar:
Circuito de control de 110 V.
Llave de desconexión de tres polos, de acción instantánea, con fusibles.
Relay de sobrecarga tipo magnético.
Contactores.
Llave selectora manual Pare-Automático.
Botón impulsador para puesta en marcha.
Relay de corte para baja carga.
Re-arranque automático.
Amperímetro registrador.
Pararrayos.
2.3 EQUIPO DE FONDO
2.3.1 Separador de Gas
El uso de equipos de BES en pozos que tienen una alta relación gas –
petróleo ha comenzado a ser algo común. La capacidad de una bomba
centrífuga para el manejo del gas sin bloquearse es limitada.
El primer separador de gas rotativo para aplicaciones de campos
petroleros fue instalado en el año de 1978. En la última década, ha sido
posible extender la aplicación del sistema BES por el diseño, desarrollo y
utilización de separadores de gas rotativos. (Baker Hughes Centrilift,
2009)
primera etapa de la bomba. Estos componentes utilizan la fuerza
centrífuga para separar el gas libre (gas que no está en solución).
Los separadores de gas son el complemento perfecto para el sistema de
fondo de pozo cuando grandes cantidades de gas están presentes en la
entrada de la bomba
2.3.1.1 Componentes
El separador de gas de un sistema ESP está compuesto por los siguientes elementos:
Inductor
Rotor
Cojinete radial
Cojinete con centralizador
Conductos de cruce
Guide vanes
Figura 11. Ilustración de un Separador de Gas
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.3.1.2 Teoría de Operación
El fluido entra en el separador y es guiado hacia una cámara centrífuga por la acción de un inductor.
El separador de gas típico tiene un rango de eficiencia de 80% a 95%. La eficiencia del sistema se ve afectada por los volúmenes, la composición y las propiedades del fluido. Los dispositivos de separación de gas se conectan frecuentemente en tándem para mejorar la eficiencia total en aplicaciones con elevada cantidad de gas.
2.3.2 Sección Sellante
La sección sellante se encuentra entre el motor y la bomba o el separador de gas y realizar las siguientes funciones vitales:
Proporciona un área para la expansión del volumen de aceite del motor ESP.
Ecualiza la presión interna con la presión en el anular.
Aísla el aceite del motor de los fluidos del pozo evitando la contaminación.
Soporta el peso del empuje del eje de la bomba.
2.3.2.1 Componentes Sellos mecánicos
Bolsas de elastómero
Cámaras laberínticas
Figura 12. Componentes de un Sello ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
Hay dos tipos básicos de protectores. Uno emplea un sello positivo y el otro utiliza un camino laberíntico.
El diseño con “sello positivo” incorpora una bolsa de un material elástico que actúa como separación física entre el aceite del protector (en contacto con el del motor) y el fluido del pozo. La bolsa se distiende o contrae según la temperatura del aceite del motor, manteniendo siempre el equilibrio de presiones con el fluido del pozo.
El sello laberíntico utiliza la gravedad específica diferencial entre ambos fluidos para evitar que el fluido del pozo ingrese al motor. Esto se logra por medio de conductos donde el aceite del motor se dilata desplazando al fluido del pozo en una zona de interfase en la parte superior del protector.
cámaras, y puede conectarse más de un protector en serie para aumentar su efectividad.
Los protectores con bolsa generalmente tienen sistemas laberínticos entre la bolsa y el motor, de modo que una rotura de la misma no es necesariamente grave.
2.3.2.2 Funciones básicas de la sección sellante o protector
Une la bomba (succión) con el motor a través de su alojamiento o housing y transmite el movimiento del motor a la bomba por medio de su eje.
Aloja un cojinete de empuje que absorbe el eventual empuje descendente o ascendente de la bomba.
Aísla el fluido del pozo del aceite del motor, aunque permitiendo el equilibrio de presión entre ambos para evitar pérdidas a través de sellos o juntas del motor.
Permite la dilatación térmica del aceite del motor debido al calor generado durante los periodos de marcha y la contracción del mismo cuando el equipo se desconecta.
2.3.3 Motor Eléctrico Sumergible
Los motores eléctricos utilizados para la operación de las bombas sumergibles son trifásicos, de dos polos y de inducción, tipo jaula de ardilla. Estos motores se llenan con un aceite mineral altamente refinado que posee alta rigidez dieléctrica y provee una buena lubricación en los cojinetes del motor y el conjunto de empuje. Otra propiedad es que tiene una alta conductividad térmica por lo que facilita la refrigeración del motor.
2.3.3.1 Componentes
El motor ESP está compuesto básicamente de los siguientes elementos:
Rotores
Estator
Cojinetes
Housing
Cojinetes de empuje
2.3.3.2 Teoría de Operación
El voltaje de operación de estos motores puede ser tan bajo como 230 voltios o tan alto como 5000 voltios. El requerimiento de amperaje puede variar de 12 a 200 amperios. La potencia requerida se logra simplemente incrementando la longitud, o el diámetro del cuerpo del motor.
Los motores trifásicos tienen tres bobinas separadas a 120° entre sí, una por cada fase y distribuidas uniformemente alrededor de la circunferencia interna de un tubo cilíndrico con laminaciones de acero.
El motor está compuesto de rotores, generalmente de unas 12 a 18 pulgadas de longitud, que están montados en un eje y localizados en el campo eléctrico (estator) montado dentro de la carcasa o housing.
Figura 13. Corte ilustrativo de un motor ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
movimiento físico del estator, el movimiento eléctrico es creado por el cambio progresivo de la polaridad en los polos del estator de manera que su campo magnético combinado gira.
El rotor también está compuesto de un grupo de electroimanes arreglados en un cilindro con los polos mirando hacia los polos del estator. El rotor gira simplemente por medio de atracción y repulsión magnética al tratar sus polos de seguir el campo eléctrico rotante generado por el estator. No hay conexión externa al rotor, el flujo de corriente a través de los polos eléctricos del rotor está inducido por el campo magnético creado en el estator. La velocidad a la cual gira el campo del estator es la velocidad sincrónica.
2.3.4 Sensor de Presión y Temperatura de Fondo
Se obtienen datos valiosos del comportamiento de la bomba y del yacimiento mediante el empleo de sistemas de detección de la presión y la temperatura en el fondo del pozo.
Figura 14. Sensor de Fondo
Correlacionando la presión del yacimiento con la tasa de producción, un operador puede determinar cuándo es necesario cambiar el tamaño de la bomba, cambiar el volumen de inyección o considerar una intervención del pozo.
2.3.5 Cable
La potencia es transmitida 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 del abuso mecánico y resistente al deterioro de sus característica físicas y eléctricas por efecto de los ambientes calientes y agresivos de los pozos.
Figura 15. Cable de Potencia
Existe en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración plana y redonda, con conductores de cobre o aluminio, de tamaños 2 al 6.
Cuando se usan cables en sistemas de voltaje alto, cada uno de los conductores está rodeado por un considerable espesor de material aislante y algunas veces con una cubierta de plomo. Aunque la corriente normal fluye a lo largo del conductor, existe una pequeña corriente que pasa a través del aislamiento (fuga de corriente) de un conductor a otro. Esta fuga se considera despreciable.
2.3.5.1 Tipos de Cables
2.3.5.1.1 Cable Plano
Armadura: acero galvanizado
Chaqueta: aislamiento termo plástico del grado eléctrico
Aislamiento: alto aislamiento termo plástico dieléctrico
Conductor: cobre revestido
Figura 16. Cables Plano y Redondo
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.3.5.1.2 Cable redondo
Armadura: acero galvanizado
Armadura: acero galvanizado, perfil redondo
Hay una gran variedad de cables sumergibles disponibles y estos están diseñados para funcionar en muchas aplicaciones diferentes tales como baja temperatura, alta temperatura, alta presión, mucho gas libre, productos químicos corrosivos, etc.
El cable consiste de tres conductores (fases) que pueden ser sólidos o trenzados.
Cada conductor es aislado individualmente con un material apropiado, este aislamiento es mecánicamente adherido al conductor, estos conductores aislados pueden tener adicionalmente una barrera y/o una malla aplicada sobre ellos. Posteriormente el cable es re – encamisado para protección química y mecánica y finalmente, éste es acorazado.
2.3.5.1.3 Estructura del Cable BES
El cable lleva la potencia eléctrica, desde la superficie hasta el motor de subsuelo y también puede transmitir señales de presión y temperatura de regreso a la superficie.
Hay gran interés en dos cosas:
1. Que si el cable tiene aislamiento suficiente para soportar el voltaje requerido.
2. Que si hay espacio para él en el pozo.
2.3.5.2 Configuración del Cable
En el cable redondo, los conductores individuales pueden reordenarse cuando un esfuerzo comprime el cable. En el cable redondo todos los conductores se calientan por igual.
En un cable plano, los dos conductores laterales se encuentran en ambiente similar por que se calientan uniformemente. El conductor central, sin embargo tiene dos calentadores a los costados por lo que no puede disipar tanto calor como los otros.
Una desventaja del cable plano es que generalmente ofrece menor protección mecánica que el redondo, por lo que será más susceptible a dañarse durante la instalación. Otra desventaja y, posiblemente la más importante, es que éste es asimétrico mientras que el redondo es completamente simétrico. En el cable plano una parte de la corriente que circula por el cable se pierde como calor, por lo que el cable tendrá una temperatura mayor que la del entorno. El resultado es que el conductor central de un cable plano trabaja más que los otros dos.
2.3.5.3 Desbalance de voltaje
Un desbalance de voltaje recalentará el motor un poco más de lo normal. Usualmente esto no es crítico, debido a que el voltaje en la superficie normalmente no está balanceado en forma perfecta. El cable se puede desconectar y reconectar en la caja de venteo con las tres configuraciones posibles (manteniendo la rotación correcta) para determinar la forma que causa el menor desbalance.
2.3.5.4 Cable de extensión
Aunque el cable de extensión es plano, también es muy corto y cualquier desbalance de voltaje resultará insignificante. Generalmente, el cable de extensión se empalma al cable de subsuelo justo por encima de la bomba.
Además está localizado en el lugar de mayor temperatura en el pozo en donde los factores ambientales serán más exigentes.
2.3.5.5 La caída de voltaje en el cable
La razón es que la caída de voltaje en el cable no está en fase con la caída de voltaje en el motor, sino que está en fase con la corriente.
Para obtener una caída de voltaje en el cable es necesario calcular el factor de potencia del círculo completo, este cálculo dará una caída en el cable menor que cuando se predice para un cálculo de resistencia solamente.
Generalmente una caída mayor de 30V por cada 1000 ft en un sistema BES resulta antieconómica, aunque operacionalmente una caída mayor de 30V por 1000 ft no representa problemas para el cable. Bajo este punto de vista todos los cables en la tabla son adecuados.
Es conveniente resaltar que los beneficios de usar un cable de mayor diámetro disminuyen a medida que aumentan el tamaño. Por ejemplo, hay una reducción significativa cuando se pasa del #6 a #4, y es mejor cuando se pasa de #4 a#2, por lo tanto, el beneficio adicional al cambiar cables es muy pequeño cuando los cables son grandes.
En el momento del arranque de un motor de una BES, hay una demanda de corriente transitoria pero significante que normalmente es de alrededor ±4 veces el valor del amperaje nominal de operación del motor (que indica la placa de identificación del motor). Esta incluso podría ser más en pozos profundos.
2.4 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
La gran mayoría de las rocas-reservorios de hidrocarburos son de origen sedimentario, aunque existen otras rocas (ígneas y metamórficas) que pueden ser reservorios.
De acuerdo a su composición química se las divide en rocas clásticas (agregados de partículas fragmentadas) y rocas carbónicas (calizas).
Dentro de las rocas clásticas son de especial interés las areniscas. Las areniscas están constituidas principalmente por granos de cuarzo cementados por material silíceo, arcilloso, calizo u otros.
La mayor parte de las reservas en grandes yacimientos pertenecen a areniscas.
2.4.1 Presión en el Reservorio
La presión del reservorio es la energía disponible más importante para la explotación del mismo. Se denomina presión del reservorio, presión de los fluidos o presión de la formación a la presión de los fluidos confinados en los poros de la roca – reservorio. A menos que se especifique lo contrario, se entiende por presión del reservorio a la presión original o virgen. Entonces debe ser medida en el primer pozo perforado, antes de comenzar a producir.
Todos los fluidos del sistema están en contacto entre sí y transmiten las presiones libremente. Hacia arriba del reservorio, desde el mismo hasta la superficie terrestre, el agua es la fase continua contenida en las rocas. Aun en las arcillas o rocas de grano tan fino como para ser consideradas impermeables, el agua está presente como una delgada capa de dimensiones moleculares.
2.4.2 Temperatura en el Reservorio
promedio de alrededor de 3°C/100 m (1.7°F/100 ft). En la práctica se han encontrado valores extremos mucho menores, de 1°C/100 m y mucho mayores, de 6°C/100 m.
A medida que los fluidos se producen, retiran calor del reservorio por convección. Las rocas superyacentes y subyacentes, por encima y por debajo del reservorio, se pueden suponer como fuentes de calor de infinita extensión. Por lo tanto, son capaces de entregar calor por conducción suficiente para compensar el perdido por convección y mantener la temperatura del reservorio aproximadamente constante.
Figura 17. Gradiente geotérmico
(Bidner, 2011)
2.4.3 Porosidad
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria. La porosidad primaria se debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio. La porosidad secundaria se debe a movimientos posteriores de la corteza terrestre a la acción de aguas subterráneas. La porosidad de las arenas es, en general, primaria. Por el contrario, las rocas carbónicas (calizas y dolomitas) presentan porosidad secundaria. En ellas la porosidad secundaria puede ser el resultado de procesos de fracturación, disolución, recristalización, cementación o una combinación de los mismos. (Bidner, 2011)
La porosidad primaria es la porosidad de la matriz rocosa. La secundaria se debe a la presencia de fracturas, cavernas y otras discontinuidades en la matriz. Estas discontinuidades no aumentan mucho la porosidad pero sí pueden influir grandemente en la permeabilidad. Los rangos de porosidades de las rocas oscilan entre el 5% y el 30%. Las arenas homogéneas con porosidades menores que el 10% no tienen interés. La porosidad también puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados). La suma de ambas constituye la porosidad total.
Figura 18. Porosidad efectiva, no efectiva y total
2.4.4 Permeabilidad
En la industria del petróleo, la unidad de permeabilidad es el Darcy. La roca tiene una permeabilidad de 1 Darcy si un fluido de 1 cp de viscosidad de mueve a un caudal constante de 1 cm/seg a través de una sección transversal de 1 cm, cuando se aplica un gradiente de presión de 1 atm/cm.
El Darcy es una unidad muy grande para tener uso práctico, por lo que se utiliza el miliDarcy. (Corrales, 2008)
Figura 19. Definición del Darcy como unidad de permeabilidad
(Bidner, 2011)
2.4.4.1 Factores que afectan la permeabilidad
La permeabilidad absoluta, definida por la ecuación de Darcy, depende exclusivamente del medio poroso y es independiente del fluido que lo inunda. Entonces, la permeabilidad de un medio poroso al flujo de gas sería igual que al flujo de cualquier líquido.
En la práctica, la permeabilidad es una función débil del fluido. En el caso de los líquidos esto se debe a la interacción química entre el fluido y la roca. Por ejemplo, el agua puede hinchar arcillas presentes en la roca y alterar su permeabilidad. Esta interacción agua- arcilla es, a su vez, función de la salinidad del agua.
interacciones químicas fluido – roca, pero aparecen otras desviaciones a la ecuación de Darcy características para el flujo de gases.
La geometría de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad. A su vez, dicha geometría depende del tamaño y de la forma de los granos de la roca, y de la distribución del tamaño en granos.
El tamaño de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad, aunque su efecto es pequeño en la porosidad.
Dicho tamaño de grano está relacionado con la superficie mojada: a menor tamaño de partícula, mayor superficie de contacto sólido – fluido.
2.5.5 Relación entre Porosidad y Permeabilidad
Para trazar una curva de distribución de permeabilidades sólo se tienen puntos aislados que corresponden a las mediciones realizadas en el laboratorio.
Sin embargo, se puede conocer la distribución continua de porosidades en función de la profundidad, medidas durante un perfilaje de pozo.
Se ha intentado correlacionar permeabilidad con porosidad con el objeto de contar con una estimación de la variación de la permeabilidad con la profundidad. No hay una teoría que fundamente la relación entre porosidad y permeabilidad. Se trata entonces de encontrar relaciones empíricas.
Figura 20. Correlaciones entre porosidad y permeabilidad
(Bidner, 2011)
Se han propuesto muchas ecuaciones que correlacionan permeabilidad con porosidad y que contienen parámetros ajustables empíricamente. En algunas de estas correlaciones se incluye la saturación de agua connata, en otras, las permeabilidades obtenidas mediante ensayos de presión en pozos, y también resistividades de la formación.
2.5 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO
En un reservorio natural de petróleo, antes de comenzar la explotación, se encuentran dos fases como mínimo. Ellas son petróleo y agua. Con frecuencia, pero no siempre, puede haber una tercera fase, la fase gaseosa, que constituye el casquete gasífero. Estas tres fases se ubican de acuerdo a sus densidades: zona acuífera abajo, petrolífera al medio y gasífera en la parte superior
2.5.1 Agua
Pero, además, hay agua en la zona petrolífera y en el casquete de gas. El agua allí se denomina connata, intersticial o irreducible. Esta saturación de agua connata en la zona de hidrocarburos ocupa entre un 10% y un 30% del volumen poral. Dicha saturación de agua no disminuye durante la explotación, de allí su nombre de irreducible.
2.5.2 Petróleo
El petróleo de la formación está constituido principalmente por hidrocarburos de la serie parafínica (CnH2n+2), con menores cantidades de la serie cíclica nafténica (CnH2n) y aromática (CnH2n-6). Pero, mediante un análisis químico completo de un petróleo típico, se ha encontrado que posee miles de distintos compuestos pertenecientes a 18 series de hidrocarburos. (Carranza, 2010)
2.5.2.1 Color
Al referirnos al color del petróleo lo más frecuente de pensar es en el color negro, pero existe una diversidad de colores, ejemplos de ello es que por reflexión de la luz pueden aparecer crudos (como se conoce al petróleo en la jerga petrolera) de colores verdes, amarillos con tonos de azul, rojo, marrón o negro. Por trasmisión de la luz, los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a negro. Los crudos pesados y extrapesados son negros casi en su totalidad, en el caso del crudo más liviano o condensado llega a tener un color blanquecido y generalmente se usa en el campo como gasolina cruda. Crudos con alta concentración de cera son de color amarillo; por la noche al bajar considerablemente la temperatura tiende a solidificarse notablemente y durante el día, cuando arrecia el sol, muestran cierto hervor en el tanque. (Carranza, 2010)
2.5.2.2 Olor
2.5.2.3 Sabor
Cuando el contenido de sal en el crudo es bastante alto, el sabor es una propiedad que se torna importante. En estos casos el crudo deberá ser tratado en las instalaciones de producción para ajustarle la cantidad de sal mínimo.
2.5.2.4 Peso específico
El petróleo es más liviano que el agua. Su peso específico es influenciado por factores físicos y por la composición química del crudo, pudiendo oscilar, en términos generales, entre 0,75 y 0,95 Kgr./lt. Aumenta con el porcentaje de asfalto.
2.5.2.5 Viscosidad
Es la medida de la tendencia a fluir, siendo de gran importancia en los aceites lubricantes y fuel-oil. Es usualmente el tiempo necesario para que un volumen dado de fluido, a una temperatura definida, fluya a través de un pequeño orificio. Se mide con viscosímetro. Todos emplean en general el mismo principio. Se controla la temperatura dentro de la taza y en el baño cuidadosamente, y cuando se ha alcanzado la temperatura deseada, se abre el orificio y se deja fluir el líquido a un frasco de capacidad conocida. El tiempo necesario para llenar el frasco es la viscosidad requerida. La viscosidad aumenta con el peso específico.
2.5.2.6 Solubilidad