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- 1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Ana Isabel Salcedo Rodolfo Rincón García Dalgys Lorena Zapata MÉTODOS DE PRODUCCIÓN M.SC. FERNANDO CALVETE 1
- 2. 2 INTRODUCCION Emplea energía eléctrica convertida en energía mecánica para levantar el fluido. Ha demostrado que es un sistema eficiente. Son Bombas Centrifugas multi-etapas. INTRODUCCION
- 3. 3 Inventor: Armais Arutunoff 1910 Hace sus primeros experimentos en Bakú. 1919 Viaja a Alemania a adquirir mas conocimientos y desarrollar sus ideas. 1923 Se estable en Estados Unidos. 1926 Fue emitida la patente que recibió en EEUU y se realiza la primera instalación exitosa de un equipo ESP en Kansas en el campo El Dorado. 1928 Se traslada a Oklahoma creando la Bart Manufacturing Co., luego, 1930 Reorganizada como REDA Co. Actualmente Actualmente esta técnica se implementa en importantes campos en Colombia como Caño Limón y Cantagallo. INTRODUCCION
- 4. 4 Se cree que hoy aproximadamente el 10% de todo el petróleo del mundo es producido con ESP. Fuente: Schlumberger de artificial lift INTRODUCCION
- 5. 5 100-10000 BPD Max: 15000 BPD Manejan grandes volúmenes. Hasta 400ºF Alto índice de productividad Alto GLR y Bajo GOR Pozos: Horizontales, verticales y desviados. GENERALIDADES
- 7. 7 Energía CinéticaImpulsor Difusor Energía de Flujo (Presión) Descarga de la Bomba! Presión Acumulada de las etapas de la bomba… PRINCIPIO FISICO
- 9. 9 DESCARGA DE LA BOMBA Presión de Altura de Pozo Presión Hidrostática neta Caídas de Presión por fricción Perdidas de presión en el trayecto de flujo a la rata de producción actual. La presión en términos de altura equivalente se calcula con la siguiente relación: 𝐻 = 2.31𝑃 𝛾 ∆ℎ 𝑓𝑟 = 0.2083 100 𝐶 1.85 𝑞1.85 𝐼𝐷4.86 Las perdidas por fricción también se pueden calcular por medio del grafico de Hazen-Williams para varios diámetros de tubing y casing API5 PRINCIPIO FISICO
- 11. 11 RENDIMIENTO DE LA BOMBA Altura desarrollada por la bomba Pérdidas hidráulicas Pérdidas de choque Pérdidas de fuga Potencia Requerida y Potencia Consumida Eficiencia Se calculan ciertas variables y se grafican para saber su relación con la tasa de flujo. 0 5 10 15 20 25 30 0 5000 Alturadesarrolladaft Tasa de flujo BPD Curva teórica Pérdidas Hidráulicas Pérdidas de choque Curva H-Q 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 0 1000 2000 3000 4000 5000 PotenciaHP Tasa de flujo BPD Potencia requerida Pérdidas en el cojinete Pérdidas de fricción en el disco Pérdidas por fuga Pérdidas por fricción 0 10 20 30 40 50 60 70 0 1000 2000 3000 4000 5000 Eficiencia% Tasa de flujo BPD Eficiencia PRINCIPIO FISICO
- 13. 13 BES Superficie Cabezal Cable de superficie Tablero de Control Transformad or Fondo Motor Eléctrico Protector Sección de Entrada Bomba Centrífuga Cable conductor Otros Sensores de P y T Dispositivos de control Separador de Gas Válvula de drenaje Válvula de contrapresión DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
- 15. 15 MOTOR • La profundidad de colocación del aparejo es un factor determinante en la selección del voltaje en el cable. V x I x 1.73 x FP POTENCIA (HP) = ______________ 746 V = Voltios en el borne del motor I = Intensidad de corriente en amperios. FP = Factor de potencia. DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
- 16. 16 PROTECTOR O SELLO Conecta la carcasa de la bomba con el motor. Evita contaminación del aceite lubricante con el fluido. Aloja un cojinete que absorbe el empuje axial. Proveer un sello y equilibrar las presiones interna y externa. Transmitir el torque del motor hacia la bomba, a través del eje del protector. DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
- 17. 17 SEPARADOR DE GAS Reduce los efectos en la disminución de la capacidad de carga. Evita cavitación. Desvía el gas hacia el anular. DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
- 18. 18 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE El tamaño de etapa El volumen que se produzca La presión que la bomba genera Del numero de etapas Del numero de etapas Potencia Requerida DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
- 19. 19 TIPOS DE BOMBAS Impulsores Flotantes Se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar en empuje ascendente o descendente, estos empujes los absorbe un cojinete en la sección sellante. Impulsores Fijos No pueden moverse y el empuje desarrollado por los impulsores los amortigua un cojinete en la sección sellante. La presión desarrollada por una bomba centrifuga sumergible, depende de la velocidad periférica del impulsor y es independiente del peso del liquido bombeado. DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
- 20. 20 CABLE CONDUCTOR • El tamaño del cable es determinado por el amperaje, el voltaje del motor y el espacio disponible entre las tuberías de producción y revestimiento. • La resistencia es directamente proporcional a la longitud del conductor. CONDUCTOR ARMADURA METALICA CHAQUETA AISLAMIENTO BARRERA PROTECTORA R = ß x L x A ß = Resistencia especifica del conductor L = Longitud A = Área seccional. DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
- 23. 23 Parámetros de Diseño Capacidad de producción Cálculos de Gas Cabeza Dinámica Total Selección de Bomba Electro Sumergible. Tamaño optimo de los componentes . Selección del Cable Eléctrico Profundidad de la Bomba. Fuentes de energía disponibles. Capacidad del Equipo Eléctrico. DISEÑO
- 24. 24 EJEMPLO Datos del Pozo - Diámetro del casing: 7’’, 23 Lpp - Diámetro del tubing: 2 7/8’’, 6,5 lpp - Intervalos perforados (MPP): 7500ft, TVD - Profundidad de pozo (TVD): Condiciones del fluido del pozo - Gravedad específica del gas: 0,67 - Gravedad específica del agua:1,07 - Grados API del aceite: 35º - Presión de burbuja:630 psi - Viscosidad del aceite. - Factor de compresibilidad del gas: 0,88 - Factor volumétrico del aceite: 1,05 Bb/STB - Factor volumétrico del agua: 1 Bb/STB Datos de producción - Presión en cabeza de pozo: 200 psi - Rata de producción: 1900 BPD - Nivel estático de fluido y/o presión estática de fondo de pozo: 2750 psi - Temperatura de fondo de pozo (BHT): 210ºF - Relación Gas – Petróleo (GOR): 110 scf/STB - Corte de agua (Wc):50% - Posibles problemas - Corrosión - Escamas - Producción de arena. DISEÑO
- 25. 25 TDH = Hd + Ft + Pd Donde: Hd = distancia vertical en pies (metros) entre la cabeza del pozo. FT = Cabeza requerida para superar la pérdida por fricción en la tubería, medida en pies. Pd = la cabeza requerida para superar la fricción en la tubería de superficie, las válvulas y conexiones. CABEZA DINAMICA TOTAL TDH = 4283 ft + 350ft + 481,25 TDH = 5114,25 ft DISEÑO
- 26. 26 Gas libre <10% Calculo de numero de etapas, tamaño optimo del motor y analizar las limitaciones: TDH: Carga dinámica total [m]. Elevación por etapas [m/etapa] Potencia requerida en la bomba: % Gas Libre = 1,95 Total etapas T= 120 Total etapas R =131 HP = 153,27 HP DISEÑO
- 27. 27 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 1000 2000 3000 4000 5000 ---- A la profundidad de la Bomba --- Yacimiento Pwf Qo 2550 0 2000 825 1450 1650 900 2475 350 3300 0 3825 DISEÑO
- 28. 28 SELECCIÓN DE LA BOMBA La bomba seleccionada deberá ser aquella en que el caudal teórico a extraer (2310 BPD) se encuentre entre los limites óptimos de trabajo de la misma y cerca de la máxima eficiencia. Para este caso seleccionaremos una bomba: REDA GN 2500, 131 etapas, CR, CT, RA, ES De las curvas de performance de la bomba se obtiene: EPE( Elevación por etapa)=42,5 ft/Etapa HP/etapa=1,71 Eficiencia Energética= 61,97% DISEÑO
- 29. 29 SELECCIÓN DEL CABLE La selección del mismo se realiza teniendo en cuenta la corriente máxima consumida y que la caída de voltaje sea inferior a aproximadamente 10 volt/100m. Para una corriente de 65 A y caída de 19,2 V/1000 ft seleccionamos un Cable #2. Resistente a la corrosión (Redalead ELB); Armadura Monel; 4KV; 2/7; con capilar para inyección de química en fondo; Longitud 7000 pies. DISEÑO
- 30. 30 SELECCIÓN DEL TABLERO Y DEL TRANSFORMADOR Potencia disponible es de 13,8 KV De 13800V @ 480V KVA@sup = (1732*(Vsup)*Amotor)/1000 KVA@sup = (1732*2026,5*65)/1000 KVA@sup = 228,14 KVA Fuente: SCHLUMBERGER-WCP-Artificial Lift System VSD: 260 KVA DISEÑO
- 32. 32 A continuación se muestran los resultados de la instalación de un sistema de levantamiento artificial. Por otra parte tenemos: Precio del barril: 60 USD/Barril Lifting Cost: 10 USD/Barril PARAMETROS Capacidad (BPD) 2130 BHP (HP) 184 Carga (Ft) 5114,25 Eficiencia (%) 62 ANALISIS FINANCIERO
- 33. 33 Tiempo [mes] Qp (BFPD) Qo(STB/D) Qg (KSCF/D) Qw(BLS/D) Ingresos Egresos Flujo de caja aculativo 0 2310 1155 110,88 1155 2079000 367955,28 1711044,72 1 2292,632895 1146,316448 110,046379 1146,316448 2063369,606 365188,9086 1698180,697 2 2275,396361 1137,69818 109,2190253 1137,69818 2047856,725 362443,3355 1685413,389 3 2258,289414 1129,144707 108,3978919 1129,144707 2032460,473 359718,4042 1672742,068 4 2241,311081 1120,655541 107,5829319 1120,655541 2017179,973 357013,9595 1660166,014 5 2224,460396 1112,230198 106,774099 1112,230198 2002014,356 354329,8475 1647684,509 6 2207,736397 1103,868199 105,9713471 1103,868199 1986962,758 351665,9153 1635296,842 7 2191,138134 1095,569067 105,1746304 1095,569067 1972024,32 349022,011 1623002,309 8 2174,66466 1087,33233 104,3839037 1087,33233 1957198,194 346397,9843 1610800,209 9 2158,315037 1079,157518 103,5991218 1079,157518 1942483,533 343793,6856 1598689,848 10 2142,088334 1071,044167 102,82024 1071,044167 1927879,501 341208,9666 1586670,534 11 2125,983628 1062,991814 102,0472141 1062,991814 1913385,265 338643,6801 1574741,585 TOTAL 26602,01634 13301,00817 1276,896784 13301,00817 23941814,7 4237381,978 19704432,72 2100 2200 2300 2400 0 5 10 15 Qp Qp
- 34. 34 INVERSIONES = WORKOVER + INSTALACION + EQUIPO + TUBERIA INVERSIONES = 40.000 + 50.000 + 670.000 + 60.000 INVERSIONES = 820.000 U$D GANANCIAS NETAS = (QP*U$D*t) GANANCIAS NETAS = ((2310/2)*60*360) GANANCIAS NETAS = 23’941.814,7 U$D COSTOS = (QP*U$DLc*t) COSTOS = ((2310/2)*10*360) COSTOS = 4’237.381,978 U$D RENTABILIDAD DEL S.L.A ES: RENTABILIDAD = ( 23’941.814,U$D – 4’23.381,98U$D - 820.000 U$D) RENTABILIDAD = 19’622.432,72 U$D ANALISIS FINANCIERO
- 35. 35 • Valor presente neto: Rt: Flujos de efectivo (Ganancias netas – LC) t = periodo de tiempo que va desde 1 hasta n i = interés, en este caso anual (12%) PAY-BACK= 820000 23’941.814,7 U$D = 0,03425𝑎ñ𝑜𝑠 • Pay-Back: ANALISIS FINANCIERO -5000000 0 5000000 10000000 15000000 20000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 TR (Pay Back) TIR 207,91% VAN 11.092.152,08 USD
- 36. 36 Factores que afectan el funcionamien to del sistema PROBLEMAS Y SOLUCIONES
- 37. 37 ABRASION Golpe de arieteCavitacion PROBLEMAS Y SOLUCIONES
- 38. VENTAJAS • Capacidad para altos volúmenes y grandes profundidades. • Los costos de levantamiento para grandes volúmenes son bajas. • Usado en pozos verticales y desviados. • Se facilita el monitoreo de presiones y temperaturas de fondo del pozo. • Poco mantenimiento. • Alta resistencia a los ambientes corrosivos en el fondo. • Poco impacto en zonas urbanas. DESVENTAJAS • Es imprescindible la corriente eléctrica. • Costo Inicial alto. • No es aplicable a completamientos múltiples. • Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas. • No es recomendable usar cuando hay alta producción de sólidos. • Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar. • Cualquier daño en la unidad se debe hacer well service. 38
- 39. 39 CONCLUSIONES • ESP ofrece una buena alternativa a la hora de producir un yacimiento, ya que es capaz de extraer grandes volúmenes a bajos costos permitiendo ser utilizado tanto en pozos verticales y horizontales. • Es necesario el análisis de la mayor parte de datos de diseño, debido a que estos pueden presentar una gran ventaja para evitar problemas y obtener los mayores beneficios, además de garantizar un excelente funcionamiento del equipo. • Se deben conocer las condiciones extremas de abrasión, corrosión o fluidos con muy baja lubricidad para determinar los materiales especiales a usar.
- 40. 40 BIBLIOGRAFIA • REDA – Basic equipment Selection and Catalog • Centrilift Web Site www.centrilift.com • ESP – Catalog • Petroleum Engineering Handbook. Bradley • Schlumberger Artificial Lift Systems
- 41. 41 GRACIAS