(13) Bombas Electrosumergibles 2015 - A

7/23/2019 (13) Bombas Electrosumergibles 2015 - A

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06/04/2015 Levantamiento Ar tif icial BES 1

BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES

BES




CONTENIDO

Revisión

Ventajas y Limitaciones

Componentes del Sistema de BES

Componentes de Superficie

Componentes de Fondo

Teoría Elemental de álabes y Turbomáquinas

Net Positive Suction Head (NPSH)




CONTENIDO(Cont.)

Aplicaciones del Bombeo Electrosumergible

Análisis Nodal

Procedimiento de Diseño

Alternativas para pozos con altos porcentajes de gas libre

Alternativas para la producción de crudos viscosos

Aplicaciones Especiales

Problemas y averías

Cartas amperimétricas




Visión General




Ventajas

• El bombeo electrosumergible BES es un método flexible para producir en un amplio rango de tasas de flujo: de bajas a altas

• Puede manejar altas tasas de flujo (>100,000 bbl/D) y altos cortes

de agua. Normalmente el costo de levantamiento por barril decrece

según la tasa de flujo se incrementa.

• No tiene partes móviles en superficie, de modo que es

recomendable para áreas urbanas.

• La ausencia de derrames en superficie hace de este método el de

menor impacto ambiental.

• Puede ser automatizado para supervisión y control.

• Es aplicable en pozos direccionales y horizontales (dependiendo

del ángulo de construcción. Normalmente < 9°/100 pies)




Limitaciones

• El costo inicial del sistema es relativamente alto.

• Su aplicación se limita a pozos de profundidad media,

principalmente por la degradación del aislamiento del cable y por

limitaciones de temperatura del motor y del sello.

• Requiere una fuente de electricidad estable y confiable.

• El rendimiento de la bomba se ve afectado significativamente por el

gas libre y después de cierto límite puede ocurrir un bloqueo por

gas, de modo que este sistema no es recomendable para pozos con

alto GOR.

• Para reparar cualquier componente del equipo de fondo, se requieresacar toda la completación del pozo(workover).

• Aunque existen equipos especiales, el tiempo de vida esperado se ve

afectado severamente por la producción de arena de la formación.


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COMPONENTES DEL SISTEMA DE BES

COMPONENTES DE SUPERFICIE

COMPONENTES DE FONDO



Componentes de superficie:

• TRANSFORMADOR PRIMARIO

• TABLERO DE CONTROL /VARIADOR DE FRECUENCIA

• TRANSFORMADOR SECUNDARIO

• CAJA DE UNION

• CABEZAL



Componentes de fondo:

• CABLE

• “Y tool” o BYPASS (Opcional)

• BOMBA

• SEPARADOR DE GAS(Opcional)

• SECCION SELLANTE (SELLO)

• MOTOR• SENSOR (Opcional)



• Se usa para reducir el voltaje de la línea primaria hasta un voltaje

que puede ser manejado por el Tablero de Control o un Variador

de Frecuencia.

• Si se usa un Tablero de Control, el voltaje de salida será el voltaje

requerido por el motor.

• Si se usa un Variador de Frecuencia, el voltaje de salida será el

voltaje requerido por este equipo y será necesario utilizar un

transformador secundario.• Puede ser un solo transformador trifásico o un banco de tres

transformadores monofásicos.

TRANSFORMADOR PRIMARIO



TABLERO DE CONTROL

• Cajas con muchas partes eléctricas

instaladas para proteger y diagnosticar los

equipos de fondo

• Dispositivos adicionales incluyen sistemas

de encendido de carga baja, controles de la

velocidad del variador de frecuencia



VARIADOR DE FRECUENCIA

• Dispositivo diseñado e instalado para cambiar

la frecuencia de la corriente suministrada al

motor controlando así la velocidad en el eje para un óptimo funcionamiento.

• Proporciona flexibilidad para ajustar y mejorar

las condiciones de producción deseadas (tasa

de flujo).

• Puede ser programado para situaciones

especiales tales como encendidos sin

sobrecarga y con torques constantes.




• Se lo utiliza cuando se instala un Variador de

Frecuencia, para elevar el voltaje hasta losrequerimientos del motor. Comúnmente se lo conoce

como “Transformador elevador”.

• Puede ser un solo transformador trifásico o un banco

de tres transformadores monofásicos.

TRANSFORMADOR SECUNDARIO




Caja de Unión

• Aloja en su interior el empalme entre el cable que

viene del pozo y el cable del tablero de control.

• También se la llama Caja de Venteo puesto que

provee el medio para sacar el gas que podría venir

desde el pozo a través del cable, hacia la atmósfera.




Cabezal del pozo

• Debe proveer facilidades para

instalar el cable con un sello

adecuado

• Puede incluir estranguladores

ajustables, válvulas de alivio




• Debe garantizar el suministro de potencia eléctrica al motor

• Son hechos de diferentes materiales

conductores recubiertos por una

envoltura protectiva que asegura su

integridad bajo las condicionesoperativas y de los medios en los que

trabajan

• La caída de voltaje, la temperatura y

los fluidos circundantes deben ser

considerados durante el diseño y

proceso de selección

• Vienen en dos configuraciones

básicas: planos y redondos.

CABLE

Conductor

Película de poliamidaAislante Envoltura de plomo

Trenza

Armadura

metálica

Conductor

AislanteCinta Recubrimiento

de caucho

Armadura

metálica




“Y tool” O BYPASS

(OPCIONAL)• Permite intervenir el pozo

con cable (wireline) o

tubería flexible si así fuera

el caso.

• El modelo mostrado es de

la compañía Phoenix

Petroleum Services Ltd. Y

se cierra automáticamente

por el flujo producido por la

bomba electrosumergible

cuando arranca.

• Este nuevo modelo permite

registrar el comportamiento

de la bomba mientras está

operando.




• Es el “corazón” del sistema

• Las BES son bombas

centrífugas multi etapa

• La tasa de descarga depende de

varios factores, tales como la

presión hidrostática, las RPM,el diseño de las etapas y las

propiedades del fluido

BOMBA CENTRIFUGA




BOMBA CENTRIFUGA (Componentes Básicos)

Una etapa

• Impulsor

• Difusor




• Separa el gas libre para

evitar el bloqueo por

gas

• Usa fuerzas centrífugas para separar el líquido

del gas antes que

ingrese a la bomba

• Hay dos tipos: estático

y rotario (centrífugo ytipo vórtice)

SEPARADOR DE GAS




SECCION SELLANTE

• Sirve como conexión entre el

eje del motor y el eje de la

bomba

• Previene la entrada del fluido

del pozo hacia el interior del

motor

• Proporciona un volumen de

aceite para compensar la

expansión y la contracción del

aceite del motor




MOTOR

• Trifásico, tipo inducción de corriente eléctricaalterna; proporciona la energía a la bomba

para que rote y acelere a los fluidos que están

siendo bombeados.

• Se le provee de enfriamiento mediante la

circulación de fluidos a su alrededor.




SENSORES

• Están disponibles una variedad de sensores. Se

instalan de acuerdo a requerimientos específicos

que permiten un mejor y más seguro control delas operaciones de la BES por medio del

monitoreo y de los dispositivos de protección

del equipo




Teoría de las Bombas

Centrífugas




Teoría Elemental de las Bombas Centrífugas

Definición:

Componentes:

Una bomba es una máquina que tiene la

capacidad de transferir energía a un fluido en

forma de Potencia Hidráulica. Las BombasCentrífugas son turbo-máquinas.

Una etapa : Impulsor - Difusor - Revestimiento

EjeArandela de Empuje

Buje de apoyo




Componentes de la BES




Una Etapa




Empuje Axial




Curvas Características de Comportamiento

Curva Ideal:

Curva Real:

Basada en un análisis dimensional de velocidad

usando la ecuación de Euler para turbo-máquinas.

No se consideran pérdidas de energía

Basada en pruebas experimentales

Se consideran pérdidas de energía

Eficiencia




Curvas Características Ideales





g

cu

g

cu He uu 1122

2

222

tan

mu

cuc

Qk k g

cu

g

u He m

21

2

22

2

2

tan





RPM Constante




Transferencia de Energía & Pérdidas de Energía

e

m

h H

H

il

vQQQ

Q

T

H QQQ eil m

)(




Curvas Características Reales




El Rango Operativo Recomendado es limitado

Bajas Tasas:

Altas Tasas:

Intermitencia de la producción

Down-thrust (rozamiento inferior I – D)

Se requieren altos valores de NPSH

Altas potencias efectivas

Up-thrust (rozamiento superior I – D)




Variación de la Curva de Comportamiento

Velocidad Rotacional [N ] o Frecuencia[f ]

Diámetro del Impulsor [D ]

Fluidos altamente viscosos [ ]

Alta GOR




Leyes de Afinidad de las Turbo-máquinas

3

22

2

3

11

121

D N

Q

D N

Q

2

2

2

2

22

1

2

1

121

D N H g

D N H g

5

1

3

1

1

5

1

3

1

121

D N

P

D N

P

m

N D2

Re




Leyes de Afinidad de las Turbo-máquinas

Diagrama




Efectos de la Viscosidad en la Curva de Comportamiento




Efecto del Gas en la Curva de Comportamiento

DiagramaPerformance Characteristic Curve with Gas

GN 4000

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

QL [bpd]

H [ f t ]

Surging




Carga Neta Positiva de Succión (Net Positive Suction Head)

NPSH

La NPSH disponible (NPSHa) para una instalación,

tiene que ser determinada por el usuario

La NPSH requerida (NPSHr ) para una bomba dada,

es proporcionada por el fabricante de la bomba

Cavitación

NPSHa > NPSHr




Carga Neta Positiva de Succión o Net Positive Suction Head

NPSH

va sa H H H NPSH

g

P

g

P Z hf

g

P NPSH

vapatm s

t a




Análisis Nodal

y

Aplicaciones de las BES




Introducción al Análisis Nodal

Usando BES




Producción vs Potencia




Dimensionamiento de los sistemas BES

Standard:

Variables:

API Recommended Practice 11U (RP 11U)

“Recommended Practice for Sizing and Selection of

Electric Submersible Pump Installations”

La viscosidad y los efectos de degradación por gas.

Puesto que la aplicación de las BES en la industria

petrolera es relativamente reciente, no hay modelos

generales para considerar los efectos de la viscosidad y

del gas, de modo que cada fabricante emplea un método

diferente para manejar estos problemas.




Pr

P

r o f u n d i d a d

d e l p o z o

P r o f u n d i d a d

d e l a b o m b a

Pr Pwf

T o t a l D y n a m i c H e a d

N i v e l

D i n á m i c o d e

F l u i d o

P r e s i ó

n

e n l a

c a b e z

a

d e l p o z o

P é r d i d a s

d e

p r e s i ó n

p o r

f r i c c i ó n

e n e l

T u b i n g

N i v e l

E s t á t i c

o

d e F l u i

d o

Presión

P r o f

u n d i d a d

Pr

Temperatura

0

TrTwh

Tamb

Condiciones Estáticas vs Condiciones Fluyentes

Concepto de Carga DinámicaTotal(Total Dynamic Head TDH)




Pr

P

r o f u n d i d a d

d e l p o z o


d e l a B o m b a

Pr Pwf

N i v e l

D i n á m i c o d e

F l u i d o

P r e s i ó

n

e n l a

C a b e z a

d e l p o z o

P é r d i d a s

d e

p r e s i ó n

p o r

f r i c c i ó n

e n e l

T u b i n g

N i v e l

E s t á t i c o

d e F l u i d

o

Presión


Pr

Temperatura

PIP

Pwh0

Tr

Pwf

DP

T o t a l D y n a m i c H e a d

Condiciones Estáticas vs Condiciones Fluyentes

Concepto de Carga DinámicaTotal(Total Dynamic Head TDH)

Twh





Información requeridaDatos del Pozo & Yacimiento

• Especificaciones del Casing

• Especificaciones del Tubing

• Profundidad de los disparos

• Comportamiento del yacimiento (IPR)

• Temperatura del fondo (BHT)

• Gradiente Geotérmico

Datos de Producción• Presiones del Separador/Cabeza

• Especificaciones de la línea de flujo

• Tasa de producción deseada

Características de los Fluidos

& Propiedades PVT

• Gravedad específica del Petróleo,

Gas y Agua

• Factores Volumétricos para cada fase, presión de burbuja, viscosidad del

petróleo, GOR.

(pueden ser determinadas usando

correlaciones)

• WLR de producción (Corte de agua)

• GOR de producción

Datos de Energía Eléctrica

• Voltaje primario disponible




Dimensionamiento de los sistemas BES - Ejemplo

Datos del Pozo & Yacimiento• Casing -> 7”, 35 lb/ft

• Tubing -> 2 7/8”, 6.5 lb/ft, 8rd EU, 90°

• Profundidad de los disparos -> 5350 ft

• Comportamiento del yacimiento

J = 1.5 bpd/psi, Pr = 1700 psi

• BHT -> 180 °F

• Gradiente geotérmico -> 0.018 °F/ft

Datos de Producción

• Presión del Separador -> 100 psi

• Línea de flujo -> 2000 ft, 4”, sch 40, 0°

• Tasa de producción deseada -> 2000 bpd

Características de los Fluidos &Propiedades PVT

• Gravedad API del petróleo -> 30 °API

• Gravedad específica del agua -> 1.02

• Gravedad específica del Gas -> 0.80

• Viscosidad del petróleo -> 0.70 cp

• Presión de burbuja -> 1500 psi

• WLR de producción -> 90%

• GOR de producción -> 30 scf/bbl

Datos de Energía Eléctrica

• Voltaje primario disponible -> 12500 V




Dimensionamiento de la Bomba

1. Analizar los datos e identi f icar el tipo de problema.

La viscosidad del petróleo es baja (0.7 cp) y el corte de agua es alto (90%) ,

de modo que no deberíamos tener problemas de emulsiones. Basándonos en

las dos razones, no se necesita realizar correciones de viscosidad.

Por otra parte, la relación gas – petróleo es baja y con un corte de agua del

90% el GLR es aún más bajo.

GLR = GOR * (1 - f w) = 30 * (1 - 0.90) = 3 scf/bbl

Conclusión: Se puede diseñar el sistema despreciando los efectos por

viscosidad y los efectos por presencia de gas libre.




Procedimiento General

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

wwowwwoo SG f SG f SG f SG f SG )1(

876.0305.131

5.141

5.131

5.141

API SGo

006.1)02.1()90.0()876.0()90.01( SG

ft psi ft psiSG P /4356.0)006.1(/433.0433.0




3. Determinar la presión de succión de la bomba o la profundidad

de asentamiento de la bomba.

En este caso, como el corte de agua es alto y el GOR es muy bajo, el

comportamiento de línea recta entre la tasa de flujo y la presión de fondo

fluyente puede ser usado:

psi psibpd

bpd psi

J

q P P

P P

q J r wf

wf r

367/5.1

20001700

psibombaladetoasentamiended profundidadisparoslosded profundida P P PIP wf 100)(

P

P disparoslosded profundidabombaladetoasentamiended profundida Mínima

wf

100

ft ft bombaladetoasentamiended profundida Mínima 47374356.0

1003675350

Pwf

O i l

O i l + W a t e r




motor

A Z T e A Z T BHT PIT D )]1([ /

4. Determinar la temperatur a de admisión de la bomba.

Usando la correlación de Shiu y tomando en consideración el efecto del motor:

Donde:

BHT = Temperatura de fondo del pozo, °F Z = (profundidad del pozo – profundidad deasentamiento de la bomba), ft

T = Gradiente de temperatura, °F/ft A = Distancia de relajación, ft

2051.44146.42608.02904.09303.25253.0 eSGSGd W A wo Ltot

Donde:

Wtot = tasa de flujo másico total, lbm/s L = densidad del líquido a condiciones de

tanque de almacenamiento, lbm/ft3

d = diámetro interno del tubo, pg SGx = Gravedad específica (petróleo y agua)




m p

mmotor

E E C

E hT

778

)1( D

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

F T motor

D 2.2

)85.0()65.0())0.1(9.0)5.0(1.0(778

)85.01(6000

• Procedimiento iterativo

• Despreciable para altos cortes de agua, pozos someros o crudo liviano

En nuestro caso asumimos:

h = 6000 ft, Em = 0.85, E p = 0.65, Co = 0.5, Cw = 1.0

Em = Eficiencia del Motor, fracción

h = Carga dinámica total de la bomba, ft

C = Calor específico del fluido, BTU/(lbm °F)

E p = Eficiencia de la Bomba, fracción

wwow C f C f C )1(





2051.44146.42608.02904.09303.25253.0 eSGSGd W A wo Ltot

0764.0)1( g Lw L Ltot SGQ f GORQW

SGSG f SG f f f wwowwwow L 4.62)1(4.62)1(

3/77.62)006.1(4.62 ft lbm L

s

lbmW

ft

lbm

bbl

ft

bbl

ft

ft

lbm

s

día

día

bl W

tot

tot

16.8

0764.0)8.0()9.01(30615.577.6286400

20003

33

3





24.521802.1876.0004.677.6216.8 2051.44146.42608.02904.09303.25253.0 e A

motor

A Z T e A Z T BHT PIT D )]1([ /

Finalmente:

F e PIT

6.1812.2)]1(24.5218)47375350[(018.0180 24.5218/)47375350(

Conclusión: En muchos casos se puede asumir BHT PIT




5. Determinar las propiedades PVT y las condiciones del f luido en

la admisión de la bomba

stb

scf P SG R

F T

API

g s 29.1110

10

18

1008.0

10

10

18

83.0

1

)6.181(00091.0

)30(0125.02048.1

)(00091.0

0125.0

stb

bl

T SG

SG R

o

o

g

so

063.1)6.181(25.1876.0

8.029.11000147.0972.0

25.1000147.0972.0

175.15.0

175.15.0

scf

ft

P

RT Z g

3

156.0)7.14100(

)4606.181(98.002827.0

)(02827.0

)(1033.3)60(101)60(102.11 6264 soluciónen gashayno P xT xT xw

stb

bl x x xw 03.1)7.114(1033.3)606.181(101)606.181(102.11 6264




6. Determinar la tasa de fluj o total a las condiciones de

la admisión de la bomba

día

stb

ft

bl

scf

ft

día

stbQtot 2171

615.5

1156.0)29.1130(063.11.0)03.1(9.02000

3

3

:0)(Raguaelensoluciónengasexistenoque Assumiendo sw

7. ¿Necesitaremos un separador de gas?

(Calcular la fracción de gas en la admisión de la bomba)

g sww swowww

g sww sw

g R f RGOR f f f

R f RGOR f f

)()1()1(

)()1(

g sww swowww Ltot R f RGOR f f f QQ )()1()1(

%8.4

615.5/156.0)29.1130(06.11.0)03.1(9.0

615.5/156.0)29.1130(1.0

g f

:aguaelensoluciónengasexistenoque Asumiendo




8. F racción de gas que ingresa a la bomba

g sep

bombalaaentra

g f E f )1(

mecánica

sep

natural

septotal

libre g

venteado

libre g

sep E E Q

Q E

Bomba

Separador

Protector/Sello

Gasventeado

Orificios deadmisión

Orificios desalida del gas

Cable

Geometría del

Anular

Tasas de flujo

Propiedades del

fluido

Patrón de

flujo

Velocidad angular

(separadores rotarios)

Resbalamiento

Esep ??

90%, 40%,65%, 50%, ...




8. F racción de gas que ingresa a la bomba (cont.)

• Puesto que la fracción total de gas en la admisión de la bomba es

4.8%, valor que es menor que el 10% (regla práctica), no es

necesario un separador de gas.

• Para propósitos de diseño asumamos que la eficiencia de separación

natural es cero (el peor caso).

• Puesto que la fracción total de gas es baja, como una primeraaproximación (propósitos didácticos) asumamos asimismo que no

ocurre degradación debido al gas en el comportamiento de la bomba.

g

bombalaaentra

g f f %8.4%8.4)01(

9. Tasa de fluj o volumétr ico total ingresando a la bomba

g sww sw sepowww Ltot R f RGOR f E f f QQ )()1()1()1(

D

stbQtot 2171




Dimensionamiento de la bomba

10. Determinar la Carga Dinámica Total (Total Dynamic Head)

ft ft psi

psi

P

P separador el enaC SH sep

230/4356.0

100)arg(

oSG

PIP bombaladetoasentamiendeofundidad VNL

433.0Pr

vertical netonto Levantamie

tubing el en fricción por presiónde Pérdidas flujodelínealaennetonto Levantamie

flujodelínealaen fricción por presiónde Pérdidas separador del aC TDH

arg

ft ft psi

psi ft VNL 4473

/)876.0(433.0

1004737

)(0)( horizontal sen segmentodel longitud FNL segmentos

Pwf

SH

FFL

FNL

TFL

VNL

O

i l

O i l + W a t e r




Puesto que la gravedad específica del fluido es cercana a la gravedad

específica del agua y la fracción de gas es muy baja, las gráficas para las

pérdidas de presión por fricción para el agua pueden ser utilizadas:

ft ft FFL

flujodelínealade Longitud

ft

pérdidas FFL

6.31000

20008.1

10001000


10. Determinar la Carga Dinámica Total (Total Dynamic Head) Cont.




ft ft TFL

bombaladetoasentamiendeofundidad

ft

pérdidasTFL

1331000

473728

1000

Pr

1000






En flujo multifásico donde el uso de las

gráficas para las pérdidas de presión por

fricción ya no es válido, la presión de

descarga puede ser evaluada empezando

con la presión de cabeza o con la presión

de separador y utilizando cualquier

correlación de flujo multifásico o modelo

mecanístico. Entonces:

P

P PIP

P

P TDH bombaadesc

D

arg Qo

P r e s i ó n d e a d m i s i ó n

Pbomba

ft TDH 4840)447313304230(

Finalmente:






11. Seleccionar una bomba y determinar el número de etapas

etapasetapa ft

ft

etapahead

TDH etapas 103

/47

4840

/#


De los catálogos de los fabricantes seleccionamos una bomba:

Que sea compatible con el diámetro interno del casing.

Máximo diámetro posible:

Según el diámetro se incrementa la eficiencia se incrementa

Las unidades de mayor diámetro son usualmente más baratas

La bomba opera mas fría debido a la alta velocidad del fluido en el anular

La tasa total de flujo deseada debe estar en el Rango Operativo Recomendado:

Como una regla práctica, es mejor que esta tasa deseada esté lo más cercana al

punto de máxima eficiencia, para tomar en cuenta la declinación del pozo.

1

2

Chequear el catálogo para ver si es posible 2

Bomba seleccionada: modelo GC2200, serie 513




12. Determinar el requer imiento de potencia para el motor

Dimensionamiento del Motor

r HPprotector HPseparado HPbomba HP

HP etapa

HP HPbomba

SGetapa

HP etapas HPbomba

115006.111.1103

#

HP vs Total Dynamic Head - 513 Series Seal Section

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000

Total Dynamic Head (ft)

P o w e r

( H P )

HP HP HP 2.124)2.36115(

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

usualmente el mismo que el de la bomba




13. Seleccionar un motor del catálogo

Dimensionamiento del Motor

Que sea compatible con el diámetro interno del casing y con la temperatura del pozo.

Si no existe un modelo para la potencia requerida, seleccionar el siguiente motor con HP más alto.

Es preferible escoger una combinación estandar serie del motor – serie de la bomba.

Los motores de altos voltajes (baja corriente) requieren diámetros de conductores más pequeños.

Los motores de altos voltajes, implican equipo VSD o tablero de control más caros.

Posiblemente se necesitará realizar un análisis económico.

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

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

%5.95130

2.124100arg

HP

HP

HP

HP normal operaciónunaduranteaC

motor

requerido




13. Selecionar el cable eléctr ico para esta aplicación

Dimensionamiento del Cable

Seleccionar cable redondo o plano de acuerdo con el espacio libre del anular.

Seleccionar un cable que proporcione una caída de voltaje de menos de 30 voltios/1000 ft.

Determinar la temperatura de operación del cable y realizar las correcciones del caso.Chequear

Motor

Sello

S/2

M/2

Bomba Protectorde cable

Cable

Banda

Casing Drift

uno)a(menorMCDGBC2S

2MCDlibreEspacio

ó

Donde:

CD = Diámetro drift del casing

S = Diámetro del sello

C = Espesor del cable/diámetro (catálogo)

M = Diámetro del motor

B = Espesor de la banda (0.03 in)

G = Espesor del protector de cable (0.16 in)




Dimensionamiento del cable

4

factor T voltajedeCaída

ft voltajede Pérdidas

'1000

1000/

Seleccionar el cable cable # 4. Entonces de las especificaciones del catálogo, temperatura

del cable ~ 200 °F:

'1000

6.20288.1

'1000

161000/

V V ft voltajede Pérdidas

in

in

36.062.598.5MCD

025.016.003.039.02

5.13

2

5.6298.5Clearance

5

13. Selecionar el cable eléctr ico para esta aplicación




factor T voltajedeCaída

ft

bombaladetoasentamiendeofundidad cableel envoltajedeCaída

'10001000

Pr

V V cableel envoltajedeCaída 98288.1161000

47374#

14. Determinar el voltaje superf icial requer ido

cableel envoltajedeCaídamotor del al noVoltajerequeridoerficial Voltaje minsup

V V V requeridoerficial Voltaje 2243982145sup

ft bombaladetoasentamiendeofundidad cablederequerida Longitud 200Pr

ft ft ft cablederequerida Longitud 49402004737

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

13. Selecionar el cable eléctr ico para esta apl icación (cont.)




15. Seleccionar el transformador Calcular KVA.

Si no existe ningún modelo para loa potencia requerida, elegir el

transformador más cercano con mayor KVA.

Decidir entre un transformador trifásico o tres transformadores

monofásicos (de una sola fase).

1000

sup3 motor del Amperaje xrequeridoerficial Voltaje x KVA

KVA A xV x

KVA 1361000

3522433

Transformador Seleccionado: Transformador Trifásico de 150 KVA

Voltaje Primario 12500 V

Voltaje Secundario 2250 V (~ 2243 V)

Dimensionamiento del Transformador




15. Otros equipos y consideraciones generales

Es recomendable una fuerte sinergía entre el ingeniero de campo y el

representante del fabricante de los equipos de Bombeo

Electrosumergible BES.

Seleccionar un tablero de control del catálogo de acuerdo con el

voltaje superficial requerido.

Seleccionar un separador rotario, como una regla práctica, si la

fracción de gas en la admisión de la bomba es mayor que el 10% para

bombas radiales o que el 15% para bombas de flujo mixto.

Seleccionar una sección sello del tipo laberinto, cámara o

laberinto/cámara. Altos empujes, temperaturas, inclinación del pozo podrían requerir instalar equipos en serie.

Chequear la compatibilidad de la rosca del tubing con la sección de

descarga de la bomba.




Si se va a usar un variador de velocidad, se necesitanconsideraciones especiales acerca de la potencia del motor y de la

bomba.

Chequear la producción de fluidos corrosivos o de producción de

arena. Chequear las limitaciones de potencia máxima en el eje de la

bomba, sello y separador; de explosión y de colapso de las carcasasde los equipos.

Chequear la velocidad del fluido alrededor del motor (debe ser > 1ft/seg para una mezcla agua/crudo liviano).

Frecuencia (Hz)

P o t e n c i a ( H P ) Bomba

Motor

3

6060

Hz

BHP BHP bomba Hz

6060 Hz MHP MHP motor Hz

D i s e ñ o

15. Otros equipos y consideraciones generales (cont.)




Diseño para pozos con mucho gas

Las propiedades del fluido y las tasas volumétricas de flujo cambian

continuamente a lo largo de la bomba, por lo tanto, debe usarse un

procedimiento incremental.

P0 = PIP

P

P1 = PIP + P/n

P2 = PIP + 2 P/n

PDP = PIP + n P/n

Seleccionar el número de pasos (por ej. n = 4)

P

P PIP

P

P

TDH

bombaadesc

D

arg

n X n

P X PIP P X ...,,2,1,0

D

wwowwwow L SG f SG f f f )1(4.62)1(

30763.0

97.28

ft

lbmSG

T R Z

P SGG

GG

A condiciones estandar:




P0 = PIP

P

P1 = PIP + P/n

P2 = PIP + 2

P/n

PDP = PIP + n P/n

g Lw L Ltot Q f GORQW )1(

g sww sw sepowww Ltot R f RGOR f E f f QQ )()1()1()1(

tot w

tot mezcla

QW

aguademásico Flujototal másico FlujoSG

Entre PX and PX+1

2

1

X mezcla X mezcla

mezcla

SGSG

SG

2

1 X mezcla X mezcla

mezcla

P P P

mezclamezcla SG P 433.0

2

1 X tot X tot

tot

QQQ





etapaac P

P

etapaac

TDH P paraetapas

X X

X X X X

X X /arg

1

/arg#

1

11

1

DD

Seleccionar una bomba para la tasa promedio de flujo entre P0 y P1

Calcular el número de etapas como antes.

Iterar para otro DPX -> X+1. Finalmente:

Dimensionar los otros equipos como antes.

• Se requiere de un cuidado especial para la fracción de gas libre en la

admisión de la bomba. Para pozos con altos GOR, el uso de

separadores en serie y de nuevas tecnologías podrían ayudar.

PDP

PIP

etapasetapasdetotal ##





Limitaciones en el diseño de pozos con mucho gas

PROBLEMA

Efecto del gas en la degradación del

comportamiento de la bomba.

Tolerancia límite al gas

Eficiencia de los separadores de gas

rotarios

Eficiencia natural

Nuevas tecnologías

ESTUDIOS RECIENTES

Sachdeva, R.

Cirilo, R.

Turpin

Alhanati, F.

Sambangi, R.

Amrin H.

Serrano, J

Meudys, R




Diseño para fluidos viscosos

El efecto de la viscosidad para el cálculo de la Carga Dinámica Total

TDH debe ser considerado.

Existirá degradación de la curva de comportamiento de la carga

(head) y se requerirá un incremento en la potencia.

¿Cuánta degradación existirá?: American Hydraulics Institute:

- Bomba de una sola etapa

- Difusor tipo voluta

PDVSA-Intevep (pruebas de laboratorio)

- Empíricas (rango 1 - 1700 cP)

Factores de los fabricantes

- Empíricos

6

7




Diseño para fluidos viscosos

Puesto que la viscosidad cambia con la temperatura a lo largo de la

bomba, debe llevarse a cabo un procedimiento incremental iterativo

similar al de un pozo con mucho gas.

Para cada cálculo entre PX y PX+1, los cambios de la temperatura deben

reflejarse en las propiedades, por lo tanto estos cambios deben ser

estimados:

F QC SG

BHP T

perdida

bomba D 1.5

F E E C

E hT

m p

mmotor

D778

)1(

BHP perdida = Potencia perdida, HP

SG = Gravedad específica

C = Capacidad calórica específica, BTU/(lbm °F)

Q = Tasa de flujo, GPM

h = Cabeza de la bomba, ft

Em = Eficiencia del motor, fracción

E p = Eficiencia de la bomba, fracción

8




Alternativas para pozos con alto porcentaje de gas libre

Separadores de gas rotarios

Su eficiencia varía con la tasa de flujo según la

predicción del modelo de Alhanati.

En la región de alta eficiencia, a bajas tasa de flujo, puede manejarse porcentajes de gas libre del 85

hasta el 99% .

Sin embargo, según se incrementa la tasa de flujo

ocurre un punto crítico donde la eficiencia puede ir

más abajo del 20%.

Estos separadores pueden ser conectados en tándem

(serie), pero su comportamiento todavía no está bien

entendido




Configuración tipo camisa

Se reversa la dirección del

fluido para maximizar la

separación natural debido a la

flotación del gas.

Se requiere una camisa oenvoltura para alcanzar la

reversión del fluido o el

enfriamiento del motor.

El caso más clásico es cuando

la unidad de BES se asientadebajo de las perforaciones.

Dos casos adicionales son el de

camisa cerrada con un stinger

(tubo) y el de camisa invertida.





Nuevas tecnologías

Manejador de gas de REDA. Empleahuecos de recirculación adicionales o más

anchos en áreas estratégicas del impulsor.

La recirculación del líquido, facilita que el

gas entrampado fluya.

Etapas de baja NPSH (FCNPSH yGCNPSH) de Centrilift. Esas son casi

etapas axiales, las cuales pueden manejar

altas tasas de flujo pero generar baja

carga. Son instaladas en la admisión para

mejorar las condiciones de succión de la

bomba principal. (Similar al concepto de bomba telescopiada).

Ambas tecnologías han demostrado tener

una baja tendencia para el candado de gas

o traba por gas.

Huecos de

recirculación





Alternativas para la producción de crudos viscosos

A una temperatura más alta se tiene una viscosidad más baja. De modoque el calentamiento al fondo puede ser inducido usando resistencias

eléctricas, cable subdimensionado especial, etc. Es necesario un cuidado

especial con los límites del motor.

Una baja viscosidad asimismo puede ser obtenida inyectando algún tipo

de diluyente como kerosene o crudo de alto API. Se encuentran

disponibles algunos cables con conductos de inyección.

La inyección de agua, en la admisión de la bomba, también se usa como

un método para levantar crudos de alta viscosidad.




Aplicaciones especiales

Unidad de cable suspendido

La unidad se baja al pozo sin usar la tubería de producción (tubing). Se

suspende de un cable y el cable eléctrico está asociado a él.

Un elemento especial de asentamiento soporta a la bomba y proporciona un

acople fijo para evitar torques excesivos en el cable.

A diferencia de las instalaciones convencionales, el motor se localiza sobre

la bomba.

Un cambio de bomba puede realizarse sin controlar el pozo, utilizando un

sistema lubricador en la cabeza del pozo, similar al utilizado en BH.

El sistema produce por el anular.

La principal ventaja es la reducción de costos asociados con el trabajo de

sacar la tubería de producción, especialmente en locaciones costa afuera.





Sistema de manguera flexible desplegada

El principio es similar a la unidad de cable suspendido, pero una manguera

flexible provee en este caso el soporte.

Hay dos sistemas: Uno donde el cable está unido externamente a la manguera

flexible y el más aceptado en el cual el cable está dentro de la manguera flexible

y la producción es a través del anular.

Este sistema proporciona protección extra al cable, el cual es uno de los

elementos más delicados durante la bajada del equipo.

Asimismo el motor se localiza sobre la bomba.




Separación de agua al fondo

Este sistema combina el sistema BES con la

tecnología de separación mediante hidrociclones para

que la producción tenga un bajo corte de agua.

El agua separada se inyecta en una formación

adyacente a la productora o aún en esta si existe unacuífero y el espesor de la formación es adecuado.

La separación y disposición del agua producida

dentro del mismo pozo puede evitar problemas

operativos/económicos.

Se reducen los costos de tratamiento del crudo y delagua producida.

Algunos sistemas usan dos bombas, una para

alimentar al hidrociclón y otra para levantar el fluido.





Dimensiones del equipo y Rango Operativo Recomendado

de la bomba




tages 8 17 27 36 45 55 65 74 84 93 103 112 122 131 141 150 160 170 178 187

197 206 215 225 235 244 254 263 273 282 292 301 311 320 330 340 348 357 367




Motores serie 562




Caída de voltaje en el cable & factoresde corrección por temperatura




35




Comportamiento del motor serie 562




0

100

200

300

400

500

600

700

800

9:14:24 9:43:12 10:12:00 10:40:48 11:09:36 11:38:24 12:07:12

Time (hh:mm:ss)

W e l l h e a d a n d i n t a k

e P r e s s u r e ( P s i )

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

2400

P u m p d i s c h a r g e

P r e s s u r e ( P s i )

<-- Pump intake P

<-- Wellhead P

pump discharge P -->




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

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 100 200 300 400 500

Pump Intake pressure (psi)

% f r e e g

a s




Dimensiones del Equipo y Rango de Motores aplicable




Consumo de potencia

135771

)()( específicaGradedad x ft Head x BPD flujodeTasa

HP salida

bombalade Eficiencia

HP BHP salida

motor del Eficiencia

BHP HP entrada

salidaentrada perdida HP HP HP




PROBLEMAS Y AVERIAS




• El consumo de

corriente es casi

constante y alrededordel 10% del valor

nominal o de placa del

motor




• Pequeñas variacionesen la corriente con la

finalidad de mantener la

potencia (HP) constante

• Podría ser provocado por el arranque inicial

de un equipo en un

sistema primario con

altas variaciones de

voltaje en el mismo




• Arranque inicial en “A”

• Operación Normal en “B”

• Disminución del amperajesegún baje el nivel de fluido

más allá del de diseño y gas

comienza a separarse cerca

de la bomba en “C”

• La sección “D” muestra el

amperaje bajo errático a

medida que el nivel de

líquido se acerca a la

admisión de la bomba yvolúmenes cíclicos de gas y

líquido lodoso posiblemente

pararán la unidad




A

Nivel estático de líquido

T=0

B

Nivel de líquido

T1>0

C

Nivel de líquido

T2>T1

D

Demasiado gas y

bajo amperaje en el

motor producen la

traba por gas

CANDADO DE GAS O TRABA POR GAS




• Arranque inicial en “A”

• Operación normal en “B” • Disminución del amperaje

según el nivel de fluido

desciende debajo del de

diseño en la sección “C”

• El motor se apaga debidoa la baja corriente en el

punto “D”

• Después del tiempo

programado el motor

arranca otra vez pero elfluido del pozo se mantiene

en la condición de descenso




• No hay suficiente

intervalo de tiempo

entre ciclos para

permitir que se

restaure el nivel de

líquido

• La bomba está

sobredimensionada




• Hay fluctuaciones en la

corriente desde que el gas

retenido y el gas libre

ingresan alternadamente a

la bomba• También puede suceder

en el caso de que crudos

emulsificados estén

presentes




• Después de un corto

período de operación, elmotor se apaga debido a

una baja de la corriente

• Se repiten en

secuencia varios

intentos de encendidosin éxito

• Una posible baja

densidad del fluido no

permitiría que el motortrabaje bajo condiciones

nominales




• No hay una adecuadacorriente en el motor y

probablemente existe

una mala calibración del

relé de protección delmotor (relé de

hipocoriente)

• El motor trabaja en

vacío y algo se quema

(el cable o el motor)




• En la seccción “A” el motorarranca a un amperaje un

poco inferior al de trabajo yva aumentando gradualmentea normal•En la sección “B” la unidadtrabaja normalmente•La sección “C” muestra un

aumento gradual delamperaje hasta que la unidadse desvia de la línea desobrecarga apagándose• Entre otras, las posiblescausas son tormentas con

rayos, aumento de ladensidad o viscosidad delfluido, producción de arena,desgaste del equipo ysobrecalentamiento del motor




• El sistema se apaga

debido a sobrecarga(corriente elevada)

• Se intentó hacer

rearranques manuales sin

éxito

• Se requiere

investigación adicional

antes de intentar

reencender el equipo

• Los intentos manualesde reencendido pueden

destruir el equipo




• Se observa uncomportamiento errático

de la corriente durante un

corto periodo después del

arranque inicial

• Podría ser debido a problemas de escala,

arena suelta y fluidos de

perforación o de control

de pozo de alta densidad

• Se observa un




• Se observa un

comportamiento variable e

impredecible de la corriente• El motor finalmente se

apaga debido a sobrecarga

• Se requiere un análisis

exhaustivo del pozo antes de

intentar reencender el equipo

• Usualmente indica fallas de

varios elementos

simultáneamente (Bomba

remordida [agarrotada],motor quemado, cable

quemado o fusibles

quemados)



Completaciones conBombas Electrosumergibles

BES




Tomado de Petroleum Well Construction

Economides et al, 1998

(13) Bombas Electrosumergibles 2015 - A

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