Tesis-seleccion de Una Bomba
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
SELECCIÓN DE UNA BOMBA TIPO BES PARA MANEJAR FLUÍDOS CON ALTOS CONTENIDOS DE ARENA Y FLUÍDOS VISCOSOS EN LOS POZOS QUE SE ENCUENTRAN EN EL CAMPO DE REPSOL YPF.
TECNÓLOGO EN PETRÒLEOS
BRUNO SANTIAGO SALGUERO ZAMBONINO
QUITO, 20 DE OCTUBRE DEL 2006
II
“La responsabilidad del contenido de esta Tesis de Grado, me corresponde exclusivamente: y el patrimonio de la misma a la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL”
BRUNO SANTIAGO SALGUERO ZAMBONINO
III
IV
AGREDECIMIENTO
REPSOL YPF, especialmente al Ing. Mario de la Hoz , por su ayuda y colaboración para la realización de este trabajo.
V
DEDICATORIA
Este trabajo va dedicado a todas las personas que me han apoyado a lo largo de mi vida especialmente a mis padres, hermano. Y ha las que se han ido incorporando y que han llegado hacer una parte fundamental en mi vida como mi esposa e hija.
VI
ÍNDICE GENERAL CAPÍTULO I………………………………………………………………………
1
1.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………..
2
1.2 OBJETIVOS GENERALES…………………………………………………...
3
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS………………………………………………….
3
1.4 JUSTIFICACIÓN……………………………………………………………..
4
1.5 IDEA A DEFENDER………………………………………………………….
5
1.6 VARIABLES…………………………………………………………………..
5
1.7 METODOLOGÍA……………………………………………………………..
5
1.8 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN…………………………………………..
6
CAPÍTULO II……………………………………………………………………
7
2.1 EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE……………………
8
2.1.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………..
8
2.2 TEORÍA HIDRÁULICA DE LA BOMBA CENTRÍFUGA…………………
11
2.2.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………..
11
2.2.2 EMPUJE AXIAL DE LA BOMBA…………………………………………
16
2.2.2.1 IMPULSOR………………………………………………………………..
16
2.2.2.2 EJE…………………………………………………………………………
17
2.2.2.3 IMPULSOR FIJO VS. IMPULSOR FLOTANTE………………………...
18
2.2.3 LEYES DE AFINIDAD……………………………………………………..
20
2.2.4 CAVITACIÓN………………………………………………………………
22
2.2.5 BLOQUEO POR GAS………………………………………………………
23
2.2.6 POTENCIA HIDRÁULICA…………………………………………………
23
VII
2.2.7 POTENCIA AL FRENO…………………………………………………….
24
2.3 LA BOMBA CENTRIFUGA………………………………………………….
25
2.3.1 COLUMNA DINÁMICA TOTAL (TDH)…………………………………..
30
2.4 SEPARADOR DE GAS ROTATIVO…………………………………………
31
2.5 EL SELLO……………………………………………………………………..
33
2.6 EL MOTOR ELECTROSUMERGIBLE……………………………………...
37
2.6.1 CURVAS CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR…………………………...
42
2.6.2 TABLEROS DE CONTROL PARA MOTORES…………………………...
45
2.6.3 PANELES DE CONTROL (VELOCIDAD FIJA)………………………….
46
2.6.4 ARRANCADOR SUAVE…………………………………………………...
47
2.6.5 CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE (VSC)…………………
48
2.7 EFECTOS DEL VSC EN LOS COMPONENTES DEL SISTEMA ESP…….
49
2.7.1 EFECTOS DE LA BOMBA CENTRÍFUGA……………………………….
49
2.7.2 EFECTOS SOBRE EL MOTOR…………………………………………….
51
2.7.3 LA BOMBA, EL MOTOR Y EL VSC……………………………………...
52
2.7.4 LIMITACIÓN DEL EJE DE LA BOMBA…………………………………
53
2.7.5 LÍMITE DEL ALOJAMIENTO DE LA BOMBA………………………….
54
2.7.6 VIBRACIÓN Y DESGASTE………………………………………………..
54
2.7.7 EFICIENCIA DEL MOTOR………………………………………………...
56
2.7.8 CALENTAMIENTO DEL MOTOR………………………………………...
57
2.7.9 AISLAMIENTO DEL MOTOR……………………………………………..
57
2.7.10 ARRANQUE………………………………………………………………..
57
2.8 EQUIPOS ADICIONALES……………………………………………………
58
VIII
2.8.1 MONITOR DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE FONDO DE POZO….
58
2.8.2 TRANSFORMADOR………………………………………………………..
59
2.8.3 CAJA DE CONEXIONES…………………………………………………..
60
2.8.4 CABEZA DE POZO…………………………………………………………
60
2.8.5 VÁLVULA DE RETENCIÓN………………………………………………
60
2.8.6 VÁLVULA DE DRENADO O PURGA……………………………………
61
2.8.7 REVELADOR DE ROTACIÓN INVERSA………………………………...
61
2.8.8 CENTRALIZADOR…………………………………………………………
62
2.8.9 CABLE DE POTENCIA…………………………………………………….
63
2.8.10 CABLE PLANO DE EXTENSIÓN DEL MOTOR (MLE)………………...
63
2.8.11 FLEJES……………………………………………………………………...
63
2.8.12 PROTECTORES PARA CABLE…………………………………………..
64
CAPÍTULO III…………………………………………………………………….
65
3.1 OPERACIÓN DE BOMBAS ELECTROCENTRÍFUGAS EN AMBIENTES ABRASIVOS……………………………………………………………………….
66
3.2 CALCULO DEL MRI EN LOS POZOS DE REPSOL YPF………………….
77
3.2.1 DETERMINACIÓN DE ARENA…………………………………………..
77
3.3 TIPOS DE BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÓN…………………..
80
3.3.1 BOMBA DE COMPRESIÓN………………………………………………..
80
3.3.2 BOMBA CON COJINETES DE CAUCHO………………………………...
81
3.3.3 BOMBA CON COJINETE DE SOPORTE RADIAL (ESTABILIZADOR).
81
3.3.4 BOMBA DE COMPRESIÓN RESISTENTE A LA ABRASIÓN “ARC”….
82
3.3.5 BOMBA RESISTENTE A LA ABRASIÓN “AR”…………………………
83
IX
3.4 CONTROL DE SÓLIDOS EN EQUIPOS BES MEDIANTE LA APLICACIÓN DE DISPERSANTE DE SÓLIDOS……………………………….
86
CAPÍTULO IV…………………………………………………………………….
87
4.1 DISEÑO PARA POZOS CON ALTA VISCOSIDAD………………………..
88
4.1.1 TEORÍA DE LAS EMULSIONES………………………………………….
90
4.1.1.1 FORMACIÓN DE EMULSIONES……………………………………….
90
4.1.1.2 TEORÍAS DE LA DEMULSIFICACIÓN……………………………….
91
4.1.1.3 MÉTODOS DE TRATAMIENTO………………………………………..
92
4.1.1.4 PUNTOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS……………………………..
92
4.1.1.5 MÉTODOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS…………………………...
93
4.1.1.6 DETERMINACIÓN DEL BSW O CORTE DE AGUA…………………..
94
4.1.1.7 SELECCIÓN DEL DEMULSIFICANTE-PRUEBA DE BOTELLAS…...
97
4.2 SELECCIÓN DEL EQUIPO ELECTROCENTRÍFUGO PARA LA PRODUCCIÓN DE EQUIPOS DE ALTA VELOCIDAD………………………..
102
4.2.1 EJEMPLO: FLUIDOS DE ALTA VISCOSIDAD…………………………
106
4.2.2 DATOS DE POZO………………………………………………………….
106
4.2.3 DATOS DE PRODUCCIÓN………………………………………………..
106
4.2.4 CONDICIONES DEL FLUÍDO DE POZO…………………………………
107
4.2.5 SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA……………………………….
107
4.2.6 PROBLEMAS POSIBLES…………………………………………………..
107 125
X
CAPÍTULO V…………………………………………………………………… 5.1 HISTORIAS DE BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÓN AR………..
126
5.1.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………...
126
5.1.2 AMO C5……………………………………………………………………..
127
5.1.3 GINTA B5…………………………………………………………………...
131
5.1.4 DAIMI 01……………………………………………………………………
136
5.1.5 TIVACUNO 01……………………………………………………………...
140
5.1.6 TIVACUNO 04……………………………………………………………...
143
5.1.7 TIVACUNO A3……………………………………………………………... 154 5.1.8 TIVACUNO B2……………………………………………………………..
157
5.1.9 AMO B4……………………………………………………………………..
160
CAPÍTULO VI…………………………………………………………………….
167
6.1 CONCLUSIONES……………………………………………………………..
168
6.2 RECOMENDACIONES………………………………………………………. 169 GLOSARIO DE TÉRMINOS……………………………………………………
170
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………….. 175 ANEXOS…………………………………………………………………………... 177 ANEXO I…………………………………………………………………………...
178
ANEXO II………………………………………………………………………….. 179 ANEXO III…………………………………………………………………………. 180 ANEXO IV…………………………………………………………………………
181
ANEXO V………………………………………………………………………….
182
ANEXO VI…………………………………………………………………………
183
XI
ANEXO VII………………………………………………………………………..
184
ANEXO VIII……………………………………………………………………….. 185 ANEXO IX…………………………………………………………………………
XII
186
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
PAG. ILUSTRACIÓN 2.1. COMPONENTES DEL SISTEMA BES…………………..
10
ILUSTRACIÓN 2.2. RELACIÓN DE LA COLUMNA IDEAL DE FLUIDO Y CAPACIDAD DE CIRCULACIÓN DE LA BOMBA…………………………….
12
ILUSTRACIÓN 2.3. RELACIÓN ENTRE EL CAUDAL DE FLUJO Y LA ALTURA DE LA COLUMNA…………………………………………………….
14
ILUSTRACIÓN 2.4. CURVA CARACTERÍSTICA PARA UNA ETAPA DE 60 HERTZ………………………………………………………………………….
15
ILUSTRACIÓN 2.5. IMPULSOR Y EXTREMO DEL EJE DE LA BOMBA…..
19
ILUSTRACIÓN 2.6. CURVAS DE EMPUJE AXIAL TÍPICAS DE BOMBAS CENTRÍFUGAS……………………………………………………………………
20
ILUSTRACIÓN 2.7. ETAPA DE UNA BOMBA………………………………..
25
ILUSTRACIÓN 2.8. FLUJO RADIAL, FLUJO MIXTO ……………………...
26
ILUSTRACIÓN 2.9. CURVA CARACTERISTICA PARA UNA ETAPA A 60 HERTZ……………………………………………………………………………...
29
ILUSTRACIÓN 2.10. SEPARADOR DE GAS ROTATIVO …………………...
31
ILUSTRACIÓN 2.11. SEPARADOR DE GAS ROTATIVO…………………….
33
ILUSTRACIÓN 2.12. EL SELLO………………………………………………...
35
ILUSTRACIÓN 2.13. EL SELLO………………………………………………...
36
ILUSTRACIÓN 2.14. CONJUNTO ESTATOR Y ROTORES…………………...
39
ILUSTRACIÓN 2.15. CONJUNTO ESTATOR Y ROTORES…………………...
39
XIII
ILUSTRACIÓN 2.16. CURVAS CARACTERÍSTICAS DE UN MOTOR EN FUNCIÓN DE LA CARGA (HP), PARA UN MOTOR ELECTROSUMERGIBLE TÍPICO………………………………………………..
43
ILUSTRACIÓN 2.17. CURVAS CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR ………...
43
ILUSTRACIÓN 2.18. INCREMENTO DE CALOR VS. VELOCIDAD DEL FLUÍDO…………………………………………………………………………….
45
ILUSTRACIÓN 2.19. CURVA CARACTERÍSTICA PARA UNA ETAPA A FRECUENCIA VARIABLE……………………………………………………….
51
ILUSTRACIÓN 2.20. RENDIMIENTO DE POTENCIA DEL MOTOR………...
53
ILUSTRACIÓN 3.1. MICROFOTOGRAFÍA DE ARENA CON GRANOS LISOS………………………………………………………………………………
69
ILUSTRACIÓN 3.2. MICROFOTOGRAFÍA DE ARENA CON GRANOS DE ANGULARIDAD MODERNA…………………………………………………….
69
ILUSTRACIÓN 3.3. MICROFOTOGRAFÍA DE ARENA CON GRANOS NOTABLEMENTE AFILADOS…………………………………………………..
70
ILUSTRACIÓN 3.4. GRÁFICO SAN-SOL……………………………………...
72
ILUSTRACIÓN 3.5. BOMBA RESISTENTE A LA ABRASIÓN………………
83
ILUSTRACIÓN 3.6. TABLA DE DUREZA COMPARATIVA…………………
85
ILUSTRACIÓN 4.1. EFECTO DE LA VISCOSIDAD EN LA BOMBA CENTRÍFUGA……………………………………………………………………...
88
ILUSTRACIÓN 4.2. FOTOGRAFÍA DE UNA EMULSIÓN AGUA EN ACEITE……………………………………………………………………………..
91
ILUSTRACIÓN 4.3. EFECTO DE LA VISCOSIDAD EN LA BOMBA CENTRÍFUGA…………………………………………………………………….. XIV
91
ILUSTRACIÓN 4.4. DETERMINACIÓN DEL BSW EN EL CAMPO…………
97
ILUSTRACIÓN 4.5. VISCOSIDAD DEL ACEITE SIN GAS A TEMPERATURA DEL CAMPO PETROLÍFERO………………………………..
108
ILUSTRACIÓN 4.6. GOR EN SOLUCIÓN A PRESIÓN SUMERGIDA……….
109
ILUSTRACIÓN 4.7. VISCOSIDAD DEL ACEITE SATURADO A TEMPERATURA Y PRESIÓN DEL YACIMIENTO……………………………..
109
ILUSTRACIÓN 4.8. FACTOR DE CORRECCIÓN DE VISCOSIDAD………...
111
ILUSTRACIÓN 4.9. PÉRDIDAS DE FRICCIÓN EN LA TUBERÍA ………….
117
ILUSTRACIÓN 4.10. PANTALLA DE INFORMACIÓN DEL POZO………….
120
ILUSTRACIÓN 4.11. PANTALLA DE INFORMACIÓN DE LA BOMBA…….
121
ILUSTRACIÓN 4.12. PANTALLA DE INFORMACIÓN DEL MOTOR……….
122
ILUSTRACIÓN 4.13. PANTALLA DE INFORMACIÓN DEL SELLO………...
123
ILUSTRACIÓN 4.14. PANTALLA DE INFORMACIÓN DEL CABLE ……….
124
ILUSTRACIÓN 5.1. BOLSA DE GOMA ROTA………………………………..
150
ILUSTRACIÓN 5.2. CÁMARA DE EMPUJE…………………………………...
150
ILUSTRACIÓN 5.3. CABLES DE CONEXIÓN CON SIGNOS DE TEMPERATURA…………………………………………………………………..
152
ILUSTRACIÓN 5.4. CONJUNTO DE EMPUJE CON SIGNOS DE TEMPERATURA…………………………………………………………………..
164
ILUSTRACIÓN 5.5. BOLSA DE GOMA ROTA Y CRISTALIZADA…………
165
XV
RESUMEN
El bombeo electrosumergible ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado.
En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor. Es decir un pozo candidato a producir artificialmente con bombeo electrosumergible, debe reunir características que no afecten su funcionamiento como las altas relaciones gas aceite, las altas temperaturas, la presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son factores con influencias indeseables sobre la eficiencia de este sistema.
Entre las características únicas del sistema están su capacidad de producir volúmenes considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue por que, su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en el fondo del pozo.
El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos. Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas-aceite. El sistema opera sin empacador. Sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos.
XVI
Anteriormente, para el diseño del aparejo de bombeo eléctrico se consideraba como único requisito, que la bomba debía colocarse por abajo del nivel dinámico del fluido en el pozo, de tal manera que estuviera garantizada la alimentación continua de líquidos en la succión de la bomba, previendo posibles variaciones en las condiciones del pozo. Además, se suponía la existencia del flujo de una sola fase líquida en la tubería de producción, determinando las perdidas de presión por la fricción.
Estas suposiciones, aún hoy son validas para pozos productores de agua ó para aquellos con altas relaciones agua-aceite y volumenes despreciables de gas.
Más adelante, el procedimiento de diseño evolucionó con la operación de métodos para determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo multifásico; entonces, también se utilizaron correlaciones para el cálculo de propiedades PVT de los fluidos. Lo anterior permitió efectuar la selección del equipo de bombeo con mejor aproximación, para pozos en los que existe una cantidad importante de gas que se produce con los líquidos. En estos casos se tomaron en cuenta los efectos del gas que se libera en la tubería de producción conforme se reduce la presión, durante el viaje ascendente de los hidrocarburos hacia la superficie, de manera que, determinar la variación de la densidad de la mezcla a presiones inferiores a la de burbujeo, condujo a diseños en los que las dimensiones del motor y de la bomba fueron hasta 50% menores, respecto a las obtenidas con las suposiciones mencionadas anteriormente.
En la actualidad el diseño a mejorado, incorporando en los cálculos la consideración de que el volúmen y propiedades físicas de la mezcla, varían constantemente en el interior
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de la bomba; lo cual se traduce en reducciones importantes de su capacidad volumetrica, desde la presión de succión hasta la de descarga. Consecuentemente las dimensiones del motor y de la bomba son aún menores, para lograr una operación más eficiente del sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquidos deseado, manteniendo la presión necesaria en la cabeza del pozo.
XVIII
SUMMARY
The electrical sistem pump has proven to be an efficient and economic artificial system of production. At the present time it has charged bigger importance due to the variety of industrial cases in those that it is broadly accepted.
In the oil industry, comparatively with other artificial systems of production he/she has advantages and disadvantages, because for diverse you reason it cannot always be the best. That is to say a well candidate to take place artificially with pumping submergible electrocentrífugo, it should gather characteristic that don't affect their operation like the discharges you relate gas it oils, the high temperatures, the presence of sand in the produced fluids and aggressive operation environment that are factors with undesirable influences on the efficiency of this system.
Their capacity to produce volumes are among the unique characteristics of the system considerable of fluid from big depths, under a wide variety of conditions of the well and particularly he/she is distinguished for that, their impulse unit or motor is directly coupled with the bomb in the bottom of the well.
The apparel of pumping electrician works on a wide range of depths and expenses. Their application is particularly successful when the conditions are favorable to produce high volumes of liquids with drops relationships gas-oil. The system operates without packer. Submerged in the fluid of the well and suspended in the inferior end of the production pipe, generally for up of the area of shots. XIX
Previously, for the design of the apparel of electric pumping it was considered as only requirement that the bomb should be placed for under the dynamic level of the fluid in the well, in such a way that was guaranteed the continuous feeding of liquids in the suction of the bomb, foreseeing possible variations under the conditions of the well. Also, the existence of the flow of a single liquid phase was supposed in the production pipe, determining the lost of pressure for the friction.
These suppositions, today they are still been worth for wells producing of water or for those with discharges relationships water-oil and worthless volumes of gas.
Later on, the design procedure evolved with the operation of methods for to determine fallen of pressure in vertical pipes with flow multiphase; then, correlations were also used for the calculation of properties PVT of the fluids. The above-mentioned allowed to make the selection of the team of pumping with better approach, for wells in those that an important quantity of gas that takes place with the liquids exists. In these cases they took into account the effects of the gas that it is liberated in the pipe of according production he/she decreases the pressure, during the upward trip of the hydrocarbons toward the surface, so that, to determine the variation of the density from the mixture to inferior pressures to that of bubbling, it drove to designs in those that the dimensions of the motor and of the bomb they went up to 50% smaller, regarding those obtained with the suppositions mentioned previously.
XX
At the present time the design had improved, incorporating in the calculations the consideration that the volume and physical properties of the mixture, they constantly vary inside the bomb; that which is translated in important reductions of their volumetric capacity, from the suction pressure until that of discharge. Consequently the dimensions of the motor and of the bomb they are even smaller, to achieve a more efficient operation of the system, to obtain in the surface the wanted expense of liquids, maintaining the necessary pressure in the head of the well.
XXI
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I 1.1 INTRODUCCIÓN El diseño de una instalación de bombeo electrocentrífugo, al igual que otros métodos de levantamiento artificial, no es una ciencia exacta e involucra un gran número de factores. El procedimiento varía considerablemente con las condiciones del pozo y con los fluidos que van a ser bombeados. Es muy importante obtener información detallada acerca del estado mecánico del pozo, la historia de la producción y las condiciones del yacimiento. La obtención de buenos datos acerca de estas condiciones antes de realizar el diseño es esencial para un diseño exitoso.
Una vez que el equipo de bombeo electrocentrífugo ha sido diseñado correctamente y su operación ha sido monitoreada adecuadamente, el equipo instalado empieza a ser relativamente económico y libre de problemas. Los ejemplos de diseño incorporados en esta sección representan los procedimientos básicos de diseño para instalaciones de bombeo electrocentrífugo y no necesariamente representa todos los métodos usados en la industria de este tipo de producción.
Es importante comenzar esta sección acerca del diseño del equipo con una discusión sobre los datos requeridos para el diseño correcto de una instalación de un equipo electrosumergible. La selección de una unidad de bombeo electrocentrífuga, en la mayoría de las condiciones, no es una tarea difícil, especialmente si los datos son confiables. Pero si la información, especialmente la pertinente a la capacidad del pozo, es pobre, el diseño generalmente será marginal. Los datos erróneos frecuentemente
2
traen como resultado una bomba mal diseñada y una operación costosa. Una bomba mal seleccionada puede funcionar fuera del rango recomendado, sobrecargando el motor o haciéndolo trabajar por debajo de la carga o bajar muy rápidamente el nivel del pozo trabajando con un caudal excesivo que puede causar daño en la formación. Por otra parte, la bomba puede que no sea lo suficientemente grande para proporcionar el rango de producción deseado.
Muy frecuentemente se utilizan los datos de otros pozos en el mismo campo o en un área cercana, suponiendo que los pozos del mismo horizonte de producción tendrán características similares. Desafortunadamente para el ingeniero que debe diseñar las instalaciones electrosumergibles, los pozos de petróleo son como huellas digitales, es decir, no hay dos que sean iguales.
1.2 OBJETIVOS GENERALES •
Mejorar la vida útil de las bombas que manejan fluidos con altos contenidos de arena.
•
Mejorar la eficiencia de la bomba que manejan fluidos viscosos.
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS •
Identificar los tipos de desgaste que las bombas pueden sufrir en medios ambientes abrasivos.
•
Analizar la perdida de eficiencia en el sistema de bombeo electrosumergible cuando manejan fluidos viscosos
•
Determinar el mejor material que reducirá los problemas de abrasión.
3
•
Definir la aplicación adecuada para el manejo de fluidos viscosos con arena.
•
Determinar la viscosidad del aceite sin gas (Aceite muerto) a temperatura de yacimiento partiendo de datos de laboratorio o de correlaciones.
•
Utilizar los datos obtenidos en la selección del sistema de bombeo electrosumergible adecuado
1.4 JUSTIFICACIÓN El estudio tiene como objetivo determinar la mejor aplicación del sistema BES para manejar fluidos viscosos y una cantidad determinada de arena, en función del volumen producido y seleccionar adecuadamente el tipo de bomba que se podría utilizar; y así ayudar a mejorar su máxima eficiencia, su tiempo de vida y por ende establecer los beneficios que se logran con este tipo de de operaciones. Se requieren diseños especializados para conseguir la aplicación correcta en los pozos, tanto desde el punto de vista técnico como el económico. Para determinar cual es el mejor material que reducirá
los
problemas
RECOMENDACIÓN
DE
de
abrasión
MATERIAL
utilizaremos o
MRI
del
el
INDICE
ingles
PARA
MATERIAL
RECOMENDATION INDEX, y para establecer la cantidad y características de arena necesitaremos pruebas de laboratorio. Para determinar el equipo electrocentrífugo para la producción de fluidos de alta viscosidad utilizaremos el procedimiento paso a paso, descrito posteriormente.
4
1.5 IDEA A DEFENDER Explicar de forma secuencial, los procedimientos y el análisis que se efectúa para seleccionar una bomba tipo BES para manejar fluidos viscosos y fluidos con altos contenidos de arena en los pozos que se encuentran en el campo de REPSOL YPF.
1.6 VARIABLES: •
Variable Dependiente: Bombas centrífugas multi etapas
•
Variable Independiente: Fluido con arena, fluidos viscosos
1.7 METODOLOGÍA •
Tipo y diseño de la investigación: La presente investigación se la realizara basándose en estudios bibliográficos, investigativos y de campo.
•
Métodos de investigación a emplearse: Para el desarrollo de esta investigación emplearemos los siguientes métodos. •
Método General: Método Deductivo
•
Método Especifico: Experimental
•
Modalidad: Descriptiva
•
Técnicas: 5
Revisión de literatura. Trabajo de campo. Consulta a expertos. Internet. Revisión de documentos. •
Instrumentos: Herramientas. Manuales. Internet. Libros.
1.8 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN Para el presente trabajo a realizarse se va a emplear las siguientes técnicas: •
Revisión de literatura especializada. Se buscara información sobre la correcta utilización de químicos en la deshidratación petrolera en las diferentes compañías especializadas en este tema, así como también los catálogos, revistas, libros, Internet, manuales técnicos, etc.
•
Charlas Técnicas Informales. Aprovecharemos
los
conocimientos
6
de
los
temas
a
tratarse.
CAPÍTULO II
7
CAPÍTULO II 2.1 EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 2.1.1 Introducción La fuerza de empuje que desplaza al aceite de un yacimiento proviene de la energía natural de los fluidos comprimidos almacenados en el yacimiento. La energía que realmente hace que el pozo produzca es el resultado de una reducción en la presión entre el yacimiento y la cavidad del pozo. Si la diferencia de presión entre el yacimiento y las instalaciones de producción de la superficie es lo suficientemente grande, el pozo fluirá naturalmente a la superficie utilizando solamente la energía natural suministrada por el yacimiento. La producción de petróleo por métodos artificiales es requerida cuando la energía natural asociada con los fluidos no produce una presión diferencial suficientemente grande entre el yacimiento y la cavidad del pozo como para levantar los fluidos del yacimiento hasta las instalaciones de superficie, o es insuficiente para producir a niveles económicos. El Bombeo electrosumergible es un sistema integrado de levantamiento artificial, es considerado como un medio económico y efectivo para levantar altos volúmenes de fluido desde grandes profundidades en una variedad de condiciones de pozo. Es más aplicable en yacimientos con altos porcentajes de agua y baja relación gas-aceite; sin embargo en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos gasíferos, en pozos con fluidos abrasivos, en pozos de altas temperaturas y de diámetro reducido, etc.…
8
Los componentes del sistema de bombeo electrosumergible pueden ser clasificados en dos partes, el equipo de fondo y el equipo de superficie. El equipo de fondo cuelga de la tubería de producción y cumple la función de levantar la columna de fluido necesaria para producir el pozo, consiste principalmente de un motor eléctrico, un sello, un separador de gas y una bomba electrocentrífuga. Un cable de poder transmite la energía eléctrica de la boca del pozo hasta el motor. El equipo de superficie provee de energía eléctrica al motor electrosumergible y controla su funcionamiento. Los principales componentes de superficie son los transformadores, el tablero o variador de control, y la caja de venteo. Varios componentes adicionales normalmente incluyen la cabeza de pozo, empacadores, protectores de cable y flejes, válvulas de retención y de drenaje, entre otros.
9
Ilustración 2.1 Componentes del sistema BES
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
10
El equipo opcional puede incluir un censor de presión de fondo de pozo y temperatura para observar las condiciones en la cavidad del pozo. Este es el tipo más común de instalación y es más o menos un estándar para comparar otros tipos de configuraciones de instalación. En este tipo de aplicación, la unidad es instalada por encima de los intervalos perforados. El fluido producido es forzado a moverse hacia arriba desde los disparos pasando por el motor. Este fluido producido, al pasar por el motor, absorbe el calor generado en el mismo y lo enfría. 2.2 TEORÍA HIDRÁULICA DE LA BOMBA CENTRÍFUGA 2.2.1 Introducción Las bombas electrosumergibles se encuentran constituidos de una serie de etapas (impulsores y difusores) superpuestas una sobre otra para lograr obtener la altura de columna deseada. La bomba centrífuga convierte la energía mecánica en energía hidráulica en el seno del líquido que está siendo bombeado. Esta energía se presenta como energía de velocidad, energía de presión, o ambas. La bomba electrosumergible opera con mayor eficiencia cuando solo líquidos son producidos a través de la bomba. La producción de gas libre a través de la bomba reduce su eficiencia y tiene un efecto negativo en la cantidad de columna generada. La magnitud de la degradación de columna dinámica de fluido (TDH) depende en parte de la presión de entrada a la bomba (PIP), al disminuir la presión PIP se magnifica el efecto del gas libre en la columna dinámica de fluido. El aumento en la cantidad de gas libre dentro de la bomba reduce la columna de fluido generada y aumenta el riesgo de que la bomba se trabe debido a gas lock.
11
El flujo desarrollado dentro de un impulsor es un flujo inestable y tridimensional, la columna de fluido generada por un impulsor puede ser calculada teóricamente por medio de las ecuaciones de momento y energía usando balance de masas para obtener las velocidades de entrada y salida del fluido en el impulsor asumiendo un flujo unidimensional. La columna TDH calculada teóricamente es una aproximación de la columna de fluido real generado por un impulsor. En el estudio teórico se asume un flujo uni-dimensional en el que se descartan movimientos secundarios y se asume que el fluido recorre exactamente los pasajes entre los alabes del impulsor y sale del impulsor con una dirección tangencial a la superficie de los alabes (numero infinito de alabes). Al conjunto de ecuaciones para calcular la columna ideal de fluido generada por un impulsor se les conoce como la ecuación de Euler. La relación de la columna ideal de fluido desarrollada y la capacidad de circulación de la bomba se puede observar en la figura 2.2. Ilustración 2.2 Relación de la columna ideal de fluido y capacidad de circulación
Altura de columna(pies)
de la bomba
Caudal de flujo (ft3 /seg.)
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
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La columna actual de fluido desarrollada por la bomba es menor que la calculada teóricamente usando la ecuación de Euler. Debido a las perdidas que ocurren dentro de cada etapa de la bomba las cuales no son consideradas en el análisis teórico. En general las pérdidas en la bomba pueden ser clasificadas en perdidas por escape, hidráulicas, mecánicas y perdidas del impulsor. Perdidas por escape: Estas ocurren cuando el fluido se filtra entre los espacios del impulsor y el difusor. Perdidas hidráulicas: Estas se desarrollan debido a la complejidad del patrón de flujo dentro del impulsor. La magnitud de esta variable aumenta al introducir gas libre dentro de la bomba. Perdidas del impulsor: Estas ocurren debido a la fricción entre las paredes del impulsor y el fluido , la perdidas por los cambios en el área del impulsor ocupada por el fluido, y las perdidas ocasionadas por la circulación del fluido dentro de las cavidades del impulsor. Este ultimo puede ser teóricamente reducido mediante el uso de un mayor número de alabes en el impulsor, lo cual mejora la circulación del fluido. La cantidad de columna actual desarrollada por una etapa es menor que la calculada teóricamente mediante la ecuación de Euler debido a los factores previamente descritos (Fig.2.3). La curva que describe la relación entre el caudal de flujo y la altura de columna cambia de acuerdo a la geometría de la bomba.
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Altura de columna(pies)
Ilustración 2.3 Relación entre el caudal de flujo y la altura de columna
Ecuación de Euler
Columna actual
Caudal de flujo (ft3/seg.)
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
La bomba tiene, para una velocidad y una viscosidad del fluido estándares, una curva de desempeño que indica la relación entre la altura de columna desarrollada por la bomba y el gasto que circula a través de la bomba (Fig. 2.4), esta curva se basa en el desempeño actual de la bomba en condiciones específicas. En una curva típica de rendimiento se puede apreciar el comportamiento de la eficiencia de la bomba, la potencia requerida y el rango óptimo de operación en función de la taza de descarga, la cual depende de la velocidad de rotación, tamaño del impulsor, diseño del impulsor, número de etapas, la cabeza o columna dinámica en contra de la cual la bomba debe operar y las propiedades físicas del fluido a bombear.
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Ilustración 2.4 Curva característica para una etapa a 60 Hertz ALTURA DE COLUMNA (ft) RANGO DE OPERACION
ALTURA DE COLUMNA EFICIENCIA DE LA BOMBA
POTENCIA AL FRENO (BHP)
60 HERTZ RPM @ 60 Hz = 3500, Graveda especifica = 1.00 Bomba electrosumergible de Centrilift Serie 513
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
La curva de Altura de columna es trazada utilizando los datos de desempeño reales. Como puede observarse, cuando la capacidad aumenta, la altura de columna total (o presión) que la bomba es capaz de desarrollar se reduce. Generalmente, la columna más alta que una bomba puede desarrollar, se desarrolla en un punto en que no hay flujo a través de la bomba; esto es, cuando la válvula de descarga está completamente cerrada. La curva de Potencia al Freno (BHP) se traza con base en los datos de la prueba de desempeño real. Esta es la potencia real requerida por la bomba centrífuga, tomando como base los mismos factores constantes que se mencionaron anteriormente, para entregar el requerimiento hidráulico.
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Rango de Operación: Este es el rango en el cual la bomba opera con mayor eficiencia. Si la bomba se opera a la izquierda del rango de operación a una tasa de flujo menor, la bomba puede sufrir desgaste por empuje descendente (downthrust). Si la bomba se opera a la derecha del rango de operación a una tasa de flujo mayor, la bomba puede sufrir desgaste por empuje ascendente (upthrust). La Eficiencia de la bomba centrífuga no se puede medir directamente, debe ser computada de los datos de la prueba ya medidos. La fórmula para calcular el porcentaje de eficiencia es: Ecuación 2.1 Eficiencia de la bomba centrífuga
Eficiencia (%) =
Alt. de columna ⋅ Capacidad ⋅ Gravedad Específica ⋅ 100 3,960 ⋅ BHP
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Donde: Alt. columna = Pies Capacidad = Galones/minuto BHP = Potencia al freno (HP)
2.2.2 Empuje Axial en la Bomba 2.2.2.1 Impulsor Hay dos zonas donde se produce el empuje en una bomba. El primero es producido por las presiones del fluido (PT & PB) en el impulsor (Fig.2.5). La presión del fluido en el área superior del cuerpo del impulsor (AT) produce una fuerza hacia abajo en el 16
impulsor. La presión del fluido en el área inferior del impulsor (AB) y la fuerza de inercia (FM) del fluido haciendo un giro de 90 grados en la entrada produce una fuerza hacia arriba. La sumatoria de estas se llama la fuerza de empuje del impulsor (FI).
Ecuación 2.2 Fuerza de empuje del impulsor FI = PT + AT + PB AB − FM FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
2.2.2.2 Eje La segunda zona de empuje es producida por las presiones del fluido actuando sobre el extremo del eje de la bomba (Fig.2.6) y se conoce como empuje del eje (FS). En este caso, la presión (PD) producida por la bomba menos la presión de entrada de la bomba (PE) actuando en el área del eje (AS) produce una fuerza hacia abajo (FS).
Ecuación 2.3 Fuerza de empuje del impulsor FS = (PO - PE) AS FUENTE: REPSOL YPF.
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2.2.2.3 Impulsor Fijo (o de Compresión) vs. Impulsor Flotante El método del manejo del empuje ejercido por una bomba varía dependiendo del tipo de impulsor. La etapa de la bomba de impulsor fijo tiene sus impulsores montados en el eje de tal forma que no se les permite moverse o deslizarse axialmente sobre el mismo. Los impulsores están localizados de manera tal que están girando dentro de un espacio limitado por una distancia mínima a los difusores ubicados arriba y abajo de estos. Por lo tanto, el empuje del impulsor (FI) es transferido al eje de la bomba. El cojinete de empuje de la sección de sello tiene que llevar el empuje total (FT = FI + FS) de la bomba. La etapa de la bomba de impulsor flotante permite que su impulsor se mueva axialmente por el eje tocando las superficies de empuje del difusor. La etapa soporta y absorbe el empuje del impulsor (FI). El empuje es transferido a través de las arandelas de empuje al difusor y al alojamiento. Por lo tanto, la sección de sello solamente soporta el empuje del eje (FS) como se muestra en la figura 6 (FS o FT = FS).
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Ilustración 2.5 Impulsor y Extremo del eje de la bomba
Impulsor
Extremo del eje de la bomba
AT = Area superior del impulsor
AS = Area del eje
AT = Area inferior del impulsor
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Es un concepto errado pero muy común pensar que el impulsor flota entre las superficies de empuje del difusor a un flujo óptimo. Cuando el impulsor alcanza o se acerca a su punto de empuje equilibrado (FI=0), empezará a ser inestable y comenzará a oscilar hacia arriba y hacia abajo. Por este motivo los impulsores están diseñados para ser estables o para presentar un leve empuje hacia abajo a su volumen de diseño óptimo y para pasar por esta región de transición a un caudal más alto. En la figura 7 se observa una curva de empuje típica de una bomba centrífuga.
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Ilustración 2.6 Curvas de empuje axial típicas de bombas centrífugas
FUENTE: REPSOL YPF.
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2.2.3 Leyes de Afinidad Al cambiar la velocidad operacional de una bomba centrífuga, las características de desempeño de la bomba cambiarán respectivamente. Estos cambios se pueden predecir mediante el uso de las Leyes de Afinidad, las cuales gobiernan el desempeño de la bomba centrífuga, a medida que ocurren cambios en la velocidad de operación. Las Leyes de Afinidad se derivaron del análisis adimensional de las máquinas rotativas. Las leyes mostraron que para condiciones dinámicamente similares o relativamente comunes, algunos parámetros adimensionales permanecían constantes. Cuando se 20
aplican a cada punto sobre una curva de desempeño altura de columna-caudal, estas leyes demuestran como con cambios de velocidad de operación: la capacidad es directamente proporcional a la velocidad; la altura de columna generada es proporcional al cuadrado de la velocidad; la potencia al freno es proporcional al cubo de la velocidad; y la potencia generada por el motor es directamente proporcional a la velocidad. La relación matemática entre estas variables se puede ilustrar de la siguiente forma:
Ecuación 2.4 Leyes de afinidad ⎛N ⎞ Q2 = Q1 ⎜ 2 ⎟ ⎝ N1 ⎠
⎛ N2 ⎞ ⎟ H2 = H1 ⎜ ⎝ N1 ⎠
2
⎛N ⎞ BHP2 = BHP1 ⎜ 2 ⎟ ⎝ N1 ⎠
3
⎛N ⎞ MHP2 = MHP1 ⎜ 2 ⎟ ⎝ N1 ⎠
FUENTE: REPSOL YPF.
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Donde: Q1, H1, BHP1, MHP1 y N1 = Valores iniciales de: Caudal de producción, Altura de columna, Potencia al freno, Potencia generada por el motor y Velocidad. Q2, H2, BHP2, MHP2 y N2 = Valores nuevos de: Caudal de producción, Altura de columna, Potencia al freno y Velocidad.
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Usando las leyes de afinidad se pueden construir las curvas de desempeño para cualquier velocidad dada, para predecir el comportamiento de la bomba partiendo de una velocidad determinada. Para cualquier punto en la curva de velocidad estándar, se pueden encontrar puntos equivalentes en las nuevas curvas de velocidad que tengan condiciones hidráulicas casi idénticas; patrón de flujo, equilibrio del empuje axial del impulsor y eficiencia de bombeo. Nota: Las Leyes de Afinidad no predicen la respuesta real de la bomba a los cambios de
velocidad en un pozo real, simplemente relacionan los puntos en curvas de velocidades diferentes. Antes de que el comportamiento del sistema pueda ser analizado en su totalidad, se deben considerar conjuntamente tanto las características de la bomba como las del pozo. 2.2.4 Cavitación
Se puede definir como el proceso de formación de una fase gaseosa en un líquido cuando es sujeto a una reducción de presión a una temperatura constante. Un líquido se encuentra en cavitación cuando se observa la formación y crecimiento de burbujas de vapor (gas) como consecuencia de reducción en presión15. En una bomba centrífuga este efecto se puede explicar de la siguiente forma. Cuando un líquido entra al ojo del impulsor de la bomba, es sometido a un incremento de velocidad. Este incremento de velocidad está acompañado por una reducción en la presión. Si la presión cae por debajo de la presión de vapor correspondiente a la temperatura del líquido, el líquido se vaporizará y por lo tanto se tendrá como resultado el flujo del líquido más zonas de vapor. A medida que el fluido avanza a través de los
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sucesivos impulsores, el líquido alcanza una región de presión más alta y las cavidades de vapor se derrumban. Los efectos más obvios de cavitación son el ruido y la vibración, los cuales son causados por el colapso de las burbujas de vapor a medida que alcanzan la zona de alta presión del impulsor. La vibración causada por este efecto puede resultar en la ruptura del eje y otras fallas por fatiga en la bomba. La cavitación también puede dar origen al desgaste de los componentes de la bomba ocasionados por corrosión o erosión. En las bombas electrosumergibles usadas en la industria del petróleo, la cavitación raramente ocurre. Este problema no ocurrirá si la bomba está diseñada adecuadamente y opera con suficiente presión de entrada. 2.2.5 Bloqueo por Gas
En la industria petrolera el bloqueo por gas en una bomba electrocentrífuga se presenta cuando existe una cantidad excesiva de gas libre en el fluido bombeado a la entrada de la bomba. El bloqueo por gas puede considerarse como una forma de cavitación, debido a la presencia de gas libre en la bomba. En un pozo que tenga una cantidad excesiva de gas libre, debe mantenerse una cierta presión de succión para controlar la cantidad que ingresa a la bomba y evitar el bloqueo por gas. 2.2.6 Potencia Hidráulica
La energía de salida de una bomba se deriva directamente de los parámetros de descarga (Caudal de flujo y altura de columna generada). La potencia hidráulica para el agua, con gravedad específica = 1.0, pueden ser determinada como sigue:
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Ecuación 2.4 Potencia hidráulica
Potencia hidráulica =
Caudal ⋅ Altura de Columna Generada 3,960
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Donde: Caudal de flujo = Galones/Minuto (GPM) Columna = Pies 2.2.7 Potencia al Freno
Es la potencia total requerida por una bomba para realizar una cantidad específica de trabajo. Se puede calcular de la siguiente forma: Ecuación 2.5 Potencia al freno
Potencia al Freno (BHP) =
Potencia Hidráulica Eficiencia de la Bomba
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Ecuación 2.6 Potencia al freno
Potencia al Freno (BHP) =
GPM ⋅ Altura de Columna (ft) ⋅ Gravedad Específica 3,960 Eficiencia de la Bomba FUENTE: REPSOL YPF.
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2.3 LA BOMBA CENTRÍFUGA
Las bombas electrosumergibles son bombas centrífugas multietapas las cuales están construidas en diferentes diámetros dependiendo del espacio disponible en el pozo. Cada etapa consiste de un impulsor rotatorio y un difusor estacionario (ilustración 2.7), se superponen varias etapas para obtener la altura de columna deseada. La bomba centrífuga trabaja por medio de la transferencia de energía del impulsor al fluido desplazado, el cambio de presión-energía se lleva a cabo mientras el líquido bombeado rodea el impulsor, a medida que el impulsor rota, imparte un movimiento rotatorio al fluido el cual se divide en dos componentes. Uno de estos movimientos es radial hacia fuera del centro del impulsor y es causado por una fuerza centrífuga. El otro movimiento va en la dirección tangencial al diámetro externo del impulsor. La resultante de estos dos componentes es la dirección de flujo. La función del difusor es convertir la energía de alta velocidad y baja presión, en energía de baja velocidad y alta presión.
- ETAPA Difusor
(Impulsor + Difusor)
Ilustración 2.7 Etapa de una bomba
Impulsor
Eje
Fluido
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
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Las bombas electrosumergibles se pueden clasificar en dos categorías generales de acuerdo al diseño de sus impulsores; las de flujo radial, son por lo general bombas de bajo caudal. La ilustración 2.8 muestra la configuración de este tipo de etapa. Se puede observar que el impulsor descarga la mayor parte del fluido en una dirección radial. Cuando las bombas alcanzan flujos de diseño del orden de aproximadamente 1,900 BPD (300 m3/d) en las bombas serie 400 y del orden de 3,500 BPD (550 m3/d) en bombas de mayor diámetro, el diseño cambia a un flujo mixto. La ilustración 2.8 muestra esta configuración. El impulsor en este tipo de diseño de etapa le imparte una dirección al fluido que contiene una componente axial considerable, a la vez que mantiene una dirección radial.
Ilustración 2.8 Flujo radial, Flujo mixto
Flujo Radial
Flujo mixto
FUENTE: REPSOL YPF.
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En muchos de los diseños de las bombas, los impulsores están diseñados para flotar axialmente sobre el eje, tocando las superficies de empuje del difusor. La carga individual de cada uno de los impulsores es absorbida por las arandelas de empuje localizadas en el difusor. Como resultado, las bombas pueden ser ensambladas con centenares de etapas individuales. En este tipo de bomba la cámara de empuje de la sección sellante solamente soporta la carga del eje. Esta configuración es denominada bomba de etapa flotante. El beneficio de este diseño es que se pueden ensamblar bombas de muchas etapas sin necesidad de alinear los impulsores milimétricamente. Cuando se tienen diámetros del orden de seis pulgadas (150mm), los impulsores están montados de tal forma que no se les permite moverse o deslizarse sobre el eje. Los impulsores están localizados de manera tal que se encuentran girando dentro de un espacio limitado por una distancia mínima entre los difusores ubicados arriba y abajo de estos. En este tipo de bombas el empuje del impulsor es transferido al eje de la bomba y no es absorbido por los difusores, sino por el cojinete de empuje de la sección sellante. Esta configuración se denomina de impulsor fijo o diseño de bomba de compresión. Los impulsores tienen un diseño con alabes curvados totalmente cerrados, cuya máxima eficiencia es una función del diseño y tipo de impulsor y cuya eficiencia de operación es una función del porcentaje de la capacidad de diseño a la cual opera la bomba. La relación matemática entre la altura de columna, la capacidad o caudal, eficiencia y potencia al freno se expresa con la siguiente fórmula para la potencia:
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Ecuación 2.7 Potencia
BHP =
Q ⋅ H ⋅ Gravedad Especifica Eficiencia de la Bomba FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Donde: Q = Volumen H = Altura de columna La configuración y los diámetros del impulsor de la bomba determinan la cantidad de energía de aceleración que es transmitida al fluido. El diámetro externo del impulsor está restringido por el diámetro interno del alojamiento de la bomba, que a su vez está restringido por el diámetro interno del revestimiento (casing) del pozo. El diámetro interno del impulsor depende del diámetro externo del eje, que debe ser lo suficientemente resistente para transmitir potencia a todas las etapas de la bomba. Las bombas centrífugas sumergibles se fabrican para diferentes tamaños de tubería de revestimiento. Las etapas están diseñadas de tal manera de mantener una fuerza de empuje axial descendente en el impulsor en todo su rango de funcionamiento. Esta fuerza puede variar desde un valor bajo en el punto de operación máximo con una fuerza de empuje creciente hacia el punto mínimo de operación. Están diseñadas de esta manera para asegurar un funcionamiento hidráulico estable. Por lo tanto, la bomba debe funcionar dentro del rango de operación recomendado para proporcionar una óptima vida útil. Las
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bombas que funcionan fuera de este rango, tendrán una vida útil reducida y pueden tener un efecto negativo en los otros componentes del sistema electrosumergible. La capacidad de descarga de la bomba electrocentrífuga sumergible depende de la velocidad de rotación (r.p.m.), del diseño de la etapa, la altura dinámica contra la cual debe funcionar y las propiedades físicas del fluido que está siendo bombeado. La altura de columna dinámica total de la bomba es el producto del número de etapas por la altura de columna generada por cada etapa. La figura 12 muestra una típica curva de desempeño para una bomba de una sola etapa, operando a 60 Hz, resaltando el rango de operación recomendado, además de otras características de la bomba. Ilustración 2.9 Curva característica para una etapa a 60 hertz ALTURA DE COLUMNA (ft) RANGO DE OPERACION
ALTURA DE COLUMNA EFICIENCIA DE LA BOMBA
POTENCIA AL FRENO (BHP)
60 HERTZ RPM @ 60 Hz = 3500, Graveda especifica = 1.00 Bomba electrosumergible de Centrilift Serie 513
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
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2.3.1 La columna dinámica total (TDH)
Es la altura total requerida para bombear la capacidad de fluido deseada. Esta altura hace referencia a los pies de líquido bombeado y se obtiene con la suma de la elevación neta del pozo, la pérdida de carga por fricción en la tubería y la presión de descarga en la cabeza del pozo. Ecuación 2.8 Columna dinámica total
TDH = Hd + Ft + Pd FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
donde:
Hd: Es la distancia vertical en pies o metros, entre la cabeza del pozo y el nivel estimado de producción Ft: Es la columna requerida para vencer las perdidas por fricción en la tubería. Pd: Es la presión necesaria para superar la presión existente en la línea de flujo.
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2.4 SEPARADOR DE GAS ROTATIVO
Ilustración 2.10 Separador de gas rotativo
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
La capacidad de la bomba centrífuga para el manejo eficiente del gas, es limitada. Por esta razón en las instalaciones de bombeo electrosumergible, para pozos con elevada relación gas-aceite (alto GOR de producción), es necesario emplear separadores de gas. La eficiencia de la bomba es afectada notablemente con la presencia de gas libre. Si el gas presente en la bomba está en solución, es decir que la presión existente se encuentra por encima del punto de burbuja del gas, la bomba operará normalmente como si estuviese bombeando un líquido de baja densidad. 31
El diseño de la bomba electrosumergible le permite operar normalmente con un porcentaje de gas libre de hasta el 10% por volumen. Si el gas libre presente en la entrada de la bomba es de más del 10%, afectará su funcionamiento e incrementará la posibilidad de cavitación o bloqueo por gas en la bomba. Cuando el gas libre presente en la entrada de la bomba se aproxima a este rango es recomendable el uso del separador de gas o etapas especialmente diseñadas para el manejo de gas libre. La figura 2.11 muestra el diseño de un separador de gas rotativo típico. El fluido entra en el separador y es guiado hacia una cámara centrífuga rotativa por la acción de un inductor. Una vez en la cámara de separación rotativa, el fluido con la mayor gravedad específica es llevado hacia la pared externa de la cámara rotativa por la fuerza centrífuga, dejando que el gas libre migre hacia al centro de la cámara. El gas es separado del fluido por medio de un divisor al final del separador y es expulsado nuevamente al espacio anular del pozo. El fluido más pesado se dirige hacia la entrada de la bomba en donde es bombeada hacia la superficie. La corriente rica en gas libre es venteada a la superficie por el espacio anular. El separador de gas típico tiene un rango de eficiencia de 80% a 95%. La eficiencia del sistema se ve afectada por los volúmenes, la composición y las propiedades del fluido. Los dispositivos de separación de gas se conectan frecuentemente en tándem para mejorar la eficiencia total en aplicaciones con elevada cantidad de gas libre.
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Ilustración 2.11 Separador de gas rotativo
Cámara de separación rotativa
Guias de orientación Buje central
FUENTE: REPSOL YPF.
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2.5 EL SELLO
El sello o sección sellante esta ubicado entre la parte superior del motor y la parte inferior de la bomba, puede ser instalado como una unidad sencilla o como una unidad tándem. El sello esta diseñando para proteger al motor por medio de cuatro funciones básicas, las cuales son:
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1. Proveer el volumen necesario para permitir la expansión del aceite dieléctrico contenido en el motor. La expansión se debe al incremento de temperatura del motor cuando la unidad esta en operación y a la temperatura del fondo del pozo. 2. Igualar la presión en la cavidad del pozo con el fluido dieléctrico del motor. Esta igualación de presiones a lo largo del motor evita que el fluido del pozo pueda infiltrarse en las uniones selladas del motor. El ingreso de fluidos del pozo al motor causarán una falla dieléctrica prematura. La bolsa elastomérica que se muestra en la figura 2.12, al igual que las cámaras laberínticas, permiten que se lleve a cabo el equilibrio de las presiones. 3. Proteger al motor de la contaminación de los fluidos del pozo. Como se mencionara anteriormente, la contaminación del aislamiento del motor con el fluido del pozo conlleva una falla temprana del aislamiento. La sección sello contiene múltiples sellos mecánicos montados en el eje que evitan que el fluido del pozo ingrese por el eje. Las bolsas elastoméricas proporcionan una barrera positiva para el fluido del pozo. Las cámaras laberínticas proporcionan separación del fluido en base a la diferencia de densidades entre el fluido del pozo y el aceite del motor. Cualquier fluido del pozo que pase por los sellos superiores del eje o por la cámara superior es contenido en las cámaras laberínticas inferiores como un medio de protección secundario. 4. Absorber el empuje axial descendente de la bomba. Esto se lleva a cabo por medio de un cojinete de empuje deslizante. El cojinete utiliza una película hidrodinámica de aceite para proporcionarle lubricación durante la operación. El empuje descendente es el resultado de la presión desarrollada por la bomba actuando sobre 34
el área del eje de la bomba y el empuje residual transferido por cada impulsor individual al eje.
Ilustración 2. 12 El sello
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
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Ilustración 2.13 El sello
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
La cámara de empuje esta conformada por cuatro partes fundamentales: el soporte de la zapata, la zapata, el rodete de empuje y el anillo de empuje ascendente. La zapata está compuesta de seis a nueve secciones individuales (cojinetes de empuje) montadas en pedestales ubicados en el centro de dichas secciones. Esta configuración varía según el diseño. La zapata descansa sobre un soporte, quedando fija por medio de unos pines guía. Ensamblado al eje se encuentra el rodete de empuje, el cual gira permanentemente sobre la zapata, disipando el calor generado por el contacto entre estas superficies por medio de la circulación del aceite dieléctrico en un movimiento centrífugo. Sosteniendo 36
éste conjunto, se encuentra el anillo de empuje ascendente, el cual va roscado a la carcaza de la cámara de empuje. Este anillo permite un leve juego axial del rodete de empuje para que se forme una película de lubricación a través de toda el área entre las superficies de contacto. La película se podrá mantener solamente en una distancia limitada debido a los efectos de la viscosidad, la carga, la temperatura, etc. Los cuatro principales enemigos de los cojinetes de empuje son: 1. reducción en la viscosidad ocasionada por el incremento de temperatura 2. falta de alineación 3. partículas extrañas 4. vibración Los sellos vienen en varios tamaños para unir motores y bombas de diámetros diferentes. El eje del motor es conectado al eje de la bomba por medio del eje del sello, el cual tiene una terminación con estrías en cada extremo. El extremo superior del eje del sello se une al eje de la bomba de tal manera que el peso del eje de la bomba, la carga hidráulica longitudinal en el eje de la bomba, y cualquier carga longitudinal de los impulsores fijos es transmitida de la bomba al eje del ensamble del sello. Estas cargas son transferidas a su vez al cojinete de empuje, aislándolas del eje del motor. 2.6 EL MOTOR ELECTROSUMERGIBLE
El motor eléctrico utilizado para la operación de las bombas electrosumergibles es un motor eléctrico de inducción bipolar trifásico, tipo jaula de ardilla el cual opera a una velocidad típica de 3600 revoluciones por minuto “RPM” a una frecuencia de 60 Hz. La parte interior del motor es llenada con un aceite mineral altamente refinado el cual posee una considerable rigidez dieléctrica. El voltaje de operación puede ser tan bajo 37
como 230 voltios o tan alto como 400 voltios. Los requerimientos de amperaje están en un rango de 22 a 119 amperios. La potencia (HP) desarrollada por un motor es proporcional al largo y al diámetro del mismo. El motor electrosumergible opera mediante el uso de una corriente alterna de tres fases la cual crea un campo magnético que gira en el estator. Este campo magnético rotativo induce un voltaje en los conductores de la jaula de ardilla del rotor lo cual genera una corriente que fluye en las barras del rotor. Esta corriente de inducción en el rotor establece un segundo campo magnético el cual es atraído al campo magnético rotativo del estator induciendo al rotor y al eje a girar dentro del estator. Estos motores poseen varios rotores que generalmente son de 12 a 18 pulgadas de largo, los cuales se encuentran montados sobre un eje y localizados en un campo magnético (estator) ensamblado dentro de una carcaza de acero. En la serie 562, los motores sencillos más grandes pueden desarrollar una potencia de 506 HP. Mientras motores ensamblados en tandem pueden proporcionar 920 HP de potencia a una frecuencia de 60 Hz. La figura 2.14 muestra el ensamble del estator, rotores y eje de un motor electrosumergible.
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Ilustración 2.14 Conjunto estator y rotores
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Ilustración 2.15 Conjunto estator y rotores
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT 39
El estator está compuesto por un grupo de electroimanes (laminaciones magnéticas) individuales arreglados de tal manera que forman un cilindro hueco con un polo de cada electroimán mirando hacia el centro del grupo. Además de las laminaciones magnéticas, laminaciones de bronce están localizadas en las áreas de los cojinetes con el fin de eliminar la tendencia de los cojinetes a girar como resultado de las líneas magnéticas de flujo producidas por las corrientes de remolino. Un alambre de cobre aislado llamado “magnet wire” es introducido en las ranuras de las laminaciones del estator formando tres fases eléctricas separadas en intervalos de 120 grados a lo largo de la periferia del estator. El bobinado del motor es encapsulado bajo presión y al vacío por un encapsulado epóxico el cual provee mejor soporte al bobinado, mejora la fuerza dialéctica e incrementa la conductividad de calor. El rotor también está compuesto de un grupo de electroimanes arreglados en un cilindro con los polos mirando hacia los polos del estator. El rotor gira simplemente por medio de atracción y repulsión magnética al tratar sus polos de seguir el campo eléctrico rodante generado por el estator. No existe una conexión eléctrica externa entre el rotor y el estator, el flujo de corriente a través de los polos eléctricos del rotor es inducido por el campo magnético creado en el estator. El movimiento eléctrico es creado por el cambio progresivo de la polaridad en los polos del estator de manera que su campo magnético combinado gira. En un motor de corriente alterna, esto se logra fácilmente ya que la inversión de la corriente cada medio ciclo automáticamente cambiará la polaridad en cada polo del estator. La velocidad a la cual gira el campo del estator es la velocidad de sincrónica, y se puede calcular con la siguiente ecuación:
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Ecuación 2.9 Velocidad sincrónica del rotor
N=
120 ⋅ F P
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Donde: N = velocidad en R.P.M. F = frecuencia en Hertz. P = número de polos magnéticos dentro del motor. Como se puede apreciar, la velocidad del campo magnético se puede cambiar variando la frecuencia aplicada al motor. El rotor pretenderá seguir el campo magnético generado por el estator, sin embargo, debido a la resistencia de los conductores de rotor, éste se retardará con respecto al campo magnético. Este fenómeno es reconocido como deslizamiento “slip” y cálculos muestran que es aproximadamente el 3% de la velocidad de sincronismo del motor. Los componentes internos del motor están diseñados para resistir temperaturas de 260 o
C (500 oF). La temperatura del motor en una instalación de bombeo electrosumergible
está determinada por varios factores, principalmente por la velocidad y la viscosidad del fluido que circula alrededor de la parte exterior del motor y por la circulación interna del aceite dieléctrico del motor. Es de suma importancia que la temperatura de operación del motor se mantenga por debajo de sus límites operacionales de sus componentes para prevenir fallas al sistema.
41
2.6.1 Curvas Características del Motor
El rendimiento de un motor electrosumergible se puede describir por medio de las curvas características del motor. La figura 2.16 muestra el juego de curvas características de un motor en función de la carga (HP), para un motor electrosumergible típico. Estas curvas generalizadas se basan en medidas tomadas con el motor cargado a lo largo de un amplio número de cargas usando un dinamómetro. Los datos registrados a cada punto de carga incluyen: voltaje, amperaje, kilovatios, R.P.M., torque (fuerza rotatoria), aumento de temperatura en el motor, velocidad del fluido alrededor del motor y temperatura del fluido alrededor del motor. A medida que se aumenta la carga (horsepower) de operación en un motor electrosumergible, los parámetros de desempeño cambian de la siguiente forma:
Tabla 2.1 Parámetros de desempeño en la operación de un motor
Velocidad (RPM)
Disminuye
Kilovatios (KW)
Aumenta
Amperios
Aumenta
Factor de Potencia (PF)
Aumenta
Eficiencia
Peaks
Temperatura
Aumenta
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT 42
Ilustración 2.16 Curvas características de un motor en función de la carga (HP), para un motor electrosumergible típico
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Ilustración 2.17 Curvas características del motor
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
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La figura 2.17 representa un juego de curvas características de motor que muestra la variación de la velocidad, la eficiencia, el factor de potencia, el amperaje y los kilovatios consumidos para un motor cargado con una bomba y con voltaje variable. Se puede observar que la operación a voltajes inferiores al valor de placa da como resultado una velocidad más baja y una corriente más alta. La velocidad más baja significa menor descarga de la bomba, ya que el volumen producido varía directamente con la velocidad y la altura de columna generada de la bomba varía con el cuadrado de la velocidad. También se puede observar que la operación a mayor voltaje del que se especifica en la placa afecta la corriente y los KW con una reducción en el factor de potencia. Esta es una consideración especialmente importante si existen multas atadas al factor de potencia en el precio del suministro eléctrico. La práctica ideal es apuntar al 100% del voltaje de superficie requerido más o menos el 2%. La figura 2.18 es una curva generalizada que muestra como la temperatura del motor aumenta en función de la velocidad de flujo por el motor. Están trazadas dos curvas para un motor cargado 100%, una usando agua (calor específico 1.0) y la otra con un tipo común de aceite (calor específico 0.4). De esta curva, es obvio que la velocidad del fluido es tan importante como la temperatura ambiente del fluido, si no más.
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Ilustración 2.18 Incremento de calor Vs. Velocidad de fluido
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
2.6.2 Tableros de Control para Motores
Hay tres tipos básicos de controladores para motores utilizados en las aplicaciones con equipos electrosumergibles: el panel de control, el “arrancador suave” (soft-start), y el controlador de velocidad variable (VSC). Normalmente, todos utilizan un sistema de circuitos de estado sólido que proporcionan protección, lo mismo que un medio de control, para el sistema electrosumergible. Los controladores varían en tamaño físico, diseño y niveles de potencia. Algunos controladores de motor son simples en su diseño, mientras que otros pueden ser extremadamente sofisticados y complejos, ofreciendo numerosas opciones que fueron diseñadas para aumentar los métodos de control, protección, y monitoreo del equipo ESP. La selección de un tipo a comparación de otro depende de la aplicación, la economía y el método preferido de control. 45
2.6.3 Paneles de Control (Velocidad Fija)
El panel de control (arrancador directo a la línea) consiste de un arrancador de motor, sistemas de circuito de estado sólido para la protección de sobrecarga o baja carga, un interruptor de desconexión manual o automático, un circuito temporizador y un amperímetro registrador. Algunos sistemas de control poseen equipos de superficie para uso con equipo de detección y registro de la presión y la temperatura en el fondo del pozo, instalados dentro del gabinete del controlador del motor. Se proveen fusibles para la protección por corto circuito. Los dispositivos de control externos deben estar en interfase con el controlador según recomendación y/o aprobación el fabricante de la bomba para proveer un funcionamiento seguro y libre de problemas. Todos los dispositivos de control externos están conectados a un temporizador el cual activa o desactiva el controlador después de un cierto intervalo de tiempo.
Los dispositivos de control externo normalmente
utilizados son controles de nivel de tanque o interruptores de presión de línea. La mayoría de los controladores de estado sólido ofrecen protección de baja carga en las tres fases, protección por sobrecarga, y protección automática contra desbalances de corriente o voltaje. Es necesario una protección por baja carga o agotamiento de nivel del pozo dado que un flujo pasante por el motor a baja velocidad no proporcionaría un enfriamiento adecuado. Se incluyen generalmente circuitos diseñados para arranques automáticos. Cuando se arranca un sistema ESP con un panel de control, la frecuencia y el voltaje son los mismos en las terminales de entrada y salida. Esto da como resultado un
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funcionamiento a velocidad fija. Cuando arranca, el motor alcanzará su velocidad de diseño en una fracción de segundo. Durante la puesta en operación de un equipo ESP con panel de control, si se aplica el 100% del voltaje de placa a las terminales del motor en el arranque, éste puede consumir momentáneamente hasta 5 a 8 veces su corriente nominal. Esta alta corriente de arranque permite que el motor entregue varias veces su torque o par nominal, lo cual puede causar esfuerzos eléctricos y mecánicos excesivos en el equipo ESP, especialmente en aplicaciones poco profundas. Los equipos ESP se instalan generalmente a una profundidad que requiere varios miles de pies de cable de potencia. Durante el arranque, el tramo de cable produce una caída de voltaje al motor. Este arranque a voltaje reducido reduce la corriente inicial de arranque y el torque. 2.6.4 Arrancador Suave
El arrancador suave fue diseñado para reducir los esfuerzos eléctricos y mecánicos que se asocian con el arranque de los equipos ESP para aplicaciones de baja profundidad. El arrancador suave es similar a un panel de control estándar; fue diseñado para hacer caer el voltaje en los terminales del motor durante la fase inicial del arranque. Los métodos más comunes usados para el arranque a voltaje reducido de los motores trifásicos de corriente alterna tipo jaula de ardilla utilizan reactores primarios, o dispositivos de estado sólido. El arranque suave se logra controlando la cantidad de potencia entregada al motor a medida que toma velocidad. Los sistemas que utilizan reactores primarios dependen de
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la energía magnética en el devanado del reactor para hacer bajar el voltaje durante el arranque. Después del encendido, los circuitos del reactor son derivados para permitir una operación normal. El arranque suave en estado sólido utiliza típicamente semiconductores de potencia del tipo SCR (rectificadores de control de silicio) para regular la potencia del motor electrosumergible. Como en los sistemas que usan reactores primarios, los SCR serán derivados poco después de que el equipo ESP alcanza la velocidad de diseño. 2.6.5 Controlador de Velocidad Variable (VSC)
La Bomba Electrocentrífuga es típicamente poco flexible cuando opera a una velocidad fija; el equipo está limitado a una gama fija de caudales de producción y a una altura de columna dinámica generada que es fija para cada caso. El Controlador de Velocidad Variable (VSC) ha ganado rápida aceptación como un accesorio del sistema ESP de gran valor para aliviar estas restricciones. Permitiendo que se varíe la velocidad del equipo entre 30 y 90 Hz con lo cual se puede cambiar el caudal, la altura de columna dinámica o ambas, dependiendo de las aplicaciones. Estos cambios se logran con solo cambiar la velocidad de operación, sin modificaciones al equipo en el fondo del pozo. La operación básica del VSC es convertir la potencia de trifásica de entrada, típicamente a 480 voltios, a un suministro de potencia de (directa). Luego, utilizando los semiconductores de potencia como interruptores de estado sólido, invierte secuencialmente este suministro de corriente continúa para regenerar 3 fases de salida en corriente alterna de potencia seudo-sinusoidal, cuya frecuencia y voltaje son controlables.
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La flexibilidad en el bombeo fue el propósito original de la aplicación de los VSC a los sistemas ESP, pero se han logrado obtener muchos otros beneficios. De interés particular son aquellos que pueden alargar la vida del equipo subsuperficial: el arranque suave, la velocidad controlada automáticamente, la supresión de transitorios de línea y la eliminación de los estranguladores en superficie. El VSC aísla la carga de las interrupciones de entrada y transitorios causados por rayos; balancea el voltaje de salida para reducir el calentamiento del motor; ignora la inestabilidad en la frecuencia de los suministros con generador; compensa las caídas de tensión o desconecta la unidad de la línea; y minimiza la presión eléctrica y mecánica durante el arranque. Además, dependiendo de la aplicación, el VSC puede mejorar la eficiencia total del sistema, reducir el tamaño del generador requerido, obviar la necesidad de un estrangulador, reducir el tamaño de la unidad subsuperficial y proveer funciones de control inteligentes para maximizar la producción. Todos estos beneficios no pueden lograrse simultáneamente; sin embargo, el usuario puede elegir y seleccionar la combinación más adecuada para su aplicación. 2.7 EFECTOS DEL VSC EN LOS COMPONENTES DEL SISTEMA ESP 2.7.1 Efectos sobre la Bomba Centrífuga
Tal como se mencionara previamente, el desempeño de la bomba centrífuga se caracteriza por una curva de altura de columna dinámica generada vs. caudal - a alguna velocidad estándar. Si la velocidad cambia, se genera una nueva curva; una mayor si la velocidad se aumenta y una más pequeña si la velocidad decrece. Si se acopla la bomba a un motor de inducción trifásico, y se varía la frecuencia de funcionamiento del motor, su velocidad cambia en proporción directa al cambio de frecuencia. Por lo tanto, la 49
velocidad de la bomba y de allí su salida hidráulica puede ser controlada simplemente variando la frecuencia del suministro de potencia - siempre y cuando los límites de carga del motor y el voltaje sean observados adecuadamente. La técnica de combinar las características de desempeño de la bomba centrífuga y del motor de inducción trifásico, nos permite desarrollar una curva de desempeño para cualquier frecuencia dentro de los límites útiles (Fig. 2.22). Las siguientes ecuaciones fueron derivadas en base a estas condiciones (Leyes de Afinidad):
Ecuación 2.10 Caudal del flujo
⎛ Nueva frequencia ⎞ Nuevo caudal de flujo = ⎜ ⎟ ⋅ Caudal de flujo @ 60 Hz ⎠ ⎝ 60 Hz Ecuación 1.11 Altura de la columna 2
⎛ Nueva frequencia ⎞ Alt. Columna nueva = ⎜ ⎟ ⋅ Alt. de columna @ 60 Hz ⎠ ⎝ 60 Hz Ecuación 1.12 Potencia 3
⎛ Nueva frequencia ⎞ Potencia nueva = ⎜ ⎟ ⋅ Potencia @ 60 Hz ⎠ ⎝ 60 Hz FUENTE: REPSOL YPF.
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Ilustración 2.19 Curva característica para una etapa a frecuencia variable
ALTURA DE COLUMNA (ft)
Barriles por Día (42 Galones USA)
RPM Variable, Graveda especifica = 1.00 Bomba electrosumergible de Centrilift Serie 513
FUENTE: REPSOL YPF.
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2.7.2 Efectos sobre el Motor
Un motor de frecuencia fija de un tamaño particular tiene un torque de salida máximo específico, siempre que se suministre el voltaje de placa a sus terminales. Este mismo torque se puede lograr a otras velocidades variando el voltaje en proporción a la frecuencia - de esta forma la corriente magnetizadora y la densidad del flujo magnético permanecerán constantes, y así el torque disponible será constante (a deslizamiento nominal). Como resultado, la potencia de salida será directamente proporcional a la velocidad, ya que la potencia se obtiene de multiplicar el torque por la velocidad. Se observará que esta re-clasificación de motores aumenta la potencia máxima disponible para un tamaño particular de rotor. 51
Ecuación 2.13 Potencia del motor
⎛ Nueva frequencia ⎞ Potencia nueva del motor = ⎜ ⎟ ⋅ Potencia del motor @ 60 Hz ⎠ ⎝ 60 Hz
FUENTE: REPSOL YPF.
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2.7.3 La Bomba, el Motor y el VSC
Normalmente la bomba es escogida para entregar una cierta salida hidráulica a una velocidad particular. El tamaño del motor puede seleccionarse de manera que su capacidad se ajuste a la bomba cuando opera a la velocidad escogida. Por encima de esa velocidad el motor estará sobrecargado y habrá una condición de baja carga a velocidades más lentas, debido a la naturaleza cúbica de la carga de la bomba. Esto se refleja en la corriente consumida por el motor. El amperaje de placa del motor solo será consumido a la velocidad escogida. El requerimiento de KVA en la superficie se calcula en la forma normal, incluyendo la pérdida resistiva en el cable, pero el cálculo se realiza a la frecuencia máxima, ya que esto representa el requerimiento pico del sistema. Se escoge una unidad VSC cuya capacidad en KVA se ajuste o exceda los requerimientos. La característica lineal del rendimiento de potencia del motor intercepta la característica cúbica de la potencia consumida por la bomba a la frecuencia máxima de diseño. Las frecuencias de operación más altas podrían generar una situación de sobrecarga del motor (Fig.2.20). Estos principios cubren la teoría, pero en la práctica hay varios
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detalles adicionales que necesitan ser tomados en consideración cuando se diseña un sistema VSC total. Ilustración 2.20 Rendimiento de potencia del motor
FUENTE: REPSOL YPF.
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2.7.4 Limitación del eje de la Bomba
Debido a que la capacidad de potencia del eje es proporcional a la velocidad, mientras que la potencia requerida por la bomba es una función cúbica de la velocidad, para cualquier bomba habrá una velocidad por encima de la cual la capacidad nominal del eje será excedida. Esta capacidad nominal deberá ser revisada para la frecuencia máxima de operación. Debe reconocerse que operar un eje de bomba a altas frecuencias maximiza su capacidad para entregar potencia y esto puede ser significativo en las instalaciones donde la resistencia del eje es un factor limitante.
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2.7.5 Límite del alojamiento de la Bomba
La resistencia del alojamiento se define normalmente como una presión diferencial limitante para las roscas de la carcaza en la descarga de la bomba. Si se excede, las roscas pueden reventar. Cuando funciona a una frecuencia alta, la presión de válvula cerrada (flujo cero) generada por la bomba puede exceder este límite. No existe nunca la intención de operar el equipo contra una válvula cerrada, pero los accidentes pueden ocurrir por lo cual se toman precauciones para evitar esta situación. La detección normal de una baja carga no es suficiente. Un interruptor para alta presión en superficie, por ejemplo, puede proteger al menos contra los problemas provenientes de bloqueo en las líneas de producción. 2.7.6 Vibración y Desgaste
La vibración se define como el movimiento de un cuerpo alrededor de un punto de equilibrio. La vibración hacia los lados con respeto a la longitud del equipo electrosumergible se denomina vibración lateral. La vibración que tuerce el eje del equipo ESP es una vibración torsional. Puede ser el resultado de fuerzas causadas por desbalances, por fricción entre partes o fricción del fluido. Estas fuerzas se encuentran en cualquier máquina que tenga partes móviles. Otros factores que afectan a la vibración son el tipo de movimiento en la máquina, la masa, la velocidad, la rigidez, y el amortiguamiento de la máquina. Otra característica de la vibración es su periodicidad. Esto significa que puede ser representada por una sumatoria de funciones sinusoidales de frecuencias diferentes. Una gráfica de la amplitud de la onda senoidal contra la frecuencia de la onda se llama “espectro de vibración”. Una vibración de gran amplitud a una frecuencia particular,
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que es causada por una fuerza relativamente pequeña se llama “frecuencia natural” o “frecuencia crítica”. La vibración de amplitud grande puede ser potencialmente dañina para cualquier equipo mecánico. Las frecuencias naturales están generalmente relacionadas con la raíz cuadrada de la relación de la rigidez dividida por la masa del sistema. En general, debido a la longitud grande y al diámetro pequeño del equipo de Bombeo Electrosumergible, la frecuencia natural del sistema es muy baja. La experiencia ha demostrado que en estas condiciones, cuanto menor sea la frecuencia natural menores serán los niveles de vibración. El amortiguamiento es otro efecto que reduce la amplitud de la vibración a las frecuencias naturales. El amortiguamiento crítico es el amortiguamiento que completamente elimina el efecto de la frecuencia natural. Los sistemas ESP generalmente tienen un amortiguamiento alto debido al fluido del motor en el motor y en el sello, y el fluido que está siendo bombeado. Las frecuencias naturales no traen como resultado problemas de vibración excepto en condiciones muy especiales. Las altas velocidades de operación, como las que se dan con un controlador de frecuencia variable, incrementarán la vibración debido al desbalance. Las fuerzas debidas a un peso desbalanceado son proporcionales al cuadrado de la frecuencia de operación. Los fabricantes toman
precauciones parar mantener la concentricidad
requerida y prevenir el desbalance. También balancean las partes rodantes más pesadas, para minimizar los efectos del desbalanceo en el equipo ESP. El desbalance excesivo, y la vibración resultante, provocarán el desgaste de cojinetes y el anillo sellante de las etapas.
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El desgaste por abrasión es proporcional a la frecuencia de funcionamiento del equipo ESP. Si el desgaste abrasivo es un problema en un pozo particular, las velocidades de operación mayores incrementaran el desgaste, pero las velocidades de operación más bajas producirán un desgaste mucho menor. El VSC se puede utilizar en estos casos para operar a velocidades más bajas a expensas del uso de una bomba y/o motor más grande. En las áreas donde los costos de remover el equipo son muy altos, esto puede dar como resultado una reducción de costos operativos totales. 2.7.7 Eficiencia del Motor
La forma de onda del voltaje generado por el VSC es generalmente una onda pseudosinoidal de seis o doce pasos. La forma de onda de la corriente se acerca a la forma sinusoidal, pero el contenido de armónicos genera mayores pérdidas en el motor (del orden de 10%). El balance exacto de los voltajes en las tres fases sin embargo, reduce las pérdidas y la mayoría de los fabricantes de equipos ESP estiman que los dos efectos se cancelan. El incremento proporcional en las pérdidas debido a los armónicos es mucho más significativo en motores de superficie debido a su mayor eficiencia de base. La operación a frecuencias elevadas pueden aumentar las pérdidas, pero no tan dramáticamente como se podría esperar. Considerando el caso de flujo magnético constante, el calentamiento resistivo en los devanados y todas las pérdidas del rotor permanecen constantes, por lo tanto contribuyen una pérdida porcentual menor a velocidades más altas. Las pérdidas en el estator son aproximadamente proporcionales a la frecuencia y por lo tanto no contribuyen en un cambio porcentual, pero las pérdidas de fricción en el entrehierro son aproximadamente proporcionales al cuadrado de la velocidad y sí aumenta la pérdida porcentual total a velocidades más altas.
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2.7.8 Calentamiento del Motor
Aún si la eficiencia del motor permaneciera constante, la re-clasificación de un motor de tamaño particular a una potencia más alta a una frecuencia mayor significa que más kilovatios deben ser disipados a través de una área superficial que no cambia. La temperatura interna del motor en una instalación real de ESP es determinada por muchos factores. Las variables más importantes son la velocidad y la viscosidad del fluido a medida que este pasa por el alojamiento del motor, ya que es ésta la forma de remover el calor del motor. Para compensar el calor adicional generado en una aplicación VSC de alta frecuencia, los fabricantes recomiendan normalmente mantener una alta tasa de flujo mínimo pasando por el motor. 2.7.9 Aislamiento del Motor
No hay que preocuparse por las frecuencias entre bajas y normales, pero en frecuencias altas el aislamiento de los devanados del motor y en particular la conexión del cable de extensión al motor (pothead) están siendo sobrecargadas más de lo normal ya que el voltaje aumenta en proporción a la frecuencia. Algunos fabricantes especifican un límite para el voltaje aplicado a sus motores. Siempre está disponible al menos un pequeño margen por encima del voltaje nominal ya que la unidad está completamente protegida de sobrecargas, pero una predicción analítica bien definida no es posible. 2.7.10 Arranque
En el campo, un arranque normal directamente conectado a la línea es un evento pobremente controlado. Idealmente, dos modos son deseables; es preferible un arranque suave en condiciones de fluido limpio; por otra parte la presencia de arena o carbonatos requiera de un torque lo más alto posible. Los factores principales que influyen en un
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arranque directo de línea son la impedancia del cable y la regulación de suministro de potencia. Ninguno de los dos puede ser alterado de manera que el controlador estándar siempre entrega un torque excesivo en instalaciones poco profundas, con suministro fuerte. El VSC, utilizando a bajas frecuencias, puede desplazar la curva caudal - velocidad del motor para lograr caudales de flujo más bajos con baja corriente. El VSC también puede ser ajustado para entregar un máximo torque con corrientes de arranque bajas aumentando la frecuencia de operación a un valor más alto. Existe un efecto complicado cuando se introduce un tramo largo de cable entre el VSC y el motor. La caída del voltaje del cable empieza a ser un porcentaje muy grande del voltaje requerido en superficie cuando se opera en baja frecuencia - requiriéndose por lo tanto de un incremento la relación voltios/hertz del VSC para entregar voltios de arranque en el fondo del pozo. Esto podría saturar a un transformador estándar por lo cual se deben proveer diseños con baja densidad de flujo magnético para el transformador de salida que entrega el alto voltaje requerido por el motor subsuperficial. 2.8 EQUIPOS ADICIONALES 2.8.1 Monitor de Presión y Temperatura de Fondo de Pozo
Se pueden obtener datos valiosos del comportamiento de la bomba y del yacimiento mediante el empleo de sistemas de detección de presión y la temperatura en el fondo del pozo. Correlacionando la presión del yacimiento con la tasa de producción, un operador puede determinar cuando es necesario cambiar el tamaño de la bomba, cambiar el volumen de inyección o considerar una intervención del pozo.
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Los proveedores de los sistemas ESP ofrecen diferentes tipos de sensores de presión y temperatura de fondo de pozo. Estos sistemas varían en diseño, costo, precisión, confiabilidad, operación y capacidad. El sistema típico tiene la capacidad de 1. monitorear continuamente la temperatura y la presión de fondo del pozo, 2. proporcionar la detección de las fallas eléctricas, 3. puede colocarse en interfase con el controlador de velocidad variable para regular la velocidad, y 4. transferencia electrónica de datos. 2.8.2 Transformador
La distribución de la energía eléctrica en los campos petroleros se realiza generalmente a voltajes intermedios, tal como 6,000 voltios o más. Debido a que el equipo ESP funciona con voltajes entre 250 y 4000 voltios, se requiere la transformación del voltaje de distribución. Los transformadores se proveen generalmente en una configuración de tres máquinas monofásicas o en una máquina trifásica. Estos transformadores son unidades llenas de aceite, auto-refrigerables y son poco comunes del punto de vista de que contienen un número considerable de derivaciones en el secundario que permiten un amplio rango de voltajes de salida. Este amplio rango de voltajes es necesario para poder ajustar el voltaje requerido en la superficie para una variedad de posibilidades de caídas de voltaje en el cable que ocurren debido a las diferentes profundidades en las cuales se instala el sistema ESP.
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2.8.3 Caja de Conexiones
La caja de conexiones, algunas veces llamado Caja de Venteo, realiza tres funciones: 1. proporcionar un punto para conectar el cable proveniente del controlador al cable del pozo. 2. proporcionar un desfogue a la atmósfera para el gas que pueda migrar por el cable de potencia desde el fondo y, 3. proporcionar puntos de prueba fácilmente accesibles para la revisión eléctrica de los equipos subsuperficiales. 2.8.4 Cabeza de Pozo
La cabeza de pozo está diseñada para soportar el peso del equipo subsuperficial y se usa para mantener control sobre el espacio anular del pozo. Debe estar equipada con un bonete o un empaquetamiento que proporcione un sello positivo alrededor del cable y de la tubería de producción, o un penetrador eléctrico. Hay varios métodos disponibles de los fabricantes de cabezas de pozo para lograr su empaquetamiento. Dependiendo del método empleado, el empaquetamiento podrá resistir presiones diferenciales que alcanzan los 10,000 psi. 2.8.5 Válvula de Retención
Puede utilizarse una válvula de retención, generalmente ubicada de 2 a 3 tramos de tubería por encima de la descarga de la bomba, para mantener una columna llena de fluido sobre la bomba. Si la válvula de retención falla - o si no se instala - la pérdida de fluido de la tubería a través de la bomba puede causar una rotación inversa de la unidad subsuperficial cuando el motor está parado. La aplicación de energía durante el período
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de la rotación inversa puede causar que se queme el motor o el cable, o que se rompa la flecha de algún componente. En las aplicaciones donde es posible la ocurrencia de un bloqueo por gas, es preferible ubicar la válvula de retención más arriba, a 5 o 6 uniones por encima de la bomba. Esto proporcionará una columna de fluido capaz de romper un bloqueo de gas en el caso de que el equipo se pare. En aquellas instalaciones donde no se utiliza una válvula de retención, se debe permitir que transcurra el tiempo suficiente para que la tubería se drene a través de la bomba antes de que se vuelva a arrancar el motor. Se recomienda un mínimo de 30 minutos. 2.8.6 Válvula de Drenado o Purga
Cada vez que se utilice una válvula de retención en la tubería de producción, se recomienda instalar una válvula de drenado inmediatamente por arriba de la válvula de retención para evitar la eventual remoción de la tubería con todo el fluido contenido en él. Si no hay válvula de retención no hay razón para que exista una válvula de drenado, ya que el fluido de la tubería por lo general es drenado a través de la bomba cuando se realiza la remoción. 2.8.7 Relevador de Rotación Inversa
Puede haber una aplicación del ESP en donde la instalación de una válvula de retención sea poco conveniente. Tal es el caso, por ejemplo, si se tiene conocimiento de que el equipo subsuperficial pudiera verse obstruido por carbonatos, arena, asfalto, etc. En estos casos podría desearse inyectar fluidos producidos, ácidos u otros productos
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químicos a través de la tubería de producción para despejar los materiales extraños. Con la instalación de la válvula de retención en la tubería, esto no sería posible. Hay aparatos electrónicos en el mercado que pueden detectar la rotación inversa de la bomba y evitar el arranque de un sistema ESP durante el tiempo que perdure esta condición. Las partes electrónicas del revelador de rotación inversa están ubicadas en el controlador y la unidad de sensores está conectada eléctricamente al cable de potencia ESP. Cuando el sistema ESP se detiene y se permite que el fluido producido retroceda a través de la tubería y la bomba, la potencia que está siendo generada por el motor que gira en reversa puede ser detectada por el relevador de rotación inversa, bloqueando cualquier intento de arrancar hasta que la condición haya terminado. 2.8.8 Centralizador
Los centralizadores son frecuentemente utilizados en aplicaciones del sistema ESP para ubicar el equipo en el centro del pozo y son especialmente útiles en pozos desviados, para eliminar el daño externo y para asegurar la refrigeración uniforme del equipo. Hay varios tipos de centralizadores disponibles en la industria diseñados para proteger al cable y el equipo electrosumergible evitando la fricción con las tuberías del pozo. En ambientes corrosivos donde se utilizan revestimientos para proteger el diámetro exterior del equipo ESP, los centralizadores pueden ser muy efectivos en la prevención del daño mecánico al revestimiento durante la instalación del equipo. La experiencia ha demostrado que si el revestimiento se daña durante la instalación, la corrosión se acelera en el punto donde se localiza el daño.
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2.8.9 Cable de Potencia
La potencia es transmitida al motor electrosumergible por medio de un cable de potencia trifásico el cual se fija a la tubería de producción por medio de flejes o con protectores sujetadores especiales. Este cable debe ser pequeño en diámetro, bien protegido del abuso mecánico y resistente al deterioro de sus características físicas y eléctricas por efecto de los ambientes calientes y agresivos de los pozos. Los cables están disponibles en una variedad de tamaños de conductor, que permiten una eficiente adecuación a los requerimientos del motor. Estos pueden estar fabricados en configuraciones redondas o planas con armaduras de acero galvanizado, acero inoxidable, o de monel, capaces de soportar los ambientes agresivas de un pozo petrolífero o de agua. Todos los cables están fabricados con especificaciones rigurosas empleando materiales especialmente diseñados para diferentes aplicaciones. 2.8.10 Cable Plano de Extensión del Motor (MLE)
El cable plano de extensión del motor pasa desde el motor a lo largo de la sección sello, el separador de gas, y la bomba, más un mínimo de 6 pies por encima de la cabeza de descarga de la bomba. Es normalmente necesario utilizar una construcción de cable plano debido al limitado espacio anular entre el diámetro exterior del equipo y el diámetro interior de la tubería de revestimiento, aunque, si el espacio existe, existe también cable redondo. 2.8.11 Flejes
Los flejes se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería de producción. Se utiliza generalmente un intervalo de 15 pies (5 metros) entre los flejes. Se utilizan también los
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flejes para fijar el cable de extensión del motor a la bomba y al sello; se recomienda el uso de un fleje cada 18 pulgadas y el empleo de guardacables para máxima protección. Los materiales básicos utilizados en la construcción de los flejes son el acero al carbón, el acero inoxidable y el monel. Los materiales varían también en el ancho y espesor, proporcionando más fuerza y soporte. 2.8.12 Protectores Para Cable
Se utilizan protectores especiales para el cable aportándose mayor protección mecánica en aquellos casos donde los pozos son desviados. Estos protectores son básicamente de dos tipos: 1. protectores en las uniones de la tubería (“cross-coupling”) - protegen y sujetan al cable en la zona de mayor riesgo: donde el diámetro de la tubería de producción es mayor. 2. protectores para el medio de cada tubo - proveen protección adicional. Los materiales pueden variar bastante pero estos protectores son generalmente de metal colado (acero común, inoxidable, etc.) o de algún tipo de caucho.
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CAPÍTULO III
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CAPÍTULO III 3.1 OPERACIÓN DE BOMBAS ELECTROCENTRÍFUGAS EN AMBIENTES ABRASIVOS
En los últimos años el número de pozos operando en ambientes abrasivos ha aumentado notablemente. El mejoramiento de los equipos ESP ha permitido la operación de equipos eléctrosumergibles en pozos con ambientes abrasivos donde las expectativas de vida útil de funcionamiento son cada vez mejores Muchos ambientes de pozos profundos, calientes y hostiles contienen fluidos abrasivos. Esta condición es más frecuente en formaciones de rocas areníferas no consolidadas en donde las partículas de arena tienden a ser desalojadas de la formación y a ser succionadas por la bomba. La falla de la bomba centrífuga en estas condiciones es debido al desgaste abrasivo y al desgaste cortante debido a la erosión. Intervienen muchos factores en la selección adecuada de las opciones AR 1 (Resistentes a la Abrasión) para una bomba electrosumergible en un ambiente abrasivo particular. Decir simplemente que el pozo produce arena no es información suficiente para seleccionar la opción que será requerida. Ya que todos los pozos son diferentes, se requerirán diseños especializados para que se ajusten técnica y económicamente al pozo. Hay generalmente tres tipos de patrones de desgaste que se observan en las bombas que se encuentran operando en ambientes abrasivos: 1. Desgaste radial en los cojinetes de la cabeza y de la base, también en las etapas. 1
Tecnología implementada por Baker Hugges Centrilift 66
2. Desgaste de empuje axial ascendente o descendente en las superficies de roce de la etapa y 3. Desgaste erosivo en la zona del paso de fluido en las etapas debido a la alta velocidad y abrasividad de la arena. Este último tipo de desgaste generalmente no es un problema ya que la bomba, en la mayoría de los casos, se desgastará primero siguiendo los dos primeros patrones descritos anteriormente. Debido a que la mayoría de las bombas son de diseño de impulsor flotante, el desgaste primario ocurre primero en las superficies de roce entre el impulsor y el difusor. El desgaste severo en esta área destruye las arandelas de empuje y causa el contacto metal con metal que destruye a su vez a las etapas y traba la bomba. El desgaste radial también tiene lugar en las áreas de los cojinetes causando la rotación excéntrica de los impulsores aumentando la vibración de la bomba. Si el desgaste de la superficie de empuje no provoca la falla, la vibración causada por el desgaste radial causará el ingreso de fluido del pozo a través de los sellos mecánicos del sello y el motor experimentará una falla de aislamiento. Varios factores deben ser tenidos en cuenta para hacer una determinación de la configuración adecuada de la bomba. La cantidad de arena, generalmente expresada por la relación peso/volumen o como porcentaje, es de obvia preocupación. Sin embargo, hay otro grupo de características que tienen que ser examinadas cuando se determine la naturaleza abrasiva para un caso particular:
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1. Cantidad de Arena Es la cantidad de arena producida. 2. Solubilidad en Ácidos Es el porcentaje de muestra no soluble en ácido concentrado. 3. Distribución del tamaño de la partícula Este es el porcentaje de la muestra que cabrá dentro de las tolerancias de las bombas. El porcentaje total de la muestra retenida en - y que pasa a través de una malla estándar. 4. Cantidad de cuarzo Este es el porcentaje de cuarzo en la muestra. 5. Geometría de la partícula de Arena Esta es la forma del grano de la arena (angulosidad), determinada por examen microscópico. Las formas pueden ser puntiaguda, afilada o suave; entre más angular sea la arena, mayor será su desgaste abrasivo.
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Ilustración 3.1 Microfotografía de arena con granos lisos
FUENTE: REPSOL YPF.
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Ilustración 3.2 Microfotografía de arena con granos de angularidad moderada
FUENTE: REPSOL YPF.
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Ilustración 3.3 Microfotografía de arena con granos notablemente afilados
FUENTE: REPSOL YPF.
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El empleo de los criterios anteriormente mencionados ayudará a estimar la tecnología AR adecuada. El método para predecir el desgaste abrasivo no es una ciencia exacta, por lo tanto, nada puede sustituir la calidad de la información proveída de las condiciones del equipo electrosumergible previamente instalado (Bomba, tubulares, cabeza de pozo, equipo superficial de línea y todo el equipo de levantamiento artificial subsuperficial previamente utilizado). Para obtener la mejor recomendación posible, se debe obtener una muestra del material abrasivo y enviarlo a un análisis. Enviar la máxima información posible sobre experiencias anteriores. Cuanta más información reciba el departamento de Ingeniería, más exacta será la recomendación. Los fabricantes de bombas sumergibles tienen varias opciones disponibles para mejorar la operación de la bomba centrífuga en ambientes abrasivos.
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Para determinar cual es el mejor material que reducirá los problemas de abrasión, se ha desarrollado el “Índice para Recomendación de Material” 2. Su determinación es compleja pero la fórmula indicada a continuación ayudará a reducir esta complejidad.
Ecuación 3.1 Índice de recomendación de material
(SANSOL) x (PSD+QTZ+ANG) = MRI FUENTE: REPSOL YPF.
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* Ver figura 1 (SAN-SOL) adjuntada, para hallar este valor. •
SAN - Cantidad de arena producida, en mg / L. * Ver tabla de conversión de unidades para diferentes casos.
•
SOL - Porcentaje de la muestra no soluble en ácido concentrado.
•
PSD - Este es el porcentaje de la muestra que pasará a través de los espacios libres de los componentes de la bomba.
2
•
QTZ - El porcentaje de cuarzo en la muestra.
•
ANG - Angularidad de los granos de arena.
•
MRI – Índice para recomendación de material.
Tecnología implementada por Baker Hugges, Centrilift 71
Ilustración 3.4 Gráfico SAN-SOL
FUENTE: REPSOL YPF.
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La naturaleza agresiva de la arena puede definirse como Leve, Moderada o Agresiva. Estas cantidades se definen sumando el PSD, QTZ y ANG. •
LEVE
3–5
•
MODERADA
6-8
•
AGRESIVA
9 – 11
Valores de los Parámetros Tabla 3.1 Cantidad de arena producida
Valor
SAN:
mg/L 100 200
Ver Gráfico SAN/SOL
300 400 500 600
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
73
Tabla 3.2 Porcentaje de muestra no soluble en acido concentrado
Valor
SOL: % de material no
soluble en ácido
Determinado
Ver Tabla
analíticamente
SAN/SOL
0-100
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
74
Tabla 3.3 PSD
PSD
Valor % de partículas que pasan entre los
espacios libres bujes etapas
0-25
1
26-50
2
51-75
3
76-100
4
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
75
Tabla 3.4 Porcentaje de cuarzo en la muestra
QTZ
Valor % Cuarzo en la muestra
0-25
1
26-50
2
51-75
3
76-100
4
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
76
Tabla 3.5 Angularidad
ANG
Angularidad
Valor
Leve
1
Moderado
2
Afilado
3
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
3.2 CÁLCULO DEL MRI EN LOS POZOS DE REPSOL YPF
Antes de calcular el MRI, debemos saber los procedimientos que se realizan en el laboratorio para la determinación de arena, descrita a continuación: 3.2.1 Determinación de arena Procedimiento para preparar el equipo para la toma de muestra:
•
Poner en primer lugar la malla metálica.
•
Luego colocar el panel filtro sobre la malla.
•
Poner el caucho para impedir fugas y cerrar el filtro ajustando los tornillos fuertemente.
77
Procedimiento para la toma de muestra:
•
Asegurarse de que la llave de descarga de gas del filtro este cerrada.
•
Colocar el filtro en el tubing para la toma muestras del pozo.
•
Abrir lentamente la válvula para la toma de la muestra, colocar un recipiente para recoger el volumen filtrado.
•
Una vez recolectado un volumen representativo (1000 ml) cerrar la válvula.
•
Abrir la válvula para la despresurización de la cámara interna del filtro antes de proceder a retirarlo.
•
Una vez que se a liberado el gas se procede a retirar con seguridad el filtro.
Procedimiento para quemar la muestra:
•
Pesar el crisol vacio (Pi en g) previamente lavado y seco.
•
Abrir el filtro y retirar el papel filtro con una pinza.
•
Colocar el papel filtro en el crisol vacio.
•
Quemar la muestra a 830 °C por 30 minutos.
•
Dejar enfriar el crisol y pesar nuevamente el crisol (Pf en g)
•
Medir el volumen recolectado después del filtrado (Vol en ml)
Cálculos:
PPM de arena = (Pf – Pi)/Vol * 1000000
78
Análisis del MRI:
•
GINTA B6 M1 Datos obtenidos en laboratorio:
SAN = 90% 10% sales solubles y el 80% sólidos insolubles SOL = 90% QTZ = 80% PSD = 100%
Con estos datos calculamos el MRI (SAN < * > SOL) x (PSD + QTZ + ANG) = MRI (15.57 mg/l * 90%) * ( 100% + 80% + 3) ( 2.4 ) * ( 4 + 4 + 3) MRI = 26.4 Se recomienda utilizar desde bombas con soporte radial •
GINTA B6 U Datos obtenidos en laboratorio:
SAN = 90% 10% sales solubles y el 80% sólidos insolubles SOL = 90% QTZ = 80% PSD = 100% 79
Con estos datos calculamos el MRI (SAN < * > SOL) x (PSD + QTZ + ANG) = MRI (31.77 mg/l * 90%) * ( 100% + 80% + 3) ( 2.58 ) * ( 4 + 4 + 2) MRI = 25.8 Se recomienda utilizar desde bombas con soporte radial Dirigiéndose a la Guía de Recomendación de Material “AR”, vemos que la recomendación mínima cae en la zona de soporte radial con carburo de tungsteno. Para determinar la mejor recomendación, obtener la muestra del material abrasivo y enviar ésta a Ingeniería para su análisis. Envíese la máxima información posible acerca de la instalación anterior. Cuanto más información recibida, más exacta será la recomendación. 3.3 TIPOS DE BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÓN
Las siguientes configuraciones de la bomba pueden ayudar a demorar el proceso de desgaste que ocurre en la operación de equipos eléctrosumergibles en medios agresivos. BOMBA DE IMPULSORES FIJOS (COMPRESIÓN):
MRI de 0 - 14
BOMBA CON COJINETE DE CAUCHO:
MRI de 0 - 18
BOMBA CON SOPORTE RADIAL (ARS):
MRI de 0 - 30
Bomba de impulsores fijos con soporte radial (ARC):
MRI de 0 - 80
BOMBA RESISTENTE A LA ABRASIÓN - AR:
MRI de 0 – 100
80
3.3.1 Bomba de Compresión
Esta bomba es para ambientes abrasivos poco agresivos. Utiliza una configuración de bomba estándar, pero en lugar de permitir que los impulsores "floten" individualmente entre los difusores, los impulsores están montados uno sobre el otro y se dice que están "fijos". Esto evita que las fuerzas de empuje axial descendente del impulsor rocen con las arandelas de empuje del difusor. El empuje descendente es transferido al eje de la bomba y absorbido por el cojinete de empuje en el sello. La bomba no sufrirá de desgaste de empuje descendente. Esta bomba es todavía susceptible al desgaste radial porque no hay un apoyo radial adicional sobre el material de la etapa estándar. Existen limitaciones en el cojinete de empuje del sello en cuanto a la carga que puede soportar basado en la profundidad del pozo y si la etapa es flotante o fija. Para altas cargas es necesario el uso de un cojinete de alta capacidad en la cámara de empuje del sello. 3.3.2 Bomba con Cojinetes de Caucho
Este diseño ha sido utilizado en la industria durante años en los casos que presentan abrasivos poco agresivos. Es similar a una bomba estándar excepto de que cada 0.5 a 1.0 pie, dependiendo de la longitud de la etapa de la bomba, se coloca una etapa especial que incorpora un manguito recubierto de material elastomérico que gira en el cubo de Ni-Resist del difusor. Esto proporciona un soporte radial bueno pero no protege del empuje axial descendente. El material elastómero de los manguitos es sensible a las altas temperaturas de fondo de pozo (>230° F), al gas y puede ser susceptible a diferentes tipos de tratamientos químicos. Sin embargo, es adecuado para gran cantidad de aplicaciones y su costo inicial es relativamente bajo.
81
3.3.3 Bomba con Cojinete de Soporte Radial (Estabilizador)
Esta bomba es para uso en aplicaciones abrasivas moderadas. Es similar a una bomba de cojinete de caucho excepto que el material del manguito y del inserto del difusor es reemplazado por Carburo de Tungsteno el cual es un material de alta dureza. Este material tiene alta capacidad de resistencia al desgaste abrasivo y cuenta con una considerable rigidez mecánica. El diseño de Soporte Radial, para cualquier material AR seleccionado, mejora solamente el soporte radial de la bomba. No se afecta la resistencia a la abrasión por empuje axial descendente con este diseño. El costo dependerá de cuántos cojinetes se querrán utilizar y del material empleado en estos. Los cojinetes pueden colocarse en la bomba en cualquier configuración deseada; por ejemplo, 1 de cada n etapas o acumuladas en cualquier posición en la bomba, como ser en las últimas 5 etapas. Esta configuración puede variar de pozo a pozo dependiendo de las características de estos y de consideraciones económicas. Si no se sabe qué espaciado se va a emplear en los cojinetes, se recomienda usar el mismo espaciado adoptado para una bomba de cojinete de caucho que es de 0.5- 1 pie de distancia de separación. 3.3.4 Bomba de Compresión Resistente a la Abrasión "ARC"
Esta bomba es para medios abrasivos de moderados a agresivos. Es la combinación del estabilizador y el diseño de bomba de compresión. Las etapas con cojinetes endurecidos se ubican como se desee y a las etapas se las configura en compresión. Esto proporciona un soporte radial muy bueno y la carga del empuje axial de las etapas se transfiere vía el eje de la bomba al cojinete de empuje de la sección sello. 82
Este diseño se halla muy difundido hoy en día porque incorpora el cojinete en la etapa, lo cual no requiere de una longitud adicional de la carcaza y por su versatilidad de diseño y metalurgia que se ajusta al presupuesto de cualquier pozo. Nuevamente, el costo variará en base al número de cojinetes deseados y de la metalurgia de los mismos. 3.3.5 Bomba Resistente a la Abrasión "AR"
Esta bomba es buena para los ambientes agresivos. Tiene insertos de Carburo de Tungsteno y cojinetes de soporte en cada etapa para manejar el desgaste radial y el originado por el empuje axial. Las pruebas de campo han demostrado que este diseño tiene una vida útil notablemente superior al de las bombas estándar. No tiene limitaciones de profundidad, excepto las mismas impuestas para las bombas estándar. Las áreas de uso óptimas para esta bomba son los campos con costos de pulling (remoción) son muy elevados, tal como los que se encuentran costas afuera, en otros lugares aislados o en donde se encuentran abrasivos extremadamente agresivos. Ilustración 3.5 Bomba resistente a la abrasión
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
83
Este tipo de bombas resistentes a la abrasión fueron originalmente desarrolladas para aplicaciones en el Mar de Norte, las cuales luego de un continuo plan de desarrollo e investigación han mejorado notablemente el tiempo de operación con respecto a las bombas tradicionales. Este desarrollo está abriendo las puertas para la aplicación de las bombas electrocentrífugas en ambientes aún más difíciles. La clave para éste diseño fue la metalurgia especialmente endurecida ubicada estratégicamente a lo largo de la bomba y que es capaz de resistir la abrasión de la arena. La figura 2 representa un diseño de etapa de bomba resistente a la abrasión.
84
Ilustración 3.6 Tabla de Dureza Comparativa:
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
85
3.4
CONTROL DE SÓLIDOS EN EQUIPOS BES MEDIANTE LA
APLICACIÒN DE DISPERSANTE DE SÓLIDOS
Las arenas no consolidadas presentan problemas en la carga del equipo BES, porque arrastran sólidos de origen geológico, que se acumulan y se sedimentan cuando la velocidad del fluido es baja o nula. Los sólidos propios de la calidad del crudo, se acumulan en las paredes de la tubería, esto disminuye la capacidad de los equipos. Los tipos de sólidos que esta aplicación controla son: •
Arenas
•
Arcillas
•
Asfaltenos
•
Parafinas
•
Sales inorgánicas insolubles (Escala)
86
CAPÍTULO IV
87
CAPÍTULO IV 4.1 DISEÑO PARA POZOS CON ALTA VISCOSIDAD
En la mayoría de los casos las bombas Electrocentrífugas manejan líquidos de baja viscosidad relativa. Sin embargo, en muchas partes del mundo, se operaran bombas con líquidos cuya viscosidad es muy diferente a la del agua. Los fluidos viscosos tienen una resistencia interna alta a la fluencia. Consecuentemente, aumentan las pérdidas por fricción, lo cual trae como resultado una baja generación de altura de columna y una potencia de freno elevada. La viscosidad también tiene un efecto sobre las pérdidas de fluido y se ha demostrado que la viscosidad reduce la capacidad de una bomba en su punto de máxima eficiencia. La figura 4-1 muestra un ejemplo de cómo cambia la curva característica de una bomba centrífuga debido a los efectos de un aumento en viscosidad. Ilustración 4.1 Efecto de la viscosidad en la bomba centrífuga
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
88
El efecto total de la viscosidad en el comportamiento de una bomba centrífuga no es bien comprendido aún, pero las pruebas de laboratorio más recientes han mejorado el conocimiento para evaluar los efectos de varios grados de viscosidad. Se han desarrollado nuevas curvas de bombas para manejar líquidos de viscosidad variable. El Instituto de Hidráulica ha completado también extensas evaluaciones y ha publicado estándares para determinar el comportamiento de las bombas centrífugas cuando se desconocen los factores de corrección reales. También se ha observado que el corte de agua de algunos pozos donde se manejan líquidos viscosos afecta a la viscosidad y debe ser tenido en cuenta. Si existe una condición extrema de viscosidad, sería deseable llevar a cabo pruebas de laboratorio antes de completar el diseño de una bomba. Como se describe anteriormente, los cambios en la viscosidad del fluido tienen un efecto significativo sobre el desempeño de las bombas centrífugas. La potencia al freno aumenta mientras que la altura de columna generada, la capacidad y la eficiencia disminuyen. Si ha de utilizarse una bomba electrocentrífuga para producir fluidos de alta viscosidad, estos efectos se deben tener en consideración cuando se seleccione el equipo. Los fluidos viscosos en la industria del petróleo se presentan principalmente en los crudos de baja gravedad o por la formación de una emulsión. En el primer caso, la viscosidad generalmente obedece las relaciones de viscosidad - temperaturas bien establecidas y puede utilizarse cualquiera de las fórmulas empíricas para determinar la viscosidad a una temperatura y presión dadas. El problema se complica considerablemente si el petróleo y el agua forman una emulsión. La viscosidad de una 89
emulsión puede ser considerablemente más alta que la de sus componentes. Cada emulsión se comporta de manera diferente y existen muy pocas pautas para determinar la viscosidad de una emulsión en función de las propiedades físicas de los líquidos. 4.1.1 Teoría de las emulsiones
Una emulsión es la mezcla de dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales está disperso en pequeñas gotas en el otro. 4.1.1.1 Formación de emulsiones:
Tres condiciones son necesarias para la formación de una emulsión estable: •
Los líquidos deben ser inmiscibles: agua salina y petróleo
•
Debe existir un agente emulsionante: asfaltenos, resinas, ácidos orgánicos solubles, sólidos finos, cloruros, etc.
•
Suficiente agitación: natural desde el yacimiento, ESP, Gas Lift, Power Oil, etc.
Otros factores:
•
Viscosidad: mayor viscosidad retiene gotas de agua
•
Gravedad específica: agua con menor densidad no se asentará rápido
•
Porcentaje de agua: 10-40 % emulsiones fuertes; > 60 % presenta agua libre.
•
Edad emulsiones: incrementan su estabilidad con el tiempo 90
Ilustración 4.2 Fotografía de una emulsión agua en aceite. Los círculos claros son gotas de agua dispersas en aceite. Nótese que las gotas son de diferentes tamaños
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Ilustración 4.3 Efecto de la viscosidad en la bomba centrífuga Diagrama que muestra las moléculas polares formando una capa alrededor de la gota de agua. Cada molécula tiene extremos negativos y positivos
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
4.1.1.2 Teorías de la demulsificación: existen algunas suposiciones:
•
Disminución de la tensión superficial
•
Temperaturas mayores a 100 oF
91
•
Aplicación de agentes que reversan la emulsión
4.1.1.3 Métodos de tratamiento: •
Deshidratación eléctrica: destruye la tensión superficial en cada gota y orienta en un campo eléctrico positivo y negativo. Funciona bien con contenido de agua menor al 25 %
•
Deshidratación química: surfactantes de alto peso molecular que rompen interfase y agrupan las gotas de agua en grandes para que decanten. El éxito depende:
• Adecuada cantidad de demulsificante • Suficiente agitación para que se mezcle el demulsificante con la emulsión • Donde sea necesario la adición de calor • Separación del gas antes de asentamiento o decantamiento del agua • Suficiente tiempo para permitir el asentamiento 4.1.1.4 Puntos de inyección de químicos:
En el sitio donde una buena agitación del químico con el fluido: • Intake de ESP mediante cañería capilar
92
• Well head o cabezal del pozo • Manifold • Entrada separadores, FWKO o tratadores térmico
4.1.1.5 Métodos de inyección de químicos: •
Bombas de químico: Tipo pistón: ¼ in (10 gpm), 3/8 in (20 gpm), ½ (40 gpm) Presión descarga hasta 3,000 Motores eléctricos o neumáticos
•
Tratamiento Batch: Adición de químico en altísimas concentraciones En tanques con altos BSW Demulsificante acción rápida No se dispone de agitación
•
Calentamiento de emulsiones: Ayuda disminuyendo tensión superficial Disminuye fuerzas viscosas Calentamiento del agua del tanque de lavado
93
Calentamiento de emulsión; BSW < 50 % 4.1.1.6 Determinación del BSW o corte de agua:
En las actividades rutinarias del campo, se mide el BSW de la siguiente manera: 1. Adicionar 50 % de solvente, gasolina o diesel, en dos vasos de vidrio graduado. 2. Adicionar de 3 a 5 gotas de demulsificante de acción rápida (DAR) en uno de los vasos, en el otro no adicionar DAR. Homogenizar el químico agitando fuertemente. 3. Adicionar el 50% restante de la muestra de petróleo a los dos vasos; se recomienda tomar unos 200 cm3 en un recipiente de 500 cm3, y agitar fuertemente para homogenizar la muestra. NO ELIMINAR EL AGUA QUE PUEDE HABER DECANTADO.
4. Homogenizar agitando fuertemente las mezclas. 5. Colocar en el portavasos de la centrífuga en sitios opuestos. Los portavasos, de preferencia, estarán calentados unos 15 minutos antes para mantener una temperatura superior a 100 F. 6. Prender la centrífuga y mantener por 5 minutos las muestras en el equipo. 7. Apagar y detener la rotación con el freno del equipo. 8. Del vaso que no contiene DAR leer el porcentaje de agua (W).
94
9. Del vaso que contiene DAR leer el agua total (BSW); no deben quedar trazas de emulsión (capa de color café-amarillento), y la interfase aguapetróleo debe estar bien definida. Si se presenta trazas de emulsión ( BS = BSW – W), adicionar dos gotas más del DAR , agitar y centrifugar
nuevamente. Se recomienda no adicionar más de 8 o 10 gotas, porque se pueden formar emulsiones inversas. La dureza o resistencia a romperse una emulsión se considera de la siguiente manera: Tabla 4.1 Reporte del análisis del BSW
NO GOTAS
APARIENCIA DE
TIPO DE
DE DAR
LA EMULSIÓN
EMULSIÓN
2
Esponjosa y
Suave
amarillenta 4 6 8 10
Consistente y
Fuerte
negruzca
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT 95
El reporte del análisis de BSW se hará de la siguiente manera:
Tabla 4.2 Reporte del análisis del BSW
MUESTRA
BS
W
BSW
1
0.5
1.0
1.5
2
10
15
25
3
20
30
50
4
15
60
75
NO
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
No se debe confundir el valor de agua obtenida por centrifugación (W) o con adición de DAR (BSW), con el concepto de “agua libre”. Se denomina agua libre “a la cantidad de agua que se obtiene por decantación natural de una muestra de petróleo, durante los cinco primeros minutos después de haber sido tomada del pozo o manifold”.
96
Ilustración 4.4 Determinación de BSW en el campo
•
Con adición de DAR: 50 % de petróleo
50 % de solvente
50 % de solvente
80 % de Agua total (BSW)
Dos gotas de DAR
•
Sin adición de DAR: 50 % de petróleo Emulsión
50 % de solvente
50 % de solvente
60 % de agua (W)
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
4.1.1.7 Selección del demulsificante-Prueba de botellas:
El objetivo es encontrar la mezcla óptima de un químico rompedor de emulsiones y otro secante o que ayude a decantar las gotas de agua formadas, simulando las condiciones de agitación, mínima temperatura y tiempo de tratamiento del campo.
97
El procedimiento general es:
1. Tomar una muestra representativa de las emulsiones del campo en un recipiente limpio (5gal).No debe tener el demulsificante que se esté utilizando, considerar flujo laminar cuando se cierre la inyección en líneas grandes. Pozos con BSW < 10% pueden aportar con poca emulsión, pero alto contenido de sólidos, especialmente parafinas cristalizadas. 2. Asegurarse que la muestra tenga una cantidad representativa de emulsión. Si existe agua libre, esperar máximo 30 minutos y eliminar. 3. Inmediatamente proceda a tomar 100 ml de la muestra y colocar en las botellas graduadas nuevas y correctamente numeradas en la tapa y en el cuerpo de la botella. 4. Adicionar las cantidades de 0.5, 1, 1.5, 2 y 3 veces la concentración que se esté utilizando en el campo. Preparar soluciones al 10 % volumen disueltas en Tolueno. De acuerdo al grado API se recomienda las siguientes dosificaciones:
98
Tabla 4.3 Dosificaciones
Tipo petróleo
Rango API Dosis en botellas
Livianos
> 32
4 veces dosis campo
Mediano
20-32
2.5 veces dosis campo
Semipesados
14-20
250-500 ppm
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
99
5. Tapar y agitar el tiempo determinado de acuerdo al tiempo real y a la distancia de aplicación del demulsificante en el campo; valores de 5 a 45 minutos se recomiendan dependiendo de: Tabla 4.4Tiempo de agitación deacuerdo al tipo de levantamiento
Tipo sistema
Minutos agitación a máximo
levantamiento
stroke
Flujo Natural
5-15
Gas Lift-ESP
20-30
Power Oil jet
45
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
6. Colocar las botellas en un baño térmico a la temperatura más baja que tenga el tanque de lavado o tratador térmico en el sistema; en algunos casos puede ser la temperatura ambiente. La temperatura de la prueba debe estar lista antes de dosificar los químicos 7. Girar unas 10 veces todas las botellas después de 30min. para simular el lavado en el tanque. Considerar que el petróleo siempre está moviéndose, la rotación dependerá del tipo de tratador y distancia de aplicación del producto
100
8. Leer la cantidad de agua decantada en todas botellas cada 15 minutos durante las dos primeras horas; anotar en la hoja de control. Una botella sin químico o blanco será la referencia a comparar. 9. Anotar presencia de emulsión en la superficie, tipo de interfase aguapetróleo, y cualquier característica sobresaliente. 10. Desde la tercera hora en adelante se tomarán los volúmenes de agua decantados cada hora. 11. Una vez cumplido el tiempo de tratamiento estipulado del campo, se toma unos 5 ml del tope de la botella y se añade 5 ml de solvente para obtener la cantidad de emulsión (BS) y contenido de agua (BSW) por centrifugación (Thief). No adicionar más de tres gotas de DAR 12. Virar las botellas y extraer el agua decantada, agitar fuerte para homogenizar, y proceder en forma similar al paso anterior para conocer el contenido de emulsión y agua total (Composite). En el paso 11 se obtendrá el BSW y BS que se tendrá en la descarga del tanque de lavado o tratador térmico; mientras en el paso 12 se obtendrá el BSW y BS en la interfase del tanque de lavado. Los parámetros de evaluación son: a) Mayor velocidad de decantación de agua; pero no demasiado rápido en las dos o tres primeras horas debería resolverse el 80 % de la emulsión.
101
b) Interfase agua-petróleo bien definida, sin “grumos o bolsas” de emulsión y/o parafina. c) BSW y BS menores a 1.0 % en el tope de la botella (paso 11) d) BSW y BS menores a 2.0 % en el composite de la botella (paso 12). e) Calidad del agua separada: transparente o turbia con manchada. f) Brillo del petróleo en el tope de la botella. 4.2 SELECCIÓN DEL EQUIPO ELECTROCENTRÍFUGO PARA LA PRODUCCIÓN DE FLUIDOS DE ALTA VISCOSIDAD
El equipo electrocentrífugo para la producción de fluidos de alta viscosidad se puede seleccionar utilizando el procedimiento paso a paso, descrito a continuación: 1.- Obtener y analizar los datos disponibles. 2.- Determinar la capacidad de producción, la profundidad de asentamiento de la bomba y la presión en la entrada de la bomba requerida para el pozo. Dependiendo de los datos, se pueden hacer varias combinaciones. Si se conocen el caudal de flujo deseado y la profundidad de asentamiento de la bomba, la presión de entrada a la bomba para el caudal de flujo deseado puede ser calculada en base a la relación del comportamiento de afluencia del pozo. Por otro lado, se puede establecer el caudal óptimo para una profundidad de asentamiento de la bomba dada, graficando la presión de fondo del pozo fluyente (o el nivel del fluido) en función del caudal de flujo.
102
A menos que existan condiciones de operación especiales, la bomba se sitúa generalmente cerca de las perforaciones. La reducción de la presión en el pozo puede estar limitada a un punto en donde la presión de fondo de pozo fluyente a la profundidad de entrada de la bomba sea mayor que la presión del punto de burbuja del fluido; esto se podrá hacer para evitar la interferencia de gas. En algunos casos (por ejemplo: en pozos de agua de alta producción), los requerimientos de presión de entrada a la bomba pueden llegar a ser el factor limitante. En pozos con alta producción de gas, la presión de entrada a la bomba puede ser limitada por la cantidad de gas y la presión de burbuja del fluido. Sin embargo, en la mayoría de los casos, una presión de entrada a la bomba de alrededor de 100 psi será suficiente. 3.- Calcular la altura de columna dinámica total requerida (TDH, de las siglas en Inglés), que es igual a la sumatoria del levantamiento neto (la distancia vertical desde el nivel del fluido producido hasta la superficie), la pérdida por fricción en la tubería de producción medida en pies y la presión de descarga en la cabeza del pozo todo expresado en términos de altura de columna del fluido que está siendo producido. 4.- Basándose en las curvas de desempeño de la bomba, seleccionar un tipo de bomba de manera tal que el diámetro exterior del mismo quepa dentro de la tubería de revestimiento del pozo y que la tasa de producción deseada se ubique dentro del rango de capacidad recomendado de la bomba. Si dos o más bombas cumplen estos requisitos, será necesario un análisis económico antes de finalizar la selección. En la práctica, la bomba con la eficiencia más alta a la tasa de producción deseada será generalmente la que deba seleccionarse. Con la curva de desempeño de la bomba seleccionada,
103
determinar la altura de columna generada y la potencia al freno requerido por cada etapa. Calcular el número de etapas requerido para proporcionar la altura dinámica total. El número de etapas redondeado al valor entero es igual a la altura de columna dinámica total dividida por la altura generada por etapa. Calcular también la potencia del motor multiplicando la potencia al freno por etapa por el número total de etapas y por el valor promedio de la gravedad específica del fluido que está siendo bombeado. 5.- Basándose en la información técnica proporcionada por el proveedor, seleccionar el tamaño adecuado y el modelo de la sección sello y determinar sus requerimientos de potencia. Seleccionar un motor que sea capaz de entregar los requerimientos de potencia total para la bomba y la sección sello. El motor seleccionado debe ser lo suficientemente grande para soportar la carga máxima sin sobrecargarse. 6.- Utilizando los datos técnicos proporcionados por el fabricante de la bomba electrocentrífuga, determinar si se ha excedido alguna limitación de carga (por ejemplo la carga del eje, la carga de los cojinetes de empuje, las limitaciones de presión de la carcaza, la velocidad de fluido que pasa por el motor, etc.). 7.- Seleccionar el tipo y tamaño del cable de potencia en base a la corriente del motor, la temperatura del conductor y las limitaciones de espacio. Calcular el voltaje de superficie y los requerimientos de KVA. 8.- Seleccionar los accesorios y el equipo opcional. 9.- Determinar la viscosidad del aceite sin gas (Aceite muerto) a temperatura de yacimiento partiendo de datos de laboratorio o de correlaciones. 104
10.- Determinar el gas en solución a la presión de entrada de la bomba con datos reales de PVT o a partir de correlaciones. 11.- Corregir la viscosidad del aceite sin gas para el caso de saturación con gas. 12.- Convertir las unidades de viscosidad en unidades SSU. 13.- Corregir la viscosidad del corte de agua utilizando pruebas de laboratorio o datos disponibles. 14.- La selección de la bomba y los factores de corrección se basan en: a. Utilizar como criterio de selección: el caudal de flujo deseado y el tamaño de la tubería de revestimiento, y b. Utilizar la viscosidad total del fluido para determinar los factores de corrección. 15.- Determinar la altura de columna dinámica total tal y como sigue: a. Calcular la altura neta de columna de la misma manera que para el pozo de alto corte de agua (Ejemplo 4.1). b. Calcular la pérdida de fricción en la tubería de producción teniendo en cuenta la viscosidad real del fluido que está siendo producido. c. Convertir la presión en la cabeza del pozo a altura de columna de líquido. d. Calcular la altura dinámica total requerida sumando los tres componentes anteriores: altura de columna neta, pérdida por fricción y presión en la cabeza del pozo. 16.- Convertir el caudal de flujo deseado y la altura dinámica total en: a. "Seudo" caudal de flujo y 105
b. "Seudo" altura de columna utilizando los factores de corrección de desempeño. 17.- Utilizando la curva de desempeño de la bomba: a. Determinar la altura de columna generada por etapa a este seudo-caudal de flujo y calcular el número de etapas requeridas para generar la seudo altura de columna. b. Calcular la potencia total en BHP, utilizando los factores de corrección del desempeño de la bomba. c. Seleccionar el equipo adicional que sea necesario como se describió para el caso de pozo de alto corte de agua. 4.2.1 Ejemplo: Fluidos de Alta Viscosidad.
El siguiente ejemplo pretende demostrar el procedimiento básico para el diseño de un equipo en pozos con crudos de alta viscosidad. El primer paso para todo diseño es la recolección y análisis de los datos disponibles. 4.2.2 Datos de Pozo.
Tubería de revestimiento -- 7 pulg. Diám. Ext., 23 lbs./ft. Tubería de producción -- 2 7/8 pulg. Diám. Ext. EUE 8 rd. Intervalo de Perforaciones -- 5,300 ft. a 5,400 ft., TVD = 5,500 ft Profundidad de asentamiento de la bomba -- 5,200 pies. (100 pies sobre el intervalo de perforaciones) 4.2.3 Datos de Producción.
Presión de fondo estática – Pr = 1,600 psi
106
Índice de Productividad – PI = 1.365 Presión en cabeza del pozo -- 50 psi Relación gas Petróleo -- Desconocida Temperatura de fondo de pozo -- 130° F. Producción deseada -- 1,700 stb/d (en el tanque) Presión en la succión de la bomba -- 350 psi @ 1,700 bpd 4.2.4 Condiciones del Fluido de Pozo.
Gravedad API del petróleo -- 15o (0.966) Corte de agua -- W.C. = 30% Gravedad específica del agua -- 1.02 4.2.5 Suministro de Energía Eléctrica.
Voltaje primario disponible -- 7,200 / 12,470 Volts Frecuencia -- 60 Hertz Capacidad de la fuente de energía – Sistema estable 4.2.6 Problemas Posibles.
Viscosidad.
107
Ilustración 4.5 Viscosidad del aceite sin gas a temperatura del campo petrolífero
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
108
Ilustración 4.6 GOR en solución a presión de sumergencia
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Ilustración 4.7 Viscosidad del aceite saturado a temperatura y presión del yacimiento
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT 109
Ecuación 4.1 Fórmulas para Viscosidad en SSU
SSU = 2.273 [(μ/S.G. + ({μ/S.G.}2 + 158.4)1/2] SSU = 2.273 [6.9 x 106 (R/S.G.) + (47.61 x 1012 {R/S.G.}2 + 158.4)1/2] SSU = 2.273 [CST + (CST + 158.4)1/2] FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Donde:
μ = Viscosidad en Centipoise R = Viscosidad en Reyn CST = Viscosidad en Centistokes S.G. = Gravedad Especifica
110
Ilustración 4.8 Factor de corrección de viscosidad
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
111
Precaución:
Al acercarse a los límites superiores de la curva debe tenerse cuidado ya que
las
características
individuales
del
pozo
pueden
diferir
significativamente de estas curvas. 1. Determinar la viscosidad del aceite libre de gas “dead oil” para un aceite de 15 grados API a 130 °F. Usando la figura 3.5, μ= 200 centipoise 2.- Utilizando la figura 4.6, hallar el gas en solución a una presión de entrada de la bomba de 350 psi (50 scf/bbl). 3.- Usando la figura 4.7 encontrar la viscosidad del aceite saturado para un aceite con viscosidad sin gas de 210 centipoise y relación gas-aceite de 50 scf/stb (aproximadamente 90 centipoise). 4.- Convertir viscosidad de centipoise a SSU (μ=90 centipoise): Peso Específico Compuesto = (1.02 x 0.3) + (0.966 x 0.7) S.G. = 0.982 SSU = 2.273 [(μ/S.G. + ({μ/S.G.}2 + 158.4)1/2] ⎡ 90 SSU = 2.273 ⎢ + ⎢⎣ 0.982
2 ⎤ ⎧ 90 ⎫ ⎥ + 158.4 ⎬ ⎨ ⎩ 0.982 ⎭ ⎥⎦
μ = 418.6 SSU 5.- Utilizando la figura 4.8 , y suponiendo una emulsión media, el factor de ajuste de viscosidad encontrado es de 2.9 para el 30% de corte de agua. Por lo tanto la viscosidad total será: 112
μ = 418.6 SSU x 2.9 = 1,214 SSU. 6.- La selección de la bomba se basará en el caudal de flujo deseado de 1,700 bpd en tubería de revestimiento de 7". En este ejercicio puede utilizarse la bomba GC-2200 de serie 513. Utilizando la tabla 3.5, los factores de corrección para la capacidad, la altura de columna y BHP para la bomba GC-2200 puede ser determinada por interpolación. a.
Capacidad
b.
66.0%
Altura
c.
80.1%
BHP 170.3%
7.- Columna Dinámica Total (TDH) Ecuación 3.2 Columna dinámica total
TDH = Hd + Ft + Pd FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Hd Î Distancia vertical entre la cabeza del pozo y nivel estimado de producción. Ecuación 3.3 Distancia vertical entre la cabeza del pozo y el nivel estimado de producción ⎛ PIP ⋅ 2.31 ft / psi ⎞ ⎟ H d = Prof. vertical de la bomba - ⎜ SG L ⎝ ⎠
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
113
⎛ 350 ⋅ 2.31 ft / psi ⎞ H d = 5,200 ft - ⎜ ⎟ ⎠ ⎝ 0.982
Hd = 4,377 ft Ft Î Perdida por fricción en la tubería. Utilizando la figura 4.9, la pérdida por fricción
es de 225 pies/1,000 pies. 5,200 ft ⋅ 220 ft 1,000 ft
Ft =
Ft = 1,144 ft Pd Î Presión necesaria para superar la presión existente en la línea de flujo (presión
deseada en la cabeza del pozo). La presión de tubería en la cabeza de pozo requerida es 50 psi. Convirtiendo a altura de columna (pies): Ecuación 4.4 Presión deseada en la cabeza del pozo
Pd =
Presión (psi) ⋅ 2.31 ft / ps SG L FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Pd =
50 psi ⋅ 2.31 ft / psi 0.982
114
Pd = 117.6 ft En resumen: Hd
= 4,377 ft
Ft
= 1,144 ft
Pd
= 117.6 ft
Seudo TDH =
Donde HC =
H d Ft P + + d Hc Hc Hc
Factor de corrección por viscosidad (% / 100) Factor de Corrección de Altura = 86.1%
Seudo TDH =
4,377 ft 1,144 ft 117.6 ft + + 0.801 0.801 0.801
Seudo TDH = 7,039.5 ft
115
Tabla 4.5 Factor de corrección de viscosidad para una bomba GC2200 Factores de Corrección por Viscosidad GC2200 SSU
Capacida
Alt. col.
Eficiencia
Potencia
d
gen.
50
100
100.0
94.5
105.8 g
80
98.0
99.0
87.0
111.5 g
100
97.0
98.5
82.5
115.8 g
150
94.7
97.0
73.6
124.8 g
200
92.4
97.8
67.4
134.1 g
300
88.6
93.3
56.6
146.0 g
400
84.7
90.9
49.7
154.9 g
500
81.9
89.7
46.2
159.0 g
600
79.2
88.3
43.3
161.1 g
700
76.6
86.8
41.0
162.2 g
800
74.5
85.8
39.0
163.9 g
900
72.7
84.6
36.8
167.1 g
1000
70.8
83.3
34.9
169.0 g
1500
65.9
79.9
30.7
171.5 g
2000
62.1
77.1
27.2
176.0 g
2500
59.0
75.0
24.5
180.6 g
3000
56.2
73.3
21.8
189.0 g
4000
51.8
70.2
17.8
204.3 g
5000
47.9
67.7
14.9
217.6 g
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
116
Ilustración 4.9 Perdida de fricción en la tubería
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
117
8.- Seudo - Caudal de Flujo (Qseudo):
Q seudo =
1,700 bbl / d 0.66
Qseudo = 2575.8 bbl/d 9.- Para una bomba GC-2200. Altura/Etapa = 43.5 pies/etapa (@2,485 bpd) y BHP/etapa = 1.15 HP.
Ecuación 4.5 Numero de etapas
No. Etapas =
Altura Dinámica Total Altura / etapa
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
No. Etapas =
7,039.5 ft = 181 Etapas 39 ft / etapa
Una vez determinado el número de etapas, podemos calcular la potencia al freno de la bomba (BHP), tal y como sigue: Ecuación 4.6 Potencia al freno
BHP = BHP/Etapa x Número de etapas x Factor de Corrección x SGL FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT 118
BHP = 1.15 BHP/etapa x 181 etapas x 1.703 x 0.982 = 348 BHP 10.-
A continuación indicaremos como se realizarían estos mismos cálculos en
AutographPC. Las respuestas del programa no será exactamente las mismas que la calculada manualmente. AutographPC toma en cuenta otras variables para realizar los cálculos, y el hecho que gran parte de los resultados manuales provienen del uso de gráficas, crea la posibilidad de errores sistemáticos originados por el observador. Como primer paso se entraran todos los datos producción, PVT y completación en la pantalla del pozo. En esta pantalla se seleccionó la opción para incluir efecto de emulsión y se uso la correlación de Beal para calcular la viscosidad del crudo muerto. NOTA: En lo posible se recomienda usar valores reales de viscosidad, sobre todo cuando se diseñan bombas para crudo pesado.
119
Ilustración 4.10 Pantalla de información del pozo
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
Una vez calculados los datos del pozo se prosigue a determinar el tipo de bomba y su punto de operación. Usando AutographPC se determinó que al usar una bomba GC2200, se requieren 183 etapas para operarla a 60 Hz. Dependiendo del pozo, también se podría considerar la posibilidad de usar una bomba GC2900. Los factores de corrección por efectos de viscosidad para la bomba GC2200 se indican en la esquina inferior derecha de la pantalla. Estos factores pueden ser modificados manualmente y varían según las condiciones de cada pozo
120
Ilustración 4.11 Pantalla de la bomba
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
El motor seleccionado para operar la bomba es un KMH serie 562 de 418 HP 2610 volts / 98 Amps. Como se puede ver en la figura 4.12, el motor trabaja con una carga del 91.1% de su valor de placa. La figura 4.13 muestra la pantalla para la selección del sello. Para este ejemplo se seleccionó un sello serie 513 GST3 DB. Este es un sello tandem de doble bolsa (6 cámaras: bolsa/lab/lab/bolsa/lab/lab). La figura 4.14 muestra la pantalla para la selección del cable de potencia. El tipo de cable seleccionado para esta aplicación es el siguiente.
121
Cable de extensión del motor: MLE-KHT, No 5 de 5 KV Rating (Temp.: -51 oC a 204 oC [400 oF]) Cable de Potencia y cable de superficie: CEEF, Cable plano No 1 de 5 KV Rating (Temp.: hasta 204 oC [400 oF])
Ilustración 4.12 Pantalla del motor
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
122
Ilustración 4.13 Pantalla del sello
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
123
Ilustración 4.14 Pantalla del cable
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: BAKER HUGES, CENTRILIFT
124
CAPÍTULO V
125
CAPÍTULO V 5.1 HISTORIAS DE BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÒN AR 5.1.1 Introducción
Esta bomba es buena para los ambientes agresivos. Tiene insertos de Carburo de Tungsteno y cojinetes de soporte en cada etapa para manejar el desgaste radial y el originado por el empuje axial. Las pruebas de campo han demostrado que este diseño tiene una vida útil notablemente superior al de las bombas estándar. No tiene limitaciones de profundidad, excepto las mismas impuestas para las bombas estándar. Las áreas de uso óptimas para esta bomba son los campos con costos de pulling (remoción) son muy elevados, tal como los que se encuentran costas afuera, en otros lugares aislados o en donde se encuentran abrasivos extremadamente agresivos. Este tipo de bombas resistentes a la abrasión fueron originalmente desarrolladas para aplicaciones en el Mar de Norte, las cuales luego de un continuo plan de desarrollo e investigación han mejorado notablemente el tiempo de operación con respecto a la bombas tradicionales. Este desarrollo está abriendo las puertas para la aplicación de las bombas electrocentrífugas en ambientes aún más difíciles. La clave para éste diseño fue la metalurgia especialmente endurecida ubicada estratégicamente a lo largo de la bomba y que es capaz de resistir la abrasión de la arena. Cabe recalcar que esta tecnología la ha implementado Baker Hughes, Centrilift. A, continuación vamos a ver el historial de las bombas AR en algunos campos de REPSOL YPF:
126
5.1.2 AMO C5
Este equipo se instala el día 29 de julio del 2000 y se lo arrancó el día 02 de agosto del 2000. El siguiente equipo fue instalado: Tabla 5.1 EQUIPO INSTALADO
ITEM
NUMERO
FABRICAD
SE
MODELO
ETAPAS
SERIAL
O POR
RI
PESO
HP
E Bomba
01G-97900
Centrilift
513
GPMTARSH6/GC8200
79
Bomba
01G-97901
Centrilift
513
GPMTARSH6/GC8200
89
Succión
41G-17734
Centrilift
513
GPINTARH6
Sello
31G-81686
Centrilift
513
GST3GDBLEHLPFSTLH6
Motor
21K-72354
Centrilift
562
KMEU1GXHLZ
255
Motor
21K-72355
Centrilift
562
KMEL1XHLZ
255
Centrilift
513
GP DISCHARGE 31/2 EUE
Descarga
8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
Paradas que ha tenido el equipo:
El pozo se apaga el 19 de abril del 2003, en el kelltronics nos indica la alarma de underload, se revisa el vsd y nos indica la alarma del IOT B+, se reviso el vsd se encontró explosionado los dos bancos de capacitares de 1400 Uf, la selección de la cuba se encuentra circuitada. 127
Se cambia VSD, se realiza pruebas de corto circuito vacío, carga de capacitares. El pozo arrancó sin novedad. El día 13 de febrero del 2004, se apaga el pozo por shut down. Una vez reestablecidas las condiciones para el arranque, al intentar el arranque, este se limito en 12Hz para posterior llegar a la frecuencia seteada de 47Hz.. Al tomar los valores de corriente se nota que se encuentra menor a un 50% de la corriente de trabajo del equipo, es decir de 81 AMP, se reduce a 25 AMP al equipo de fondo y de 430 AMP a 215 AMp el VSD, y la presión fluyente se mantiene variable en 2430. La presión de cabeza llega unicamente hasta 200 psi, siendo 340 la normal, y no se tiene presencia de fluido en el cabezal. Al revisar los históricos en el VSD, se observa que el variador se apaga por una alarma de underload. Se realizan algunas pruebas en el variador a diferentes frecuencias, se arranca en sentido contrario al del trabajo del equipo, sin tener una variación de corriente considerable Reporte de pulling
Bomba upper •
Giro del eje duro con arrastre
Bomba lower •
Giro del eje duro con arrastre
•
Juego radial en la base
Intake •
Giro del eje suave
•
Presenta juego radial
128
•
Presenta erosión en los orificios de succión
Sello upper •
Extensión del eje en su nominal
•
Rotación suave
•
Todas las cámaras con aceite contaminado
Sello lower •
Giro del eje suave
•
Cámaras con aceite trabajado no contaminado
Motor upper •
Extensión del eje en su nominal
•
Giro suave
•
Aceite trabajado
Motor lower •
El eje en su nominal
•
Giro suave
•
Aceite trabajado no contaminado
•
En la parte exterior del housing adherido partes de carbonatos
PHD •
En buen estado 129
•
Con aceite trabajado
Cable •
En buen estado
Nota: Se intentó desarmar la bomba upper en el SPF, pero al no tener las herramientas adecuadas solo se alcanzo ha sacar dos impellers y dos difusores. Se encontraron pedazos grandes de un caucho parecido al material de los packer, también salieron pedazos de metal. Tabla 5.2 NUEVO EQUIPO INSTALADO ITEM
NUMERO
FABRICADO
SERIAL
POR
Bomba
01H-06445
Centrilift
Bomba
01H-06446
Succión
MODELO
ETAPAS
PESO
HP
675
HPMT
26
Centrilift
675
HPLTGS
26
Integral
Centrilift
675/513
Sello
31G-94904
Centrilift
513
GSB3H6ABPFS
Sello
31G-94903
Centrilift
513
GCB3EHLH6
Motor
21K-78999
Centrilift
562
KMHUG
380
Motor
21K-78998
Centrilift
562
KMHLG
380
Centrilift
513
HPDISCHARGE 5 ½
Descarga
SERIE
EUE 8 RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO 130
5.1.3 GINTA B5
El equipo se instaló el día 01 de julio de 1998 y arrancó el día 13 de mayo de 1999, el equipo que se instalo fue: Tabla 5.3 EQUIPO INSTALADO ITEM
Bomba
NUMERO
FABRICADO SERIE
MODELO
ETAPAS
PESO
HP
SERIAL
POR
No se tiene
Centrilift
513
GPMTARSH6/GC8200
89
Centrilift
513
GPMTARSH6/GC8200
59
información Bomba
No se tiene información
Succión
41G-18099
Centrilift
513
GPINTARC
Sello
31G-56063
Centrilift
513
GSTGHL
Motor
21K-72351
Centrilift
562
KMHGLHL
304
Motor
21K-72350
Centrilift
562
KMHGUHL
304
Centrilift
513
GP DISCHARGE 3 1/2
Descarga
EUE 8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
Paradas que ha tenido el equipo:
El pozo se apaga por primera vez el día 09 de agosto de 1999, se encontró el variador apagado, se energizo para chequear el drive history, dando una falla de imput zc.
131
Eléctricamente se encontró dos fusibles abiertos y un SCR cortocircuitado. El equipo de fondo se encontró eléctricamente bueno. Se reemplazo los dos fusibles y el SCR, luego se procede a realizar pruebas en vacío y en corto, quedando el variador listo para la operación, no se arranca el pozo por restricción de facilidades. El 03 de febrero del 2000 entra en servicio la segunda turbina razon por la cual se activa el pozo Ginta B5 sin ninguna novedad, 15 minutos después sale de servicio mostrandonos en el display C-IOT. Se ensaya el VSD en vacío y en corto, se chequea el equipo de fondo y se obtiene los siguientes resultados: AT-5 KOHM, BT-Abierto, CT-Abierto AB-Abierto, AC-Abierto, BC-Abierto Con estos valores se presumió que el daño está en el lower pigtail por lo tanto el pozo quedo en espera del taladro. El 04 de febrero del 2000 entra el taladro y se corrobora la ubicación del daño se corta el lower pig tail, se chequea y se obtiene los siguientes valores 2.2 F-F, balanceado y 8KOHM F-T. Se instala quick connector y se activa el pozo el 05 de febrero del 2000 con 60hz sin novedad. El día 05 de abril del 2002 se arranca el pozo el cual se encontraba apagado por restricción de energía, el pozo dura aproximadamente 6 horas corriendo, luego este se apaga teniendo la alarma de short circuit, abriendose 2 fusibles en el kelltronics. Se chequea el equipo de fondo teniendo las siguientes lecturas F/F 2.4 ohms y F/T 140 ohms balanceados, se procedió a su arranque sin éxito, con la alarma de short circuit y
132
abriendo dos fusibles, se procedió al chequeo del equipo de fondo en el cabezal obteniendo las lecturas anotadas en el recuadropor lo que el pozo espera work over
Reporte de pulling
Bombas •
Atascadas
•
No tienen giro, ni juego axial
Housing •
En buenas condiciones
Intake •
En buenas condiciones
•
Giro normal
Sello upper •
Extensión del eje normal
•
Cámara superior y central del sello con fluido de pozo
•
Cámara inferior y de empuje con aceite limpio
Sello lower •
Cámara superior con agua y aceite
•
Cámara central inferior y de empuje con aceite limpio
133
Motor upper •
Eléctricamente bueno
•
Giro suave
•
ACEITE LIMPIO
• Motor lower •
Eléctricamente bueno
•
Giro suave
•
Aceite con presencia de limallas
PHD •
Con lecturas de resistencia ok
Centralizador •
Ok
Cable en buenas condiciones
Pothead de MLE con señal de recalentamiento.
134
Tabla 5.4 NUEVO EQUIPO INSTALADO: ITEM
Bomba
NUMERO
FABRICADO
SERIAL
POR
01G-04094F
Centrilift
SERIE
MODELO
ETAPAS
PESO
HP
513
GPMTARSH6/GC4100
78
Centrilift
513
GPMTARSH6/GC4100
78
1:5 Bomba
01G04095F 1:5
Succión
41G-50488
Centrilift
513
GPINTARH6
Sello
31G-87786
Centrilift
513
GST3XGDBLEHLABPFSTLH6
Motor
21K-62071
Centrilift
562
KMHXGHL
Centrilift
513
GP DISCHARGE 3 1/2
Descarga
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
135
380
5.1.4 DAIMI 01
El equipo se instala sin novedad el día 18 de junio del 2000 y arranca el día 20 de junio del 2000,se instala con el mismo cable de potencia que salió del pozo, el arranque de este equipo es un arranque directo sin VSD. Tabla 5.5 EQUIPO INSTALADO ITEM
NUMERO
FABRICADO SERIE
MODELO
ETAPAS
PESO
HP
SERIAL
POR
Bomba
01G-99131
Centrilift
513
GPMTARCH6/GC8200
79
Bomba
01G-99132
Centrilift
513
GPMTARCH6/GC8200
89
Succión
41G-18344
Centrilift
513
GPXINTARH6
Sello
31G-81671
Centrilift
513
GST2G2BLEHLPFSTOLPL
Motor
21K-56926
Centrilift
562
KMHUGHL
266
Motor
21K-56931
Centrilift
562
KMHLGHL
266
Centrilift
513
HP DISCHARGE 3 1/2
Descarga
EUE 8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
Paradas que ha tenido el equipo:
Se procedió por orden de Repsol a arrancar el pozo Daimi 01 que trabaja con arrancador directo, se solicitó al departamento de distribución que se energize el tablero de control y el equipo de fondo, presentan valores de resistencia diferentes a los tomados el 13 de 136
abril de 1999. Teniendo condiciones en cabeza del pozo, se procedió a arrancar pero casi instantáneo de oprimir el botón de Star se desnergiza todo el tablero, la energía del aire acondicionado y luces, se realizan dos intentos mas con resultados negativos. Se chequea equipo de fondo lo cual nos indica que el fondo eléctricamente se encuentra bien. Se recomendó una revisión del cable que alimenta este tablero y el transformador en locación. Por orden del departamento de producción se procede al arranque del pozo Daimi 01 el cual se encontraba funcionando hasta las 11h50 del día 22 de octubre del 2003, el pozo se apaga por overload. Se procede al arranque del pozo, sin resultado por cuatro intentos. Se procede a desconectar el equipo de fondo dando falla eléctrica, se realizan pruebas en el arrancador directo en vació y se procede a tomar lecturas, indicando que se encuentra una fase a tierra. Se procede a chequear en el quick connector teniendo medidas similares del equipo de fondo por lo que el pozo queda esperando work over. El runlife de este equipo fue de 1221 días.
Reporte de pulling
Bomba upper •
Eje roto a la altura del coupling B-B
•
Eje totalmente desprendido del housing localizado sobre la descarga
137
Bomba lower •
Eje totalmente trabado
Intake •
Con giro y juego axial ok
•
El coupling I-B se encontraba trabado en el eje del intake
Sello tandem •
Sin giro
•
Extensión del eje con 2mm aproximadamente sobre la tolerancia máxima
•
Todas sus cámaras contaminadas con agua y crudo pesado, excepto la cámara inferior de la sección lower que presenta aceite trabajado
Motor upper •
Eje trabado y con desbalance entre fases y a tierra (en cortocircuito)
•
Existe presencia de limallas de bronce en el aceite trabajado
Motor lower •
Giro duro
•
Mecánica y eléctricamente en condiciones aceptables
PHD •
En buenas condiciones eléctricas
•
Presenta aceite trabajado y gran cantidad de limallas de bronce 138
Cable •
Reda de propiedad de REPSOL-YPF
•
Esta cortado debido una ruptura en la cruz del reel
Housing •
La parte externa presenta una corrosión leve, agravada en la cámara inferior del sello lower. Tabla 5.6 NUEVO EQUIPO INSTALADO
ITEM
NUMERO
FABRICADO SERIE
MODELO
ETAPAS
PESO
HP
SERIAL
POR
Bomba
01G-06493
Centrilift
513
GPMTSH6/GC8200
59
Bomba
01G-06418
Centrilift
513
GPXMTSH6/GC8200
59
Succión
41G-52674
Centrilift
513
GPINTARH6
Sello
31G-95619
Centrilift
513
GSB3H6CL5ABPFS
Sello
31G-95618
Centrilift
513
GSB3EHLHLH6
Motor
21K-79988
Centrilift
562
KMHG
Centrilift
513
GP DISCHARGE 3 1/2
Descarga
EUE 8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
139
380
5.1.5 TIVACUNO 01
El equipo se instala sin novedad el día 08 de octubre del 2004 y arranca el día 11 de octubre del 2004, se instala sin ninguna novedad, el arranque de este equipo se lo hace a 35Hz y se lo va aumentando paulatinamente hasta los 50Hz, con la finalidad de ir estabilizando el flujo del pozo, la presión estática antes del arranque es de 1690 psi. Inmediatamente posterior al arranque se nota un problema con la presión de cabeza determinándose que la falla es en la válvula de choque, la misma que estaba en mal estado. Se repara el daño y se procede a su arranque. Tabla 5.7 EQUIPO INSTALADO ITEM
NUMERO
FABRICADO SERIE
MODELO
ETAPAS
PESO
HP 55
SERIAL
POR
Bomba
01G-05042
Centrilift
513
GPMTARSH6/GC2200
Succión
41G-52662
Centrilift
513
GPINTARH6 WC
Sello
31G-95607
Centrilift
513
GSB3H6CL5ABPFS
Sello
31G-95606
Centrilift
513
GSB3EHLHLH6
Motor
21K-79915
Centrilift
562
KMHG
Sensor
21A-01521
Centrilift
450
0-3500 PSI-35FX200CENTAURI
Descarga
Centrilift
513
GP DISCHARGE 3 1/2 EUE 8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
140
114
Paradas que ha tenido el equipo:
Su primera parada se la realiza el día 14 de diciembre del 2004, se llegó a la locación y se encontró al equipo apagado, el display de kelltronics muestra una alarma de presión, se revisa aislamiento del equipo de fondo cuyas medidas están OK y se llega a la conclusión que el equipo de fondo se encuentra en perfecto estado. Se revisa VDS, todos sus componentes el mismo que se encuentra en perfectas condiciones. Se intenta energizar el variador para proceder a arrancar el equipo lo cual no tiene éxito debido a que se presenta alarma de short circuit en el kelltronics, razón por la cual se desconectaron todos los cables del transformador de entrada para realizar el megado, se encontró el transformador en buenas condiciones, también se mega los cables primarios y secundarios del transformador de entrada, también en buenas condiciones. Se procede a cambiar los valores de seteo del kelltronics con lo cual se logra energizar el VSD y se procede a arrancar el equipo. Sus siguientes paradas en la mayoria de casos son por causa de shut down. El pozo se apaga manual off, el día 18 de septiembre del 2006 por indicación del area tecnica de REPSOL YPF, para realizar trabajos de work over (trabajos de control de arena gravel pack).
Reporte de pulling
Bomba •
Apariencia externa ok
•
Giro ok
141
Intake •
Apariencia externa de los agujeros ok
•
Giro ok
Sello upper •
Cumple con la extensión del eje
•
Cámara superior intermedia e inferior presentan aceite contaminado
Sello lower •
Cámara superior, cámara intermedia e inferior presentan aceite trabajado
Motor •
Extención del eje ok
•
Giro ok
•
Aceite trabajado
•
Eléctricamente en perfecto estado
Sensor PHD •
Se encuentra en buenas condiciones electrica y mecánicas
•
Aceite trabajado
142
5.1.6 TIVACUNO 04
El pozo Tivacuno 04 arranco el día 23 de agosto de 1998 se instaló: Tabla 5.8 EQUIPO INSTALADO ITEM
Número
Fabricado
serie
Modelo
Tipo
Etapas
serial
por
Bomba
01G-95169
Centrilift
513
GPMTH6ARS
GC 3500
128
Succión
41G-18073
Centrilift
513
Sello
31G-81627
Centrilift
513
GSTGXHL
Motor
21K-50396
Centrilift
562
UT-KMG1-HL-225HP-2190V
Sensor
21A-05143
Centrilift
450
Centrilift
513
GPINTXARH6
N/A
PHD
Presión Descarga
DISCHARGE
31/2’EUE
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
El equipo esta instalado a 7632.94 pies de profundidad.
Paradas que ha tenido el equipo:
Se apaga el pozo por primera vez el día 29 de mayo de 1999 por presión debido a problemas en el NPF y al no registrar presión de fondo por no tener el sensor de superficie, se decide instalarlo uno. Se coloca un inductor paked en el transformador del MCC y un sensor digital en el cubículo del pozo, se calibra adecuadamente, se obtiene una presión estática de 2640 psi y se procede a arrancar. Su arranque es normal y el sensor registra 560 psi, pasan unos 143
10 minutos y comienza a variar. Luego de lo cual se observo humo en el sensor, inmediatamente se apago el pozo, se retiro el sensor y se arrancó. Posible falla del sensor al encontrarse saturado de voltaje en el cubículo (panel MCC). Su segunda para fue el día 01 de agosto de 1999 debido a que no se registró presión de fondo, se procedió a colocar un sensor de presión de fondo en el cubículo del MCC, se lo calibro y se abrió el transformador para poner el inductor paker, quedando listo para su arranque. Se arrancó el pozo y trabajo sin ninguna novedad, pero se analizó que el sensor no vario en sus lecturas, se determinó que el pozo tiene problemas de fondo en su sensor PHD, quedando el pozo en las mismas condiciones anteriores. Su tercera para fue el día 12 de enero del 2005 por shut down, su arranque fue normal. Su cuarta para fue el día 22 de enero del 2005 por problemas en el transformador que distribuye hacia tivacuno de NPF. Restablecida la energía se procedió a arrancar el pozo, sin ninguna novedad. Su quinta parada fue el día 02 de marzo del 2006 por falta de aire a la red neumática de instrumentos de control de los cabezales, dando la alarma de pressure-lock out en kelltronics. Se procede a su arranque y luego de unos pocos minutos se apaga por alarma de overload, short circuit; quedando lock out. Se hizo dos intentos de arranque llevando el parámetro short circuit al 500%, y no se logro ningún resultado, quedando el equipo fuera de servicio.
Reporte de pulling
Se realizó el día 05 de marzo del 2006 por instalación a tierra. La apariencia de todo el equipo es normal.
144
Tabla 5.9 PRODUCCIÓN PRODUCCION
API
17.96
BPPD
307
BAPD
2385
GAS MCF
N/A
GOR
N/A
RELACION LIQ
88.6
PETROLEO FLUIDO
2692
PRODUCCION SIN
NO
PRODUCCION ARENA
NO
GAS
NO FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
•
La bomba presenta juego radial, apariencia externa OK, giro OK.
•
El intake presenta giro OK, apariencia externa de los agujeros OK.
•
El sello upper su extensión del eje OK, cámara superior, intermedia e inferior existe aceite contaminado.
145
•
El sello lower su cámara superior, intermedia e inferior existe aceite contaminado.
•
Motor, extensión del eje OK, giro OK, aceite trabajado, eléctricamente en mal estado.
•
Sensor PHD se encuentra en malas condiciones, desconectado cable de punto estrella, aceite contaminado.
•
Centralizador Reda OK.
•
Cable en los últimos 1000ft se encuentra en mal estado eléctrica y mecánicamente.
Reporte de tear down
Fecha de instalación:
23 DE AGOSTO DE 1998
Fecha de arranque:
23 DE AGOSTO DE 1998
Fecha de par:
05 DE MARZO DEL 2006
Running Days:
2723 DIAS
Fecha del pulling:
05 DE MARZO DEL 2006
Razón general del pulling:
Eléctrica
Razón específica del pulling:
Bajo aislamiento
Observación del pulling:
•
Bomba presenta juego radial, apariencia externa OK, giro OK.
•
Intake con giro OK, apariencia externa de los agujeros OK.
•
Sello upper con extensión del eje OK, cámara superior, intermedia e inferior con aceite contaminado. 146
•
Sello lower con la cámara superior, intermedia e inferior con aceite contaminado.
•
Motor con extensión del eje OK, giro OK y con aceite trabajado, eléctricamente en mal estado. La apariencia externa de todo el equipo BES es normal.
•
Sensor se encuentra en malas condiciones, desconectado el cable del punto estrella, aceite contaminado.
•
Centralizado reda OK.
•
Cable en los últimos 1000 Ft aproximadamente se encuentra en mal estado eléctricamente y mecánicamente.
Observaciones del Teardown:
•
Bomba: eje con giro normal y sin desplazamiento axial; se observa excesivo juego radial. Conjunto de etapas quedan atascadas en el hsg junto con el eje.
•
Sello superior: Bolsa de goma rota; sellos mecánicos endurecidos; todas las cámaras contaminadas con fluido del pozo; conjunto de empuje con signos de temperatura.
•
Sello inferior: Bolsa de goma rota; sellos mecánicos flexibles; todas las cámaras contaminadas con fluido del pozo; conjunto de empuje con signos de temperatura.
•
Motor: eléctricamente con las fases balanceadas y con un aislamiento de 3 Gohms. Internamente se encuentra con aceite contaminado. Conexión del punto estrella se encuentra roto.
•
Cables se observan con signos de calentamiento.
•
limalla metálica en magneto de la base. 147
•
Sensor: Aceite contaminado; eléctricamente abierto
Descripción del equipo: Tabla 5.10 DESCRIPCIÓN EQUIPO
SERIAL STATUS
Pump
GPMTARSH6 128 GC-3500 01G-95169 Teardown
Intake
GPINTARX
41G-18073
Teardown Seal
GSTGXHL
31G-81672
Teardown Motor
KMHGHL 225/2190/59
21K-50396
Teardown Sensor
3500 PSI
21A-05143
Teardown Cable
AWG#2 SOL/ROUND
61C-70727BO
MLE
4KLHT 2P
61K-03235
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
148
Evidencias
BOMBA 01G-95169
Housing en condiciones normales. Rotación del eje normal y sin juego axial; excesivo juego radial en el eje
Buje del top bearing con desgaste moderado Impulsores y difusores quedan atascados en el housing junto con el eje
SELLO 31G-81672
Rotación y extensión del eje normales. Sellos mecánicos cristalizados y partidos
Todas las cámaras contaminadas con fluido del pozo. Upthrust ring con desgaste leve. Eje en condiciones normales.
149
Ilustración 5.1 BOLSA DE GOMA ROTA
FUENTE: REPSOL YPF. ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
Ilustración 5.2
Cámara de empuje con signos de temperatura; up thrust ring con desgaste severo
SELLO Lower
Housings externamente en condiciones normales FUENTE: REPSOL YPF. ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
150
Rotación y extensión del eje normales. Bolsa de goma rota. Sellos mecánicos flexibles.
Todas las cámaras contaminadas con fluido del pozo. Eje en condiciones normales. Cámara de empuje con signos de temperatura.
Motor 21K-50396:
Estator externamente en condiciones normales. Rotación del eje normal y medida de extensión normal. Medidas eléctricas: Fase - Fase (Ohms): A-B: 0.95, B-C: 0.947, C-A: 0.949
Fase - Tierra (MOhms): 3Mohms @ 2,500 V.
Conjunto de empuje con desgaste leve. Aceite contaminado con fluido del pozo; dielectricidad en la cabeza de 19.3 KV.
Bujes de cabeza y base con desgaste moderado Partículas de bronce en aceite de la base.
151
Ilustración 5.3 Cables de conexión con signos de temperatura.
FUENTE: REPSOL YPF. ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
Cable del punto estrella se encuentra roto Todos los rotores con signos de temperatura. T-rings 100% de color blanco. Washers con desgaste leve.
Sensor 21A-05143:
Housing en condiciones normales. Aceite contaminado. Eléctricamente se encuentra abierto
Conclusión:
Existió desgaste radial, este desgaste tiene lugar en las zonas de los cojinetes causando la rotación excéntrica de los impulsores aumentando la vibración de la bomba. .Si el 152
desgaste de la superficie de empuje no provoca la falla, la vibración causada por el desgaste radial causará el ingreso de fluido del pozo a través de los sellos mecánicos del sello y el motor experimentará una falla de aislamiento.
Recomendación:
Se recomienda escoger otro tipo de configuración de bomba en este caso la mas ideal es las bombas AR.
Se instala un nuevo equipo con los siguientes componentes: Tabla 5.11 NUEVO EQUIPO INSTALADO ITEM
Bomba
Número
Fabricado
serial
por
01G-10781
Centrilift
serie
Modelo
513
GPXMTSH6
Tipo
Etapas
GC 4100 117
Succión
41G-98528
Centrilift
513
GPINTXARH6
Sello
31G-98528
Centrilift
513
GSB3XFERSSCVH6AB
Sello
31G-95620
Centrilift
513
GSB3XFEHLH6.PFSVT
Motor
21K-81118
Centrilift
562
KMHGX
Sensor
21A-01633
Centrilift
450
Centrilift
513
PHD
Ferrítico
0-3500 psi
Presión Descarga
GPDISCHARGE
31/2’EUE 8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
153
5.1.7 TIVACUNO A3
El pozo Tivacuno A3 se instaló el día 13 de abril de 1999 y arrancó el día 14 de abril de 1999.
Componentes: Tabla 5.12 EQUIPO INSTALADO ITEM
Número
Fabricado
serie
Modelo
Tipo
Etapas
serial
por
Bomba
01G-97931
Centrilift
513
GPMTARSH6
GC 2900
29
Bomba
01G-97930
Centrilift
513
GPMTARSH6
GC 2900
128
Succión
41G-50407
Centrilift
513
GPINTH6
Sello
31G-55977
Centrilift
513
GSTGHL
Motor
21K-72380
Centrilift
562
KME1HL
Sensor
21A-04905
Centrilift
450
Centrilift
513
N/A
Sello
0-3500 psi
Presión Descarga
31/2’EUE 8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
El equipo esta instalado a 7900 pies de profundidad.
154
Paradas que ha tenido el equipo:
Su primera para es el día 03 de agosto del 2000 por IOT fase B, el equipo de fondo se encontró en buenas condiciones trabajando a 62 Hz.. Se chequeó el VSD teniendo problemas en el banco de capacitares faltando 3 pernos en los mismos. Se realizó pruebas de cortocircuito y vacío dando lecturas correctas en el momento que se arranca. Las corrientes en el variador trabajaron normalmente hasta 55 Hz., pasado de esta frecuencia las corrientes en el VSD solo registró en la fase B y C marcando 0 amp. en la fase A, apagándose el equipo por overload. Se cambia la tarjeta power suply, operador, digital control board, keypad, inverter y converter, se cambia 3 CT de la sección inversora. El pozo queda trabajando a 56 Hz., no se incrementa la frecuencia a la que estaba trabajando normalmente, debido a problemas en el sistema de control del VSD.
Su segunda parada se la realiza el 18 de diciembre del 2002. Se apaga el proceso en NPF para realizar mantenimiento. Se aprovecha la parada y se decide cambiar el VSD y el XFMR por un juego de 12 pulsos. Se realizó carga de capacitares, pruebas en corto hasta 600ª, se cambió la tarjeta operador ya que en la prueba en corto la frecuencia excedía los 5 Hz y llegaba hasta 8.7Hz.. Se calibra PHD y se arranca el pozo.
Su tercera para se realiza el 08 de marzo del 2003. Se para el VSD del pozo, se toma lecturas de fondo, se procede una revisión interna del VSD encontrando una tarjeta inverter quemada.
155
Se cambio la tarjeta inverter, se realizó pruebas eléctricas en vacío al VSD quedando operativo. Se procedió a dar arranque al pozo, se subió su frecuencia hasta 62 Hz., se monitoreó sus parámetros y luego de una hora de trabajo se para el VSD alarma C-IOT, se procede a tomar lecturas de fondo dando los mismos valores anteriores, se revisa el VSD y se encuentra 4 SCR’s desvalanciados. La tarjeta inverter quemada cambiada anteriormente, se procedió a cambiarlos por otros operativos, luego las pruebas eléctricas del VSD, OK. Terminado los trabajos se da arranque al pozo. Su cuarta y última para se dio el 09 de octubre del 2004, encontrándose el pozo apagado debido a la alarma de IOT A negativo. Se procede a desconectar el equipo de superficie de fondo en la caja de venteo, se chequea equipo de fondo, determinando de esta manera equipo a tierra. Se realiza prueba de arranque para confirmar que el daño es el equipo de fondo, la misma que nos ratifica que el problema es en el equipo de fondo. Por lo tanto este pozo queda para workover.
Reporte de pulling
Se realizó el día 12 de octubre del 2004 por equipo a tierra. Pulling del equipo BES sin ningún inconveniente con los siguientes resultados: •
Bomba upper y lower con giro duro.
•
Intake con giro normal.
•
Sello contaminado y la cámara inferior con aceite trabajado.
•
Motor con aceite trabajado y presencia de partículas metálicas, giro OK eléctricamente en malas condiciones.
•
PHD con aceite trabajado.
•
Cable mecánica y eléctricamente en condiciones regulares.
156
•
Camisa de enfriamiento con presencia de escala.
•
Sello y motor con presencia de escala en el alojamiento.
Se instala un nuevo equipo con los siguientes componentes: Tabla 5.13 NUEVO EQUIPO INSTALADO ITEM
Bomba
Número
Fabricado
serial
por
01G-07628
Centrilift
serie
Modelo
Tipo
Etapas
513
GPMTARSH6
GC 2900
89
GC 2900
89
1/15 Bomba
01G-07629
Centrilift
N/A
GPMTARSH6 1/15
Succión
41G-52676
Centrilift
513
GPINTARH6
N/A
Sello
31G-95621
Centrilift
513
GS B3 H6 CL5 AB PFS
Sello
31G-95620
Centrilift
513
GS B3 EHL HL H6
Motor
21K-79996
Centrilift
562
KMHGX
Sensor
21A-01533
Centrilift
450
PHD
Centrilift
513
GPDISCHARGE
0-3500 psi
Centauri
Presión Descarga
31/2’EUE 8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
5.1.8 TIVACUNO B2
El pozo Tivacuno B2 se instaló el 04 de julio de 1999 y arrancó el 05 de julio de 1999
157
Tabla 5.14 EQUIPO INSTALADO ITEM
Número
Fabricado
serie
Modelo/Peso
Tipo
Etapas
serial
por
Bomba
01F-95108
Centrilift
400
FPMTH6
FC 925
142
Bomba
01F-95109
Centrilift
400
FPMTARSH
FC 925
160
Succión
41G-50407
Centrilift
400
GPINTARH6
Sello
31G-55929
Centrilift
513
GSTGHL
Motor
21K-72327
Centrilift
562
KMEGHL
Sensor
21A-04782
Centrilift
450
0-3500 psi
Presión Descarga
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
El equipo esta instalado a 7578.38 pies de profundidad. Reporte de Pulling
Se realizó el día 26 de agosto del 2003 por baja producción. Pulling del equipo BES sin ningún inconveniente con los siguientes resultados: •
Bomba upper giro ok, juego radial y bomba lower con giro ok, juego radial.
•
Intake con giro ok, juego radial.
•
Sello upper giro ok, juego radial, cámara superior, media, inferior contaminadas y sello lower giro ok, cámara superior, media, inferior contaminadas.
•
Motor upper giro ok, contaminado.
•
PHD eléctricamente malo (abierto).
•
Cable mecánica y eléctricamente bien. 158
•
El equipo presenta una capa exteriormente por lo cual se toma una muestra y se analiza el resultado de emulsión.
•
Camisa de refrigeración es recuperada de 7’, la cual no se baja en la instalación por estar en mal estado.
Se instala un nuevo equipo con los siguientes componentes: Tabla 5.15 NUEVO EQUIPO INSTALADO ITEM
Bomba
Número
Fabricado
serial
por
01G-05765
Centrilift
serie
Modelo
Tipo
Etapas
513
GPMTARSH6
GC 1150
130
1/15 Succión
41G-51598
Centrilift
513
GPINTARH6
Sello
31G-93902
Centrilift
513
GSB3XGHLH6PFS
Sello
31G-93903
Centrilift
513
GSB3XGEHLH6
Motor
21K-75242
Centrilift
562
KME1GHL
Sensor
21A-1274
Centrilift
450
0-3500 psi
Presión Descarga
BOLT ON NEW
Centrilift
513
GPDISCHARGE
31/2’EUE 8RD
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
159
5.1.9 AMO B4
Este equipo se instala el día 06 de febrero del 2001 y se lo arrancó el día 07 de febrero del 2001. El siguiente equipo fue instalado: Tabla 5.16 EQUIPO INSTALADO EQUIPO
DESCRIPCIÓN
Bomba
GPMTH6 36 GC-3500
Bomba
GPMTH6 89 GC-3500
Intake
GPXINTARH6
Sello
GST3G3BLHLPFSTLPL
Motor
KMEG1 280/2410/67
Sensor
3500 PSI LCS
Cable
#1 CEBR
MLE
#4 KLHT
FUENTE: REPSOL YPF.
ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
Reporte de pulling
Bomba upper •
Giro del eje ok 160
•
Juego axial ok
•
Apariencia externa bien
Bomba lower •
Giro del eje ok
•
Juego axial ok
•
Apariencia externa bien
Intake •
Giro del eje suave
•
Apariencia externa bien
Sello upper •
Extensión del eje bien
•
Giro ok
•
Apariencia exterior bien
•
Aceite cámara superior, intermedia e inferior contaminado
Sello lower •
Giro del eje suave
•
Cámara superior con aceite contaminado
•
Cámaras intermedia e inferior con aceite trabajado.
Motor •
Extensión del eje bien
•
Giro bien,
•
Aceite trabajado, 161
•
Apariencia externa bien,
•
Eléctricamente desbalanceado y a tierra
PHD •
Externamente bien,
•
eléctricamente abierto
•
Con aceite trabajado
Cable •
En buen estado
Reporte de tear down
Pump 01G-00923:
Housing en condiciones normales. Bujes de base y cabeza con desgaste moderado. Rotación y extensión del eje normales. Etapas salen con dificultad. Washers de upthrust y downthrust se encuentran desaparecidos. Impulsores con desgaste de moderado a severo en upthrust; desgaste leve en downthrust. Impulsores con desgaste radial moderado. Difusores con desgaste moderado en upthrust; desgaste leve en downthrust.
162
Eje en condiciones normales.
Pump 01G-00924:
Housing en condiciones normales. Base y cabeza con marcas de erosión. Bujes de base y cabeza con desgaste moderado. Rotación del eje con rozamiento. Extensión del eje normales. Washers de upthrust y downthrust se encuentran desaparecidos. Impulsores con desgaste severo en upthrust; leve en downthrust. Impulsores con desgaste de moderado a severo radialmente. Difusores con desgaste moderado en upthrust; desgaste leve en downthrust y radialmente. Eje en condiciones normales.
Intake 41G-18069:
Housing en condiciones normales. Rotación normal del eje. Bujes con desgaste leve.
Seal 31G-87730:
Sección Superior:
163
Housing de la cámara media con corrosión leve. Rotación y extensión del eje normales. Buje de la guía superior con desgaste leve. Todas las cámaras contaminadas con fluido del pozo. Sellos mecánicos endurecidos. Eje con desgaste leve en zona de buje de guía superior. Conjunto de empuje con signos de temperatura. Ilustración 5.4 Conjunto de empuje con signos de temperatura
FUENTE: REPSOL YPF. ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
164
Ilustración 5.5 Bolsa de goma rota y cristalizada.
FUENTE: REPSOL YPF. ELABORADO POR: SANTIAGO SALGUERO
Sección Inferior:
Housings y guías en condiciones normales. Rotación y extensión del eje normales. Eje en condiciones normales Todas las cámaras contaminadas con fluido del pozo. Sellos mecánicos endurecidos. Conjunto de empuje con desgaste leve y signos de temperatura.
165
Motor 21K-75286:
Estator con marcas de erosión ligera. Rotación y extensión del eje normales. Medidas eléctricas: Fase - Fase (Ohms): A-B: 0.984, B-C: 0.981, C-A: 0.954 Fase - Tierra (MOhms): 0 @ 2,500 V. Cables de conexión oscurecidos. Aceite contaminado con una rigidez dieléctrica de 13.5 KV en la cabeza. Conjunto de empuje con desgaste leve. Eje oscurecido, con desgaste leve en zona de buje de la base. Buje de la base con desgaste leve. Todos los rotores con signos de temperatura y humedad; rotor #9 presentaba marcas de hundimiento del cobre. T-rings completamente blancos.
Sensor 21A-01060:
Housing s en condiciones normales. Aceite de color negro. Eléctricamente se encuentra abierto. Bolsas de goma rotas y cristalizadas.
166
CAPÍTULO VI
167
CAPÍTULO VI
5.1 CONCLUSIONES
A través de la elaboración del presente trabajo se pudo llegar a las siguientes conclusiones: •
Para mejorar la vida útil de las bombas que manejan fluidos con altos contenidos de arena no solo se debe tener en cuenta la cantidad de arena producida sino también otras características como: el porcentaje de muestra no soluble en ácido concentrado, el porcentaje de la muestra que cabrá dentro de las tolerancias de las bombas, el porcentaje de cuarzo en la muestra, la forma del grano de la arena es decir su angularidad,etc..
•
Nada puede sustituir la calidad de la información proveída de las condiciones del equipo electrosumergible previamente instalado (Bomba, tubulares, cabeza de pozo, equipo superficial de línea y todo el equipo de levantamiento artificial subsuperficial previamente utilizado). Para identificar el tipo de desgastes que las bombas pueden sufrir en medios ambientes abrasivos.
•
Para determinar el mejor material que reducirá los problemas de abrasiones se utilizara el MRI (índice de recomendación de material).
•
Se ha desarrollado un grupo de configuraciones de la bomba que ayudara a demorar el proceso de desgaste que ocurre en la operación de equipos electrosumergibles en medios agresivos.
•
Para mejorar la eficiencia de la bomba que trabaja con fluidos viscosos debemos determinar la viscosidad a una temperatura y presión dada ya que la viscosidad generalmente obedece las relaciones de viscosidad – temperatura.
•
Para un buen diseño del equipo que trabaje en pozos con crudos de alta viscosidad se debe recolectar y analizar todos los datos que tengamos disponibles.
168
5.2 RECOMENDACIONES
A través de la elaboración del presente trabajo se pudo llegar a las siguientes recomendaciones: •
Se recomienda siempre usar bombas AR ya que estas emplean el carburo de tungsteno como metal duro, esto permite soportar mayores temperaturas y brindan mas resistencia mecánica
•
Se recomienda inyectare un dispersante de sólidos al momento de arranque del pozo ya que este mantendrá los sólidos en suspensión y no permitirá que estos se asienten ya que esto puede causar disminución de la capacidad de los equipos.
•
Se recomienda tener siempre en cuenta el corte de agua en pozos donde se manejan líquidos viscosos ya que esto afecta a la viscosidad.
•
Cada emulsión se comporta de manera diferente y existen muy pocas pautas para determinar la viscosidad de una emulsión en función de las propiedades físicas de los líquidos. En dichos casos, se recomienda el hacer pruebas de laboratorio para determinar el comportamiento de la emulsión bajo condiciones simuladas del pozo.
•
Los cambios en la viscosidad del fluido tienen un efecto significativo sobre el desempeño de las bombas centrífugas. La potencia al freno aumenta mientras que la altura de columna generada, la capacidad y la eficiencia disminuyen. Si se utiliza una bomba electrocentrífuga para producir fluidos de alta viscosidad, estos efectos se deben tener en consideración cuando se seleccione el equipo
•
Se sugiere el ensayo de los líquidos viscosos siempre que estén disponibles los equipos necesarios.
169
GLOSARIO DE TÉRMINOS
170
GLOSARIO DE TÉRMINOS Altura de columna
Es la cantidad de energía por libra de fluido. Es comúnmente usada para representar la altura vertical de una columna estática de líquido correspondiente a la presión de un fluido en un punto determinado. Corriente (I)
Cuando un potencial o voltaje de fuerza suficiente es aplicado a una sustancia, causa el flujo de electrones. Este flujo de electrones se llama corriente eléctrica. La cantidad de flujo de corriente se mide en amperios. Un amperio es la tasa de flujo de una corriente eléctrica representada por el movimiento de una cantidad unitaria de electrones por segundo. Corte de Agua (W.C.)
Es calculado en la superficie como el porcentaje del volumen de agua en relación al volumen de los otros fluidos del pozo. Densidad (ρ)
Densidad es la masa de una sustancia por unidad de volumen, se mide en kilogramos por litro o en libras por pie cúbico. La densidad del agua es 62.4 lb/ft3 o 1.00 kg./l a condiciones estándar. La densidad del aire es 0.0752 lb/ft3 o 0.001207 kg./l. Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)
Por lo general el volumen de petróleo producido en la superficie es menor que el volumen de petróleo que fluye al fondo del pozo desde el yacimiento. Este cambio en volumen se debe principalmente a la perdida de presión desde el fondo del pozo hasta la superficie. Flujo de Fluido
Ya que se considera que la mayoría de los líquidos son incompresibles, hay una relación definida entre la cantidad del líquido que fluye en un conducto y la velocidad del flujo.
171
Frecuencia (f)
Cuando un generador gira a través de 360 grados, una revolución completa, el voltaje generado completa un ciclo. Si el generador gira a una velocidad de 60 revoluciones por segundo, el voltaje generado completará 60 ciclos en 1 segundo. Entonces se podrá decir que el voltaje generado tiene una frecuencia de 60 ciclos, o 60 hertz. Fricción en la Tubería
La fricción en la tubería variará con el tamaño, longitud y capacidad de la misma, y la viscosidad del fluido. Gradiente de Presión
Esta es la presión que ejerce el fluido por cada pie de altura del fluido. Gravedad Específica del petróleo (γo)
Es la relación de la densidad , o peso específico del petróleo con respecto a la densidad del agua a condiciones estándar. Presión
Es la fuerza por unidad de área de un fluido. Presión Manométrica, es la presión diferencial indicada por un manómetro, a
diferencia de la presión absoluta. La presión manométrica y la presión absoluta están relacionadas, siendo la presión absoluta igual a la presión manométrica más la presión atmosférica. Presión Atmosférica, es la fuerza ejercida en una unidad de área por el peso de la
atmósfera. La presión a nivel del mar es 14.7 psi. Presión Absoluta, es la suma de la presión manométrica y la presión atmosférica. La
presión absoluta en un vacío perfecto es cero. Presión de Entrada a la Bomba (PIP)
Pies de fluido sobre la bomba PIP Requerido
Es la presión de entrada necesaria para alimentar adecuadamente la bomba y evitar tanto la cavitación como el bloqueo por gas. 172
PIP Disponible
La presión es una función del sistema en el cual opera la bomba. El PIP disponible es la sumergencia de operación característica de cada instalación individual. Presión de Burbuja (Pb)
La presión de burbuja de un hidrocarburo es la presión más alta a la cual las primeras moléculas de gas salen de solución y forman una burbuja de gas. Potencia (P)
La potencia se define como la tasa de trabajo efectivo.
En términos eléctricos,
representa la energía necesaria para mantener el flujo de corriente. La potencia eléctrica se mide en vatios. Relación gas-aceite (GOR)
Es el volumen total de gas producido por día dividido por el volumen total de petróleo producido por día, las unidades de GOR son Scf/Stb. Resistencia (R)
La resistencia se puede comparar con la fricción encontrada por un flujo de agua a través de una tubería. Una tubería recta, con el interior liso, conduce el agua con poca pérdida de presión. Si la tubería es rugosa por dentro y tiene muchos codos, la pérdida de presión se incrementa y el caudal del flujo se reducirá. En forma similar, un material que tenga baja resistencia permite que la electricidad fluya con una pérdida pequeña de voltaje; un material de alta resistencia causa una caída correspondiente en el voltaje. Transformadores
Un transformador es un dispositivo en el cual el voltaje de un sistema de corriente alterna puede cambiarse. V Voltaje (V)
Debido a que los electrones están distribuidos normalmente en forma igual a través de una sustancia, se requiere de una fuerza o presión llamada fuerza electromotriz (f.e.m.) para separarlos de los átomos y hacerlos fluir en una dirección determinada. Esta fuerza es también frecuentemente llamada potencial o voltaje. La unidad para medir esta fuerza electromotriz es el voltio. 173
Viscosidad (μ)
Es una medida de la resistencia interna de los líquidos al flujo, dicha resistencia proviene de la fricción interna que resulta de los efectos combinados de cohesión y adhesión.
174
BIBLIOGRAFÍA
175
BIBLIOGRAFÍA
1. REPSOL YPF 2. BAKER HUGHES, CENTRILIFT 3. Brown, K. E.: Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 2b, Petroleum Publishing Co., Tulsa, Oklahoma (1980). 4. Beggs, H. D.: Production Optimizatión using NODALTM Analysis, OGCI Publications, Tulsa, Oklahoma (1991). 5. Brill and Beggs: Two-Phase Flow in Pipes, University of Tulsa. 6. Alhanati, F. J.:”Bottom Hole Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installations,” PhD dissertation, The University of Tulsa (1993). 7. Sachdeva, R.:”Two-Phase flow through Electric Submersible Pumps,” PhD dissertation , The University of Tulsa (1988). 8. Smith, R. S.: “Submergible Pump Completion in Two-phase Flowing Wells,” Petroleum Engineer, pp 70-75 (December 1968). 9. Turpin, J., Lea J. and Bearden, J.:”Gas-Liquid Flow through Centrifugal Pump Correlation Data”, 33rd Annual Southwestern Petroleum Short Course, Lubbock, TX (1986). 10. Lea, J. F. and Bearden, J. L.:”Effect of Gaseous Fluids on Submersible Pump Performance,” JPT (December, 1982) SPE 9218. 11. Munson, B., young, D., and Okiishi, T.: Fundamentals of Fluid Mechanics, John Wiley & Sons Inc., New York (1994). 12. Vogel, J. V.:”Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive Wells,” JPT (January, 1968). 13. Standing, M. B.:”Inflow Performace Relationship for Damage Wells Producing by Solution Gas Drive,” JPT (November 1970). 14. Brown, K. E.: The Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 1, Petroleum Publishing Co., Tulsa, Oklahoma (1977). 15. McCain, W. D.: The Properties of Petroleum Fluids, Second edition, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma (1990). 16. Partel, B. R., and Runstadler P.W.: ”Investigation Into the Two Phase Behavior of Centrifugal Pumps,” ASME Symposium on Polypahse Flow in Turbomachinery, (December 10-15, 1978). 17. Streeter, V. L.: Handbook of Fluid Dynamics, McGraw-Hill, New York (1961). 18. Vandevier, J.: “Understanding Downhole Electric Motors: A tutorial,” 1992 SPE Workshop, Houston. 19. Cashmore. D. “Application Dependent Ratings (ADRTM),” Centrilift
176
ANEXOS
177
ANEXOS ANEXO I REPSOL YPF BLOQUE 16
COLOMBIA Lago Agrio 0Km A BALAO ESMERALDAS
QUITO
Shushufindi 60Km
GUAYAQUIL
NPF 138Km
SPF 246Km
RESERVA HUAORANI
PARQUE NACIONAL YASUNI
Mapa PERU de Ubicación
TIVACUNO
CAPIRON N
CAPIRON
MINO
NPF
BOGI
TIVACUNO SW
OBI
ZAPARO
DICARON
TAPO
EWA
AMO A AMO C COWI
AMO B
SPF
WIPS1
DAIMI 1
DAIMI B GINTA B
IRO 1 IRO A
DABO WATI
BLOQUE 16 - AREA TIVACUNO
178
ANEXO II CONCEPTO DE DESARROLLO
CONCEPTO DE DESARROLLO
CONCEPTO DE DESARROLLO Perforación en racimo – Area prom. utilizada: 3.8 ha – Pozos por plataforma: 12
Ventajas – Mínimo impacto ambiental – Reducción de costos de inversión y operación – Optimización del movimiento de la torre de perforación – Instalaciones centralizadas para las operaciones de producción
179
ANEXO III CONCEPTO DE DESARROLLO DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN Y BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
CONCEPTO DE DESARROLLO • Sistemas de instrumentación electrónica para monitoreo, control y seguridad de las operaciones • Información centralizada • Sistema pozos
de
evaluación
de
• Sistema para contingencia de derrames centralizado – Piscina de contingencia – Tanque de slop
PLATAFORMAS
CONCEPTO DE DESARROLLO Variador
Entrada al Transformador
Salida del Transformador
Tandem Pumps Intake Tandem Tandem Seals Cable Tandem Motors Pressure Sensor
BOMBEO ELECTROELECTRO-SUMERGIBLE 180
ANEXO IV FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
FACILIDADES
FACILIDADES
POMPEYA=0+000
• El Bloque 16 cuenta con una red vial de 152 Km. – 121 Km principal
de
– 31 Km ramificaciones
vía TIVACUNO=55+671
de
Y=42+042 CAPIRON=48+410 BOGI=51+085
NPF=43+582
– 32 puentes AMO-A=95+803 AMO-1=96+539 AMO-B=104+587
SPF=108+000
DAIMI 1=109+700 DAIMI A=110+000 DAIMI B=113+00 GINTA-1=118+900 GINTA-B=120+400 IRO-A=122+246 IR0-1=120+246
VIA DE ACCESO 181
ANEXO V FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL BLOQUE 16 Y ESTACIÓN DE MEZCLA SHUSHUFINDI
FACILIDADES 250.000 BLS
250.000 BLS
LAGO AGRIO ALMAC. CRUDO
DILUYENTE PETROECUADOR
22.2 API PLANTA TOPPING RESIDUO 25.000 BLS
25.000 SHUSHUFINDI BLS DILUYENTE CARGA
29 API
16 API
15.000 BLS 15.000 BLS
SPF
25.000 BLS
NPF
25.000 BLS
CAPIRON
AMO A
AMO C
AMO B
DABO
BOGI
DAIMI
TIVACUNO
GINTA
IRO
FACILIDADES NPF
DIESEL PETRO INDUSTRIAL
15.000 BLS
PETROPROD.
TURBINAS
LAGO AGRIO NPF
DILUYENTE 25.000 BLS
25.000 BLS
ESTACION DE MEZCLA SHUSHUFINDI 182
ANEXO VI FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SPF Y DEL NPF
FACILIDADES SEPARADOR DE AGUA LIBRE
CALENTA DOR
SEPARADOR DE AGUA LIBRE
CALENTA DOR
SEPARADOR DE AGUA LIBRE
CALENTA DOR
SEPARADOR DE AGUA LIBRE
CALENTA DOR
AMO A/B/C GINTA
SEPARADOR PRODUCCION
DESHIDRATADOR ELECTROSTATICO
SEPARADOR PRODUCCION
DESHIDRATADOR ELECTROSTATICO
IRO DAIMI
BOMBAS BOOSTER
BOMBAS DE TRANSFERENCIA CONTADORES DE CRUDO
25.000 BLS
TANQUES CRUDO
NPF 25.000 BLS BOTA DESGASIFICADORA
LANZADOR DE CHANCHO
ESTACION SUR - SPF
FACILIDADES BOGI
SEPARADOR DE AGUA LIBRE
CALENTA DOR
SEPARADOR PRODUCCION
DESHIDRATADOR ELECTROSTATICO
SEPARADOR DE AGUA LIBRE
CALENTA DOR
SEPARADOR PRODUCCION
DESHIDRATADOR ELECTROSTATICO
CAPIRON TIVACUNO
CONTADORES DE CRUDO
SPF
BOMBAS DE TRANSFERENCIA CONTADORES DE CRUDO
BOMBAS BOOSTER 15.000 BLS
TANQUES CRUDO
SSFD 15.000 BLS
LANZADOR DE CHANCHO
BOTA DESGASIFICADORA
ESTACION NORTE - NPF 183
ANEXO VII FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, ESTACIÓN DE FISCALIZACIÓN Y CAPACITACIÓN DE GAS
FACILIDADES 250.000 BBL
250.000 BBL
MEDIDORES DE CRUDO A/B SOTE SSFD
BOMBAS DE TRANSFERENCIA
BYPASS DE TANQUES
ESTACION DE FISCALIZACION/ENTREGA LAGO AGRIO
FWKO
FWKO
SCRUBBER DE GAS
FACILIDADES SEPARADOR
SEPARADOR
ACUMULADOR GAS
ACUMULADOR GAS
WAUKESHA
ACUMULADOR GAS
CAPTACION DE GAS 184
ANEXO VIII FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, PLANTA TOPPING Y CAPACIDADES INSTALADAS
FACILIDADES ENFRIADOR DE GAS A HORNO
NAFTA
DESALADORA
TORRE DE DESTILACION
BOMBAS BOOSTER DE CRUDO
HORNO
A RES
DIESEL
DIESEL
RESIDUO
PLANTA TOPPING
FACILIDADES Procesamiento de crudo, bpd Procesamiento de agua, bpd Procesamiento de gas, M SCFD Almacenamiento de crudo, bbls Almacenamiento de agua, bbls Almacenamiento de diesel, bbls Bombeo de crudo, bpd Inyección de agua, bpd
NPF
SPF
50,000 150,000 2,500 30,000 50,000 15,600 70,000 130,000
50,000 450,000 5,000 50,000 50,000 15,600 60,000 260,000
SHUSHUFINDI
LAGO AGRIO
50,000 15,000 125,000
500,000 15,000 192,000
Almacenamiento de crudo, bbls Almacenamiento de agua, bbls Almacenamiento de diesel, bbls Bombeo de crudo, bpd
CAPACIDADES INSTALADAS 185
ANEXO IX FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, GENERACIÓN ELÉCTRICA
FACILIDADES Turbinas LM2500
G
G
13.8 KV
MCC NPF
480V
4160 V 4160 V
P
P
BOMBAS G GENERADORES A GAS 5 x 1 MVA
35 KV MCC 2400V MCC 2400V
MCC 2400V
MCC 2400V
GENERADOR DIESEL 1 MVA
ESP
ESP
ESP
P
AMO C
AMO B
WIP
MCC 2400V
ESP
4160 V
G GENERADORES A GAS G BOMBAS 16 x 1 MVA GENERADORES DIESEL 3 x 1 MVA
P
TIVACUNO CAPIRON BOGI
DAIMI B
MCC SPF
P
MCC 2400V
ESP
MCC 2400V
G
35KV
35KV
ESP
MCC 2400V
AMO A
Turbina LM2500
35KV
G
MCC 2400V
MCC 2400V
ESP
ESP
GINTA
IRO
480 V
P
G
GENERADOR DIESEL 1 MVA
GENERACION ELECTRICA
FACILIDADES NPF
Turbina diesel LM2500 Generadores gas Waukesha
CANTIDAD
CAPACIDAD
1 16 3
18 Mw 16 Mw 3 Mw
2
6 Mw
2 5
36 Mw 5 Mw
SPF Turbina diesel/gas LM2500 Generadores gas Waukesha Generador diesel Mustang
Shushufindi Turbina diesel/gas Solar
GENERACION ELECTRICA 186
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