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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS DESCRIPTIVO DEL DESEMPEÑO DE LAS BOMBAS
ELECTRO SUMERGIBLES CENTRÍFUGAS EN EL BLOQUE 16,
POZOS DAIMI A-3 Y DAIMI A-10
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
GABRIELA YOLANDA VEGA ZABALA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE
Quito, Octubre 2014
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo, GABRIELA YOLANDA VEGA ZABALA, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
______________________________
Gabriela Yolanda Vega Zabala
C.I. 1400434088
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis Descriptivo
del desempeño de las Bombas Electro Sumergibles Centrífugas en el
Bloque 16, Pozos Daimi A-3 y Daimi A-10”, que, para aspirar al título de
Tecnóloga de Petróleos fue desarrollado por Gabriela Vega, bajo mi
dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple
con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
artículos 18 y 25.
______________________________
Ing. Fausto Ramos Aguirre
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1705134102
DEDICATORIA
A Dios, verdadera fuente de amor y sabiduría.
A Ana, mi madre, cuyo vivir me ha mostrado que en el camino
hacia la meta se necesita de la dulce fortaleza para aceptar las
derrotas y del sutil coraje para derribar miedos.
A Carlos, mi padre, porque gracias a él sé que la dedicación
se la debe vivir como un compromiso de dedicación y esfuerzo.
A mis hermanas, por su paciencia, compresión y palabras de
aliento, mil gracias por siempre estar a mi lado.
A mis primos y amigos, con quienes he compartido tantos
gratos momentos y me han ayudado directa o indirectamente a
culminar este Trabajo de Tesis.
Gracias a todos ustedes es que hoy veo alcanzada
una de tantas metas propuestas.
Gabriela Vega
AGRADECIMIENTO
A mi Padre Celestial, por haber sido mi luz y
mi guía en todos los momentos de mi vida.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y a la Carrera de Petróleos,
por los conocimientos impartidos y soporte institucional.
Al Ing. Fausto Ramos Aguirre por su ayuda incondicional,
quién me guió de principio a fin en el desarrollo de este proyecto.
A mis Padres y Hermanas por alentarme para llegar hasta
el final sin desmayar en el intento.
Gabriela Vega
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN xv
ABSTRACT xvi
CAPÍTULO I 1
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 3
1.2 JUSTIFICACIÓN 3
1.3 OBJETIVOS 4
1.3.1 Objetivo General 4
1.3.2 Objetivos Específicos 4
CAPÍTULO II 5
2. MARCO TEÓRICO 5
2.1 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE CENTRÍFUGA 5
2.1.1 Componentes 5
2.1.1.1 Impulsor 6
2.1.1.2 Difusor 7
2.1.1.3 Etapa de una bomba 7
2.1.1.4 Eje 8
2.1.2 Teoría de Operación 9
2.1.3 Diseños para flujo hidráulico Radial y Mixto 10
2.1.4 Bomba Centrífuga Hidráulica 12
2.1.4.1 Presión en Cabeza o Levantamiento 12
2.1.4.2 Curva de la bomba 13
2.1.4.3 Empuje de la bomba 15
ii
2.1.4.3.1 Empuje hidráulico 16
2.1.4.3.2 Empuje del eje 18
2.1.4.4 Potencia Hidráulica (Hydraulic HP) 19
2.1.4.5 Potencia al freno (Brake HP) 19
2.2 EQUIPO DE SUPERFICIE 19
2.2.1. Variador de Frecuencia (VSD) 19
2.2.1.1 Efectos del Variador en las Bombas Centrífugas 21
2.2.1.2 Efectos del Variador en el Motor 21
2.2.1.3 Combinación de motor, Bomba y VSD 22
2.2.1.4 Limitación en el eje de la Bomba 23
2.2.1.5 Vibración 23
2.2.1.6 Uso del Variador de Frecuencia (VSD) 25
2.2.2 Transformador de Frecuencia 25
2.2.3. Arrancador Directo (Switchboard) 26
2.3 EQUIPO DE FONDO 27
2.3.1 Separador de Gas 27
2.3.1.1 Componentes 28
2.3.1.2 Teoría de Operación 29
2.3.2 Sección Sellante 30
2.3.2.1 Componentes 30
2.3.2.2 Funciones básicas de la sección sellante o protector 32
2.3.3 Motor Eléctrico Sumergible 32
2.3.3.1 Componentes 32
2.3.3.2 Teoría de Operación 33
2.3.4 Sensor de Presión y Temperatura de Fondo 34
2.3.5 Cable 35
iii
2.3.5.1 Tipos de Cables 36
2.3.5.2 Configuración del Cable 37
2.3.5.3 Desbalance de voltaje 38
2.3.5.4 Cable de extensión 38
2.3.5.5 La caída de voltaje en el cable 39
2.4 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO 40
2.4.1 Presión en el Reservorio 40
2.4.2 Temperatura en el Reservorio 40
2.4.3 Porosidad 41
2.4.4 Permeabilidad 43
2.4.4.1 Factores que afectan la permeabilidad 43
2.5.5 Relación entre Porosidad y Permeabilidad 44
2.5 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO 45
2.5.1 Agua 45
2.5.2 Petróleo 46
2.5.2.1 Color 46
2.5.2.2 Olor 46
2.5.2.3 Sabor 47
2.5.2.4 Peso específico 47
2.5.2.5 Viscosidad 47
2.5.2.6 Solubilidad 47
2.5.2.7 Poder calorífico 48
2.5.3 Gas 48
2.6 CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO 48
2.6.1 Por el tipo de Hidrocarburos 48
2.6.1.1 Petróleos Parafínicos 48
iv
2.6.1.2 Petróleos Nafténicos o Aromáticos 48
2.6.1.3 Petróleos Asfalténicos 49
2.6.1.4 Petróleos de Base Mixta 49
2.6.2 Por el contenido de Azufre 49
2.6.2.1 Petróleo dulce 49
2.6.2.2 Petróleo medio 49
2.6.2.3 Petróleo agrio 49
2.6.3 Según la gravedad API 49
2.6.4 Por el factor Kuop 50
2.7 PROPIEDADES DEL PETRÓLEO. PARÁMETROS PVT 50
2.7.1 Factor de volumen del petróleo 51
2.7.2 Factor de volumen del gas 51
2.7.3 Factor de volumen del agua 52
2.8 PERDIDAS POR FRICCION 52
2.8.1 Pérdidas por fricción en las tuberías 52
2.8.1.1 Número de Reynolds 54
2.8.2 Pérdidas por fricción en los accesorios 55
2.9 FUNDAMENTOS DEL POZO PARA EL DISEÑO DE BOMBAS 55
2.9.1 Dimensionamiento 56
2.9.1.1 Diámetro del Pozo 56
2.9.1.2 Casing o Tubería de Revestimiento 56
2.9.1.3 Tubing o Tubería de Producción 56
2.9.1.4 Profundidad del Pozo 57
2.9.1.5 Tipos de Pozos 58
2.9.1.6 Perforaciones 58
2.9.2 Hidráulica del Pozo 59
v
2.9.2.1 Densidad 60
2.9.2.2 Gradiente 60
2.9.2.3 Gravedad Específica 60
2.9.2.4 Viscosidad 61
2.9.2.5 Presión 62
2.9.2.5.1 Presión Manométrica 62
2.9.2.5.2 Presión Atmosférica 62
2.9.2.5.3 Presión Absoluta 63
2.9.2.6 Presión en Cabeza (Head) 63
2.9.2.7 Presión de Ingreso de la Bomba (PIP) 64
2.9.2.8 PIP requerida 65
2.9.2.9 PIP disponible 66
2.9.2.10 Flujo de Fluido 66
2.9.2.11 Fricción en la tubería 66
2.9.3 Características de los Fluidos de Producción 67
2.9.3.1 Fluidos de Producción Gaseosos 68
2.9.4 Desempeño del Pozo 69
2.9.4.1 Indice de Productividad (IP) 70
2.9.4.2 Relación del Desempeño de Entrada (IPR) 70
2.9.4.3 Temperatura 72
2.9.4.3.1 Temperatura de Fondo de Pozo (BHT) 72
2.9.4.3.2 Temperatura de Fluido de Superficie 72
2.9.4.4 Pruebas de Pozo 73
2.9.4.4.1 Prueba de Bombas de Presión 73
2.9.4.4.2 Prueba de Nivel de Fluido 73
vi
2.10 DIMENSIONAMIENTO DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
CENTRÍFUGA 73
2.10.1 Datos Básicos 73
2.10.1.1 Datos del Pozo 74
2.10.1.2 Datos de Producción 74
2.10.1.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo 75
2.10.1.4 Fuentes de Energía 75
2.10.1.5 Posibles Problemas 75
2.10.2 Pozos de Alto Corte de Agua 75
CAPÍTULO III 78
3. METODOLOGÍA 78
3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 78
3.2 ESTRATIGRAFÍA DEL BLOQUE 16 79
3.3 PRINCIPALES RESERVORIOS DEL BLOQUE 16 80
3.3.1 Arenisca Basal Tena 80
3.3.2 Arenisca M1 80
3.3.3 Arenisca U 81
3.3.4 Arenisca T 81
3.3.5 Arenisca Hollín 82
3.4 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPO ESP PARA EL POZO DAIMI A3 82
3.4.1 Datos del Pozo 82
3.4.2 Datos de Producción 83
3.4.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo 83
3.4.4 Fuentes de Energía 83
3.4.5 Posibles Problemas 84
3.4.6 Análisis 84
vii
3.4.7 Determinación de la Presión de Entrada de la Bomba 84
3.4.8 Carga Dinámica Total 86
3.4.9 Tipo de Bomba 87
3.4.10 Motor y Sección Sellante 91
3.4.11 Cable de Potencia 92
3.4.12 Accesorios y Equipos opcionales 94
3.5 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPO ESP PARA EL POZO DAIMI A-
10. 95
3.5.1 Datos del Pozo 95
3.5.2 Datos de Producción 95
3.5.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo 96
3.5.4 Fuentes de Energía 96
3.5.5 Posibles Problemas 96
3.5.6 Determinación de la Presión de Entrada de la Bomba 96
3.5.7 Carga Dinámica Total 98
3.5.8 Tipo de Bomba 99
3.5.9 Motor y Sección Sellante 102
3.5.10 Cable de Potencia 102
3.5.11 Accesorios y Equipos opcionales 103
CAPÍTULO IV 104
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 104
4.1TASA DE FLUIDO PROMEDIO DEL POZO DAIMI A-3.
104
4.2 ESPECIFICACIONES DE LA BOMBA INSTALADA EN EL POZO
DAIMI A-3 AL INICIO DE LA PRODUCCIÒN 105
4.3 ESPECIFICACIONES DEL NUEVO EQUIPO PARA EL POZO DAIMI
A-3. 105
viii
4.4 TASA DE FLUIDO PROMEDIO DEL POZO DAIMI A-10. 106
4.5 ESPECIFICACIONES DE LA BOMBA INSTALADA EN EL POZO
DAIMI A-10 AL INICIO DE LA PRODUCCIÒN 107
4.6 ESPECIFICACIONES DEL NUEVO EQUIPO PARA EL POZO DAIMI
A-10. 107
CAPÍTULO V 108
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 108
5.1 CONCLUSIONES 108
5.2 RECOMENDACIONES 109
6. ANEXOS 110
7. BIBLIOGRAFÍA 121
ix
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Tabla de Conversión de Gravedad API 61
Tabla 2. Tipos de Presiones 62
Tabla 3. Coordenadas UTM del Bloque 16 79
Tabla 4. Rangos de Operación de las Bombas 89
Tabla 5. Tipos de Motor ESP 92
Tabla 6. Caídas de tensión de los cables 93
Tabla 7. Tasa de Fluido Promedio del Pozo Daimi A-3 104
Tabla 8. Especificaciones de la Bomba Instalada en el pozo
Daimi A-3 105
Tabla 9. Especificaciones de la Bomba Diseñada 105
Tabla 10. Tasa de Fluido Promedio del Pozo Daimi A-10 106
Tabla 11. Especificaciones de la Bomba instalada en el pozo
Daimi A-10 107
Tabla 12. Especificaciones de la Bomba Diseñada 107
x
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Corte de una Bomba ESP 5
Figura 2. Ilustración de un impulsor y subcomponentes 6
Figura 2.1. Ilustración de un difusor 7
Figura 2.2 Etapa de una Bomba ESP 7
Figura 2.3. Corte transversal de una etapa de Bomba ESP 8
Figura 2.4. Corte transversal de un eje ensamblado a la bomba 9
Figura 2.5 Dirección del fluido dentro de una etapa 10
Figura 3. Diseño de etapas de bombas para flujo radial (izq.) 11
y mixto (der)
Figura 4. Curva de la Bomba 14
Figura 5. Fuerzas que actúan en un impulsor 16
Figura 6. Curva de los empujes que actúan sobre una bomba 17
Figura 7. Corte de un impulsor de etapa de flujo radial 18
Figura 8. Variador de Frecuencia 20
Figura 9. Curva de una Bomba en base a la Frecuencia 23
Figura 10. Transformador de Frecuencia 26
Figura 11. Ilustración de un Separador de Gas 29
Figura 12. Componentes de un Sello ESP 31
Figura 13. Corte ilustrativo de un motor ESP 33
Figura 14. Sensor de Fondo 34
xi
Figura 15. Cable de Potencia 35
Figura 16. Cables Plano y Redondo 36
Figura 17. Gradiente geotérmico 41
Figura 18. Porosidad efectiva, no efectiva y total 42
Figura 19. Definición del Darcy como unidad de permeabilidad 43
Figura 20. Correlaciones entre porosidad y permeabilidad 45
Figura 21. Casing 56
Figura 22. Ilustración de Profundidad Medida y Vertical 58
Figura 23. Ilustración de Cañones de Perforación dentro de
un pozo 59
Figura 24. Presión de Entrada de la Bomba 65
Figura 25. Curva de Relación de Desempeño de Entrada 71
Figura 26. Ubicación Geográfica del Bloque 16 78
Figura 27. Tabla de Cálculo de Pérdidas por Fricción 86
Figura 28. Curva de Desempeño de la Bomba 90
Figura 29. Caídas de tensión de Cables 94
Figura 30. Curva de Desempeño de la Bomba 101
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO # 1
Componentes del Sistema de Bombeo Electro Sumergible 111
ANEXO # 2
Wellhead (Árbol de Navidad) 112
ANEXO # 3
Curva Típica de Empujes de una Bomba Centrífuga 113
ANEXO # 4
Datos de Producción y Estado de Funcionamiento de cada Pozo
del Campo Daimi 114
ANEXO # 5
Curva de Desempeño de la Bomba Centrífuga HC12500 a
diferente Frecuencia 115
ANEXO # 6
Rangos de Desempeño de las Bombas Centrilift 116
ANEXO # 7
Tabla de Conversión de Gravedad API 117
ANEXO # 8
Producción Acumulativa del Pozo Daimi A-3 118
ANEXO # 10
Producción Acumulativa del Pozo Daimi A-10 119
xiii
NOMENCLATURA O GLOSARIO
ºAPI: La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American
Petroleum Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el
agua, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo.
ASTM: es un organismo de normalización de los Estados Unidos de
América. Las siglas corresponden a American Society for Testing Materials.
BES: Bombeo Electro Sumergible.
BSW: Basics Sediments and Water. Es la cantidad de agua e impurezas que
contiene el crudo.
BPD: Barriles Por Día.
Campo: área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la
perforación de pozos profundos para la explotación de yacimientos
petrolíferos.
Cavitación: es la formación de bolsas y burbujas de vapor en un líquido que
se encuentra fluyendo dentro de un conducto.
Densidad del Petróleo: la densidad del petróleo crudo se define como la
masa de una unidad de volumen de crudo a determinada temperatura y
presión.
Leyes de Afinidad: son las leyes que rigen el funcionamiento de la bomba
centrífuga, así como los cambios que ocurren en su velocidad de operación.
Pozo: (Well). Perforación para el proceso de búsqueda o producción de
petróleo crudo y gas natural o para proporcionar servicios relacionados con
los mismos. Los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo y resultado
como: pozos exploratorios, de producción e inyectores.
Viscosidad: medida de la resistencia de un fluido a escurrir o fluir.
Normalmente disminuye al aumentar la temperatura.
xv
RESUMEN
En la actualidad el mayor porcentaje de petróleo producido en nuestro país
proviene de campos maduros, es decir, ya no cuentan con la suficiente
energía para levantar el petróleo a la superficie de manera natural.
Los mayores problemas que se tienen en los campos son el porcentaje
elevado de agua y sedimentos que se producen a diario. Es por tal motivo
que el equipo de levantamiento que se instale se debe encontrar en
excelentes condiciones operativas para que las bombas trabajen de manera
eficiente y de acuerdo a los requerimientos de producción.
En el Bloque 16, pozos Daimi A-3 y Daimi A-10, al inicio de la producción en
el año 2004, fueron instaladas las bombas de tipo GC2200, de 170 etapas
operadas con un motor de 304 HP y 32 Amperios, manejando un flujo de
fluido de 2009 y 2153 barriles por día respectivamente y un corte de agua
alrededor del 49%. En el presente trabajo se realizó el nuevo diseño para las
bombas que cumplen con las características adecuadas para el correcto
manejo de estos volúmenes de fluido, siendo la bomba centrífuga para el
pozo Daimi A-3 la HC12500, de 96 etapas y operada con un motor de 1200
HP y 38 Amperios y para el pozo Daimi A-10 la HC10000, de 140 etapas y
operada con un motor de 1200 HP y 38 Amperios. El volumen actual de
fluido en el pozo Daimi A-3 es de 10794 barriles por día con un corte de
agua de 97.8 % y en el pozo Daimi A-10 es de 9190 barriles por día, con un
corte de agua de 97.8 %. Estas características técnicas sirven para
seleccionar el tipo de bomba que puedan manejar las tasas de flujo en la
actualidad.
xvi
ABSTRACT
In the actually, the highest percentage of oil produced in our country comes
from mature fields, it means, they don’t have enough energy to lift the oil to
the surface naturally.
The biggest problems that are in the fields are the high percentage of water
and sediments that daily occurs. For this reason, the lifting equipment to be
installed must be in excellent operating conditions for the pumps to work
efficiently and according to production requirements.
In Block 16 , Daimi A-3 and Daimi A- 10 wells, at the start of production in the
year 2004 were installed pumps Type GC2200 , 170 Stages operated With a
motor of 304 HP and 32 Amps, handling a fluid flow of 2009 and 2153
barrels per day respectively and water cut of 49%.
In this thesis a new design was made for pumps that meet the requirements
for the correct handling of these fluid volumes features, the centrifugal pump
for Daimi A-3 well is HC12500, 96 stages and operated with a motor of 1200
HP and 38 Amps and the HC10000 , 140 stages and operated a 1200 HP
motor and 38 amps for Daimi A-10 well.
The current volume of fluid in Daimi A-3 well is 10794 barrels per day with a
water cut of 97.8 % and in Daimi A-10 well is 9190 barrels per day with a
water cut of 97.8 %.
These specifications are used to select the type of pump that can handle flow
rates at present.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de
producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en
funcionamiento por flujo natural, lo que no ocurre en la mayoría de las
perforaciones. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a
los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el
mismo.
Cuando un pozo está listo para iniciar la producción de un yacimiento
petrolífero, el petróleo fluye al pozo debido a la diferencia de presión que
existe entre la formación y el espacio dentro del pozo. Si la presión dentro
del yacimiento es lo suficientemente grande como para llevar el petróleo
hasta la superficie, se dice que el pozo produce por flujo natural. Sin
embargo, cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para
hacer que un pozo fluya a la superficie en volúmenes considerables, esta
energía deberá ser suplementada por medios artificiales de producción.
Éste suplemento se conoce como levantamiento artificial.
El objetivo de cualquier programa de levantamiento artificial debe consistir
en desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento
máximo, bajo las condiciones existentes, de la energía natural del
yacimiento.
Existen cinco formas de levantamiento artificial utilizadas en la producción
de petróleo. Ellas son: El bombeo por varillas de succión o bombeo
mecánico, el bombeo hidráulico, el bombeo eléctrico sumergible, gas lift y
bombeo por cavidades progresivas.
2
La mayoría de los pozos productores se pueden hacer producir por
cualquiera de los diferentes sistemas. Sin embargo, hay que tomar en
cuenta condiciones del pozo muy importantes como son: tasas de
producción, presiones en el fondo del pozo, relaciones de gas en
solución, nivel de productividad, viscosidad del crudo, temperaturas, tipos
de arenas, etc.
Generalmente, el objetivo primordial es seleccionar el equipo que permita
al pozo producir al mayor volumen deseado mientras que el objetivo
secundario sería efectuar el trabajo de la manera más económica posible
tomando en cuenta todas las limitaciones existentes. Al seleccionar la
instalación más económica se deben considerar dos factores de costo:
a. El costo de la instalación inicial.
b. El costo de operación del equipo después de su instalación.
Estos factores de costo variarán considerablemente dependiendo del
sistema seleccionado y de las características de producción del pozo y del
yacimiento.
El bombeo electro sumergible es un sistema de levantamiento artificial
que utiliza un motor eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba
centrífuga.
Este sistema combina las ventajas de las presiones de entrada
extremadamente bajas de los sistemas de bombeo y las tasas de
producción elevadas que se obtienen con los sistemas de levantamiento a
gas. Las bombas eléctricas sumergibles tienen grandes ventajas en los
pozos con:
- Altas tasas de producción.
- Alta productividad.
- Bajas relaciones de gas en solución.
- Bajas presiones de producción en el fondo del pozo.
3
1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
En la actualidad el mayor porcentaje de petróleo producido en nuestro
país proviene de campos maduros, es decir que ya no cuentan con la
suficiente energía para levantar el petróleo a la superficie de manera
natural.
Es por tal motivo que se debe analizar y estudiar los diferentes sistemas
de levantamiento artificial con los que cuentan nuestros campos
petroleros y en específico el levantamiento artificial por Bombeo Electro
sumergible para que las bombas no se encuentren sobredimensionadas
y no incrementen los costos operativos.
Dentro de otros problemas que tenemos en nuestros campos es el
porcentaje elevado de agua y sedimentos que se producen a diario es por
tal motivo que nuestro equipo BES se debe encontrar en excelentes
condiciones operativas para que las bombas trabajen de manera eficiente
y no exista cavitación.
Es de gran importancia evaluar el comportamiento de las BES a través del
tiempo; del estudio continuo y del seguimiento que le demos a nuestro
sistema de levantamiento artificial dependerá nuestra producción y por
ende la economía del país.
1.2 JUSTIFICACIÓN
Los problemas operativos que se suscitan por la presencia de abundante
cantidad de gas libre en los pozos productores traen las consecuentes
pérdidas de producción e incremento de sus costos,
Es por tal razón que se debe realizar un análisis del trabajo que cumplen
las bombas para de esta manera llegar a una conclusión que permita
4
recomendar un cambio en bombas o un diseño que brinde un
desempeño aceptable de acuerdo a la producción de fluidos en pozo.
Se debe tener muy en cuenta el costo operativo que representa en si el
bombeo electro sumergible se debe considerar su vida útil y de esta
manera determinar los beneficios que se logran al utilizar este tipo de
levantamiento sin tener pérdidas en equipos y demás.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo General
Describir el desempeño de las bombas electro sumergible centrífugas que
operan en el bloque 16, en los pozos Daimi A3 y Daimi A10.
1.3.2 Objetivos Específicos
Detallar cada uno de los componentes que conforman la bomba
electro sumergible centrífuga y explicar el mecanismo de operación
de los mismos.
Determinar los factores del reservorio y las propiedades físico –
químicas de los fluidos que se consideran para el correcto
dimensionamiento de una Bomba Electro Sumergible Centrífuga.
Recopilar información y datos de campo que permitan caracterizar
a las bombas que son utilizadas en el bloque 16, en los pozos
Daimi A-3 y Daimi A-10.
5
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE CENTRÍFUGA
Es un conjunto de bombas centrífugas multi-etapas, la cual convierte la
energía del eje de rotación en fuerzas centrífugas que levantan el fluido
hacia la superficie. La bomba está normalmente unida o colgada de la
tubería de producción.
2.1.1 Componentes
Las bombas centrífugas constan de los siguientes componentes básicos:
Impulsor
Difusor
Eje
Housing
Figura 1. Corte de una Bomba ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
6
El número de etapas determina la altura total de elevación y la potencia
requerida del motor. Cuando es necesario usar más etapas de las que
caben en un solo alojamiento o housing, entonces las bombas se
construyen en tándem; es decir, una bomba se emperna sobre la otra y en
este punto se empernan los ejes. Mediante este método es posible
producir fluidos desde profundidades de más de 10000 ft.
La bomba centrífuga trabaja por medio de la transferencia de energía del
impulsor al fluido desplazado.
2.1.1.1 Impulsor
El impulsor está enchavetado al eje y gira a las RPM del motor. A medida
que gira imparte la fuerza centrífuga en el fluido de producción para que
éste suba. La parte rotativa, el impulsor, genera fuerzas centrífugas que
aumentan la velocidad del fluido (energía potencial más energía cinética).
La Figura 2 es una ilustración de un impulsor acoplado a un eje, e
identifica los sub-componentes claves del impulsor.
Figura 2. Ilustración de un impulsor y subcomponentes
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
7
2.1.1.2 Difusor
La parte estacionaria, el difusor, dirige el fluido de la forma adecuada al
siguiente impulsor. Transforma parte de la energía cinética en energía
potencial o presión.
El fluido entra al impulsor por medio de un orificio interno, cercano al eje y
sale por el diámetro exterior del impulsor.
Figura 2.1. Ilustración de un difusor
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.1.1.3 Etapa de una bomba
Una etapa de la bomba se forma mediante la combinación de un impulsor
y un difusor.
Figura 2.2 Etapa de una Bomba ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
8
La Figura 2.3 es una ilustración de un corte transversal de una etapa de la
bomba, que muestra el impulsor acoplado al difusor, la trayectoria de flujo
de fluido, y la rotación del eje.
Figura 2.3. Corte transversal de una etapa de Bomba ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.1.1.4 Eje
El eje de la bomba está conectado al motor (a través del separador de
gas y la sección sellante), y gira con las RPM del motor.
La Figura 2.4 es un corte transversal de un eje ya ensamblado a una
etapa de la bomba y a los cojinetes resistentes a la abrasión que suelen
ser opcionales.
9
Figura 2.4. Corte transversal de un eje ensamblado a la bomba
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.1.2 Teoría de Operación
A medida que el impulsor gire imparte la fuerza centrífuga para el fluido y
el respectivo aumento de la velocidad.
Esto es indicado por las flechas rojas en la Figura 2.5. El difusor a
continuación, dirige el fluido en el impulsor por encima de ella (indicada
por las flechas amarillas) y cambia la velocidad de la energía en energía
de presión o "elevación".
10
Figura 2.5 Dirección del fluido dentro de una etapa
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.1.3 Diseños para flujo hidráulico Radial y Mixto
El diseño de las etapas de bombas centrífugas sumergibles se divide en
dos categorías generales, diseño de flujo radial y mixto. Como se ilustra
en la Figura 3, las bombas de flujo más pequeñas son generalmente de
diseño de flujo radial, y las bombas para caudales mayores son diseñadas
para flujo hidráulico mixto.
Nota: En el diseño de flujo radial, el flujo a través del impulsor se
desplaza en su mayoría en una dirección radial o perpendicular al eje de
la bomba.
Como las bombas pueden llegar a flujos de aproximadamente 1.900 BPD
(300 m3 / d) en bombas de 4 pulgadas y 3.500 BPD (550 m3 / d) en las de
mayor diámetro, se dan los cambios de diseño en un flujo mixto.
11
En este diseño, el fluido viaja a través de la etapa, tanto en una dirección
axial (paralela al eje del árbol) como en dirección radial.
Figura 3. Diseño de etapas de bombas para flujo radial (izq.) y mixto (der)
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
En muchos de los diseños de bombas, el impulsor es libre de flotar
axialmente en el eje.
Los impulsores son libres para operar en el espacio entre el difusor por
encima y por debajo de ella.
La posición real durante la operación es una función de la etapa de diseño
frente a la tasa de flujo real de la etapa (que se discutirá más adelante).
El cojinete de empuje contenido en la sección de sello lleva sólo el
empuje de la bomba y del eje. Esta configuración se llama un diseño de
escenario flotante.
La ventaja de este diseño es que muchas etapas se pueden apilar juntas
sin tener que fijar los impulsores axialmente en el eje con una alineación
precisa.
12
En diseños de bombas de compresión, los impulsores están bloqueados
en el eje de la bomba en el axial.
Como consecuencia, el cojinete de empuje contenido en la sección de
sello debe realizar el empuje del impulsor además del empuje propio del
eje. Esta configuración se conoce como un diseño de bomba de
compresión. (Baker Hughes Centrilift, 2009)
Los impulsores son de un diseño de álabe curvado completamente
cerrado, cuya eficiencia máxima es una función del diseño del impulsor y
cuya eficiencia de funcionamiento es una función del porcentaje de la
capacidad de diseño en el que se opera la bomba. La relación matemática
entre la cabeza, la capacidad, la eficiencia y la potencia de frenado se
expresa como:
EC. [1]
Donde:
Q = Volumen
H = Presión en cabeza
2.1.4 Bomba Centrífuga Hidráulica
2.1.4.1 Presión en Cabeza o Levantamiento
La presión en cabeza es una medida de la presión o fuerza ejercida por el
fluido. Es típicamente medida en pies, pero se puede convertir en PSI.
Cada etapa crea una cierta cantidad de presión con el fin de levantar el
fluido a la superficie. Este levantamiento se crea mediante la utilización de
la potencia creada por el motor y transferida a través del eje. El impulsor
gira a la misma velocidad del eje e imparte energía centrífuga al fluido.
13
Las fuerzas impulsoras dirigen el fluido al exterior de la etapa el mismo
que sale de esta y entra en el difusor de la etapa siguiente de todo el
conjunto. El difusor redirige el fluido hacia el lado del impulsor y el proceso
se repite. El levantamiento que una etapa desarrolla se puede multiplicar
por el número de etapas y así se puede determinar la altura total que una
bomba va a entregar.
La velocidad de descarga de una bomba centrífuga sumergible depende
de la velocidad de rotación (rpm), la escenografía, la carga dinámica
contra la que la bomba está en funcionamiento y las propiedades físicas
del fluido que se bombea. La cabeza dinámica total de la bomba es el
producto del número de etapas y la cabeza generada por cada etapa. La
Figura 6, es un caso típico que opera a 60 hertz, con una sola etapa.
Esta curva de rendimiento de la bomba centrífuga muestra el rango de
funcionamiento recomendado, junto con otras características de la bomba.
La bomba tiene, para una velocidad estándar y la viscosidad del fluido,
una curva de rendimiento (también referida como una curva de la bomba),
que indica la relación entre la presión de cabeza o levantamiento
desarrollado por la capacidad de la bomba y el flujo a través de la misma.
2.1.4.2 Curva de la bomba
Una curva de una bomba revela un espectro completo de características
de rendimiento de la bomba, incluyendo:
Rango de funcionamiento
Capacidad de levantamiento
Eficiencia de la bomba
Potencia al freno
La capacidad del eje X (flujo en BPD) es la constante en cada una de las
tres curvas trazadas. La curva azul es la capacidad de la cabeza y el eje Y
(cabeza en pies) se puede encontrar a la izquierda de la trama. Los
requerimientos de potencia de frenado se trazan en color rojo. El eje Y
muestra la medición de potencia en caballos de fuerza y se encuentra en
14
la escala a la derecha de la curva (numerados en este caso de 0,5 a 2,5).
La curva final, eficiencia de la bomba, es de color verde. El eje Y es
eficiencia de la bomba indicado como un porcentaje y la escala también
se encuentra a la derecha de la curva.
Figura 4. Curva de la Bomba
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
La curva típica de la bomba está desarrollada para una etapa y asume
una gravedad específica de 1.0, 3500 rpm y el funcionamiento a 60 Hertz.
Cada etapa de la bomba tiene su propia curva basada en sus
características de rendimiento.
En general, cuando la capacidad aumenta, la cabeza disminuye. La
presión en cabeza o levantamiento más alto que una bomba puede
desarrollar es en un punto donde no hay flujo a través de la bomba; es
decir, cuando la válvula de descarga está completamente cerrada. El
BHP o curva de potencia al freno se traza basado en la prueba de
rendimiento real con sus propios datos. Esta es la potencia real requerida
15
por la bomba centrífuga, basada en los mismos factores constantes como
se discutió previamente, para entregar el requisito hidráulico.
La eficiencia de la bomba centrífuga no puede medirse directamente.
Debe ser calculada a partir de datos de pruebas ya medidas. La fórmula
para el porcentaje de eficiencia es:
EC. [2]
Donde:
Head: Pies de altura
Capacidad: Barriles por Día
BHP: Potencia al freno
Cada uno de los tres parámetros, la capacidad de la cabeza, la eficiencia
de la bomba, y la potencia al freno puede ser determinado para cualquier
flujo determinado. Esto se hace mediante la localización de la corriente de
funcionamiento a lo largo del eje X y siguiendo la línea hasta donde se
cruza con cada una de las tres curvas. Los tres puntos de intersección
(una para cada curva) son los valores de la capacidad de la cabeza, la
eficiencia y la potencia al freno al producir a esa determinada tasa de
producción.
Es importante recordar que el valor es para una sola etapa y debe
multiplicarse por el número total de etapas en una bomba.
2.1.4.3 Empuje de la bomba
El empuje de la bomba se utiliza para describir y medir las fuerzas que
actúan sobre los componentes de la bomba y cómo el fluido pasa a través
de ellos. El empuje de la bomba se compone de dos elementos: el empuje
16
del eje y el empuje hidráulico. El empuje total de la bomba es el neto de
estas dos fuerzas.
2.1.4.3.1 Empuje hidráulico
El empuje hidráulico total tiene dos componentes, un empuje hacia arriba
(Upthrust) y otro descendente (Downthrust).
El componente de empuje hacia arriba se crea principalmente por la
velocidad del fluido a medida que pasa a través del impulsor. El empuje
descendente es creado por la presión generada por la etapa. La suma de
estos dos componentes constituye el empuje total hidráulico.
Las características del fluido, tales como la viscosidad del fluido, puede
afectar el empuje hidráulico. En condiciones normales de funcionamiento,
el fluido circula en la parte superior y por debajo del impulsor.
Como se ilustra en la figura 5, la presión del fluido actúa tanto en la cara
superior como por debajo de los álabes del impulsor.
Puesto que el área de la sección transversal de la cubierta superior es
más grande, la fuerza de la presión es hacia abajo. Esto hace que el
impulsor se mueva hacia abajo.
Esta fuerza es la de empuje descendente (Downthrust) antes
denominado.
Figura 5. Fuerzas que actúan en un impulsor
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
17
El upthrust describe la fuerza de empuje hacia arriba creada por la
velocidad del fluido a medida que pasa a través de la etapa. Mientras esté
en funcionamiento dentro del rango recomendado de la bomba, el
downthrust será mayor que el upthrust. Sin embargo, en algún momento
el volumen de fluido que se encuentra subiendo en la bomba va a levantar
el impulsor hacia arriba, superando así la presión del empuje
descendente. La fuerza hacia abajo se invierte y toma el valor de
negativo. En condiciones de funcionamiento normales, la recirculación de
fluido provoca fuerzas que son aplicadas en las caras superior e inferior
de los impulsores.
Cuando las fuerzas de recirculación son mayores en la cara superior, el
impulsor se mueve hacia abajo y esto se denomina empuje descendente.
Cuando las fuerzas de recirculación son mayores en las caras inferiores,
el impulsor se mueve hacia arriba, llamado empuje ascendente. La
magnitud de las fuerzas de recirculación depende de la velocidad de flujo
que pasa a través de los impulsores, es decir, su rango de operación.
Figura 6. Curva de los empujes que actúan sobre una bomba
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
18
2.1.4.3.2 Empuje del eje
Hay dos áreas en las que se puede producir un empuje en una bomba. El
primero es producido por las presiones de fluido ( ) en las
superficies del impulsor. La presión del fluido en el área superior de la
cara del impulsor ( ) produce una fuerza hacia abajo sobre el impulsor.
La presión del fluido en la zona de la cubierta inferior ( ) y el momento
de fuerza del fluido ( ) produce un giro de 90 grados hacia arriba en la
entrada. La suma de estos se llama la fuerza de empuje del impulsor ( ).
EC. [3]
están en su valor máximo cuando el flujo es 0 (cero) y disminuyen
a medida que el caudal es aumentado. FM es 0 (cero) en el cierre y
aumenta hasta su valor máximo en el flujo abierto (velocidad máxima).
Figura 7. Corte de un impulsor de etapa de flujo radial
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
El segundo es producido por las presiones de fluido que actúan sobre el
extremo del eje de la bomba y se designa como empuje de eje ( ). En
este caso, la presión ( ) producida por la bomba menos la presión de
entrada de la bomba ( ) actúan sobre el área del eje ( ) y producen una
fuerza hacia abajo ( ).
19
( ) EC. [4]
2.1.4.4 Potencia Hidráulica (Hydraulic HP)
La salida de energía de la bomba se deriva directamente de los
parámetros de salida (flujo y levantamiento). La potencia hidráulica para el
agua, de gravedad específica 1.0, se puede determinar de la siguiente
manera:
=
EC. [5]
2.1.4.5 Potencia al freno (Brake HP)
Es la potencia total requerida por una bomba para hacer una cantidad específica de
trabajo.
=
EC. [6]
2.2 EQUIPO DE SUPERFICIE
2.2.1. Variador de Frecuencia (VSD)
El Variador de Frecuencia permite variar el funcionamiento del sistema
BES mediante el control de la velocidad del motor. Controlando la
velocidad del motor se puede bajar su temperatura, aumentar la
capacidad de manejar el gas, ajustar las bombas de acuerdo con las
condiciones del pozo y maximizar los beneficios en el monitoreo en la
boca del pozo. (Schlumberger, 2008)
Los variadores de frecuencia también son usados para controlar la
velocidad de la bomba y proteger el sistema de bombeo. El variador
20
apaga el sistema si las condiciones pueden ser potencialmente un daño
para el sistema.
Aunque la flexibilidad en la velocidad de bombeo suele ser el propósito
original de la aplicación de un VSD, hay beneficios adicionales para el
operador. En particular, el variador de frecuencia extiende el tiempo de
vida útil del equipo de fondo, proporciona capacidades de arranque
suave, controla automáticamente la velocidad y también ayuda a prevenir
fallas eléctricas. Los controladores VSD hacen esto mediante el
aislamiento de la carga de los transistores de conmutación y de rayos
entrantes, equilibrando voltios de salida para reducir el calentamiento del
motor, haciendo caso omiso a la inestabilidad de la frecuencia de
suministro de los generadores, compensando las caídas de tensión, y de
ésta manera reduce al mínimo las tensiones iniciales.
Figura 8. Variador de Frecuencia
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
Además, los VSD pueden mejorar la eficiencia general del sistema,
reduciendo el tamaño requerido del generador, se puede obviar la
necesidad de un estrangulador, reduce el tamaño de la unidad de fondo
21
de pozo y proporciona funciones de control inteligente para maximizar la
producción. (Schlumberger, 2008)
2.2.1.1 Efectos del Variador en las Bombas Centrífugas
El funcionamiento de una bomba centrífuga se describe por una curva de
cabeza vs tasa de velocidad dada. Los cambios en la velocidad generan
una nueva curva.
La técnica de combinar las características de funcionamiento de la bomba
centrífuga y el motor de inducción de tres fases, permite manejar curvas
con múltiples frecuencias. La siguiente ecuación fue derivada en base a
estas condiciones:
Basadas en las Leyes de Afinidad
EC. [7]
(
)
EC. [8]
(
)
EC. [9]
2.2.1.2 Efectos del Variador en el Motor
Un motor de frecuencia fija de un tamaño en particular tiene un par de
salidas máximas especificada para la tensión asignada que se suministra
a sus terminales. Este mismo par de torsión se puede lograr en otras
velocidades variando la tensión en proporción a la frecuencia. Esto
permite que la densidad de corriente y de flujo de magnetización
permanezca constante y así el par disponible también será constante (en
rpm el deslizamiento nominal). Como resultado, la potencia nominal se
obtiene multiplicando el par nominal por la velocidad. La potencia nominal
de salida es directamente proporcional a la velocidad. Cabe señalar que
22
esta recalificación de motores aumenta la potencia máxima disponible
para adaptarse a un determinado tamaño de casing.
EC. [10]
2.2.1.3 Combinación de motor, Bomba y VSD
Normalmente la bomba se elige para entregar una cierta potencia
hidráulica a una velocidad particular. Se elige un motor de modo que
coincida con la capacidad de la bomba cuando se opera a la velocidad
máxima prevista. Cualquier frecuencia por encima de esa velocidad
sobrecargará al motor y a su vez la curva normal de la bomba. Esta
relación se refleja en la curva dibujada por el motor. Los kVA requeridos
en superficie se calculan para incluir la pérdida de resistencia en el cable
de alimentación y los requerimientos del motor a la frecuencia máxima ya
que éste representa el requisito máximo del sistema.
La característica lineal de la capacidad de HP de motor se intersecta con
los BHP cúbicos de la bomba de BHP a la frecuencia máxima.
Frecuencias de operación más altas generarían una situación de
sobrecarga del motor. Estos principios están establecidos en la teoría,
pero en la práctica, hay varios detalles adicionales que también deben
tenerse en cuenta al diseñar un sistema completo para un VSD.
23
Figura 9. Curva de una Bomba en base a la Frecuencia
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.2.1.4 Limitación en el eje de la Bomba
La capacidad de potencia del eje es proporcional a la velocidad, mientras
que la potencia de frenado es una función cúbica de la velocidad. Por lo
tanto, habrá una velocidad por encima del cual se excederá la calificación
eje de la bomba. Esta calificación debe ser revisado a la frecuencia
máxima maximiza su capacidad de entregar el poder y esto puede ser
importante en instalaciones en las fuerza del eje es un factor limitante.
2.2.1.5 Vibración
La capacidad de cambiar la velocidad de rotación proporciona la
oportunidad para que se produzcan problemas de vibración. Hay dos
modos de vibración que pueden tener un efecto sobre los sistemas ESP.
En primer lugar es una vibración lateral que es la vibración que ocurre
hacia los lados con respecto a la longitud de la ESP. En segundo lugar es
de vibraciones de torsión. La vibración puede ser un resultado de las
fuerzas causadas por el desequilibrio, frotamiento, o posicionamiento de
la unidad en el casing. Estas fuerzas se encuentran en cualquier máquina
24
que tenga partes móviles. En otras palabras, cualquier máquina puede
vibrar.
Otros factores que afectan a la vibración son el tipo de movimiento en la
máquina, la masa, la velocidad, la rigidez y la amortiguación de la
máquina.
Las frecuencias de vibración natural dependen generalmente de la
longitud, el diámetro y la masa de todo el sistema. En general, debido a la
longitud y al pequeño diámetro del equipo de bombeo eléctrico
sumergible, la frecuencia natural del sistema es muy baja. La experiencia
ha demostrado que en esta condición, menor es la frecuencia natural
menores son los niveles de vibración.
El amortiguamiento es otro efecto que reduce la amplitud de la vibración a
frecuencias naturales. Los sistemas ESP generalmente tienen una alta
amortiguación debido al fluido que se bombea, y al que se encuentra en el
motor y el sello. Salvo en condiciones muy especiales, las frecuencias
naturales no dan lugar a vibraciones. (Baker Hughes Centrilift, 2009)
La velocidad de funcionamiento más alta producida por un accionamiento
de velocidad variable aumentará la vibración debido al desequilibrio. Las
fuerzas debido a un peso desequilibrado son proporcionales a la
frecuencia de operación elevada al cuadrado.
Los fabricantes toman medidas durante el mecanizado de piezas para
mantener la concentricidad requerida y así evitar el desequilibrio. Además,
equilibran las piezas en movimiento más pesadas para minimizar los
efectos de desequilibrio en el equipo ESP. Un desequilibrio excesivo y su
resultante vibración se traducirá en rodamiento y desgaste de los anillo
de sellos y de etapas.
25
2.2.1.6 Uso del Variador de Frecuencia (VSD)
El uso continuo aumenta exponencialmente con la velocidad de
superficie. Por lo tanto, aumentar la velocidad dará como resultado una
tasa de desgaste acelerado.
Si el desgaste abrasivo es un problema en un pozo, la mayor
velocidad de operación hará que el desgaste sea mayor. Por otro lado,
una velocidad de funcionamiento más baja hará que el desgaste sea
mucho menor. El variador de velocidad se puede utilizar en estos casos
para operar a velocidades más bajas a expensas de la utilización de una
bomba y motor de gran tamaño.
Dado que este mejora y aumenta el plazo de vida útil del equipo, se
tendrá como consecuencia un menor resultado en cuanto a costos
globales de operación en áreas donde los mismos son elevados.
2.2.2 Transformador de Frecuencia
La potencia eléctrica es usualmente distribuida a los campos petrolíferos
en media tensión (6000 voltios o más).El sistema ESP opera con voltajes
que están entre 250 y 4000 voltios, por lo tanto se requiere utilizar un
transformador de voltaje.
Los transformadores están disponibles en cualquiera de las tres unidades
monofásicas o una configuración de tres fases. Los transformadores
utilizados en el yacimiento son unidades autoventiladas llenas de aceite
que contienen un número importante de tomas de tensión secundaria que
permite una amplia gama de tensiones de salida. Esto es necesario con el
fin de ajustar la tensión de superficie para tener en cuenta la caída de
tensión del cable que se produce debido a la configuración en distintas
profundidades.
26
Figura 10. Transformador de Frecuencia
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.2.3. Arrancador Directo (Switchboard)
Es también conocido como Controlador de Velocidad Fija, Panel de
Control o Tablero de Switches. Los Switchboard son sistemas que
mantienen el mismo voltaje y frecuencia en la entrada y salida de los
terminales, por lo que las frecuencias de trabajo no pueden ser variadas
para poder modificar las ratas de fluido. El Switchboard contiene todo el
equipo electrónico instalado para protección y diagnóstico del equipo de
fondo. En todas las aplicaciones excepto cuando se utiliza arrancadores
de velocidad variable requerirán un panel de control. Los paneles de
control proveen cuatro funciones básicas:
Elementos de corte para arrancar y parar el motor.
Protecciones de sobrecarga de corriente, carga baja y parada del
motor.
Monitoreo de corriente para predecir las condiciones de fondo de pozo.
27
Protección de transeúntes.
Todos los controladores de motor, tienen un receptáculo hermético para
trabajos en la intemperie, y están diseñados para trabajar con motores
sumergibles.Cada medida incluye el siguiente equipo estándar:
Circuito de control de 110 V.
Llave de desconexión de tres polos, de acción instantánea, con
fusibles.
Relay de sobrecarga tipo magnético.
Contactores.
Llave selectora manual Pare-Automático.
Botón impulsador para puesta en marcha.
Relay de corte para baja carga.
Re-arranque automático.
Amperímetro registrador.
Pararrayos.
2.3 EQUIPO DE FONDO
2.3.1 Separador de Gas
El uso de equipos de BES en pozos que tienen una alta relación gas –
petróleo ha comenzado a ser algo común. La capacidad de una bomba
centrífuga para el manejo del gas sin bloquearse es limitada.
El primer separador de gas rotativo para aplicaciones de campos
petroleros fue instalado en el año de 1978. En la última década, ha sido
posible extender la aplicación del sistema BES por el diseño, desarrollo y
utilización de separadores de gas rotativos. (Baker Hughes Centrilift,
2009)
Los separadores de gas ayudan a mejorar el rendimiento de la bomba
mediante la separación de una parte del gas libre antes de entrar a la
28
primera etapa de la bomba. Estos componentes utilizan la fuerza
centrífuga para separar el gas libre (gas que no está en solución).
Los separadores de gas son el complemento perfecto para el sistema de
fondo de pozo cuando grandes cantidades de gas están presentes en la
entrada de la bomba
2.3.1.1 Componentes
El separador de gas de un sistema ESP está compuesto por los
siguientes elementos:
Inductor
Rotor
Cojinete radial
Cojinete con centralizador
Conductos de cruce
Guide vanes
Eje
29
Figura 11. Ilustración de un Separador de Gas
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.3.1.2 Teoría de Operación
El fluido entra en el separador y es guiado hacia una cámara centrífuga
por la acción de un inductor.
Una vez en el centrifugado, el fluido con la mayor gravedad específica es
llevado a la pared externa de la cámara rotativa por la fuerza centrífuga,
dejando al gas en cercanías del centro. El gas es separado del fluido por
medio de un divisor y es expulsado nuevamente al espacio anular del
pozo donde asciende por el mismo. El fluido más pesado se dirige hacia
la entrada de la bomba en donde es bombeada hacia la superficie.
30
El separador de gas típico tiene un rango de eficiencia de 80% a 95%. La
eficiencia del sistema se ve afectada por los volúmenes, la composición y
las propiedades del fluido. Los dispositivos de separación de gas se
conectan frecuentemente en tándem para mejorar la eficiencia total en
aplicaciones con elevada cantidad de gas.
2.3.2 Sección Sellante
La sección sellante se encuentra entre el motor y la bomba o el separador
de gas y realizar las siguientes funciones vitales:
Proporciona un área para la expansión del volumen de aceite del
motor ESP.
Ecualiza la presión interna con la presión en el anular.
Aísla el aceite del motor de los fluidos del pozo evitando la
contaminación.
Soporta el peso del empuje del eje de la bomba.
2.3.2.1 Componentes
Sellos mecánicos
Bolsas de elastómero
Cámaras laberínticas
Cojinetes de empuje
31
Figura 12. Componentes de un Sello ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
Hay dos tipos básicos de protectores. Uno emplea un sello positivo y el
otro utiliza un camino laberíntico.
El diseño con “sello positivo” incorpora una bolsa de un material elástico
que actúa como separación física entre el aceite del protector (en contacto
con el del motor) y el fluido del pozo. La bolsa se distiende o contrae
según la temperatura del aceite del motor, manteniendo siempre el
equilibrio de presiones con el fluido del pozo.
El sello laberíntico utiliza la gravedad específica diferencial entre ambos
fluidos para evitar que el fluido del pozo ingrese al motor. Esto se logra
por medio de conductos donde el aceite del motor se dilata desplazando
al fluido del pozo en una zona de interfase en la parte superior del
protector.
Toda vez que el aceite del motor se contrae, ingresa algo del fluido del
pozo pero queda alojado en la parte inferior de las cámaras o trampas,
por tener mayor gravedad específica. Estos protectores tienen dos o más
32
cámaras, y puede conectarse más de un protector en serie para aumentar
su efectividad.
Los protectores con bolsa generalmente tienen sistemas laberínticos entre
la bolsa y el motor, de modo que una rotura de la misma no es
necesariamente grave.
2.3.2.2 Funciones básicas de la sección sellante o protector
Une la bomba (succión) con el motor a través de su alojamiento o housing
y transmite el movimiento del motor a la bomba por medio de su eje.
Aloja un cojinete de empuje que absorbe el eventual empuje descendente
o ascendente de la bomba.
Aísla el fluido del pozo del aceite del motor, aunque permitiendo el
equilibrio de presión entre ambos para evitar pérdidas a través de sellos o
juntas del motor.
Permite la dilatación térmica del aceite del motor debido al calor generado
durante los periodos de marcha y la contracción del mismo cuando el
equipo se desconecta.
2.3.3 Motor Eléctrico Sumergible
Los motores eléctricos utilizados para la operación de las bombas
sumergibles son trifásicos, de dos polos y de inducción, tipo jaula de
ardilla. Estos motores se llenan con un aceite mineral altamente refinado
que posee alta rigidez dieléctrica y provee una buena lubricación en los
cojinetes del motor y el conjunto de empuje. Otra propiedad es que tiene
una alta conductividad térmica por lo que facilita la refrigeración del motor.
2.3.3.1 Componentes
El motor ESP está compuesto básicamente de los siguientes elementos:
Rotores
Estator
Eje
33
Cojinetes
Housing
Cojinetes de empuje
2.3.3.2 Teoría de Operación
El voltaje de operación de estos motores puede ser tan bajo como 230
voltios o tan alto como 5000 voltios. El requerimiento de amperaje puede
variar de 12 a 200 amperios. La potencia requerida se logra simplemente
incrementando la longitud, o el diámetro del cuerpo del motor.
Los motores trifásicos tienen tres bobinas separadas a 120° entre sí, una
por cada fase y distribuidas uniformemente alrededor de la circunferencia
interna de un tubo cilíndrico con laminaciones de acero.
El motor está compuesto de rotores, generalmente de unas 12 a 18
pulgadas de longitud, que están montados en un eje y localizados en el
campo eléctrico (estator) montado dentro de la carcasa o housing.
Figura 13. Corte ilustrativo de un motor ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
El estator está compuesto de un grupo de electroimanes individuales
organizados de tal manera que forman un cilindro hueco con un polo de
cada electroimán mirando hacia el centro del grupo. Ya que no hay ningún
34
movimiento físico del estator, el movimiento eléctrico es creado por el
cambio progresivo de la polaridad en los polos del estator de manera que
su campo magnético combinado gira.
El rotor también está compuesto de un grupo de electroimanes arreglados
en un cilindro con los polos mirando hacia los polos del estator. El rotor
gira simplemente por medio de atracción y repulsión magnética al tratar
sus polos de seguir el campo eléctrico rotante generado por el estator. No
hay conexión externa al rotor, el flujo de corriente a través de los polos
eléctricos del rotor está inducido por el campo magnético creado en el
estator. La velocidad a la cual gira el campo del estator es la velocidad
sincrónica.
2.3.4 Sensor de Presión y Temperatura de Fondo
Se obtienen datos valiosos del comportamiento de la bomba y del
yacimiento mediante el empleo de sistemas de detección de la presión y
la temperatura en el fondo del pozo.
Figura 14. Sensor de Fondo
(Avemañay, 2013)
35
Correlacionando la presión del yacimiento con la tasa de producción, un
operador puede determinar cuándo es necesario cambiar el tamaño de la
bomba, cambiar el volumen de inyección o considerar una intervención
del pozo.
2.3.5 Cable
La potencia es transmitida al motor electro sumergible por medio de un
cable de potencia trifásico el cual se fija a la tubería de producción por
medio de flejes o con protectores sujetadores especiales. Este cable debe
ser pequeño en diámetro, bien protegido del abuso mecánico y resistente
al deterioro de sus característica físicas y eléctricas por efecto de los
ambientes calientes y agresivos de los pozos.
Figura 15. Cable de Potencia
(Avemañay, 2013)
36
Existe en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración
plana y redonda, con conductores de cobre o aluminio, de tamaños 2 al 6.
Cuando se usan cables en sistemas de voltaje alto, cada uno de los
conductores está rodeado por un considerable espesor de material
aislante y algunas veces con una cubierta de plomo. Aunque la corriente
normal fluye a lo largo del conductor, existe una pequeña corriente que
pasa a través del aislamiento (fuga de corriente) de un conductor a otro.
Esta fuga se considera despreciable.
2.3.5.1 Tipos de Cables
2.3.5.1.1 Cable Plano
Armadura: acero galvanizado
Chaqueta: aislamiento termo plástico del grado eléctrico
Aislamiento: alto aislamiento termo plástico dieléctrico
Conductor: cobre revestido
Figura 16. Cables Plano y Redondo
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.3.5.1.2 Cable redondo
Armadura: acero galvanizado
Tubo: capilar de acero inoxidable
37
Armadura: acero galvanizado, perfil redondo
Hay una gran variedad de cables sumergibles disponibles y estos están
diseñados para funcionar en muchas aplicaciones diferentes tales como
baja temperatura, alta temperatura, alta presión, mucho gas libre,
productos químicos corrosivos, etc.
El cable consiste de tres conductores (fases) que pueden ser sólidos o
trenzados.
Cada conductor es aislado individualmente con un material apropiado,
este aislamiento es mecánicamente adherido al conductor, estos
conductores aislados pueden tener adicionalmente una barrera y/o una
malla aplicada sobre ellos. Posteriormente el cable es re – encamisado
para protección química y mecánica y finalmente, éste es acorazado.
2.3.5.1.3 Estructura del Cable BES
El cable lleva la potencia eléctrica, desde la superficie hasta el motor de
subsuelo y también puede transmitir señales de presión y temperatura de
regreso a la superficie.
Hay gran interés en dos cosas:
1. Que si el cable tiene aislamiento suficiente para soportar el voltaje
requerido.
2. Que si hay espacio para él en el pozo.
2.3.5.2 Configuración del Cable
Mientras menor sea el cable en relación con el espacio disponible en el
anular, más fácil será la instalación, esto se puede lograr con un
conductor más pequeño o, también en un cambio en la geometría del
cable. (Baker Hughes Centrilift, 2009)
38
En el cable redondo, los conductores individuales pueden reordenarse
cuando un esfuerzo comprime el cable. En el cable redondo todos los
conductores se calientan por igual.
En un cable plano, los dos conductores laterales se encuentran en
ambiente similar por que se calientan uniformemente. El conductor
central, sin embargo tiene dos calentadores a los costados por lo que no
puede disipar tanto calor como los otros.
Una desventaja del cable plano es que generalmente ofrece menor
protección mecánica que el redondo, por lo que será más susceptible a
dañarse durante la instalación. Otra desventaja y, posiblemente la más
importante, es que éste es asimétrico mientras que el redondo es
completamente simétrico. En el cable plano una parte de la corriente que
circula por el cable se pierde como calor, por lo que el cable tendrá una
temperatura mayor que la del entorno. El resultado es que el conductor
central de un cable plano trabaja más que los otros dos.
2.3.5.3 Desbalance de voltaje
Un desbalance de voltaje recalentará el motor un poco más de lo normal.
Usualmente esto no es crítico, debido a que el voltaje en la superficie
normalmente no está balanceado en forma perfecta. El cable se puede
desconectar y reconectar en la caja de venteo con las tres
configuraciones posibles (manteniendo la rotación correcta) para
determinar la forma que causa el menor desbalance.
2.3.5.4 Cable de extensión
Aunque el cable de extensión es plano, también es muy corto y cualquier
desbalance de voltaje resultará insignificante. Generalmente, el cable de
extensión se empalma al cable de subsuelo justo por encima de la
bomba.
Esta extensión casi siempre necesita ser instalada en un espacio más
reducido que el cable de subsuelo debido a que la bomba y el motor, en
muchos casos, son de un diámetro mayor que los cuellos de tubería.
39
Además está localizado en el lugar de mayor temperatura en el pozo en
donde los factores ambientales serán más exigentes.
2.3.5.5 La caída de voltaje en el cable
La razón es que la caída de voltaje en el cable no está en fase con la
caída de voltaje en el motor, sino que está en fase con la corriente.
Para obtener una caída de voltaje en el cable es necesario calcular el
factor de potencia del círculo completo, este cálculo dará una caída en el
cable menor que cuando se predice para un cálculo de resistencia
solamente.
Generalmente una caída mayor de 30V por cada 1000 ft en un sistema
BES resulta antieconómica, aunque operacionalmente una caída mayor
de 30V por 1000 ft no representa problemas para el cable. Bajo este
punto de vista todos los cables en la tabla son adecuados.
Es conveniente resaltar que los beneficios de usar un cable de mayor
diámetro disminuyen a medida que aumentan el tamaño. Por ejemplo,
hay una reducción significativa cuando se pasa del #6 a #4, y es mejor
cuando se pasa de #4 a#2, por lo tanto, el beneficio adicional al
cambiar cables es muy pequeño cuando los cables son grandes.
En el momento del arranque de un motor de una BES, hay una
demanda de corriente transitoria pero significante que normalmente es
de alrededor ±4 veces el valor del amperaje nominal de operación del
motor (que indica la placa de identificación del motor). Esta incluso
podría ser más en pozos profundos.
La corriente transitoria es necesaria para magnetizar las laminaciones
del motor, pero el serio peligro de éstas es que, pueden volar los
empates de cables defectuosos o dañar cables que se están
rehusando.
40
2.4 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
La gran mayoría de las rocas-reservorios de hidrocarburos son de origen
sedimentario, aunque existen otras rocas (ígneas y metamórficas) que
pueden ser reservorios.
De acuerdo a su composición química se las divide en rocas clásticas
(agregados de partículas fragmentadas) y rocas carbónicas (calizas).
Dentro de las rocas clásticas son de especial interés las areniscas. Las
areniscas están constituidas principalmente por granos de cuarzo
cementados por material silíceo, arcilloso, calizo u otros.
La mayor parte de las reservas en grandes yacimientos pertenecen a
areniscas.
2.4.1 Presión en el Reservorio
La presión del reservorio es la energía disponible más importante para la
explotación del mismo. Se denomina presión del reservorio, presión de los
fluidos o presión de la formación a la presión de los fluidos confinados en
los poros de la roca – reservorio. A menos que se especifique lo contrario,
se entiende por presión del reservorio a la presión original o virgen.
Entonces debe ser medida en el primer pozo perforado, antes de
comenzar a producir.
Todos los fluidos del sistema están en contacto entre sí y transmiten las
presiones libremente. Hacia arriba del reservorio, desde el mismo hasta la
superficie terrestre, el agua es la fase continua contenida en las rocas.
Aun en las arcillas o rocas de grano tan fino como para ser consideradas
impermeables, el agua está presente como una delgada capa de
dimensiones moleculares.
2.4.2 Temperatura en el Reservorio
La temperatura del reservorio es otra fuente de energía para la
producción. En una primera aproximación puede estimarse la temperatura
del reservorio conociendo el gradiente geotérmico. Éste presenta un valor
41
promedio de alrededor de 3°C/100 m (1.7°F/100 ft). En la práctica se han
encontrado valores extremos mucho menores, de 1°C/100 m y mucho
mayores, de 6°C/100 m.
A medida que los fluidos se producen, retiran calor del reservorio por
convección. Las rocas superyacentes y subyacentes, por encima y por
debajo del reservorio, se pueden suponer como fuentes de calor de
infinita extensión. Por lo tanto, son capaces de entregar calor por
conducción suficiente para compensar el perdido por convección y
mantener la temperatura del reservorio aproximadamente constante.
Figura 17. Gradiente geotérmico
(Bidner, 2011)
2.4.3 Porosidad
Se define la porosidad como la fracción de vacíos existentes en la unidad
de volumen de roca. La porosidad puede ser medida en forma directa en
el laboratorio, utilizando una muestra de roca denominada testigo (core
sample). También puede ser determinada indirectamente mediante
perfilaje de pozos (well logging).
42
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria. La
porosidad primaria se debe a los procesos sedimentarios que originaron el
reservorio. La porosidad secundaria se debe a movimientos posteriores
de la corteza terrestre a la acción de aguas subterráneas. La porosidad de
las arenas es, en general, primaria. Por el contrario, las rocas carbónicas
(calizas y dolomitas) presentan porosidad secundaria. En ellas la
porosidad secundaria puede ser el resultado de procesos de fracturación,
disolución, recristalización, cementación o una combinación de los
mismos. (Bidner, 2011)
La porosidad primaria es la porosidad de la matriz rocosa. La secundaria
se debe a la presencia de fracturas, cavernas y otras discontinuidades en
la matriz. Estas discontinuidades no aumentan mucho la porosidad pero sí
pueden influir grandemente en la permeabilidad. Los rangos de
porosidades de las rocas oscilan entre el 5% y el 30%. Las arenas
homogéneas con porosidades menores que el 10% no tienen interés. La
porosidad también puede clasificarse en porosidad efectiva (poros
continuos interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos
aislados). La suma de ambas constituye la porosidad total.
Figura 18. Porosidad efectiva, no efectiva y total
(Bidner, 2011)
43
2.4.4 Permeabilidad
En la industria del petróleo, la unidad de permeabilidad es el Darcy. La
roca tiene una permeabilidad de 1 Darcy si un fluido de 1 cp de viscosidad
de mueve a un caudal constante de 1 cm/seg a través de una sección
transversal de 1 cm, cuando se aplica un gradiente de presión de 1
atm/cm.
El Darcy es una unidad muy grande para tener uso práctico, por lo que se
utiliza el miliDarcy. (Corrales, 2008)
Figura 19. Definición del Darcy como unidad de permeabilidad
(Bidner, 2011)
2.4.4.1 Factores que afectan la permeabilidad
La permeabilidad absoluta, definida por la ecuación de Darcy, depende
exclusivamente del medio poroso y es independiente del fluido que lo
inunda. Entonces, la permeabilidad de un medio poroso al flujo de gas
sería igual que al flujo de cualquier líquido.
En la práctica, la permeabilidad es una función débil del fluido. En el caso
de los líquidos esto se debe a la interacción química entre el fluido y la
roca. Por ejemplo, el agua puede hinchar arcillas presentes en la roca y
alterar su permeabilidad. Esta interacción agua- arcilla es, a su vez,
función de la salinidad del agua.
Por eso, la permeabilidad se mide en el laboratorio haciendo fluir un gas a
través de una muestra de roca – reservorio. De esta manera, se evitan las
44
interacciones químicas fluido – roca, pero aparecen otras desviaciones a
la ecuación de Darcy características para el flujo de gases.
La geometría de los poros de la roca determina el valor de la
permeabilidad. A su vez, dicha geometría depende del tamaño y de la
forma de los granos de la roca, y de la distribución del tamaño en granos.
El tamaño de grano de la roca tiene una gran influencia en la
permeabilidad, aunque su efecto es pequeño en la porosidad.
Dicho tamaño de grano está relacionado con la superficie mojada: a
menor tamaño de partícula, mayor superficie de contacto sólido – fluido.
2.5.5 Relación entre Porosidad y Permeabilidad
Para trazar una curva de distribución de permeabilidades sólo se tienen
puntos aislados que corresponden a las mediciones realizadas en el
laboratorio.
Sin embargo, se puede conocer la distribución continua de porosidades
en función de la profundidad, medidas durante un perfilaje de pozo.
Se ha intentado correlacionar permeabilidad con porosidad con el objeto
de contar con una estimación de la variación de la permeabilidad con la
profundidad. No hay una teoría que fundamente la relación entre
porosidad y permeabilidad. Se trata entonces de encontrar relaciones
empíricas.
Se encuentra que representando el logaritmo de la permeabilidad (log k)
vs la porosidad (ø) para distintos reservorios pueden interpolarse
aproximadamente curvas o rectas.
45
Figura 20. Correlaciones entre porosidad y permeabilidad
(Bidner, 2011)
Se han propuesto muchas ecuaciones que correlacionan permeabilidad
con porosidad y que contienen parámetros ajustables empíricamente. En
algunas de estas correlaciones se incluye la saturación de agua connata,
en otras, las permeabilidades obtenidas mediante ensayos de presión en
pozos, y también resistividades de la formación.
2.5 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO
En un reservorio natural de petróleo, antes de comenzar la explotación, se
encuentran dos fases como mínimo. Ellas son petróleo y agua. Con
frecuencia, pero no siempre, puede haber una tercera fase, la fase
gaseosa, que constituye el casquete gasífero. Estas tres fases se ubican
de acuerdo a sus densidades: zona acuífera abajo, petrolífera al medio y
gasífera en la parte superior
2.5.1 Agua
El agua de formación se encuentra tanto en la zona acuífera como en la
petrolífera. La zona acuífera suele clasificarse como acuífera inactiva
cuando no contribuye al proceso de producción, y como acuífera activa
cuando es capaz de producir un barrido lento y gradual del petróleo hacia
arriba.
46
Pero, además, hay agua en la zona petrolífera y en el casquete de gas. El
agua allí se denomina connata, intersticial o irreducible. Esta saturación
de agua connata en la zona de hidrocarburos ocupa entre un 10% y un
30% del volumen poral. Dicha saturación de agua no disminuye durante la
explotación, de allí su nombre de irreducible.
2.5.2 Petróleo
El petróleo de la formación está constituido principalmente por
hidrocarburos de la serie parafínica (CnH2n+2), con menores cantidades
de la serie cíclica nafténica (CnH2n) y aromática (CnH2n-6). Pero,
mediante un análisis químico completo de un petróleo típico, se ha
encontrado que posee miles de distintos compuestos pertenecientes a 18
series de hidrocarburos. (Carranza, 2010)
2.5.2.1 Color
Al referirnos al color del petróleo lo más frecuente de pensar es en el color
negro, pero existe una diversidad de colores, ejemplos de ello es que por
reflexión de la luz pueden aparecer crudos (como se conoce al petróleo
en la jerga petrolera) de colores verdes, amarillos con tonos de azul, rojo,
marrón o negro. Por trasmisión de la luz, los crudos pueden tener color
amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a negro. Los crudos
pesados y extrapesados son negros casi en su totalidad, en el caso del
crudo más liviano o condensado llega a tener un color blanquecido y
generalmente se usa en el campo como gasolina cruda. Crudos con alta
concentración de cera son de color amarillo; por la noche al bajar
considerablemente la temperatura tiende a solidificarse notablemente y
durante el día, cuando arrecia el sol, muestran cierto hervor en el tanque.
(Carranza, 2010)
2.5.2.2 Olor
El crudo al contener azufre presenta un olor fuerte y repugnante, como
huevo podrido. Si contiene sulfuro de hidrógeno, los vapores son tóxicos,
irritantes y hasta mortíferos. En general el olor de los crudos es aromático
como el de la gasolina, del querosén u otros derivados.
47
2.5.2.3 Sabor
Cuando el contenido de sal en el crudo es bastante alto, el sabor es una
propiedad que se torna importante. En estos casos el crudo deberá ser
tratado en las instalaciones de producción para ajustarle la cantidad de
sal mínimo.
2.5.2.4 Peso específico
El petróleo es más liviano que el agua. Su peso específico es influenciado
por factores físicos y por la composición química del crudo, pudiendo
oscilar, en términos generales, entre 0,75 y 0,95 Kgr./lt. Aumenta con el
porcentaje de asfalto.
2.5.2.5 Viscosidad
Es la medida de la tendencia a fluir, siendo de gran importancia en los
aceites lubricantes y fuel-oil. Es usualmente el tiempo necesario para que
un volumen dado de fluido, a una temperatura definida, fluya a través de
un pequeño orificio. Se mide con viscosímetro. Todos emplean en general
el mismo principio. Se controla la temperatura dentro de la taza y en el
baño cuidadosamente, y cuando se ha alcanzado la temperatura
deseada, se abre el orificio y se deja fluir el líquido a un frasco de
capacidad conocida. El tiempo necesario para llenar el frasco es la
viscosidad requerida. La viscosidad aumenta con el peso específico.
2.5.2.6 Solubilidad
Es insoluble en agua, sobre la cual sobrenada por su peso específico
menor. A esto se debe su peligrosidad cuando se derrama en los puertos,
o cuando es necesario combatir incendios en los tanques de almacenaje.
Es soluble en benceno, éter, cloroformo, y otros solventes orgánicos.
48
2.5.2.7 Poder calorífico
Está comprendido entre las 9000 y 12000 calorías. Éste disminuye al
aumentar la densidad. Ejemplo:
Para una densidad de 0,815 Kgr/lt es igual a 11000 Cal/lt
Para una densidad de 0,915 Kgr/lt es igual a 10700 Cal/lt
2.5.3 Gas
El gas de la formación o gas natural contiene típicamente 0.6 a 0.8 de
metano con hidrocarburos C2 a C5, cada vez en menor proporción. Puede
contener impurezas de nitrógeno, dióxido de carbono o sulfuro de
hidrógeno. Los dos últimos son corrosivos en presencia de agua. El
sulfuro de hidrógeno es, además, venenoso.
La clasificación del gas de la formación se basa en la densidad específica
del gas respecto de la del aire a igual temperatura. Ésta es una medición
que se realiza siempre en el yacimiento.
2.6 CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO
2.6.1 Por el tipo de Hidrocarburos
2.6.1.1 Petróleos Parafínicos
Predominan los hidrocarburos saturados o parafínicos (75%). Son muy
fluidos de colores claros y bajo peso específico (aproximadamente 0.85
kg/lt). Presentan elevados rendimientos de naftas, bajo contenido de
azufre y poseen altos puntos de congelación.
Por destilación producen abundante parafina y poco asfalto y son muy
útiles para obtener gasolina, solventes para pinturas, entre otros.
2.6.1.2 Petróleos Nafténicos o Aromáticos
Tienen un contenido de parafina menor al 45 % y presentan elevados
rendimientos de destilados medios, bajo contenido de azufre y bajo punto
de congelación.
49
Los destilados son utilizados para la elaboración de aceites lubricantes.
2.6.1.3 Petróleos Asfalténicos
Estos contienen un elevado rendimiento de residuos así como alto
contenido de azufre y metales.
Presentan una alta viscosidad y por destilación producen un abundante
residuo de asfalto.
2.6.1.4 Petróleos de Base Mixta
Tienen una composición de bases intermedias, formados por toda clase
de hidrocarburos: parafínicos, nafténicos, aromáticos y asfalténicos.
La mayoría de los yacimientos mundiales son de este tipo.
2.6.2 Por el contenido de Azufre
2.6.2.1 Petróleo dulce
Contiene menos del 0.5 % de contenido de azufre, por lo tanto se lo
considera un petróleo de alta calidad. Es usado para ser procesado como
gasolina.
2.6.2.2 Petróleo medio
Presenta un contenido de azufre mayor al 0.5 % y menor al 1%.
2.6.2.3 Petróleo agrio
Contiene más del 1% de azufre por lo que su costo de refinamiento es
mayor. Es usado generalmente en productos destilados.
2.6.3 Según la gravedad API
Relacionándolo con su gravedad API el American Petroleum Institute
clasifica al petróleo en:
Crudo liviano o ligero: tiene gravedades API mayores a 31,1 °API
Crudo medio o mediano: tiene gravedades API entre 22,3 y 31,1 °API.
Crudo pesado: tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API.
Crudo extra pesado: gravedades API menores a 10 °API.
50
2.6.4 Por el factor Kuop
El factor Kuop, es un valor que permite identificar o caracterizar el tipo de
crudo en cuanto a su composición química.
Este índice tiene unos valores para:
Parafínicos normales/ Isoparafínico
Nafténicos puros
Aromáticos puros
( )
⁄
( ) EC. [11]
La temperatura volumétrica media, es la temperatura de ebullición de un
componente hipotético con características equivalente a la mezcla de
hidrocarburos analizada.
2.7 PROPIEDADES DEL PETRÓLEO. PARÁMETROS PVT
Cuando el petróleo, el gas y el agua de la formación son producidos en la
superficie, sus volúmenes se modifican debido a la compresibilidad de los
tres fluidos y a la solubilidad del gas en el petróleo y en el agua. Para
convertir los volúmenes (o caudales) desde las condiciones de fondo
hasta las condiciones de superficie se aplican los parámetros PVT.
Ellos son los factores de volumen de la formación para el petróleo, gas y
agua y la solubilidad del gas en el petróleo y en el agua.
Los factores de volumen de la formación relacionan el volumen del fluido
en condiciones de presión y temperatura del reservorio con el volumen en
condiciones estándar. Se denomina βo, βg y βw y son funciones de la
composición de los fluidos y, por supuesto, de la presión y temperatura.
51
La solubilidad del gas en el petróleo, Rg, también se llama relación gas –
petróleo disuelto. Existe una pequeñísima solubilidad del gas en el agua,
Rgw, que a menudo se desprecia.
La relación gas – petróleo producido instantáneo se denomina R. la
relación gas – petróleo, tanto disuelto como producido, se mide en
volumen de gas en condiciones estándar por unidad de volumen de
petróleo en condiciones estándares.
2.7.1 Factor de volumen del petróleo
El petróleo es una mezcla de hidrocarburos que a la presión y
temperatura del reservorio se encuentra en estado líquido. A medida que
se produce, disminuye la presión, y las fracciones más livianas se
gasifican. Se define el factor de volumen del petróleo, βo, como la relación
entre el volumen de petróleo en condiciones de reservorio y el volumen de
petróleo en condiciones estándares de superficie. El factor de volumen de
petróleo es siempre mayor que la unidad. (Bidner, 2011)
Βo es adimensional. Sin embargo es costumbre distinguir las condiciones
de referencia en las unidades API:
[ ( )]
[ ] o
[ ]
[ ] EC. [12]
donde RB significa Reservoir Barrel y STB Stock Tank Barrel
2.7.2 Factor de volumen del gas
El factor de volumen del gas, βg, es la relación entre el volumen ocupado
por el gas en condiciones de reservorio (vg)p,T y en condiciones
estándares (Vg)SC. Se utilizó la letra minúscula para las condiciones de
reservorio y la mayúscula para las condiciones estándares, simbolizando
la expansión del gas cuando pasa del reservorio a la superficie.
52
Se obtiene:
( )
( )
EC. [13]
2.7.3 Factor de volumen del agua
El factor de volumen del agua βw es la relación entre el volumen ocupado
por el agua en condiciones de reservorio y en condiciones estándares. Se
utiliza βw en los métodos de predicción del petróleo recuperable: balance
de materiales y simulación numérica de reservorios. Cuando los cambios
en la presión y el volumen de agua son pequeños, se considera βw = 1.
2.8 PERDIDAS POR FRICCION
El flujo de fluidos a través de tuberías siempre está acompañado por el
rozamiento de las partículas del fluido entre sí, y por la fricción que el
fluido experimenta al estar en contacto con las paredes del tubo por el
cual es transportado.
Del mismo modo se producen pérdidas ocasionadas por una serie de
accesorios que pueden estar presentes o no en las tuberías, como lo son
los codos, tés, válvulas, entre otros.
2.8.1 Pérdidas por fricción en las tuberías
Para las pérdidas de energía ocasionadas por la fricción del fluido al estar
en contacto con las paredes internas del tubo, conocidas también como
pérdidas mayores, se calculan mediante la ecuación de Darcy –
Weibasch:
= (
)
EC. [14]
Donde:
= pérdida de carga
f = factor de fricción
53
L = longitud de la tubería
D = diámetro de la tubería
v = velocidad del fluido
g = gravedad
Todas las cantidades de esta ecuación excepto f, pueden determinarse
experimentalmente: midiendo el caudal y el diámetro interior del tubo, se
calcula la velocidad, las pérdidas de energía o de carga se miden con un
manómetro diferencial conectado en los extremos de la longitud deseada.
Los experimentos han demostrado que para flujo turbulento , las pérdidas
de carga varían
1. Directamente con la longitud de la tubería
2. Aproximadamente con el cuadrado de la velocidad
3. Aproximadamente con el inverso del diámetro
4. Dependiendo de la rugosidad de la superficie interior del tubo
5. Dependiendo de las propiedades de densidad y viscosidad del fluido
6. Independientemente de la presión
El factor f depende de las siguientes cantidades:
V : velocidad ( )
D: diámetro ( )
ρ : densidad del fluido ( )
µ : viscosidad del fluido ( )
Ԑ : medida del tamaño de las proyecciones de la rugosidad ( )
Ԑ' : medida de la distribución o espaciamiento de las rugosidades ( )
m : factor que depende del aspecto o forma de los elementos de la
rugosidad (adimensional)
54
Entonces f = (V, D, ρ, µ, Ԑ, Ԑ', m)
Como f es un factor adimensional, debe depender de las cantidades
anteriores agrupadas en parámetros adimensionales. Las cuatro primeras
cantidades se agrupan en el parámetro adimensional conocido como
número de Reynolds (R = VDρ / µ); los términos Ԑ y Ԑ' se hacen
adimensionales dividiéndolos entre D. Por lo tanto resulta que f = (R,
Ԑ/D, Ԑ'/D, m).
2.8.1.1 Número de Reynolds
Osborne Reynolds (1883) en base a sus experimentos fue el primero que
propuso el criterio para distinguir los tipos de flujo, mediante el número
que lleva su nombre, el cual permite evaluar la preponderancia de las
fuerzas viscosas sobre las de inercia.
En el caso de un conducto cilíndrico a presión, el número de Reynolds se
define así:
Re =
EC. [15]
Donde V es la velocidad media, D es el diámetro y v la viscosidad
cinemática del fluido.
Para determinar si el flujo es turbulento o laminar se utiliza el número de
Reynolds de la siguiente forma:
Re < 2000 Flujo laminar
Re > 4000 Flujo turbulento
Es importante observar que, tanto el flujo laminar como el turbulento,
resultan propiamente de la viscosidad del fluido por lo que, en ausencia
de la misma no habría distinción entre ambos.
Tres conceptos geométricos de la sección de una conducción hidráulica,
muy importantes en el cálculo de las pérdidas por fricción, son las
siguientes:
55
Área hidráulica (A): es el área de la sección transversal ocupada por el
fluido dentro del conducto.
Perímetro mojado (P): es el perímetro de la sección transversal del
conducto, en el que hay contacto del fluido con la pared (no incluye la
superficie libre si esta existe).
Radio hidráulico (Rh): es la relación entre el área hidráulica y el
perímetro mojado. (Rh = A / P)
2.8.2 Pérdidas por fricción en los accesorios
En cuanto a las pérdidas por fricción producidas por accesorios, la
ecuación anterior sufre un cambio, al tener que adicionar una constante
que está en función tanto de la geométrica del tubo como del número de
Reynolds y relaciona el cambio de áreas como se presenta a
continuación:
=
(
) EC. [16]
2.9 FUNDAMENTOS DEL POZO PARA EL DISEÑO DE BOMBAS
Las características del pozo juegan un papel muy importante en el diseño
y desarrollo de un Sistema de Bombeo Electro Sumergible, éstas afectan
directamente al desempeño, eficiencia y tiempo de vida de un sistema
ESP. Estas características son:
Dimensionamiento
Hidráulica del Pozo
Características de los Fluidos
Desempeño del Pozo
Temperatura
Pruebas de Pozo
56
2.9.1 Dimensionamiento
2.9.1.1 Diámetro del Pozo
El diámetro del pozo puede variar desde 5 a 36 pulgadas
aproximadamente (13 a 71 cm.) El equipo ESP debe dimensionarse o
seleccionarse basándose en el diámetro más pequeño con el que se va a
entrar en contacto. El diámetro interno del casing (ID) es el diámetro más
pequeño que el sistema ESP tendrá que atravesar para entrar en
operación.
Figura 21. Casing
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.9.1.2 Casing o Tubería de Revestimiento
El casing es la estructura de soporte en el pozo. (Fig.21). Por lo general
viene en longitudes de aproximadamente 30 pies y las piezas se atornillan
entre sí ya que están dirigidas hacia el fondo del pozo. La cadena
completa es cementada y anclada a las paredes del pozo. El interior del
casing es el diámetro interno en el que el sistema ESP debe encajar.
2.9.1.3 Tubing o Tubería de Producción
El tubing es corrido dentro del casing y se conecta a la descarga de la
bomba. Es el sistema de tuberías para que los fluidos del pozo puedan
llegar a la superficie. También es la medida de la profundidad a la que la
bomba está instalada. Hay dos métodos para corrida de tubing. El primero
57
es unir piezas de tubería rígida llamadas juntas, pieza por pieza, a medida
que se las va introduciendo en el pozo. El segundo es usar tubería
flexible, el cual es un tubo flexible de acero que viene en un carrete. El
uso de tubería flexible permite una instalación más rápida.
Las pérdidas por fricción a través del tubing contribuyen a una mayor
exigencia de levantamiento del sistema ESP. Las pérdidas por fricción
están en fución del diámetro interior del tubing, la velocidad de flujo a
través de éste diámetro y su rugosidad.
2.9.1.4 Profundidad del Pozo
Existen numerosos términos utilizados para describir las distintas
profundidades de un pozo, pero 3 son las más comúnmente utilizadas en
las aplicaciones ESP: profundidad vertical total, profundidad medida (Fig.
20) y profundidad de ajuste de la bomba.
La Profundidad Vertical Total (TVD) es la distancia vertical a partir de una
referencia de medición en la superficie (generalmente la cabeza del pozo)
hacia el fondo del pozo. La TVD no toma en cuenta las desviaciones.
La Profundidad Medida (MD) es la distancia medida desde la superficie a
lo largo de la trayectoria del pozo o de la tubería de producción.
Por último, la Profundidad de Ajuste de la bomba, es la profundidad de
colocación vertical medida desde una referencia en la superficie
(usualmente la cabeza del pozo) hasta la entrada de la bomba.
58
Figura 22. Ilustración de Profundidad Medida y Vertical
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.9.1.5 Tipos de Pozos
Los pozos generalmente son clasificados en tres tipos: verticales,
direccionales o desviados y horizontales.
Un pozo vertical es cualquier pozo perforado verticalmente desde la
superficie. Un pozo direccional es desviado a propósito de la vertical
utilizando ángulos controlados para llegar a un lugar objetivo que no esté
necesariamente localizado por debajo de la superficie. Un pozo horizontal
es cualquier pozo perforado ya sea desde la superficie o desde un pozo
existente, donde una porción del pozo se perfora paralelamente a la
superficie o cerca de la horizontal.
2.9.1.6 Perforaciones
Las perforaciones son una serie de agujeros abiertos a través del casing,
el cemento y la formación que permiten que el fluido fluya en el pozo. Las
perforaciones se crean utilizando unos cañones de perforación (Fig. 23)
los cuales contienen las cargas que son bajadas al interior del pozo
59
mediante un cable o wireline. Las perforaciones generalmente son
disparadas en series.
Figura 23. Ilustración de Cañones de Perforación dentro de un Pozo
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
La ubicación de las perforaciones es importante cuando se dimensiona un
sistema ESP. La profundidad de perforación vertical (perf. VD) representa
la profundidad a la cual los hidrocarburos entran al pozo. Esta profundidad
normalmente se asocia con un rango de profundidades. Por ejemplo, la
perf. VD puede ser igual a 5500 – 6000 pies. La parte superior (5500 pies
en este ejemplo) es la más utilizada para los cálculos. El sistema ESP
normalmente debería ajustarse por encima de la parte superior de las
perforaciones para asegurar el flujo más allá del motor con fines de
refrigeración. (Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.9.2 Hidráulica del Pozo
La ciencia de la hidráulica es el estudio del comportamiento de los fluidos
en reposo y en movimiento. Un fluido es una sustancia capaz de fluir, por
lo tanto, se consideran fluidos a los líquidos y a los gases. Es necesaria
para ayudar en la solución de un entendimiento general de los problemas
60
que implican el flujo de fluidos, fluidos viscosos, fluidos de fases múltiples
o cualquier fluido que sea manejado por las bombas.
2.9.2.1 Densidad
O peso específico, es el peso por unidad de volumen de una sustancia.
La densidad del agua es de 8.328 libras por galón, o 62.4 libras por pie
cúbico (a Presión y Temperatura Estándar, o a Nivel del mar y 60 °F o 16
°C). La densidad del aire es 0.0752 libras por pie cúbico a condiciones
estándar de presión y temperatura.
2.9.2.2 Gradiente
Es la presión ejercida por un fluido para cada pie de altura del fluido. Por
ejemplo, el agua dulce ejerce una gradiente de presión de 0.433 psi/ft. Por
lo tanto, una columna de agua de 50 pies de altura ejerce una presión de
21.65 psi (50 ft x 0.433 psi/ft.). Para aumentar la presión en 1 psi se
requiere aumentar 2.31 pies en la profundidad.
(
) EC. [17]
2.9.2.3 Gravedad Específica
Es la relación de la densidad o peso específico de un material dado y la
densidad de un material estándar. Para los líquidos el estándar es el agua
a 60 °F o 16 °C. Para los gases el estándar es el aire a presión y
temperatura estándar.
Aunque la gravedad específica es un número adimensional en ciertas
industrias, la escala de grados es hecha arbitrariamente. En la industria
del petróleo se usa la gravedad API; 10 grados API corresponden a una
gravedad específica (SG) de 1.00. (Tabla 1).
61
Tabla 1. Tabla de Conversión de Gravedad API
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
[EC. 18]
2.9.2.4 Viscosidad
Es la medida de la resistencia interna de un líquido a fluir. La viscosidad
de los productos derivados del petróleo se expresa comúnmente en
términos del tiempo que se requiere para que un volumen específico de
fluido fluya a través de un específico tamaño de orificio.
La viscosidad absoluta (o dinámica) se expresa en la unidad métrica
centiPoise (cP).
62
La viscosidad cinemática es la relación de la viscosidad absoluta entre la
densidad y se expresa en centiStokes (cSt).
La viscosidad varía con la temperatura, disminuyendo cuando la
temperatura aumenta. Por lo tanto, un informe de la viscosidad siempre
debe indicar la temperatura a la cual fue determinada.
2.9.2.5 Presión
Es la fuerza por unidad de área de un fluido. La unidad API más común
para la designación de presión es libra por pulgada cuadrada (psi por sus
siglas en inglés, pound per square inch). Las unidades métricas para la
presión incluyen kilgramos por centímetro cuadrado, Bar y Pascales. De
acuerdo al principio de Pascal, si una presión es aplicada a la superficie
de un fluido, esta presión es transmitida adimensionalmente en todas las
direcciones.
Tabla 2. Tipos de Presiones
Presiones
Presión Manométrica
Presión Atmosférica
Presión Absoluta
Presión Manométrica + Presión Atmosférica = Presión Absoluta
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.9.2.5.1 Presión Manométrica
Es la presión diferencial indicada por un manómetro, en contraposición a
la presión absoluta.
2.9.2.5.2 Presión Atmosférica
Es la fuerza ejercida sobre una unidad de área por el peso de la
atmósfera. La presión al nivel del mar es 14.7 psi. Un Bar es igual a 14.7
psi.
63
2.9.2.5.3 Presión Absoluta
Es la suma de la presión manométrica y la presión atmosférica. La presión
absoluta en el vacío es cero.
2.9.2.6 Presión en Cabeza (Head)
Es la cantidad de energía por libra de fluido. Es comúnmente usada para
representar la altura vertical de una columna estática de fluido
correspondiente a la presión del fluido en el punto en cuestión. Head
también se puede considerar como la cantidad de trabajo necesario para
mover un fluido desde su posición original hasta la posición de entrega
requerida. Esto incluye el trabajo adicional necesario para superar la
resistencia al flujo en la línea.
En un líquido en reposo, la presión existente en cualquier punto consiste
en el peso de la columna del líquido por encima del punto expresado en
psi, más la presión atmosférica ejercida sobre la superficie. Por lo tanto,
las presiones en un líquido pueden ser consideradas como causadas por
una columna del líquido que, debido a su peso, ejerce una presión en
cualquier punto seleccionado de dicha columna. Esta columna de líquido
puede ser llamada Presión de Cabeza Estática y usualmente se expresa
en pies.
Por lo tanto, la presión y head son diferentes formas de expresar los
mismos valores. En una bomba electro sumergible y en la industria del
petróleo, cuando el término “presión” es usado, generalmente se refiere a
unidades de psi, mientras que “head” se refiere a pies o longitud de
columna.
Estos valores son mutuamente convertibles y pueden encontrarse
utilizando estas simples fórmulas:
( )
EC. [19]
64
( )
EC. [20]
( )
EC. [21]
2.9.2.7 Presión de Ingreso de la Bomba (PIP)
En las operaciones de bombas sumergibles, el interés se enfoca en los
pies de fluido que la bomba levanta y en la presión de ingreso a la misma.
Para definir correctamente este punto, es importante conocer la gravedad
específica o gradiente del fluido en el anular del casing. Si el gradiente o
la gravedad específica del fluido es conocida, se puede estimar la presión
de ingreso a la bomba o el nivel de fluido que ésta levantará.
Una determinación precisa de la presión de ingreso de la bomba puede
determinar la cantidad de pies de fluido anular sobre la bomba y la adición
de cualquier presión de casing impuesta sobre la superficie.
La Figura 24 ilustra un pozo entubado con una bomba instalada.
65
Figura 24. Presión de Entrada de la Bomba
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
2.9.2.8 PIP requerida
Esta es la presión de ingreso necesaria para el correcto suministro de la
bomba y evitar la cavitación o el bloqueo por presencia de gas. También
se la conoce como NPSH requerida (Net Positive Suction Head). Este
valor cambia dependiendo a las condiciones de los fluidos de pozo y esta
variación será ampliada cuando se trate el tema de diseño de bomba.
66
2.9.2.9 PIP disponible
Esta presión está en función del sistema en el cual opera la bomba. La
PIP disponible es una característica operativa de cada instalación en
particular.
2.9.2.10 Flujo de Fluido
Desde que muchos fluidos fueron considerados como incompresibles, se
define como la relación entre la cantidad de líquido fluyendo por un
conducto y su velocidad de flujo. Esta relación es expresada como:
EC. [22]
Donde
Q = capacidad en pies cúbicos por segundo
A = área del conducto en pies cuadrados
V = velocidad de flujo en pies por segundo
2.9.2.11 Fricción en la tubería
La fricción en la tubería puede variar con el tamaño del tubo, capacidad,
longitud y viscosidad. Las tablas para el cálculo de la fricción a través de
un sistema de tuberías están disponibles en el Instituto de Stándares
Hidráulicos, libros de manufactura de bombas y muchos otros manuales.
A continuación se establece la fórmula de Hazen – Williams para el
cálculo de las pérdidas de fricción en tuberías:
(
)
EC. [23]
Donde
Fricción = pérdidas por fricción en la tubería de producción (pies)
P = pérdida de presión debido a la fricción (psi / pie de longitud de tubería)
Q = caudal (gal / min)
67
D = diámetro interno de la tubería
C = coeficiente de rugosidad de Hazen – Williams (adimensional)
C = coeficiente de fricción
C = 100, para tubería vieja (más de 10 años)
C = 120, para tubería nueva (menos de 10 años)
C = 130, para tubería de fibra de vidrio alineada
C = 140, para tubería de plástico alineada
2.9.3 Características de los Fluidos de Producción
Dentro del pozo existe fluido que es principalmente una combinación de
agua salada (salmuera), gas natural y aceite. Mezclados dentro de estos
fluidos existe también sólidos de la formación, arena predominantemente.
A partir de este punto, dicha mezcla será referida como fluido de
producción. Las características de un fluido de producción son de vital
importancia para un sistema de BES. Sin entrar en gran detalle se
discutirán éstas características.
Con el fin de averiguar el tamaño de cualquier sistema de bombeo, ciertas
características de los fluidos que se trasladan deben ser identificadas para
luego poder medirlos de una manera normativa. En el caso de los
líquidos, se tiene al agua como fluido estándar y al aire en el de los gases.
Antes de entrar en el proceso de normalización, hay que definir los
factores que son únicos para cada sustancia en particular. En el caso de
fluido de producción, ese factor es su peso por unidad de volumen, más
comúnmente conocido como su densidad. Por ejemplo, la densidad del
agua es de 8.328 libras por galón, o 62.4 libras por pie cúbico (a presión y
temperatura estándar o al nivel del mar y 60 °F). la densidad del aire es
0.0752 libras por pie cúbico a condiciones estándar de presión y
temperatura.
68
Con la definición de densidad como único factor para cada fluido, se la
estandariza mediante la relación de la densidad o peso específico del
fluido de producción y la densidad del agua o del aire. Esta relación es
conocida como la gravedad específica de un fluido. La industria del
petróleo está un paso más adelante en el proceso de estandarización, y
utiliza las normas API. El proceso de encontrar la gravedad específica
antes mencionada es efectuado para determinar el valor del líquido o del
gas respectivamente.
Como se mencionó anteriormente, el fluido de producción está compuesto
de líquidos y gases. Además del peso del fluido, otro factor importante es
su espesor o viscosidad, y, al igual que la densidad, debe ser una medida
cuantificable. Esto se hace expresándolo en términos de tiempo requerido
por un volumen específico de líquido para fluir a través de un orificio de
tamaño específico.
El fluido de producción es una mezcla de aceite, gas y agua. Es
importante para un sistema ESP conocer la cantidad de cada uno de los
fluidos que constituyen esta mezcla. Justamente por eso se han creado
términos específicos para identificar dichas cantidades.
La cantidad de agua en el fluido de producción a condiciones de
superficie es conocida como el porcentaje de agua (%H2O), más
comúnmente conocida como corte de agua.
La cantidad de gas en el fluido de producción con relación a la cantidad
de aceite es conocida como la Relación Gas – Petróleo (GOR por sus
siglas en inglés).
2.9.3.1 Fluidos de Producción Gaseosos
Como se mencionó anteriormente, la presencia de gas libre tiene el
potencial de afectar gravemente la eficiencia de la bomba. El problema
básico es que una bomba centrífuga no es una compresora de gas
eficiente. Por lo tanto, se puede esperar un progresivo deterioro de la
cabeza de descarga de la bomba con el incremente de la presencia de
69
gas libre. Muchas investigaciones y pruebas han demostrado que la
relación de gas a líquido alcanza aproximadamente el 10% del volumen
en la bomba, deteriorando así su rendimiento. A relaciones más bajas se
puede esperar que la bomba se desempeñe muy bien sin presentar
mayor dificultad.
Se han descrito muchas posibles soluciones para evitar la interferencia de
gas tales como:
Incorporar un separador de gas rotatorio.
Aumentar la presión de entrada a la bomba mediante la reducción en
el diámetro del agujero, la reducción de la tasa de producción o una
combinación de ambas.
Ubicar la entrada de la bomba por debajo de las perforaciones del
casing. Se tomará ventaja de la separación natural del gas y del
líquido debido a la flotabilidad de las burbujas de gas. Cuando se
utiliza este método es necesario proveer al motor de una cubierta para
enfriarlo.
Incorporar el uso de bombas compresoras. Las bombas compresoras
utilizan etapas para diferentes caudales. Ya que el fluido es
compresible, su volumen disminuye a medida que es presionado por
cada etapa individual. Este cambio volumétrico puede ser lo
suficientemente importante como para requerir dos o más tipos de
etapas para poder mantener a la bomba en el rango de operación
recomendado.
2.9.4 Desempeño del Pozo
Las pruebas de producción se realizan generalmente al iniciar la
completación de un pozo para determinar su capacidad de producir agua,
petróleo o gas. Desde el punto de vista operativo del pozo y reservorio,
estas pruebas proporcionan una evidencia física y periódica de las
condiciones en las que se encuentra.
70
Existen dos métodos básicos utilizados para predecir el desempeño de los
pozos. Estos son: el Índice de Productividad (IP) y la Relación de
Desempeño de Entrada (IPR por sus siglas en inglés, Inflow Performance
Relationship).
2.9.4.1 Indice de Productividad (IP)
El Indice de Productividad, Productivity Index o IP, es un indicador de la
capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo (reservorio). Se
expresa como la relación entre el caudal producido en el tanque (Q) y la
caída de presión del reservorio.
Cuando la presión dinámica de fondo de pozo ( )es más grande que la
presión de punto de burbuja ( ), el flujo de fluido es similar al de un flujo
monofásico, y la curva que representa al Indice de Productividad se
representa con una recta, como muestra la siguiente ecuación:
( ) EC. [24]
Donde:
= Indice de Productividad
= caudal de fluido
= Presión estática promedio del reservorio
= Presión dinámica de fondo de pozo
2.9.4.2 Relación del Desempeño de Entrada (IPR)
Cuando la presión del pozo cae por debajo de la presión de burbuja, el
gas sale de la solución e interfiere con el flujo de aceite y agua. El
resultado final es que la verdadera curva de rendimiento no es una línea
recta, usualmente va decayendo.
71
Una prueba exacta debe consistir en varias pruebas de IP a varias
velocidades de producción, con el fin de proporcionar una mejor
representación del verdadero desempeño de entrada del pozo.
Vogel desarrolló una curva de referencia sin dimensiones que se ha
convertido en una herramienta muy eficaz en la definición de Desempeño
de Entrada (IPR por sus siglas en inglés, Inflow Performance
Relationship) como se puede observar en la Figura 25.
Figura 25. Curva de Relación de Desempeño de Entrada
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
Esta técnica basada en una simulación de reservorios con presencia de
gas disuelto, proporciona datos más realistas del potencial de producción
de un pozo.
72
La ecuación de la curva que da un ajuste empírico razonable es:
(
) (
) EC. [25]
Donde:
Caudal de prueba de producción de fluido
Presión estática del yacimiento
= Presión dinámica de fondo de pozo
= Tasa máxima de producción
2.9.4.3 Temperatura
Hay dos lecturas de temperatura que son importantes al momento de
elegir un Sistema ESP: la temperatura de fluido de superficie y la
temperatura de fondo de pozo. Con estas temperaturas, se puede
controlar el gradiente de temperatura del pozo. Estas temperaturas
afectan a algunas características del fluido de producción así como a la
vida útil de los componentes del equipo BES.
La temperatura es especialmente importante en las aplicaciones de
Sistemas ESP que manejarán fluidos viscosos.
Para mayor claridad en la definición de las temperaturas, se procede a
explicarlas brevemente.
2.9.4.3.1 Temperatura de Fondo de Pozo (BHT)
La temperatura de fondo de pozo o BHT por sus siglas en inglés (Bottom
Hole Temperature), es la temperatura del pozo en las perforaciones.
2.9.4.3.2 Temperatura de Fluido de Superficie
Es la temperatura de la corriente de fluido que se encuentra fluyendo en
la superficie. Esta también se la conoce como la temperatura ambiente. Si
la temperatura de fluido de superficie no está disponible, muchos
73
programas informáticos pueden estimar una temperatura de fluido si se
conoce la temperatura en la superficie de la Tierra. Esta temperatura
normalmente se mide 10 metros por debajo de la superficie real o a boca
de pozo. La temperatura es una constante típica para cada región.
2.9.4.4 Pruebas de Pozo
Son muy necesarias para modelar el desempeño de los pozos. Hay varios
métodos que obtienen información de la temperatura, flujo y presión del
pozo. Al igual que realizar las pruebas, es importante tener muy en cuenta
la profundidad a la que la instrumentación se fijó en el pozo para recoger
los datos. Esta profundidad se conoce como Profundidad Vertical de
Datos o VD y es necesaria para determinar la productividad del pozo. Las
dos pruebas más comunes son: prueba de bombas de presión y prueba
de nivel de fluido. Ambas son utilizadas para determinar el Indice de
Productividad (IP) del pozo.
2.9.4.4.1 Prueba de Bombas de Presión
Es el proceso de aplicar presión mediante registradores, que en este caso
son bombas, hasta el centro de las perforaciones mediante wireline, con
el fin de obtener la presión de fondo de pozo.
2.9.4.4.2 Prueba de Nivel de Fluido
Determina el nivel de fluido estático en pies desde la superficie hasta el
nivel de fluido que se encuentra fluyendo a una velocidad de flujo dada.
2.10 DIMENSIONAMIENTO DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
CENTRÍFUGA
2.10.1 Datos Básicos
El diseño de una unidad de Bombeo Electro Sumergible, bajo la mayoría
de condiciones, no es una tarea difícil si se dispone de datos confiables.
Si la información referente a la capacidad del pozo es pobre, el diseño se
lo hará al margen de las posibilidades. Los datos inadecuados o erróneos
a menudo resultan en una bomba mal diseñada y de alto costo de
74
operación. Una bomba de mal diseño puede estar operando fuera de su
rango óptimo, por encima o por debajo de la capacidad del motor y de
esta manera ocasiona una caída en la tasa de producción. Esto resulta en
un daño de formación. En el otro caso, la bomba puede no ser lo
suficientemente grande como para proporcionar la tasa de producción
deseada.
Con demasiada frecuencia se utilizan los datos de otros pozos en el
mismo campo o en área cercana, suponiendo que los pozos por producir
tendrán características similares.
Por desgracia para el ingeniero encargado del diseño del sistema ESP,
los pozos de petróleo son muchos, como las huellas dactilares, es decir,
no existen dos que sean exactamente iguales.
A continuación se presenta una lista de los datos necesarios para realizar
un adecuado dimensionamiento:
2.10.1.1 Datos del Pozo
Tamaño y peso del casing o tubería de revestimiento
Tipo, tratamiento y tamaño del tubing (nuevo o usado)
Intervalo de agujero abierto o perforado
Profundidad de colocación de la bomba (medida y vertical)
2.10.1.2 Datos de Producción
Presión de cabeza del tubing
Presión de cabeza del casing
Prueba de tasa de producción
Nivel de fluido produciendo y/o presión de pozo fluyendo
Nivel de fluido estático y/o presión estática de fondo de pozo
Punto de referencia
Temperatura de fondo de pozo
Tasa de producción deseada
Relación Gas – Petróleo
Corte de Agua
75
2.10.1.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo
Gravedad Específica del Agua
Gravedad Específica o API del petróleo
Gravedad Específica del Gas
Presión de burbuja del Gas
Viscosidad del petróleo
Datos PVT
2.10.1.4 Fuentes de Energía
Voltaje Primario disponible
Frecuencia
Capacidad de las Fuentes de Energía
2.10.1.5 Posibles Problemas
Arena
Depositaciones
Corrosión
Parafinas
Emulsiones
Gas
Temperatura
2.10.2 Pozos de Alto Corte de Agua
El tipo de pozo más simple para el dimensionamiento de equipo
sumergible es conocido como Pozo de Alto Corte de Agua. El
procedimiento de selección es simple y sencillo, y se basa en la
suposición de que el fluido es incompresible, es decir, su gravedad
específica no varía con la presión. En tal caso se puede utilizar el
siguiente procedimiento paso a paso:
1. Recopilar y analizar los datos disponibles como se describe arriba.
2. Determinar la capacidad de producción, profundidad de colocación
de la bomba y presión de entrada de la bomba. Dependiendo de los
76
datos, varias combinaciones son posibles. Si la tasa de producción
deseada y la profundidad de colocación de la bomba son conocidas, la
presión de entrada de la bomba a la tasa de producción deseada puede
estimarse basándose en el desempeño de entrada del pozo. De lo
contrario, la tasa de producción óptima para una profundidad dada de
colocación de la bomba puede ser determinada por el trazado de presión
de flujo (o nivel de fluido produciendo).
A menos que existan condiciones especiales de funcionamiento, la bomba
se suela fijar cerca de las perforaciones (100 – 200 pies por encima de
éstas). La caída de presión puede ser limitada a un punto donde la
presión de fondo de pozo fluyendo a la entrada de la bomba es mayor que
la presión del punto de burbuja del fluido.
Esto es para evitar el ingreso de gas. En algunos casos, (por ejemplo, en
pozos de agua con alta tasa de producción), los requisitos de presión de
succión de la bomba pueden ser un factor limitante. Sin embargo, en la
mayoría de los casos, una presión de entrada de la bomba de 100 psig es
adecuada.
3. Calcular la carga dinámica total requerida, que es igual a la suma
del levantamiento neto (distancia vertical desde el nivel de fluido
produciendo hasta la superficie), las pérdidas por fricción en la tubería de
producción (en pies) y ya presión de descarga en la cabeza del tubing,
todo expresado en términos de la altura de la columna de fluido que se
está produciendo.
4. En base a las curvas de rendimiento de la bomba, seleccione un
tipo de bomba de manera que el OD de la bomba encaje dentro del
casing del pozo, y que la tasa de producción deseada esté comprendida
en el rango de capacidad de la bomba.
Si dos o más bombas cumplen estas condiciones, un análisis económico
puede ser necesario antes de finalizar la selección.
77
En la práctica, la bomba que presente la más alta eficiencia en la tasa de
producción deseada es generalmente la utilizada. De la curva de
rendimiento de la bomba seleccionada, determinar el Head producido y la
potencia al freno requerida por cada etapa.
Calcular el número de etapas requeridas para proporcionar la carga
dinámica total. El número total de etapas (redondeado a un número
entero) es igual a la carga dinámica total dividida para el Head producido
por etapa. También calcular la potencia (HP) del motor, esto es,
multiplicando la potencia al freno de cada etapa por el número total de
etapas y por la gravedad específica promedio del fluido que está siendo
bombeado.
5. Con base en la información técnica facilitada por el proveedor,
seleccionar el modelo y tamaño apropiados de la sección sellante y
determinar los requerimientos de potencia. Seleccionar un motor que sea
capaz de suministrar los requisitos totales de potencia, tanto para la
bomba como para la sección sellante. El motor seleccionado debe ser lo
suficientemente grande como para soportar la carga máxima sin que éste
se encuentre sobrecargado.
6. Utilizando los datos técnicos proporcionados por el fabricante de la
bomba electro sumergible, determinar si se han superado las limitaciones
de carga (por ejemplo, la carga del eje, de los cojinetes de empuje, las
limitaciones de presión en el housing, la velocidad del fluido que pasa por
el motor, etc.).
7. Seleccione el tamaño y tipo de cable de poder basado en la
corriente del motor, temperatura del conductor y las limitaciones de
espacio. Calcular el voltaje en la superficie y los kVA requeridos.
8. Seleccionar accesorios y otros equipos opcionales.
78
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El bloque 16 está ubicado a 50 km al sur del río Napo, en el cual la
empresa operadora trabaja según un contrato de participación suscrito
con la empresa estatal ecuatoriana. Ha desarrollado 5 campos: Bogi,
Amo, Daimi, Ginta e Iro, además realiza la operación de 2 campos
adicionales como son Tivacuno y el manejo conjunto de Bogi – Capirón.
Tiene una extensión de 220000 Has. y se encuentra ocupando un 12%
del Parque Nacional Yasuní y un 22% del territorio Huaorani. Es
importante mencionar que únicamente el 0.2% del área total del bloque ha
sido intervenida para la construcción de instalaciones de producción,
carreteras y oleoducto.
Figura 26. Ubicación Geográfica del Bloque 16
(El Comercio, 2014)
79
Se emplea la tecnología de perforación de pozos en racimo (vertical,
horizontal y direccional), lo que significa una reducción notable en el
número de plataformas y espacios de deforestación requeridos para el
mismo número de pozos, si utilizáramos las técnicas convencionales.
Geográficamente está localizado en la parte Nor – Oriental del territorio
ecuatoriano dentro de la provincia de Orellana.
En las coordenadas UTM:
Tabla 3. Coordenadas UTM del Bloque 16
ESTE NORTE
320255 9920436
320255 9900436
340225 9900436
340225 9880436
380225 9980436
380225 9920436
(Rosero, 2012)
3.2 ESTRATIGRAFÍA DEL BLOQUE 16
Los depósitos Terciarios corresponden a las formaciones Mesa,
Chambira, Arajuno, Chalcana, Orteguaza y Tiyuyacu. Las rocas
predominantes son de origen principalmente continental y litológicamente
corresponden a una secuencia de arcillolitas, limolitas, tobas y
esporádicos niveles carbonáticos, arenosos y evaporíticos.
Como producto de la oxidación y meteorización ambiental, el color
predominante de estas rocas es el café rojizo. El intervalo Terciario no
presente un interés hidrocarburífero importante. (Rosero, 2012)
80
La parte media de la columna estratigráfica corresponde a la zona de
mayor importancia desde el punto de vista petrolero. En este intervalo se
encuentran las areniscas M1, M2, U y T de la formación Napo y las
areniscas Formación Hollín, las que constituyen los principales
yacimientos de la Cuenca Oriente dentro del territorio ecuatoriano. En el
caso del Bloque 16, las areniscas M1 y U son los principales reservorios,
Basal Tena, T y Hollín son reservorios secundarios.
La parte basal de la columna está conformada por las formaciones:
Misahuallí, Chapiza, Santiago, Macuma y Pumbuiza. Este intervalo ha
sido poco estudiado.
3.3 PRINCIPALES RESERVORIOS DEL BLOQUE 16
3.3.1 Arenisca Basal Tena
Corresponde al depósito clástico o fragmentario encontrado en la base de
la formación Tena, depositado aleatoriamente sobre la inconformidad que
constituye el tope de la formación Napo en los bajos estructurales
relativos encontrados al momento de su depositación. Se consideran
depósitos de carácter fluvial de espesores delgados y que tienen bastante
extensión areal. En el Bloque 16, la Basal Tena produce en los campos
Amo y Daimi con una gravedad de 16º API.
3.3.2 Arenisca M1
Se ubica en la parte superior de la formación Napo, corresponde a
depósitos fluviales en un amplio valle aluvial relacionado a bajos relativos
del nivel del mar. Es una arenisca de predominante grano grueso y medio
en capas de uno y dos pies de espesor en estratificación cruzada con
base masiva, homogénea y arealmente continua con direcciones
preferenciales de aporte del norte y del este y con niveles superiores con
geometrías complejas de distribución.
Esta arenisca está conformada por dos unidades de producción: la M1
superior formada por trampas combinadas estratigráficas – estructurales,
81
que produce por empuje de un acuífero lateral finito y expansión de roca y
fluidos, la M1 inferior definida por trampas estructurales, que produce por
empuje de un acuífero infinito de fondo. (Rosero, 2012)
3.3.3 Arenisca U
Constituye un depósito clástico transgresivo del ciclo Napo medio –
inferior, localizado estratigráficamente entre las calizas “A” y “B”. Las
areniscas son generalmente de origen marino transicional hacia el tope y
fluvio – estuarino a la base. En la base generalmente continua con
direcciones preferenciales de aporte de sureste a noreste y de este a
oeste.
A nivel de la Cuenca, en la parte central la arenisca tiene espesores
superiores a 250 pies, y en los flancos orientales los espesores varían
entre 25 y 50 pies.
Esta arenisca está dividida en: U inferior y U superior.
La U superior está conformada por trampas estratigráficas con un
mecanismo de producción por expansión de roca y fluidos combinado con
empuje hidráulico lateral y de fondo proporcionado por un acuífero finito.
La arenisca U inferior está conformada por trampas estructurales, la
energía proporcionada es por un acuífero infinito, con un mecanismo de
producción por empuje hidráulico lateral y de fondo de acuerdo al espesor
y a la posición relativa al contacto agua – petróleo.
En el Bloque 16, la arenisca U es un excelente reservorio en los campos
del Sur, el petróleo entrampado es de un grado API promedio de 16.5º.
3.3.4 Arenisca T
El intervalo de la arenisca T se localiza estratigráficamente entre las
calizas “B” y “C” de la formación Napo. La arenisca es generalmente de
origen fluvial (canales apilados) a la base, pasando por ambientes
estuarino y marino transicional hacia el tope. Las areniscas en la base,
82
generalmente, se presentan masivas, homogéneas y continuas; mientras
que, los niveles superiores presentan geometrías complejas.
En el Bloque 16, el mejor desarrollo se encuentra en los campos del Norte
(Capiron y Tivacuno).
El entrampamiento de hidrocarburos tiene un control estructural en las
unidades basales, mientras que en las unidades estratigráficas superiores
el petróleo ha sido entrampado estratigráficamente. En el Bloque 16
existe entrampamiento en el campo Tivacuno, con un grado API promedio
de 17.5º.
3.3.5 Arenisca Hollín
La formación Hollín está constituida por dos unidades estratigráficas, la
superior y la inferior, conocida también como principal. Los yacimientos
muestran una variedad de ambientes de depositación, variando de
fluviales a marinos someros o plataformas someras relacionadas con
cambios de nivel del mar.
El reservorio de Hollín superior ha sido interpretado como depósitos
marinos de poca profundidad presentando una geometría de gran
complejidad. La arenisca Hollín inferior o principal es una arena fluvial
homogénea, extendida y continua. La energía del yacimiento es dada por
un acuífero infinito, el mecanismo de producción es por empuje de fondo.
El entrampamiento tiene un control estructural. El petróleo entrampado en
este reservorio tiene una gravedad API que varían entre 19º y 23.9º en el
Bloque 16. (Rosero, 2012).
3.4 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPO ESP PARA EL POZO DAIMI A-3
Los datos aquí consignados para los cálculos son tomados de datos de
campo, reportes de perforación, producción, proporcionados por la
operadora y que se adjuntan en formato electrónico a este documento.
3.4.1 Datos del Pozo
Casing = 7 in. O.D., 23 lbs/ft
83
Tubing = 2 ⁄ in. O.D., Externo 8 de Rosca Redonda (Nuevo)
Perforaciones = 8483 – 8493 ft.
Profundidad de Colocación de la Bomba = 7900 ft. (vertical)
3.4.2 Datos de Producción
Presión de cabeza del tubing = 300 psi
Prueba de Tasa de Producción = 10794 bfpd
Punto de Referencia = 8488 ft
Presión de Prueba = 695 psi
Presión Estática de Fondo de Pozo = 2463 psi
Temperatura de Fondo de Pozo = 206 °F
Relación Gas – Petróleo = 72 ft3/barril
Corte de Agua = 97.861 %
Tasa de Producción Deseada = 12000 bfpd
3.4.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo
Gravedad Específica del Agua = 1.02
API del aceite = 15.2 (0.964)
Gravedad Específica del Gas = No disponible
Presión de Burbuja del Gas = No disponible
Viscosidad del aceite = 44 cP.
3.4.4 Fuentes de Energía
Voltaje Primario Disponible = 7200 / 12470 volts
Frecuencia = 60 Hertz
Capacidad de la Fuente de Energía = Sistema Estable
84
3.4.5 Posibles Problemas
Ninguno
3.4.6 Análisis
La información con respecto al gas para esta aplicación no se
encuentra disponible. Para todos los propósitos prácticos se puede
asumir que sólo la mezcla de agua y aceite fluye a través de la bomba.
Como el corte de agua es muy alto (97 % aproximadamente), no hay
problemas de emulsión que puedan ser anticipados. Además, se
pueden usar tablas de Pérdidas por fricción basadas en el flujo de
agua (ignorando los efectos de la viscosidad del aceite).
3.4.7 Determinación de la Presión de Entrada de la Bomba
En este caso, los datos de Tasa de Producción deseada y la Profundidad
de Colocación de la Bomba son conocidos.
La presión de entrada de la bomba, a la tasa deseada de producción,
puede ser calculada a partir de las condiciones actuales de producción.
EC. [24]
Donde
= Tasa de Producción
= Presión estática del reservorio
= Presión del fondo fluyendo @ tasa de producción
85
Luego, la Presión de Fondo Fluyendo ( ) @ la tasa de producción
deseada de 12000 bpd ) es:
- (
) EC. [26]
- (
)
La presión de entrada de la bomba se puede determinar mediante la
corrección de la presión que fluye por el pozo por la diferencia en la
profundidad de colocación de la bomba y el punto de referencia, y
teniendo en cuenta las pérdidas por fricción en el anular del casing.
La gravedad específica del fluido es:
( ) ( ) EC. [27]
La diferencia entre la profundidad de prueba (8488 ft) y la profundidad de
colocación de la bomba (7900 ft) es 588 ft. Para estimar la Presión de
Entrada de la Bomba (PIP) se puede convertir esta diferencia de 588 ft a
psi y restarla de la Presión de fondo fluyendo a la tasa de producción
deseada ( ) calculada anteriormente:
*( )
+ EC. [28]
*( )
+
86
3.4.8 Carga Dinámica Total
EC. [29]
(
) EC. [30]
O también
(
) EC. [31]
(
)
Las Pérdidas por Fricción se determinan usando la fórmula Hazen –
Williams, o la tabla de la figura 27.
Figura 27. Tabla de Cálculo de Pérdidas por Fricción
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
87
Las pérdidas por Fricción corresponde a un valor de
EC. [32]
La presión de cabeza del tubing requerida es de 300 psi. Convertido a
Head (ft) se tiene:
( )
EC. [33]
( )
( )
Con todos los datos obtenidos se procede a determinar la carga Dinámica
Total.
( )
3.4.9 Tipo de Bomba
A partir de la Tabla 4 se puede observar que la bomba de la serie 675, el
motor, y el sello son las unidades de mayor diámetro para adaptarse al
casing de 7’’ y 23 lb. Las unidades de más grande diámetro son usadas
generalmente en la primera sección si la tasa de producción deseada cae
dentro del rango de operación de la bomba. Son tres las ventajas más
comunes que resultan de elegir la unidad de diámetro más grande:
1. Como se incrementa el diámetro de los equipos, se incremente su
eficiencia.
2. Las unidades más largas son normalmente menos costosas.
88
3. El cooler o refrigerador opera debido a la mayor velocidad del fluido.
La figura 28 muestra la curva de desempeño de la bomba HC12500
operada a 60 Hertz.
89
Tabla 4. Rangos de Operación de las Bombas
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
90
Figura 28. Curva de Desempeño de la Bomba
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
91
Se debe determinar el número de etapas requeridas para la aplicación.
EC. [34]
Una vez que el número de etapas haya sido determinado, se puede calcular
la Potencia al Freno de la Bomba (BHP):
⁄ EC. [35]
⁄
3.4.10 Motor y Sección Sellante
Normalmente, la serie de la sección sellante es la misma que la de la
bomba, sin embargo, hay excepciones y están disponibles adaptadores
especiales que conectan los equipos. En esta aplicación se asume que la
sección sellante y la bomba pertenecen a la misma serie.
La potencia al freno requerida para la sección sellante se basa en la Carga
Dinámica Total producida por la bomba. La Potencia al freno (BHP) del sello
tiene un impacto mínimo en los requerimientos de potencia, y generalmente
corresponde a menos de 1 BHP por sello. Por lo tanto, el requerimiento de
potencia al freno total para esta aplicación es de 969 HP para la bomba más
1 HP para la sección sellante, o 970 HP.
La decisión final se basa generalmente en consideraciones económicas, así
como la experiencia bajo situaciones similares. Para esta aplicación se
seleccionará el motor de 1200 HP, el cual se lo elige con base a la siguiente
tabla:
92
Tabla 5. Rangos de Potencia de Motores
Casing O.D
Serie
Rango (Horsepower)
60 Hz (HP) 50 Hz (HP)
4 ⁄ in (114.3 mm) 375 19 – 195 16 – 162
5 ⁄ in (139.7 mm) 450 15 – 468 13 – 390
7 in (177.8 mm) 562 38 - 1200 32 – 1000
8 ⁄ in (219.1 mm) 725 500 - 2000 42 – 1667
10 ⁄ in (273 mm) 725 500 - 2000 42 - 1667
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
El voltaje del motor puede ser seleccionado tomando en cuenta las
siguientes condiciones:
Los motores de alta tensión (de baja corriente), tienen menores
pérdidas en el cable y requieren un conductor de menor tamaño.
Cuanto mayor sea el voltaje del motor, su controlador será más
costoso.
La utilización de los equipos existentes.
En algunos casos, el ahorro obtenido gracias al cable de menor tamaño será
compensado en el alto costo del controlador del motor y es necesario
realizar un análisis económico para varios motores. Sin embargo, para la
presente aplicación, se seleccionará el motor de alta tensión (1200 HP, 1305
volts, 98 Amps).
3.4.11 Cable de Potencia
La selección del cable implica una decisión comprometedora entre su
tamaño, pérdidas y costo. El tamaño de cable adecuado depende de una
93
combinación de factores tales como la caída de voltaje, el amperaje y el
espacio disponible entre el tubing y la tubería de revestimiento.
La Tabla 6 muestra las diferentes caídas de tensión según los tamaños de
cable.
Tabla 6. Caídas de tensión de los cables
Temp. °F (°C) Factor de
Conversión
Temp. °F (°C) Factor de
Conversión
100 (38)
110 (43)
120 (49)
130 (54)
140 (60)
150 (66)
160 (71)
170 (77)
180 (82)
190 (88)
1.070
1.092
1.114
1.136
1.157
1.179
1.201
1.223
1.245
1.267
200 (93)
210 (99)
220 (104)
230 (110)
240 (116)
250 (121)
260 (127)
270 (132)
280 (132)
290 (143)
1.288
1.310
1.332
1.354
1.376
1.396
1.420
1.441
1.463
1.485
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
94
Figura 29. Caídas de tensión de Cables
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
Se va a seleccionar el cable #4 el cual tiene una caída de tensión de 16
volts/1000 ft. a 68 °F o 20 °C. Adicionando 200 ft para las conexiones en
superficie y corrigiendo la temperatura para 213 °F o 99 °C, la caída de
tensión total sería:
EC. [36]
3.4.12 Accesorios y Equipos opcionales
El tipo de transformador seleccionado depende del voltaje disponible en la
fuente de energía (7200 / 12470), el voltaje en superficie requerido (2383
volts) y la capacidad de kVA (152 kVA).
95
Cualquier transformador trifásico con un total de 152 kVA o más puede ser
usado para reducir el voltaje primario al requerido en la superficie.
La selección del controlador del motor está basada en el voltaje de
superficie, el amperaje del motor y el total de kVA.
En esta aplicación se sobreentiende que el voltaje en el switchboard es el
mismo que el de superficie.
Otra miscelánea de equipos puede incluir una válvula de drenaje, bandas de
cable y un cable de motor plano.
La selección del muñeco se basa en el tamaño del casing, tamaño del
tubing, profundidad de colocación de la bomba, limitaciones de presión,
tamaño del cable, tipo (plano o redondo),
3.5 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPO ESP PARA EL POZO DAIMI A-10.
3.5.1 Datos del Pozo
Casing = 7 in. O.D., 23 lbs/ft
Tubing = 2 ⁄ in. O.D., Externo 8 de Rosca Redonda (Nuevo)
Perforaciones = 8456 – 8496 ft.
Profundidad de Colocación de la Bomba = 8018 ft. (vertical)
3.5.2 Datos de Producción
Presión de cabeza del tubing = 300 psi
Prueba de Tasa de Producción = 9190 bpd
Punto de Referencia = 8476 ft
Presión de Prueba = 695 psi
Presión Estática de Fondo de Pozo = 3508 psi
Temperatura de Fondo de Pozo = 206 °F
96
Relación Gas – Petróleo = 72
Corte de Agua = 97.836 %
Tasa de Producción Deseada = 10000 bpd
3.5.3 Condiciones de los Fluidos del Pozo
Gravedad Específica del Agua = 1.02
API del aceite = 15 (0.965)
Gravedad Específica del Gas = No disponible
Presión de Burbuja del Gas = No disponible
Viscosidad del aceite = 44 cP
3.5.4 Fuentes de Energía
Voltaje Primario Disponible = 7200 / 12470 volts
Frecuencia = 60 Hertz
Capacidad de la Fuente de Energía = Sistema Estable
3.5.5 Posibles Problemas
Ninguno
3.5.6 Determinación de la Presión de Entrada de la Bomba
En este caso, los datos de Tasa de Producción deseada y la Profundidad de
Colocación de la Bomba son conocidos.
La presión de entrada de la bomba, a la tasa deseada de producción, puede
ser calculada a partir de las condiciones actuales de producción.
Donde
= Tasa de Producción
= Presión estática del reservorio
97
= Presión del fondo fluyendo @ tasa de producción
Luego, la Presión de Fondo Fluyendo ( ) @ la tasa de producción
deseada de 12000 bpd ) es:
- (
)
- (
)
La presión de entrada de la bomba se puede determinar mediante la
corrección de la presión que fluye por el pozo por la diferencia en la
profundidad de colocación de la bomba y el punto de referencia, y teniendo
en cuenta las pérdidas por fricción en el anular del casing.
La gravedad específica del fluido es:
( ) ( )
La diferencia entre la profundidad de prueba (8476 ft) y la profundidad de
colocación de la bomba (8018 ft) es 458 ft. Para estimar la Presión de
Entrada de la Bomba (PIP) se puede convertir esta diferencia de 458 ft a psi
y restarla de la Presión de fondo fluyendo a la tasa de producción deseada
( ) calculada anteriormente:
98
*( )
+
*( )
+
3.5.7 Carga Dinámica Total
(
)
O también
(
)
(
)
Las Pérdidas por Fricción se determinan usando la fórmula Hazen –
Williams, o la tabla de la figura 25.
Las pérdidas por Fricción corresponde a un valor de:
La presión de cabeza del tubing requerida es de 300 psi. Convertido a Head
(ft) se tiene:
99
( )
( )
( )
Con todos los datos obtenidos se procede a determinar la carga Dinámica
Total.
3.5.8 Tipo de Bomba
A partir de la Tabla 4 se puede observar que la bomba de la serie 675, el
motor, y el sello son las unidades de mayor diámetro para adaptarse al
casing de 7’’ y 23 lb. Las unidades de más grande diámetro son usadas
generalmente en la primera sección si la tasa de producción deseada cae
dentro del rango de operación de la bomba. Son tres las ventajas más
comunes que resultan de elegir la unidad de diámetro más grande:
Como se incrementa el diámetro de los equipos, se incremente su
eficiencia.
Las unidades más largas son normalmente menos costosas.
El cooler o refrigerador opera debido a la mayor velocidad del fluido.
La figura 30 muestra la curva de desempeño de la bomba HC10000 operada
a 60 Hertz.
100
Tabla 4. Rangos de Operación de las Bombas
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
101
Figura 30. Curva de Desempeño de la Bomba
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
102
Se debe determinar el número de etapas requeridas para la aplicación.
Una vez que el número de etapas es determinado, se procede a calcular
la la Potencia al Freno de la Bomba (BHP):
⁄
⁄
3.5.9 Motor y Sección Sellante
Ya que esta aplicación utiliza una bomba con las mismas características
que la de la aplicación anterior, el motor y la sección sellante también
corresponderán al mismo tipo de equipo.
3.5.10 Cable de Potencia
Se va a seleccionar el cable #4 el cual tiene una caída de tensión de 16
volts/1000 ft. a 68 °F o 20 °C. Adicionando 200 ft para las conexiones en
superficie y corrigiendo la temperatura para 213 °F o 99 °C, la caída de
tensión total sería:
Ahora el sistema total de kVA se calcula con la ecuación:
103
3.5.11 Accesorios y Equipos opcionales
Los accesorios y equipos opcionales utilizados corresponden a las
mismas características de la aplicación del pozo Daimi A-3
104
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 TASA DE FLUIDO PROMEDIO DEL POZO DAIMI A-3.
Tabla 7. Tasa de Fluido Promedio del Pozo Daimi A-3
TASA DE FLUJO FLUIDO PROMEDIO DEL POZO DAIMI A-3
AÑO
PROD. DIARIA PROD. DIARIA TASA DE CORTE DE
OIL (bpd) AGUA (bpd) FLUIDO (bpd) AGUA (%)
2004 1013,5 995,5 2009 49,165
2005 476,4 1626,9 2103 76,942
2006 638,6 4687,7 5326 86,659
2007 649 7818,8 8468 92,286
2008 461,1 8717,3 9178 94,961
2009 33,5 8972,6 9306 96,414
2010 339 9093,9 9433 96,405
2011 267,8 9222,3 9490 97,175
2012 221 8977,8 9199 97,598
2013 165,8 7475,1 7641 97,834
2014 231,1 10562,6 10794 97,861
(Repsol YPF, 2013)
La tabla precedente muestra el cambio que ha ocurrido a lo largo del
tiempo en la producción del pozo.
En el año 2004, cuando fue instalado el equipo ESP, se tenía una
producción de petróleo diaria de 1013.5 barriles de petróleo por día, 995.5
barriles de agua por día y un total de volumen de fluido de 2009 barriles
de fluido por día con un corte de agua alrededor del 49%.
En la actualidad, se registra una producción de petróleo de 231.1 barriles
de petróleo por día, 10562.6 barriles de agua por día y un total de 10794
barriles de fluido por día con un corte de agua alrededor del 97 %.
105
4.2 ESPECIFICACIONES DE LA BOMBA INSTALADA EN EL POZO
DAIMI A-3 AL INICIO DE LA PRODUCCIÓN
Tabla 8. Especificaciones de la Bomba Instalada en el pozo Daimi A-3
POZO CONFIG. POZO ESPECIFICACIONES BOMBA IP (bpd/psi)
DAIMI A-3 DIRECCIONAL GC 2200 / 170 ETAPAS / 304
HP 2.8
(Repsol YPF, 2013)
4.3 ESPECIFICACIONES DEL NUEVO EQUIPO PARA EL POZO DAIMI
A-3.
Mediante los cálculos realizados en el capítulo anterior se ha podido
determinar que el equipo que se encuentra operando actualmente no es
el adecuado, ya que, al presentar una baja producción de crudo y un
altísimo corte de agua, la bomba instalada está sub dimensionada para
las características actuales del pozo y de su producción.
La Tabla 9 determina las características de la bomba que sería la
adecuada para entrar en operación en el pozo que es objeto de estudio.
Tabla 9. Especificaciones de la Bomba Diseñada
POZO CONFIG. POZO ESPECIFICACIONES BOMBA IP (bpd/psi)
DAIMI A-3
DIRECCIONAL
HC12500 / 96 ETAPAS /
1200HP 6.10
106
4.4 TASA DE FLUIDO PROMEDIO DEL POZO DAIMI A-10.
Tabla 10. Tasa de Fluido Promedio del Pozo Daimi A-10
TASA DE FLUIDO PROMEDIO DEL POZO DAIMI A-10
AÑO
PROD. DIARIA PROD. DIARIA TASA DE CORTE DE
OIL (bpd) AGUA (bpd) FLUIDO (bpd) AGUA (%)
2004 1174,3 978,8 2153 45,182
2005 986,7 1409,6 2396 56,465
2006 738,6 3204,9 3944 78,287
2007 780,3 10225,1 11005 92,804
2008 537,3 11972,3 12510 95,698
2009 362,8 5439,1 5802 93,158
2010 293,7 5295,8 5590 94,704
2011 250,4 6632,2 6883 96,359
2012 231,8 6681,8 6914 96,647
2013 224,3 8593 8817 97,467
2014 199,7 8990 9190 97,836
(Repsol YPF, 2013)
Esta tabla representa los cambios en la producción que han ocurrido a
partir de la instalación del equipo BES en el año 2004 hasta la actualidad.
Cabe recalcar que la prueba de producción de este pozo comenzó el día
13 de octubre del 2004, por lo tanto, su promedio anual corresponde
solamente a un lapso de 72 días.
Como se puede observar, en el año de su instalación la producción fue de
1174.3 barriles de petróleo por día, 978.8 barriles de agua por día y un
total de volumen de fluido de 2153 barriles de fluido por día con un corte
de agua alrededor del 45%.
En la actualidad se registra una producción de petróleo de 199.7 barriles
de petróleo por día, 8990 barriles de agua por día y un total de volumen
de fluido de 9190 barriles de fluido por día con un corte de agua alrededor
del 97%.
107
4.5 ESPECIFICACIONES DE LA BOMBA INSTALADA EN EL POZO
DAIMI A-10 AL INICIO DE LA PRODUCCIÓN.
Tabla 11. Especificaciones de la Bomba instalada en el pozo Daimi A-10
POZO CONFIG. POZO ESPECIFICACIONES BOMBA IP (bpd/psi)
DAIMI A-10 DIRECCIONAL
GC 2200 / 170 ETAPAS /
228 HP 4.98
(Repsol YPF, 2013)
4.6 ESPECIFICACIONES DEL NUEVO EQUIPO PARA EL POZO DAIMI
A-10.
Como se observa en el capítulo descrito anteriormente, los cálculos
desarrollados son fundamentales para el nuevo diseño y selección del
equipo que debe operar en el pozo Daimi A-10. Al revisar los
antecedentes de producción al inicio de la prueba y al comprobar que con
el paso del tiempo la producción diaria de petróleo ha ido decayendo y la
de agua ha aumentado, se afirma que la bomba que opera ya no es la
indicada para seguir en funcionamiento.
Tabla 12. Especificaciones de la Bomba Diseñada
POZO CONFIG. POZO ESPECIFICACIONES BOMBA IP (bpd/psi)
DAIMI A-10
DIRECCIONAL
HC10000 / 140 ETAPAS /
1200HP
3.26
108
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
1. La producción de petróleo diaria del pozo Daimi A-3 en el primer año de
su instalación (2004) fue de 1013.5 barriles de petróleo por día, 995.5
barriles de agua por día y manejó un volumen de fluido de 2009 barriles
de fluido, con un corte de agua de 49.165 %.
2. En la actualidad, (octubre 2014), el pozo Daimi A-3 maneja una
producción de petróleo diaria de 231.1 barriles de petróleo por día, 7471.1
barriles de agua por día y un volumen total de fluido de 10794 barriles de
fluido por día, con un corte de agua de 97.861 %.
3. La producción de petróleo diaria del pozo Daimi A-10 en el primer año
de su instalación (2004) fue de 1174 barriles de petróleo por día, 978.8
barriles de agua por día y manejó un volumen de fluido de 2153 barriles
de fluido, con un corte de agua de 45.182 %.
4. En la actualidad, (octubre 2014), el pozo Daimi A-10 maneja una
producción de petróleo diaria de 199.7 barriles de petróleo por día, 8990
barriles de agua por día y un volumen total de fluido de 9190 barriles de
fluido por día, con un corte de agua de 97.836 %.
5. El equipo instalado en los pozos Daimi A-3 y Daimi A-10 al inicio de la
producción corresponde a las características: GC2200/170 etapas/304
HP.
6. Luego del cálculo y rediseño del equipo de Bombeo Electro Sumergible
realizado en este trabajo, se determina que la bomba que debe operar en
el pozo Daimi A-3 tiene las siguientes características: Bomba Tipo
HC12500 de 96 etapas operada con motor de 1200 HP y 38 Amperios; y
en el pozo Daimi A-10 la Bomba Tipo HC10000 de 140 etapas operada
109
con motor de 1200 HP y 38 Amperios, según se verifica en las Tablas 9 y
12 respectivamente.
7. De los cálculos realizados se determina que con estos equipos los
Índices de Productividad (IP) de cada uno de los pozos mejoraron, a
pesar de que la producción de petróleo disminuye notablemente por el
alto corte de agua.
8. En los cálculos de optimización del sistema BES realizados, no se
considera la producción de gas como un parámetro dentro del diseño,
debido al alto corte de agua y a las características del crudo que tiene un
API de 15.2° en el pozo Daimi A-3 y de 15° en el pozo Daimi A-10.
5.2 RECOMENDACIONES
1. Para el diseño de un equipo de bombeo electro sumergible centrífugo
deben analizarse las propiedades del reservorio y las características físico
– químicas de los fluidos que van a manejarse.
2. Instalar el equipo de fondo en los pozos Dami A-3 y Daimi A-10 con las
características de diseño que se obtuvieron con los cálculos realizados en
este trabajo de tesis.
3. Medir la eficiencia y efectividad del uso de dispositivos de monitoreo
continuo en los sistemas de levantamiento artificial con bombeo electro
sumergible que se aplican en este tipo de pozos.
110
6. ANEXOS
111
Anexo # I
Conponentes del Sistema de Bombeo Electro
Sumergible
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
112
Anexo # II
Wellhead (Árbol de Navidad)
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
113
Anexo # III
Curva Típica de Empujes de una Bomba Centrífuga
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
114
Anexo # IV
Datos de Producción y estado de Funcionamiento de cada pozo del Campo Daimi
(Repsol YPF, 2013)
115
Anexo # V
Curva de Desempeño de la Bomba Centrífuga HC12500 a diferente Frecuencia
116
Anexo # VI
Rangos de Desempeño de las Bombas Centrilift
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
117
Anexo # VII
Tabla de Conversión de Gravedad API
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
118
Anexo # VII
Producción Acumulativa del Pozo Daimi A-3
(Repsol YPF, 2013)
119
Anexo # IX
Producción Acumulativa del Pozo Daimi A-10
(Repsol YPF, 2013)
120
Anexo # X
Tabla de Especificaciones para Equipo ESP
(Baker Hughes Centrilift, 2009)
121
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