Bombas electrosumergibles 26 05-2009

BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES

BES

13/03/13 Levantamiento 1

CONTENIDO
Revisión
Ventajas y Limitaciones
Componentes del Sistema de BES
Componentes de Superficie
Componentes de Fondo
Teoría Elemental de álabes y Turbomáquinas
Net Positive Suction Head (NPSH)


CONTENIDO(Cont.)

Aplicaciones del Bombeo Electrosumergible
Análisis Nodal
Procedimiento de Diseño
Alternativas para pozos con altos porcentajes de gas libre
Alternativas para la producción de crudos viscosos
Aplicaciones Especiales
Problemas y averías
Cartas amperimétricas


Visión General


Ventajas
• El bombeo electrosumergible BES es un método flexible para
producir en un amplio rango de tasas de flujo: de bajas a altas
• Puede manejar altas tasas de flujo (>100,000 bbl/D) y altos cortes
de agua. Normalmente el costo de levantamiento por barril decrece
según la tasa de flujo se incrementa.
• No tiene partes móviles en superficie, de modo que es
recomendable para áreas urbanas.
• La ausencia de derrames en superficie hace de este método el de
menor impacto ambiental.
• Puede ser automatizado para supervisión y control.
• Es aplicable en pozos direccionales y horizontales (dependiendo
del ángulo de construcción. Normalmente < 9°/100 pies)


Limitaciones
• El costo inicial del sistema es relativamente alto.
• Su aplicación se limita a pozos de profundidad media,
principalmente por la degradación del aislamiento del cable y por
limitaciones de temperatura del motor y del sello.
• Requiere una fuente de electricidad estable y confiable.
• El rendimiento de la bomba se ve afectado significativamente por el
gas libre y después de cierto límite puede ocurrir un bloqueo por
gas, de modo que este sistema no es recomendable para pozos con
alto GOR.
• Para reparar cualquier componente del equipo de fondo, se requiere
sacar toda la completación del pozo(workover).
• Aunque existen equipos especiales, el tiempo de vida esperado se
ve afectado severamente por la producción de arena de la
formación.


COMPONENTES DEL SISTEMA DE BES

 COMPONENTES DE SUPERFICIE

 COMPONENTES DE FONDO


Componentes de superficie:

• TRANSFORMADOR PRIMARIO
• TABLERO DE CONTROL /
VARIADOR DE FRECUENCIA
• TRANSFORMADOR SECUNDARIO
• CAJA DE UNION
• CABEZAL


Componentes de fondo:

• CABLE
• “Y tool” o BYPASS (Opcional)
• BOMBA
• SEPARADOR DE GAS(Opcional)
• SECCION SELLANTE (SELLO)
• MOTOR
• SENSOR (Opcional)


TRANSFORMADOR PRIMARIO

• Se usa para reducir el voltaje de la línea primaria hasta un voltaje
que puede ser manejado por el Tablero de Control o un Variador
de Frecuencia.
• Si se usa un Tablero de Control, el voltaje de salida será el voltaje
requerido por el motor.
• Si se usa un Variador de Frecuencia, el voltaje de salida será el
voltaje requerido por este equipo y será necesario utilizar un
transformador secundario.
• Puede ser un solo transformador trifásico o un banco de tres
transformadores monofásicos.


TABLERO DE CONTROL

• Cajas con muchas partes eléctricas
instaladas para proteger y diagnosticar los
equipos de fondo
• Dispositivos adicionales incluyen sistemas
de encendido de carga baja, controles de la
velocidad del variador de frecuencia


VARIADOR DE FRECUENCIA

• Dispositivo diseñado e instalado para cambiar
la frecuencia de la corriente suministrada al
motor controlando así la velocidad en el eje
para un óptimo funcionamiento.
• Proporciona flexibilidad para ajustar y mejorar
las condiciones de producción deseadas (tasa
de flujo).
• Puede ser programado para situaciones
especiales tales como encendidos sin
sobrecarga y con torques constantes.


TRANSFORMADOR SECUNDARIO

• Se lo utiliza cuando se instala un Variador de
Frecuencia, para elevar el voltaje hasta los
requerimientos del motor. Comúnmente se lo conoce
como “Transformador elevador”.
• Puede ser un solo transformador trifásico o un banco
de tres transformadores monofásicos.


Caja de Unión

• Aloja en su interior el empalme entre el cable que
viene del pozo y el cable del tablero de control.

• También se la llama Caja de Venteo puesto que
provee el medio para sacar el gas que podría venir
desde el pozo a través del cable, hacia la atmósfera.


Cabezal del pozo

• Debe proveer facilidades para
instalar el cable con un sello
adecuado
• Puede incluir estranguladores
ajustables, válvulas de alivio


CABLE
• Debe garantizar el suministro de Envoltura de
Aislante
Película de
potencia eléctrica al motor poliamida
plomo
Tren
Conductor
za
• Son hechos de diferentes materiales
conductores recubiertos por una
envoltura protectiva que asegura su Armadu
integridad bajo las condiciones ra
metálic
operativas y de los medios en los que a

trabajan Aislante
Cinta Recubri
miento
de
• La caída de voltaje, la temperatura y Conductor Armadu
caucho
ra
los fluidos circundantes deben ser metálic
a
considerados durante el diseño y
proceso de selección
• Vienen en dos configuraciones
básicas: planos y redondos.


“Y tool” O BYPASS
(OPCIONAL)
• Permite intervenir el pozo
con cable (wireline) o
tubería flexible si así fuera
el caso.
• El modelo mostrado es de
la compañía Phoenix
Petroleum Services Ltd. Y
se cierra automáticamente
por el flujo producido por
la bomba electrosumergible
cuando arranca.
• Este nuevo modelo permite
registrar el comportamiento
de la bomba mientras está
operando.


BOMBA CENTRIFUGA

• Es el “corazón” del sistema

• Las BES son bombas
centrífugas multi etapa

• La tasa de descarga depende de
varios factores, tales como la
presión hidrostática, las RPM,
el diseño de las etapas y las
propiedades del fluido


BOMBA CENTRIFUGA (Componentes Básicos)

Una etapa

• Impulsor

• Difusor


SEPARADOR DE GAS

• Separa el gas libre para
evitar el bloqueo por
gas

• Usa fuerzas centrífugas
para separar el líquido
del gas antes que
ingrese a la bomba

• Hay dos tipos: estático
y rotario (centrífugo y
tipo vórtice)


SECCION SELLANTE

• Sirve como conexión entre el
eje del motor y el eje de la
bomba

• Previene la entrada del fluido
del pozo hacia el interior del
motor

• Proporciona un volumen de
aceite para compensar la
expansión y la contracción del
aceite del motor


MOTOR
• Trifásico, tipo inducción de corriente eléctrica
alterna; proporciona la energía a la bomba
para que rote y acelere a los fluidos que están
siendo bombeados.

• Se le provee de enfriamiento mediante la
circulación de fluidos a su alrededor.


SENSORES

• Están disponibles una variedad de sensores. Se
instalan de acuerdo a requerimientos específicos
que permiten un mejor y más seguro control de
las operaciones de la BES por medio del
monitoreo y de los dispositivos de protección
del equipo


Teoría de las Bombas
Centrífugas


Teoría Elemental de las Bombas Centrífugas

Definición: Una bomba es una máquina que tiene la
capacidad de transferir energía a un fluido en
forma de Potencia Hidráulica. Las Bombas
Centrífugas son turbo-máquinas.

Componentes: Una etapa : Impulsor - Difusor - Revestimiento

Eje
Arandela de Empuje
Buje de apoyo


Componentes de la BES


Una Etapa


Empuje Axial


Curvas Características de Comportamiento

Curva Ideal: Basada en un análisis dimensional de velocidad

usando la ecuación de Euler para turbo-máquinas.
No se consideran pérdidas de energía

Curva Real: Basada en pruebas experimentales
Se consideran pérdidas de energía
Eficiencia


Curvas Características Ideales



u 2 cu 2 u1 cu1
He = −
g g

cm 2
cu 2 = u 2 −
tan β 2

2
u2 u 2 cm 2
He = − = k1 − k 2 Q
g g tan β 2


RPM Constante


Transferencia de Energía & Pérdidas de Energía

Hm
ηh =
He

Q
ηv =
Q + Ql + Qi

(Q + Ql + Qi ) H e γ
ηm =
Tω


Curvas Características Reales


El Rango Operativo Recomendado es limitado

Bajas Tasas: Intermitencia de la producción
Down-thrust (rozamiento inferior I – D)

Altas Tasas: Se requieren altos valores de NPSH
Altas potencias efectivas
Up-thrust (rozamiento superior I – D)


Variación de la Curva de Comportamiento

Velocidad Rotacional [N] o Frecuencia[f]
Diámetro del Impulsor [D]
Fluidos altamente viscosos [µ]
Alta GOR


Leyes de Afinidad de las Turbo-máquinas

Q1 Q2
φ1 = φ2 = 3
= 3
N1 D1 N 2 D2
g H1 g H2
ψ1 = ψ 2 = 2 2 = 2 2
N1 D1 N 2 D2
P P
Ρ1 = Ρ2 = 1
= 1
ρ N13 D15 ρ N13 D15

ρ D2 N
Re =
µ


Leyes de Afinidad de las Turbo-máquinas
Diagrama


Efectos de la Viscosidad en la Curva de Comportamiento


Efecto del Gas en la Curva de Comportamiento
Diagrama
Performance Characteristic Curve with Gas
GN 4000

60.00
α = 0 [%]
α = 2 [%]

50.00 α = 6 [%]
α = 8 [%]
α = 10 [%]
40.00 α = 12 [%]
α = 14 [%]
α = 16 [%]
H [ft]

30.00 α = 18 [%]
α = 20 [%]
Surging
20.00

10.00

0.00
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
QL [bpd]


Carga Neta Positiva de Succión (Net Positive Suction Head)
NPSH
La NPSH disponible (NPSHa) para una instalación,
tiene que ser determinada por el usuario
La NPSH requerida (NPSHr) para una bomba dada,
es proporcionada por el fabricante de la bomba

Cavitación
NPSHa > NPSHr


Carga Neta Positiva de Succión o Net Positive Suction Head
NPSH

NPSH a = H s + H a − H v

Pt Patm Pvap
NPSH a = − hf s ± Z + −
ρg ρg ρg


Análisis Nodal
y
Aplicaciones de las BES


Introducción al Análisis Nodal
Usando BES


Producción vs Potencia


Dimensionamiento de los sistemas BES

Standard: API Recommended Practice 11U (RP 11U)
“Recommended Practice for Sizing and Selection of
Electric Submersible Pump Installations”

Variables: La viscosidad y los efectos de degradación por gas.
Puesto que la aplicación de las BES en la industria
petrolera es relativamente reciente, no hay modelos
generales para considerar los efectos de la viscosidad y
del gas, de modo que cada fabricante emplea un método
diferente para manejar estos problemas.



gua
%A
100

o
róle
o s Pet o y gas
róle an
Pet sin ga livi libre
ano
livi libre
e
os d
Dat o BES
ñ
dise
o
róle
o róle
Pet do sin Pet o y gas
a ad
pes s libre pes libre
ga

con
óleo a
Petr spum
e


Nivel

Pr
Estático
de Fluido

13/03/13
Profundidad
de la bomba
Profundidad
del pozo

Profundidad

Twh
0 Tamb
Presión

Temperatura

Levantamiento
(Total Dynamic Head TDH)

Pr

Tr
Concepto de Carga DinámicaTotal

Pr

Total Dynamic Head
Condiciones Estáticas vs Condiciones Fluyentes

51
Pwf

Pérdidas Presión
Nivel de en la
Dinámico de presión cabeza
Fluido por del pozo
ficción
en el
Tubing

Nivel
Estático

Pr
de
Fluido

13/03/13
Profundidad
de la Bomba
Profundidad
del pozo
0

Profundidad

PIP
Pwh

∆P
Presión

Pwf

Levantamiento
T
Temperatura wh
Pr
(Total Dynamic Head TDH)

Tr
Concepto de Carga DinámicaTotal

Pr

Total Dynamic Head
Condiciones Estáticas vs Condiciones Fluyentes

52
Pwf

Pérdidas Presión
Nivel de en la
Dinámico de presión Cabeza
Fluido por del pozo
fricción
en el
Tubing

Información requerida
Datos del Pozo & Yacimiento Características de los Fluidos
• Especificaciones del Casing & Propiedades PVT
• Especificaciones del Tubing • Gravedad específica del Petróleo, Gas
y Agua
• Profundidad del pozo
• Factores Volumétricos para cada fase,
• Comportamiento del yacimiento (IPR) presión de burbuja, viscosidad del
• Temperatura del fondo (BHT) petróleo, GOR.
(pueden ser determinadas usando
• Gradiente Geotérmico correlaciones)
• WOR de producción (Corte de agua)

Datos de Producción • GOR de producción

• Presiones del Separador/Cabeza
• Especificaciones de la línea de flujo Datos de Energía Eléctrica
• Tasa de producción deseada • Voltaje primario disponible


Dimensionamiento de los sistemas BES - Ejemplo
Datos del Pozo & Yacimiento Características de los Fluidos &
• Casing -> 7”, 35 lb/ft Propiedades PVT
• Tubing -> 2 7/8”, 6.5 lb/ft, 8EU, 90° • Gravedad API del petróleo -> 30 °API

• Profundidad del pozo -> 5350 ft • Gravedad específica del agua -> 1.02

• Comportamiento del yacimiento • Gravedad específica del Gas -> 0.80
• Viscosidad del petróleo -> 0.70 cp
J = 1.5 bpd/psi, Pr = 1700 psi
• BHT -> 180 °F • Presión de burbuja -> 1500 psi

• Gradiente geotérmico -> 0.018 °F/ft • WOR de producción -> 90%
• GOR de producción -> 30 scf/bbl

Datos de Producción
• Presión del Separador -> 100 psi Datos de Energía Eléctrica
• Línea de flujo -> 2000 ft, 4”, sch 40, 0° • Voltaje primario disponible -> 12500 V

• Tasa de producción deseada -> 2000 bpd


Dimensionamiento de la Bomba

1. Analizar los datos e identificar el tipo de problema.
La viscosidad del petróleo es baja (0.7 cp) y el corte de agua es alto (90%) ,
de modo que no deberíamos tener problemas de emulsiones. Basándonos en
las dos razones, no se necesita realizar correciones de viscosidad.
Por otra parte, la relación gas – petróleo es baja y con un corte de agua del
90% el GLR es aún más bajo.
GLR = GOR * (1 - fw) = 30 * (1 - 0.90) = 3 scf/bbl

Conclusión: Se puede diseñar el sistema despreciando los efectos por
viscosidad y los efectos por presencia de gas libre.


Procedimiento General

2. Determinar la gravedad específica y el gradiente de presión del fluido

SG = f o SGo + f w SGw = (1 − f w ) SGo + f w SGw

141.5 141.5
SGo = = = 0.876
131.5 + API 131.5 + 30

SG = (1 − 0.90) (0.876) + (0.90) (1.02) = 1.006

∇P = 0.433 SG = 0.433 psi / ft (1.006) = 0.4356 psi / ft


3. Determinar la presión de succión de la bomba o la profundidad
de asentamiento de la bomba.
En este caso, como el corte de agua es alto y el GOR es muy bajo, el
comportamiento de línea recta entre la tasa de flujo y la presión de fondo
fluyente puede ser usado:
q q 2000 bpd
J= ⇒ Pwf = Pr − = 1700 psi − = 367 psi
Pr − Pwf J 1.5 bpd / psi

PIP = Pwf − ∇P ( profundidad del pozo − profundidad de asentamiento de la bomba ) ≥ 100 psi

Pwf − 100

Oil
Mínima profundidad de asentamiento de la bomba = profundidad del pozo −
∇P

Oil + Water
367 − 100 Pwf
Mínima profundidad de asentamiento de la bomba = 5350 ft − = 4737 ft
0.4356


4. Determinar la temperatura de admisión de la bomba.
Usando la correlación de Shiu y tomando en consideración el efecto del motor:

PIT = BHT − ∇T [ Z − A (1 − e − Z / A )] + ∆Tmotor

Donde:
BHT = Temperatura de fondo del pozo, °F Z = (profundidad del pozo – profundidad de
asentamiento de la bomba), ft
∇T = Gradiente de temperatura, °F/ft A = Distancia de relajación, ft

ρL
0.5253 2.9303 0.2608 4.4146
A = Wtot d −0.2904 SGo SGw e −4.2051

Donde:
Wtot = tasa de flujo másico total, lbm/sec ρL = densidad del líquido a condiciones de
tanque de almacenamiento, lbm/ft^3
d = diámetro interno del tubo, in SGx = Gravedad específica (petróleo y agua)


4. Determinar la temperatura de admisión de la bomba (Cont.)

Em = Eficiencia del Motor, fracción
h = Cabeza de la bomba, ft
h (1 − Em )
∆Tmotor = C = Capacidad calórica específica, BTU/(lbm °F)
778 C E p Em
C = (1 − f w ) Co + f w Cw
Ep = Eficiencia de la Bomba, fracción

•Procedimiento iterativo
•Despreciable para altos cortes de agua, pozos someros o crudo liviano
En nuestro caso asumimos:
h = 6000 ft, Em = 0.85, Ep = 0.65, Co = 0.5, Cw = 1.0

6000 (1 − 0.85)
∆Tmotor = = 2.2 ° F
778 (0.1(0.5) + 0.9 (1.0)) (0.65) (0.85)



ρL
0.5253 2.9303 0.2608 4.4146
A = Wtot d −0.2904 SGo SGw e −4.2051

Wtot = QL ρ L + GOR (1 − f w ) QL SGg 0.0764

ρ L = (1 − f w ) ρ o + f w ρ w = 62.4 { (1 − f w ) SGo + f w SGw } = 62.4 SG

ρ L = 62.4 (1.006) = 62.77 lbm / ft 3

bbl D  lbm ft 3 ft 3 lbm 
Wtot = 2000  62.77 3 5.615 + 30 (1 − 0.9) (0.8) 0.0764 3  ⇒
D 86400 sec 
 ft bbl bbl ft 

lbm
Wtot = 8.16
sec



A = 8.160.5253 62.77 2.9303 6.004 −0.2904 0.8760.2608 1.02 4.4146 e −4.2051 = 5218.24

Finalmente:

PIT = BHT − ∇T [ Z − A (1 − e − Z / A )] + ∆Tmotor

PIT = 180 − 0.018 [(5350 − 4737) − 5218.24 (1 − e − ( 5350 − 4737 ) / 5218.24 )] + 2.2 = 181.6° F

Conclusión: En muchos casos podemos asumir PIT ≅ BHT


5. Determinar las propiedades PVT y las condiciones del fluido en
la admisión de la bomba
1
1.2048
P 10 
0.0125 API
 100 10 
0.0125 ( 30 ) 0.83 scf
Rs = SGg  − 0.00091 T (° F ) 
 18 10  = 0 .8  − 0.00091 (181.6 ) 
 18 10  = 4 .2
    bbl

1.175
  SGg 
0.5

β o = 0.972 + 0.000147  Rs 
 
 + 1.25 T  ⇒
  SGo
  

1.175
  0.8  0.5  bbl
β o = 0.972 + 0.000147 4.2   + 1.25 (181.6) = 1.06

  0.876  
 stb

Z T (° R) 0.98 (181.6 + 460) ft 3
β g = 0.02827 = 0.02827 = 0.155
P (100 + 14.7) scf

β w = 1 + 1.2 x 10 −4 (T − 60) + 1 x 10 −6 (T − 60) 2 − 3.33 x 10 −6 P (no hay gas en solución)

bbl
β w = 1 + 1.2 x 10 − 4 (181.6 − 60) + 1 x 10 −6 (181.6 − 60) 2 − 3.33 x 10 −6 (114.7) = 1.03
stb


6. Determinar la tasa de flujo total a las condiciones de
la admisión de la bomba
Qtot = QL ( f w β w + (1 − f w ) β o + ( (1 − f w ) (GOR − Rs ) − f w Rsw ) β g )

Assumiendo que no existe gas en solución en el agua (Rsw = 0) :
stb  
 0.9 (1.03) + 0.11.06 + (30 − 4.2 ) 0.155 ft 3 1 bbl   stb
Qtot = 2000    = 2208
D   scf 5.615 ft 3  
 D

7. ¿Necesitaremos un separador de gas?
(Calcular la fracción de gas en la admisión de la bomba)

( (1 − f w ) (GOR − Rs ) − f w Rsw ) β g
fg =
f w β w + (1 − f w ) β o + ( (1 − f w ) (GOR − Rs ) − f w Rsw ) β g

Asumiendo que no existe gas en solución en el agua :
0.1 (30 − 4.2) 0.155 / 5.615
fg = = 6 .4 %
0.9 (1.03) + 0.1(1.06 + (30 − 4.2) 0.155 / 5.615)


8. Fracción de gas que ingresa a la bomba

entra a la bomba
fg = (1 − Esep ) f g

venteado
Qg libre Velocidad angular
Esep = = Esep + Esep
natural mecánica
total
Qg libre (separadores rotarios)

Tasas de flujo Geometría del
Esep ?? Anular
Patrón de
Gas Bomba flujo
venteado Propiedades del
Resbalamiento fluido
Orificios de Cable
salida del gas Separador 90%, 40%,
65%, 50%, ...

Protector/Sello
Orificios de
admisión


8. Fracción de gas que ingresa a la bomba (cont.)
• Puesto que la fracción total de gas en la admisión de la bomba es
6.4%, valor que es menor que el 10% (regla práctica), no es
necesario un separador de gas.
• Para propósitos de diseño asumamos que la eficiencia de separación
natural es cero (el peor caso).
• Puesto que la fracción total de gas es baja, como una primera
aproximación (propósitos didácticos) asumamos asimismo que no
ocurre degradación debido al gas en el comportamiento de la bomba.
entra a la bomba
fg = (1 − 0) 6.4% = 6.4% = f g

9. Tasa de flujo volumétrico total ingresando a la bomba
Qtot = QL ( f w β w + (1 − f w ) β o + (1 − Esep ) ( (1 − f w ) (GOR − Rs ) − f w Rsw ) β g )

stb
Qtot = 2208
D


Dimensionamiento de la bomba

10. Determinar la Carga Dinámica Total (Total Dynamic Head)
TDH = C arg a del separador + Pérdidas de presión por fricción en la línea de flujo + SH

+ Levantamiento neto en la línea de flujo + Pérdidas de presión por fricción en el tubing + FFL
+ Levantamiento neto vertical
FNL
Psep 100 psi TFL
SH (C arg a en el separador ) = = ≅ 230 ft
∇P 0.4356 psi / ft

PIP VNL
VNL = Pr ofundidad de asentamiento de la bomba −
0.433 SGo

Oil + Water Oil
100 psi
VNL = 4737 ft − ≅ 4473 ft
0.433 psi / ft (0.876)

FNL = ∑ (longitud del segmento) senθ =
segmentos
0 (horizontal ) Pwf



10. Determinar la Carga Dinámica Total (Total Dynamic Head) Cont.
Puesto que la gravedad específica del fluido es cercana a la gravedad
específica del agua y la fracción de gas es muy baja, las gráficas para las
pérdidas de presión por fricción para el agua pueden ser utilizadas:

 pérdidas  Longitud de la línea de flujo
FFL = 
 1000 ft 
  1000

2000
FFL = 1.8 ft = 3.6 ft
1000



 pérdidas  Pr ofundidad de asentamiento de la bomba
TFL = 
 1000 ft 
  1000

4737
TFL = 28 ft ≅ 133 ft
1000



Finalmente:

TDH = (230 + 4 + 0 + 133 + 4473) = 4840 ft
En flujo multifásico donde el uso de las
gráficas para las pérdidas de presión por

Presión de admisión
fricción ya no es válido, la presión de
descarga puede ser evaluada empezando
con la presión de cabeza o con la presión ∆Pbomba
de separador y utilizando cualquier
correlación de flujo multifásico o modelo
mecanístico. Entonces:
Pdesc arg a PIP + ∆Pbomba Qo
TDH = =
∇P ∇P


11. Seleccionar una bomba y determinar el número de etapas
De los catálogos de los fabricantes seleccionamos una bomba:
Que sea compatible con el diámetro interno del casing.
Máximo diámetro posible: 1

 Según el diámetro se incrementa la eficiencia se incrementa
 Las unidades de mayor diámetro son usualmente más baratas
 La bomba opera mas fría debido a la alta velocidad del fluido en el anular
La tasa total de flujo deseada debe estar en el Rango Operativo Recomendado: 2

 Como una regla práctica, es mejor que esta tasa deseada esté lo más cercana al
punto de máxima eficiencia, para tomar en cuenta la declinación del pozo .

Bomba seleccionada: modelo GC2200, serie 513

TDH 4840 ft
# etapas = = = 103 etapas Chequear el catálogo para ver si es posible 2
head / etapa 47 ft / etapa


Dimensionamiento del Motor
12. Determinar el requerimiento de potencia para el motor

HP = HPbomba + HPseparador + HPprotector

 HP 
HPbomba = # etapas 
 etapa  SG

 

 HP  HP vs Total Dynamic Head - 513 Series Seal Section
HPbomba = 103 1.11
  1.006 ≅ 115 HP
 etapa 
 4.0

3.0

El diámetro (“serie”) del separador y sello es
Power (HP)

usualmente el mismo que el de la bomba 2.0

1.0

HP = (115 + 6 + 3.2) HP = 124.2 HP 0.0
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000
Total Dynamic Head (ft)


Dimensionamiento del Motor
13. Seleccionar un motor del catálogo

 Que sea compatible con el diámetro interno del casing y con la temperatura del pozo.
 Si no existe un modelo para la potencia requerida, seleccionar el siguiente motor con HP más alto.
 Es preferible escoger una combinación estandar serie del motor – serie de la bomba.
 Los motores de altos voltajes (baja corriente) requieren diámetros de conductores más pequeños.
 Los motores de altos voltajes, implican equipo VSD o tablero de control más caros.
 Posiblemente se necesitará realizar un análisis económico.

Los motores serie 562 son estándares para las bombas serie 513, entonces del catálogo: 3

Seleccionamos el Motor: 130 HP, 2145 V, 35 Amp

HPrequerido 124.2 HP
C arg a durante una operación normal = 100 = = 95.5%
HPmotor 130 HP


Dimensionamiento del Cable
13. Selecionar el cable eléctrico para esta aplicación

 Seleccionar cable redondo o plano de acuerdo con el espacio libre del anular.
 Seleccionar un cable que proporcione una caída de voltaje de menos de 30 voltios/1000 ft.
 Determinar la temperatura de operación del cable y realizar las correcciones del caso.Chequear
M S 
Bomba Espacio libre = CD −  + + C + B + G  ó CD − M (menor a uno)
Protector 2 2 
de cable
Sello
Banda Donde:
S/2
CD = Diámetro drift del casing
Cable
S = Diámetro del sello
M/2
C = Espesor del cable/diámetro (catálogo)
Motor
M = Diámetro del motor
B = Espesor de la banda (0.03 in)
Casing Drift
G = Espesor del protector de cable (0.16 in)


Dimensionamiento del cable
13. Selecionar el cable eléctrico para esta aplicación

 Caída de voltaje 
Pérdidas de voltaje / 1000 ft =   T factor
 1000' 
Seleccionar el cable cable # 4. Entonces de las especificaciones del catálogo, temperatura
del cable ~ 200 °F:
4 5

 16 V  20.6 V
Pérdidas de voltaje / 1000 ft =   1.288 =
 1000'  1000'

 5.62 5.13 
Clearance = 5.98 −  + + 0.39 + 0.03 + 0.16 = 0.025 in
 2 2 
CD − M = 5.98 − 5.62 = 0.36 in


13. Selecionar el cable eléctrico para esta aplicación (cont.)

Longitud requerida de cable = Pr ofundidad de asentamiento de la bomba + 200 ft

Longitud requerida de cable = 4737 ft + 200 ft ≈ 4940 ft

Cable seleccionado: #4 Cu, plano, 3KV, 4940 ft

14. Determinar el voltaje superficial requerido
Voltaje sup erficial requerido = Voltaje no min al del motor + Caída de voltaje en el cable

Pr ofundidad de asentamiento de la bomba  Caída de voltaje 
Caída de voltaje en el cable =   T factor
1000 ft  1000' 

4737
Caída de voltaje en el cable #4 = (16 V ) 1.288 ≅ 98 V
1000

Voltaje sup erficial requerido = 2145 V + 98 V = 2243 V


Dimensionamiento del Transformador

15. Seleccionar el transformador
 Calcular KVA.
 Si no existe ningún modelo para loa potencia requerida, elegir el
transformador más cercano con mayor KVA.
 Decidir entre un transformador trifásico o tres transformadores
monofásicos (de una sola fase).
3
3 x Voltaje sup erficial requerido x Amperaje del motor
KVA =
1000

3
3 x 2243V x 35 A
KVA = = 136 KVA
1000

Transformador Seleccionado: Transformador Trifásico de 150 KVA
Voltaje Primario 12500 V
Voltaje Secundario 2250 V (~ 2243 V)


15. Otros equipos y consideraciones generales

 Es recomendable una fuerte sinergía entre el ingeniero de campo y el
representante del fabricante de los equipos de Bombeo
Electrosumergible BES.
 Seleccionar un tablero de control del catálogo de acuerdo con el
voltaje superficial requerido.
 Seleccionar un separador rotario, como una regla práctica, si la
fracción de gas en la admisión de la bomba es mayor que el 10% para
bombas radiales o que el 15% para bombas de flujo mixto.
 Seleccionar una sección sello del tipo laberinto, cámara o
laberinto/cámara. Altos empujes, temperaturas, inclinación del pozo
podrían requerir instalar equipos en serie.
 Chequear la compatibilidad de la rosca del tubing con la sección de
descarga de la bomba.


15. Otros equipos y consideraciones generales (cont.)
 Si se va a usar un variador de velocidad, se necesitan
consideraciones especiales acerca de la potencia del motor y de la
bomba.
3
 Hz 
Bomba BHPbomba
= BHP60  
Potencia (HP)

Hz
 60 

 Hz 
Motor MHPHz = MHP60 
motor

 60 
Diseño

Frecuencia (Hz)
 Chequear la producción de fluidos corrosivos o de producción de
arena.
 Chequear las limitaciones de potencia máxima en el eje de la
bomba, sello y separador; de explosión y de colapso de las carcasas
de los equipos.
 Chequear la velocidad del fluido alrededor del motor (debe ser > 1
ft/seg para una mezcla agua/crudo liviano).


Diseño para pozos con mucho gas
 Las propiedades del fluido y las tasas volumétricas de flujo cambian
continuamente a lo largo de la bomba, por lo tanto, debe usarse un
procedimiento incremental.
Seleccionar el número de pasos (por ej. n = 4)

Pdesc arg a PIP + ∆Pbomba
TDH = = PDP = PIP + n∆P/n
∇P ∇P

∆P
PX = PIP + X X = 0, 1, 2, ..., n
n
P2 = PIP + 2∆P/n

∆P
A condiciones estandar:
P1 = PIP + ∆P/n

ρ L = (1 − f w ) ρ o + f w ρ w = 62.4 { (1 − f w ) SGo + f w SGw }
P0 = PIP
28.97 SGG P lbm
ρG = = 0.0763 SGG 3
Z RT ft



Wtot = QL ρ L + GOR (1 − f w ) QL ρ g

Entre PX and PX+1

Qtot = QL ( f w β w + (1 − f w ) β o + (1 − Esep ) ( (1 − f w ) (GOR − Rs ) − f w Rsw ) β g )

Flujo másico total Wtot
SGmezcla = =
Flujo másico de agua ρ w Qtot
PDP = PIP + n∆P/n

∇Pmezcla = 0.433 SGmezcla

SGmezcla X + SGmezcla X +1 P2 = PIP + 2∆P/n
SG mezcla =

∆P
2
∇Pmezcla X + ∇Pmezcla X +1 P1 = PIP + ∆P/n
∇P mezcla =
2
Qtot X + Qtot X +1 P0 = PIP
Q tot =
2



Seleccionar una bomba para la tasa promedio de flujo entre P 0 y P1
Calcular el número de etapas como antes.
TDH X → X + 1  ∆PX → X + 1  1
# etapas para ∆PX → X + 1 = = 
c arg a / etapa  ∇P X → X + 1  c arg a / etapa
 

Iterar para otro ∆PX -> X+1. Finalmente:
PDP
# total de etapas = ∑ # etapas
PIP

Dimensionar los otros equipos como antes.
• Se requiere de un cuidado especial para la fracción de gas libre en la
admisión de la bomba. Para pozos con altos GOR, el uso de
separadores en serie y de nuevas tecnologías podrían ayudar.


Limitaciones en el diseño de pozos con mucho gas

PROBLEMA ESTUDIOS RECIENTES

Efecto del gas en la degradación del Sachdeva, R.
comportamiento de la bomba. Cirilo, R.

Tolerancia límite al gas Turpin

Eficiencia de los separadores de gas Alhanati, F.
rotarios Sambangi, R.
Amrin H.

Eficiencia natural Serrano, J

Nuevas tecnologías Meudys, R


Diseño para fluidos viscosos

 El efecto de la viscosidad para el cálculo de la Carga Dinámica
Total TDH debe ser considerado.

 Existirá degradación de la curva de comportamiento de la carga
(head) y se requerirá un incremento en la potencia.

 ¿Cuánta degradación existirá?: American Hydraulics Institute:
- Bomba de una sola etapa

- Difusor tipo voluta

PDVSA-Intevep (pruebas de laboratorio) 6

- Empíricas (rango 1 - 1700 cP)

Factores de los fabricantes 7

- Empíricos


Diseño para fluidos viscosos
 Puesto que la viscosidad cambia con la temperatura a lo largo de la
bomba, debe llevarse a cabo un procedimiento incremental iterativo
similar al de un pozo con mucho gas.

 Para cada cálculo entre PX y PX+1, los cambios de la temperatura deben
reflejarse en las propiedades, por lo tanto estos cambios deben ser
estimados:
BHPperdida = Potencia perdida, HP
5.1 BHPperdida SG = Gravedad específica
∆Tbomba = [ °F ]
SG C Q
C = Capacidad calórica específica, BTU/(lbm °F)
Q = Tasa de flujo, GPM

h (1 − Em ) h = Cabeza de la bomba, ft
∆Tmotor = [°F ] 8
778 C E p Em Em = Eficiencia del motor, fracción
Ep = Eficiencia de la bomba, fracción


Alternativas para pozos con alto porcentaje de gas libre

Separadores de gas rotarios
 Su eficiencia varía con la tasa de flujo según la
predicción del modelo de Alhanati.
 En la región de alta eficiencia, a bajas tasa de flujo,
puede manejarse porcentajes de gas libre del 85
hasta el 99% .
 Sin embargo, según se incrementa la tasa de flujo
ocurre un punto crítico donde la eficiencia puede ir
más abajo del 20%.
 Estos separadores pueden ser conectados en tándem
(serie), pero su comportamiento todavía no está bien
entendido


Configuración tipo camisa
 Se reversa la dirección del
fluido para maximizar la
separación natural debido a la
flotación del gas.
 Se requiere una camisa o
envoltura para alcanzar la
reversión del fluido o el
enfriamiento del motor.
 El caso más clásico es cuando
la unidad de BES se asienta
debajo de las perforaciones.
 Dos casos adicionales son el de
camisa cerrada con un stinger
(tubo) y el de camisa invertida.


Nuevas tecnologías
 Manejador de gas de REDA. Emplea
huecos de recirculación adicionales o más
anchos en áreas estratégicas del impulsor.
La recirculación del líquido, facilita que el
Huecos de
gas entrampado fluya.
recirculación
 Etapas de baja NPSH (FCNPSH y
GCNPSH) de Centrilift. Esas son casi
etapas axiales, las cuales pueden manejar
altas tasas de flujo pero generar baja
carga. Son instaladas en la admisión para
mejorar las condiciones de succión de la
bomba principal. (Similar al concepto de
bomba telescopiada).
 Ambas tecnologías han demostrado tener
una baja tendencia para el candado de gas
o traba por gas.


Alternativas para la producción de crudos viscosos
 A una temperatura más alta se tiene una viscosidad más baja. De modo
que el calentamiento al fondo puede ser inducido usando resistencias
eléctricas, cable subdimensionado especial, etc. Es necesario un
cuidado especial con los límites del motor.
 Una baja viscosidad asimismo puede ser obtenida inyectando algún tipo
de diluyente como kerosene o crudo de alto API. Se encuentran
disponibles algunos cables con conductos de inyección.

 La inyección de agua, en la admisión de la bomba, también se usa como
un método para levantar crudos de alta viscosidad.


Aplicaciones especiales
Unidad de cable suspendido
 La unidad se baja al pozo sin usar la tubería de producción (tubing). Se
suspende de un cable y el cable eléctrico está asociado a él.
 Un elemento especial de asentamiento soporta a la bomba y proporciona un
acople fijo para evitar torques excesivos en el cable.
 A diferencia de las instalaciones convencionales, el motor se localiza sobre
la bomba.
 Un cambio de bomba puede realizarse sin controlar el pozo, utilizando un
sistema lubricador en la cabeza del pozo, similar al utilizado en BH.
 El sistema produce por el anular.
 La principal ventaja es la reducción de costos asociados con el trabajo de
sacar la tubería de producción, especialmente en locaciones costa afuera.


Sistema de manguera flexible desplegada
 El principio es similar a la unidad de cable suspendido, pero una manguera
flexible provee en este caso el soporte.
 Hay dos sistemas: Uno donde el cable está unido externamente a la manguera
flexible y el más aceptado en el cual el cable está dentro de la manguera
flexible y la producción es a través del anular.
 Este sistema proporciona protección extra al cable, el cual es uno de los
elementos más delicados durante la bajada del equipo.
 Asimismo el motor se localiza sobre la bomba.


Separación de agua al fondo
 Este sistema combina el sistema BES con la
tecnología de separación mediante hidrociclones para
que la producción tenga un bajo corte de agua.
 El agua separada se inyecta en una formación
adyacente a la productora o aún en esta si existe un
acuífero y el espesor de la formación es adecuado.
 La separación y disposición del agua producida
dentro del mismo pozo puede evitar problemas
operativos/económicos.
 Se reducen los costos de tratamiento del crudo y del
agua producida.
 Algunos sistemas usan dos bombas, una para
alimentar al hidrociclón y otra para levantar el fluido.


Dimensiones del equipo y Rango Operativo Recomendado
de la bomba


GC2200 Pump Performance- 60 Hz

80 3.20

70 2.80

60 2.40
Head (ft) - Eff. (%)

Brake HP (HP)
50 2.00

40 1.60

30 1.20

20 0.80

10 0.40

0 0.00
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Flowrate (bbl/d)

stages 8 17 27 36 45 55 65 74 84 93 103 112 122 131 141 150 160 170 178 187
197 206 215 225 235 244 254 263 273 282 292 301 311 320 330 340 348 357 367


Motores serie 562


Caída de voltaje en el cable & factores
de corrección por temperatura


35


75.00

MIXTUREVISCOSITY 593 Cp @ 20 C
60.00 WATER

60 Hz

Efectos de la viscosidad en el

HEAD (FEET)
45.00 45 HZ
60 Hz Water -60 Hz

30.00
comportamiento de la bomba
40 Hz

35 Hz
20 Hz
30 Hz
15.00
20 Hz

0.00
0 1500 3000 4500 6000
LIQUID FLOW RATE (OIL + KEROSENE) (BPD)

7.50

75.00
20 Hz
MIXTURE VISCOSITY 593 Cp @ 20 C

BRAKE HORSE POWER (HP)
Water -60 Hz 6.00
60.00
WATER

4.50 Hz
60
EFFICIENCY (%)

45.00
45 Hz

40 Hz
3.00
30.00 MIXTURE VISCOSITY 593 Cp @ 20 C
35 Hz
60 Hz Water -60 Hz
60 Hz 30 Hz
1.50
15.00 20 Hz

20 Hz 0.00
0.00
0 1500 3000 4500 0 1500 3000 4500 6000
LIQUID FLOW RATE (OIL + KEROSENE) (BPD) LIQUID FLOW RATE (OIL + KEROSENE) (BPD)


Comportamiento del motor serie 562


800 2400
pump dis charge P -->

700 2100
Wellhead and intake P res sure (P si)

P ump discharge P ress ure (P si)
600 1800

500 <-- Wellhead P 1500

400 1200

300 900
<-- Pump intake P
200 600

100 300

0 0
9:14:24 9:43:12 10:12:00 10:40:48 11:09:36 11:38:24 12:07:12
T ime (hh:mm:ss)


% free gas pump can handle vs PIP (after Turpin)

40
35
30
% free gas

25
20
15
10
5
0
0 100 200 300 400 500
Pump Intake pressure (psi)


Dimensiones del Equipo y Rango de Motores aplicable


Consumo de potencia

HPperdida = HPentrada − HPsalida

HPsalida
BHP =
Eficiencia de la bomba

BHP
HPentrada =
Eficiencia del motor

Tasa de flujo ( BPD) x Head ( ft ) x Gradedad específica
HPsalida =
135771


PROBLEMAS Y AVERIAS


• El consumo de
corriente es casi
constante y alrededor
del 10% del valor
nominal o de placa del
motor


• Pequeñas variaciones
en la corriente con la
finalidad de mantener la
potencia (HP) constante
• Podría ser provocado
por el arranque inicial
de un equipo en un
sistema primario con
altas variaciones de
voltaje en el mismo


• Arranque inicial en “A”
• Operación Normal en “B”
• Disminución del amperaje
según baje el nivel de fluido
más allá del de diseño y gas
comienza a separarse cerca
de la bomba en “C”
• La sección “D” muestra el
amperaje bajo errático a
medida que el nivel de
líquido se acerca a la
admisión de la bomba y
volúmenes cíclicos de gas y
líquido lodoso posiblemente
pararán la unidad


CANDADO DE GAS O TRABA POR GAS

A B
Nivel estático de líquido Nivel de líquido
T=0 T1>0

D
C
Demasiado gas y
Nivel de líquido
bajo amperaje en el
T2>T1
motor producen la
traba por gas


• Arranque inicial en “A”
• Operación normal en “B”
• Disminución del amperaje
según el nivel de fluido
desciende debajo del de
diseño en la sección “C”
• El motor se apaga debido
a la baja corriente en el
punto “D”
• Después del tiempo
programado el motor
arranca otra vez pero el
fluido del pozo se mantiene
en la condición de descenso


• No hay suficiente
intervalo de tiempo
entre ciclos para
permitir que se
restaure el nivel de
líquido
• La bomba está
sobredimensionada


• Hay fluctuaciones en la
corriente desde que el gas
retenido y el gas libre
ingresan alternadamente
a la bomba
• También puede suceder
en el caso de que crudos
emulsificados estén
presentes


• Después de un corto
período de operación, el
motor se apaga debido a
una baja de la corriente
• Se repiten en
secuencia varios
intentos de encendido
sin éxito
• Una posible baja
densidad del fluido no
permitiría que el motor
trabaje bajo condiciones
nominales


• No hay una adecuada
corriente en el motor y
probablemente existe
una mala calibración del
relé de protección del
motor (relé de
hipocoriente)
• El motor trabaja en
vacío y algo se quema
(el cable o el motor)


• En la seccción “A” el motor
arranca a un amperaje un
poco inferior al de trabajo y
va aumentando gradualmente
a normal
•En la sección “B” la unidad
trabaja normalmente
•La sección “C” muestra un
aumento gradual del
amperaje hasta que la unidad
se desvia de la línea de
sobrecarga apagándose
• Entre otras, las posibles
causas son tormentas con
rayos, aumento de la
densidad o viscosidad del
fluido, producción de arena,
desgaste del equipo y
sobrecalentamiento del motor


• El sistema se apaga
debido a sobrecarga
(corriente elevada)
• Se intentó hacer
rearranques manuales sin
éxito
• Se requiere
investigación adicional
antes de intentar
reencender el equipo
• Los intentos manuales
de reencendido pueden
destruir el equipo


• Se observa un
comportamiento errático
de la corriente durante un
corto periodo después del
arranque inicial
• Podría ser debido a
problemas de escala,
arena suelta y fluidos de
perforación o de control
de pozo de alta densidad


• Se observa un
comportamiento variable e
impredecible de la corriente
• El motor finalmente se
apaga debido a sobrecarga
• Se requiere un análisis
exhaustivo del pozo antes de
intentar reencender el equipo
• Usualmente indica fallas de
varios elementos
simultáneamente (Bomba
remordida [agarrotada],
motor quemado, cable
quemado o fusibles
quemados)

Completaciones con
Bombas Electrosumergibles
BES

Tomado de Petroleum Well Construction
Economides et al, 1998


Bombas electrosumergibles 26 05-2009

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