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UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS REGIÓN POZA RICA – TUXPÁN

“SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)”

TESIS

PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO PETROLERO

PRESENTA

CLYDE HUBERTO LINDSEY SAN VICENTE

DIRECTOR

ING. MARCOS JAVIER MARTÍNEZ

Poza Rica, Veracruz

2015

AGRADECIMIENTOS Agradezco a Dios por iluminar mi camino, por ser mi fortaleza en los momentos de debilidad, por haberme acompañado y guiado a lo largo de mi carrera y por esa sabiduría para convertir ese sueño en una realidad. A los sinodales, por su apoyo, tiempo y observaciones para el logro de este proyecto. A mi asesor de tesis, el Ingeniero Marcos Javier Martínez, por su valioso tiempo y colaboración para el desarrollo de ésta tesis, aportándome siempre sus mejores consejos y conocimientos, así como también al M.I. Omar Arturo Domínguez Azpeitia por su apoyo incondicional en la revisión de este trabajo de investigación. A mi Alma Mater, la Universidad Veracruzana, y en especial a la Facultad de Ciencias Químicas, la cual me dio la oportunidad de estudiar en sus aulas y con ello formarme como profesionista.

I

DEDICATORIA A: Dios, por darme la oportunidad de vivir, y por estar conmigo en cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y no dejarme solo en los momentos en los que más lo necesite, por todo su amor y sus innumerables bendiciones, por ser esa figura paterna que necesitaba y por haber colocado en mi camino a aquellas personas que han sido mi soporte y mi compañía en el transcurso de mi vida que es mi familia. Mi padre, Clyde Huberto Lindsey Juncal, que a pesar de estar ausente terrenalmente siempre está en mi corazón, y ha sido mi motivación para lograr ese sueño que él había tenido para mí desde mi infancia. Te agradezco por darme la vida, me siento muy orgulloso de poder decir que soy tu hijo y si Dios me permite estoy seguro que algún día podre abrazarte una vez más, decirte cuanto te quiero y que lo logramos! Mi madre, Dora Alicia San Vicente Hernández, por ser mi mayor ejemplo en la vida, porque a pesar de todas las dificultades que hemos vivido, tú siendo mi padre y mi madre a la vez, me has enseñado que con amor a Dios y esfuerzo puedo lograr mis metas. Este trabajo de tesis que representa uno de los logros más importantes de mi vida, también es tuyo ya que sin tu apoyo, cariño, compresión y confianza no sería posible. Gracias por todos tus esfuerzos y sacrificios para poder brindarme una educación profesional, te agradezco el saber escucharme y aconsejarme en los momentos difíciles, pero sobre todo ¡gracias por darme la vida! Te amo mamá. Mi segunda madre, Gudelia Hernández Escudero, que me brindó su amor, su paciencia y sus cuidados en los momentos en los que más los necesite, tú que fuiste el pilar de nuestra familia, que nos enseñaste a actuar con valores y a nunca darnos por vencidos, eres para mí un gran ejemplo de trabajo y esfuerzo y sé que este logro también es tuyo y aunque no estés conmigo físicamente siempre estas presente en mi corazón y en mis pensamientos. Te amo Gude! Mi hermana mayor, Wendy Lindsey San Vicente, eres para mí como una madre más, te olvidaste de vivir tu adolescencia por cuidarme cuando era pequeño, y eso es algo que ha significado mucho para mí, marcaste mi infancia sembrando los valores que hoy prevalecen y que son parte de mi formación. Me siento orgulloso de tener una hermana como tú, gracias por tu compañía y por el amor que siempre me has demostrado. Te amo nena! Mi hermana, Nallely Lindsey San Vicente, como olvidar esos instantes de nuestra infancia en la que compartimos tantos momentos felices, en mi adolescencia en la que siempre estuviste presente siendo mi soporte, orientándome, dándome lo mejor de ti que es tu amor, no tengo palabras para decirte cuanto te amo, solo que eres una hermana maravillosa y ahora en mi juventud le pido a Dios nos siga permitiendo compartir más de esos momentos inolvidables. Te amo Nay! II

Mi tía, Sucy Canchola Granados, que ha estado presente en cada momento de mi vida, motivándome e impulsándome para lograr mis metas. Estoy seguro que al término de mi carrera profesional estarás orgullosa de mí. Mis sobrinos, Joshua, Rubén y Sucy Amayrani, por su apoyo incondicional, por esos momentos de tanta felicidad que me han regalado, porque han sido una alegría más en mi vida y por alentarme a lograr mis metas. Mis primos, Sucy y Eduardo, porque han sido parte fundamental en mi familia, dirigiendome y preocupándose siempre por mi bienestar, saben que los quiero y que siempre podrán contar conmigo.

III

OBJETIVO: Ofrecer a las diferentes empresas productivas de la región norte, diversos sistemas artificiales de explotación no convencionales como innovaciones tecnológicas, los cuales tienen entre sí la similitud de operar con un cable eléctrico y un motor de fondo; sin embargo el resultado de la aplicación de uno de ellos puede variar debido a factores tales como: la ventana operativa de cada sistema, el grado de desviación del pozo, la presencia de gas en el yacimiento y condiciones geológicas del mismo, por mencionar algunas. Con lo anterior se pretende minimizar los costos de factor humano y económico, ahorro de tiempo, eliminación de varillas y por consecuencia una mayor eficiencia en los aparejos de producción.

RESUMEN: Está tesis realiza un análisis y una comparación de dos sistemas artificiales de explotación no convencionales, quienes comparten una misma característica en su método de aplicación, y cuya popularidad en la industria petrolera se ha incrementado en los últimos años. En el presente trabajo, se mencionan los antecedentes, clasificación y generalidades de cada uno de los sistemas artificiales de explotación, así como las ventajas, desventajas y comparaciones para la selección adecuada de dichos sistemas (Capítulo I). En el capítulo II, se detallan los componentes subsuperficiales y superficiales que componen el sistema de Bombeo Electrocentrífugo (BEC), y su función en dicho método. Definiendo las consideraciones para realizar un adecuado diseño de éste en base a su ventana operativa. El capítulo III, involucra los componentes principales y aspectos incluidos en el diseño del sistema de Bombeo Electro-Cavidades Progresivas (BECP), en donde sobresale la importancia de la bomba de cavidad progresiva electrosumergible para la instalación completa del sistema, la cual puede presentar diferentes tipos de configuraciones dentro de dicha instalación, así como el análisis de la aplicación del mismo. En el último capítulo (Capítulo IV), se presenta una nueva alternativa tecnológica dentro del rubro petrolero, específicamente dentro de los sistemas artificiales de explotación y éste es el Bombeo Electro-Reciprocante (BER), que permitirá dar solución a los principales problemas que presentan los pozos con Bombeo Mecánico Convencional. En este contexto se ha identificado que el SAE tipo BER es un híbrido a partir de los componentes del Bombeo Mecánico y Electrocentrífugo. Se hace mención acerca de la descripción detallada de la tecnología, componentes del sistema, funcionamiento de la bomba subsuperficial de inserción y el ciclo del comportamiento ideal del bombeo, el cual tuvo su aplicación en pozos de la Región Norte PEP, en los que se realizaron tres intentos de instalación los cuales no fueron satisfactorios debido a que en el momento de soldar la carcasa del motor, no se consideró la temperatura de transición vitria de la manga de aislamiento.

IV

INTRODUCCIÓN

V

La creación y la vida de un pozo se pueden dividir en cinco segmentos:     

Planificación y control. Perforación. Terminación. Producción. Abandono.

PLANIFICACIÓN Y CONTROL La planificación es un proceso de análisis para estructurar el proyecto partiendo de un objetivo único, acompañado de todas las actividades que se requieren ordenadas lógicamente, indicando todos los productos solicitados y asignando los responsables en función de estrategias de ejecución acordadas con el fin de completar el proyecto en tiempo, costo y calidad. Mientras que el control, es el proceso contínuo de medir la ejecución del proyecto recogiendo datos que permiten evaluar el progreso y el rendimiento obtenido comparando estos con los valores planificados para así tomar acciones preventivas o correctivas en caso de detectar potenciales o reales desviaciones. Elementos de control: 1. 2. 3. 4. 5.

Bases de medición: Medición: Análisis: Acciones: Reportes:

Identificar variables a medir. Registro de datos e información Variaciones al comparar real vs plan. Preventivas o correctivas. Informar a niveles de decisión y entorno.

PERFORACIÓN La perforación de un pozo en tierra o mar consiste en la penetración de las diversas capas de roca hasta llegar al yacimiento. Antiguamente este proceso se hacía mediante el golpeteo del suelo y la roca con algún material duro hasta desgastarlos, se retiraban los recortes de material con alguna cubeta y se continuaba con la operación de golpeo. Actualmente para perforar un pozo, se utiliza de manera general, un sistema rotatorio que consiste en hacer girar una barrena conectada a una tubería para taladrar la roca. Los fragmentos resultantes son llevados a la superficie a través del espacio anular formado por las paredes de la formación rocosa y la tubería suspendidos en un fluido diseñado especialmente para esta operación. Ésta operación de perforar un pozo se lleva a cabo mediante una herramienta denominada “Barrena”, la cual está localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación penetrando el subsuelo terrestre. La acción de corte de sus dientes, y el movimiento rotatorio, la carga ejercida por las tuberías que soporta, el flujo de fluido a alta velocidad son los elementos que provocan cortar las diferentes capas de rocas.

VI

TERMINACIÓN Después de la perforación y viene la fase de terminación de un pozo petrolero que consiste en un proceso operativo que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo. Para que esta se realice debe hacerse un análisis nodal para determinar que aparejos de producción deben de utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento (tipo de formación, mecanismo de empuje, etc.). En la elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: Muestra de canal, núcleos, pruebas de formación análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación. PRODUCCIÓN Una vez concluida la perforación y terminación del pozo, se procede a su producción, para ello se introduce una tubería a través de la cual se extrae el petróleo a la superficie. De ahí, es dirigido a una central de separación denominada batería, cuando sale de esta batería que separa gas del aceite y mide sus cantidades se envía mediante ductos a diferentes lugares, ya sea para su refinación, su almacenamiento o su venta. Existen tres mecanismos de producción para un pozo petrolero, los cuales son: 1. Fluyentes. 2. Producción Artificial. 3. Recuperación Secundaria y Mejorada. ABANDONO Preparar un pozo para que sea cerrado permanentemente, por lo general después de que los registros determinan que el potencial hidrocarburífero es insuficiente para terminar el pozo o bien después que las operaciones de producción drenaron el yacimiento. Los diferentes organismos normativos formulan sus propios requisitos en materia de operaciones de taponamiento de pozos. La mayoría requiere que se coloquen y se prueben tapones de cemento en cualquier formación hidrocarburífera abierta, en todas las zapatas de tubería de revestimiento, en los acuíferos de agua dulce, y quizás en muchas otras zonas cercanas a la superficie, incluido el intervalo de 6 a 15 m superiores al pozo.

VII

ÍNDICE AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................. I DEDICATORIA ...................................................................................................................... II OBJETIVO ............................................................................................................................IV RESUMEN ............................................................................................................................IV INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................V

CAPÍTULO I ANTECEDENTES Y GENERALIDADES DE LOS DIFERENTES TIPOS DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN (SAE) 1.1.

ANTECENTES DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN.................... 2

1.2.

CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN ............... 3

1.3.

GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN ............. 4

1.3.1.

BOMBEO MECÁNICO (BM).................................................................................. 4

1.3.2.

BOMBEO NEUMÁTICO (BN) ................................................................................ 6

1.3.2.1.

TIPOS DE BOMBEO NEUMÁTICO................................................................ 7

1.3.3.

BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO (BEC) ........................................................... 8

1.3.4.

BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS (BCP) .............................................. 9

1.3.5.

BOMBEO HIDRÁULICO ..................................................................................... 10

1.3.5.1. 1.3.6.

TIPOS DE BOMBEO HIDRÁULICO ............................................................. 11

SISTEMA DE ÉMBOLO VIAJERO ...................................................................... 12

1.4.

VENTAJAS DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN ....................... 13

1.5.

DESVENTAJAS DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN ................ 15

1.6.

COMPARACIONES PARA LA SELECCIÓN DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN.......................................................................................................... 18

CAPÍTULO II BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO (BEC) 2.1.

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO (BEC) .......... 26

2.2.

COMPONENTES SUBSUPERFICIALES ................................................................... 28

2.2.1.

MOTOR ELÉCTRICO ......................................................................................... 28

2.2.2.

CONEXIÓN DEL MOTOR (MUFA) ...................................................................... 31

2.2.3.

PROTECTOR ..................................................................................................... 31

2.2.4.

SEPARADOR DE GAS ....................................................................................... 35

2.2.5.

BOMBA CENTRÍFUGA ....................................................................................... 39 VIII

2.2.6.

CABLE CONDUCTOR ELÉCTRICO ................................................................... 43

2.2.7.

EMPACADOR PARA APLICACIONES BEC ....................................................... 44

2.2.8.

VÁLVULA DE TORMENTA Y DE VENTEO ........................................................ 45

2.2.9.

PENETRADOR DEL EMPACADOR .................................................................... 45

2.3.

COMPONENTES SUPERFICIALES .......................................................................... 45

2.3.1.

GENERADORES ................................................................................................ 45

2.3.2.

TRANSFORMADOR ........................................................................................... 46

2.3.3.

VARIADORES DE FRECUENCIA (VDF) ............................................................ 48

2.3.4.

BOLA COLGADORA ........................................................................................... 48

2.3.5.

CAJA DE VIENTO............................................................................................... 49

2.3.6.

TABLERO DE CONTROL ................................................................................... 49

2.4.

ACCESORIOS ........................................................................................................... 50

2.5.

CURVAS CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA ......................................................... 51

2.6.

VENTANA DE OPERACIÓN ...................................................................................... 54

2.6.1.

PERFIL DE GRADIENTE FLUYENTE ................................................................ 55

2.7.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO ................. 56

2.8.

DISEÑO DE APAREJOS DE BOMBEO ELECTOCENTRÍFUGO (BEC) .................... 56

2.8.1.

INFORMACIÓN REQUERDIDA PARA EL DISEÑO DE APAREJOS DE BOMBEO ELECTOCENTRÍFUGO (BEC). ........................................................................... 57

2.8.2.

FACTORES QUE AFECTAN EL DISEÑO DEL APAREJO DE BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO. ................................................................................... 58

CAPÍTULO III BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS (BECP) 3.1.

SISTEMA DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ............................................................... 65

3.1.1. 3.2.

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DE FLUIDOS DE PRODUCCIÓN .................. 66

COMPONENTES PRINCIPALES Y ASPECTOS INCLUIDOS EN EL DISEÑO DEL SISTEMA BECP ......................................................................................................... 67

3.2.1.

BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA ELECTROSUMERGIBLE ....................... 69

3.2.2.

MOTOR ELÉCTRICO SUMERGIDO ................................................................... 70

3.2.3.

CAJA REDUCTORA ........................................................................................... 71

3.2.4.

EJE FLEXIBLE .................................................................................................... 71

3.2.5.

SENSOR DE FONDO CENTINEL ....................................................................... 72

3.2.6.

CABLE DE POTENCIA ....................................................................................... 72

3.2.7.

PROTECTORES DE MOTOR EN FONDO O SECCIÓN SELLANTE ................. 73

3.2.8.

VARIADOR DE FRECUENCIA ........................................................................... 73 IX

3.3.

INSTALACIÓN COMPLETA DE UN SISTEMA BECP ................................................ 74

3.3.1. 3.4.

DISEÑO ESTRUCTURAL .......................................................................................... 77

3.4.1. 3.5.

ACCESORIOS .................................................................................................... 75 DIFERENTES TIPOS DE DISEÑO DEL SISTEMA BECP .................................. 78

ANÁLISIS DE LAS APLICACIONES DEL SISTEMA BECP ....................................... 79

3.5.1.

AHORRO DE ENERGÍA ..................................................................................... 80

3.5.1.1.

SISTEMA BECP vs BCP: COMPARACIÓN DE AHORRO DE ENERGÍA .... 80

3.5.1.2.

SISTEMA BECP vs BEC: COMPARACIÓN DE AHORRO DE ENERGÍA .... 80

3.6.

VENTAJAS DEL SISTEMA BECP SOBRE LOS SAE CONVENCIONALES .............. 81

3.7.

METODOLOGÍA DE SELECCIÓN DEL SISTEMA BECP .......................................... 84

CAPÍTULO IV BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE (BER) 4.1.

PRINCIPIO DE OPERACIÓN..................................................................................... 87

4.2.

COMPONENTES DEL SISTEMA ............................................................................... 88

4.2.1.

MOTOR ELÉCTRICO LINEAL ............................................................................ 88

4.2.2.

CONEXIONES ELÉCTRICAS DEL MOTOR ....................................................... 88

4.2.3.

BOMBA ............................................................................................................... 89

4.2.4.

SENSOR DE FONDO ......................................................................................... 92

4.2.5.

FLEJES DE CABLE ............................................................................................ 94

4.2.6.

CABLE DE POTENCIA ....................................................................................... 95

4.2.7.

VARIADOR DE FRECUENCIA ........................................................................... 96

4.2.8.

MALACATE PARA INSTALACIÓN DEL CABLE ................................................. 99

4.3.

FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA SUBSUPERFICIAL DE INSERCIÓN .............. 100

4.4.

SELECCIÓN PRELIMINAR ...................................................................................... 103

4.5.

NOMENCLATURA DEL SISTEMA VER................................................................... 103

4.6.

METODOLOGÍA DE INSTALACIÓN ........................................................................ 105

4.6.1. 4.7.

MONITOREO .................................................................................................... 106

METODOLOGÍA DE SELECCIÓN DEL BER ........................................................... 108

4.7.1.

CARÁCTERÍSTICAS A CONSIDERAR PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA 108

4.8.

VENTANA OPERATIVA ........................................................................................... 111

4.9.

VENTAJAS DEL BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE (BER) ............................. 111

4.10. CASO DE APLICACIÓN .......................................................................................... 113 4.10.1. CONDICIONES GENERALES DE LOS CAMPOS Y POZOS SELECCIONADOS……………………………………………………………………113 4.10.1.1.

POZO UV - 1.............................................................................................. 113 X

4.10.1.2.

POZO UV - 2.............................................................................................. 118

4.10.1.3.

POZO UV - 3.............................................................................................. 124

4.10.2. DESARROLLO DE LA INSTALACIÓN DEL SISTEMA BOMBEO ........ ELECTRORECIPROCANTE .............................................................................................. 128 4.10.2.1.

PRIMER INTENTO DE INSTALACIÓN BER .............................................. 128

4.11.2.2.

SEGUNDO INTENTO DE INSTALACIÓN BER .......................................... 132

4.11.2.3.

TERCER INTENTO DE INSTALACIÓN BER ............................................. 134

4.11.3. RESULTADOS .................................................................................................. 135 4.11.4. ANÁLISIS CAUSA RAÍZ (ACR) ......................................................................... 137 4.11.4.2.

COMPLEMENTO DEL DIAGRAMA ACR ................................................... 138

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................................... 139 REFERENCIAS .................................................................................................................. 144 ANEXO I ............................................................................................................................. 147 ANEXO II ............................................................................................................................ 149

XI

CAPÍTULO I “ANTECEDENTES Y GENERALIDADES DE LOS DIFERENTES TIPOS DE SAE”

SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

1.1. ANTECENTES DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN El sistema integral de producción es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los envía a instalaciones para su almacenamiento y comercialización. Los componentes básicos del sistema integral de producción son:      

Yacimiento. Pozo. Tubería de descarga. Estrangulador. Separadores y equipo de procesamiento. Tanque de almacenamiento.

Los pozos productores de hidrocarburos se clasifican por el tipo de energía con la que logran aportar los fluidos a la superficie. Siendo esto mediante dos sistemas diferentes: a) Sistema Natural. Son aquellos pozos que tienen la capacidad de aportar los fluidos de fondo del pozo hasta la superficie con la energía propia del yacimiento. Estos es, la presión del yacimiento es suficiente para vencer las caídas de presión presentes en el aparejo de producción. b) Sistema Artificial. Son aquellos pozos a los que se les necesita adicionar energía, ya que la energía del yacimiento no es suficiente para aportar fluidos del fondo del pozo a la superficie. Esto es, cuando los pozos llegan al fin de su vida de flujo natural, la presión de fondo puede ser tan baja, que el pozo dejará de producir el gasto deseado o inclusive que no produzca nada, entonces será necesario implementar un sistema artificial de explotación. Por otra parte, debe tomarse en cuenta que el tener un pozo fluyente no significa que no deba ser considerado para algún tipo de sistema artificial en un tiempo dado. Ya que se le puede suministrar energía indirectamente al yacimiento mediante inyección de agua o gas para su mantenimiento de presión. Existe una gran variedad de sistemas artificiales de explotación, pero todos estos corresponden a variaciones o combinaciones de tres procesos básicos: 1. Aligeramiento de la columna de fluido, mediante inyección de gas (Bombeo neumático). 2. Bombeo subsuperficial (Bombas de balancín, bombas hidráulicas, bombas electro centrífugas, etc.). 3. Desplazamiento con émbolo de baches de líquido (Émbolo viajero).

TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

1.2. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN Una clasificación de los sistemas artificiales de explotación se establece en base en la existencia de una bomba subsuperficial en la configuración del sistema; la figura 1.1 muestra la clasificación de los sistemas artificiales de explotación convencionales con base al criterio anterior.

BOMBEO MECÁNICO USO DE SARTA DE VARILLAS BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS BOMBA SUBSUPERFICIAL

SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN

BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO SUMERGIDO SIN USO DE SARTA DE VARILLAS

HIDRÁULICO TIPO JET

HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

BOMBEO NEUMÁTICO CONTÍNUO

SIN BOMBA SUBSUPERFICIAL

BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE BOMBEO POR ÉMBOLO VIAJERO

Fig. 1.1. Clasificación de los sistemas artificiales de explotación.1 1

Ing. Javier Martínez, Marco., “Apuntes de sistemas artificiales de producción” Facultad de Ciencias Químicas, Universidad Veracruzana, Poza Rica, Veracruz, 2014.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

1.3. GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN A continuación se describen los principios fundamentales de funcionamiento de los métodos artificiales de explotación, además se describen las funciones de los componentes básicos de cada uno de ellos. 1.3.1. BOMBEO MECÁNICO (BM) Sistema que consiste en transferir energía desde la superficie hasta el fondo del pozo para extraer los fluidos existentes en el mismo mediante una sarta de varillas que se mueven en forma ascendente y descendente, la sarta de varillas obtiene su movimiento gracias a una unidad de bombeo energizada por un motor. Durante la carrera ascendente, el pistón sube a través del barril de la bomba, el fluido por encima de la válvula móvil la mantiene cerrada, cuando la presión dentro del barril de la bomba es menor que la presión en la función de la bomba, la válvula fija se abre, permitiendo que ingrese el fluido en el barril. Cuando la unidad de bombeo alcanza el PMS (punto muerto superior) el pistón alcanza también el punto superior de su carrera, cuando la unidad de bombeo comienza su carrera descendente, la sarta de varilla se mueve hacia abajo, como también el pistón de la bomba. Si el barril se llenó completamente en la carrera ascendente, el pistón tendrá contacto con el fluido inmediatamente en la carrera descendente. Como el pistón recién está comenzando a descender su movimiento será muy lento al momento de producir. La presión en el barril de la bomba (entre la bomba fija y la móvil) aumenta mientras el pistón sigue bajando, esto sucede hasta que la misma excede la presión sobre la válvula viajera. La válvula viajera se abre debido al fluido en el barril de la bomba, de este modo atraviesa la válvula viajera y sube al espacio anular entre el diámetro mayor de la varilla y diámetro menor de la tubería de producción. Mientras la acción de la bomba continúa, el pistón alcanza el punto inferior de su carrera, se detiene brevemente y comienza nuevamente su movimiento ascendente. Mientras continúa este movimiento la válvula de pie se abrirá nuevamente y el fluido del pozo ingresará al barril de la bomba. Las principales partes de este sistema son, (Fig. 1.2): 1. Equipo superficial de bombeo.- Transfiere el movimiento de rotación a oscilación lineal de la sarta de varillas. 2. Reductor de engranes.- Controlan la velocidad de la máquina o la del motor. 3. Motor.- Suministra la potencia necesaria al sistema. 4. Sarta de varillas de succión.- Transmite la potencia de la bomba desde la superficie. 5. Bomba subsuperficial.- Desplaza el fluido del fondo del pozo

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

EQUIPO SUPERFICIAL DE BOMBEO REDUCTOR DE ENGRANES MOTOR PRINCIPAL

SARTA DE VARILLAS DE SUCCIÓN

BOMBA SUBSUPERFICIAL

Fig. 1.2. Diagrama de un pozo con bombeo mecánico. 2 Existen variados diseños de bombeo mecánico, por lo que estos se clasifican de la siguiente manera (Fig. 1.3). UNIDAD CONVENCIONAL

CLASE I UNIDADES DE BOMBEO MECÁNICO TIPO BALANCÍN

UNIDADES DE BOMBEO MECANICO

CLASE II

BOMBEO MECÁNICO TIPO HIDRONEUMÁTICO

UNIDADES DE BOMBEO MECÁNICO DE CARRERA LARGA

UNIDAD MARK II

UNIDAD HIDRONEUMÁTICA

UNIDAD AEROBALACEADA

UNIDAD TIPO ROTAFLEX

Fig. 1.3. Clasificación de los tipos de bombeo mecánico.3 2

Barrera Sebastián, G., “Aplicaciones del sistema artificial de producción híbrido ESPCP: Bomba de cavidades progresivas asistida por un motor eléctrico sumergido”, TESIS, UNAM, México, 2012.

3

Ing. Javier Martínez, Marco., “Apuntes de sistemas artificiales de producción” Facultad de Ciencias Químicas, Universidad Veracruzana, Poza Rica, Veracruz, 2014.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

1.3.2. BOMBEO NEUMÁTICO (BN) Es un sistema artificial de explotación (SAE) mediante el cual se inyecta continuamente y en forma cíclica gas a alta presión para aligerar la columna hidrostática del pozo (fluido continuo) en forma cíclica para desplazar la producción en forma de tapones de líquido hasta la superficie (flujo intermitente) (Fig. 1.4). El objetivo es levantar el fluido mediante la inyección de gas a alta presión al espacio anular el cual pasa a la tubería de producción a través de válvulas colocadas en uno o más puntos de inyección, o con la variante de la inyección de gas a través de la tubería de producción el cual pasará al espacio anular a través de las válvulas de inyección. El sistema consiste de cuatro partes fundamentales: 1. Fuente de gas a alta presión: a) Estación de compresión. b) Pozo productor de gas a alta presión o compresor a boca de pozo. 2. Un sistema de control de gas en cabeza de pozo (válvula motora controlada por un reloj o un estrangulador ajustable). 3. Sistema de control de gas superficial (válvulas de inyección). 4. Equipo necesario para manejo y almacenamiento de fluido introducido. CONEXIONES SUPERFICIALES LÍNEA DE INYECCIÓN DE GAS

EQUIPO DE SEPARACIÓN Y ALMACENAMIENTO

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO VÁLVULAS DE INYECCIÓN DE GAS

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN VÁLVULA OERANTE

EMPACADORES

Fig. 1.4. Diagrama típico de una instalación de bombeo neumático. 4 4

Barrera Sebastián, G., “Aplicaciones del sistema artificial de producción híbrido ESPCP: Bomba de cavidades progresivas asistida por un motor eléctrico sumergido”, TESIS, UNAM, México, 2012.

TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

1.3.2.1. I.

TIPOS DE BOMBEO NEUMÁTICO BOMBEO NEUMÁTICO CONTINUO

El gas es inyectado continuamente a una presión relativamente alta; a la presión de apertura de la válvula operante, el gas entra a través de ésta manteniéndola abierta. El gas se mezcla con el fluido del pozo produciendo un aligeramiento, lo que ocasiona el incremento de la relación de solubilidad de aceite, aligerando la columna y causando que la presión hidrostática de la formación disminuya, lo que permite el ascenso de las dos fases a la superficie. II.

BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE

En este caso un volumen de gas es inyectado a alta presión a través de la TR y mediante la válvula operante llega a la TP, el gas es acumulado en la TR mientras que en la TP se acumulan fluidos de la formación, después de cierta cantidad de fluidos acumulados el gas entra en contacto con éste desplazándolos en forma de pistón. El fluido dentro de la TP presenta la forma de bache o pistón, el cual es impulsado por el acumulamiento de gas que la válvula operante depositó en la TR. El equipo superficial y subsuperficial que conforma el BN dependerá del tipo de flujo que se inyectará en la TR. Hay dos tipos de válvulas para el sistema de bombeo neumático, las cuales son: 

Válvulas balanceadas: Una válvula balanceada tiene la característica principal de no estar influenciada por la presión en la TP cuando está en la posición cerrada o abierta. Esto es porque la presión en la TR actúa en el área del fuelle durante todo el tiempo, esto significa que la válvula abre y cierra a la misma presión.



Válvulas desbalanceadas: Una válvula desbalanceada tiene la característica de abrir a una presión superior de apertura y luego cerrar con una presión más baja, determinado por las condiciones del pozo.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

1.3.3. BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO (BEC) Sistema de bombeo de fondo de pozo accionado eléctricamente. El sistema de bombeo consta de secciones de bombas centrifugas de varias etapas que pueden ser centrifugadoras, estas pueden ser configuradas específicamente para adecuarse a las condiciones de producción. Los sistemas de bombeo electro-sumergibles (Fig. 1.5), constituyen un método común de SAE que ofrece flexibilidad en una diversidad de tamaños y capacidades de flujo de salida. El motor eléctrico y la bomba centrífuga multi-etapas están acopladas al mismo eje, la electricidad es llevada desde la superficie hasta la profundidad del equipo subsuperficial a través del cable eléctrico, el sistema es energizado y manipulado desde el tablero de control situado en superficie. Los componentes principales son: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Motor eléctrico. Protector. Bomba centrífuga multietapas. Separador de gas. Cable eléctrico tablero de control. Transformador. CAJA DE VENTEO

BOLA COLGADORA LÍNEA DE ALIMENTACIÓN TRANSFORMADOR ELEVADOR

TRANSFORMADOR DESFASADOR

VARIADOR DE FRECUENCIA (VSD)

BOMBA ENTRADA Y/O SEPARADOR DE GAS PROTECTOR MOTOR ELÉCTRICO SENSOR CENTRALIZADOR

Fig. 1.5. Diagrama de instalación de un sistema de bombeo electrocentrífugo sumergido.5 5

Barrera Sebastián, G., “Aplicaciones del sistema artificial de producción híbrido ESPCP: Bomba de cavidades progresivas asistida por un motor eléctrico sumergido”, TESIS, UNAM, México, 2012.

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1.3.4. BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS (BCP) El aparejo es impulsado desde la superficie mediante varillas de bombeo con movimiento giratorio, impuesto a través de un sistema de transmisión apropiadamente conectado a la fuente de potencia. Adicionalmente cuenta con un variador de frecuencia, interruptores y fusibles que permiten controlar el sistema. La bomba es del tipo volumétrico o de desplazamiento positivo, consta esencialmente de dos engranajes helicoidales interiores entre sí, el rotor de la pieza interna y el estator es la pieza externa (Fig. 1.6). Su principio de operación se basa en el tornillo de Arquímedes mejor conocido como tornillo sin fin, este tornillo genera cavidades de tal manera que el fluido que llega a la primera cavidad es inmediatamente impulsado desde la succión hasta la descarga creando la acción de bombeo. Las principales partes de este sistema son: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Estator y rotor. Varillas de bombeo. Estopero. Reductor de engranaje o engranes. Motor eléctrico. Tablero de control. VARILLA PULIDA POLEAS Y BANDAS

CABEZAL DE ROTACIÓN FRENO FIJO

MOTOR PRINCIPAL

ESTOPERO SARTA DE VARILLAS

ROTOR ELASTÓMERO

BOMBA DE CAVIDADES PROGRESIVAS

ESTATOR NIPLE DE PARO CENTRADORES ANCLA ANTI-TORQUE

Fig. 1.6. Diagrama de instalación de un bombeo de cavidades progresivas.6

6

Barrera Sebastián, G., “Aplicaciones del sistema artificial de producción híbrido ESPCP: Bomba de cavidades progresivas asistida por un motor eléctrico sumergido”, TESIS, UNAM, México, 2012.

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1.3.5. BOMBEO HIDRÁULICO El bombeo hidráulico es un sistema artificial de explotación que se caracteriza principalmente por general y comunicar energía al fondo del pozo por medio de un fluido (fase líquida) a alta presión (Fig. 1.7). El fluido presurizado que utiliza este sistema artificial de producción es inyectado desde superficie a través de una tubería de inyección, hasta una unidad de bombeo subsuperficial, la cual se coloca dependiendo del nivel de la columna de fluido a producir. Los componentes básicos, tanto del bombeo hidráulico tipo jet como del tipo pistón son los siguientes: 1. 2. 3. 4.

Tanque para fluido motriz. Equipo de separación. Unidad de potencia. Bomba subsuperficial. EQUIPO DE SEPARACIÓN Y ALMACENAMIENTO UNIDAD DE POTENCIA

FLUIDO MOTRIZ A ALTA PRESIÓN LÍNEA DE PRODUCCIÓN

FLUIDOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO

BOMBA DE FONDO TIPO JET O PISTÓN

Fig. 1.7. Componentes medulares de una instalación de bombeo hidráulico.7

7

Barrera Sebastián, G., “Aplicaciones del sistema artificial de producción híbrido ESPCP: Bomba de cavidades progresivas asistida por un motor eléctrico sumergido”, TESIS, UNAM, México, 2012.

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1.3.5.1.

TIPOS DE BOMBEO HIDRÁULICO

En función del tipo de bomba subsuperficial que se usa, el bombeo hidráulico se clasifica como bombeo hidráulico tipo pistón y tipo jet. I.

BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

Es un sistema artificial que funciona con una bomba de fondo tipo Venturi compuesta de boquilla, garganta y difusor, una bomba hidráulica de superficie presuriza el fluido motriz entra a la bomba por la parte superior de la misma inmediatamente el fluido pasa a través de la boquilla de este modo toda la presión del fluido se convierte en energía cinética. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la cámara de producción la cual se encuentra conectada con la formación, de esta manera el fluido de potencia arrastra al fluido de producción proveniente del pozo y la combinación de ambos fluidos entra a la garganta de la bomba. La mezcla de los fluidos se logra completamente en los límites de la garganta debido a que su diámetro es siempre mayor al de la horquilla, en este instante el fluido de potencia realiza una transferencia de energía al fluido de producción. La mezcla que sale de la garganta posee el potencial necesario para fluir contra el gradiente de la columna de fluido de producción, gran parte de este potencial se mantiene constante como energía cinética y es por eso que la mezcla se hace pasar por una sección final de operación formada por un difusor diseñado para proporcionar un área de expansión y así convertir la energía cinética restante en una presión estática mayor que la presión de la columna de fluido de producción, permitiéndole a la mezcla llegar hasta la superficie. Las partes principales de este sistema son: 1. 2. 3. 4. 5. II.

Tanque de almacenamiento de fluido motriz. Separador bifásico. Estación de control. Motobomba hidráulica de superficie. Bomba Venturi. BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

La bomba utilizada en este sistema artificial de explotación consta fundamentalmente de dos pistones unidos entre sí, por medio de una varilla. Uno superior denominado “pistón motriz”, que es impulsado por el fluido motriz y que comunica potencia al pistón inferior o “pistón de producción”, el cual a su vez, el aceite producido. Para este tipo de bombeo existen dos tipos básicos de sistemas de inyección de fluido motriz: 

Sistema cerrado: El fluido motriz superficial y subsuperficial permanece en un conducto cerrado y no se mezcla con los fluidos producidos.

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

Sistema abierto: El fluido motriz se mezcla con el fluido producido en el fondo del pozo. Ambos fluidos retornan a la superficie mezclados.

1.3.6. SISTEMA DE ÉMBOLO VIAJERO El sistema de émbolo viajero es empleado cuando se tienen problemas de remoción de líquidos en pozos de gas, básicamente el sistema permite la extracción de líquidos acumulados en el fondo del pozo debido a caídas de presión que generan condensación de hidrocarburos. El fluido es extraído mediante un émbolo, el cual en su carrera descendente carga el fluido y en su carrera ascendente lo descarga. La Fig. 1.8 muestra el sistema de émbolo viajero. CONTROLADOR

LUBRICADOR

RECEPTOR DEL ÉMBOLO SUPERFICIAL VÁLVULA MOTORA

CABEZA DE POZO SENSOR DE PRESIÓN

ÉMBOLO RECEPTOR DEL ÉMBOLO DE FONDO RESORTE DE FONDO

Fig. 1.8. Sistema de émbolo viajero.8 Los principales componentes del sistema de émbolo viajero son: 1. 2. 3. 4. 5.

Controlador de cabeza de pozo. Lubricador. Válvulas motoras. Resorte de fondo. Pistón.

El sistema cuenta con un émbolo viajero de acero con un dispositivo de válvula simple localizado en la sarta de la TP. En el fondo de la TP está instalado un asiento el cual cumple la función de permitir el paso de los fluidos de la formación a la TP. Cuando el émbolo cae, los fluidos que se habían acumulado pasan a través de este y llegan al asiento en el fondo de la TP, provocando así el cierre de la válvula 8

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localizada en el émbolo, y el cierre de la TP en su extremo inferior. En consecuencia la presión de fondo fluyendo se eleva de tal modo que es mayor que la presión ejercida por el peso del émbolo y de los fluidos en la TP, haciendo que el émbolo y el aceite acumulado se eleven por la TP hasta la superficie.

1.4. VENTAJAS DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN Aunque todos los SAE tienen el mismo objetivo, cada uno tiene diferente principio de operación, que en una aplicación en particular, lo hace más o menos, ventajoso ante los otros sistemas. La selección de un sistema artificial de explotación se debe enfocar en elegir el que ofrezca la máxima eficiencia de bombeo con los menores costos de operación y mantenimiento. A continuación se presentan las ventajas y desventajas más relevantes de cada uno de los sistemas artificiales de explotación. BOMBEO MECÁNICO 1. Es un diseño simple. 2. Unidades fáciles de cambiar de pozo a pozo. 3. De bajo costo. 4. Son eficientes, fáciles de operar. 5. El sistema es aplicado a terminaciones simples. 6. Bombea a pozos con baja presión. 7. Es un sistema que se ventila naturalmente por el movimiento del fluido. 8. Sistema flexible, puede coincidir con desplazamiento de gas. 9. Puede trabajar a altas temperaturas y con sistemas viscosos. 10. Utiliza gas y electricidad. 11. Presentas fácil aplicación de anticorrosivos. 12. Presenta distintos tamaños. 13. Trabaja con varillas huecas. 14. Posee bombas de doble válvula para bombeo de carrera ascendente y descendente. BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

La profundidad en este sistema no es una limitante. 500 bpd (79.49 m3/día). Desde 15000 ft (4572 metros) y tiende a instalar a 18000 ft. Se puede utilizar en pozos desviados. Los problemas que presenta son mínimos. Puede ser utilizado en zonas urbanas. Fuente de poder remota. Es un sistema flexible y analizable. Coincide con desplazamiento de los pozos.

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10. Utiliza gas o electricidad como fuente de energía. 11. Las bombas para agujero descubierto pueden ser circuladas en un sistema libre. 12. La bomba puede trabajar con presión baja. 13. Aplicada en pozos con múltiple terminación. 14. Puede ser aplicado en pozos costa afuera. 15. Fácil de manejar con tiempos cronometrados. 16. La caja de engranaje se puede ajustar para una caja triplex. 17. Mezcla el fluido con otros crudos viscosos para reducir la viscosidad. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 1. Sistema artificial que puede manejar volúmenes altos de hasta 20000 BPD en pozos pocos profundos (700-1000 metros) con tubería grande (>13 5/8”). 2. Actualmente el sistema tiene levantamiento de ±19068 m 3/día. 3. Utilizado para pozos de abastecimiento de agua con 600 HP. 4. En promedio trabaja 720 HP con 537 kW. 5. Puede ser utilizado en zonas urbanas. 6. Es fácil de operar. 7. Se pueden instalar sensores de presión en el fondo. 8. No presenta problemas para pozos desviados. 9. Aplicable para pozos costa afuera. 10. Compatible con distintos diámetros de pozos. 11. Costo en alta producción es muy bajo. BOMBEO NEUMÁTICO 1. Manejo óptimo de problemas con sólidos. 2. Maneja volúmenes con alto potencial de pozos continuo. 3. Presenta flexibilidad puede cambiar a sarta de velocidad cuando el pozo declina. 4. Puede ser utilizado en zonas urbanas. 5. Fácil obtención de gradiente. 6. Liberación de gas y desviación de pozos no es un problema de este sistema. 7. No presenta problemas con corrosión. 8. Aplicable en pozos costa afuera. BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

No tiene partes móviles. No presenta problemas en pozos desviados. Puede ser usado en zonas urbanas. Aplicable en pozos costa afuera. Puede usar agua o algún otro fluido de poder motriz. No requiere limpieza como el sistema tipo pistón. Puede producir volúmenes altos hasta 30000 BPD.

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BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Excelente habilidad para manejar gas. Capacidad para manejar aceites con altas viscosidades. Capacidad para levantar bajos volúmenes de líquido. Soporta altas temperaturas (máximas de 350 °F). Aplicable en pozos desviados. Bajos costos de operación. ÉMBOLO VIAJERO

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Excelente eficiencia hidráulica. Bajos costos de operación. Buena capacidad de succión. Habilidad para manejar gas. Aplicable en pozos costa afuera. Capacidad para levantar bajos volúmenes de líquido. Aplicable en pozos desviados. SARTA DE VELOCIDAD

1. 2. 3. 4. 5. 6.

En un sistema rentable. De instalación sencilla. Ideal para limpieza de parafinas o tratamientos. Aplicable para pozos con alto RGA. Utilizado como sistema intermitente. Puede desplazar cualquier tipo de líquido. BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS

1. 2. 3. 4.

Es un sistema con costo moderado. De perfil bajo. Puede usar motor eléctrico. Trabaja con arena y aceites viscosos.

1.5. DESVENTAJAS DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN BOMBEO MECÁNICO 1. Los caudales que permite bombear son relativamente bajos. 2. Requieren de gran espacio en superficie, siendo poco recomendables en plataformas costa afuera. 3. Presenta mayor desgaste de las varillas en pozos desviados 4. Baja tolerancia a la producción de sólidos. TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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5. Limitado por la profundidad. 6. Baja eficiencia volumétrica en pozos con alta producción de gas. 7. En pozos de diámetro pequeños, se limita el caudal a producir, por el tamaño del subsuelo. 8. Susceptible a la formación de parafinas. BOMBEO NEUMÁTICO 1. 2. 3. 4. 5.

Debe existir disponibilidad de gas de inyección. Problemas con la línea de superficie obstruida. Se requiere una experiencia mínima necesaria del personal. La tubería de revestimiento debe resistir presiones elevadas. Hace formación de hidratos y congelamiento de gas. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

1. 2. 3. 4. 5. 6.

Es imprescindible la corriente eléctrica, se requiere de altos voltajes. Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas. Los cables dificultan el corrido de la tubería de producción. No es recomendable usar cuando hay alta producción de sólidos. No es funcional a altas profundidades debido al costo del cable. Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar ya que impide el levantamiento. 7. Las bombas están afectadas por: temperatura de fondo y producción de arena. BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS 1. 2. 3. 4.

Capacidad de desplazamiento real entre 2 mil y 4 mil barriles diarios. Elevación real entre 1 mil 850 y 3 mil 500 metros. Resistencia a la temperatura entre 138 y 178 C. Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos). 5. Desgaste por contacto entre varillas de bombeo y la tubería de producción puede tornarse un problema grave en pozos direccionales y horizontales. 6. Baja eficiencia para el manejo de gas. BOMBEO HIDRÁULICO 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Mantenimiento del fluido motor limpio. Condiciones peligrosas al manejar aceite a alta presión en líneas. La pérdida de potencia en superficie ocasiona fallas en el equipo subsuperficial. El diseño es complejo. En ocasiones requiere de sartas múltiples. Es difícil la instalación de la bomba en agujero abierto. El manejo de arena, incrustaciones, gas o corrosión ocasionan muchos problemas.

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8. Demasiada inversión para producciones altas a profundidades someras e inmediatas. BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE 1. Eficiencia hidráulica pobre, normalmente requiere un volumen alto de gas inyectado. 2. Pobre capacidad para levantar altos volúmenes de líquido. 3. La posición de la bomba puede causar problemas con manejar sólidos. 4. Aplicaciones costa afuera (pobre en pozos que necesitan control de arena).g ÉMBOLO VIAJERO 1. 2. 3. 4.

No funciona con altas viscosidades. Capacidad limitada para levantar altos volúmenes de líquido. Límites a altas profundidades (menores a los 3000 metros). Problemas con el manejo de sólidos. SARTA DE VELOCIDAD

1. Genera mayor caída de presión en el fondo. 2. En pozos de bajo potencial, y completados con TP y empacadores, limitan en muchos casos el proceso de descarga de los fluidos durante el arranque inicial o posterior a un trabajo de reacondicionamiento. 3. Limita la corrida de herramientas de diagnóstico en el fondo del pozo. 4. Espacio anular irregular. 5. En pozos muy desviados, la descarga por flujo natural está comprometida por la densidad de los fluidos. 6. Espacio anular irregular. 7. Formación de corrosión se produce en la parte baja del pozo.

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1.6. COMPARACIONES PARA LA SELECCIÓN DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN A continuación se muestra una comparación general, en forma cualitativa, de 8 de los principales SAE utilizados en la actualidad. La Tabla 1.1 presenta algunos parámetros generales de comparación. Tabla 1.1 Consideraciones y comparaciones generales SAE para pozos con alta productividad

Eficiencia hidráulica

Costo capital

de

SAE para pozos con baja productividad

Bombeo Tipo Jet

BEC

Bombeo Hidráulico

BNC

Bombeo Mecánico

BNI

Razonable a pobre. Solo alcanza 30% como eficiencia máxima. Típicamente opera con eficiencias del 20%.

Buena para pozos con alta producción. Se reduce para producciones menores a 1000 BPD. La eficiencia total del sistema, comúnmente, es del 50% para altos ritmos de producción, pero; para producciones menos a 1000 BPD, la eficiencia es menor del 40%.

Bueno a regular, no es igual que el Bombeo Mecánico debido a la RGA, fricción y desgaste de la bomba. El rango de eficiencias va del 30 al 40% con RGA > 100; pueden ser más altas con bajas RGA.

Regular. Incrementa para pozos que requieren poca inyección de gas. Baja para pozos que requieren alta RGA. Las eficiencias comunes están en un rango del 5% al 30%. La más común es del 20%.

Excelente eficiencia total del sistema. Eficiencia de bombeo típicamente va del 50% al 60%. Estable si el pozo no es sobre explotado.

Pobre, normalmente requiere volumen alto gas inyectado. eficiencia típica levantamiento del 5% al 10%..

Competitivo con el Bombeo Mecánico Los costos se incrementan conforme incrementa la potencia.

Relativamente bajo si se tiene disponible la energía eléctrica comercial. Los costos se incrementan conforme se incrementa la potencia.

Frecuentemente se compara con el Bombeo Mecánico. Para múltiples pozos, sistemas centrales reducen los costos por pozo.

El costo del equipo de fondo es bajo, pero, los costos de las líneas y la compresión central, reduce los costos por pozo.

Bajo a moderado: incrementa con la profundidad y el tamaño de las unidades.

Igual que Bombeo Neumático Continuo.

un de Su de es

el

BCP

Émbolo Viajero

Excelente: puede exceder la eficiencia del bombeo mecánico. Este sistema ha reportado eficiencia del 50 al 70%.

Excelente para pozos fluyentes. No requiere energía externa ya que utiliza la energía del yacimiento. Buena incluso cuando agregan pequeñas cantidades de gas.

Bajo: Incrementa con la profundidad y la cantidad de aceite bombeado.

Muy bajo: solo si el equipo del pozo no requiere un compresor.

Tabla 1.1. Consideraciones y comparaciones generales para la selección de sistemas artificiales de explotación.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

Tabla 1.1 Consideraciones y comparaciones generales SAE para pozos con alta productividad

Confiabilidad

Restricciones con el tamaño del casing

Capacidad de succión

SAE para pozos con baja productividad

Bombeo Tipo Jet

BEC

Bombeo Hidráulico

BNC

Bombeo Mecánico

BNI

BCP

Émbolo Viajero

Buena con un adecuado tamaño de la garganta y la boquilla de la bomba para las condiciones de operación. Problemas con presiones mayores a 4,000 psi. Si el diámetro del casing es pequeño a menudo limita el ritmo de producción debido a altas pérdidas por fricción. Un casing grande puede ser requerido si se trabaja con doble sarta.

Depende: excelente para casos ideales. Escasa por problemas de zonas. Demasiado sensible a las temperaturas de operación y a las fallas eléctricas.

Buena con un correcto diseño y operación del sistema. Problemas o cambios en las condiciones del pozo, reducen la confiabilidad de la bomba.

Excelente si el sistema de compresión es diseñado adecuadamente, además de darle un adecuado mantenimiento.

Excelente: eficiencia de tiempo de arranque es mayor al 95% si se siguen buenas prácticas de operación

Excelente si hay un adecuado abastecimiento de gas de inyección y un adecuado volumen almacenado a baja presión de gas de inyección.

Buena: normalmente la sobreexplotación y la carencia de experiencia disminuyen el tiempo de arranque.

Buena si la producción del pozo es estable.

El tamaño del casing limitará el tamaño del motor de fondo y de la bomba. Evitar tamaños del casing de 4.5 pg o menores. Se reduce el rendimiento en casing de 5.5 pg, dependiendo de la profundidad y el gasto.

Casing grande, es necesario para sistemas paralelos libres o cerrados. Casing pequeños, (4.5 y 5.5 pg) pueden resultar en excesivas pérdidas de presión por fricción y limitar el ritmo de producción.

El uso de casing de 4.5 pg y 5.5 pg con 2 pg de TP nominal normalmente está limitado a gastos menores a 1000 BPD. Para gastos mayores a 5000 BPD, es necesario utilizar un casing mayor a 7 pg y una TP mayor a 3.5 pg.

Problemas solamente en pozos con altos gastos, ya que se requiere de un émbolo más grande. Casing pequeños (4.5 y 5.5 pg) pueden limitar la separación del gas libre.

En casing pequeños (4.5 y 5.5 pg) normalmente no es un problema para este sistema con producciones relativamente bajas.

Normalmente no tiene problemas para casing de 4.5 o mayores, pero, la separación de gas puede ser limitada.

Un casing pequeño, es adecuado para este sistema que levanta bajos volúmenes de aceite. En el espacio anular, debe de haber suficiente volumen de gas almacenado.

Pobre a regular, se necesitan presiones de succión mayores 2 a 350 lg/pg para profundidades de 1,500 m, con baja RGA. Comúnmente se diseña con 25% de sumergencia.

Regular; si hay poco gas libre, es decir; presiones de succión mayores a 250 lb/pg2, pobre si la bomba debe manejar más del 5% de gas libre.

Regular: no es tan bueno como el bombeo neumático. Presiones de succión menores a 2 100lb/pg , usualmente provocan daños en la bomba. El gas libre reduce la eficiencia y el tiempo de vida de la bomba.

Pobre: restringido por el gradiente de presión del gas e inyección. Típicamente un gasto moderado es limitado por 100 lb/pg2 por cada 300 m de profundidad de inyección. Así la presión de succión a 3,000m puede ser mayor a 1,000 lb/pg2.

Excelente: presiones menores a 25 lb/pg2 son factibles para proporcionar un adecuado desplazamiento y separación del gas. Trabaja comúnmente con presiones de succión de 50 a 2 100 lb/pg .

Regular cuando se usa sin cámaras, la presione de succión es mayor a 2 250 lb/pg para 3,000m. Bueno cuando se utiliza con cámaras. La presión de succión es menor a 250 lb/pg2 factible a 3000m.

Bueno: en presiones de succión menores a 100 lb/pg2 proporciona un adecuado desplazamiento del fluido y separación del gas.

Buena: con presiones en el fondo del pozo menores a 150 lb/pg2 a 3000m, con bajos gastos y en pozos con altas RGA.

Tabla 1.1. Consideraciones y comparaciones generales para la selección de sistemas artificiales de explotación.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

Tabla 1.1 Consideraciones y comparaciones generales SAE para pozos con alta productividad

Habilidad para manejar gas

BEC

Bombeo Hidráulico

BNC

Bombeo Mecánico

Similar al bombeo hidráulico; el gas libre reduce su eficiencia pero, ayuda al levantamiento del fluido. Es posible separar el gas. Utiliza un sujetador de gas.

Pobre, si maneja cantidades de gas libre mayores al 5%. Separadores giratorios de gas son útiles si no hay producción de sólidos.

Bueno a regular; bomba fija, concéntrica o paralela libre, permite la separación de gas con un adecuado separador de gas en la entrada de la bomba. Una bomba libre de casing está limitada a bajos RGL.

Excelente: la producción de gas reduce la necesidad de inyectar gas.

Bueno si puede separar y usar un sujetador de gas natural con un adecuado diseño de la bomba. Pobre si debe bombear cantidades mayores a 50% de gas libre.

Similar al BNC.

Pobre si tiene que bombear algún gas libre.

Excelente.

Bueno: el agua del mar o de la formación, puede ser utilizada como fluido motriz.

Bueno: debe estar provisto de energía eléctrica y una unidad para dar mantenimiento.

Regular: operación factible en pozos altamente desviados. Requiere de espacio en cubierta para colocar los tanques de tratamiento y las bombas. El agua puede ser utilizada como fluido motriz.

Excelente: es el método más común si hay disponible suficiente gas de inyección.

Pobre: debe diseñarse por tamaño de unidad peso y espacio para una unidad de mantenimiento. La mayoría de los pozos son desviados y típicamente producen arenas.

Pobre en pozos que necesitan control de arena. Uso de válvulas de posición riesgosas.

Pobre, aunque puede tener una aplicación especial en zona marina. Sin embargo, es necesario contar con una unidad para dar mantenimiento.

Excelente aplicaciones correctas.

Bueno a excelente: puede trabajar con fluidos de viscosidades arriba de los 800cp.

Regular: limitados a viscosidades cercanas a los 200cp.

Bueno: es posible bombear fluidos con densidades mayores a los 8 grados API y viscosidades debajo de los 500cp.

Regular: pocos problemas para crudos mayores a los 8 grados API o viscosidades debajo de los 20cp.

Bueno para fluidos debajo de los 200cp y con gastos bajos. Altos gastos, pueden requerir de diluyentes para reducir la viscosidad.

Similar al BNC.

Excelente para manejar crudos con altas viscosidades sin problemas con el rotor o el estator.

No funciona con altas viscosidades. No aplica.

Aplicaciones costa afuera

Capacidad para manejar aceites con altas viscosidades

SAE para pozos con baja productividad

Bombeo Tipo Jet

BNI

BCP

Émbolo Viajero

con

Tabla 1.1. Consideraciones y comparaciones generales para la selección de sistemas artificiales de explotación.

TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

Tabla 1.1 Consideraciones y comparaciones generales SAE para pozos con alta productividad BEC

Bombeo Hidráulico

BNC

Bombeo Mecánico

BNI

BCP

Excelente: arriba de 15,000 BPD con una adecuada presión de fondo fluyendo, tamaño de la TP y de la potencia.

Excelente: limitado por la potencia y también puede ser restringido por el tamaño del casing. En 5.5 pg de diámetro del casing puede producir 4,000 BPD a 1,200m con 240 hp.

Bueno: limitado por el diámetro de la TP y por la potencia. Típicamente maneja 3,000 BPD a 1,200m y maneja a 1,000 BPD a 3,000m con 3,500 lb/pg2 de presión en el sistema.

Excelente: restringido por el tamaño de la TP, la inyección de gas y por la profundidad. Dependiendo de la presión en el yacimiento y la presión de inyección con 4 pg de diámetro en la TP, se alcanza gastos de 5,000 BPD a 3,000m con inyección de gas a 1,440 lb/pg2. RGL de 1,000.

Regular: restringido para bajas profundidades y utilizando grandes bombas. El máximo gasto que puede aportar es cercano a los 4,000 BPD a 300m de profundidad y 1,000 BPD a 1,500m.

Pobre: limitado por los ciclos de levantamiento y por los ciclos de inyección de gas. Típicamente levante cerca de 200 BPD a 3,000m con menos de 250 lb/pg2 en la presión de entrada.

Pobre: está restringido a aportar relativamente bajos volúmenes. Puede alcanzar 2,000 BPD a 600m y 200 BPD a 1,500m.

Pobre: número puede manejar 3,000m.

Regular: los volúmenes que maneja son mayores a 200 BPD a 1,200m.

Generalmente pobre: bajas eficiencias y altos costos de operación para gastos menores a 400 BPD.

Regular: no es tan bueno como el bombeo hidráulico. Típicamente produce con gastos de 100 a 300 BPD desde 1,200 a 3,000m. Puede manejar gastos mayores a 75 BPD desde 3,600m.

Regular: limitado por la contrapresión en la cabeza y por el resbalamiento. Este sistema evita rangos de flujo inestable. Típicamente está limitado a gastos bajos de 200 BPD para TP de 2 pg sin contrapresión; maneja 400 BPD para 2.5 pg de TP y 700 BPD para 3 pg de diámetro de la TP.

Excelente: este sistema es utilizado comúnmente para pozos con producciones menores a 100 BPD.

Bueno: limitado por la eficiencia y el límite económico. Típicamente maneja de ½ a 4 barriles por ciclo con 48 ciclos al día.

Excelente para gastos menores a 100 BPD y en pozos pocos profundos.

Excelente: para bajos ritmos de flujo de uno a dos barriles por día con altas RGL.

Capacidad para levantar altos volúmenes

Capacidad para levantar bajos volúmenes

SAE para pozos con baja productividad

Bombeo Tipo Jet

Émbolo Viajero limitado al de ciclos, llegar a 200 BPD a

Tabla 1.1. Consideraciones y comparaciones generales para la selección de sistemas artificiales de explotación.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

Tabla 1.1 Consideraciones y comparaciones generales SAE para pozos con alta productividad Bombeo Tipo Jet

Límites de temperatura

Aplicación en pozos desviados

Límites de profundidad

SAE para pozos con baja productividad

BEC

Bombeo Hidráulico

BNC

Bombeo Mecánico

En motores estándar, la temperatura está limitada a menos de 250 ̊ F y menos de 325 ̊F con motores y cables especiales.

Excelente: soporta hasta 300 F ̊ con materiales estándar y 500 ̊F con materiales especiales.

Excelente: comúnmente soporta temperaturas máximas de 350 ̊ F.

Excelente: actualmente es utilizado en operaciones térmicas (550 ̊ F).

Similar al BNC.

Regular: la temperatura es limitada por el elastómero. Actualmente se está trabajando con temperaturas debajo de los 250 ̊F.

Excelente.

Excelente: una bomba pequeña puede pasar a través de desviaciones hasta de 24̊ / 30m en 2pg de TP nominal.

Bueno: con pocos problemas. De acuerdo a la experiencia, no es recomendable aplicarlo a pozos horizontales. Se requiere de grandes radios de curvatura del pozo para poder instalar la bomba.

Excelente: factible de operar en pozos horizontales. Normalmente la bomba pasa a través de la TP.

Pocos problemas con la línea de acero que puede recuperar las válvulas hasta con ̊ 70̊ de desviación del pozo.

Similar al BNC.

Pobre a regular: incrementa la carga y los problemas de desgaste. Actualmente se conocen muy pocas instalaciones.

Excelente por principio operación.

Excelente; límites similares al bombeo hidráulico, Maneja profundidades de hasta 6,000 metros.

Usualmente limitado por la potencia del motor o la temperatura. Sus profundidades prácticas son cercanas a los 3,000 metros.

Excelente: limitado por la presión del fluido motriz (5,000 lb/pg2) o por la potencia. En condiciones normales, opera a profundidades de 5,000 metros.

Controlado por el sistema de inyección a presión y los gastos del fluido. Típicamente, para 1,000 BPD con 2.5 pg de TP nominal, 1,440 lb/pg2 de capacidad de levantamiento del sistema y una RGA de 1,000 se tiene una profundidad de inyección de 3000 metros.

Regular: incrementa la carga y los problemas de desgaste. Puede trabajar con altos grados de deviación (mayor a 70̊) incluso en pozos horizontales. Se han tenido éxitos bombeando en pozos con 15̊/30m utilizando guía de varillas. Bueno: la estructura de las varillas, puede limitar los gastos a cierta profundidad. Por ejemplo, el sistema maneja 500 BPD a 2000 metros y 150 BPD a 4500 metros.

Usualmente limitado por la pérdida de resbalamiento (fallback) del slug de líquido; pocos pozos alcanzan profundidades mayores a 3000 metros.

Pobre: limitado a profundidades relativamente bajas (2000 metros).

Sus límites, típicamente son menores a los 3000 metros.

Excelente: materiales especiales soportar 500 ̊F.

con puede hasta

BNI

BCP

Émbolo Viajero

su de

Tabla 1.1. Consideraciones y comparaciones generales para la selección de sistemas artificiales de explotación.

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Tabla 1.1 Consideraciones y comparaciones generales SAE para pozos con alta productividad

Costos de operación

Habilidad para manejar sólidos

SAE para pozos con baja productividad

Bombeo Tipo Jet

BEC

Bombeo Hidráulico

BNC

Bombeo Mecánico

BNI

BCP

Émbolo Viajero

Altos costos de energía debido a los requerimientos de potencia. Bajos costos de mantenimiento de la bomba si se selecciona el tamaño apropiado de la boquilla y la garganta.

Depende: si la potencia es alta, los costos de la energía son altos. Su corta vida de funcionamiento, incrementa los costos. Los costos de reparación frecuentemente son altos.

Frecuentemente más alto que el Bombeo Mecánico. Su corta duración de vida, incrementa los costos totales de operación.

Los costos en el pozo son bajos. Los costos de compresión varían dependiendo de los costos de combustible y del mantenimiento.

Son muy bajos a menos de 7500 pies de profundidad en localizaciones terrestres con producciones menores a 400 BPD.

Similares al BNC.

Ligeramente bajos, pero frecuentemente se reporta corta duración en la vida del estator y/o del rotor.

Usualmente muy bajos.

Regular a bueno: las bombas tipo jet, están operando 3% de arena en los fluidos producidos, el fluido motriz para la bomba puede tolerar 200 ppm con tamaño de partícula de 25µm.

Pobre: requiere menos de 200 ppm de sólidos. Mejora su resistencia al desgaste con materiales más resistentes los cuales, incrementan el costo de la bomba.

Pobre: acepta menos de 10 ppm de sólidos en el fluido motriz para incrementar la vida de la bomba. Los fluidos producidos deben contener pocos sólidos (menos de 200 ppm de partículas de 15µm.

Excelente: el límite de arena es 0.1% en la inyección y en la producción en superficie.

Pobre a regular; para producción de fluidos viscosos (menor a 10cp). Mejora su rendimiento para fluidos con alta viscosidad (mayor a 200cp). Puede manejar arriba de 0.1% de arena con bombas especiales.

Regular: la posición de la bomba puede causar problemas.

Excelente: maneja arriba de 50% de arena en crudos de alta viscosidad (mayor a 200 cp). Reduce hasta 10% de manejo de arenas para producciones de agua.

Regular: Las arenas provocan problemas ya que pueden hacer que se atore el pistón, no obstante se han utilizado émbolos tipo brocha cuando se presentan sólidos, aunque éstos terminan por desgastar las brochas en poco tiempo.

son

Tabla 1.1. Consideraciones y comparaciones generales para la selección de sistemas artificiales de explotación.9

9

Clegg J.D., Bucaram S.M. and Hein Jr N.W. “New recommendations and comparisons for artificial lift method selection” Artículo de la SPE 24834, 1992.

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CAPÍTULO II “BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO (BEC)”

SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE)

El bombeo electrocentrífugo, también conocido como bombeo eléctrico, desde su primera aplicación para un pozo petrolero en 1929, ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado. En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor. Es decir, un pozo candidato a producir artificialmente con bombeo electrocentrífugo debe reunir características tales que no afecten su funcionamiento, como las altas relaciones gas-aceite, las altas temperaturas, la presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son factores con influencias indeseables sobre la eficiencia del aparejo. Entre las características únicas del sistema está su capacidad de producir volúmenes considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue porque, su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en el fondo del pozo. El aparejo de bombeo electrocentrífugo trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos. Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas-aceite. El sistema opera sin empacador inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de los disparos. Anteriormente, para el diseño del aparejo de bombeo eléctrico se consideraba como único requisito, que la bomba debía colocarse por debajo del nivel dinámico del fluido en el pozo, de tal manera que estuviera garantizada la alimentación continua de líquidos en la succión de la bomba, previniendo posibles variaciones en las condiciones del pozo. Éstas suposiciones, aún hoy son válidas para pozos productores de agua o para aquéllos con altas relaciones agua-aceite y volúmenes despreciables de gas. Más adelante, el procedimiento de diseño evolucionó con la operación de métodos para determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo multifásico; entonces, también se utilizaron correlaciones para el cálculo de propiedades PVT de los fluidos. Lo anterior, permitió efectuar la selección del equipo de bombeo con mejor aproximación, para pozos en los que existe una cantidad importantes de gas que se produce con los líquidos. En estos casos se tomaron en cuenta con los efectos del gas que se libera en la tubería de producción conforme se reduce la presión, durante el viaje ascendente de los hidrocarburos hacia la superficie; de manera que, determinar la variación de la densidad de la mezcla a presiones inferiores a la de burbujeo, condujo a diseños en los que las dimensiones del motor y de la bomba fueron hasta 50% menores, respecto a las obtenidas con las suposiciones mencionadas anteriormente. En la actualidad, el diseño ha mejorado, incorporando en los cálculos la consideración de que el volumen y propiedades físicas de la mezcla, varían constantemente en el interior de la bomba; lo cual se traduce en reducciones importantes de su capacidad volumétrica, desde la presión de succión hasta la de descarga. Consecuentemente las dimensiones del motor y de la bomba son aún menores, para lograr una operación más eficiente del sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquidos deseado, manteniendo la presión necesaria en la cabeza del pozo. TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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2.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO (BEC) Una unidad típica de bombeo electrocentrífugo (BEC) dentro del pozo está constituida por los siguientes componentes: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Motor eléctrico. Protector. Separador de gas. Bomba electrocentrífuga. Empacador o mecanismo de fijación. Cable conductor.

Se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena operación, como son:       

Flejes de cable. Extensión de la mufa (enchufe). Válvula de drene. Válvula de contrapresión. Centradores. Sensor de presión. Dispositivos electrónicos para control de motor.

En la superficie se encuentran: cabezal, cable superficial, tablero de control, transformador, caja de unión y variador de frecuencia. La integración de los componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el sistema para obtener las condiciones de operación deseadas que permitan impulsar a la superficie el gasto requerido. Un sistema de bombeo electrocentrífugo (BEC) puede instalarse en un pozo localizado en tierra firme o en una plataforma marítima. Los componentes del sistema se clasifican de acuerdo con su localización física de la siguiente forma: a) Componentes subsuperficiales: También llamado equipo de fondo, son aquellos que se encuentran localizados en el interior del pozo, como puede ser la motobomba, el cable de alimentación o de fondo, el separador de gas rotativo y las partes que constituyen la tubería de extracción. b) Componentes superficiales: Son los que se encuentran localizados en la superficie, ya sea en tierra o en una plataforma marítima. Entre estos equipos se encuentran los generadores y transformadores eléctricos, el variador de frecuencia, interruptores, válvulas de retención y drenaje.

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En la figura 2.1, se muestra la distribución de los componentes del aparejo en la forma tradicional como quedan colocados en el pozo. CABLES DE ALTA TENSIÓN BANCO DE TRANSFORMADORES

TABLERO DE CONTROL CAJA DE UNIÓN

CABLE SUPERFICIAL

CABEZAL DEL POZO

CABLE REDONDO

VÁLVULA DE DRENE

EMPATE

VÁLVULA DE RETENCIÓN

CABLE PLANO

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

BOMBA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SUCCIÓN DE LA BOMBA O SEPARADOR DE GAS

PROTECTOR MUFA

MOTOR

CENTRALIZADOR

Fig. 2.1. Distribución de los componentes del aparejo de Bombeo Electrocentrífugo.10

El circuito eléctrico del sistema BEC y los equipos principales que lo forman se muestran en la figura 2.2, la bomba centrífuga de fondo se instala en el pozo, a una profundidad mayor a los 3,000 m, por lo tanto, para suministrar la energía eléctrica para la operación de la misma, se requiere de un cable de potencia que la interconecte con el transformador elevador. 10

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BOMBEO ELECTRO-CAVIDADES PROGRESIVAS Y BOMBEO ELECTRO-RECIPROCANTE) TRANSFORMADOR REDUCTOR

VARIADOR DE FRECUENCIA

TRANSFORMADOR DE DESFASAMIENTO

TRANSFORMADOR ELEVADOR

Fig. 2.2. Esquema eléctrico del sistema de Bombeo Electrocentrífugo (BEC) y los equipos principales que lo conforman.11

2.2. COMPONENTES SUBSUPERFICIALES 2.2.1. MOTOR ELÉCTRICO El motor eléctrico colocado en la parte inferior del aparejo, recibe la energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño compacto es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento existente en el pozo y satisfacer requerimientos de potencia grandes, también soporta una alta torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la velocidad de operación, que es aproximadamente constante para una misma frecuencia por ejemplo: 3500 revoluciones por minuto (rpm) a 60 ciclos por segundo (Hz). Normalmente, consiste de una carcasa de acero al bajo carbón con láminas de acero y bronce fijas en su interior, alineadas con las secciones del rotor y del cojinete, respectivamente. En la figura 2.3, se muestra el corte transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de Bombeo Electrocentrífugo. Son bipolares, trifásicos, el tipo jaula de ardilla y de inducción; los rotores construidos con longitudes de 12 a 18 pg están montados sobre la flecha y los estatores sobre la carcasa; el cojinete de empuje soporta la carga de los rotores. Partes principales del motor: Los principales componentes del motor son: Rotores, estator, cojinete, eje, zapata, bujes, carcaza, “O” Rings, aceite dieléctrico, bloque aislante, accesorios, etc. 1. Rotor: Es uno de los componentes internos del motor y es el que genera los HP del motor. Por ejemplo en un motor de 180 HP y si el motor consta de 10 rotores, cada uno de ellos está aportando 18 HP. 11

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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2. Estator: En el embobinado del motor y viene encapsulado, está diseñado para trabajar a diferentes temperaturas y para su aplicación en los pozos BEC se debe tener en cuenta varios factores, tales como la temperatura de fondo, la posición de colocación, etc. 3. Cojinetes del motor: Son componentes internos del motor y elementos estáticos, cuya función principal es fijar y centralizar el conjunto de rotores. En toda configuración del motor, entre rotor y rotor existe un cojinete. 4. Eje: Es el componente interno del motor sobre el cual gira el rotor y hace girar el sistema. La configuración del eje es hueco para la circulación del aceite dieléctrico a lo largo del motor, con la finalidad de brindar lubricación y enfriamiento. 5. Zapata del motor: Se conoce también como cojinete de empuje (Thrust bearing) y su función principal es soportar la carga axial del conjunto de rotores. Se encuentra instalado en la parte superior del motor y su configuración puede ser direccional o bidireccional. 6. Bloque aislante: Es el componente del motor superior donde va conectado la mufa y el cable de extensión del motor. La conexión durante la instalación del equipo BEC, es muy delicada debido a que una mala instalación del cable de extensión o alguna migración de alguna suciedad o fluido al motor superior puede ocasionar un corto circuitos en el bloque aislante o en la mufa. 7. Aceite dieléctrico: Es un aceite mineral o sintético que provee la lubricación y enfriamiento de los componentes internos del motor electrosumergible. Está diseñado para trabajar a diferentes temperaturas. 8. Carcasa del motor: Es la coraza del motor electrosumergible en que vienen alojados sus componentes internos del motor. 9. Bujes: Se encuentran localizados entre el eje y el cojinete (rotor-rotor) y el elemento dinámico que gira junto con el rotor. El material del que es fabricado es de menor resistencia que el cojinete del motor, generalmente es de bronce. El interior del motor se llena con aceite mineral caracterizado por su alta refinación, resistencia dieléctrica, buena conductividad térmica y capacidad para lubricar a los cojinetes. Dicho aceite permite que el calor generado en el motor, sea transferido a la carcasa y de ésta a los fluidos del pozo que pasan por la parte externa de la misma. Las pruebas de laboratorio indican que la velocidad del fluido circula por el exterior del motor, debe ser de 1 pie/seg para lograr un enfriamiento adecuado.

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CABLE TODOS LOS MOTORES ELÉCTRICOS SUMERGIBLES SON MOTORES BIPOLARES, TRIFÁSICOS, DE INDUCCIÓN DEL TIPO JAULA DE ARDILLA EL INTERIOR DEL MOTOR SE ENCUENTRA LLENO DE UN ACEITE MINERAL ALTAMENTE REFINADO CARACTERIZADO POR SU RESISTENCIA DIELÉCTRICA, SU BUENA CONDUCTIVIDAD TÉRMICA Y SU CAPACIDAD PARA LUBRICAR LOS COJINETES. DICHO ACEITE PERMITE QUE EL CALOR GENERADO EN EL MOTOR, SEA TRANSFERIDO A LA CARCAZA Y DE ÉSTA A LOS FLUIDOS DEL POZO.

FLECHA O EJE

ROTOR

EMBOBINADO DEL MOTOR

CARCAZA DEL MOTOR

Fig. 2.3. Motor eléctrico sumergible marca REDA.12

Los requerimientos del amperaje pueden variar desde 12 hasta 130 amperes y se logra mayor potencia, aumentando la longitud de la sección del motor; cuando éste es sencillo pueden tener aproximadamente 30 pies de largo y desarrollar de 200 a 250 caballos de fuerza (Hp), mientras que otros integrados en tándem alcanzan hasta 100 pies de largo y desarrollan 1,000 Hp. La profundidad de colocación del aparejo es un factor determinante en la selección del voltaje del motor debido al incremento de las pérdidas de voltaje en el cable y la reducción del amperaje requerido. En pozos muy profundos, la economía es un factor importante: con un motor de más alto voltaje es posible usar un cable más pequeño y más barato. Sin embargo, pueden requerirse un tablero de control de más alto voltaje y más caro.

12

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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2.2.2. CONEXIÓN DEL MOTOR (MUFA) Dispositivo que se utiliza para la conexión entre el motor y el cable de potencia para el suministro eléctrico. Es del tipo Plug-In el cual va perfectamente aislado en cada una de sus fases y sujeta al motor. Antes de la instalación de la mufa se realizan pruebas eléctricas de aislamiento y de presión con 25 psi por un tiempo de 15 minutos para determinar cualquier anomalía. 2.2.3. PROTECTOR Este componente también llamado sección sellante, se localiza entre el motor y la bomba; está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del motor y la presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo. Adicionalmente tiene las siguientes cuatro funciones básicas: 1. Conecta la carcasa de la bomba con la del motor y une rígidamente la flecha impulsora del motor con la flecha de la bomba. 2. Aloja un cojinete (Thrust Bearing) que absorbe el empuje axial desarrollado por la bomba. 3. Evita la contaminación del aceite lubricante del motor con el fluido del pozo. 4. Provee un receptáculo para compensar la expansión y contracción del aceite lubricante del motor, debidas al calentamiento o enfriamiento de éste, cuando la unidad está trabajando o cuando está sin operar. Esta función equivale a igualar la presión interna en el motor con la presión externa del pozo. Existen dos tipos de protectores: El convencional y el de tres cámaras aislantes. El diseño mecánico y principio de operación de los protectores difiere de un fabricante a otro. La diferencia principal está en la forma como el aceite lubricante del motor es aislado del fluido del pozo. El protector convencional (Fig. 2.4) protege contra la entrada de fluido alrededor de la flecha. El contacto directo entre el fluido del pozo y del motor ha sido considerado el único medio de igualar presiones en el sistema de sellado. Se ha determinado que un mejoramiento real del funcionamiento del motor sumergible puede lograrse si el aceite del motor se aísla completamente de los fluidos del pozo evitando cualquier contaminación. Este enfoque llevó al desarrollo de la sección sellante tipo “D” (Fig. 2.5) en el cual se aísla el aceite del motor del fluido del pozo por medio de un líquido inerte bloqueante. El protector de tres cámaras (Fig. 2.6) constituye realmente tres sistemas de sellos en uno. Cada cámara consiste de un sello mecánico (cuya función principal es de evitar la migración de fluido del pozo a las cámaras inferiores del sello y por consiguiente que no llegue este fluido hacia el motor) y de un recipiente de expansióncontracción. Aunque dos de los tres sellos mecánicos fallen por alguna razón, el motor

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sumergible queda protegido. Este tipo de sección sellante proporciona la mejor protección disponible contra el ácido sulfhídrico u otros fluidos contaminantes del pozo. Las características y beneficios de este tipo de protector, son:       

Tres sellos mecánicos ampliamente espaciados. Una distribución amplia de los sellos que permite una mejor disipación de calor. Cada sello mecánico protege su propio recipiente creando tres secciones sellantes en una unidad. Un tubo permite que haya flujo de aceite lubricante entre los tres recipientes. La barrera elástica en la cámara superior permite la contracción-expansión del aceite del motor cuando la temperatura cambia desde la superficie hasta el fondo y a la de operación. La barrera elástica es resistente al ataque químico y a la penetración del gas, por lo que el aceite del motor se protege efectivamente contra contaminantes. Cada recipiente es lo suficientemente grande para absorber la expansióncontracción volumétrica de los motores más grandes existentes en el mercado.

LAS FUNCIONES PRINCIPALES DEL PROTECTOR O SECCIÓN SELLANTE SON: 1.- PROTEGER AL MOTOR DE LA CONTAMINACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL POZO. 2.- ABSORBER EL EMPUJE AXIAL GENERADO POR LA BOMBA. 3.- IGUALAR LA PRESIÓN ENTRE EL POZO Y EL ACEITE DEL MOTOR. 4.- COMPENSAR LA EXPANSIÓN Y CONTRACCIÓN DEL ACEITE DEL MOTOR.

RECIPIENTE DE ELASTÓMERO

CARCAZA DEL PROTECTOR

LOS COJINETES DE LA FLECHA LE BRINDAN UN MAYOR SOPORTE CÁMARA TIPO LABERINTO DE ALTA CAPACIDAD SELLO DE LA FLECHA

EJE

LOS VERTEDORES DESVÍAN CUALQUIER FLUIDO QUE PROVENGA DEL SELLO DE LA FLECHA HACÍA LA BOLSA DE ELASTÓMERO.

ACOPLAMIENTO DEL EJE FILTRO PARA PREVENIR LA ENTRADA DE ARENA AL MOTOR VÁLVULA DE RETENCIÓN

Fig. 2.4. Protector convencional marca RED.13 13

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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PROTECTOR OPERANDO

PROTECTOR SIN OPERAR

ACEITE DEL MOTOR

FLUIDO DE BLOQUEDO

FLUIDO DEL POZO

Fig. 2.5. Protector tipo “D”.14

14

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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A LA BOMBA

CONTRACCIÓN EN LA ENTRADA

EXPANSIÓN EN LA SALIDA BOTÓN DEL SELLO SUPERIOR ORIFICIO DE EXPANSIÓN

CÁMARA INTERNA DE VENTEO

BARRERA DE ELASTÓMERO RECIPIENTE INTERNO

SECCIÓN SUPERIOR DE DRENE

RECIPIENTE EXTERNO TUBO DEL SELLO MEDIO

CÁMARA DE EXPANSIÓN DRENE

BOTÓN DE SELLO INFERIOR

DRENE

CÁMARA DE EXPANSIÓN

BALERO MÓVIL BALERO DE ASENTAMIENTO

CÁMARA DE EXPANSIÓN

ACEITE DEL MOTOR FLUIDO DEL POZO

AL MOTOR

Fig. 2.6. Protector de tres cámaras marca Centrilift.15

15

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2.2.4. SEPARADOR DE GAS El separador de gas es un componente opcional del aparejo construidos integralmente con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el protector. Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la succión hacia el espacio anular. El uso del separador de gas permite una operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que reduce los efectos de disminución de capacidad de carga en el motor producidas por la severa interferencia de gas. Existen dos tipos de separadores: Convencional y Centrífugo. En las figuras 2.7 y 2.8, se muestra el primero, donde se aprecia que su operación consiste en invertir el sentido del flujo del líquido, lo que permite que el gas libre continúe su trayectoria ascendente hacia el espacio anular. Su aplicación es recomendable en pozos donde a la profundidad de colocación del aparejo, las cantidades de gas libre no son muy grandes. En la figura 2.9, se muestra el separador centrífugo, que trabaja de la siguiente forma: en sus orificios de entrada recibe la mezcla de líquido y gas libre que pasa a través de una etapa de succión neta positiva, la cual imprime fuerza centrífuga a los fluidos; por la diferencia de densidades el líquido va hacia las paredes internas del separador y el gas permanece en el centro. Unas aletas guías convierten la dirección tangencial del flujo, en dirección axial; entonces el líquido y el gas se mueven hacia arriba, pasan a través de un difusor que conduce a los líquidos a la succión de la bomba y desvía el gas hacia los orificios de ventilación, donde el gas libre va al espacio anular por fuera de la tubería de producción. Es necesario mencionar que la total eliminación del gas libre, no es necesariamente la mejor forma de bombear el pozo. Por una parte, el volumen de fluidos que entra a la bomba es menor, pero la presión que la bomba debe entregar en la descarga se incrementa, debido a la menor relación gas-aceite de la columna hidráulica en la tubería de producción. Entre los efectos que causa la presencia de gas libre en el interior de la bomba, están: el daño al comportamiento de la bomba, reducción de eficiencia, fluctuación de carga en el motor, posible efecto de cavitación y otros consecuentes. La eficiencia de éstos separadores de gas está en el rango del 80% al 95%, sin embargo ésta eficiencia se ve afectada por los volúmenes manejados, composición y propiedades del fluido. A volúmenes menores de producción la eficiencia es mayor, con esto se debe tener en cuenta el manejo de altos volúmenes de producción para establecer el porcentaje de eficiencia del diseño.

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ANILLO EMPACADOR

CÁMARA DE SEGREGACIÓN

ENTRADA DEL FLUIDO

EJE DEL SEPARADOR

COJINETE RADIAL

CARCAZA

Fig. 2.7. Separador convencional marca REDA.16

16

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SUBE EL GAS

SUBE EL GAS

ENTRA EL FLUIDO

ENTRA EL FLUIDO

SUBE EL GAS

SUBE EL GAS

ENTRA EL FLUIDO

ENTRA EL FLUIDO

SUBE EL GAS

SUBE EL GAS ENTRA EL FLUIDO

FLUJO DE GAS Y LÍQUIDO

ENTRA EL FLUIDO

FLUJO DE GAS Y LÍQUIDO

Fig. 2.8. Separador de gas convencional.17

17

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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SALIDA DEL FLUIDO HACIA LA PRIMERA ETAPA DE LA BOMBA

SALIDA DEL GAS LIBRE HACIA LA T.R.

DIVISOR DE FLUJO

CENTRÍFUGA

EL SEPARADOR ROTATORIO USA LA FUERZA CENTRÍFUGA PARA SEPARAR EL GAS LIBRE DE LA MEZCLA, EL ACEITE Y EL GAS ENTRAN EN LOS ORIFICIOS DE SUCCIÓN DIRIGIENDOSE HACIA LOS IMPULSORES. AQUÍ SE INCREMENTA LA PRESIÓN DE LOS FLUIDOS Y SE ENVIAN HACIA LA CENTRÍFUGA DONDE TIENE LUGAR LA SEPARACION. EL FLUIDO ES FORZADO A MOVERSE HACIA LA PARED DEL SEPARADOR Y HACIA LA PRIMERA ETAPA DE LA BOMBA, EL GAS MÁS LIGERO SALE A TRAVÉS DEL DIVISOR DE FLUJO PARA SER VENTEADO AL ESPACIO ANULAR.

IMPULSORES

ORIFICIOS DE SUCCIÓN

Fig. 2.9. Separador de gas centrífugo marca REDA.18

18

Sánchez Medina, G., “Aplicación del bombeo electrocentrífugo sumergido (BEC) en terminaciones inteligentes”, TESIS, UNAM, México, 2012.

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2.2.5. BOMBA CENTRÍFUGA Su función básica es impulsar los fluidos del pozo para hacerlos llegar a la superficie con la presión suficiente hasta las instalaciones de separación. Son de múltiples etapas (Fig. 2.10) y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y de un difusor estacionario (Fig. 2.11). El tamaño de cada etapa que se use determina el volumen de fluido que va a elevarse, la carga o presión que la bomba genera depende del número de etapas y de éste número depende la potencia requerida (Fig. 2.12). En una bomba de impulsores flotantes, éstos se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden trabajar en empuje ascendente o en empuje descendente en los cojinetes cuando están en operación. Estos movimientos ascendentes y descendentes (empujes) a su vez, los absorbe un cojinete en la sección sellante. En la bomba de impulsores fijos, estos no pueden moverse y el empuje desarrollado por los impulsores es amortiguado por un cojinete en la misma sección. Los empujes desarrollados por los impulsores dependen de su diseño hidráulico y mecánico, además del gasto de operación de la bomba. Una bomba operando a un gasto superior al de su diseño produce empuje ascendente excesivo y por lo contrario operando a un gasto inferior produce empuje descendente. A fin de evitar dichos empujes la bomba debe de operar dentro de un rango de capacidad recomendado, el cual se indica en las curvas de comportamiento de las bombas y que generalmente es del 75 al 125% del gasto de mayor eficiencia de la bomba. Un impulsor operando a una velocidad dada, genera la misma cantidad de carga independientemente de la densidad relativa del fluido que se bombea, ya que la carga se expresa en términos de altura de columna hidráulica de fluido, de ahí que: la presión desarrollada por una bomba centrífuga sumergible, depende de la velocidad periférica del impulsor y es independiente del peso del líquido bombeado. La presión desarrollada convertida a la longitud de columna hidráulica que levanta la bomba, es la misma cuando la bomba maneja agua de densidad relativa 1.0, aceite de densidad relativa 0.85, salmuera de densidad relativa 1.35, o cualquier otro fluido de diferente densidad. Una interpretación diferente del concepto anterior, es que cada etapa de la bomba imprime a los fluidos un incremento de presión exactamente igual. En esta forma, si la primera etapa eleva la presión en 0.5 kg/cm 2 y la bomba tiene 20 etapas, el incremento total de presión que se obtiene es de 10 kg/cm 2. En estos casos la lectura de la presión en la descarga de la bomba es diferente únicamente permanecen fijos el diámetro y la velocidad del impulsor. En la fig. 2.13 se muestran bombas idénticas, que producen columnas hidráulicas de igual longitud, manejando líquidos con diferentes densidades relativas.

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EJE O FLECHA DE LA BOMBA

COJINETE SUPERIOR DE EMPUJE

CARCAZA DE LA BOMBA

TODAS LAS BOMBAS SUMERGIBLES SON MULTIETAPAS. CADA ETAPA CONSTA DE UN IMPULSOR ROTATORIO Y DE UN DIFUSOR ESTACIONARIO. EL MATERIAL CON EL QUE SE CONSTRUYE CADA ETAPA ES DE NÍQUEL RESISTENTE TIPO RYTON O DE UNA ALEACIÓN ESPECIAL PARA ASEGURAR UN FUNCIONAMIENTO ÓPTIMO EN POZOS CON FLUIDOS CORROSIVOS O ABRASIVOS. EL NÚMERO DE ETAPAS SE DETERMINA DE ACUERDO AL VOLUMEN DE FLUIDOS PRODUCIDOS Y LA POTENCIA REQUERIDA

IMPULSORES

PLACAS DEFLECTORAS

COJINETES INFERIORES DE EMPUJE

ANILLO EMPACADOR

SUCCIÓN DE LA BOMBA

Fig. 2.10. Bomba centrífuga sumergible marca REDA.19

19

Sánchez Medina, G., “Aplicación del bombeo electrocentrífugo sumergido (BEC) en terminaciones inteligentes”, TESIS, UNAM, México, 2012.

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IMPULSOR ARANDELA DE EMPUJE EMPUJE DESCENDENTE

DIFUSOR

Fig. 2.11. Conjunto impulsor-difusor de una etapa de la bomba.20

Cada etapa consta de un impulsor y un difusor, el fluido entra el impulsor por medio de un orificio interno cercano al eje y sale por el diámetro exterior del impulsor. El difusor dirige el fluido hacia el siguiente impulsor.

COJINETE DEL IMPULSOR (ZONA DE EMPUJE HACIA ARRIBA)

COJINETE DEL DIFUSOR (ZONA DE EMPUJE HACIA ABAJO)

UNA ETAPA

Fig. 2.12. Detalle del conjunto impulsor-difusor dentro de la bomba.21 20

Sánchez Medina, Germán de Jesus., “Aplicación del bombeo electrocentrífugo sumergido (BEC) en terminaciones inteligentes”, TESIS, UNAM, México, 2012.

21

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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Fig. 2.13. Efectos de la densidad relativa del fluido en la relación presión/carga de la bomba.22 22

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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2.2.6. CABLE CONDUCTOR ELÉCTRICO La energía eléctrica necesaria para impulsar al motor, se lleva desde la superficie por medio de un cable conductor, el cual debe elegirse de manera que satisfaga los requisitos necesarios de voltaje y amperaje, y además que reúna las propiedades de aislamiento que impone el tipo de fluidos producidos. Existen en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración plana y redonda (Fig. 2.14) con conductores de cobre o aluminio, de tamaños de 2 al 6. El tamaño queda determinado por el amperaje y voltaje del motor, así como por el espacio disponible entre las tuberías de producción y revestimiento. Considerando la longitud de un conductor para la aplicación de un voltaje dado, los volts por pie disminuyen conforme el alambre es más largo, como consecuencia la velocidad del electrón disminuye, lo que resulta en una reducción de la corriente, en otras palabras, “La resistencia es directamente proporcional a la longitud del conductor”. Cuando la sección transversal o diámetro de un alambre es mayor, tiene un efecto contrario sobre la resistencia, ya que el número de electrones libres por unidad de longitud se incrementa con el área. Bajo esta condición la corriente se incrementará para una fuerza electromotriz (FEM) dada, ya que se mueven más electrones por unidad de tiempo, en otras palabras, “La resistencia es inversamente proporcional al área de la sección transversal del conductor”. Cuando se usan cables en sistemas de alto voltaje, cada uno de los conductores está rodeado por un considerable espesor del 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. El aislamiento de los cables debe resistir las temperaturas y presiones de operación en el pozo. Sin embargo, para los cables utilizados normalmente existen limitaciones debidas a los materiales utilizados en su construcción. Los cables estándar tienen en general 10 años de vida a una temperatura máxima de 167 ̊ F y se reduce a la mitad por cada 15 ̊ F de exceso por arriba del máximo. El medio ambiente bajo el cual opera el cable también afecta directamente su vida, sin embargo, existen cables que resisten temperaturas del orden de 350 ̊ F. La instalación del cable se realiza fijándolo en la parte externa de la tubería de producción con flejes, colocando de 3 a 4 flejes por cada lingada; en la sección correspondiente a los componentes del aparejo, es recomendable colocar flejes cada metro, debido a que esta sección es de mayor diámetro y puede dañarse durante las operaciones de introducción al pozo, por lo que comúnmente se instalan protecciones adicionales llamadas guarda cable. A lo largo de esta sección la configuración del cable es plana y se le llama extensión de la mufa, la cual constituye el contacto del motor.

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BLINDAJE

CABLE REDONDO

CAMISA

BLINDAJE

COBRE CONDUCTOR RECUBIERTO CON PLOMO Y ESTAÑO

CAMISA DE COBRE CON PLOMO COBRE CONDUCTOR RECUBIERTO CON PLOMO Y ESTAÑO

CABLE PLANO

LACA CON NYLON TRENSADO

AISLAMIENTO DE VIDRIO CON HILO SILICONICO

FUNDA

CONDUCTOR AISLADO

FUGA DE CORRIENTE

Fig. 2.14. Cable conductor eléctrico.23

2.2.7. EMPACADOR PARA APLICACIONES BEC La función del empacador es aislar el espacio anular de la sarta de producción. La continuación de la alimentación de la energía del sistema BEC es a través del penetrador del empacador y la liberación del gas al espacio anular es a través de la válvula de venteo.

23

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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2.2.8. VÁLVULA DE TORMENTA Y DE VENTEO La válvula de tormenta o también conocida como válvula subsuperficial se instala encima del empacador y su profundidad de asentamiento en las operaciones de costa afuera (offshore) en el golfo de México es de aproximadamente 170 metros (+540 pies). Su función en el sistema BEC es cerrar automáticamente el pozo en condiciones de emergencia accionada automáticamente por la consola hidroneumática de seguridad Baker que es instalada en superficie y cercana al cabezal del pozo. Los casos de emergencia podrían ser derrame de crudo, incendio, alta presión, etc. Según normas internacionales, en todas las operaciones de costa afuera (offshore) es imperativo instalar la válvula subsuperficial. Es recomendable que durante la instalación de la línea de control de ¼”, las conexiones se realicen con extremo cuidado para no malograr la rosca en el cuerpo de la válvula. Por otro lado, la instalación de la válvula de venteo se realiza al mismo tiempo cuando se instala el penetrador del empacador. La función de la válvula de venteo es facilitar la migración del gas libre del fondo del pozo al espacio anular. La operación es accionada por la consola Baker a través de la línea de control de ¼” y se mantiene la válvula de venteo siempre abierta durante la operación del sistema BEC junto con la válvula de tormenta. Tanto la válvula de venteo como la válvula de tormenta se pueden volver a usar previo mantenimiento y revisión de sus componentes. 2.2.9. PENETRADOR DEL EMPACADOR Las características de este dispositivo son solamente las de conexión de una etapa del aparejo a la siguiente manteniendo aislado ambos lados de la conexión. El penetrador no es más que un dispositivo tubular con 3 fases eléctricas tipo enchufe trifásico a largo de todo el cuerpo, aisladas con una resina epóxica con determinado coeficiente dieléctrico.

2.3. COMPONENTES SUPERFICIALES 2.3.1. GENERADORES Los generadores son máquinas síncronas (Fig. 2.15) que se usan para transformar energía mecánica en la modalidad de movimiento giratorio, en energía eléctrica. El término máquina síncrona se usa en vez de generador en algunas ocasiones, refiriéndose al mismo elemento. El término síncrono se refiere al hecho de que la frecuencia eléctrica de esta máquina está atada o sincronizada con la velocidad de rotación de su eje, dependiendo del rotor que se le coloque en el centro a la máquina. El diseño del equipo debe cumplir para que este opere de manera confiable y segura con cargas no lineales que básicamente son convertidores electrónicos para variación de la frecuencia. TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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El generador debe:    

Estar diseñado para operar en paralelo con otras unidades. Operar a todos los porcentajes de carga de acuerdo a su curva de comportamiento Soportar los cambios repentinos de carga de cualquier valor entre cero y el límite extremo de la capacidad del generador sin sufrir daños. Tener una capacidad nominal en KVA’s minino de un 20 ó 30% adicional a la carga conectada, factor de potencia en atraso no menor a 0.85, sin exceder la elevación de temperatura garantizada.

El voltaje de generación dependerá de la capacidad del generador este podrá ser a 480 ó 4160 ó 13,800 Volts con picos de voltaje permisibles de +20%. La velocidad para esta máquina suele considerarse como una constante, ya que en raras excepciones se tienen máquinas síncronas trabajando a frecuencia y velocidad variable.

Fig. 2.15. Motogenerador para BEC.24

2.3.2. TRANSFORMADOR Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea doméstica al voltaje requerido en la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo; algunos están equipados con interruptores “taps”, que les dan mayor flexibilidad de operación. Se puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres transformadores monofásicos (Fig. 2.16).

24

Ing. Ramírez, Marto., “Bombeo electrosumergible: análisis, diseño, optimización y trhouble shooting”, ESP Oil International Training Group, Venezuela, 2004.

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Los tipos de conexión más comunes para los transformadores utilizados en el sistema de Bombeo Electrocentrífugo son: conexión Delta (ó triángulo) y estrella; en algunas aplicaciones se utiliza conexión tipo poligonal.

VOLTAJE PRIMARIO (12,500 VOLTS)

PARARRAYOS ARREGLO DE TRANSFORMADORES PARA REDUCIR DE 12,500 VOLTS A 1,500 VOLTS

TABLERO (1,500 VOLTS)

VOLTAJE SECUNDARIO (900 – 1,500 VOLTS)

A LA CAJA DE UNIÓN Y AL POZO

VOLTAJE PRIMARIO (12,500 VOLTS)

PARARRAYOS ARREGLO DE TRANSFORMADORES PARA REDUCIR 12,500 VOLTS A 2,400 VOLTS

TABLERO DE CONTROL (600 HP – 2,400 VOLTS)

VOLTAJE SECUNDARIO (900 – 1,500 VOLTS)

VARILLAS A TIERRA

A LA CAJA DE UNIÓN Y AL POZO

Fig. 2.16. Arreglos de transformadores.25 25

Brown Kermit E., The “Technology Of Artificial Lift Methods”, Vol. 2b. University of Tulsa. Penwell Publising Co. 1980, Tulsa Ok.

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2.3.3. VARIADORES DE FRECUENCIA (VDF) El sistema BEC es inflexible cuando opera a una velocidad fija porque se limita el gasto de producción a un rango fijo y la carga de salida a un valor fijo para cada gasto. El variador de frecuencia (Fig. 2.17) es un controlador de motor que permite operar al sistema BEC en una banda de frecuencia de 30 a 90 Hz, lo que implica un amplio rango de velocidades de motor y por lo tanto de gasto de producción que es posible manejar. Una alta frecuencia incrementa la velocidad y el gasto, una baja frecuencia los disminuye en vez de estar limitado a la frecuencia de línea. La operación básica del VDF es convertir la entrada trifásica de corriente alterna a corriente directa DC, luego, usando semiconductores de potencia como interruptores de estado sólido, invierte la corriente directa a una salida alterna trifásica de voltaje y frecuencia variable. El propósito principal para usar el VDF en el sistema BEC es la flexibilidad en el bombeo, pero también se obtienen otros beneficios tales como la extensión de la vida útil del equipo de fondo, arranque suave, velocidad controlada automáticamente, supresión de transitorios de línea y eliminación de estrangulamientos superficiales.

Fig. 2.17. Variadores de frecuencia.26

2.3.4. BOLA COLGADORA Este dispositivo se coloca en un nido sobre el árbol de válvulas. Su función es sostener la tubería de producción, permitir su paso y el de los tres conductores del cable, proporcionando el sello necesario en el espacio anular entre la tubería de producción y de revestimiento para evitar la fuga de fluidos a la superficie. 26

Sánchez Medina, Germán de Jesus., “Aplicación del bombeo electrocentrífugo sumergido (BEC) en terminaciones inteligentes”, TESIS, UNAM, México, 2012.

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Está construida de acero, cubierta de neopreno. En el caso de instalaciones marinas el paso de los conductores del cable, lo tiene integrado y su contacto es como el de la mufa. 2.3.5. CAJA DE VIENTO Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y alcanzar la instalación eléctrica en el tablero. En la caja de viento o de unión, los conductores del cable quedan expuestos a la atmósfera evitando esa posibilidad. En la figura 2.18 se muestra la forma como queda instalada para su operación. 2.3.6. TABLERO DE CONTROL Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad del control que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al tablero. Este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente un botón de arranque y un fusible de protección por sobrecarga; o bien contener fusibles de desconexión por sobrecarga y bajar carga, mecanismos de relojería para restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de represionamiento de líneas, luces indicadoras de la causa del paro, amperímetro, y otros dispositivos para control remoto. Los tipos de tablero existentes son electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos.

Fig. 2.18. Posicionamiento apropiado de la caja de viento o de unión en el sitio de pozo.27 27

Brown Kermit E., The “Technology Of Artificial Lift Methods”, Vol. 2b. University of Tulsa. Penwell Publising Co. 1980, Tulsa Ok.

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2.4. ACCESORIOS Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es necesario contar con algunos accesorios tales como: 

Válvula de contrapresión: Se coloca de una a tres lingadas de tubería por arriba de la bomba, esta válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que cuando el motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita el giro de la flecha de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.



Válvula de drene: Se coloca de una a tres lingadas por arriba de la válvula de contrapresión. Su función es establecer comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción con el propósito de que ésta se vacíe cuando se extrae el aparejo del pozo. Para operarla se deja caer una barra de acero desde la superficie por la tubería de producción; la barra rompe el perno y deja abierto un orificio de comunicación con el espacio anular.



Guía del motor: Estructura metálica, normalmente de hierro dulce o de acero según las condiciones del pozo lo requieran. En condiciones severamente corrosivos es recomendable usar acero ferrítico o acero inoxidable de forma cónica o tubular con diámetro máximo ligeramente menor que el drift de la tubería de revestimiento. Su función principal es orientar el equipo sumergible dentro de la tubería de revestimiento y evitar el movimiento del aparejo. Se encuentra conectado al final del último motor o del sensor de fondo. Es muy importante verificar el diámetro exterior de la guía del motor antes de introducir el equipo BEC y correlacionar los diámetros de los diferentes pesos de la tubería.



Sensor de presión y temperatura para fondo: Dispositivo electrónico capaz de soportar altas presiones y de enviar señales a superficie a través del cable eléctrico que suministra potencia al equipo BEC. Tiene forma tubular de aproximadamente 1.50 m. con el anillo sensor de presión y la electrónica almacenada en el tercio superior del cuerpo del sensor. Se conecta al motor de fondo a través de un cable de alimentación y un cable de señal y se alimenta de pulsos de corriente continua de ±120 Voltios, cuando la señal es sensada por el anillo de presión es traducida a señal eléctrica y enviada a través del cable de potencia del sistema a superficie, donde es aislada de la corriente alterna en el panel de choque y esta señal es enviada al panel de control.

Otros accesorios pueden centradores, carrete de cable, cajas protectoras para transporte del equipo, etc. la integración de todos los componentes descritos es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquido deseado, manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo. TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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2.5. CURVAS CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA Para establecer las posibilidades de aplicación de una bomba ya construida, por lo que se refiere al gasto que puede manejar, es necesario determinar mediantes pruebas prácticas, sus curvas características o de comportamiento; las cuales indican para diversos gastos, los valores de eficiencia y longitud de columna hidráulica que es capaz de desarrollar la bomba; así como la potencia al freno en cada caso. Las pruebas prácticas de la bomba se realizan utilizando agua dulce de densidad relativa 1.0 y viscosidad 1.0 cp haciéndola trabajar a velocidad constante y estrangulando la descarga. Durante la prueba se miden en varios puntos: el gasto, el incremento de presión a través de la bomba y la potencia al freno. El incremento de presión se convierte a carga de columna hidráulica y se calcula la eficiencia total de la bomba. Con base en estos datos se dibujan las curvas de carga, potencia al freno y eficiencia en función del gasto manejado (Fig. 2.19). La construcción de gráficas con curvas características para una bomba, se realiza de la siguiente manera: I. II.

III.

IV. V.

El gasto se mide por medio de recipientes aforados u orificios calibrados. La altura total de elevación o carga hidráulica se determina fijando la altura de succión por medio de un vacuómetro y la altura de descarga por medio de un manómetro. La potencia se determina por medio de un dinamómetro o por la potencia que alcance el motor eléctrico de acondicionamiento, tomando en consideración su rendimiento. El número de revoluciones por minuto (rpm) se obtiene por medio de un tacómetro o por medio de un contador de revoluciones. La eficiencia se obtiene al despejarla de la ecuación de potencia. 𝐸=

𝑝 ∗ 144 ∗ 𝑄 𝐻𝑝 ∗ 7.48 ∗ 60 ∗ 550 ∗ 𝑁𝐸

Donde: P: Incremento de presión. Q: Gasto (gpm). Hp: Potencia. NE: Número de etapas. Cada curva representa el comportamiento de la bomba a una velocidad particular para alturas de elevación variables, lo que en la práctica se consigue generalmente de la siguiente manera: se cierra la válvula de descarga y se hace funcionar la bomba a su número normal de revoluciones por minuto, por ejemplo 3500 rpm, en este caso, el gasto es cero y en la bomba se establece una presión que alcanza aproximadamente unos 5,300 pies para lo cual se requiere una potencia de 40 Hp, todo lo anterior para 100 etapas. Se abre progresivamente la válvula de

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descarga y empieza el flujo; la curva de capacidad de carga, baja progresivamente, las curvas de potencia y eficiencia van aumentando a medida que aumenta el gasto. Continuando con la apertura de la válvula, se disminuye el valor de la carga y aumentan los valores del gasto, la eficiencia y la potencia. El valor máximo de eficiencia corresponde a los valores de gasto y carga para los cuales se construyó la bomba. Sin embargo, las bombas en realidad se utilizan para bombear líquidos de diferentes densidades y viscosidades, operando a otras velocidades también constantes. En estos casos es necesario tomar en cuenta el efecto de algunos parámetros a fin de predecir el comportamiento de la bomba bajo condiciones reales de operación. a) Efecto del cambio de velocidad: El gasto varía en proporción directa a los cambios de velocidad de la bomba. La carga producida es proporcional al cuadrado de la velocidad y la potencia es proporcional al cubo de la velocidad. La eficiencia de la bomba permanece constante con los cambios de velocidad. b) Efecto de densidad relativa: La carga producida por un impulsor no depende de la densidad relativa. Entonces la curva de capacidad de carga no depende de la densidad relativa. La potencia varía directamente con la densidad relativa y la eficiencia de la bomba permanece constante independientemente de la densidad relativa. c) Efectos de cambio del diámetro del impulsor: La capacidad o gasto varía directamente con el diámetro de los impulsores; la carga directamente con el cuadrado del diámetro y la potencia con el cubo del diámetro. La eficiencia de la bomba no cambia. Las gráficas de curvas de comportamiento para cada bomba, las publica el fabricante. Con referencia a la figura 2.19, se aprecia que además de las curvas de eficiencia, carga y potencia contra gasto se incluye información respecto al diámetro de tubería de revestimiento en que puede introducirse la bomba, tipo y número de serie de la misma, frecuencia de la corriente para alimenta al motor y el número de etapas considerado en la elaboración de la gráfica, que generalmente es 1 ó 100. En cuanto a la forma de utilizar las gráficas de curvas características, se tiene que de acuerdo a la frecuencia (Hertzios) de la corriente disponible, se selecciona un grupo de gráficas verificando que su número de serie o diámetro externo, sea tal que puedan introducirse en la tubería de revestimiento existente en el pozo; de este grupo se selecciona una que maneje con mayor eficiencia el gasto deseado a las condiciones de profundidad de colocación de la bomba. Una vez seleccionada la gráfica, a partir de dicho gasto, se traza una línea vertical, hasta intersecar con las curvas de potencia, eficiencia y capacidad de carga de tal forma que se hagan las lecturas en las escalas correspondientes.

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Fig. 2.19. Curvas características de bombas centrífugas sumergibles. 28

28

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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2.6. VENTANA DE OPERACIÓN En la figura 2.20 se presentan las diferentes zonas que hay en la curva de comportamiento, bajo este criterio técnico solo existen tres zonas: óptima (Zona A), empuje ascendente (Zona B) y empuje descendente (Zona C) y un solo punto de máxima eficiencia (Punto D).

Fig. 2.20. Gráfica de la ventana operativa de la bomba.29

Eje vertical: Carga dinámica total (CDT). Eje horizontal: Barriles por día a condiciones de yacimiento. Zona A: Rango óptimo de operación de la bomba: La zona óptima está delimitado por las dos curvas azules perpendiculares a las de la frecuencia, es la zona de acuerdo al fabricante que la bomba puede operar sin ningún problema y sin ningún empuje axial que afecte su comportamiento. Punto B: Zona de empuje ascendente (Upthrust operation): Es la zona donde la bomba está levantando mayor fluido de la que fue diseñado y construido. Por ejemplo si fue diseñada para trabajar entre 2000 y 3500 barriles y trabaja la bomba levantando 4200 barriles de fluido por día. 29

Ing. Díaz Zertuche, Héctor Jesús “Bombeo electrocentrífugo sumergido”, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, 2002.

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Zona C: Zona de empuje descendente (Downthrust operation): Es la zona donde la bomba está levantando menos fluido del que fue diseñado y construido. Por ejemplo si la bomba fue diseñada para levantar entre 1500 y 3000 barriles de fluido por día y trabaja la bomba levantando 700 barriles por día. Este criterio de diseño se basa en que se tiene toda una zona de operación en que la bomba puede trabajar sin tener efectos de desgaste, y que si se sale de la zona “óptima” (Zona A) y si el punto se mueve a la derecha (Zona B) estará trabajando en la zona de empuje ascendente, y si el punto se mueve a la izquierda (Zona C) estará trabajando en la zona de empuje descendente. En ambas zonas la explicación técnica y mecánica es que comienza el desgaste debido a la fricción de metal con metal y las mismas partículas que se precipitan. De acuerdo a lo enunciado anteriormente, el criterio de diseño en muchas operaciones se basa en que el punto inicial de operación debe de ubicarse en el medio de la curva de comportamiento presentado como ejemplo, producto del desgaste lo cual ocasiona mayor destrucción a las etapas de la misma bomba. 2.6.1. PERFIL DE GRADIENTE FLUYENTE

Fig. 2.21. Gradiente fluyente para el Bombeo Electrocentrífugo.

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2.7. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción el BEC tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor. Ventajas: o Se pueden explotar pozos que eran considerados de baja rentabilidad para su explotación. o Es posible variar las condiciones de operación de la bomba para tener flexibilidad en la producción, debido a que la cantidad de crudo extraído es controlada por la velocidad de la bomba. o Produce grandes volúmenes de aceite. o Se puede instalar a profundidades mayores a los 4500 mts. o El par motor – bomba están acopladas directamente. Desventajas: o Costo inicial puede ser alto, ya que las múltiples etapas en la bomba para un alto volumen y las elevadas potencias en el motor son costosas. o El cable es también de alto costo, especialmente si se requieren recubrimientos para que opere en medio ambiente agresivo. o Las fallas en el cable son muy frecuentes debido a las altas temperaturas, por corrosión o por mal manejo. o Las fallas en el motor también son frecuentes y se deben a altas temperaturas, corrosión por gases amargos, abrasión por arena, altas RGA (eficiencias bajas) y frecuentemente a la liberación de gas encerrado en la bomba.

2.8. DISEÑO DE APAREJOS DE BOMBEO ELECTOCENTRÍFUGO (BEC) El éxito del diseño de un aparejo de bombeo electrocentrífugo, también conocido como BEC, se basa en la buena calidad de la información utilizada que incluye: una prueba de producción, tipo de fluidos producidos, estado mecánico del

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pozo y datos complementarios que permitan asegurar el funcionamiento confiable del sistema. 2.8.1. INFORMACIÓN REQUERDIDA PARA EL DISEÑO DE APAREJOS DE BOMBEO ELECTOCENTRÍFUGO (BEC). Los datos requeridos caen dentro de las siguientes cuatro categorías: 1. 2. 3. 4.

Comportamiento de flujo del pozo y del yacimiento (IPR). Geometría del pozo. Características de los fluidos del pozo. Objetivos del diseño y requerimientos preestablecidos de potencia.

Por su importancia, a continuación se presentan comentarios referentes a dicha información: 1. Prueba de producción. Los datos del comportamiento de flujo en el yacimiento y en la tubería vertical, establecen la capacidad máxima de producción del pozo y la presión de fondo fluyendo para cualquier gasto menor que el máximo. Este comportamiento se describe con las presiones estática y de fondo fluyendo, medidas a una profundidad conocida, y con el gasto correspondiente. Si no hay gas en el pozo, los niveles estático y dinámico del fluido son suficientes, en lugar de las presiones. La presión de fondo fluyendo para cualquier otro gasto, se determina con los datos de la curva de comportamiento de flujo, calculada mediante alguna de las formas comúnmente aceptadas: a) Línea recta de índice de productividad, utilizada cuando no hay gas presente o cuando todo el gas se encuentra en solución a la profundidad del intervalo productor. b) Curva de comportamiento de afluencia (IPR), utilizada cuando la presión de fondo fluyendo es inferior a la de saturación, lo que implica la presencia de gas libre en el yacimiento. La temperatura de flujo en el fondo y en la cabeza son datos necesarios particularmente si hay gas presente. Tanto la cantidad de gas en solución y el volumen de gas libre son sensibles a la variación de temperatura, y cambian continuamente durante su trayectoria por la tubería de producción. También la selección del material para el cable conductor queda afectada por la temperatura del medio ambiente al que está expuesto. 2. Tipo de fluidos producidos. Los datos de un análisis PVT también son necesarios cuando no hay gas presente. Si para un caso en particular no se tienen disponibles dichos datos se TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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pueden calcular mediante correlaciones estándar; entonces, se requiere conocer las densidades relativas y porcentajes de líquido y de gas que componen la mezcla que se va a bombear. Por lo tanto, deben conocerse las densidades relativas del agua y gas, la densidad API del aceite, el porcentaje de agua producida y la relación gas-aceite. Estos parámetros influyen directamente sobre la demanda de potencia al motor y la viscosidad, además, influye sobre las curvas de comportamiento de las bombas. 3. Estado mecánico del pozo. Las dimensiones físicas del pozo son datos importantes que gobiernan la capacidad del aparejo posible a instalar. El tamaño y peso de la tubería de revestimiento determinan el diámetro máximo de motor y bomba que pueden introducirse en el pozo. Su importancia está en que la instalación es más eficiente conforme estos diámetros sean mayores. La profundidad total del pozo es el límite máximo para la colocación del aparejo. Igualmente, la profundidad media del intervalo disparado es el límite de colocación del aparejo en la forma tradicional. En caso de que la zona de disparos quede por arriba de la bomba, se requiere instalación especial; consistente en una camisa de recubrimiento a lo largo del aparejo, para obligar a que los fluidos pasen por la parte externa del motor y lo enfríen. 4. Datos complementarios. Otra información no perteneciente al yacimiento ni al pozo pero necesaria para el diseño del aparejo, se refiere al voltaje disponible del suministro de energía que conduce a la selección de los transformadores y de otros componentes eléctricos. También la frecuencia (Hertzio) de la corriente que gobierna la velocidad del motor y el rendimiento de la bomba, así como el tamaño y tipo de rosca para elegir la válvula de contrapresión, la de drene, la extensión de la mufa y la bola colgadora. Para cada aplicación se tiene una situación individual debido a las condiciones variantes del pozo y del fluido que se va a bombear.

2.8.2. FACTORES QUE AFECTAN EL DISEÑO DEL APAREJO DE BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO. El diseño de instalaciones de BEC, se ve invariablemente afectado por diversos factores que deben considerarse en forma metódica, debido a su influencia sobre la selección final de las dimensiones de la bomba y del motor que se requieren para cumplir con el objetivo de producción. Por su importancia, dichos factores se comentan a continuación: 8. Capacidad de flujo del pozo. Este parámetro obtenido de la prueba de producción, permite diseñar la bomba asegurando que el rango de gasto en el que opere, esté cerca de su máxima eficiencia. TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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De otra manera, si la capacidad de la bomba excede a la aportación del pozo, se puede alcanzar la condición de bombeo en vacío; en consecuencia, el motor se sobrecalienta hasta que su aislamiento falla y se quema. Los fabricantes de bombas sumergibles señalan que éstas operan adecuadamente con 220 lb/ pg2 en la succión, si el fluido que se bombea es líquido. Cuando en las proximidades de la succión existe gas libre, es necesario considerar cuidadosamente qué cantidad de éste tolera la bomba, sin que su comportamiento se aparte del indicado en sus curvas características. La magnitud de esa cantidad puede ser variable de acuerdo con el fabricante, se expresa como un porcentaje del gasto total de fluidos que ingresa a la bomba y se recomienda un rango de 10 a 15%, como máximo. 9. Geometría de flujo. El estado mecánico del pozo es parte de esta geometría que incluye el diámetro de la tubería de producción, mismo que está relacionado con el tamaño de la bomba. Dicho diámetro, se selecciona para manejar apropiadamente el gasto que se desea producir, ya que influye sobre las pérdidas de presión desde la bomba hasta la superficie. 10. Gas libre en la bomba. La presencia de gas libre a la profundidad de colocación del aparejo representa el mayor problema para dimensionar el equipo adecuado y producir un pozo. La bomba tiene su más alta eficiencia cuando se bombean únicamente líquidos y aunque puede bombear gas libre, su presencia en exceso es causa de una operación ineficiente. Si la producción del pozo tiene gas asociado, entonces, entre el nivel dinámico del fluido y el fondo, existe un rango de combinaciones de líquido y gas con diferentes densidades, mismas que influyen significativamente sobre la capacidad requerida para la bomba y su profundidad de colocación. Como regla general, la mayoría de las instalaciones de Bombeo Electrocentrífugo impulsan a los fluidos por la tubería de producción, sin empacador en el pozo. Esto significa que el gas libre se puede desviar al espacio anular, o pasar a través de la bomba. El funcionamiento de la bomba y del motor se ven afectados por la cantidad de gas que pasa a través de la bomba, en este punto, una mayor cantidad total de gas libre y disuelto tiene efectos benéficos debido a que disminuye el peso de la columna hidráulica en la tubería de producción y reduce la demanda de potencia al motor, pero la bomba necesita manejar un gasto mayor. Es decir, el requisito de capacidad volumétrica de la bomba se incrementa conforme aumenta la relación gas libre-líquido que debe manejar. Cuanto más gas disuelto se encuentre en la succión de la bomba, su comportamiento será más fiel al señalado en sus curvas características. Por el contrario, se aparta de dicho comportamiento mientras la relación gas libre-líquido se incremente. Algunas formas prácticas para resolver el problema del gas libre a la profundidad de colocación de la bomba, son:

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a) Colocar la bomba de manera que la presión de succión sea superior a la presión de saturación, con lo que se asegurará que el fluido que entre a la bomba sea sólo aceite más el gasto de agua si la hay. Esto puede hacerse únicamente si la profundidad a la que ocurre la presión de saturación, se presenta arriba del extremo inferior de la sarta de producción. (Ing. Díaz Zertuche, 2002) b) Colocar la bomba de manera que la presión de succión sea inferior a la presión de saturación, lo cual tendrá la ventaja de acortar la longitud de la tubería de producción y el cable conductor y en consecuencia un menor costo. Conforme la bomba se coloca más arriba en el pozo, la cantidad de gas libre se incrementa y debe tenerse cuidado de que el flujo que llega a la succión no tenga una relación gas-líquido más alta de la que la bomba es capaz de tolerar. (Ing. Díaz Zertuche, 2002) 11. Separación de gas. El separador de gas desvía parte del gas libre de la succión de la bomba hacia el espacio anular. Pero, ¿Cómo determinar el volumen de gas libre posible de separar a la profundidad de colocación del aparejo?. Actualmente no existe un método analítico ni empírico para calcular la eficiencia con la que trabaja el separador. En su lugar sólo se tienen cifras que varían de un fabricante al otro y se considera que no pueden ser utilizados como fijas, ya que posiblemente dependen de las condiciones de bombeo específicas de cada pozo. Por esta razón, es recomendable proceder con reserva cuando se afirma que se puede separar hasta el 90% del gas libre y en cambio utilizar una cifra conservadora, que en el mejor de los casos no supere el 50%. 5. Pozos desviados. Las bombas sumergibles están diseñadas para operar generalmente en una posición vertical, pero pueden trabajar en pozos desviados y aún en posición aproximada a la horizontal, cuando sea necesario, con el requisito de que la flecha no esté forzada o flexionada. El límite de desviación de la vertical, lo establece la capacidad de la unidad para mantener la separación entre el aceite lubricante del motor y el fluido del pozo, lo cual incumbe al fabricante y depende del tipo de protector utilizado. Para unidades diseñadas con una barrera flexible entre el aceite del motor y el del fluido del pozo, el límite de desviación cambia. 6. Empacadores. La forma preferente de instalar un aparejo de Bombeo Electrocentrífugo, es sin empacador, de manera que queda colgando de la tubería de producción. La colocación de un empacador significa una instalación especial, ya que éste debe permitir el paso del cable de potencia al motor. Si se requiere en el pozo, su selección se hace cuidadosamente, de modo que la bomba tenga sobre sí muy poco peso o nada de peso a compresión. Por ejemplo, teniendo en cuenta que cuando la bomba empieza a TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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mover grandes volúmenes de líquidos calientes, la tubería de producción se dilata y ejerce compresión sobre la bomba si no se hacen los ajustes necesarios. En este caso un empacador permanente utilizando sellos de tipo largo, trabajaría satisfactoriamente (Fig. 2.21). En resumen, si se requiere del uso de empacadores, puede usarse uno que pueda colocarse sin que la bomba o tubería de producción queden sujetas a compresión.

CABLE CÁMARA DE CONEXIÓN MOTOR PROTECTOR DESCARGA BOMBA

EMPACADOR

Fig. 2.22. Instalación del aparejo con empacador.30

7. Efectos viscosos. La viscosidad afecta el comportamiento de las bombas centrífugas, disminuyendo su capacidad de carga, reduciendo la eficiencia y haciendo que la más alta eficiencia ocurra a un gasto menor. Para cualquier bomba, el efecto de viscosidad sobre la carga que produce, es mayor a gastos más altos. Las curvas de comportamiento que publican los fabricantes para cada bomba se basan en pruebas realizadas con agua, de manera que es necesario ajustar las curvas para fluidos de mayores viscosidades. La cantidad de ajuste varía entre bombas. Aquéllas con pasajes de flujo más pequeños generalmente se afectan más por la viscosidad alta. 8. Temperatura. La temperatura de fondo es importante para la instalación de aparejos de Bombeo Electrocentrífugo ya que es uno de los factores de control en la selección del cable conductor. Los cables disponibles en el mercado soportan temperaturas de poco más de 350 °F, y son más costosos conforme su temperatura de operación sea mayor. 30

Brown Kermit E., The “Technology Of Artificial Lift Methods” Vol. 2b. University of Tulsa. Penwell Publising Co. 1980, Tulsa Ok.

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La temperatura también afecta al motor aunque la bomba no se coloque en el fondo, debido a que un alto ritmo de producción mueve a los fluidos rápidamente hacia el aparejo, acarreando al motor una temperatura más alta que la existente bajo condiciones estáticas. Una mayor temperatura que la deseada en el motor acorta su tiempo vida útil. Por ejemplo, por cada 18 °F de exceso en la temperatura de operación, por arriba del rango del aislamiento del motor, la vida de éste se reduce en un 50%. La temperatura a la profundidad del aparejo operando, debe conocerse para determinar el volumen total de fluidos que entra a la bomba, especialmente para manejo de gas libre. 9. Operación contra condiciones de descarga. En la selección final de la potencia para el motor, es necesario tomar en cuenta que la demanda en potencia para la operación de producción, puede ser menor que la requerida para la descarga del pozo. Por ejemplo, si el pozo tiene salmuera como fluido de control, la potencia requerida para condiciones estables de operación, puede ser mucho menor que la potencia inicial requerida para la descarga. 10. Selección del aparejo. Una vez considerados los factores mencionados, en forma complementaria para la selección de la bomba y del motor, se recomienda la observación cuidadosa de las siguientes acciones: 1. Es importante que la bomba se seleccione para manejar el gasto deseado, dentro de la capacidad de producción del pozo. Cada una tiene su propio rango de gasto dentro del que es más eficiente y está menos sujeto a desgaste mecánico. La información confiable del yacimiento y de una prueba de producción ayuda a evitar el dimensionamiento equivocado de la bomba, lo que resultaría en una instalación ineficiente. 2. Las dimensiones de la bomba deben ser tales que impriman a los fluidos, la energía necesaria para elevarlos del fondo a la superficie, manteniendo la presión requerida en la cabeza del pozo. Para lograrlo, siempre es importante que el número de etapas en la bomba sea el correcto. Nuevamente la información confiable es de utilidad. 3. El tamaño del motor se elige de manera que la potencia satisfaga los requerimientos para impulsar el número de etapas, considerando la eficiencia de éstas, su capacidad de carga y el gasto que la bomba maneje, a la profundidad de colocación del aparejo. Por lo que se refiere al resto de los componentes del aparejo, estos siempre quedan ajustados a las dimensiones de la bomba y del motor, seleccionados en la siguiente forma:

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  



El número de serie del protector y del separador de gas debe ser el mismo que el de la bomba. El diámetro de la tubería de producción es función del gasto a manejar y a su vez, las dimensiones de los accesorios son función de dicho diámetro. Las características del cable se eligen de acuerdo a los requisitos de voltaje del motor, como consecuencia se determina el voltaje necesario en la superficie y las condiciones electromecánicas que deben tener los dispositivos que se instalen en el tablero de control. El voltaje superficial requerido, conduce a elegir el tamaño de transformador o transformadores que permitan cubrir la demanda de corriente, para asegurar la operación satisfactoria de la instalación de Bombeo Electrocentrífugo.

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CAPÍTULO III “BOMBEO ELECTROCAVIDADES PROGRESIVAS (BECP)”

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Los actuales sistemas artificiales de explotación convencionales están limitados en su capacidad de extracción debido al incremento de la explotación de yacimientos no convencionales, lo cual requiere de tecnologías más complejas dentro de la perforación y producción. Por ejemplo, el Bombeo Electrocentrífugo (BEC) presenta problemas operacionales en el manejo de agentes abrasivos, corrosivos y polímeros, además, su capacidad de producción está limitada. La limitante de la varilla que maneja el Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP) es la desviación del pozo; la fuerza de la sarta de varillas también ha limitado la velocidad de la bomba y la profundidad de colocación de ésta. El sistema BECP es una combinación de una Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) y un motor eléctrico de un Bombeo Electrocentrífugo (BEC) que da como resultado un sistema artificial de explotación relativamente nuevo en la industria petrolera. Entonces el sistema BECP tiene integradas las ventajas del BCP y del BEC. Ésta combinación está considerada como el sistema artificial de explotación más conveniente para algunas cualidades especiales del crudo o condiciones del pozo, tal como alta viscosidad del aceite, contenido de arena en el crudo, pozos desviados u horizontales y plataformas costa afuera. El principio de operación del sistema BECP puede ser expresado por medio de dos procedimientos de trabajo simples, uno de ellos es el sistema de suministro de energía y el otro es el sistema de levantamiento de fluidos de producción. Ambos sistemas abarcan componentes mecánicos tanto en superficie como en el subsuelo, entonces los dos sistemas pueden ser expuestos como sigue a continuación.

3.1. SISTEMA DE SUMINISTRO DE ENERGÍA Se mencionó con anterioridad la similitud que existe entre el sistema BECP y el BEC, por lo tanto los componente superficiales son prácticamente los mismos. El sentido que lleva el sistema de suministro de energía va de la superficie hacia el fondo del pozo. Este sistema inicia en la línea de suministro de energía eléctrica, la cual proporciona la energía total que será consumida por el motor eléctrico sumergido. Después, la energía eléctrica es transmitida al transformador eléctrico, el cual cambia el voltaje original de la línea de alimentación a un voltaje conveniente. Posteriormente este voltaje modificado pasa a través del variador de frecuencia (VSD), el cual tiene como función primordial cambiar la frecuencia del voltaje, esto trae como consecuencia un aumento o disminución de la velocidad de rotación del motor según sea el caso, ya que con una frecuencia alta, aumenta la velocidad de rotación y aumenta el ritmo de producción; y con una frecuencia baja disminuye la velocidad de rotación y disminuye obviamente el gasto. Una vez condicionados tanto la frecuencia como el voltaje, se procede a alimentar el motor eléctrico sumergido, pero para realizar tal acción, primero se debe unir el cable de potencia (cable que llega hasta el motor de fondo) con el cable de superficie. TESIS | SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONALES (BECP Y BER)

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Esto se logra gracias a la caja de venteo en la superficie (juntion box), la cual nos permite ventear a la superficie ciertos volúmenes de gas que pueden viajar dentro de las cavidades del cable de potencia. El objetivo (de expulsar estas cantidades de gas hacia la superficie en la caja de venteo) es impedir que entre en contacto el gas con el variador de frecuencia o el transformador (el contacto del gas con éstos componentes provocaría un incendio). Una vez que están verificados los componentes del suministro de energía, es posible iniciar con seguridad la operación del motor eléctrico sumergido, dicho motor representa el último componente del sistema de suministro de energía y el primero del sistema de levantamiento de fluidos. 3.1.1. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DE FLUIDOS DE PRODUCCIÓN El sentido de este sistema de levantamiento de fluidos comienza en el fondo del pozo y termina en la superficie, y como es de suponerse, en él se integran componentes tanto del bombeo de cavidades progresivas como del bombeo electrocentrífugo sumergido (Fig. 3.1). TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

ROTOR

ESTATOR BOMBA DE CAVIDADES PROGRESIVAS PROTECTOR

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO REDUCTOR SUMERGIBLE

MOTOR ELÉCTRICO

Fig. 3.1. Sistema de levantamiento de fluidos en el fondo del pozo.31 31

Barrera Sebastián, G., “Aplicaciones del sistema artificial de producción híbrido ESPCP: Bomba de cavidades progresivas asistida por un motor eléctrico sumergido”, TESIS, UNAM, México, 2012.

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Este sistema de levantamiento inicia con el accionamiento del motor eléctrico sumergido (el motor es accionado por energía eléctrica procedente de la superficie y es comunicada por medio del cable de potencia). Una vez que el motor eléctrico arranca, el torque generado es transmitido al reductor sumergible, el cual tiene como función sustantiva alterar el torque proveniente del motor, esto permite ajustar la velocidad de rotación para que la bomba de cavidades progresivas opere convenientemente. Una vez que ya es ajustada la velocidad de rotación, el torque es comunicado al eje flexible, el cual nos permite transformar el movimiento concéntrico generado por el motor a un movimiento excéntrico demandado por la bomba de cavidades progresivas. Después de que la bomba de cavidades progresivas es accionada, los fluidos de producción comienzan a entrar en la sección de entrada de la misma. La bomba de cavidades progresivas nos permite imprimir energía adicional a los fluidos del yacimiento para que estos lleguen hasta la superficie. La conducción de los fluidos de producción se realiza a través de la tubería de producción (o en unos casos a través del espacio anular) hasta llegar a la cabeza del pozo. A diferencia del bombeo de cavidades progresivas, en la cabeza del pozo en el sistema BECP no existen conexiones para cabezales rotativos ni de soporte, por lo tanto, es posible obtener mayor seguridad en las instalaciones superficiales. Una vez que los fluidos de producción llegan al cabezal del pozo, son conducidos con seguridad a través de la línea de producción, para después separar y almacenar los hidrocarburos económicamente comerciables.

3.2. COMPONENTES PRINCIPALES Y ASPECTOS INCLUIDOS EN EL DISEÑO DEL SISTEMA BECP Como se mencionó anteriormente, el sistema BECP es una bomba de cavidades progresivas impulsada por un motor eléctrico de fondo. Ésta configuración genera un sistema libre de varilla el cual elimina las pérdidas de potencia por fricción generadas por el rose entre la sarta de varillas y la tubería de producción (Fig. 3.2). A continuación se mencionan y describen explícitamente los componentes básicos que integran un sistema BECP: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Sensor de fondo presión/temperatura. Motor Electrosumergible. Caja reductora. Sección sellante. Eje flexible (Flex Shaft). Bomba de cavidad progresiva. Cable de potencia. Variador de frecuencia.

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Fig. 3.2. Componentes del sistema BECP.32 32

Baker Hughes., “Propuesta sistema electrosumergible con bomba de cavidades progresivas”, Cd. Del Carmen, 2011.

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3.2.1. BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA ELECTROSUMERGIBLE La bomba de cavidades progresivas que se utiliza en éste sistema consiste de:     

Un desplazamiento positivo. Un rotor metálico dentro del estator elastomérico. Cavidades progresivas que capturan el fluido impulsándolo progresivamente a medida que el rotor gira. Terminación en cuerda para conectar a la tubería de producción. Alta eficiencia con un mínimo de partes móviles. Consiste en dos componentes claves:

1. Rotor: Componente maquinado de acero de alta resistencia con geometría helicoidal y recubierta con cromo o un material alternativo de alta dureza. Es una sola parte movible (Fig. 3.3). 2. Estator: Es un cilindro de acero (o tubo) revestido internamente con un elastómero sintético con geometría interna en forma helicoidal y adherido fuertemente a dicho cilindro. Pieza estacionaria en conjunto (Fig. 3.3). DESCARGA DEL FLUIDO

ROTOR

ESTATOR

ELASTÓMERO

ADMISIÓN DEL FLUIDO

1

2

3

Fig. 3.3. Procesos de formaciones de cavidades en la bomba.33

Otra consideración cuando se diseña una instalación que utilizará una bomba de cavidades progresivas, es determinar el tipo de elastómero que será compatible con el contenido de aromáticos presentes en el fluido de producción.

33

Hirschfeldt, Marcelo., “Manual de cavidades progresivas” Oil Production, Junio, 2008.

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Existen tres variedades de elastómeros para bombas de cavidades progresivas:    

LT-2000 (