tesis-seleccion de una bomba

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

SELECCIÓN DE UNA BOMBA TIPO BES PARA MANEJAR FLUÍDOS CON

ALTOS CONTENIDOS DE ARENA Y FLUÍDOS VISCOSOS EN LOS POZOS

QUE SE ENCUENTRAN EN EL CAMPO DE REPSOL YPF.

TECNÓLOGO EN PETRÒLEOS

BRUNO SANTIAGO SALGUERO ZAMBONINO

QUITO, 20 DE OCTUBRE DEL 2006

III

“La responsabilidad del contenido de esta Tesis de Grado, me corresponde

exclusivamente: y el patrimonio de la misma a la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA

EQUINOCCIAL”

BRUNO SANTIAGO SALGUERO ZAMBONINO

V

AGREDECIMIENTO

REPSOL YPF, especialmente al Ing. Mario de la Hoz , por su ayuda y colaboración

para la realización de este trabajo.

VI

DEDICATORIA

Este trabajo va dedicado a todas las personas que me han apoyado a lo largo de mi vida

especialmente a mis padres, hermano. Y ha las que se han ido incorporando y que han

llegado hacer una parte fundamental en mi vida como mi esposa e hija.

VII

ÍNDICE GENERAL CAPÍTULO I……………………………………………………………………… 1

1.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………….. 2

1.2 OBJETIVOS GENERALES…………………………………………………... 3

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS…………………………………………………. 3

1.4 JUSTIFICACIÓN…………………………………………………………….. 4

1.5 IDEA A DEFENDER…………………………………………………………. 5

1.6 VARIABLES………………………………………………………………….. 5

1.7 METODOLOGÍA…………………………………………………………….. 5

1.8 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN………………………………………….. 6

CAPÍTULO II…………………………………………………………………… 7

2.1 EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE…………………… 8

2.1.1 INTRODUCCIÓN………………………………………………………….. 8

2.2 TEORÍA HIDRÁULICA DE LA BOMBA CENTRÍFUGA………………… 11

2.2.1 INTRODUCCIÓN………………………………………………………….. 11

2.2.2 EMPUJE AXIAL DE LA BOMBA………………………………………… 16

2.2.2.1 IMPULSOR……………………………………………………………….. 16

2.2.2.2 EJE………………………………………………………………………… 17

2.2.2.3 IMPULSOR FIJO VS. IMPULSOR FLOTANTE………………………... 18

2.2.3 LEYES DE AFINIDAD…………………………………………………….. 20

2.2.4 CAVITACIÓN……………………………………………………………… 22

2.2.5 BLOQUEO POR GAS……………………………………………………… 23

2.2.6 POTENCIA HIDRÁULICA………………………………………………… 23

VIII

2.2.7 POTENCIA AL FRENO……………………………………………………. 24

2.3 LA BOMBA CENTRIFUGA…………………………………………………. 25

2.3.1 COLUMNA DINÁMICA TOTAL (TDH)………………………………….. 30

2.4 SEPARADOR DE GAS ROTATIVO………………………………………… 31

2.5 EL SELLO…………………………………………………………………….. 33

2.6 EL MOTOR ELECTROSUMERGIBLE……………………………………... 37

2.6.1 CURVAS CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR…………………………... 42

2.6.2 TABLEROS DE CONTROL PARA MOTORES…………………………... 45

2.6.3 PANELES DE CONTROL (VELOCIDAD FIJA)…………………………. 46

2.6.4 ARRANCADOR SUAVE…………………………………………………... 47

2.6.5 CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE (VSC)………………… 48

2.7 EFECTOS DEL VSC EN LOS COMPONENTES DEL SISTEMA ESP……. 49

2.7.1 EFECTOS DE LA BOMBA CENTRÍFUGA………………………………. 49

2.7.2 EFECTOS SOBRE EL MOTOR……………………………………………. 51

2.7.3 LA BOMBA, EL MOTOR Y EL VSC……………………………………... 52

2.7.4 LIMITACIÓN DEL EJE DE LA BOMBA………………………………… 53

2.7.5 LÍMITE DEL ALOJAMIENTO DE LA BOMBA…………………………. 54

2.7.6 VIBRACIÓN Y DESGASTE……………………………………………….. 54

2.7.7 EFICIENCIA DEL MOTOR………………………………………………... 56

2.7.8 CALENTAMIENTO DEL MOTOR………………………………………... 57

2.7.9 AISLAMIENTO DEL MOTOR…………………………………………….. 57

2.7.10 ARRANQUE……………………………………………………………….. 57

2.8 EQUIPOS ADICIONALES…………………………………………………… 58

IX

2.8.1 MONITOR DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE FONDO DE POZO…. 58

2.8.2 TRANSFORMADOR……………………………………………………….. 59

2.8.3 CAJA DE CONEXIONES………………………………………………….. 60

2.8.4 CABEZA DE POZO………………………………………………………… 60

2.8.5 VÁLVULA DE RETENCIÓN……………………………………………… 60

2.8.6 VÁLVULA DE DRENADO O PURGA…………………………………… 61

2.8.7 REVELADOR DE ROTACIÓN INVERSA………………………………... 61

2.8.8 CENTRALIZADOR………………………………………………………… 62

2.8.9 CABLE DE POTENCIA……………………………………………………. 63

2.8.10 CABLE PLANO DE EXTENSIÓN DEL MOTOR (MLE)………………... 63

2.8.11 FLEJES……………………………………………………………………... 63

2.8.12 PROTECTORES PARA CABLE………………………………………….. 64

CAPÍTULO III……………………………………………………………………. 65

3.1 OPERACIÓN DE BOMBAS ELECTROCENTRÍFUGAS EN AMBIENTES

ABRASIVOS………………………………………………………………………. 66

3.2 CALCULO DEL MRI EN LOS POZOS DE REPSOL YPF…………………. 77

3.2.1 DETERMINACIÓN DE ARENA………………………………………….. 77

3.3 TIPOS DE BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÓN………………….. 80

3.3.1 BOMBA DE COMPRESIÓN……………………………………………….. 80

3.3.2 BOMBA CON COJINETES DE CAUCHO………………………………... 81

3.3.3 BOMBA CON COJINETE DE SOPORTE RADIAL (ESTABILIZADOR). 81

3.3.4 BOMBA DE COMPRESIÓN RESISTENTE A LA ABRASIÓN “ARC”…. 82

3.3.5 BOMBA RESISTENTE A LA ABRASIÓN “AR”………………………… 83

X

3.4 CONTROL DE SÓLIDOS EN EQUIPOS BES MEDIANTE LA

APLICACIÓN DE DISPERSANTE DE SÓLIDOS………………………………. 86

CAPÍTULO IV……………………………………………………………………. 87

4.1 DISEÑO PARA POZOS CON ALTA VISCOSIDAD……………………….. 88

4.1.1 TEORÍA DE LAS EMULSIONES…………………………………………. 90

4.1.1.1 FORMACIÓN DE EMULSIONES………………………………………. 90

4.1.1.2 TEORÍAS DE LA DEMULSIFICACIÓN………………………………. 91

4.1.1.3 MÉTODOS DE TRATAMIENTO……………………………………….. 92

4.1.1.4 PUNTOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS…………………………….. 92

4.1.1.5 MÉTODOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS…………………………... 93

4.1.1.6 DETERMINACIÓN DEL BSW O CORTE DE AGUA………………….. 94

4.1.1.7 SELECCIÓN DEL DEMULSIFICANTE-PRUEBA DE BOTELLAS…... 97

4.2 SELECCIÓN DEL EQUIPO ELECTROCENTRÍFUGO PARA LA

PRODUCCIÓN DE EQUIPOS DE ALTA VELOCIDAD……………………….. 102

4.2.1 EJEMPLO: FLUIDOS DE ALTA VISCOSIDAD………………………… 106

4.2.2 DATOS DE POZO…………………………………………………………. 106

4.2.3 DATOS DE PRODUCCIÓN……………………………………………….. 106

4.2.4 CONDICIONES DEL FLUÍDO DE POZO………………………………… 107

4.2.5 SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA………………………………. 107

4.2.6 PROBLEMAS POSIBLES………………………………………………….. 107

125

XI

CAPÍTULO V……………………………………………………………………

5.1 HISTORIAS DE BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÓN AR……….. 126

5.1.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………... 126

5.1.2 AMO C5…………………………………………………………………….. 127

5.1.3 GINTA B5…………………………………………………………………... 131

5.1.4 DAIMI 01…………………………………………………………………… 136

5.1.5 TIVACUNO 01……………………………………………………………... 140

5.1.6 TIVACUNO 04……………………………………………………………... 143

5.1.7 TIVACUNO A3……………………………………………………………... 154

5.1.8 TIVACUNO B2…………………………………………………………….. 157

5.1.9 AMO B4…………………………………………………………………….. 160

CAPÍTULO VI……………………………………………………………………. 167

6.1 CONCLUSIONES…………………………………………………………….. 168

6.2 RECOMENDACIONES………………………………………………………. 169

GLOSARIO DE TÉRMINOS…………………………………………………… 170

BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………….. 175

ANEXOS…………………………………………………………………………... 177

ANEXO I…………………………………………………………………………... 178

ANEXO II………………………………………………………………………….. 179

ANEXO III…………………………………………………………………………. 180

ANEXO IV………………………………………………………………………… 181

ANEXO V…………………………………………………………………………. 182

ANEXO VI………………………………………………………………………… 183

XII

ANEXO VII……………………………………………………………………….. 184

ANEXO VIII……………………………………………………………………….. 185

ANEXO IX………………………………………………………………………… 186

XIII

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES PAG.

ILUSTRACIÓN 2.1. COMPONENTES DEL SISTEMA BES………………….. 10

ILUSTRACIÓN 2.2. RELACIÓN DE LA COLUMNA IDEAL DE FLUIDO Y

CAPACIDAD DE CIRCULACIÓN DE LA BOMBA……………………………. 12

ILUSTRACIÓN 2.3. RELACIÓN ENTRE EL CAUDAL DE FLUJO Y LA

ALTURA DE LA COLUMNA……………………………………………………. 14

ILUSTRACIÓN 2.4. CURVA CARACTERÍSTICA PARA UNA ETAPA DE

60 HERTZ…………………………………………………………………………. 15

ILUSTRACIÓN 2.5. IMPULSOR Y EXTREMO DEL EJE DE LA BOMBA….. 19

ILUSTRACIÓN 2.6. CURVAS DE EMPUJE AXIAL TÍPICAS DE BOMBAS

CENTRÍFUGAS…………………………………………………………………… 20

ILUSTRACIÓN 2.7. ETAPA DE UNA BOMBA……………………………….. 25

ILUSTRACIÓN 2.8. FLUJO RADIAL, FLUJO MIXTO ……………………... 26

ILUSTRACIÓN 2.9. CURVA CARACTERISTICA PARA UNA ETAPA A 60

HERTZ……………………………………………………………………………... 29

ILUSTRACIÓN 2.10. SEPARADOR DE GAS ROTATIVO …………………... 31

ILUSTRACIÓN 2.11. SEPARADOR DE GAS ROTATIVO……………………. 33

ILUSTRACIÓN 2.12. EL SELLO………………………………………………... 35

ILUSTRACIÓN 2.13. EL SELLO………………………………………………... 36

ILUSTRACIÓN 2.14. CONJUNTO ESTATOR Y ROTORES…………………... 39

ILUSTRACIÓN 2.15. CONJUNTO ESTATOR Y ROTORES…………………... 39

XIV

ILUSTRACIÓN 2.16. CURVAS CARACTERÍSTICAS DE UN MOTOR EN

FUNCIÓN DE LA CARGA (HP), PARA UN MOTOR

ELECTROSUMERGIBLE TÍPICO………………………………………………..

43

ILUSTRACIÓN 2.17. CURVAS CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR ………... 43

ILUSTRACIÓN 2.18. INCREMENTO DE CALOR VS. VELOCIDAD DEL

FLUÍDO……………………………………………………………………………. 45

ILUSTRACIÓN 2.19. CURVA CARACTERÍSTICA PARA UNA ETAPA A

FRECUENCIA VARIABLE………………………………………………………. 51

ILUSTRACIÓN 2.20. RENDIMIENTO DE POTENCIA DEL MOTOR………... 53

ILUSTRACIÓN 3.1. MICROFOTOGRAFÍA DE ARENA CON GRANOS

LISOS……………………………………………………………………………… 69

ILUSTRACIÓN 3.2. MICROFOTOGRAFÍA DE ARENA CON GRANOS DE

ANGULARIDAD MODERNA……………………………………………………. 69

ILUSTRACIÓN 3.3. MICROFOTOGRAFÍA DE ARENA CON GRANOS

NOTABLEMENTE AFILADOS………………………………………………….. 70

ILUSTRACIÓN 3.4. GRÁFICO SAN-SOL……………………………………... 72

ILUSTRACIÓN 3.5. BOMBA RESISTENTE A LA ABRASIÓN……………… 83

ILUSTRACIÓN 3.6. TABLA DE DUREZA COMPARATIVA………………… 85

ILUSTRACIÓN 4.1. EFECTO DE LA VISCOSIDAD EN LA BOMBA

CENTRÍFUGA……………………………………………………………………... 88

ILUSTRACIÓN 4.2. FOTOGRAFÍA DE UNA EMULSIÓN AGUA EN

ACEITE…………………………………………………………………………….. 91

ILUSTRACIÓN 4.3. EFECTO DE LA VISCOSIDAD EN LA BOMBA

CENTRÍFUGA…………………………………………………………………….. 91

XV

ILUSTRACIÓN 4.4. DETERMINACIÓN DEL BSW EN EL CAMPO………… 97

ILUSTRACIÓN 4.5. VISCOSIDAD DEL ACEITE SIN GAS A

TEMPERATURA DEL CAMPO PETROLÍFERO……………………………….. 108

ILUSTRACIÓN 4.6. GOR EN SOLUCIÓN A PRESIÓN SUMERGIDA………. 109

ILUSTRACIÓN 4.7. VISCOSIDAD DEL ACEITE SATURADO A

TEMPERATURA Y PRESIÓN DEL YACIMIENTO…………………………….. 109

ILUSTRACIÓN 4.8. FACTOR DE CORRECCIÓN DE VISCOSIDAD………... 111

ILUSTRACIÓN 4.9. PÉRDIDAS DE FRICCIÓN EN LA TUBERÍA …………. 117

ILUSTRACIÓN 4.10. PANTALLA DE INFORMACIÓN DEL POZO…………. 120

ILUSTRACIÓN 4.11. PANTALLA DE INFORMACIÓN DE LA BOMBA……. 121

ILUSTRACIÓN 4.12. PANTALLA DE INFORMACIÓN DEL MOTOR………. 122

ILUSTRACIÓN 4.13. PANTALLA DE INFORMACIÓN DEL SELLO………... 123

ILUSTRACIÓN 4.14. PANTALLA DE INFORMACIÓN DEL CABLE ………. 124

ILUSTRACIÓN 5.1. BOLSA DE GOMA ROTA……………………………….. 150

ILUSTRACIÓN 5.2. CÁMARA DE EMPUJE…………………………………... 150

ILUSTRACIÓN 5.3. CABLES DE CONEXIÓN CON SIGNOS DE

TEMPERATURA………………………………………………………………….. 152

ILUSTRACIÓN 5.4. CONJUNTO DE EMPUJE CON SIGNOS DE

TEMPERATURA………………………………………………………………….. 164

ILUSTRACIÓN 5.5. BOLSA DE GOMA ROTA Y CRISTALIZADA………… 165

XVI

RESUMEN

El bombeo electrosumergible ha probado ser un sistema artificial de producción

eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la

variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado.

En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de

producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre

puede resultar el mejor. Es decir un pozo candidato a producir artificialmente con

bombeo electrosumergible, debe reunir características que no afecten su funcionamiento

como las altas relaciones gas aceite, las altas temperaturas, la presencia de arena en los

fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son factores con

influencias indeseables sobre la eficiencia de este sistema.

Entre las características únicas del sistema están su capacidad de producir volúmenes

considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una amplia variedad de

condiciones del pozo y particularmente se distingue por que, su unidad de impulso o

motor está directamente acoplada con la bomba en el fondo del pozo.

El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de profundidades y

gastos. Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias

para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas-aceite. 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.

XVII

Anteriormente, para el diseño del aparejo de bombeo eléctrico se consideraba como

único requisito, que la bomba debía colocarse por abajo del nivel dinámico del fluido en

el pozo, de tal manera que estuviera garantizada la alimentación continua de líquidos en

la succión de la bomba, previendo posibles variaciones en las condiciones del pozo.

Además, se suponía la existencia del flujo de una sola fase líquida en la tubería de

producción, determinando las perdidas de presión por la fricción.

Estas suposiciones, aún hoy son validas para pozos productores de agua ó para aquellos

con altas relaciones agua-aceite y volumenes despreciables de gas.

Más adelante, el procedimiento de diseño evolucionó con la operación de métodos para

determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo multifásico; entonces,

también se utilizaron correlaciones para el cálculo de propiedades PVT de los fluidos.

Lo anterior permitió efectuar la selección del equipo de bombeo con mejor

aproximación, para pozos en los que existe una cantidad importante de gas que se

produce con los líquidos. En estos casos se tomaron en cuenta los efectos del gas que se

libera en la tubería de producción conforme se reduce la presión, durante el viaje

ascendente de los hidrocarburos hacia la superficie, de manera que, determinar la

variación de la densidad de la mezcla a presiones inferiores a la de burbujeo, condujo a

diseños en los que las dimensiones del motor y de la bomba fueron hasta 50% menores,

respecto a las obtenidas con las suposiciones mencionadas anteriormente.

En la actualidad el diseño a mejorado, incorporando en los cálculos la consideración de

que el volúmen y propiedades físicas de la mezcla, varían constantemente en el interior

XVIII

de la bomba; lo cual se traduce en reducciones importantes de su capacidad volumetrica,

desde la presión de succión hasta la de descarga. Consecuentemente las dimensiones del

motor y de la bomba son aún menores, para lograr una operación más eficiente del

sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquidos deseado, manteniendo la

presión necesaria en la cabeza del pozo.

XIX

SUMMARY

The electrical sistem pump has proven to be an efficient and economic artificial system

of production. At the present time it has charged bigger importance due to the variety of

industrial cases in those that it is broadly accepted.

In the oil industry, comparatively with other artificial systems of production he/she has

advantages and disadvantages, because for diverse you reason it cannot always be the

best. That is to say a well candidate to take place artificially with pumping submergible

electrocentrífugo, it should gather characteristic that don't affect their operation like the

discharges you relate gas it oils, the high temperatures, the presence of sand in the

produced fluids and aggressive operation environment that are factors with undesirable

influences on the efficiency of this system.

Their capacity to produce volumes are among the unique characteristics of the system

considerable of fluid from big depths, under a wide variety of conditions of the well and

particularly he/she is distinguished for that, their impulse unit or motor is directly

coupled with the bomb in the bottom of the well.

The apparel of pumping electrician works on a wide range of depths and expenses.

Their application is particularly successful when the conditions are favorable to produce

high volumes of liquids with drops relationships gas-oil. The system operates without

packer. Submerged in the fluid of the well and suspended in the inferior end of the

production pipe, generally for up of the area of shots.

XX

Previously, for the design of the apparel of electric pumping it was considered as only

requirement that the bomb should be placed for under the dynamic level of the fluid in

the well, in such a way that was guaranteed the continuous feeding of liquids in the

suction of the bomb, foreseeing possible variations under the conditions of the well.

Also, the existence of the flow of a single liquid phase was supposed in the production

pipe, determining the lost of pressure for the friction.

These suppositions, today they are still been worth for wells producing of water or for

those with discharges relationships water-oil and worthless volumes of gas.

Later on, the design procedure evolved with the operation of methods for to determine

fallen of pressure in vertical pipes with flow multiphase; then, correlations were also

used for the calculation of properties PVT of the fluids. The above-mentioned allowed

to make the selection of the team of pumping with better approach, for wells in those

that an important quantity of gas that takes place with the liquids exists. In these cases

they took into account the effects of the gas that it is liberated in the pipe of according

production he/she decreases the pressure, during the upward trip of the hydrocarbons

toward the surface, so that, to determine the variation of the density from the mixture to

inferior pressures to that of bubbling, it drove to designs in those that the dimensions of

the motor and of the bomb they went up to 50% smaller, regarding those obtained with

the suppositions mentioned previously.

XXI

At the present time the design had improved, incorporating in the calculations the

consideration that the volume and physical properties of the mixture, they constantly

vary inside the bomb; that which is translated in important reductions of their

volumetric capacity, from the suction pressure until that of discharge. Consequently the

dimensions of the motor and of the bomb they are even smaller, to achieve a more

efficient operation of the system, to obtain in the surface the wanted expense of liquids,

maintaining the necessary pressure in the head of the well.

1

CAPÍTULO I

2

CAPÍTULO I

1.1 INTRODUCCIÓN

El diseño de una instalación de bombeo electrocentrífugo, al igual que otros métodos de

levantamiento artificial, no es una ciencia exacta e involucra un gran número de

factores. El procedimiento varía considerablemente con las condiciones del pozo y con

los fluidos que van a ser bombeados. Es muy importante obtener información detallada

acerca del estado mecánico del pozo, la historia de la producción y las condiciones del

yacimiento. La obtención de buenos datos acerca de estas condiciones antes de realizar

el diseño es esencial para un diseño exitoso.

Una vez que el equipo de bombeo electrocentrífugo ha sido diseñado correctamente y su

operación ha sido monitoreada adecuadamente, el equipo instalado empieza a ser

relativamente económico y libre de problemas. Los ejemplos de diseño incorporados en

esta sección representan los procedimientos básicos de diseño para instalaciones de

bombeo electrocentrífugo y no necesariamente representa todos los métodos usados en

la industria de este tipo de producción.

Es importante comenzar esta sección acerca del diseño del equipo con una discusión

sobre los datos requeridos para el diseño correcto de una instalación de un equipo

electrosumergible. La selección de una unidad de bombeo electrocentrífuga, en la

mayoría de las condiciones, no es una tarea difícil, especialmente si los datos son

confiables. Pero si la información, especialmente la pertinente a la capacidad del pozo,

es pobre, el diseño generalmente será marginal. Los datos erróneos frecuentemente

3

traen como resultado una bomba mal diseñada y una operación costosa. Una bomba mal

seleccionada puede funcionar fuera del rango recomendado, sobrecargando el motor o

haciéndolo trabajar por debajo de la carga o bajar muy rápidamente el nivel del pozo

trabajando con un caudal excesivo que puede causar daño en la formación. Por otra

parte, la bomba puede que no sea lo suficientemente grande para proporcionar el rango

de producción deseado.

Muy frecuentemente se utilizan los datos de otros pozos en el mismo campo o en un

área cercana, suponiendo que los pozos del mismo horizonte de producción tendrán

características similares. Desafortunadamente para el ingeniero que debe diseñar las

instalaciones electrosumergibles, los pozos de petróleo son como huellas digitales, es

decir, no hay dos que sean iguales.

1.2 OBJETIVOS GENERALES

• Mejorar la vida útil de las bombas que manejan fluidos con altos contenidos de

arena.

• Mejorar la eficiencia de la bomba que manejan fluidos viscosos.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Identificar los tipos de desgaste que las bombas pueden sufrir en medios

ambientes abrasivos.

• Analizar la perdida de eficiencia en el sistema de bombeo electrosumergible

cuando manejan fluidos viscosos

• Determinar el mejor material que reducirá los problemas de abrasión.

4

• Definir la aplicación adecuada para el manejo de fluidos viscosos con arena.

• Determinar la viscosidad del aceite sin gas (Aceite muerto) a temperatura de

yacimiento partiendo de datos de laboratorio o de correlaciones.

• Utilizar los datos obtenidos en la selección del sistema de bombeo

electrosumergible adecuado

1.4 JUSTIFICACIÓN

El estudio tiene como objetivo determinar la mejor aplicación del sistema BES para

manejar fluidos viscosos y una cantidad determinada de arena, en función del volumen

producido y seleccionar adecuadamente el tipo de bomba que se podría utilizar; y así

ayudar a mejorar su máxima eficiencia, su tiempo de vida y por ende establecer los

beneficios que se logran con este tipo de de operaciones. Se requieren diseños

especializados para conseguir la aplicación correcta en los pozos, tanto desde el punto

de vista técnico como el económico. Para determinar cual es el mejor material que

reducirá los problemas de abrasión utilizaremos el INDICE PARA

RECOMENDACIÓN DE MATERIAL o MRI del ingles MATERIAL

RECOMENDATION INDEX, y para establecer la cantidad y características de arena

necesitaremos pruebas de laboratorio.

Para determinar el equipo electrocentrífugo para la producción de fluidos de alta

viscosidad utilizaremos el procedimiento paso a paso, descrito posteriormente.

5

1.5 IDEA A DEFENDER

Explicar de forma secuencial, los procedimientos y el análisis que se efectúa para

seleccionar una bomba tipo BES para manejar fluidos viscosos y fluidos con altos

contenidos de arena en los pozos que se encuentran en el campo de REPSOL YPF.

1.6 VARIABLES:

• Variable Dependiente:

Bombas centrífugas multi etapas

• Variable Independiente:

Fluido con arena, fluidos viscosos

1.7 METODOLOGÍA

• Tipo y diseño de la investigación:

La presente investigación se la realizara basándose en estudios bibliográficos,

investigativos y de campo.

• Métodos de investigación a emplearse:

Para el desarrollo de esta investigación emplearemos los siguientes métodos.

• Método General:

Método Deductivo

• Método Especifico:

Experimental

• Modalidad:

Descriptiva

• Técnicas:

6

Revisión de literatura.

Trabajo de campo.

Consulta a expertos.

Internet.

Revisión de documentos.

• Instrumentos:

Herramientas.

Manuales.

Internet.

Libros.

1.8 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Para el presente trabajo a realizarse se va a emplear las siguientes técnicas:

• Revisión de literatura especializada.

Se buscara información sobre la correcta utilización de químicos en la

deshidratación petrolera en las diferentes compañías especializadas en este tema,

así como también los catálogos, revistas, libros, Internet, manuales técnicos, etc.

• Charlas Técnicas Informales.

Aprovecharemos los conocimientos de los temas a tratarse.

7

CAPÍTULO II

8

CAPÍTULO II

2.1 EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

2.1.1 Introducción

La fuerza de empuje que desplaza al aceite de un yacimiento proviene de la energía

natural de los fluidos comprimidos almacenados en el yacimiento. La energía que

realmente hace que el pozo produzca es el resultado de una reducción en la presión

entre el yacimiento y la cavidad del pozo. Si la diferencia de presión entre el yacimiento

y las instalaciones de producción de la superficie es lo suficientemente grande, el pozo

fluirá naturalmente a la superficie utilizando solamente la energía natural suministrada

por el yacimiento.

La producción de petróleo por métodos artificiales es requerida cuando la energía

natural asociada con los fluidos no produce una presión diferencial suficientemente

grande entre el yacimiento y la cavidad del pozo como para levantar los fluidos del

yacimiento hasta las instalaciones de superficie, o es insuficiente para producir a niveles

económicos.

El Bombeo electrosumergible es un sistema integrado de levantamiento artificial, es

considerado como un medio económico y efectivo para levantar altos volúmenes de

fluido desde grandes profundidades en una variedad de condiciones de pozo. Es más

aplicable en yacimientos con altos porcentajes de agua y baja relación gas-aceite; sin

embargo en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la

producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos gasíferos, en pozos con fluidos

abrasivos, en pozos de altas temperaturas y de diámetro reducido, etc.…

9

Los componentes del sistema de bombeo electrosumergible pueden ser clasificados en

dos partes, el equipo de fondo y el equipo de superficie. El equipo de fondo cuelga de la

tubería de producción y cumple la función de levantar la columna de fluido necesaria

para producir el pozo, consiste principalmente de un motor eléctrico, un sello, un

separador de gas y una bomba electrocentrífuga. Un cable de poder transmite la energía

eléctrica de la boca del pozo hasta el motor. El equipo de superficie provee de energía

eléctrica al motor electrosumergible y controla su funcionamiento. Los principales

componentes de superficie son los transformadores, el tablero o variador de control, y la

caja de venteo. Varios componentes adicionales normalmente incluyen la cabeza de

pozo, empacadores, protectores de cable y flejes, válvulas de retención y de drenaje,

entre otros.

10

Ilustración 2.1 Componentes del sistema BES

FUENTE: REPSOL YPF.

ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT

11

El equipo opcional puede incluir un censor de presión de fondo de pozo y temperatura

para observar las condiciones en la cavidad del pozo.

Este es el tipo más común de instalación y es más o menos un estándar para comparar

otros tipos de configuraciones de instalación. En este tipo de aplicación, la unidad es

instalada por encima de los intervalos perforados. El fluido producido es forzado a

moverse hacia arriba desde los disparos pasando por el motor. Este fluido producido, al

pasar por el motor, absorbe el calor generado en el mismo y lo enfría.

2.2 TEORÍA HIDRÁULICA DE LA BOMBA CENTRÍFUGA

2.2.1 Introducción

Las bombas electrosumergibles se encuentran constituidos de una serie de etapas

(impulsores y difusores) superpuestas una sobre otra para lograr obtener la altura de

columna deseada. La bomba centrífuga convierte la energía mecánica en energía

hidráulica en el seno del líquido que está siendo bombeado. Esta energía se presenta

como energía de velocidad, energía de presión, o ambas.

La bomba electrosumergible opera con mayor eficiencia cuando solo líquidos son

producidos a través de la bomba. La producción de gas libre a través de la bomba

reduce su eficiencia y tiene un efecto negativo en la cantidad de columna generada. La

magnitud de la degradación de columna dinámica de fluido (TDH) depende en parte de

la presión de entrada a la bomba (PIP), al disminuir la presión PIP se magnifica el

efecto del gas libre en la columna dinámica de fluido. El aumento en la cantidad de gas

libre dentro de la bomba reduce la columna de fluido generada y aumenta el riesgo de

que la bomba se trabe debido a gas lock.

12

El flujo desarrollado dentro de un impulsor es un flujo inestable y tridimensional, la

columna de fluido generada por un impulsor puede ser calculada teóricamente por

medio de las ecuaciones de momento y energía usando balance de masas para obtener

las velocidades de entrada y salida del fluido en el impulsor asumiendo un flujo uni-

dimensional. La columna TDH calculada teóricamente es una aproximación de la

columna de fluido real generado por un impulsor. En el estudio teórico se asume un

flujo uni-dimensional en el que se descartan movimientos secundarios y se asume que

el fluido recorre exactamente los pasajes entre los alabes del impulsor y sale del

impulsor con una dirección tangencial a la superficie de los alabes (numero infinito de

alabes). Al conjunto de ecuaciones para calcular la columna ideal de fluido generada por

un impulsor se les conoce como la ecuación de Euler. La relación de la columna ideal

de fluido desarrollada y la capacidad de circulación de la bomba se puede observar en la

figura 2.2.

Ilustración 2.2 Relación de la columna ideal de fluido y capacidad de circulación

de la bomba

Caudal de flujo (ft3/seg.)

Altu

ra d

e co

lum

na(p

ies)

FUENTE: REPSOL YPF.


13

La columna actual de fluido desarrollada por la bomba es menor que la calculada

teóricamente usando la ecuación de Euler. Debido a las perdidas que ocurren dentro de

cada etapa de la bomba las cuales no son consideradas en el análisis teórico. En general

las pérdidas en la bomba pueden ser clasificadas en perdidas por escape, hidráulicas,

mecánicas y perdidas del impulsor.

Perdidas por escape: Estas ocurren cuando el fluido se filtra entre los espacios del

impulsor y el difusor.

Perdidas hidráulicas: Estas se desarrollan debido a la complejidad del patrón de flujo

dentro del impulsor. La magnitud de esta variable aumenta al introducir gas libre dentro

de la bomba.

Perdidas del impulsor: Estas ocurren debido a la fricción entre las paredes del impulsor

y el fluido , la perdidas por los cambios en el área del impulsor ocupada por el fluido, y

las perdidas ocasionadas por la circulación del fluido dentro de las cavidades del

impulsor. Este ultimo puede ser teóricamente reducido mediante el uso de un mayor

número de alabes en el impulsor, lo cual mejora la circulación del fluido.

La cantidad de columna actual desarrollada por una etapa es menor que la calculada

teóricamente mediante la ecuación de Euler debido a los factores previamente descritos

(Fig.2.3). La curva que describe la relación entre el caudal de flujo y la altura de

columna cambia de acuerdo a la geometría de la bomba.

14

Ilustración 2.3 Relación entre el caudal de flujo y la altura de columna

Caudal de flujo (ft3/seg.)

Altu

ra d

e co

lum

na(p

ies)

Ecuación de Euler

Columna actual

FUENTE: REPSOL YPF.


La bomba tiene, para una velocidad y una viscosidad del fluido estándares, una curva de

desempeño que indica la relación entre la altura de columna desarrollada por la bomba y

el gasto que circula a través de la bomba (Fig. 2.4), esta curva se basa en el desempeño

actual de la bomba en condiciones específicas. En una curva típica de rendimiento se

puede apreciar el comportamiento de la eficiencia de la bomba, la potencia requerida y

el rango óptimo de operación en función de la taza de descarga, la cual depende de la

velocidad de rotación, tamaño del impulsor, diseño del impulsor, número de etapas, la

cabeza o columna dinámica en contra de la cual la bomba debe operar y las propiedades

físicas del fluido a bombear.

15

Ilustración 2.4 Curva característica para una etapa a 60 Hertz

RANGO DE OPERACION

EFICIENCIA DE LA BOMBA

ALTURA DE COLUMNA

POTENCIA AL FRENO (BHP)

ALTURA DECOLUMNA (ft)

60HERTZ

RPM @ 60 Hz = 3500, Graveda especifica = 1.00Bomba electrosumergible de Centrilift

Serie 513

FUENTE: REPSOL YPF.


La curva de Altura de columna es trazada utilizando los datos de desempeño reales.

Como puede observarse, cuando la capacidad aumenta, la altura de columna total (o

presión) que la bomba es capaz de desarrollar se reduce. Generalmente, la columna más

alta que una bomba puede desarrollar, se desarrolla en un punto en que no hay flujo a

través de la bomba; esto es, cuando la válvula de descarga está completamente cerrada.

La curva de Potencia al Freno (BHP) se traza con base en los datos de la prueba de

desempeño real. Esta es la potencia real requerida por la bomba centrífuga, tomando

como base los mismos factores constantes que se mencionaron anteriormente, para

entregar el requerimiento hidráulico.

16

Rango de Operación: Este es el rango en el cual la bomba opera con mayor eficiencia.

Si la bomba se opera a la izquierda del rango de operación a una tasa de flujo menor, la

bomba puede sufrir desgaste por empuje descendente (downthrust). Si la bomba se

opera a la derecha del rango de operación a una tasa de flujo mayor, la bomba puede

sufrir desgaste por empuje ascendente (upthrust).

La Eficiencia de la bomba centrífuga no se puede medir directamente, debe ser

computada de los datos de la prueba ya medidos. La fórmula para calcular el porcentaje

de eficiencia es:

Ecuación 2.1 Eficiencia de la bomba centrífuga

BHP 3,960100 Específica Gravedad Capacidad columna de Alt. = (%) Eficiencia

⋅⋅⋅⋅

FUENTE: REPSOL YPF.


Donde: Alt. columna = Pies

Capacidad = Galones/minuto

BHP = Potencia al freno (HP)

2.2.2 Empuje Axial en la Bomba

2.2.2.1 Impulsor

Hay dos zonas donde se produce el empuje en una bomba. El primero es producido por

las presiones del fluido (PT & PB) en el impulsor (Fig.2.5). La presión del fluido en el

área superior del cuerpo del impulsor (AT) produce una fuerza hacia abajo en el

17

impulsor. La presión del fluido en el área inferior del impulsor (AB) y la fuerza de

inercia (FM) del fluido haciendo un giro de 90 grados en la entrada produce una fuerza

hacia arriba. La sumatoria de estas se llama la fuerza de empuje del impulsor (FI).

Ecuación 2.2 Fuerza de empuje del impulsor

MBBTTI FAPAPF −++=

FUENTE: REPSOL YPF.


2.2.2.2 Eje

La segunda zona de empuje es producida por las presiones del fluido actuando sobre el

extremo del eje de la bomba (Fig.2.6) y se conoce como empuje del eje (FS). En este

caso, la presión (PD) producida por la bomba menos la presión de entrada de la bomba

(PE) actuando en el área del eje (AS) produce una fuerza hacia abajo (FS).

Ecuación 2.3 Fuerza de empuje del impulsor

FS = (PO - PE) AS

FUENTE: REPSOL YPF.


18

2.2.2.3 Impulsor Fijo (o de Compresión) vs. Impulsor Flotante

El método del manejo del empuje ejercido por una bomba varía dependiendo del tipo de

impulsor. La etapa de la bomba de impulsor fijo tiene sus impulsores montados en el

eje de tal forma que no se les permite moverse o deslizarse axialmente sobre el mismo.

Los impulsores están localizados de manera tal que están girando dentro de un espacio

limitado por una distancia mínima a los difusores ubicados arriba y abajo de estos. Por

lo tanto, el empuje del impulsor (FI) es transferido al eje de la bomba. El cojinete de

empuje de la sección de sello tiene que llevar el empuje total (FT = FI + FS) de la bomba.

La etapa de la bomba de impulsor flotante permite que su impulsor se mueva

axialmente por el eje tocando las superficies de empuje del difusor. La etapa soporta y

absorbe el empuje del impulsor (FI). El empuje es transferido a través de las arandelas

de empuje al difusor y al alojamiento. Por lo tanto, la sección de sello solamente

soporta el empuje del eje (FS) como se muestra en la figura 6 (FS o FT = FS).

19

Ilustración 2.5 Impulsor y Extremo del eje de la bomba

Impulsor Extremo del eje de la bomba

AT = Area superior del impulsor

AT = Area inferior del impulsor

AS = Area del eje

FUENTE: REPSOL YPF.


Es un concepto errado pero muy común pensar que el impulsor flota entre las

superficies de empuje del difusor a un flujo óptimo. Cuando el impulsor alcanza o se

acerca a su punto de empuje equilibrado (FI=0), empezará a ser inestable y comenzará a

oscilar hacia arriba y hacia abajo. Por este motivo los impulsores están diseñados para

ser estables o para presentar un leve empuje hacia abajo a su volumen de diseño óptimo

y para pasar por esta región de transición a un caudal más alto. En la figura 7 se observa

una curva de empuje típica de una bomba centrífuga.

20

Ilustración 2.6 Curvas de empuje axial típicas de bombas centrífugas

FUENTE: REPSOL YPF.


2.2.3 Leyes de Afinidad

Al cambiar la velocidad operacional de una bomba centrífuga, las características de

desempeño de la bomba cambiarán respectivamente. Estos cambios se pueden predecir

mediante el uso de las Leyes de Afinidad, las cuales gobiernan el desempeño de la

bomba centrífuga, a medida que ocurren cambios en la velocidad de operación. Las

Leyes de Afinidad se derivaron del análisis adimensional de las máquinas rotativas.

Las leyes mostraron que para condiciones dinámicamente similares o relativamente

comunes, algunos parámetros adimensionales permanecían constantes. Cuando se

21

aplican a cada punto sobre una curva de desempeño altura de columna-caudal, estas

leyes demuestran como con cambios de velocidad de operación: la capacidad es

directamente proporcional a la velocidad; la altura de columna generada es proporcional

al cuadrado de la velocidad; la potencia al freno es proporcional al cubo de la velocidad;

y la potencia generada por el motor es directamente proporcional a la velocidad. La

relación matemática entre estas variables se puede ilustrar de la siguiente forma:

Ecuación 2.4 Leyes de afinidad

Q2 = Q1NN

2

1

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

H2 = H1 NN

2

1

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

2

BHP2 = BHP1 NN

2

1

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

3

MHP2 = MHP1 NN

2

1

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟

FUENTE: REPSOL YPF.


Donde: Q1, H1, BHP1, MHP1 y N1 = Valores iniciales de: Caudal de producción, Altura

de columna, Potencia al freno, Potencia generada por el motor y Velocidad.

Q2, H2, BHP2, MHP2 y N2 = Valores nuevos de: Caudal de producción, Altura

de columna, Potencia al freno y Velocidad.

22

Usando las leyes de afinidad se pueden construir las curvas de desempeño para

cualquier velocidad dada, para predecir el comportamiento de la bomba partiendo de

una velocidad determinada. Para cualquier punto en la curva de velocidad estándar, se

pueden encontrar puntos equivalentes en las nuevas curvas de velocidad que tengan

condiciones hidráulicas casi idénticas; patrón de flujo, equilibrio del empuje axial del

impulsor y eficiencia de bombeo.

Nota: Las Leyes de Afinidad no predicen la respuesta real de la bomba a los cambios de

velocidad en un pozo real, simplemente relacionan los puntos en curvas de velocidades

diferentes. Antes de que el comportamiento del sistema pueda ser analizado en su

totalidad, se deben considerar conjuntamente tanto las características de la bomba como

las del pozo.

2.2.4 Cavitación

Se puede definir como el proceso de formación de una fase gaseosa en un líquido

cuando es sujeto a una reducción de presión a una temperatura constante. Un líquido se

encuentra en cavitación cuando se observa la formación y crecimiento de burbujas de

vapor (gas) como consecuencia de reducción en presión15.

En una bomba centrífuga este efecto se puede explicar de la siguiente forma. Cuando

un líquido entra al ojo del impulsor de la bomba, es sometido a un incremento de

velocidad. Este incremento de velocidad está acompañado por una reducción en la

presión. Si la presión cae por debajo de la presión de vapor correspondiente a la

temperatura del líquido, el líquido se vaporizará y por lo tanto se tendrá como resultado

el flujo del líquido más zonas de vapor. A medida que el fluido avanza a través de los

23

sucesivos impulsores, el líquido alcanza una región de presión más alta y las cavidades

de vapor se derrumban.

Los efectos más obvios de cavitación son el ruido y la vibración, los cuales son

causados por el colapso de las burbujas de vapor a medida que alcanzan la zona de alta

presión del impulsor. La vibración causada por este efecto puede resultar en la ruptura

del eje y otras fallas por fatiga en la bomba. La cavitación también puede dar origen al

desgaste de los componentes de la bomba ocasionados por corrosión o erosión. En las

bombas electrosumergibles usadas en la industria del petróleo, la cavitación raramente

ocurre. Este problema no ocurrirá si la bomba está diseñada adecuadamente y opera con

suficiente presión de entrada.

2.2.5 Bloqueo por Gas

En la industria petrolera el bloqueo por gas en una bomba electrocentrífuga se presenta

cuando existe una cantidad excesiva de gas libre en el fluido bombeado a la entrada de

la bomba. El bloqueo por gas puede considerarse como una forma de cavitación, debido

a la presencia de gas libre en la bomba. En un pozo que tenga una cantidad excesiva de

gas libre, debe mantenerse una cierta presión de succión para controlar la cantidad que

ingresa a la bomba y evitar el bloqueo por gas.

2.2.6 Potencia Hidráulica

La energía de salida de una bomba se deriva directamente de los parámetros de descarga

(Caudal de flujo y altura de columna generada). La potencia hidráulica para el agua,

con gravedad específica = 1.0, pueden ser determinada como sigue:

24

Ecuación 2.4 Potencia hidráulica

Potencia hidráulica = Caudal Altura de Columna Generada

3,960

⋅

FUENTE: REPSOL YPF.


Donde: Caudal de flujo = Galones/Minuto (GPM)

Columna = Pies

2.2.7 Potencia al Freno

Es la potencia total requerida por una bomba para realizar una cantidad específica de

trabajo. Se puede calcular de la siguiente forma:

Ecuación 2.5 Potencia al freno

Potencia al Freno (BHP) = Potencia Hidráulica

Eficiencia de la Bomba

FUENTE: REPSOL YPF.



Potencia al Freno (BHP) = GPM Altura de Columna (ft) Gravedad Específica

3,960 Eficiencia de la Bomba⋅ ⋅

FUENTE: REPSOL YPF.


25

2.3 LA BOMBA CENTRÍFUGA

Las bombas electrosumergibles son bombas centrífugas multietapas las cuales están

construidas en diferentes diámetros dependiendo del espacio disponible en el pozo.

Cada etapa consiste de un impulsor rotatorio y un difusor estacionario (ilustración 2.7),

se superponen varias etapas para obtener la altura de columna deseada. La bomba

centrífuga trabaja por medio de la transferencia de energía del impulsor al fluido

desplazado, el cambio de presión-energía se lleva a cabo mientras el líquido bombeado

rodea el impulsor, a medida que el impulsor rota, imparte un movimiento rotatorio al

fluido el cual se divide en dos componentes. Uno de estos movimientos es radial hacia

fuera del centro del impulsor y es causado por una fuerza centrífuga. El otro

movimiento va en la dirección tangencial al diámetro externo del impulsor. La

resultante de estos dos componentes es la dirección de flujo. La función del difusor es

convertir la energía de alta velocidad y baja presión, en energía de baja velocidad y alta

presión.

Ilustración 2.7 Etapa de una bomba

Difusor Impulsor

FluidoEje

- ETA

PA

-(Im

puls

or +

Difu

sor)

FUENTE: REPSOL YPF.


26

Las bombas electrosumergibles se pueden clasificar en dos categorías generales de

acuerdo al diseño de sus impulsores; las de flujo radial, son por lo general bombas de

bajo caudal. La ilustración 2.8 muestra la configuración de este tipo de etapa. Se puede

observar que el impulsor descarga la mayor parte del fluido en una dirección radial.

Cuando las bombas alcanzan flujos de diseño del orden de aproximadamente 1,900

BPD (300 m3/d) en las bombas serie 400 y del orden de 3,500 BPD (550 m3/d) en

bombas de mayor diámetro, el diseño cambia a un flujo mixto. La ilustración 2.8

muestra esta configuración. El impulsor en este tipo de diseño de etapa le imparte una

dirección al fluido que contiene una componente axial considerable, a la vez que

mantiene una dirección radial.

Ilustración 2.8 Flujo radial, Flujo mixto

Flujo Radial Flujo mixto

FUENTE: REPSOL YPF.


27

En muchos de los diseños de las bombas, los impulsores están diseñados para flotar

axialmente sobre el eje, tocando las superficies de empuje del difusor. La carga

individual de cada uno de los impulsores es absorbida por las arandelas de empuje

localizadas en el difusor. Como resultado, las bombas pueden ser ensambladas con

centenares de etapas individuales. En este tipo de bomba la cámara de empuje de la

sección sellante solamente soporta la carga del eje. Esta configuración es denominada

bomba de etapa flotante. El beneficio de este diseño es que se pueden ensamblar

bombas de muchas etapas sin necesidad de alinear los impulsores milimétricamente.

Cuando se tienen diámetros del orden de seis pulgadas (150mm), los impulsores están

montados de tal forma que no se les permite moverse o deslizarse sobre el eje. Los

impulsores están localizados de manera tal que se encuentran girando dentro de un

espacio limitado por una distancia mínima entre los difusores ubicados arriba y abajo de

estos. En este tipo de bombas el empuje del impulsor es transferido al eje de la bomba y

no es absorbido por los difusores, sino por el cojinete de empuje de la sección sellante.

Esta configuración se denomina de impulsor fijo o diseño de bomba de compresión.

Los impulsores tienen un diseño con alabes curvados totalmente cerrados, cuya máxima

eficiencia es una función del diseño y tipo de impulsor y cuya eficiencia de operación es

una función del porcentaje de la capacidad de diseño a la cual opera la bomba. La

relación matemática entre la altura de columna, la capacidad o caudal, eficiencia y

potencia al freno se expresa con la siguiente fórmula para la potencia:

28

Ecuación 2.7 Potencia

BHP = Q H Gravedad Especifica

Eficiencia de la Bomba⋅ ⋅

FUENTE: REPSOL YPF.


Donde: Q = Volumen

H = Altura de columna

La configuración y los diámetros del impulsor de la bomba determinan la cantidad de

energía de aceleración que es transmitida al fluido. El diámetro externo del impulsor

está restringido por el diámetro interno del alojamiento de la bomba, que a su vez está

restringido por el diámetro interno del revestimiento (casing) del pozo. El diámetro

interno del impulsor depende del diámetro externo del eje, que debe ser lo

suficientemente resistente para transmitir potencia a todas las etapas de la bomba. Las

bombas centrífugas sumergibles se fabrican para diferentes tamaños de tubería de

revestimiento.

Las etapas están diseñadas de tal manera de mantener una fuerza de empuje axial

descendente en el impulsor en todo su rango de funcionamiento. Esta fuerza puede

variar desde un valor bajo en el punto de operación máximo con una fuerza de empuje

creciente hacia el punto mínimo de operación. Están diseñadas de esta manera para

asegurar un funcionamiento hidráulico estable. Por lo tanto, la bomba debe funcionar

dentro del rango de operación recomendado para proporcionar una óptima vida útil. Las

29

bombas que funcionan fuera de este rango, tendrán una vida útil reducida y pueden

tener un efecto negativo en los otros componentes del sistema electrosumergible.

La capacidad de descarga de la bomba electrocentrífuga sumergible depende de la

velocidad de rotación (r.p.m.), del diseño de la etapa, la altura dinámica contra la cual

debe funcionar y las propiedades físicas del fluido que está siendo bombeado. La altura

de columna dinámica total de la bomba es el producto del número de etapas por la altura

de columna generada por cada etapa. La figura 12 muestra una típica curva de

desempeño para una bomba de una sola etapa, operando a 60 Hz, resaltando el rango de

operación recomendado, además de otras características de la bomba.

Ilustración 2.9 Curva característica para una etapa a 60 hertz

RANGO DE OPERACION

EFICIENCIA DE LA BOMBA

ALTURA DE COLUMNA

POTENCIA AL FRENO (BHP)


60HERTZ

RPM @ 60 Hz = 3500, Graveda especifica = 1.00Bomba electrosumergible de Centrilift

Serie 513

FUENTE: REPSOL YPF.


30

2.3.1 La columna dinámica total (TDH)

Es la altura total requerida para bombear la capacidad de fluido deseada. Esta altura

hace referencia a los pies de líquido bombeado y se obtiene con la suma de la elevación

neta del pozo, la pérdida de carga por fricción en la tubería y la presión de descarga en

la cabeza del pozo.

Ecuación 2.8 Columna dinámica total

TDH = Hd + Ft + Pd

FUENTE: REPSOL YPF.


donde: Hd: Es la distancia vertical en pies o metros, entre la cabeza del pozo y el nivel

estimado de producción

Ft: Es la columna requerida para vencer las perdidas por fricción en la tubería.

Pd: Es la presión necesaria para superar la presión existente en la línea de flujo.

31

2.4 SEPARADOR DE GAS ROTATIVO

Ilustración 2.10 Separador de gas rotativo

FUENTE: REPSOL YPF.


La capacidad de la bomba centrífuga para el manejo eficiente del gas, es limitada. Por

esta razón en las instalaciones de bombeo electrosumergible, para pozos con elevada

relación gas-aceite (alto GOR de producción), es necesario emplear separadores de gas.

La eficiencia de la bomba es afectada notablemente con la presencia de gas libre. Si el

gas presente en la bomba está en solución, es decir que la presión existente se encuentra

por encima del punto de burbuja del gas, la bomba operará normalmente como si

estuviese bombeando un líquido de baja densidad.

32

El diseño de la bomba electrosumergible le permite operar normalmente con un

porcentaje de gas libre de hasta el 10% por volumen. Si el gas libre presente en la

entrada de la bomba es de más del 10%, afectará su funcionamiento e incrementará la

posibilidad de cavitación o bloqueo por gas en la bomba. Cuando el gas libre presente

en la entrada de la bomba se aproxima a este rango es recomendable el uso del

separador de gas o etapas especialmente diseñadas para el manejo de gas libre.

La figura 2.11 muestra el diseño de un separador de gas rotativo típico. El fluido entra

en el separador y es guiado hacia una cámara centrífuga rotativa por la acción de un

inductor. Una vez en la cámara de separación rotativa, el fluido con la mayor gravedad

específica es llevado hacia la pared externa de la cámara rotativa por la fuerza

centrífuga, dejando que el gas libre migre hacia al centro de la cámara. El gas es

separado del fluido por medio de un divisor al final del separador y es expulsado

nuevamente al espacio anular del pozo. El fluido más pesado se dirige hacia la entrada

de la bomba en donde es bombeada hacia la superficie. La corriente rica en gas libre es

venteada a la superficie por el espacio anular.

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 libre.

33

Ilustración 2.11 Separador de gas rotativo

Cámara de separación rotativa

Guias de orientación

Buje central

FUENTE: REPSOL YPF.


2.5 EL SELLO

El sello o sección sellante esta ubicado entre la parte superior del motor y la parte

inferior de la bomba, puede ser instalado como una unidad sencilla o como una unidad

tándem. El sello esta diseñando para proteger al motor por medio de cuatro funciones

básicas, las cuales son:

34

1. Proveer el volumen necesario para permitir la expansión del aceite dieléctrico

contenido en el motor. La expansión se debe al incremento de temperatura del motor

cuando la unidad esta en operación y a la temperatura del fondo del pozo.

2. Igualar la presión en la cavidad del pozo con el fluido dieléctrico del motor. Esta

igualación de presiones a lo largo del motor evita que el fluido del pozo pueda

infiltrarse en las uniones selladas del motor. El ingreso de fluidos del pozo al motor

causarán una falla dieléctrica prematura. La bolsa elastomérica que se muestra en la

figura 2.12, al igual que las cámaras laberínticas, permiten que se lleve a cabo el

equilibrio de las presiones.

3. Proteger al motor de la contaminación de los fluidos del pozo. Como se mencionara

anteriormente, la contaminación del aislamiento del motor con el fluido del pozo

conlleva una falla temprana del aislamiento. La sección sello contiene múltiples

sellos mecánicos montados en el eje que evitan que el fluido del pozo ingrese por el

eje. Las bolsas elastoméricas proporcionan una barrera positiva para el fluido del

pozo. Las cámaras laberínticas proporcionan separación del fluido en base a la

diferencia de densidades entre el fluido del pozo y el aceite del motor. Cualquier

fluido del pozo que pase por los sellos superiores del eje o por la cámara superior es

contenido en las cámaras laberínticas inferiores como un medio de protección

secundario.

4. Absorber el empuje axial descendente de la bomba. Esto se lleva a cabo por medio

de un cojinete de empuje deslizante. El cojinete utiliza una película hidrodinámica

de aceite para proporcionarle lubricación durante la operación. El empuje

descendente es el resultado de la presión desarrollada por la bomba actuando sobre

35

el área del eje de la bomba y el empuje residual transferido por cada impulsor

individual al eje.

Ilustración 2. 12 El sello

FUENTE: REPSOL YPF.


36

Ilustración 2.13 El sello

FUENTE: REPSOL YPF.


La cámara de empuje esta conformada por cuatro partes fundamentales: el soporte de la

zapata, la zapata, el rodete de empuje y el anillo de empuje ascendente. La zapata está

compuesta de seis a nueve secciones individuales (cojinetes de empuje) montadas en

pedestales ubicados en el centro de dichas secciones. Esta configuración varía según el

diseño. La zapata descansa sobre un soporte, quedando fija por medio de unos pines

guía. Ensamblado al eje se encuentra el rodete de empuje, el cual gira permanentemente

sobre la zapata, disipando el calor generado por el contacto entre estas superficies por

medio de la circulación del aceite dieléctrico en un movimiento centrífugo. Sosteniendo

37

éste conjunto, se encuentra el anillo de empuje ascendente, el cual va roscado a la

carcaza de la cámara de empuje. Este anillo permite un leve juego axial del rodete de

empuje para que se forme una película de lubricación a través de toda el área entre las

superficies de contacto. La película se podrá mantener solamente en una distancia

limitada debido a los efectos de la viscosidad, la carga, la temperatura, etc.

Los cuatro principales enemigos de los cojinetes de empuje son:

1. reducción en la viscosidad ocasionada por el incremento de temperatura

2. falta de alineación

3. partículas extrañas

4. vibración

Los sellos vienen en varios tamaños para unir motores y bombas de diámetros

diferentes. El eje del motor es conectado al eje de la bomba por medio del eje del sello,

el cual tiene una terminación con estrías en cada extremo. El extremo superior del eje

del sello se une al eje de la bomba de tal manera que el peso del eje de la bomba, la

carga hidráulica longitudinal en el eje de la bomba, y cualquier carga longitudinal de los

impulsores fijos es transmitida de la bomba al eje del ensamble del sello. Estas cargas

son transferidas a su vez al cojinete de empuje, aislándolas del eje del motor.

2.6 EL MOTOR ELECTROSUMERGIBLE

El motor eléctrico utilizado para la operación de las bombas electrosumergibles es un

motor eléctrico de inducción bipolar trifásico, tipo jaula de ardilla el cual opera a una

velocidad típica de 3600 revoluciones por minuto “RPM” a una frecuencia de 60 Hz. La

parte interior del motor es llenada con un aceite mineral altamente refinado el cual

posee una considerable rigidez dieléctrica. El voltaje de operación puede ser tan bajo

38

como 230 voltios o tan alto como 400 voltios. Los requerimientos de amperaje están en

un rango de 22 a 119 amperios. La potencia (HP) desarrollada por un motor es

proporcional al largo y al diámetro del mismo.

El motor electrosumergible opera mediante el uso de una corriente alterna de tres fases

la cual crea un campo magnético que gira en el estator. Este campo magnético rotativo

induce un voltaje en los conductores de la jaula de ardilla del rotor lo cual genera una

corriente que fluye en las barras del rotor. Esta corriente de inducción en el rotor

establece un segundo campo magnético el cual es atraído al campo magnético rotativo

del estator induciendo al rotor y al eje a girar dentro del estator.

Estos motores poseen varios rotores que generalmente son de 12 a 18 pulgadas de largo,

los cuales se encuentran montados sobre un eje y localizados en un campo magnético

(estator) ensamblado dentro de una carcaza de acero. En la serie 562, los motores

sencillos más grandes pueden desarrollar una potencia de 506 HP. Mientras motores

ensamblados en tandem pueden proporcionar 920 HP de potencia a una frecuencia de

60 Hz. La figura 2.14 muestra el ensamble del estator, rotores y eje de un motor

electrosumergible.

39

Ilustración 2.14 Conjunto estator y rotores

FUENTE: REPSOL YPF.


Ilustración 2.15 Conjunto estator y rotores

FUENTE: REPSOL YPF.


40

El estator está compuesto por un grupo de electroimanes (laminaciones magnéticas)

individuales arreglados de tal manera que forman un cilindro hueco con un polo de cada

electroimán mirando hacia el centro del grupo. Además de las laminaciones magnéticas,

laminaciones de bronce están localizadas en las áreas de los cojinetes con el fin de

eliminar la tendencia de los cojinetes a girar como resultado de las líneas magnéticas de

flujo producidas por las corrientes de remolino. Un alambre de cobre aislado llamado

“magnet wire” es introducido en las ranuras de las laminaciones del estator formando

tres fases eléctricas separadas en intervalos de 120 grados a lo largo de la periferia del

estator. El bobinado del motor es encapsulado bajo presión y al vacío por un

encapsulado epóxico el cual provee mejor soporte al bobinado, mejora la fuerza

dialéctica e incrementa la conductividad de calor.

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

rodante generado por el estator.

No existe una conexión eléctrica externa entre el rotor y el estator, el flujo de corriente a

través de los polos eléctricos del rotor es inducido por el campo magnético creado en el

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. En un motor

de corriente alterna, esto se logra fácilmente ya que la inversión de la corriente cada

medio ciclo automáticamente cambiará la polaridad en cada polo del estator. La

velocidad a la cual gira el campo del estator es la velocidad de sincrónica, y se puede

calcular con la siguiente ecuación:

41

Ecuación 2.9 Velocidad sincrónica del rotor

N120 F

P=

⋅

FUENTE: REPSOL YPF.


Donde:

N = velocidad en R.P.M.

F = frecuencia en Hertz.

P = número de polos magnéticos dentro del motor.

Como se puede apreciar, la velocidad del campo magnético se puede cambiar variando

la frecuencia aplicada al motor. El rotor pretenderá seguir el campo magnético generado

por el estator, sin embargo, debido a la resistencia de los conductores de rotor, éste se

retardará con respecto al campo magnético. Este fenómeno es reconocido como

deslizamiento “slip” y cálculos muestran que es aproximadamente el 3% de la velocidad

de sincronismo del motor.

Los componentes internos del motor están diseñados para resistir temperaturas de 260

oC (500 oF). La temperatura del motor en una instalación de bombeo electrosumergible

está determinada por varios factores, principalmente por la velocidad y la viscosidad del

fluido que circula alrededor de la parte exterior del motor y por la circulación interna

del aceite dieléctrico del motor. Es de suma importancia que la temperatura de

operación del motor se mantenga por debajo de sus límites operacionales de sus

componentes para prevenir fallas al sistema.

42

2.6.1 Curvas Características del Motor

El rendimiento de un motor electrosumergible se puede describir por medio de las

curvas características del motor. La figura 2.16 muestra el juego de curvas

características de un motor en función de la carga (HP), para un motor

electrosumergible típico. Estas curvas generalizadas se basan en medidas tomadas con

el motor cargado a lo largo de un amplio número de cargas usando un dinamómetro.

Los datos registrados a cada punto de carga incluyen: voltaje, amperaje, kilovatios,

R.P.M., torque (fuerza rotatoria), aumento de temperatura en el motor, velocidad del

fluido alrededor del motor y temperatura del fluido alrededor del motor. A medida que

se aumenta la carga (horsepower) de operación en un motor electrosumergible, los

parámetros de desempeño cambian de la siguiente forma:

Tabla 2.1 Parámetros de desempeño en la operación de un motor

Velocidad (RPM) Disminuye

Kilovatios (KW) Aumenta

Amperios Aumenta

Factor de Potencia (PF) Aumenta

Eficiencia Peaks

Temperatura Aumenta

FUENTE: REPSOL YPF.


43

Ilustración 2.16 Curvas características de un motor en función de la carga (HP),

para un motor electrosumergible típico

FUENTE: REPSOL YPF.


Ilustración 2.17 Curvas características del motor

FUENTE: REPSOL YPF.


44

La figura 2.17 representa un juego de curvas características de motor que muestra la

variación de la velocidad, la eficiencia, el factor de potencia, el amperaje y los

kilovatios consumidos para un motor cargado con una bomba y con voltaje variable. Se

puede observar que la operación a voltajes inferiores al valor de placa da como

resultado una velocidad más baja y una corriente más alta. La velocidad más baja

significa menor descarga de la bomba, ya que el volumen producido varía directamente

con la velocidad y la altura de columna generada de la bomba varía con el cuadrado de

la velocidad.

También se puede observar que la operación a mayor voltaje del que se especifica en la

placa afecta la corriente y los KW con una reducción en el factor de potencia. Esta es

una consideración especialmente importante si existen multas atadas al factor de

potencia en el precio del suministro eléctrico. La práctica ideal es apuntar al 100% del

voltaje de superficie requerido más o menos el 2%.

La figura 2.18 es una curva generalizada que muestra como la temperatura del motor

aumenta en función de la velocidad de flujo por el motor. Están trazadas dos curvas

para un motor cargado 100%, una usando agua (calor específico 1.0) y la otra con un

tipo común de aceite (calor específico 0.4). De esta curva, es obvio que la velocidad del

fluido es tan importante como la temperatura ambiente del fluido, si no más.

45

Ilustración 2.18 Incremento de calor Vs. Velocidad de fluido

FUENTE: REPSOL YPF.


2.6.2 Tableros de Control para Motores

Hay tres tipos básicos de controladores para motores utilizados en las aplicaciones con

equipos electrosumergibles: el panel de control, el “arrancador suave” (soft-start), y el

controlador de velocidad variable (VSC). Normalmente, todos utilizan un sistema de

circuitos de estado sólido que proporcionan protección, lo mismo que un medio de

control, para el sistema electrosumergible. Los controladores varían en tamaño físico,

diseño y niveles de potencia.

Algunos controladores de motor son simples en su diseño, mientras que otros pueden

ser extremadamente sofisticados y complejos, ofreciendo numerosas opciones que

fueron diseñadas para aumentar los métodos de control, protección, y monitoreo del

equipo ESP. La selección de un tipo a comparación de otro depende de la aplicación, la

economía y el método preferido de control.

46

2.6.3 Paneles de Control (Velocidad Fija)

El panel de control (arrancador directo a la línea) consiste de un arrancador de motor,

sistemas de circuito de estado sólido para la protección de sobrecarga o baja carga, un

interruptor de desconexión manual o automático, un circuito temporizador y un

amperímetro registrador. Algunos sistemas de control poseen equipos de superficie

para uso con equipo de detección y registro de la presión y la temperatura en el fondo

del pozo, instalados dentro del gabinete del controlador del motor. Se proveen fusibles

para la protección por corto circuito.

Los dispositivos de control externos deben estar en interfase con el controlador según

recomendación y/o aprobación el fabricante de la bomba para proveer un

funcionamiento seguro y libre de problemas. Todos los dispositivos de control externos

están conectados a un temporizador el cual activa o desactiva el controlador después de

un cierto intervalo de tiempo. Los dispositivos de control externo normalmente

utilizados son controles de nivel de tanque o interruptores de presión de línea.

La mayoría de los controladores de estado sólido ofrecen protección de baja carga en las

tres fases, protección por sobrecarga, y protección automática contra desbalances de

corriente o voltaje. Es necesario una protección por baja carga o agotamiento de nivel

del pozo dado que un flujo pasante por el motor a baja velocidad no proporcionaría un

enfriamiento adecuado. Se incluyen generalmente circuitos diseñados para arranques

automáticos.

Cuando se arranca un sistema ESP con un panel de control, la frecuencia y el voltaje

son los mismos en las terminales de entrada y salida. Esto da como resultado un

47

funcionamiento a velocidad fija. Cuando arranca, el motor alcanzará su velocidad de

diseño en una fracción de segundo.

Durante la puesta en operación de un equipo ESP con panel de control, si se aplica el

100% del voltaje de placa a las terminales del motor en el arranque, éste puede

consumir momentáneamente hasta 5 a 8 veces su corriente nominal. Esta alta corriente

de arranque permite que el motor entregue varias veces su torque o par nominal, lo cual

puede causar esfuerzos eléctricos y mecánicos excesivos en el equipo ESP,

especialmente en aplicaciones poco profundas.

Los equipos ESP se instalan generalmente a una profundidad que requiere varios miles

de pies de cable de potencia. Durante el arranque, el tramo de cable produce una caída

de voltaje al motor. Este arranque a voltaje reducido reduce la corriente inicial de

arranque y el torque.

2.6.4 Arrancador Suave

El arrancador suave fue diseñado para reducir los esfuerzos eléctricos y mecánicos que

se asocian con el arranque de los equipos ESP para aplicaciones de baja profundidad. El

arrancador suave es similar a un panel de control estándar; fue diseñado para hacer caer

el voltaje en los terminales del motor durante la fase inicial del arranque. Los métodos

más comunes usados para el arranque a voltaje reducido de los motores trifásicos de

corriente alterna tipo jaula de ardilla utilizan reactores primarios, o dispositivos de

estado sólido.

El arranque suave se logra controlando la cantidad de potencia entregada al motor a

medida que toma velocidad. Los sistemas que utilizan reactores primarios dependen de

48

la energía magnética en el devanado del reactor para hacer bajar el voltaje durante el

arranque. Después del encendido, los circuitos del reactor son derivados para permitir

una operación normal.

El arranque suave en estado sólido utiliza típicamente semiconductores de potencia del

tipo SCR (rectificadores de control de silicio) para regular la potencia del motor

electrosumergible. Como en los sistemas que usan reactores primarios, los SCR serán

derivados poco después de que el equipo ESP alcanza la velocidad de diseño.

2.6.5 Controlador de Velocidad Variable (VSC)

La Bomba Electrocentrífuga es típicamente poco flexible cuando opera a una velocidad

fija; el equipo está limitado a una gama fija de caudales de producción y a una altura de

columna dinámica generada que es fija para cada caso. El Controlador de Velocidad

Variable (VSC) ha ganado rápida aceptación como un accesorio del sistema ESP de

gran valor para aliviar estas restricciones. Permitiendo que se varíe la velocidad del

equipo entre 30 y 90 Hz con lo cual se puede cambiar el caudal, la altura de columna

dinámica o ambas, dependiendo de las aplicaciones. Estos cambios se logran con solo

cambiar la velocidad de operación, sin modificaciones al equipo en el fondo del pozo.

La operación básica del VSC es convertir la potencia de trifásica de entrada, típicamente

a 480 voltios, a un suministro de potencia de (directa). Luego, utilizando los

semiconductores de potencia como interruptores de estado sólido, invierte

secuencialmente este suministro de corriente continúa para regenerar 3 fases de salida

en corriente alterna de potencia seudo-sinusoidal, cuya frecuencia y voltaje son

controlables.

49

La flexibilidad en el bombeo fue el propósito original de la aplicación de los VSC a los

sistemas ESP, pero se han logrado obtener muchos otros beneficios. De interés

particular son aquellos que pueden alargar la vida del equipo subsuperficial: el arranque

suave, la velocidad controlada automáticamente, la supresión de transitorios de línea y

la eliminación de los estranguladores en superficie.

El VSC aísla la carga de las interrupciones de entrada y transitorios causados por rayos;

balancea el voltaje de salida para reducir el calentamiento del motor; ignora la

inestabilidad en la frecuencia de los suministros con generador; compensa las caídas de

tensión o desconecta la unidad de la línea; y minimiza la presión eléctrica y mecánica

durante el arranque. Además, dependiendo de la aplicación, el VSC puede mejorar la

eficiencia total del sistema, reducir el tamaño del generador requerido, obviar la

necesidad de un estrangulador, reducir el tamaño de la unidad subsuperficial y proveer

funciones de control inteligentes para maximizar la producción. Todos estos beneficios

no pueden lograrse simultáneamente; sin embargo, el usuario puede elegir y seleccionar

la combinación más adecuada para su aplicación.

2.7 EFECTOS DEL VSC EN LOS COMPONENTES DEL SISTEMA ESP

2.7.1 Efectos sobre la Bomba Centrífuga

Tal como se mencionara previamente, el desempeño de la bomba centrífuga se

caracteriza por una curva de altura de columna dinámica generada vs. caudal - a alguna

velocidad estándar. Si la velocidad cambia, se genera una nueva curva; una mayor si la

velocidad se aumenta y una más pequeña si la velocidad decrece. Si se acopla la bomba

a un motor de inducción trifásico, y se varía la frecuencia de funcionamiento del motor,

su velocidad cambia en proporción directa al cambio de frecuencia. Por lo tanto, la

50

velocidad de la bomba y de allí su salida hidráulica puede ser controlada simplemente

variando la frecuencia del suministro de potencia - siempre y cuando los límites de

carga del motor y el voltaje sean observados adecuadamente.

La técnica de combinar las características de desempeño de la bomba centrífuga y del

motor de inducción trifásico, nos permite desarrollar una curva de desempeño para

cualquier frecuencia dentro de los límites útiles (Fig. 2.22). Las siguientes ecuaciones

fueron derivadas en base a estas condiciones (Leyes de Afinidad):

Ecuación 2.10 Caudal del flujo

Nuevo caudal de flujo = Nueva frequencia

60 HzCaudal de flujo @ 60 Hz⎛

⎝⎜⎞⎠⎟ ⋅

Ecuación 1.11 Altura de la columna

Alt. Columna nueva =Nueva frequencia

60 HzAlt. de columna @ 60 Hz⎛

⎝⎜⎞⎠⎟ ⋅

2

Ecuación 1.12 Potencia

Potencia nueva = Nueva frequencia

60 HzPotencia @ 60 Hz⎛

⎝⎜⎞⎠⎟ ⋅

3

FUENTE: REPSOL YPF.


51

Ilustración 2.19 Curva característica para una etapa a frecuencia variable


RPM Variable, Graveda especifica = 1.00Bomba electrosumergible de Centrilift

Serie 513

Barriles por Día (42 Galones USA)

FUENTE: REPSOL YPF.


2.7.2 Efectos sobre el Motor

Un motor de frecuencia fija de un tamaño particular tiene un torque de salida máximo

específico, siempre que se suministre el voltaje de placa a sus terminales. Este mismo

torque se puede lograr a otras velocidades variando el voltaje en proporción a la

frecuencia - de esta forma la corriente magnetizadora y la densidad del flujo magnético

permanecerán constantes, y así el torque disponible será constante (a deslizamiento

nominal). Como resultado, la potencia de salida será directamente proporcional a la

velocidad, ya que la potencia se obtiene de multiplicar el torque por la velocidad. Se

observará que esta re-clasificación de motores aumenta la potencia máxima disponible

para un tamaño particular de rotor.

52

Ecuación 2.13 Potencia del motor

Potencia nueva del motor = Nueva frequencia

60 HzPotencia del motor @ 60 Hz⎛

⎝⎜⎞⎠⎟ ⋅

FUENTE: REPSOL YPF.


2.7.3 La Bomba, el Motor y el VSC

Normalmente la bomba es escogida para entregar una cierta salida hidráulica a una

velocidad particular. El tamaño del motor puede seleccionarse de manera que su

capacidad se ajuste a la bomba cuando opera a la velocidad escogida. Por encima de esa

velocidad el motor estará sobrecargado y habrá una condición de baja carga a

velocidades más lentas, debido a la naturaleza cúbica de la carga de la bomba. Esto se

refleja en la corriente consumida por el motor. El amperaje de placa del motor solo será

consumido a la velocidad escogida.

El requerimiento de KVA en la superficie se calcula en la forma normal, incluyendo la

pérdida resistiva en el cable, pero el cálculo se realiza a la frecuencia máxima, ya que

esto representa el requerimiento pico del sistema. Se escoge una unidad VSC cuya

capacidad en KVA se ajuste o exceda los requerimientos.

La característica lineal del rendimiento de potencia del motor intercepta la característica

cúbica de la potencia consumida por la bomba a la frecuencia máxima de diseño. Las

frecuencias de operación más altas podrían generar una situación de sobrecarga del

motor (Fig.2.20). Estos principios cubren la teoría, pero en la práctica hay varios

53

detalles adicionales que necesitan ser tomados en consideración cuando se diseña un

sistema VSC total.

Ilustración 2.20 Rendimiento de potencia del motor

FUENTE: REPSOL YPF.


2.7.4 Limitación del eje de la Bomba

Debido a que la capacidad de potencia del eje es proporcional a la velocidad, mientras

que la potencia requerida por la bomba es una función cúbica de la velocidad, para

cualquier bomba habrá una velocidad por encima de la cual la capacidad nominal del eje

será excedida. Esta capacidad nominal deberá ser revisada para la frecuencia máxima de

operación. Debe reconocerse que operar un eje de bomba a altas frecuencias maximiza

su capacidad para entregar potencia y esto puede ser significativo en las instalaciones

donde la resistencia del eje es un factor limitante.

54

2.7.5 Límite del alojamiento de la Bomba

La resistencia del alojamiento se define normalmente como una presión diferencial

limitante para las roscas de la carcaza en la descarga de la bomba. Si se excede, las

roscas pueden reventar. Cuando funciona a una frecuencia alta, la presión de válvula

cerrada (flujo cero) generada por la bomba puede exceder este límite. No existe nunca la

intención de operar el equipo contra una válvula cerrada, pero los accidentes pueden

ocurrir por lo cual se toman precauciones para evitar esta situación. La detección normal

de una baja carga no es suficiente. Un interruptor para alta presión en superficie, por

ejemplo, puede proteger al menos contra los problemas provenientes de bloqueo en las

líneas de producción.

2.7.6 Vibración y Desgaste

La vibración se define como el movimiento de un cuerpo alrededor de un punto de

equilibrio. La vibración hacia los lados con respeto a la longitud del equipo

electrosumergible se denomina vibración lateral. La vibración que tuerce el eje del

equipo ESP es una vibración torsional. Puede ser el resultado de fuerzas causadas por

desbalances, por fricción entre partes o fricción del fluido. Estas fuerzas se encuentran

en cualquier máquina que tenga partes móviles. Otros factores que afectan a la vibración

son el tipo de movimiento en la máquina, la masa, la velocidad, la rigidez, y el

amortiguamiento de la máquina.

Otra característica de la vibración es su periodicidad. Esto significa que puede ser

representada por una sumatoria de funciones sinusoidales de frecuencias diferentes. Una

gráfica de la amplitud de la onda senoidal contra la frecuencia de la onda se llama

“espectro de vibración”. Una vibración de gran amplitud a una frecuencia particular,

55

que es causada por una fuerza relativamente pequeña se llama “frecuencia natural” o

“frecuencia crítica”. La vibración de amplitud grande puede ser potencialmente dañina

para cualquier equipo mecánico.

Las frecuencias naturales están generalmente relacionadas con la raíz cuadrada de la

relación de la rigidez dividida por la masa del sistema. En general, debido a la longitud

grande y al diámetro pequeño del equipo de Bombeo Electrosumergible, la frecuencia

natural del sistema es muy baja. La experiencia ha demostrado que en estas condiciones,

cuanto menor sea la frecuencia natural menores serán los niveles de vibración.

El amortiguamiento es otro efecto que reduce la amplitud de la vibración a las

frecuencias naturales. El amortiguamiento crítico es el amortiguamiento que

completamente elimina el efecto de la frecuencia natural. Los sistemas ESP

generalmente tienen un amortiguamiento alto debido al fluido del motor en el motor y

en el sello, y el fluido que está siendo bombeado. Las frecuencias naturales no traen

como resultado problemas de vibración excepto en condiciones muy especiales.

Las altas velocidades de operación, como las que se dan con un controlador de

frecuencia variable, incrementarán la vibración debido al desbalance. Las fuerzas

debidas a un peso desbalanceado son proporcionales al cuadrado de la frecuencia de

operación. Los fabricantes toman precauciones parar mantener la concentricidad

requerida y prevenir el desbalance. También balancean las partes rodantes más pesadas,

para minimizar los efectos del desbalanceo en el equipo ESP. El desbalance excesivo, y

la vibración resultante, provocarán el desgaste de cojinetes y el anillo sellante de las

etapas.

56

El desgaste por abrasión es proporcional a la frecuencia de funcionamiento del equipo

ESP. Si el desgaste abrasivo es un problema en un pozo particular, las velocidades de

operación mayores incrementaran el desgaste, pero las velocidades de operación más

bajas producirán un desgaste mucho menor. El VSC se puede utilizar en estos casos

para operar a velocidades más bajas a expensas del uso de una bomba y/o motor más

grande. En las áreas donde los costos de remover el equipo son muy altos, esto puede

dar como resultado una reducción de costos operativos totales.

2.7.7 Eficiencia del Motor

La forma de onda del voltaje generado por el VSC es generalmente una onda pseudo-

sinoidal de seis o doce pasos. La forma de onda de la corriente se acerca a la forma

sinusoidal, pero el contenido de armónicos genera mayores pérdidas en el motor (del

orden de 10%). El balance exacto de los voltajes en las tres fases sin embargo, reduce

las pérdidas y la mayoría de los fabricantes de equipos ESP estiman que los dos efectos

se cancelan. El incremento proporcional en las pérdidas debido a los armónicos es

mucho más significativo en motores de superficie debido a su mayor eficiencia de base.

La operación a frecuencias elevadas pueden aumentar las pérdidas, pero no tan

dramáticamente como se podría esperar. Considerando el caso de flujo magnético

constante, el calentamiento resistivo en los devanados y todas las pérdidas del rotor

permanecen constantes, por lo tanto contribuyen una pérdida porcentual menor a

velocidades más altas. Las pérdidas en el estator son aproximadamente proporcionales

a la frecuencia y por lo tanto no contribuyen en un cambio porcentual, pero las pérdidas

de fricción en el entrehierro son aproximadamente proporcionales al cuadrado de la

velocidad y sí aumenta la pérdida porcentual total a velocidades más altas.

57

2.7.8 Calentamiento del Motor

Aún si la eficiencia del motor permaneciera constante, la re-clasificación de un motor de

tamaño particular a una potencia más alta a una frecuencia mayor significa que más

kilovatios deben ser disipados a través de una área superficial que no cambia. La

temperatura interna del motor en una instalación real de ESP es determinada por

muchos factores. Las variables más importantes son la velocidad y la viscosidad del

fluido a medida que este pasa por el alojamiento del motor, ya que es ésta la forma de

remover el calor del motor. Para compensar el calor adicional generado en una

aplicación VSC de alta frecuencia, los fabricantes recomiendan normalmente mantener

una alta tasa de flujo mínimo pasando por el motor.

2.7.9 Aislamiento del Motor

No hay que preocuparse por las frecuencias entre bajas y normales, pero en frecuencias

altas el aislamiento de los devanados del motor y en particular la conexión del cable de

extensión al motor (pothead) están siendo sobrecargadas más de lo normal ya que el

voltaje aumenta en proporción a la frecuencia. Algunos fabricantes especifican un límite

para el voltaje aplicado a sus motores. Siempre está disponible al menos un pequeño

margen por encima del voltaje nominal ya que la unidad está completamente protegida

de sobrecargas, pero una predicción analítica bien definida no es posible.

2.7.10 Arranque

En el campo, un arranque normal directamente conectado a la línea es un evento

pobremente controlado. Idealmente, dos modos son deseables; es preferible un arranque

suave en condiciones de fluido limpio; por otra parte la presencia de arena o carbonatos

requiera de un torque lo más alto posible. Los factores principales que influyen en un

58

arranque directo de línea son la impedancia del cable y la regulación de suministro de

potencia. Ninguno de los dos puede ser alterado de manera que el controlador estándar

siempre entrega un torque excesivo en instalaciones poco profundas, con suministro

fuerte.

El VSC, utilizando a bajas frecuencias, puede desplazar la curva caudal - velocidad del

motor para lograr caudales de flujo más bajos con baja corriente. El VSC también puede

ser ajustado para entregar un máximo torque con corrientes de arranque bajas

aumentando la frecuencia de operación a un valor más alto.

Existe un efecto complicado cuando se introduce un tramo largo de cable entre el VSC

y el motor. La caída del voltaje del cable empieza a ser un porcentaje muy grande del

voltaje requerido en superficie cuando se opera en baja frecuencia - requiriéndose por lo

tanto de un incremento la relación voltios/hertz del VSC para entregar voltios de

arranque en el fondo del pozo. Esto podría saturar a un transformador estándar por lo

cual se deben proveer diseños con baja densidad de flujo magnético para el

transformador de salida que entrega el alto voltaje requerido por el motor subsuperficial.

2.8 EQUIPOS ADICIONALES

2.8.1 Monitor de Presión y Temperatura de Fondo de Pozo

Se pueden obtener datos valiosos del comportamiento de la bomba y del yacimiento

mediante el empleo de sistemas de detección de presión y la temperatura en el fondo del

pozo. Correlacionando la presión del yacimiento con la tasa de producción, un operador

puede determinar cuando es necesario cambiar el tamaño de la bomba, cambiar el

volumen de inyección o considerar una intervención del pozo.

59

Los proveedores de los sistemas ESP ofrecen diferentes tipos de sensores de presión y

temperatura de fondo de pozo. Estos sistemas varían en diseño, costo, precisión,

confiabilidad, operación y capacidad. El sistema típico tiene la capacidad de

1. monitorear continuamente la temperatura y la presión de fondo del pozo,

2. proporcionar la detección de las fallas eléctricas,

3. puede colocarse en interfase con el controlador de velocidad variable

para regular la velocidad, y

4. transferencia electrónica de datos.

2.8.2 Transformador

La distribución de la energía eléctrica en los campos petroleros se realiza generalmente

a voltajes intermedios, tal como 6,000 voltios o más. Debido a que el equipo ESP

funciona con voltajes entre 250 y 4000 voltios, se requiere la transformación del voltaje

de distribución.

Los transformadores se proveen generalmente en una configuración de tres máquinas

monofásicas o en una máquina trifásica. Estos transformadores son unidades llenas de

aceite, auto-refrigerables y son poco comunes del punto de vista de que contienen un

número considerable de derivaciones en el secundario que permiten un amplio rango de

voltajes de salida. Este amplio rango de voltajes es necesario para poder ajustar el

voltaje requerido en la superficie para una variedad de posibilidades de caídas de voltaje

en el cable que ocurren debido a las diferentes profundidades en las cuales se instala el

sistema ESP.

60

2.8.3 Caja de Conexiones

La caja de conexiones, algunas veces llamado Caja de Venteo, realiza tres funciones:

1. proporcionar un punto para conectar el cable proveniente del controlador

al cable del pozo.

2. proporcionar un desfogue a la atmósfera para el gas que pueda migrar por

el cable de potencia desde el fondo y,

3. proporcionar puntos de prueba fácilmente accesibles para la revisión

eléctrica de los equipos subsuperficiales.

2.8.4 Cabeza de Pozo

La cabeza de pozo está diseñada para soportar el peso del equipo subsuperficial y se usa

para mantener control sobre el espacio anular del pozo. Debe estar equipada con un

bonete o un empaquetamiento que proporcione un sello positivo alrededor del cable y

de la tubería de producción, o un penetrador eléctrico. Hay varios métodos disponibles

de los fabricantes de cabezas de pozo para lograr su empaquetamiento. Dependiendo del

método empleado, el empaquetamiento podrá resistir presiones diferenciales que

alcanzan los 10,000 psi.

2.8.5 Válvula de Retención

Puede utilizarse una válvula de retención, 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 falla - o si no se instala - la pérdida de

fluido de la tubería a través de la bomba puede causar una rotación inversa de la unidad

subsuperficial cuando el motor está parado. La aplicación de energía durante el período

61

de la rotación inversa puede causar que se queme el motor o el cable, o que se rompa la

flecha de algún componente.

En las aplicaciones donde es posible la ocurrencia de un bloqueo por gas, es preferible

ubicar la válvula de retención más arriba, a 5 o 6 uniones por encima de la bomba. Esto

proporcionará una columna de fluido capaz de romper un bloqueo de gas en el caso de

que el equipo se pare.

En aquellas instalaciones donde no se utiliza una válvula de retención, se debe permitir

que transcurra el tiempo suficiente para que la tubería se drene a través de la bomba

antes de que se vuelva a arrancar el motor. Se recomienda un mínimo de 30 minutos.

2.8.6 Válvula de Drenado o Purga

Cada vez que se utilice una válvula de retención en la tubería de producción, se

recomienda instalar una válvula de drenado inmediatamente por arriba de la válvula de

retención para evitar la eventual remoción de la tubería con todo el fluido contenido en

él. Si no hay válvula de retención no hay razón para que exista una válvula de drenado,

ya que el fluido de la tubería por lo general es drenado a través de la bomba cuando se

realiza la remoción.

2.8.7 Relevador de Rotación Inversa

Puede haber una aplicación del ESP en donde la instalación de una válvula de retención

sea poco conveniente. Tal es el caso, por ejemplo, si se tiene conocimiento de que el

equipo subsuperficial pudiera verse obstruido por carbonatos, arena, asfalto, etc. En

estos casos podría desearse inyectar fluidos producidos, ácidos u otros productos

62

químicos a través de la tubería de producción para despejar los materiales extraños. Con

la instalación de la válvula de retención en la tubería, esto no sería posible.

Hay aparatos electrónicos en el mercado que pueden detectar la rotación inversa de la

bomba y evitar el arranque de un sistema ESP durante el tiempo que perdure esta

condición. Las partes electrónicas del revelador de rotación inversa están ubicadas en el

controlador y la unidad de sensores está conectada eléctricamente al cable de potencia

ESP. Cuando el sistema ESP se detiene y se permite que el fluido producido retroceda a

través de la tubería y la bomba, la potencia que está siendo generada por el motor que

gira en reversa puede ser detectada por el relevador de rotación inversa, bloqueando

cualquier intento de arrancar hasta que la condición haya terminado.

2.8.8 Centralizador

Los centralizadores son frecuentemente utilizados en aplicaciones del sistema ESP para

ubicar el equipo en el centro del pozo y son especialmente útiles en pozos desviados,

para eliminar el daño externo y para asegurar la refrigeración uniforme del equipo. Hay

varios tipos de centralizadores disponibles en la industria diseñados para proteger al

cable y el equipo electrosumergible evitando la fricción con las tuberías del pozo.

En ambientes corrosivos donde se utilizan revestimientos para proteger el diámetro

exterior del equipo ESP, los centralizadores pueden ser muy efectivos en la prevención

del daño mecánico al revestimiento durante la instalación del equipo. La experiencia ha

demostrado que si el revestimiento se daña durante la instalación, la corrosión se acelera

en el punto donde se localiza el daño.

63

2.8.9 Cable de Potencia

La potencia es transmitida al motor electrosumergible 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 características físicas y

eléctricas por efecto de los ambientes calientes y agresivos de los pozos.

Los cables están disponibles en una variedad de tamaños de conductor, que permiten

una eficiente adecuación a los requerimientos del motor. Estos pueden estar fabricados

en configuraciones redondas o planas con armaduras de acero galvanizado, acero

inoxidable, o de monel, capaces de soportar los ambientes agresivas de un pozo

petrolífero o de agua. Todos los cables están fabricados con especificaciones rigurosas

empleando materiales especialmente diseñados para diferentes aplicaciones.

2.8.10 Cable Plano de Extensión del Motor (MLE)

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. Es normalmente necesario utilizar una construcción de 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.

2.8.11 Flejes

Los flejes se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería de producción. Se utiliza

generalmente un intervalo de 15 pies (5 metros) entre los flejes. Se utilizan también los

64

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 guardacables para máxima protección.

Los materiales básicos utilizados en la construcción de los flejes son el acero al carbón,

el acero inoxidable y el monel. Los materiales varían también en el ancho y espesor,

proporcionando más fuerza y soporte.

2.8.12 Protectores Para Cable

Se utilizan protectores especiales para el cable aportándose mayor protección mecánica

en aquellos casos donde los pozos son desviados. Estos protectores son básicamente de

dos tipos:

1. protectores en las uniones de la tubería (“cross-coupling”) - protegen y

sujetan al cable en la zona de mayor riesgo: donde el diámetro de la

tubería de producción es mayor.

2. protectores para el medio de cada tubo - proveen protección adicional.

Los materiales pueden variar bastante pero estos protectores son

generalmente de metal colado (acero común, inoxidable, etc.) o de algún

tipo de caucho.

65

CAPÍTULO III

66

CAPÍTULO III

3.1 OPERACIÓN DE BOMBAS ELECTROCENTRÍFUGAS EN AMBIENTES

ABRASIVOS

En los últimos años el número de pozos operando en ambientes abrasivos ha aumentado

notablemente. El mejoramiento de los equipos ESP ha permitido la operación de

equipos eléctrosumergibles en pozos con ambientes abrasivos donde las expectativas de

vida útil de funcionamiento son cada vez mejores

Muchos ambientes de pozos profundos, calientes y hostiles contienen fluidos abrasivos.

Esta condición es más frecuente en formaciones de rocas areníferas no consolidadas en

donde las partículas de arena tienden a ser desalojadas de la formación y a ser

succionadas por la bomba. La falla de la bomba centrífuga en estas condiciones es

debido al desgaste abrasivo y al desgaste cortante debido a la erosión.

Intervienen muchos factores en la selección adecuada de las opciones AR1 (Resistentes

a la Abrasión) para una bomba electrosumergible en un ambiente abrasivo particular.

Decir simplemente que el pozo produce arena no es información suficiente para

seleccionar la opción que será requerida. Ya que todos los pozos son diferentes, se

requerirán diseños especializados para que se ajusten técnica y económicamente al

pozo.

Hay generalmente tres tipos de patrones de desgaste que se observan en las bombas que

se encuentran operando en ambientes abrasivos:

1. Desgaste radial en los cojinetes de la cabeza y de la base, también en las etapas.

1 Tecnología implementada por Baker Hugges Centrilift

67

2. Desgaste de empuje axial ascendente o descendente en las superficies de roce de

la etapa y

3. Desgaste erosivo en la zona del paso de fluido en las etapas debido a la alta

velocidad y abrasividad de la arena.

Este último tipo de desgaste generalmente no es un problema ya que la bomba, en la

mayoría de los casos, se desgastará primero siguiendo los dos primeros patrones

descritos anteriormente.

Debido a que la mayoría de las bombas son de diseño de impulsor flotante, el desgaste

primario ocurre primero en las superficies de roce entre el impulsor y el difusor. El

desgaste severo en esta área destruye las arandelas de empuje y causa el contacto metal

con metal que destruye a su vez a las etapas y traba la bomba. El desgaste radial

también tiene lugar en las áreas de los cojinetes causando la rotación excéntrica de los

impulsores aumentando la vibración de la bomba. Si el desgaste de la superficie de

empuje no provoca la falla, la vibración causada por el desgaste radial causará el

ingreso de fluido del pozo a través de los sellos mecánicos del sello y el motor

experimentará una falla de aislamiento.

Varios factores deben ser tenidos en cuenta para hacer una determinación de la

configuración adecuada de la bomba. La cantidad de arena, generalmente expresada por

la relación peso/volumen o como porcentaje, es de obvia preocupación. Sin embargo,

hay otro grupo de características que tienen que ser examinadas cuando se determine la

naturaleza abrasiva para un caso particular:

68

1. Cantidad de Arena

Es la cantidad de arena producida.

2. Solubilidad en Ácidos

Es el porcentaje de muestra no soluble en ácido concentrado.

3. Distribución del tamaño de la partícula

Este es el porcentaje de la muestra que cabrá dentro de las tolerancias de las

bombas. El porcentaje total de la muestra retenida en - y que pasa a través de -

una malla estándar.

4. Cantidad de cuarzo

Este es el porcentaje de cuarzo en la muestra.

5. Geometría de la partícula de Arena

Esta es la forma del grano de la arena (angulosidad), determinada por examen

microscópico. Las formas pueden ser puntiaguda, afilada o suave; entre más

angular sea la arena, mayor será su desgaste abrasivo.

69

Ilustración 3.1 Microfotografía de arena con granos lisos

FUENTE: REPSOL YPF.


Ilustración 3.2 Microfotografía de arena con granos de angularidad moderada

FUENTE: REPSOL YPF.


70

Ilustración 3.3 Microfotografía de arena con granos notablemente afilados

FUENTE: REPSOL YPF.


El empleo de los criterios anteriormente mencionados ayudará a estimar la tecnología

AR adecuada.

El método para predecir el desgaste abrasivo no es una ciencia exacta, por lo tanto, nada

puede sustituir la calidad de la información proveída de las condiciones del equipo

electrosumergible previamente instalado (Bomba, tubulares, cabeza de pozo, equipo

superficial de línea y todo el equipo de levantamiento artificial subsuperficial

previamente utilizado). Para obtener la mejor recomendación posible, se debe obtener

una muestra del material abrasivo y enviarlo a un análisis. Enviar la máxima

información posible sobre experiencias anteriores. Cuanta más información reciba el

departamento de Ingeniería, más exacta será la recomendación. Los fabricantes de

bombas sumergibles tienen varias opciones disponibles para mejorar la operación de la

bomba centrífuga en ambientes abrasivos.

71

Para determinar cual es el mejor material que reducirá los problemas de abrasión, se ha

desarrollado el “Índice para Recomendación de Material”2. Su determinación es

compleja pero la fórmula indicada a continuación ayudará a reducir esta complejidad.

Ecuación 3.1 Índice de recomendación de material

(SAN<*>SOL) x (PSD+QTZ+ANG) = MRI

FUENTE: REPSOL YPF.


* Ver figura 1 (SAN-SOL) adjuntada, para hallar este valor.

• SAN - Cantidad de arena producida, en mg / L. * Ver tabla de conversión de

unidades para diferentes casos.

• SOL - Porcentaje de la muestra no soluble en ácido concentrado.

• PSD - Este es el porcentaje de la muestra que pasará a través de los espacios

libres de los componentes de la bomba.

• QTZ - El porcentaje de cuarzo en la muestra.

• ANG - Angularidad de los granos de arena.

• MRI – Índice para recomendación de material.

2 Tecnología implementada por Baker Hugges, Centrilift

72

Ilustración 3.4 Gráfico SAN-SOL

FUENTE: REPSOL YPF.


73

La naturaleza agresiva de la arena puede definirse como Leve, Moderada o Agresiva.

Estas cantidades se definen sumando el PSD, QTZ y ANG.

• LEVE 3 – 5

• MODERADA 6 - 8

• AGRESIVA 9 – 11

Valores de los Parámetros

Tabla 3.1 Cantidad de arena producida

SAN:

mg/L

Valor

100

200

300

400

500

600

Ver Gráfico SAN/SOL

FUENTE: REPSOL YPF.


74

Tabla 3.2 Porcentaje de muestra no soluble en acido concentrado

SOL:

% de material no

soluble en ácido

Valor

Determinado

analíticamente

0-100

Ver Tabla

SAN/SOL

FUENTE: REPSOL YPF.


75

Tabla 3.3 PSD

PSD

% de partículas que pasan entre los

espacios libres bujes etapas

Valor

0-25 1

26-50 2

51-75 3

76-100 4

FUENTE: REPSOL YPF.


76

Tabla 3.4 Porcentaje de cuarzo en la muestra

QTZ

% Cuarzo en la muestra

Valor

0-25 1

26-50 2

51-75 3

76-100 4

FUENTE: REPSOL YPF.


77

Tabla 3.5 Angularidad

ANG

Angularidad Valor

Leve

Moderado

Afilado

1

2

3

FUENTE: REPSOL YPF.


3.2 CÁLCULO DEL MRI EN LOS POZOS DE REPSOL YPF

Antes de calcular el MRI, debemos saber los procedimientos que se realizan en el

laboratorio para la determinación de arena, descrita a continuación:

3.2.1 Determinación de arena

Procedimiento para preparar el equipo para la toma de muestra:

• Poner en primer lugar la malla metálica.

• Luego colocar el panel filtro sobre la malla.

• Poner el caucho para impedir fugas y cerrar el filtro ajustando los

tornillos fuertemente.

78

Procedimiento para la toma de muestra:

• Asegurarse de que la llave de descarga de gas del filtro este cerrada.

• Colocar el filtro en el tubing para la toma muestras del pozo.

• Abrir lentamente la válvula para la toma de la muestra, colocar un

recipiente para recoger el volumen filtrado.

• Una vez recolectado un volumen representativo (1000 ml) cerrar la

válvula.

• Abrir la válvula para la despresurización de la cámara interna del filtro

antes de proceder a retirarlo.

• Una vez que se a liberado el gas se procede a retirar con seguridad el

filtro.

Procedimiento para quemar la muestra:

• Pesar el crisol vacio (Pi en g) previamente lavado y seco.

• Abrir el filtro y retirar el papel filtro con una pinza.

• Colocar el papel filtro en el crisol vacio.

• Quemar la muestra a 830 °C por 30 minutos.

• Dejar enfriar el crisol y pesar nuevamente el crisol (Pf en g)

• Medir el volumen recolectado después del filtrado (Vol en ml)

Cálculos:

PPM de arena = (Pf – Pi)/Vol * 1000000

79

Análisis del MRI:

• GINTA B6 M1

Datos obtenidos en laboratorio:

SAN = 90%

10% sales solubles y el 80% sólidos insolubles

SOL = 90%

QTZ = 80%

PSD = 100%

Con estos datos calculamos el MRI

(SAN < * > SOL) x (PSD + QTZ + ANG) = MRI

(15.57 mg/l * 90%) * ( 100% + 80% + 3)

( 2.4 ) * ( 4 + 4 + 3)

MRI = 26.4

Se recomienda utilizar desde bombas con soporte radial

• GINTA B6 U

Datos obtenidos en laboratorio:

SAN = 90%

10% sales solubles y el 80% sólidos insolubles

SOL = 90%

QTZ = 80%

PSD = 100%

80

Con estos datos calculamos el MRI

(SAN < * > SOL) x (PSD + QTZ + ANG) = MRI

(31.77 mg/l * 90%) * ( 100% + 80% + 3)

( 2.58 ) * ( 4 + 4 + 2)

MRI = 25.8

Se recomienda utilizar desde bombas con soporte radial

Dirigiéndose a la Guía de Recomendación de Material “AR”, vemos que la

recomendación mínima cae en la zona de soporte radial con carburo de tungsteno.

Para determinar la mejor recomendación, obtener la muestra del material abrasivo y

enviar ésta a Ingeniería para su análisis. Envíese la máxima información posible acerca

de la instalación anterior. Cuanto más información recibida, más exacta será la

recomendación.

3.3 TIPOS DE BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÓN

Las siguientes configuraciones de la bomba pueden ayudar a demorar el proceso de

desgaste que ocurre en la operación de equipos eléctrosumergibles en medios agresivos.

BOMBA DE IMPULSORES FIJOS (COMPRESIÓN): MRI de 0 - 14

BOMBA CON COJINETE DE CAUCHO: MRI de 0 - 18

BOMBA CON SOPORTE RADIAL (ARS): MRI de 0 - 30

Bomba de impulsores fijos con soporte radial (ARC): MRI de 0 - 80

BOMBA RESISTENTE A LA ABRASIÓN - AR: MRI de 0 – 100

81

3.3.1 Bomba de Compresión

Esta bomba es para ambientes abrasivos poco agresivos. Utiliza una configuración de

bomba estándar, pero en lugar de permitir que los impulsores "floten" individualmente

entre los difusores, los impulsores están montados uno sobre el otro y se dice que están

"fijos". Esto evita que las fuerzas de empuje axial descendente del impulsor rocen con

las arandelas de empuje del difusor. El empuje descendente es transferido al eje de la

bomba y absorbido por el cojinete de empuje en el sello. La bomba no sufrirá de

desgaste de empuje descendente. Esta bomba es todavía susceptible al desgaste radial

porque no hay un apoyo radial adicional sobre el material de la etapa estándar. Existen

limitaciones en el cojinete de empuje del sello en cuanto a la carga que puede soportar

basado en la profundidad del pozo y si la etapa es flotante o fija. Para altas cargas es

necesario el uso de un cojinete de alta capacidad en la cámara de empuje del sello.

3.3.2 Bomba con Cojinetes de Caucho

Este diseño ha sido utilizado en la industria durante años en los casos que presentan

abrasivos poco agresivos. Es similar a una bomba estándar excepto de que cada 0.5 a

1.0 pie, dependiendo de la longitud de la etapa de la bomba, se coloca una etapa

especial que incorpora un manguito recubierto de material elastomérico que gira en el

cubo de Ni-Resist del difusor. Esto proporciona un soporte radial bueno pero no protege

del empuje axial descendente. El material elastómero de los manguitos es sensible a las

altas temperaturas de fondo de pozo (>230° F), al gas y puede ser susceptible a

diferentes tipos de tratamientos químicos. Sin embargo, es adecuado para gran cantidad

de aplicaciones y su costo inicial es relativamente bajo.

82

3.3.3 Bomba con Cojinete de Soporte Radial (Estabilizador)

Esta bomba es para uso en aplicaciones abrasivas moderadas. Es similar a una bomba de

cojinete de caucho excepto que el material del manguito y del inserto del difusor es

reemplazado por Carburo de Tungsteno el cual es un material de alta dureza. Este

material tiene alta capacidad de resistencia al desgaste abrasivo y cuenta con una

considerable rigidez mecánica.

El diseño de Soporte Radial, para cualquier material AR seleccionado, mejora

solamente el soporte radial de la bomba. No se afecta la resistencia a la abrasión por

empuje axial descendente con este diseño. El costo dependerá de cuántos cojinetes se

querrán utilizar y del material empleado en estos.

Los cojinetes pueden colocarse en la bomba en cualquier configuración deseada; por

ejemplo, 1 de cada n etapas o acumuladas en cualquier posición en la bomba, como ser

en las últimas 5 etapas. Esta configuración puede variar de pozo a pozo dependiendo de

las características de estos y de consideraciones económicas. Si no se sabe qué

espaciado se va a emplear en los cojinetes, se recomienda usar el mismo espaciado

adoptado para una bomba de cojinete de caucho que es de 0.5- 1 pie de distancia de

separación.

3.3.4 Bomba de Compresión Resistente a la Abrasión "ARC"

Esta bomba es para medios abrasivos de moderados a agresivos. Es la combinación del

estabilizador y el diseño de bomba de compresión. Las etapas con cojinetes endurecidos

se ubican como se desee y a las etapas se las configura en compresión. Esto proporciona

un soporte radial muy bueno y la carga del empuje axial de las etapas se transfiere vía el

eje de la bomba al cojinete de empuje de la sección sello.

83

Este diseño se halla muy difundido hoy en día porque incorpora el cojinete en la etapa,

lo cual no requiere de una longitud adicional de la carcaza y por su versatilidad de

diseño y metalurgia que se ajusta al presupuesto de cualquier pozo. Nuevamente, el

costo variará en base al número de cojinetes deseados y de la metalurgia de los mismos.

3.3.5 Bomba Resistente a la Abrasión "AR"

Esta bomba es buena para los ambientes agresivos. Tiene insertos de Carburo de

Tungsteno y cojinetes de soporte en cada etapa para manejar el desgaste radial y el

originado por el empuje axial. Las pruebas de campo han demostrado que este diseño

tiene una vida útil notablemente superior al de las bombas estándar. No tiene

limitaciones de profundidad, excepto las mismas impuestas para las bombas estándar.

Las áreas de uso óptimas para esta bomba son los campos con costos de pulling

(remoción) son muy elevados, tal como los que se encuentran costas afuera, en otros

lugares aislados o en donde se encuentran abrasivos extremadamente agresivos.

Ilustración 3.5 Bomba resistente a la abrasión

FUENTE: REPSOL YPF.


84

Este tipo de bombas resistentes a la abrasión fueron originalmente desarrolladas para

aplicaciones en el Mar de Norte, las cuales luego de un continuo plan de desarrollo e

investigación han mejorado notablemente el tiempo de operación con respecto a las

bombas tradicionales. Este desarrollo está abriendo las puertas para la aplicación de las

bombas electrocentrífugas en ambientes aún más difíciles. La clave para éste diseño fue

la metalurgia especialmente endurecida ubicada estratégicamente a lo largo de la bomba

y que es capaz de resistir la abrasión de la arena. La figura 2 representa un diseño de

etapa de bomba resistente a la abrasión.

85

Ilustración 3.6 Tabla de Dureza Comparativa:

FUENTE: REPSOL YPF.


86

3.4 CONTROL DE SÓLIDOS EN EQUIPOS BES MEDIANTE LA

APLICACIÒN DE DISPERSANTE DE SÓLIDOS

Las arenas no consolidadas presentan problemas en la carga del equipo BES, porque

arrastran sólidos de origen geológico, que se acumulan y se sedimentan cuando la

velocidad del fluido es baja o nula. Los sólidos propios de la calidad del crudo, se

acumulan en las paredes de la tubería, esto disminuye la capacidad de los equipos.

Los tipos de sólidos que esta aplicación controla son:

• Arenas

• Arcillas

• Asfaltenos

• Parafinas

• Sales inorgánicas insolubles (Escala)

87

CAPÍTULO IV

88

CAPÍTULO IV

4.1 DISEÑO PARA POZOS CON ALTA VISCOSIDAD

En la mayoría de los casos las bombas Electrocentrífugas manejan líquidos de baja

viscosidad relativa. Sin embargo, en muchas partes del mundo, se operaran bombas con

líquidos cuya viscosidad es muy diferente a la del agua. Los fluidos viscosos tienen una

resistencia interna alta a la fluencia. Consecuentemente, aumentan las pérdidas por

fricción, lo cual trae como resultado una baja generación de altura de columna y una

potencia de freno elevada. La viscosidad también tiene un efecto sobre las pérdidas de

fluido y se ha demostrado que la viscosidad reduce la capacidad de una bomba en su

punto de máxima eficiencia.

La figura 4-1 muestra un ejemplo de cómo cambia la curva característica de una bomba

centrífuga debido a los efectos de un aumento en viscosidad.

Ilustración 4.1 Efecto de la viscosidad en la bomba centrífuga

FUENTE: REPSOL YPF.


89

El efecto total de la viscosidad en el comportamiento de una bomba centrífuga no es

bien comprendido aún, pero las pruebas de laboratorio más recientes han mejorado el

conocimiento para evaluar los efectos de varios grados de viscosidad. Se han

desarrollado nuevas curvas de bombas para manejar líquidos de viscosidad variable. El

Instituto de Hidráulica ha completado también extensas evaluaciones y ha publicado

estándares para determinar el comportamiento de las bombas centrífugas cuando se

desconocen los factores de corrección reales.

También se ha observado que el corte de agua de algunos pozos donde se manejan

líquidos viscosos afecta a la viscosidad y debe ser tenido en cuenta. Si existe una

condición extrema de viscosidad, sería deseable llevar a cabo pruebas de laboratorio

antes de completar el diseño de una bomba.

Como se describe anteriormente, los cambios en la viscosidad del fluido tienen un

efecto significativo sobre el desempeño de las bombas centrífugas. La potencia al freno

aumenta mientras que la altura de columna generada, la capacidad y la eficiencia

disminuyen. Si ha de utilizarse una bomba electrocentrífuga para producir fluidos de

alta viscosidad, estos efectos se deben tener en consideración cuando se seleccione el

equipo.

Los fluidos viscosos en la industria del petróleo se presentan principalmente en los

crudos de baja gravedad o por la formación de una emulsión. En el primer caso, la

viscosidad generalmente obedece las relaciones de viscosidad - temperaturas bien

establecidas y puede utilizarse cualquiera de las fórmulas empíricas para determinar la

viscosidad a una temperatura y presión dadas. El problema se complica

considerablemente si el petróleo y el agua forman una emulsión. La viscosidad de una

90

emulsión puede ser considerablemente más alta que la de sus componentes. Cada

emulsión se comporta de manera diferente y existen muy pocas pautas para determinar

la viscosidad de una emulsión en función de las propiedades físicas de los líquidos.

4.1.1 Teoría de las emulsiones

Una emulsión es la mezcla de dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales está

disperso en pequeñas gotas en el otro.

4.1.1.1 Formación de emulsiones:

Tres condiciones son necesarias para la formación de una emulsión estable:

• Los líquidos deben ser inmiscibles: agua salina y petróleo

• Debe existir un agente emulsionante: asfaltenos, resinas, ácidos orgánicos

solubles, sólidos finos, cloruros, etc.

• Suficiente agitación: natural desde el yacimiento, ESP, Gas Lift, Power Oil,

etc.

Otros factores:

• Viscosidad: mayor viscosidad retiene gotas de agua

• Gravedad específica: agua con menor densidad no se asentará rápido

• Porcentaje de agua: 10-40 % emulsiones fuertes; > 60 % presenta agua

libre.

• Edad emulsiones: incrementan su estabilidad con el tiempo

91

Ilustración 4.2 Fotografía de una emulsión agua en aceite. Los círculos claros

son gotas de agua dispersas en aceite. Nótese que las gotas son de diferentes

tamaños

FUENTE: REPSOL YPF.


Ilustración 4.3 Efecto de la viscosidad en la bomba centrífuga Diagrama que

muestra las moléculas polares formando una capa alrededor de la gota de

agua. Cada molécula tiene extremos negativos y positivos

FUENTE: REPSOL YPF.


4.1.1.2 Teorías de la demulsificación: existen algunas suposiciones:

• Disminución de la tensión superficial

• Temperaturas mayores a 100 oF

92

• Aplicación de agentes que reversan la emulsión

4.1.1.3 Métodos de tratamiento:

• Deshidratación eléctrica: destruye la tensión superficial en cada gota y

orienta en un campo eléctrico positivo y negativo. Funciona bien con

contenido de agua menor al 25 %

• Deshidratación química: surfactantes de alto peso molecular que rompen

interfase y agrupan las gotas de agua en grandes para que decanten.

El éxito depende:

• Adecuada cantidad de demulsificante

• Suficiente agitación para que se mezcle el demulsificante con la

emulsión

• Donde sea necesario la adición de calor

• Separación del gas antes de asentamiento o decantamiento del

agua

• Suficiente tiempo para permitir el asentamiento

4.1.1.4 Puntos de inyección de químicos:

En el sitio donde una buena agitación del químico con el fluido:

• Intake de ESP mediante cañería capilar

93

• Well head o cabezal del pozo

• Manifold

• Entrada separadores, FWKO o tratadores térmico

4.1.1.5 Métodos de inyección de químicos:

• Bombas de químico:

Tipo pistón: ¼ in (10 gpm), 3/8 in (20 gpm), ½ (40 gpm)

Presión descarga hasta 3,000

Motores eléctricos o neumáticos

• Tratamiento Batch:

Adición de químico en altísimas concentraciones

En tanques con altos BSW

Demulsificante acción rápida

No se dispone de agitación

• Calentamiento de emulsiones:

Ayuda disminuyendo tensión superficial

Disminuye fuerzas viscosas

Calentamiento del agua del tanque de lavado

94

Calentamiento de emulsión; BSW < 50 %

4.1.1.6 Determinación del BSW o corte de agua:

En las actividades rutinarias del campo, se mide el BSW de la siguiente manera:

1. Adicionar 50 % de solvente, gasolina o diesel, en dos vasos de vidrio

graduado.

2. Adicionar de 3 a 5 gotas de demulsificante de acción rápida (DAR) en

uno de los vasos, en el otro no adicionar DAR. Homogenizar el químico

agitando fuertemente.

3. Adicionar el 50% restante de la muestra de petróleo a los dos vasos; se

recomienda tomar unos 200 cm3 en un recipiente de 500 cm3, y agitar

fuertemente para homogenizar la muestra. NO ELIMINAR EL AGUA

QUE PUEDE HABER DECANTADO.

4. Homogenizar agitando fuertemente las mezclas.

5. Colocar en el portavasos de la centrífuga en sitios opuestos. Los

portavasos, de preferencia, estarán calentados unos 15 minutos antes

para mantener una temperatura superior a 100 F.

6. Prender la centrífuga y mantener por 5 minutos las muestras en el equipo.

7. Apagar y detener la rotación con el freno del equipo.

8. Del vaso que no contiene DAR leer el porcentaje de agua (W).

95

9. Del vaso que contiene DAR leer el agua total (BSW); no deben quedar

trazas de emulsión (capa de color café-amarillento), y la interfase agua-

petróleo debe estar bien definida. Si se presenta trazas de emulsión ( BS

= BSW – W), adicionar dos gotas más del DAR , agitar y centrifugar

nuevamente. Se recomienda no adicionar más de 8 o 10 gotas, porque se

pueden formar emulsiones inversas.

La dureza o resistencia a romperse una emulsión se considera de la siguiente

manera:

Tabla 4.1 Reporte del análisis del BSW

NO GOTAS

DE DAR

APARIENCIA DE

LA EMULSIÓN

TIPO DE

EMULSIÓN

2 Esponjosa y

amarillenta

Suave

4

6

8

10 Consistente y

negruzca

Fuerte

FUENTE: REPSOL YPF.


96

El reporte del análisis de BSW se hará de la siguiente manera:

Tabla 4.2 Reporte del análisis del BSW

MUESTRA

NO

BS W BSW

1 0.5 1.0 1.5

2 10 15 25

3 20 30 50

4 15 60 75

FUENTE: REPSOL YPF.


No se debe confundir el valor de agua obtenida por centrifugación (W) o con

adición de DAR (BSW), con el concepto de “agua libre”. Se denomina agua

libre “a la cantidad de agua que se obtiene por decantación natural de una

muestra de petróleo, durante los cinco primeros minutos después de haber sido

tomada del pozo o manifold”.

97

FUENTE: REPSOL YPF.


4.1.1.7 Selección del demulsificante-Prueba de botellas:

El objetivo es encontrar la mezcla óptima de un químico rompedor de

emulsiones y otro secante o que ayude a decantar las gotas de agua formadas,

simulando las condiciones de agitación, mínima temperatura y tiempo de

tratamiento del campo.

50 % desolvente

50 % de petróleo

50 % de solvente

50 % desolvente

50 % de petróleo 50 % de solvente

Dos gotas de DAR

80 % de Agua total (BSW)

Emulsión

60 % de agua (W)

Ilustración 4.4 Determinación de BSW en el campo

• Con adición de DAR: • Sin adición de DAR:

98

El procedimiento general es:

1. Tomar una muestra representativa de las emulsiones del campo en un

recipiente limpio (5gal).No debe tener el demulsificante que se esté

utilizando, considerar flujo laminar cuando se cierre la inyección en

líneas grandes. Pozos con BSW < 10% pueden aportar con poca

emulsión, pero alto contenido de sólidos, especialmente parafinas

cristalizadas.

2. Asegurarse que la muestra tenga una cantidad representativa de

emulsión. Si existe agua libre, esperar máximo 30 minutos y eliminar.

3. Inmediatamente proceda a tomar 100 ml de la muestra y colocar en las

botellas graduadas nuevas y correctamente numeradas en la tapa y en el

cuerpo de la botella.

4. Adicionar las cantidades de 0.5, 1, 1.5, 2 y 3 veces la concentración que

se esté utilizando en el campo. Preparar soluciones al 10 % volumen

disueltas en Tolueno. De acuerdo al grado API se recomienda las

siguientes dosificaciones:

99

Tabla 4.3 Dosificaciones

Tipo petróleo Rango API Dosis en botellas

Livianos > 32 4 veces dosis campo

Mediano 20-32 2.5 veces dosis

campo

Semipesados 14-20 250-500 ppm

FUENTE: REPSOL YPF.


100

5. Tapar y agitar el tiempo determinado de acuerdo al tiempo real y a la

distancia de aplicación del demulsificante en el campo; valores de 5 a 45

minutos se recomiendan dependiendo de:

Tabla 4.4Tiempo de agitación deacuerdo al tipo de levantamiento

Tipo sistema

levantamiento

Minutos agitación a máximo

stroke

Flujo Natural 5-15

Gas Lift-ESP 20-30

Power Oil jet 45

FUENTE: REPSOL YPF.


6. Colocar las botellas en un baño térmico a la temperatura más baja que

tenga el tanque de lavado o tratador térmico en el sistema; en algunos casos

puede ser la temperatura ambiente. La temperatura de la prueba debe estar

lista antes de dosificar los químicos

7. Girar unas 10 veces todas las botellas después de 30min. para simular el

lavado en el tanque. Considerar que el petróleo siempre está moviéndose, la

rotación dependerá del tipo de tratador y distancia de aplicación del producto

101

8. Leer la cantidad de agua decantada en todas botellas cada 15 minutos

durante las dos primeras horas; anotar en la hoja de control. Una botella sin

químico o blanco será la referencia a comparar.

9. Anotar presencia de emulsión en la superficie, tipo de interfase agua-

petróleo, y cualquier característica sobresaliente.

10. Desde la tercera hora en adelante se tomarán los volúmenes de agua

decantados cada hora.

11. Una vez cumplido el tiempo de tratamiento estipulado del campo, se

toma unos 5 ml del tope de la botella y se añade 5 ml de solvente para

obtener la cantidad de emulsión (BS) y contenido de agua (BSW) por

centrifugación (Thief). No adicionar más de tres gotas de DAR

12. Virar las botellas y extraer el agua decantada, agitar fuerte para

homogenizar, y proceder en forma similar al paso anterior para conocer el

contenido de emulsión y agua total (Composite).

En el paso 11 se obtendrá el BSW y BS que se tendrá en la descarga del tanque

de lavado o tratador térmico; mientras en el paso 12 se obtendrá el BSW y BS en

la interfase del tanque de lavado.

Los parámetros de evaluación son:

a) Mayor velocidad de decantación de agua; pero no demasiado rápido en

las dos o tres primeras horas debería resolverse el 80 % de la emulsión.

102

b) Interfase agua-petróleo bien definida, sin “grumos o bolsas” de emulsión

y/o parafina.

c) BSW y BS menores a 1.0 % en el tope de la botella (paso 11)

d) BSW y BS menores a 2.0 % en el composite de la botella (paso 12).

e) Calidad del agua separada: transparente o turbia con manchada.

f) Brillo del petróleo en el tope de la botella.

4.2 SELECCIÓN DEL EQUIPO ELECTROCENTRÍFUGO PARA LA

PRODUCCIÓN DE FLUIDOS DE ALTA VISCOSIDAD

El equipo electrocentrífugo para la producción de fluidos de alta viscosidad se puede

seleccionar utilizando el procedimiento paso a paso, descrito a continuación:

1.- Obtener y analizar los datos disponibles.

2.- Determinar la capacidad de producción, la profundidad de asentamiento de la

bomba y la presión en la entrada de la bomba requerida para el pozo. Dependiendo de

los datos, se pueden hacer varias combinaciones. Si se conocen el caudal de flujo

deseado y la profundidad de asentamiento de la bomba, la presión de entrada a la bomba

para el caudal de flujo deseado puede ser calculada en base a la relación del

comportamiento de afluencia del pozo. Por otro lado, se puede establecer el caudal

óptimo para una profundidad de asentamiento de la bomba dada, graficando la presión

de fondo del pozo fluyente (o el nivel del fluido) en función del caudal de flujo.

103

A menos que existan condiciones de operación especiales, la bomba se sitúa

generalmente cerca de las perforaciones. La reducción de la presión en el pozo puede

estar limitada a un punto en donde la presión de fondo de pozo fluyente a la

profundidad de entrada de la bomba sea mayor que la presión del punto de burbuja del

fluido; esto se podrá hacer para evitar la interferencia de gas. En algunos casos (por

ejemplo: en pozos de agua de alta producción), los requerimientos de presión de entrada

a la bomba pueden llegar a ser el factor limitante. En pozos con alta producción de gas,

la presión de entrada a la bomba puede ser limitada por la cantidad de gas y la presión

de burbuja del fluido. Sin embargo, en la mayoría de los casos, una presión de entrada a

la bomba de alrededor de 100 psi será suficiente.

3.- Calcular la altura de columna dinámica total requerida (TDH, de las siglas en

Inglés), que es igual a la sumatoria del levantamiento neto (la distancia vertical desde el

nivel del fluido producido hasta la superficie), la pérdida por fricción en la tubería de

producción medida en pies y la presión de descarga en la cabeza del pozo todo

expresado en términos de altura de columna del fluido que está siendo producido.

4.- Basándose en las curvas de desempeño de la bomba, seleccionar un tipo de bomba

de manera tal que el diámetro exterior del mismo quepa dentro de la tubería de

revestimiento del pozo y que la tasa de producción deseada se ubique dentro del rango

de capacidad recomendado de la bomba. Si dos o más bombas cumplen estos requisitos,

será necesario un análisis económico antes de finalizar la selección. En la práctica, la

bomba con la eficiencia más alta a la tasa de producción deseada será generalmente la

que deba seleccionarse. Con la curva de desempeño de la bomba seleccionada,

104

determinar la altura de columna generada y la potencia al freno requerido por cada

etapa.

Calcular el número de etapas requerido para proporcionar la altura dinámica total. El

número de etapas redondeado al valor entero es igual a la altura de columna dinámica

total dividida por la altura generada por etapa. Calcular también la potencia del motor

multiplicando la potencia al freno por etapa por el número total de etapas y por el valor

promedio de la gravedad específica del fluido que está siendo bombeado.

5.- Basándose en la información técnica proporcionada por el proveedor, seleccionar el

tamaño adecuado y el modelo de la sección sello y determinar sus requerimientos de

potencia. Seleccionar un motor que sea capaz de entregar los requerimientos de potencia

total para la bomba y la sección sello. El motor seleccionado debe ser lo suficientemente

grande para soportar la carga máxima sin sobrecargarse.

6.- Utilizando los datos técnicos proporcionados por el fabricante de la bomba

electrocentrífuga, determinar si se ha excedido alguna limitación de carga (por ejemplo

la carga del eje, la carga de los cojinetes de empuje, las limitaciones de presión de la

carcaza, la velocidad de fluido que pasa por el motor, etc.).

7.- Seleccionar el tipo y tamaño del cable de potencia en base a la corriente del motor, la

temperatura del conductor y las limitaciones de espacio. Calcular el voltaje de superficie

y los requerimientos de KVA.

8.- Seleccionar los accesorios y el equipo opcional.

9.- Determinar la viscosidad del aceite sin gas (Aceite muerto) a temperatura de

yacimiento partiendo de datos de laboratorio o de correlaciones.

105

10.- Determinar el gas en solución a la presión de entrada de la bomba con datos reales

de PVT o a partir de correlaciones.

11.- Corregir la viscosidad del aceite sin gas para el caso de saturación con gas.

12.- Convertir las unidades de viscosidad en unidades SSU.

13.- Corregir la viscosidad del corte de agua utilizando pruebas de laboratorio o datos

disponibles.

14.- La selección de la bomba y los factores de corrección se basan en:

a. Utilizar como criterio de selección: el caudal de flujo deseado y el tamaño de

la tubería de revestimiento, y

b. Utilizar la viscosidad total del fluido para determinar los factores de

corrección.

15.- Determinar la altura de columna dinámica total tal y como sigue:

a. Calcular la altura neta de columna de la misma manera que para el pozo de

alto corte de agua (Ejemplo 4.1).

b. Calcular la pérdida de fricción en la tubería de producción teniendo en cuenta

la viscosidad real del fluido que está siendo producido.

c. Convertir la presión en la cabeza del pozo a altura de columna de líquido.

d. Calcular la altura dinámica total requerida sumando los tres componentes

anteriores: altura de columna neta, pérdida por fricción y presión en la cabeza

del pozo.

16.- Convertir el caudal de flujo deseado y la altura dinámica total en:

a. "Seudo" caudal de flujo y

106

b. "Seudo" altura de columna utilizando los factores de corrección de

desempeño.

17.- Utilizando la curva de desempeño de la bomba:

a. Determinar la altura de columna generada por etapa a este seudo-caudal de

flujo y calcular el número de etapas requeridas para generar la seudo altura de

columna.

b. Calcular la potencia total en BHP, utilizando los factores de corrección del

desempeño de la bomba.

c. Seleccionar el equipo adicional que sea necesario como se describió para el

caso de pozo de alto corte de agua.

4.2.1 Ejemplo: Fluidos de Alta Viscosidad.

El siguiente ejemplo pretende demostrar el procedimiento básico para el diseño de un

equipo en pozos con crudos de alta viscosidad. El primer paso para todo diseño es la

recolección y análisis de los datos disponibles.

4.2.2 Datos de Pozo.

Tubería de revestimiento -- 7 pulg. Diám. Ext., 23 lbs./ft.

Tubería de producción -- 2 7/8 pulg. Diám. Ext. EUE 8 rd.

Intervalo de Perforaciones -- 5,300 ft. a 5,400 ft., TVD = 5,500 ft

Profundidad de asentamiento de la bomba -- 5,200 pies. (100 pies sobre el intervalo de

perforaciones)

4.2.3 Datos de Producción.

Presión de fondo estática – Pr = 1,600 psi

107

Índice de Productividad – PI = 1.365

Presión en cabeza del pozo -- 50 psi

Relación gas Petróleo -- Desconocida

Temperatura de fondo de pozo -- 130° F.

Producción deseada -- 1,700 stb/d (en el tanque)

Presión en la succión de la bomba -- 350 psi @ 1,700 bpd

4.2.4 Condiciones del Fluido de Pozo.

Gravedad API del petróleo -- 15o (0.966)

Corte de agua -- W.C. = 30%

Gravedad específica del agua -- 1.02

4.2.5 Suministro de Energía Eléctrica.

Voltaje primario disponible -- 7,200 / 12,470 Volts

Frecuencia -- 60 Hertz

Capacidad de la fuente de energía – Sistema estable

4.2.6 Problemas Posibles.

Viscosidad.

108

Ilustración 4.5 Viscosidad del aceite sin gas a temperatura del campo petrolífero

FUENTE: REPSOL YPF.


109

Ilustración 4.6 GOR en solución a presión de sumergencia

FUENTE: REPSOL YPF.


Ilustración 4.7 Viscosidad del aceite saturado a temperatura y presión del

yacimiento

FUENTE: REPSOL YPF.


110

Ecuación 4.1 Fórmulas para Viscosidad en SSU

SSU = 2.273 [(μ/S.G. + ({μ/S.G.}2 + 158.4)1/2]

SSU = 2.273 [6.9 x 106 (R/S.G.) + (47.61 x 1012 {R/S.G.}2 + 158.4)1/2]

SSU = 2.273 [CST + (CST + 158.4)1/2]

FUENTE: REPSOL YPF.


Donde: μ = Viscosidad en Centipoise

R = Viscosidad en Reyn

CST = Viscosidad en Centistokes

S.G. = Gravedad Especifica

111

Ilustración 4.8 Factor de corrección de viscosidad

FUENTE: REPSOL YPF.


112

Precaución: Al acercarse a los límites superiores de la curva debe tenerse cuidado ya

que las características individuales del pozo pueden diferir

significativamente de estas curvas.

1. Determinar la viscosidad del aceite libre de gas “dead oil” para un aceite de 15

grados API a 130 °F. Usando la figura 3.5, μ= 200 centipoise

2.- Utilizando la figura 4.6, hallar el gas en solución a una presión de entrada de la

bomba de 350 psi (50 scf/bbl).

3.- Usando la figura 4.7 encontrar la viscosidad del aceite saturado para un aceite con

viscosidad sin gas de 210 centipoise y relación gas-aceite de 50 scf/stb

(aproximadamente 90 centipoise).

4.- Convertir viscosidad de centipoise a SSU (μ=90 centipoise):

Peso Específico Compuesto = (1.02 x 0.3) + (0.966 x 0.7)

S.G. = 0.982

SSU = 2.273 [(μ/S.G. + ({μ/S.G.}2 + 158.4)1/2]

SSU = 2.273 90

+ + 158.40 982

900 982

2

. .⎧⎨⎩

⎫⎬⎭

⎡

⎣⎢⎢

⎤

⎦⎥⎥

μ = 418.6 SSU

5.- Utilizando la figura 4.8 , y suponiendo una emulsión media, el factor de ajuste de

viscosidad encontrado es de 2.9 para el 30% de corte de agua. Por lo tanto la viscosidad

total será:

113

μ = 418.6 SSU x 2.9 = 1,214 SSU.

6.- La selección de la bomba se basará en el caudal de flujo deseado de 1,700 bpd en

tubería de revestimiento de 7". En este ejercicio puede utilizarse la bomba GC-2200 de

serie 513. Utilizando la tabla 3.5, los factores de corrección para la capacidad, la altura

de columna y BHP para la bomba GC-2200 puede ser determinada por interpolación.

a. Capacidad b. Altura c. BHP

66.0% 80.1% 170.3%

7.- Columna Dinámica Total (TDH)

Ecuación 3.2 Columna dinámica total

TDH = Hd + Ft + Pd

FUENTE: REPSOL YPF.


Hd Distancia vertical entre la cabeza del pozo y nivel estimado de producción.

Ecuación 3.3 Distancia vertical entre la cabeza del pozo y el nivel estimado de

producción

H = Prof. vertical de la bomba - PIP 2.31 ft / psi

SGLd

⋅⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟

FUENTE: REPSOL YPF.


114

H = 5,200 ft - 350 2.31 ft / psi

0.982d

⋅⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

Hd = 4,377 ft

Ft Perdida por fricción en la tubería. Utilizando la figura 4.9, la pérdida por fricción

es de 225 pies/1,000 pies.

F = 5,200 ft 220 ft

1,000 ftt

⋅

Ft = 1,144 ft

Pd Presión necesaria para superar la presión existente en la línea de flujo (presión

deseada en la cabeza del pozo).

La presión de tubería en la cabeza de pozo requerida es 50 psi. Convirtiendo a altura de

columna (pies):

Ecuación 4.4 Presión deseada en la cabeza del pozo

P = Presión (psi) 2.31 ft / ps

SGdL

⋅

FUENTE: REPSOL YPF.


P = 50 psi 2.31 ft / psi

d

⋅0 982.

115

Pd = 117.6 ft

En resumen: Hd = 4,377 ft

Ft = 1,144 ft

Pd = 117.6 ft

Seudo TDH = HH

FH

PH

d

c

t

c

d

c+ +

Donde HC = Factor de corrección por viscosidad (% / 100)

Factor de Corrección de Altura = 86.1%

Seudo TDH = 4,377 ft0.801

1,144 ft0.801

117.6 ft0.801

+ +

Seudo TDH = 7,039.5 ft

116

Tabla 4.5 Factor de corrección de viscosidad para una bomba GC2200

FUENTE: REPSOL YPF.


Factores de Corrección por Viscosidad

GC2200

SSU Capacida

d

Alt. col.

gen.

Eficiencia Potencia

50 100 100.0 94.5 105.8 g

80 98.0 99.0 87.0 111.5 g

100 97.0 98.5 82.5 115.8 g

150 94.7 97.0 73.6 124.8 g

200 92.4 97.8 67.4 134.1 g

300 88.6 93.3 56.6 146.0 g

400 84.7 90.9 49.7 154.9 g

500 81.9 89.7 46.2 159.0 g

600 79.2 88.3 43.3 161.1 g

700 76.6 86.8 41.0 162.2 g

800 74.5 85.8 39.0 163.9 g

900 72.7 84.6 36.8 167.1 g

1000 70.8 83.3 34.9 169.0 g

1500 65.9 79.9 30.7 171.5 g

2000 62.1 77.1 27.2 176.0 g

2500 59.0 75.0 24.5 180.6 g

3000 56.2 73.3 21.8 189.0 g

4000 51.8 70.2 17.8 204.3 g

5000 47.9 67.7 14.9 217.6 g

117

Ilustración 4.9 Perdida de fricción en la tubería

FUENTE: REPSOL YPF.


118

8.- Seudo - Caudal de Flujo (Qseudo):

Q = 1,700 bbl / d

0.66seudo

Qseudo = 2575.8 bbl/d

9.- Para una bomba GC-2200.

Altura/Etapa = 43.5 pies/etapa (@2,485 bpd) y BHP/etapa = 1.15 HP.

Ecuación 4.5 Numero de etapas

No. Etapas = Altura Dinámica Total

Altura / etapa

FUENTE: REPSOL YPF.


No. Etapas = 7,039.5 ft

39 ft / etapa = 181 Etapas

Una vez determinado el número de etapas, podemos calcular la potencia al freno de la

bomba (BHP), tal y como sigue:


BHP = BHP/Etapa x Número de etapas x Factor de Corrección x SGL

FUENTE: REPSOL YPF.


119

BHP = 1.15 BHP/etapa x 181 etapas x 1.703 x 0.982 = 348 BHP

10.- A continuación indicaremos como se realizarían estos mismos cálculos en

AutographPC. Las respuestas del programa no será exactamente las mismas que la

calculada manualmente. AutographPC toma en cuenta otras variables para realizar los

cálculos, y el hecho que gran parte de los resultados manuales provienen del uso de

gráficas, crea la posibilidad de errores sistemáticos originados por el observador.

Como primer paso se entraran todos los datos producción, PVT y completación en la

pantalla del pozo. En esta pantalla se seleccionó la opción para incluir efecto de

emulsión y se uso la correlación de Beal para calcular la viscosidad del crudo muerto.

NOTA: En lo posible se recomienda usar valores reales de viscosidad, sobre todo

cuando se diseñan bombas para crudo pesado.

120

Ilustración 4.10 Pantalla de información del pozo

FUENTE: REPSOL YPF.


Una vez calculados los datos del pozo se prosigue a determinar el tipo de bomba y su

punto de operación. Usando AutographPC se determinó que al usar una bomba

GC2200, se requieren 183 etapas para operarla a 60 Hz. Dependiendo del pozo, también

se podría considerar la posibilidad de usar una bomba GC2900.

Los factores de corrección por efectos de viscosidad para la bomba GC2200 se indican

en la esquina inferior derecha de la pantalla. Estos factores pueden ser modificados

manualmente y varían según las condiciones de cada pozo

121

Ilustración 4.11 Pantalla de la bomba

FUENTE: REPSOL YPF.


El motor seleccionado para operar la bomba es un KMH serie 562 de 418 HP 2610 volts

/ 98 Amps. Como se puede ver en la figura 4.12, el motor trabaja con una carga del

91.1% de su valor de placa.

La figura 4.13 muestra la pantalla para la selección del sello. Para este ejemplo se

seleccionó un sello serie 513 GST3 DB. Este es un sello tandem de doble bolsa (6

cámaras: bolsa/lab/lab/bolsa/lab/lab).

La figura 4.14 muestra la pantalla para la selección del cable de potencia. El tipo de

cable seleccionado para esta aplicación es el siguiente.

122

Cable de extensión del motor:

MLE-KHT, No 5 de 5 KV Rating (Temp.: -51 oC a 204 oC [400 oF])

Cable de Potencia y cable de superficie:

CEEF, Cable plano No 1 de 5 KV Rating (Temp.: hasta 204 oC [400 oF])

Ilustración 4.12 Pantalla del motor

FUENTE: REPSOL YPF.


123

Ilustración 4.13 Pantalla del sello

FUENTE: REPSOL YPF.


124

Ilustración 4.14 Pantalla del cable

FUENTE: REPSOL YPF.


125

CAPÍTULO V

126

CAPÍTULO V

5.1 HISTORIAS DE BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÒN AR

5.1.1 Introducción

Esta bomba es buena para los ambientes agresivos. Tiene insertos de Carburo de

Tungsteno y cojinetes de soporte en cada etapa para manejar el desgaste radial y el

originado por el empuje axial. Las pruebas de campo han demostrado que este diseño

tiene una vida útil notablemente superior al de las bombas estándar. No tiene

limitaciones de profundidad, excepto las mismas impuestas para las bombas estándar.

Las áreas de uso óptimas para esta bomba son los campos con costos de pulling

(remoción) son muy elevados, tal como los que se encuentran costas afuera, en otros

lugares aislados o en donde se encuentran abrasivos extremadamente agresivos.

Este tipo de bombas resistentes a la abrasión fueron originalmente desarrolladas para

aplicaciones en el Mar de Norte, las cuales luego de un continuo plan de desarrollo e

investigación han mejorado notablemente el tiempo de operación con respecto a la

bombas tradicionales. Este desarrollo está abriendo las puertas para la aplicación de las

bombas electrocentrífugas en ambientes aún más difíciles. La clave para éste diseño fue

la metalurgia especialmente endurecida ubicada estratégicamente a lo largo de la bomba

y que es capaz de resistir la abrasión de la arena.

Cabe recalcar que esta tecnología la ha implementado Baker Hughes, Centrilift.

A, continuación vamos a ver el historial de las bombas AR en algunos campos de

REPSOL YPF:

127

5.1.2 AMO C5

Este equipo se instala el día 29 de julio del 2000 y se lo arrancó el día 02 de agosto del

2000. El siguiente equipo fue instalado:

Tabla 5.1

EQUIPO INSTALADO

MODELO ETAPAS ITEM NUMERO

SERIAL

FABRICAD

O POR

SE

RI

E

PESO HP

Bomba 01G-97900 Centrilift 513 GPMTARSH6/GC8200 79


Succión 41G-17734 Centrilift 513 GPINTARH6

Sello 31G-81686 Centrilift 513 GST3GDBLEHLPFSTLH6

Motor 21K-72354 Centrilift 562 KMEU1GXHLZ 255

Motor 21K-72355 Centrilift 562 KMEL1XHLZ 255

Descarga Centrilift 513 GP DISCHARGE 31/2 EUE

8RD

FUENTE: REPSOL YPF.

ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO

Paradas que ha tenido el equipo:

El pozo se apaga el 19 de abril del 2003, en el kelltronics nos indica la alarma de

underload, se revisa el vsd y nos indica la alarma del IOT B+, se reviso el vsd se

encontró explosionado los dos bancos de capacitares de 1400 Uf, la selección de la cuba

se encuentra circuitada.

128

Se cambia VSD, se realiza pruebas de corto circuito vacío, carga de capacitares. El pozo

arrancó sin novedad.

El día 13 de febrero del 2004, se apaga el pozo por shut down. Una vez reestablecidas

las condiciones para el arranque, al intentar el arranque, este se limito en 12Hz para

posterior llegar a la frecuencia seteada de 47Hz.. Al tomar los valores de corriente se

nota que se encuentra menor a un 50% de la corriente de trabajo del equipo, es decir de

81 AMP, se reduce a 25 AMP al equipo de fondo y de 430 AMP a 215 AMp el VSD, y

la presión fluyente se mantiene variable en 2430. La presión de cabeza llega unicamente

hasta 200 psi, siendo 340 la normal, y no se tiene presencia de fluido en el cabezal.

Al revisar los históricos en el VSD, se observa que el variador se apaga por una alarma

de underload.

Se realizan algunas pruebas en el variador a diferentes frecuencias, se arranca en sentido

contrario al del trabajo del equipo, sin tener una variación de corriente considerable

Reporte de pulling

Bomba upper

• Giro del eje duro con arrastre

Bomba lower

• Giro del eje duro con arrastre

• Juego radial en la base

Intake

• Giro del eje suave

• Presenta juego radial

129

• Presenta erosión en los orificios de succión

Sello upper

• Extensión del eje en su nominal

• Rotación suave

• Todas las cámaras con aceite contaminado

Sello lower


• Cámaras con aceite trabajado no contaminado

Motor upper

• Extensión del eje en su nominal

• Giro suave

• Aceite trabajado

Motor lower

• El eje en su nominal

• Giro suave

• Aceite trabajado no contaminado

• En la parte exterior del housing adherido partes de carbonatos

PHD

• En buen estado

130

• Con aceite trabajado

Cable

• En buen estado

Nota:

Se intentó desarmar la bomba upper en el SPF, pero al no tener las herramientas

adecuadas solo se alcanzo ha sacar dos impellers y dos difusores. Se encontraron

pedazos grandes de un caucho parecido al material de los packer, también salieron

pedazos de metal.

Tabla 5.2

NUEVO EQUIPO INSTALADO


SERIAL

FABRICADO

POR

SERIE

PESO HP

Bomba 01H-06445 Centrilift 675 HPMT 26

Bomba 01H-06446 Centrilift 675 HPLTGS 26

Succión Integral Centrilift 675/513

Sello 31G-94904 Centrilift 513 GSB3H6ABPFS

Sello 31G-94903 Centrilift 513 GCB3EHLH6

Motor 21K-78999 Centrilift 562 KMHUG 380

Motor 21K-78998 Centrilift 562 KMHLG 380

Descarga Centrilift 513 HPDISCHARGE 5 ½

EUE 8 RD

FUENTE: REPSOL YPF.


131

5.1.3 GINTA B5

El equipo se instaló el día 01 de julio de 1998 y arrancó el día 13 de mayo de 1999, el

equipo que se instalo fue:

Tabla 5.3

EQUIPO INSTALADO

MODELO ETAPASITEM NUMERO

SERIAL

FABRICADO

POR

SERIE

PESO HP

Bomba No se tiene

información

Centrilift 513 GPMTARSH6/GC8200 89

Bomba No se tiene

información


Succión 41G-18099 Centrilift 513 GPINTARC

Sello 31G-56063 Centrilift 513 GSTGHL

Motor 21K-72351 Centrilift 562 KMHGLHL 304

Motor 21K-72350 Centrilift 562 KMHGUHL 304

Descarga Centrilift 513 GP DISCHARGE 3 1/2

EUE 8RD

FUENTE: REPSOL YPF.



El pozo se apaga por primera vez el día 09 de agosto de 1999, se encontró el variador

apagado, se energizo para chequear el drive history, dando una falla de imput zc.

132

Eléctricamente se encontró dos fusibles abiertos y un SCR cortocircuitado. El equipo de

fondo se encontró eléctricamente bueno.

Se reemplazo los dos fusibles y el SCR, luego se procede a realizar pruebas en vacío y

en corto, quedando el variador listo para la operación, no se arranca el pozo por

restricción de facilidades.

El 03 de febrero del 2000 entra en servicio la segunda turbina razon por la cual se activa

el pozo Ginta B5 sin ninguna novedad, 15 minutos después sale de servicio

mostrandonos en el display C-IOT.

Se ensaya el VSD en vacío y en corto, se chequea el equipo de fondo y se obtiene los

siguientes resultados:

AT-5 KOHM, BT-Abierto, CT-Abierto

AB-Abierto, AC-Abierto, BC-Abierto

Con estos valores se presumió que el daño está en el lower pigtail por lo tanto el pozo

quedo en espera del taladro.

El 04 de febrero del 2000 entra el taladro y se corrobora la ubicación del daño se corta

el lower pig tail, se chequea y se obtiene los siguientes valores 2.2 F-F, balanceado y

8KOHM F-T. Se instala quick connector y se activa el pozo el 05 de febrero del 2000

con 60hz sin novedad.

El día 05 de abril del 2002 se arranca el pozo el cual se encontraba apagado por

restricción de energía, el pozo dura aproximadamente 6 horas corriendo, luego este se

apaga teniendo la alarma de short circuit, abriendose 2 fusibles en el kelltronics.

Se chequea el equipo de fondo teniendo las siguientes lecturas F/F 2.4 ohms y F/T 140

ohms balanceados, se procedió a su arranque sin éxito, con la alarma de short circuit y

133

abriendo dos fusibles, se procedió al chequeo del equipo de fondo en el cabezal

obteniendo las lecturas anotadas en el recuadropor lo que el pozo espera work over

Reporte de pulling

Bombas

• Atascadas

• No tienen giro, ni juego axial

Housing

• En buenas condiciones

Intake

• En buenas condiciones

• Giro normal

Sello upper

• Extensión del eje normal

• Cámara superior y central del sello con fluido de pozo

• Cámara inferior y de empuje con aceite limpio

Sello lower

• Cámara superior con agua y aceite

• Cámara central inferior y de empuje con aceite limpio

134

Motor upper

• Eléctricamente bueno

• Giro suave

• ACEITE LIMPIO

•

Motor lower

• Eléctricamente bueno

• Giro suave

• Aceite con presencia de limallas

PHD

• Con lecturas de resistencia ok

Centralizador

• Ok

Cable en buenas condiciones

Pothead de MLE con señal de recalentamiento.

135

Tabla 5.4

NUEVO EQUIPO INSTALADO:


SERIAL

FABRICADO

POR

SERIE

PESO HP

Bomba 01G-04094F

1:5


Bomba 01G04095F

1:5



Sello 31G-87786 Centrilift 513 GST3XGDBLEHLABPFSTLH6

Motor 21K-62071 Centrilift 562 KMHXGHL 380


FUENTE: REPSOL YPF.


136

5.1.4 DAIMI 01

El equipo se instala sin novedad el día 18 de junio del 2000 y arranca el día 20 de junio

del 2000,se instala con el mismo cable de potencia que salió del pozo, el arranque de

este equipo es un arranque directo sin VSD.

Tabla 5.5

EQUIPO INSTALADO


SERIAL

FABRICADO

POR

SERIE

PESO HP

Bomba 01G-99131 Centrilift 513 GPMTARCH6/GC8200 79

Bomba 01G-99132 Centrilift 513 GPMTARCH6/GC8200 89

Succión 41G-18344 Centrilift 513 GPXINTARH6

Sello 31G-81671 Centrilift 513 GST2G2BLEHLPFSTOLPL

Motor 21K-56926 Centrilift 562 KMHUGHL 266

Motor 21K-56931 Centrilift 562 KMHLGHL 266

Descarga Centrilift 513 HP DISCHARGE 3 1/2

EUE 8RD

FUENTE: REPSOL YPF.



Se procedió por orden de Repsol a arrancar el pozo Daimi 01 que trabaja con arrancador

directo, se solicitó al departamento de distribución que se energize el tablero de control

y el equipo de fondo, presentan valores de resistencia diferentes a los tomados el 13 de

137

abril de 1999. Teniendo condiciones en cabeza del pozo, se procedió a arrancar pero

casi instantáneo de oprimir el botón de Star se desnergiza todo el tablero, la energía del

aire acondicionado y luces, se realizan dos intentos mas con resultados negativos.

Se chequea equipo de fondo lo cual nos indica que el fondo eléctricamente se encuentra

bien.

Se recomendó una revisión del cable que alimenta este tablero y el transformador en

locación.

Por orden del departamento de producción se procede al arranque del pozo Daimi 01 el

cual se encontraba funcionando hasta las 11h50 del día 22 de octubre del 2003, el pozo

se apaga por overload. Se procede al arranque del pozo, sin resultado por cuatro

intentos.

Se procede a desconectar el equipo de fondo dando falla eléctrica, se realizan pruebas

en el arrancador directo en vació y se procede a tomar lecturas, indicando que se

encuentra una fase a tierra.

Se procede a chequear en el quick connector teniendo medidas similares del equipo de

fondo por lo que el pozo queda esperando work over. El runlife de este equipo fue de

1221 días.

Reporte de pulling

Bomba upper

• Eje roto a la altura del coupling B-B

• Eje totalmente desprendido del housing localizado sobre la descarga

138

Bomba lower

• Eje totalmente trabado

Intake

• Con giro y juego axial ok

• El coupling I-B se encontraba trabado en el eje del intake

Sello tandem

• Sin giro

• Extensión del eje con 2mm aproximadamente sobre la tolerancia máxima

• Todas sus cámaras contaminadas con agua y crudo pesado, excepto la cámara

inferior de la sección lower que presenta aceite trabajado

Motor upper

• Eje trabado y con desbalance entre fases y a tierra (en cortocircuito)

• Existe presencia de limallas de bronce en el aceite trabajado

Motor lower

• Giro duro

• Mecánica y eléctricamente en condiciones aceptables

PHD

• En buenas condiciones eléctricas

• Presenta aceite trabajado y gran cantidad de limallas de bronce

139

Cable

• Reda de propiedad de REPSOL-YPF

• Esta cortado debido una ruptura en la cruz del reel

Housing

• La parte externa presenta una corrosión leve, agravada en la cámara inferior del

sello lower.

Tabla 5.6



SERIAL

FABRICADO

POR

SERIE

PESO HP

Bomba 01G-06493 Centrilift 513 GPMTSH6/GC8200 59

Bomba 01G-06418 Centrilift 513 GPXMTSH6/GC8200 59


Sello 31G-95619 Centrilift 513 GSB3H6CL5ABPFS

Sello 31G-95618 Centrilift 513 GSB3EHLHLH6

Motor 21K-79988 Centrilift 562 KMHG 380


EUE 8RD

FUENTE: REPSOL YPF.


140

5.1.5 TIVACUNO 01

El equipo se instala sin novedad el día 08 de octubre del 2004 y arranca el día 11 de

octubre del 2004, se instala sin ninguna novedad, el arranque de este equipo se lo hace a

35Hz y se lo va aumentando paulatinamente hasta los 50Hz, con la finalidad de ir

estabilizando el flujo del pozo, la presión estática antes del arranque es de 1690 psi.

Inmediatamente posterior al arranque se nota un problema con la presión de cabeza

determinándose que la falla es en la válvula de choque, la misma que estaba en mal

estado. Se repara el daño y se procede a su arranque.

Tabla 5.7

EQUIPO INSTALADO


SERIAL

FABRICADO

POR

SERIE

PESO HP


Succión 41G-52662 Centrilift 513 GPINTARH6 WC

Sello 31G-95607 Centrilift 513 GSB3H6CL5ABPFS

Sello 31G-95606 Centrilift 513 GSB3EHLHLH6

Motor 21K-79915 Centrilift 562 KMHG 114

Sensor 21A-01521 Centrilift 450 0-3500 PSI-35FX200-

CENTAURI


EUE 8RD

FUENTE: REPSOL YPF.


141


Su primera parada se la realiza el día 14 de diciembre del 2004, se llegó a la locación y

se encontró al equipo apagado, el display de kelltronics muestra una alarma de presión,

se revisa aislamiento del equipo de fondo cuyas medidas están OK y se llega a la

conclusión que el equipo de fondo se encuentra en perfecto estado.

Se revisa VDS, todos sus componentes el mismo que se encuentra en perfectas

condiciones.

Se intenta energizar el variador para proceder a arrancar el equipo lo cual no tiene éxito

debido a que se presenta alarma de short circuit en el kelltronics, razón por la cual se

desconectaron todos los cables del transformador de entrada para realizar el megado, se

encontró el transformador en buenas condiciones, también se mega los cables primarios

y secundarios del transformador de entrada, también en buenas condiciones.

Se procede a cambiar los valores de seteo del kelltronics con lo cual se logra energizar

el VSD y se procede a arrancar el equipo.

Sus siguientes paradas en la mayoria de casos son por causa de shut down.

El pozo se apaga manual off, el día 18 de septiembre del 2006 por indicación del area

tecnica de REPSOL YPF, para realizar trabajos de work over (trabajos de control de

arena gravel pack).

Reporte de pulling

Bomba

• Apariencia externa ok

• Giro ok

142

Intake

• Apariencia externa de los agujeros ok

• Giro ok

Sello upper

• Cumple con la extensión del eje

• Cámara superior intermedia e inferior presentan aceite contaminado

Sello lower

• Cámara superior, cámara intermedia e inferior presentan aceite trabajado

Motor

• Extención del eje ok

• Giro ok


• Eléctricamente en perfecto estado

Sensor PHD

• Se encuentra en buenas condiciones electrica y mecánicas


143

5.1.6 TIVACUNO 04

El pozo Tivacuno 04 arranco el día 23 de agosto de 1998 se instaló:

Tabla 5.8

EQUIPO INSTALADO

ITEM Número

serial

Fabricado

por

serie Modelo Tipo Etapas

Bomba 01G-95169 Centrilift 513 GPMTH6ARS GC 3500 128

Succión 41G-18073 Centrilift 513 GPINTXARH6 N/A

Sello 31G-81627 Centrilift 513 GSTGXHL

Motor 21K-50396 Centrilift 562 UT-KMG1-HL-225HP-2190V

Sensor

Presión

21A-05143 Centrilift 450 PHD

Descarga Centrilift 513 DISCHARGE 31/2’EUE

FUENTE: REPSOL YPF.


El equipo esta instalado a 7632.94 pies de profundidad.


Se apaga el pozo por primera vez el día 29 de mayo de 1999 por presión debido a

problemas en el NPF y al no registrar presión de fondo por no tener el sensor de

superficie, se decide instalarlo uno.

Se coloca un inductor paked en el transformador del MCC y un sensor digital en el

cubículo del pozo, se calibra adecuadamente, se obtiene una presión estática de 2640 psi

y se procede a arrancar. Su arranque es normal y el sensor registra 560 psi, pasan unos

144

10 minutos y comienza a variar. Luego de lo cual se observo humo en el sensor,

inmediatamente se apago el pozo, se retiro el sensor y se arrancó. Posible falla del

sensor al encontrarse saturado de voltaje en el cubículo (panel MCC).

Su segunda para fue el día 01 de agosto de 1999 debido a que no se registró presión de

fondo, se procedió a colocar un sensor de presión de fondo en el cubículo del MCC, se

lo calibro y se abrió el transformador para poner el inductor paker, quedando listo para

su arranque. Se arrancó el pozo y trabajo sin ninguna novedad, pero se analizó que el

sensor no vario en sus lecturas, se determinó que el pozo tiene problemas de fondo en su

sensor PHD, quedando el pozo en las mismas condiciones anteriores.

Su tercera para fue el día 12 de enero del 2005 por shut down, su arranque fue normal.

Su cuarta para fue el día 22 de enero del 2005 por problemas en el transformador que

distribuye hacia tivacuno de NPF. Restablecida la energía se procedió a arrancar el

pozo, sin ninguna novedad.

Su quinta parada fue el día 02 de marzo del 2006 por falta de aire a la red neumática de

instrumentos de control de los cabezales, dando la alarma de pressure-lock out en

kelltronics. Se procede a su arranque y luego de unos pocos minutos se apaga por

alarma de overload, short circuit; quedando lock out. Se hizo dos intentos de arranque

llevando el parámetro short circuit al 500%, y no se logro ningún resultado, quedando el

equipo fuera de servicio.

Reporte de pulling

Se realizó el día 05 de marzo del 2006 por instalación a tierra. La apariencia de todo el

equipo es normal.

145

Tabla 5.9

PRODUCCIÓN

PRODUCCION

API 17.96

BPPD 307

BAPD 2385

GAS MCF N/A

GOR N/A

RELACION LIQ

PETROLEO

88.6

FLUIDO

PRODUCCION

2692

SIN

PRODUCCION

NO

ARENA NO

GAS NO

FUENTE: REPSOL YPF.


• La bomba presenta juego radial, apariencia externa OK, giro OK.

• El intake presenta giro OK, apariencia externa de los agujeros OK.

• El sello upper su extensión del eje OK, cámara superior, intermedia e inferior

existe aceite contaminado.

146

• El sello lower su cámara superior, intermedia e inferior existe aceite

contaminado.

• Motor, extensión del eje OK, giro OK, aceite trabajado, eléctricamente en mal

estado.

• Sensor PHD se encuentra en malas condiciones, desconectado cable de punto

estrella, aceite contaminado.

• Centralizador Reda OK.

• Cable en los últimos 1000ft se encuentra en mal estado eléctrica y

mecánicamente.

Reporte de tear down

Fecha de instalación: 23 DE AGOSTO DE 1998

Fecha de arranque: 23 DE AGOSTO DE 1998

Fecha de par: 05 DE MARZO DEL 2006

Running Days: 2723 DIAS

Fecha del pulling: 05 DE MARZO DEL 2006

Razón general del pulling: Eléctrica

Razón específica del pulling: Bajo aislamiento

Observación del pulling:

• Bomba presenta juego radial, apariencia externa OK, giro OK.

• Intake con giro OK, apariencia externa de los agujeros OK.

• Sello upper con extensión del eje OK, cámara superior, intermedia e inferior

con aceite contaminado.

147

• Sello lower con la cámara superior, intermedia e inferior con aceite

contaminado.

• Motor con extensión del eje OK, giro OK y con aceite trabajado, eléctricamente

en mal estado. La apariencia externa de todo el equipo BES es normal.

• Sensor se encuentra en malas condiciones, desconectado el cable del punto

estrella, aceite contaminado.

• Centralizado reda OK.

• Cable en los últimos 1000 Ft aproximadamente se encuentra en mal estado

eléctricamente y mecánicamente.

Observaciones del Teardown:

• Bomba: eje con giro normal y sin desplazamiento axial; se observa excesivo

juego radial. Conjunto de etapas quedan atascadas en el hsg junto con el eje.

• Sello superior: Bolsa de goma rota; sellos mecánicos endurecidos; todas las

cámaras contaminadas con fluido del pozo; conjunto de empuje con signos de

temperatura.

• Sello inferior: Bolsa de goma rota; sellos mecánicos flexibles; todas las

cámaras contaminadas con fluido del pozo; conjunto de empuje con signos de

temperatura.

• Motor: eléctricamente con las fases balanceadas y con un aislamiento de 3

Gohms. Internamente se encuentra con aceite contaminado. Conexión del

punto estrella se encuentra roto.

• Cables se observan con signos de calentamiento.

• limalla metálica en magneto de la base.

148

• Sensor: Aceite contaminado; eléctricamente abierto

Descripción del equipo:

Tabla 5.10

EQUIPO DESCRIPCIÓN

STATUS SERIAL

Pump GPMTARSH6 128 GC-3500

Teardown

01G-95169

Intake GPINTARX

Teardown

41G-18073

Seal GSTGXHL

Teardown

31G-81672

Motor KMHGHL 225/2190/59

Teardown

21K-50396

Sensor 3500 PSI

Teardown

21A-05143

Cable AWG#2 SOL/ROUND 61C-70727BO

MLE 4KLHT 2P 61K-03235

FUENTE: REPSOL YPF.


149

Evidencias

BOMBA 01G-95169

Housing en condiciones normales.

Rotación del eje normal y sin juego axial; excesivo juego radial en el eje

Buje del top bearing con desgaste moderado

Impulsores y difusores quedan atascados en el housing junto con el eje

SELLO 31G-81672

Rotación y extensión del eje normales.

Sellos mecánicos cristalizados y partidos

Todas las cámaras contaminadas con fluido del pozo.

Upthrust ring con desgaste leve.

Eje en condiciones normales.

150

Ilustración 5.1

BOLSA DE GOMA ROTA

FUENTE: REPSOL YPF.


Ilustración 5.2

Cámara de empuje con signos de temperatura; up thrust ring con desgaste severo

SELLO Lower

Housings externamente en condiciones normales

FUENTE: REPSOL YPF.


151


Bolsa de goma rota.

Sellos mecánicos flexibles.



Cámara de empuje con signos de temperatura.

Motor 21K-50396:

Estator externamente en condiciones normales.

Rotación del eje normal y medida de extensión normal.

Medidas eléctricas:

Fase - Fase (Ohms): A-B: 0.95, B-C: 0.947, C-A: 0.949

Fase - Tierra (MOhms): 3Mohms @ 2,500 V.

Conjunto de empuje con desgaste leve.

Aceite contaminado con fluido del pozo; dielectricidad en la cabeza de 19.3 KV.

Bujes de cabeza y base con desgaste moderado

Partículas de bronce en aceite de la base.

152

Ilustración 5.3

Cables de conexión con signos de temperatura.

FUENTE: REPSOL YPF.


Cable del punto estrella se encuentra roto

Todos los rotores con signos de temperatura.

T-rings 100% de color blanco.

Washers con desgaste leve.

Sensor 21A-05143:


Aceite contaminado.

Eléctricamente se encuentra abierto

Conclusión:

Existió desgaste radial, este desgaste tiene lugar en las zonas de los cojinetes causando

la rotación excéntrica de los impulsores aumentando la vibración de la bomba. .Si el

153

desgaste de la superficie de empuje no provoca la falla, la vibración causada por el

desgaste radial causará el ingreso de fluido del pozo a través de los sellos mecánicos del

sello y el motor experimentará una falla de aislamiento.

Recomendación:

Se recomienda escoger otro tipo de configuración de bomba en este caso la mas ideal es

las bombas AR.

Se instala un nuevo equipo con los siguientes componentes:

Tabla 5.11


ITEM Número

serial

Fabricado

por


Bomba 01G-10781 Centrilift 513 GPXMTSH6 GC 4100

117

Succión 41G-98528 Centrilift 513 GPINTXARH6

Sello 31G-98528 Centrilift 513 GSB3XFERSSCVH6AB

Sello 31G-95620 Centrilift 513 GSB3XFEHLH6.PFSVT

Motor 21K-81118 Centrilift 562 KMHGX

Sensor

Presión

21A-01633 Centrilift 450 PHD Ferrítico 0-3500 psi

Descarga Centrilift 513 GPDISCHARGE 31/2’EUE

8RD

FUENTE: REPSOL YPF.


154

5.1.7 TIVACUNO A3

El pozo Tivacuno A3 se instaló el día 13 de abril de 1999 y arrancó el día 14 de abril de

1999.

Componentes:

Tabla 5.12

EQUIPO INSTALADO

ITEM Número

serial

Fabricado

por


Bomba 01G-97931 Centrilift 513 GPMTARSH6 GC 2900 29

Bomba 01G-97930 Centrilift 513 GPMTARSH6 GC 2900 128

Succión 41G-50407 Centrilift 513 GPINTH6 N/A


Sello

Motor 21K-72380 Centrilift 562 KME1HL

Sensor

Presión

21A-04905 Centrilift 450 0-3500 psi

Descarga Centrilift 513 31/2’EUE 8RD

FUENTE: REPSOL YPF.


El equipo esta instalado a 7900 pies de profundidad.

155


Su primera para es el día 03 de agosto del 2000 por IOT fase B, el equipo de fondo se

encontró en buenas condiciones trabajando a 62 Hz.. Se chequeó el VSD teniendo

problemas en el banco de capacitares faltando 3 pernos en los mismos. Se realizó

pruebas de cortocircuito y vacío dando lecturas correctas en el momento que se arranca.

Las corrientes en el variador trabajaron normalmente hasta 55 Hz., pasado de esta

frecuencia las corrientes en el VSD solo registró en la fase B y C marcando 0 amp. en la

fase A, apagándose el equipo por overload.

Se cambia la tarjeta power suply, operador, digital control board, keypad, inverter y

converter, se cambia 3 CT de la sección inversora. El pozo queda trabajando a 56 Hz.,

no se incrementa la frecuencia a la que estaba trabajando normalmente, debido a

problemas en el sistema de control del VSD.

Su segunda parada se la realiza el 18 de diciembre del 2002. Se apaga el proceso en

NPF para realizar mantenimiento. Se aprovecha la parada y se decide cambiar el VSD y

el XFMR por un juego de 12 pulsos.

Se realizó carga de capacitares, pruebas en corto hasta 600ª, se cambió la tarjeta

operador ya que en la prueba en corto la frecuencia excedía los 5 Hz y llegaba hasta

8.7Hz.. Se calibra PHD y se arranca el pozo.

Su tercera para se realiza el 08 de marzo del 2003. Se para el VSD del pozo, se toma

lecturas de fondo, se procede una revisión interna del VSD encontrando una tarjeta

inverter quemada.

156

Se cambio la tarjeta inverter, se realizó pruebas eléctricas en vacío al VSD quedando

operativo. Se procedió a dar arranque al pozo, se subió su frecuencia hasta 62 Hz., se

monitoreó sus parámetros y luego de una hora de trabajo se para el VSD alarma C-IOT,

se procede a tomar lecturas de fondo dando los mismos valores anteriores, se revisa el

VSD y se encuentra 4 SCR’s desvalanciados. La tarjeta inverter quemada cambiada

anteriormente, se procedió a cambiarlos por otros operativos, luego las pruebas

eléctricas del VSD, OK. Terminado los trabajos se da arranque al pozo.

Su cuarta y última para se dio el 09 de octubre del 2004, encontrándose el pozo apagado

debido a la alarma de IOT A negativo. Se procede a desconectar el equipo de superficie

de fondo en la caja de venteo, se chequea equipo de fondo, determinando de esta

manera equipo a tierra. Se realiza prueba de arranque para confirmar que el daño es el

equipo de fondo, la misma que nos ratifica que el problema es en el equipo de fondo.

Por lo tanto este pozo queda para workover.

Reporte de pulling

Se realizó el día 12 de octubre del 2004 por equipo a tierra.

Pulling del equipo BES sin ningún inconveniente con los siguientes resultados:

• Bomba upper y lower con giro duro.

• Intake con giro normal.

• Sello contaminado y la cámara inferior con aceite trabajado.

• Motor con aceite trabajado y presencia de partículas metálicas, giro OK

eléctricamente en malas condiciones.

• PHD con aceite trabajado.

• Cable mecánica y eléctricamente en condiciones regulares.

157

• Camisa de enfriamiento con presencia de escala.

• Sello y motor con presencia de escala en el alojamiento.


Tabla 5.13


ITEM Número

serial

Fabricado

por


Bomba 01G-07628 Centrilift 513 GPMTARSH6

1/15

GC 2900 89

Bomba 01G-07629 Centrilift N/A GPMTARSH6

1/15

GC 2900 89

Succión 41G-52676 Centrilift 513 GPINTARH6 N/A

Sello 31G-95621 Centrilift 513 GS B3 H6 CL5 AB PFS

Sello 31G-95620 Centrilift 513 GS B3 EHL HL H6

Motor 21K-79996 Centrilift 562 KMHGX

Sensor

Presión

21A-01533 Centrilift 450 PHD 0-3500 psi Centauri


8RD

FUENTE: REPSOL YPF.


5.1.8 TIVACUNO B2

El pozo Tivacuno B2 se instaló el 04 de julio de 1999 y arrancó el 05 de julio de 1999

158

Tabla 5.14

EQUIPO INSTALADO

ITEM Número

serial

Fabricado

por

serie Modelo/Peso Tipo Etapas

Bomba 01F-95108 Centrilift 400 FPMTH6 FC 925 142

Bomba 01F-95109 Centrilift 400 FPMTARSH FC 925 160



Motor 21K-72327 Centrilift 562 KMEGHL

Sensor

Presión

21A-04782 Centrilift 450 0-3500 psi

Descarga

FUENTE: REPSOL YPF.


El equipo esta instalado a 7578.38 pies de profundidad.

Reporte de Pulling

Se realizó el día 26 de agosto del 2003 por baja producción.

Pulling del equipo BES sin ningún inconveniente con los siguientes resultados:

• Bomba upper giro ok, juego radial y bomba lower con giro ok, juego radial.

• Intake con giro ok, juego radial.

• Sello upper giro ok, juego radial, cámara superior, media, inferior contaminadas

y sello lower giro ok, cámara superior, media, inferior contaminadas.

• Motor upper giro ok, contaminado.

• PHD eléctricamente malo (abierto).

• Cable mecánica y eléctricamente bien.

159

• El equipo presenta una capa exteriormente por lo cual se toma una muestra y se

analiza el resultado de emulsión.

• Camisa de refrigeración es recuperada de 7’, la cual no se baja en la instalación

por estar en mal estado.


Tabla 5.15


ITEM Número

serial

Fabricado

por


Bomba 01G-05765 Centrilift 513 GPMTARSH6

1/15

GC 1150 130


Sello 31G-93902 Centrilift 513 GSB3XGHLH6PFS

Sello 31G-93903 Centrilift 513 GSB3XGEHLH6

Motor 21K-75242 Centrilift 562 KME1GHL

Sensor

Presión

21A-1274 Centrilift 450 0-3500 psi BOLT ON

NEW


8RD

FUENTE: REPSOL YPF.


160

5.1.9 AMO B4

Este equipo se instala el día 06 de febrero del 2001 y se lo arrancó el día 07 de febrero

del 2001. El siguiente equipo fue instalado:

Tabla 5.16

EQUIPO INSTALADO

EQUIPO DESCRIPCIÓN

Bomba GPMTH6 36 GC-3500

Bomba GPMTH6 89 GC-3500

Intake GPXINTARH6

Sello GST3G3BLHLPFSTLPL

Motor KMEG1 280/2410/67

Sensor 3500 PSI LCS

Cable #1 CEBR

MLE #4 KLHT

FUENTE: REPSOL YPF.


Reporte de pulling

Bomba upper

• Giro del eje ok

161

• Juego axial ok

• Apariencia externa bien

Bomba lower

• Giro del eje ok

• Juego axial ok


Intake



Sello upper

• Extensión del eje bien

• Giro ok

• Apariencia exterior bien

• Aceite cámara superior, intermedia e inferior contaminado

Sello lower


• Cámara superior con aceite contaminado

• Cámaras intermedia e inferior con aceite trabajado.

Motor

• Extensión del eje bien

• Giro bien,

• Aceite trabajado,

162

• Apariencia externa bien,

• Eléctricamente desbalanceado y a tierra

PHD

• Externamente bien,

• eléctricamente abierto

• Con aceite trabajado

Cable

• En buen estado

Reporte de tear down

Pump 01G-00923:


Bujes de base y cabeza con desgaste moderado.


Etapas salen con dificultad.

Washers de upthrust y downthrust se encuentran desaparecidos.

Impulsores con desgaste de moderado a severo en upthrust; desgaste leve en

downthrust.

Impulsores con desgaste radial moderado.

Difusores con desgaste moderado en upthrust; desgaste leve en downthrust.

163


Pump 01G-00924:


Base y cabeza con marcas de erosión.

Bujes de base y cabeza con desgaste moderado.

Rotación del eje con rozamiento.

Extensión del eje normales.

Washers de upthrust y downthrust se encuentran desaparecidos.

Impulsores con desgaste severo en upthrust; leve en downthrust.

Impulsores con desgaste de moderado a severo radialmente.

Difusores con desgaste moderado en upthrust; desgaste leve en downthrust y

radialmente.


Intake 41G-18069:


Rotación normal del eje.

Bujes con desgaste leve.

Seal 31G-87730:

Sección Superior:

164

Housing de la cámara media con corrosión leve.


Buje de la guía superior con desgaste leve.


Sellos mecánicos endurecidos.

Eje con desgaste leve en zona de buje de guía superior.

Conjunto de empuje con signos de temperatura.

Ilustración 5.4

Conjunto de empuje con signos de temperatura

FUENTE: REPSOL YPF.


165

Ilustración 5.5

Bolsa de goma rota y cristalizada.

FUENTE: REPSOL YPF.


Sección Inferior:

Housings y guías en condiciones normales.


Eje en condiciones normales


Sellos mecánicos endurecidos.

Conjunto de empuje con desgaste leve y signos de temperatura.

166

Motor 21K-75286:

Estator con marcas de erosión ligera.


Medidas eléctricas:

Fase - Fase (Ohms): A-B: 0.984, B-C: 0.981, C-A: 0.954

Fase - Tierra (MOhms): 0 @ 2,500 V.

Cables de conexión oscurecidos.

Aceite contaminado con una rigidez dieléctrica de 13.5 KV en la cabeza.

Conjunto de empuje con desgaste leve.

Eje oscurecido, con desgaste leve en zona de buje de la base.

Buje de la base con desgaste leve.

Todos los rotores con signos de temperatura y humedad; rotor #9 presentaba marcas de

hundimiento del cobre.

T-rings completamente blancos.

Sensor 21A-01060:

Housing s en condiciones normales.

Aceite de color negro.

Eléctricamente se encuentra abierto.

Bolsas de goma rotas y cristalizadas.

167

CAPÍTULO VI

168

CAPÍTULO VI

5.1 CONCLUSIONES

A través de la elaboración del presente trabajo se pudo llegar a las siguientes

conclusiones:

• Para mejorar la vida útil de las bombas que manejan fluidos con altos contenidos

de arena no solo se debe tener en cuenta la cantidad de arena producida sino

también otras características como: el porcentaje de muestra no soluble en ácido

concentrado, el porcentaje de la muestra que cabrá dentro de las tolerancias de

las bombas, el porcentaje de cuarzo en la muestra, la forma del grano de la arena

es decir su angularidad,etc..

• Nada puede sustituir la calidad de la información proveída de las condiciones del

equipo electrosumergible previamente instalado (Bomba, tubulares, cabeza de

pozo, equipo superficial de línea y todo el equipo de levantamiento artificial

subsuperficial previamente utilizado). Para identificar el tipo de desgastes que

las bombas pueden sufrir en medios ambientes abrasivos.

• Para determinar el mejor material que reducirá los problemas de abrasiones se

utilizara el MRI (índice de recomendación de material).

• Se ha desarrollado un grupo de configuraciones de la bomba que ayudara a

demorar el proceso de desgaste que ocurre en la operación de equipos

electrosumergibles en medios agresivos.

• Para mejorar la eficiencia de la bomba que trabaja con fluidos viscosos

debemos determinar la viscosidad a una temperatura y presión dada ya que la

viscosidad generalmente obedece las relaciones de viscosidad – temperatura.

• Para un buen diseño del equipo que trabaje en pozos con crudos de alta

viscosidad se debe recolectar y analizar todos los datos que tengamos

disponibles.

169

5.2 RECOMENDACIONES

A través de la elaboración del presente trabajo se pudo llegar a las siguientes

recomendaciones:

• Se recomienda siempre usar bombas AR ya que estas emplean el carburo de

tungsteno como metal duro, esto permite soportar mayores temperaturas y

brindan mas resistencia mecánica

• Se recomienda inyectare un dispersante de sólidos al momento de arranque del

pozo ya que este mantendrá los sólidos en suspensión y no permitirá que estos se

asienten ya que esto puede causar disminución de la capacidad de los equipos.

• Se recomienda tener siempre en cuenta el corte de agua en pozos donde se

manejan líquidos viscosos ya que esto afecta a la viscosidad.

• Cada emulsión se comporta de manera diferente y existen muy pocas pautas para

determinar la viscosidad de una emulsión en función de las propiedades físicas

de los líquidos. En dichos casos, se recomienda el hacer pruebas de laboratorio

para determinar el comportamiento de la emulsión bajo condiciones simuladas

del pozo.

• Los cambios en la viscosidad del fluido tienen un efecto significativo sobre el

desempeño de las bombas centrífugas. La potencia al freno aumenta mientras

que la altura de columna generada, la capacidad y la eficiencia disminuyen. Si se

utiliza una bomba electrocentrífuga para producir fluidos de alta viscosidad,

estos efectos se deben tener en consideración cuando se seleccione el equipo

• Se sugiere el ensayo de los líquidos viscosos siempre que estén disponibles los

equipos necesarios.

170

GLOSARIO DE

TÉRMINOS

171

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Altura de columna

Es la cantidad de energía por libra de fluido. Es comúnmente usada para representar la

altura vertical de una columna estática de líquido correspondiente a la presión de un

fluido en un punto determinado.

Corriente (I)

Cuando un potencial o voltaje de fuerza suficiente es aplicado a una sustancia, causa el

flujo de electrones. Este flujo de electrones se llama corriente eléctrica. La cantidad de

flujo de corriente se mide en amperios. Un amperio es la tasa de flujo de una corriente

eléctrica representada por el movimiento de una cantidad unitaria de electrones por

segundo.

Corte de Agua (W.C.)

Es calculado en la superficie como el porcentaje del volumen de agua en relación al

volumen de los otros fluidos del pozo.

Densidad (ρ)

Densidad es la masa de una sustancia por unidad de volumen, se mide en kilogramos

por litro o en libras por pie cúbico. La densidad del agua es 62.4 lb/ft3 o 1.00 kg./l a

condiciones estándar. La densidad del aire es 0.0752 lb/ft3 o 0.001207 kg./l.

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)

Por lo general el volumen de petróleo producido en la superficie es menor que el

volumen de petróleo que fluye al fondo del pozo desde el yacimiento. Este cambio en

volumen se debe principalmente a la perdida de presión desde el fondo del pozo hasta la

superficie.

Flujo de Fluido

Ya que se considera que la mayoría de los líquidos son incompresibles, hay una

relación definida entre la cantidad del líquido que fluye en un conducto y la velocidad

del flujo.

172

Frecuencia (f)

Cuando un generador gira a través de 360 grados, una revolución completa, el voltaje

generado completa un ciclo. Si el generador gira a una velocidad de 60 revoluciones

por segundo, el voltaje generado completará 60 ciclos en 1 segundo. Entonces se podrá

decir que el voltaje generado tiene una frecuencia de 60 ciclos, o 60 hertz.

Fricción en la Tubería

La fricción en la tubería variará con el tamaño, longitud y capacidad de la misma, y la

viscosidad del fluido.

Gradiente de Presión

Esta es la presión que ejerce el fluido por cada pie de altura del fluido.

Gravedad Específica del petróleo (γo)

Es la relación de la densidad , o peso específico del petróleo con respecto a la densidad

del agua a condiciones estándar.

Presión

Es la fuerza por unidad de área de un fluido.

Presión Manométrica, es la presión diferencial indicada por un manómetro, a

diferencia de la presión absoluta. La presión manométrica y la presión absoluta están

relacionadas, siendo la presión absoluta igual a la presión manométrica más la presión

atmosférica.

Presión Atmosférica, es la fuerza ejercida en una unidad de área por el peso de la

atmósfera. La presión a nivel del mar es 14.7 psi.

Presión Absoluta, es la suma de la presión manométrica y la presión atmosférica. La

presión absoluta en un vacío perfecto es cero.

Presión de Entrada a la Bomba (PIP)

Pies de fluido sobre la bomba

PIP Requerido

Es la presión de entrada necesaria para alimentar adecuadamente la bomba y evitar tanto

la cavitación como el bloqueo por gas.

173

PIP Disponible

La presión es una función del sistema en el cual opera la bomba. El PIP disponible es la

sumergencia de operación característica de cada instalación individual.

Presión de Burbuja (Pb)

La presión de burbuja de un hidrocarburo es la presión más alta a la cual las primeras

moléculas de gas salen de solución y forman una burbuja de gas.

Potencia (P)

La potencia se define como la tasa de trabajo efectivo. En términos eléctricos,

representa la energía necesaria para mantener el flujo de corriente. La potencia eléctrica

se mide en vatios.

Relación gas-aceite (GOR)

Es el volumen total de gas producido por día dividido por el volumen total de petróleo

producido por día, las unidades de GOR son Scf/Stb.

Resistencia (R)

La resistencia se puede comparar con la fricción encontrada por un flujo de agua a

través de una tubería. Una tubería recta, con el interior liso, conduce el agua con poca

pérdida de presión. Si la tubería es rugosa por dentro y tiene muchos codos, la pérdida

de presión se incrementa y el caudal del flujo se reducirá. En forma similar, un material

que tenga baja resistencia permite que la electricidad fluya con una pérdida pequeña de

voltaje; un material de alta resistencia causa una caída correspondiente en el voltaje.

Transformadores

Un transformador es un dispositivo en el cual el voltaje de un sistema de corriente

alterna puede cambiarse.

V Voltaje (V)

Debido a que los electrones están distribuidos normalmente en forma igual a través de

una sustancia, se requiere de una fuerza o presión llamada fuerza electromotriz (f.e.m.)

para separarlos de los átomos y hacerlos fluir en una dirección determinada. Esta fuerza

es también frecuentemente llamada potencial o voltaje. La unidad para medir esta fuerza

electromotriz es el voltio.

174

Viscosidad (μ)

Es una medida de la resistencia interna de los líquidos al flujo, dicha resistencia

proviene de la fricción interna que resulta de los efectos combinados de cohesión y

adhesión.

175

BIBLIOGRAFÍA

176

BIBLIOGRAFÍA

1. REPSOL YPF

2. BAKER HUGHES, CENTRILIFT

3. Brown, K. E.: Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 2b, Petroleum Publishing

Co., Tulsa, Oklahoma (1980).

4. Beggs, H. D.: Production Optimizatión using NODALTM Analysis, OGCI Publications, Tulsa, Oklahoma (1991).

5. Brill and Beggs: Two-Phase Flow in Pipes, University of Tulsa.

6. Alhanati, F. J.:”Bottom Hole Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installations,” PhD dissertation, The University of Tulsa (1993).

7. Sachdeva, R.:”Two-Phase flow through Electric Submersible Pumps,” PhD dissertation , The University of Tulsa (1988).

8. Smith, R. S.: “Submergible Pump Completion in Two-phase Flowing Wells,” Petroleum Engineer, pp 70-75 (December 1968).

9. Turpin, J., Lea J. and Bearden, J.:”Gas-Liquid Flow through Centrifugal Pump -Correlation Data”, 33rd Annual Southwestern Petroleum Short Course, Lubbock, TX (1986).

10. Lea, J. F. and Bearden, J. L.:”Effect of Gaseous Fluids on Submersible Pump Performance,” JPT (December, 1982) SPE 9218.

11. Munson, B., young, D., and Okiishi, T.: Fundamentals of Fluid Mechanics, John Wiley & Sons Inc., New York (1994).

12. Vogel, J. V.:”Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive Wells,” JPT (January, 1968).

13. Standing, M. B.:”Inflow Performace Relationship for Damage Wells Producing by Solution Gas Drive,” JPT (November 1970).

14. Brown, K. E.: The Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 1, Petroleum Publishing Co., Tulsa, Oklahoma (1977).

15. McCain, W. D.: The Properties of Petroleum Fluids, Second edition, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma (1990).

16. Partel, B. R., and Runstadler P.W.: ”Investigation Into the Two Phase Behavior of Centrifugal Pumps,” ASME Symposium on Polypahse Flow in Turbomachinery, (December 10-15, 1978).

17. Streeter, V. L.: Handbook of Fluid Dynamics, McGraw-Hill, New York (1961).

18. Vandevier, J.: “Understanding Downhole Electric Motors: A tutorial,” 1992 SPE Workshop, Houston.

19. Cashmore. D. “Application Dependent Ratings (ADRTM),” Centrilift

177

ANEXOS

178

ANEXOS

ANEXO I

REPSOL YPF BLOQUE 16

MapaMapa dedeUbicaciUbicacióónn

ESMERALDASESMERALDAS

QUITOQUITO

GUAYAQUILGUAYAQUIL

COLOMBIA

PERU

RESERVA HUAORANIRESERVA HUAORANI PARQUEPARQUENACIONALNACIONAL

YASUNIYASUNI

Lago Agrio 0Km

Shushufindi 60Km

NPF 138Km

SPF 246Km

A BALAO

BLOQUE 16 BLOQUE 16 -- AREA TIVACUNOAREA TIVACUNO

GINTA BIRO 1

IRO A

DAIMI 1

AMO A

AMO B

DAIMI B

WIPS1SPF

AMO C

DABOWATI

DICARONZAPAROMINO OBI

COWI

EWATAPO

TIVACUNO SW

CAPIRON NTIVACUNO

CAPIRON

BOGI

NPF

179

ANEXO II

CONCEPTO DE DESARROLLO

CONCEPTO DE CONCEPTO DE DESARROLLODESARROLLO

Perforación en racimo– Area prom. utilizada: 3.8 ha– Pozos por plataforma: 12

Ventajas– Mínimo impacto ambiental – Reducción de costos de

inversión y operación– Optimización del

movimiento de la torre de perforación

– Instalaciones centralizadas para las operaciones de producción


180

ANEXO III

CONCEPTO DE DESARROLLO DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN Y BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

• Sistemas de instrumentación electrónica para monitoreo, control y seguridad de las operaciones

• Información centralizada

• Sistema de evaluación de pozos

• Sistema para contingencia de derrames centralizado

– Piscina de contingencia

– Tanque de slop


PLATAFORMASPLATAFORMAS

Entrada alTransformador

Salida delTransformador

Variador

Tandem PumpsTandem Pumps

Tandem SealsTandem Seals

Tandem MotorsTandem Motors

IntakeIntake

CableCable

Pressure SensorPressure Sensor


BOMBEO ELECTROBOMBEO ELECTRO--SUMERGIBLESUMERGIBLE

181

ANEXO IV

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

FACILIDADESFACILIDADES

• El Bloque 16 cuenta con una red vial de 152 Km.

– 121 Km de vía principal

– 31 Km de ramificaciones

– 32 puentes

CAPIRON=48+410

BOGI=51+085

AMO-1=96+539AMO-A=95+803

DAIMI 1=109+700

GINTA-B=120+400IRO-A=122+246

Y=42+042

POMPEYA=0+000

TIVACUNO=55+671

NPF=43+582

DAIMI A=110+000 DAIMI B=113+00

IR0-1=120+246

GINTA-1=118+900

SPF=108+000AMO-B=104+587


VIA DE ACCESOVIA DE ACCESO

182

ANEXO V

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL BLOQUE 16 Y ESTACIÓN DE MEZCLA SHUSHUFINDI

FACILIDADESFACILIDADES250.000250.000

BLSBLS250.000250.000

BLSBLS

25.00025.000BLSBLS

25.00025.000BLSBLS

DILUYENTEPETROECUADOR

15.00015.000BLSBLS

15.00015.000BLSBLS

RESIDUO

PLANTATOPPING

CA

RGA

25.00025.000BLSBLS

25.00025.000BLSBLS

LAGO AGRIOALMAC. CRUDO

SHUSHUFINDIDILUYENTE

NPF

SPF

CAPIRON BOGI TIVACUNO

IROGINTADAIMIAMO BAMO CAMO A

16 API

29 API

22.2 API

DABO

25.00025.000BLSBLS

PETRO

PROD

.

25.00025.000BLSBLS

NPFLAGO AGRIO

DILUYENTE

15.00015.000BLSBLS

TURBINAS

PETROINDUSTRIAL

NPFDIESEL


ESTACION DE MEZCLA SHUSHUFINDIESTACION DE MEZCLA SHUSHUFINDI

183

ANEXO VI

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SPF Y DEL NPF


25.00025.000BLSBLS

GINTA

IRO

DAIMI

SEPARADORSEPARADORDEDE

AGUA LIBREAGUA LIBRE

CALENTACALENTADORDOR

SEPARADORSEPARADORPRODUCCIONPRODUCCION

DESHIDRATADORDESHIDRATADORELECTROSTATICOELECTROSTATICO






25.00025.000BLSBLS

NPF

LANZADOR DE CHANCHO

CONTADORESDE CRUDO

BOMBAS DETRANSFERENCIA

BOMBASBOOSTER

TANQUES CRUDO

BOTA DESGASIFICADORA




AMO A/B/C




ESTACION SUR ESTACION SUR -- SPFSPF


15.00015.000BLSBLS

BOGI

CAPIRON

TIVACUNO











15.00015.000BLSBLS

SSFD

LANZADOR DE CHANCHO

CONTADORESDE CRUDO


BOMBASBOOSTER

TANQUES CRUDO

BOTA DESGASIFICADORA

CONTADORESDE CRUDO

SPF

ESTACION NORTE ESTACION NORTE -- NPFNPF

184

ANEXO VII

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, ESTACIÓN DE FISCALIZACIÓN Y CAPACITACIÓN DE GAS


ESTACION DE FISCALIZACION/ENTREGA ESTACION DE FISCALIZACION/ENTREGA LAGO AGRIOLAGO AGRIO

SSFD

MEDIDORESDE CRUDO A/B


SOTE

BYPASS DE TANQUES

250.000 BBL 250.000 BBL

WAUKESHA

FWKO SEPARADOR

FWKO SEPARADOR

SCR

UB

BER

DE

GA

S

ACUMULADOR GAS

ACUMULADOR GAS

ACUMULADOR GAS


CAPTACION DE GASCAPTACION DE GAS

185

ANEXO VIII

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, PLANTA TOPPING Y CAPACIDADES INSTALADAS


DIESELDIESEL

DESALADORADESALADORA

BOMBASBOOSTERDE CRUDO

HORNOHORNO

TOR

RE

DE

DES

TILA

CIO

NTO

RR

E D

E D

ESTI

LAC

ION

ENFRIADORDE GAS

NAFTANAFTA

DIESELDIESEL

A HORNO

A RES

RESIDUO

PLANTA TOPPINGPLANTA TOPPING

FACILIDADESFACILIDADESNPF SPF

Procesamiento de crudo, bpd 50,000 50,000Procesamiento de agua, bpd 150,000 450,000Procesamiento de gas, M SCFD 2,500 5,000Almacenamiento de crudo, bbls 30,000 50,000Almacenamiento de agua, bbls 50,000 50,000Almacenamiento de diesel, bbls 15,600 15,600Bombeo de crudo, bpd 70,000 60,000Inyección de agua, bpd 130,000 260,000

SHUSHUFINDI LAGO AGRIOAlmacenamiento de crudo, bbls 50,000 500,000Almacenamiento de agua, bbls - 15,000Almacenamiento de diesel, bbls 15,000 -Bombeo de crudo, bpd 125,000 192,000

CAPACIDADES INSTALADASCAPACIDADES INSTALADAS

186

ANEXO IX

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, GENERACIÓN ELÉCTRICA

GENERADORES DIESEL

3 x 1 MVA


GENERACION ELECTRICAGENERACION ELECTRICA

13.8 KV

MCC 2400V

MCC 2400VMCC 2400V

ESP

TIVACUNO

35KV

ESP

CAPIRON

P

MCC 2400V

BOGI

35KV 35KV480V

4160 V

G

P P

4160 V

MCC NPF

G

G G

ESP

MCC 2400V

AMO AESP

MCC 2400V

AMO CESP

MCC 2400V

AMO B

MCC 2400V

ESP

MCC 2400V

GINTA

ESP

IRO

ESP

MCC 2400V

DAIMI B

PWIP

35 KV

P

480 V

GENERADORES A GAS16 x 1 MVA

PBOMBAS

4160 V

G

Turbinas LM2500

MCC SPF

GTurbina LM2500

G G GENERADOR DIESEL1 MVA

GENERADOR DIESEL1 MVA

BOMBASGENERADORES A GAS

5 x 1 MVA

NPFTurbina diesel LM2500 2 36 MwGeneradores gas Waukesha 5 5 Mw

Turbina diesel/gas LM2500 1SPF

18 MwGeneradores gas Waukesha 16 16 MwGenerador diesel Mustang 3 3 Mw

Turbina diesel/gas Solar 2Shushufindi

6 Mw

CANTIDAD CAPACIDAD


GENERACION ELECTRICAGENERACION ELECTRICA

tesis-seleccion de una bomba

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