bomba electri sumergi p34 49

8/21/2019 Bomba Electri Sumergi p34 49

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34 Oilfield Review

Tecnologas en evolucin:Bombas elctricas sumergibles

Chad Bremner

Nisku, Alberta, Canad

Grant Harris

Inverurie, Escocia

Alex KosmalaHouston, Texas, EUA

Barry NicholsonSugar Land, Texas

Albert (Chip) Ollre

Rosharon, Texas

Marc Pearcy

Oklahoma City, Oklahoma, EUA

Chris J. Salmas

Edmonton, Alberta

Sandeep C. Solanki

EnCana Corporation

Calgary, Alberta

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Marc Fournier Carrie, Pyt-Yakh, Rusia; NatalieCollins, Csar Contreras y Jim Sams, Oklahoma City; DrewMc-Ginn, Inverurie, Escocia; Micah Schutz, Tyumen, Rusia; y BrianScott, Aberdeen.

espWatcher, Hotline, Maximus, Phoenix, ProMotor, REDA ySpeedStar son marcas de Schlumberger.

Las innovaciones introducidas en la tecnologa de sistemas de bombeo elctricosumergible estn brindando sus beneficios a las compaas petroleras, proporcio-

nando ms confiabilidad, mejor desempeo y mayor resistencia en ambientes

rigurosos. Desde la manufactura hasta el monitoreo, los sistemas de bombeo de

avanzada estn ayudando a las compaas petroleras a optimizar la produccin, al

mismo tiempo que protegen sus inversiones en tecnologa de levantamiento artificial.

La historia de los sistemas de levantamiento arti-

ficial est marcada por la innovacin; a menudo

resultante de la evolucin gradual de una lneade productos, pero a veces fruto de esfuerzos de

rediseos drsticos. Estos cambios condujeron a

mejoras introducidas en los sistemas de levanta-

miento artificial, particularmente en las bombas

elctricas sumergibles (ESP).1 Los nuevos resul-

tados en cuestin de desempeo y resistencia

estn ampliando el rango de aplicaciones ESP. Y

los avances en materia de diseo y manufactura

estn resultando en sistemas ESP ms flexibles

para ambientes de pozos hostiles, adaptndolos

para prestar servicios a mayor profundidad, incre-

mentando su capacidad de tratamiento del gas, y

volvindolos ms resistentes a los slidos y loselementos abrasivos.

Los sistemas ESP dependen del movimiento

de los fluidos producidos para refrigerar el motor.

Este requerimiento en algn momento limit

estos sistemas a temperaturas de operacin

internas de aproximadamente 204C [400F];

ciertos modelos de bombas ahora poseen la capa-

cidad para operar a temperaturas de hasta 288C

[550F]. El empleo de fluidos producidos para

refrigerar los motores ESP tambin incidi en el

volumen de gas que podan manejar los sistemas

ESP antes de experimentar recalentamiento.

Con los avances registrados en los componentes

de sistemas de tratamiento de gas, los sistemas

con bombas axiales ahora pueden manejar frac-

ciones de gas libre de hasta un 75%. Otras

mejoras en los componentes cermicos, metalr-

gicos y elastomricos estn haciendo que los

sistemas ESP sean ms resistentes a la abrasin

causada por la produccin de arena. Mediante la

ampliacin del rango de temperaturas de opera-

cin, el tratamiento del gas y la resistencia a laabrasin de los sistemas ESP modernos, estas

bombas avanzadas ahora pueden instalarse en

pozos en los cuales alguna vez se consider que

trascendan el alcance de las aplicaciones ESP.

Para aprovechar al mximo sus bombas,

protegiendo al mismo tiempo su inversin en sis-

temas de levantamiento artificial, las compaas

petroleras monitorean el desempeo de los siste-

mas ESP. Con los avances de la tecnologa de

sensores, los operadores pueden ajustar el desem-

peo de la bomba, del pozo y del yacimiento. En

Oklahoma City, un equipo multidisciplinario de

especialistas que trabajan en el Centro deExcelencia en Produccin de Schlumberger,

monitorea y analiza las lecturas de los sensores

de fondo de pozo durante las 24 horas del da.

En este centro, los ingenieros especialistas en

supervisin de bombas y produccin de yaci-

mientos, trabajan junto con los operadores para

evaluar tendencias en el desempeo de las bom-

bas y los campos. Estas tendencias alertan a los

especialistas en sistemas ESP, en forma tem-

prana, acerca de la existencia de problemas de

fondo de pozo o de superficie; usualmente a

tiempo para adoptar medidas correctivas. Ms

an, mediante el monitoreo de los datos de

fondo de pozo durante los perodos de descone-

xin o puesta en funcionamiento de las bombas,

los ingenieros de yacimientos pueden obtener

anlisis de presiones transitorias para asistir a

los operadores en la evaluacin del desempeo

de sus yacimientos.

1. Para obtener ms informacin sobre mtodos delevantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harrysony Lekic O: Artificial Lift for High-Volume Production,Oilfield Review11, no. 1 (Primavera de 1999): 4863.


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Primavera de 2007 35

Cable dealimentacin de

energa elctrica

Cabezal del pozo

Bomba

Admisin

Protector

Motor ESP

Unidad demonitoreo

de la bomba

Carga o elevacin

Eficiencia de la bomba

Potencia


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Este artculo describe los avances ocurridos

en el diseo de sistemas ESP, el instrumental de

superficie y fondo de pozo, y las prcticas de

monitoreo centralizado que estn ayudando a

los operadores a optimizar el desempeo de las

bombas y los campos. Algunos ejemplos de

Canad y el Mar del Norte ilustran el rango cre-

ciente de aplicaciones exitosas para las que se

estn instalando bombas elctricas sumergibles.

Mejoramiento del diseo de las bombas

Uno de los axiomas ms antiguos del campo

petrolero es que las operaciones crticas invaria-

blemente tienen lugar los fines de semana o los

das festivos, durante la noche o en condiciones

climticas adversas. Si bien para el personal es

duro tener que instalar una bomba bajo un tem-

poral violento, una tormenta de arena, o con el

viento, el fro y la nieve, estas condiciones de

superficie tambin pueden ser adversas para las

bombas en s. No obstante, se ha desarrollado

una nueva lnea de bombas para satisfacer estas

condiciones. Diseada originalmente para suinstalacin en ambientes hostiles, como los de

las condiciones rigurosas del invierno ruso, la

bomba elctrica sumergible REDA Maximus

tolera temperaturas de superficie y de pozo

extremas que en el pasado solan causar estra-

gos en la instalacin de la bomba, llegando a

producir incluso su falla temprana (izquierda,

extremo superior).

Ms que evolucionar a travs de una serie de

mejoras pequeas en el diseo, el sistema ESP

REDA Maximus fue concebido como un sistema

modular, diseado para mejorar la confiabilidad

e incrementar la eficiencia del servicio y eldesempeo de los sistemas ESP de fondo pozo.

El sistema Maximus est compuesto por compo-

nentes integrados que emplean conexiones

mecnicas ms limitadas en nmero y ms sim-

ples que los modelos previos. Este sistema

ofrece un rango de opciones de configuracin.

Los operadores que desean contar con un sis-

tema estndar en cada pozo pueden instalar la

unidad integral de motor, protector y sensor

ProMotor. Para instalaciones que requieren ms

flexibilidad y un diseo de aplicaciones a medida,

el motor Maximus y el protector Maximus per-

miten que el operador seleccione los tipos de

protectores especficos de cada aplicacin, que

funcionarn mejor en combinacin con la poten-

cia y el voltaje del motor requerido para cada

pozo en particular.

Las conexiones elctricas, as como las co-

nexiones entre los componentes llenos de aceite,

han sido diseadas para incrementar la integri-

dad. Los motores Maximus utilizan un nuevo

36 Oilfield Review

> Nueva conexin a la fuente de energa elctrica. Un conector rediseado ( izquierda) elimina el ais-lamiento de las conexiones elctricas en la localizacin del pozo (derecha), lo que reduce laposibilidad de contaminacin de la herramienta o de error humano.

Cable dealimentacin de

energa elctrica

Conexin a la fuentede alimentacin deenerga elctrica

> El invierno siberiano en un campo petrolero de Rusia. Para perdurar en tales condiciones, los compo-nentes de las bombas deben disearse para tolerar cambios de temperatura drsticos. Despus dearmada, la bomba se baja a las profundidades del pozo, pasando de las temperaturas menores al puntode congelamiento imperantes en la superficie al calor extremo que impone el gradiente geotrmico.


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diseo de conector para el motor ESP (pgina

anterior, abajo). Este diseo elimina el aisla-

miento de las conexiones elctricas, que

normalmente se efecta en la localizacin del

pozo. Los componentes llenos de aceite, que se

conectan en la localizacin del pozo, tales como

el motor y el protector, utilizan conexiones ESP

especiales para evitar que estos componentes

atrapen burbujas de aire durante la conexin en

el campo.

Adems, el diseo Maximus elimina ciertas

operaciones de instalacin crticas en la localiza-

cin del pozo. Antes de ser enviados al campo,

los motores y protectores Maximus, o las unida-

des integradas ProMotor, se llenan con aceite y

los protectores se ajustan para asegurar el espa-

ciamiento adecuado de los ejes. Previamente

llevados a cabo en la localizacin del pozo, estos

procedimientos se efectan ahora puertas aden-

tro, en el ambiente controlado de un centro de

servicios REDA, lo que elimina el riesgo de lle-

nado o ajuste deficiente bajo condiciones de

campo difciles (derecha). Este proceso reducela exposicin del aceite dielctrico a la contami-

nacin que puede producirse en la localizacin

del pozo con precipitaciones, arena o polvo.2

Estas mejoras en la calidad del servicio ayudaron

adems a simplificar el proceso de instalacin de

la unidad Maximus, lo que se traduce en una

reduccin significativa del tiempo de equipo de

terminacin de pozos en comparacin con las

tecnologas ESP previas.

Eliminando las operaciones de montaje sensi-

bles y crticas, requeridas durante las instalaciones

ESP convencionales, la tecnologa Maximus reduce

la exposicin a problemas ambientales y erroreshumanos potenciales. En aplicaciones en las que

las fallas prematuras de los sistemas ESP, luego de

perodos de trabajo cortos, suelen atribuirse a pro-

blemas de instalacin o a errores humanos, los

sistemas ESP Maximus han demostrado reducir

significativamente los problemas operacionales y

los problemas de equipos, especialmente las fallas

tempranas (producidas luego de perodos de tra-

bajo cortos).3

Otro problema que acorta la vida de los mo-

tores y los protectores ESP es el causado por el

desgaste de los cojinetes radiales. Estos cojine-

tes se gastan a medida que el aceite del motor

ESP se degrada con el tiempo. Para prolongar la

vida til de los sistemas ESP Maximus, todos los

cojinetes radiales poseen mangas de eje templa-

das que pasan por cojinetes autolubricados.La vibracin tambin desempea un rol

importante en la reduccin de la vida til de la

bomba. Cuando el eje del motor vibra, incre-

menta el desgaste sobre los sellos que lo rodean,

permitiendo finalmente que los fluidos produci-

dos ingresen en el protector. Desde el protector,

los fluidos del pozo pueden filtrarse ms all de

los sellos del eje e ingresar en el motor propia-

mente dicho, donde contaminan el aceite y

modifican sus propiedades dielctricas, hidruli-

cas y lubricantes, produciendo finalmente la

falla del motor de la bomba. El cojinete del

cabezal del protector, que est afectado por la

vibracin de la toma de la bomba y los elemen-

tos abrasivos del fluido producido, utiliza un

cojinete de zirconio resistente a la abrasin.

Las compaas petroleras pueden protegerse

frente al dao producido por la vibracin de la

bomba a travs del monitoreo de los indicadores

de desempeo ESP y la modificacin de la velo-

cidad del motor ESP. Los motores Maximus ofre

cen una conexin directa con el sistema Phoenix

de monitoreo de las operaciones de levanta

miento artificial, de manera que los operadorepuedan rastrear el desempeo de los sistema

ESP y de los yacimientos.

Monitoreo en el fondo del pozo

Mediante el monitoreo del desempeo de los sis

temas ESP, los operadores pueden reconocer los

problemas a medida que se presentan. En

muchos casos, el desempeo de las bomba

declina gradualmente, lo que deja tiempo para

que los operadores intervengan pro-activamente

si estn al tanto del problema. Los sensore

Phoenix proveen una sucesin constante de

mediciones de la bomba en tiempo real. Me

diante el rastreo de las caractersticas de las

bombas de fondo de pozo, los operadores pueden

reconocer la existencia de desviaciones con res

pecto a las tendencias establecidas y luego

adoptar medidas para prolongar la vida til de la

bomba y mejorar la produccin. Estas medicio

nes tambin son importantes para evaluar e

> Montaje en un ambiente controlado. Los componentes modularesempernados permiten que los procedimientos de montaje crticos selleven a cabo en el taller, en lugar de en la localizacin del pozo. Elequipo de proteccin personal mostrado en la figura obedece al planlocal y a la normativa de Schlumberger de proteccin contra riesgos;no se utilizan guantes en este proceso para evitar la contaminacincon las fibras de algodn.

2. El aceite dielctrico es un aceite aislante que se utilizaen los equipos elctricos. Mal conductor de electricidad,pero sustentador eficiente de los campos electrostticos,el aceite dielctrico resiste la falla bajo voltajes altos yse utiliza en los sistemas ESP para proteger los compo-nentes elctricos de los elementos corrosivos presentesen el pozo.

3. Una falla temprana de los sistemas ESP es la que seproduce dentro de los primeros 90 das de operacin.


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comportamiento del yacimiento; proveen infor-

macin valiosa a utilizarse en el anlisis de

presiones transitorias, el monitoreo de la curva

de desempeo del pozo y el establecimiento de

tendencias de productividad.4

Los sensores Phoenix proveen una diversidad

de mediciones de fondo de pozo y opciones de

respuesta e incluyen los siguientes dispositivos:

Sensor de fuga de corriente: protege el sistema

elctrico del calor excesivo de la bomba, la falla

de aislamiento del bobinado del motor elctrico

y la prdida del aislamiento fase-tierra.

Sensor de presin de descarga: protege la

bomba de la alta presin causada por los cie-

rres de las vlvulas y los tapones de fluido

pesado.

Sensor de presin de admisin (presin din-

mica de fluencia): protege la bomba de la baja

presin causada por el nivel bajo del fluido, el

agotamiento del nivel provocado por la obtura-

cin de las admisiones y la obturacin por gas.

Sensor de temperatura de admisin: protege la

bomba del recalentamiento provocado por larecirculacin, a alta temperatura, a travs de

la admisin, as como de la temperatura ele-

vada del fluido de produccin.

Sensor de aceite del motor y de la temperatura

del bobinado: protege el motor de la alta tem-

peratura causada por las condiciones de flujo

bajo, la alta carga del motor y la refrigeracin

deficiente debida a la acumulacin de incrus-

taciones.

Sensor de vibracin del motor y de la bomba:

protege la bomba de la vibracin y del dao

mecnico causado por la produccin excesiva

de slidos y el desgaste mecnico excesivo.Cada uno de estos parmetros medidos puede

programarse para que un interruptor elctrico se

dispare con un valor umbral dado, deteniendo de

inmediato el motor para protegerlo de daos

ulteriores. En muchas instalaciones, el operador

puede ajustar los parmetros de la bomba en

forma remota para corregir un problema. De este

modo, si se dispara una alarma, el operador

puede transmitir los ajustes de la velocidad de labomba para reducir la vibracin o incrementar la

velocidad de la bomba para desplazar mayor can-

tidad de lquido refrigerante ms all del motor, o

aplicar contrapresin para extraer los slidos del

sistema.

Controles de superficie

Los sistemas ESP son impulsados por motores

elctricos trifsicos de induccin, alimentados

por una fuente de energa elctrica instalada en

la superficie. Esta fuente puede regularse para

ajustar el desempeo de la bomba a medida que

cambian las condiciones del yacimiento. Me-

diante el ajuste del desempeo de la bomba a las

condiciones cambiantes del pozo, los operadores

pueden mejorar la eficiencia y la vida til del sis-

tema ESP.

El variador de velocidad SpeedStar es una

unidad de control de superficie que permite que

los operadores ajusten en forma remota la poten-

cia elctrica que se enva hacia el fondo del pozo

(arriba). Este variador de velocidad (VSD) es un

dispositivo electrnico que sintetiza una fuente de

potencia trifsica, de frecuencia y voltaje varia-

bles, para los motores de induccin. Su filtro desalida produce un voltaje y una corriente de salida

casi sinusoidales que impiden la vibracin de la

bomba e incrementan la eficiencia del motor. Est

provisto adems de un supresor de impulsos de

voltaje transitorios, que brinda proteccin frente a

los episodios de sobre-corriente, generados por las

empresas proveedoras de energa elctrica o las

perturbaciones elctricas producidas sobre el sis-

tema por los efectos de los rayos.

El VSD SpeedStar permite que el operador

controle la velocidad y el desempeo del motor

ESP mediante el ajuste de la frecuencia, que a

su vez ajusta el voltaje transmitido al motor. 5 El

VSD provee un esfuerzo de torsin constante a lo

largo de todo el rango de velocidad, lo que per-

mite que el sistema ESP produzca un rango de

volmenes de fluidos ms amplio que el que

sera posible con una velocidad de motor fija.

Conforme cambian las condiciones del pozo, la

capacidad para efectuar ajustes finos en la velo-

cidad y el esfuerzo de torsin del motor puede

38 Oilfield Review

> Variadores de velocidad (VSD). Estas unidades de superficie regulan y acondicionan la corrienteelctrica para cinco pozos de Canad. Utilizando la electricidad generada por la empresa de elec-

tricidad local o en estaciones generadoras dedicadas, el VSD transmite la energa elctrica dentrodel pozo hasta el sistema ESP. El VSD es clave para controlar el desempeo de la bomba en formaremota.

4. Para obtener ms informacin sobre la tecnologa demonitoreo en el fondo del pozo, consulte: Al-Asimi M,Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C,Fitzgerald J, Ingham J, Navarro J, Gabb A, Kimminau S,Smith J y Stephenson K: Avances en materia devigilancia de pozos y yacimientos, Oilfield Review14,no. 4 (Primavera de 2003): 1437.

5. En estos sistemas ESP, la frecuencia es directamenteproporcional a la velocidad. Modificando la frecuencia,el operador tambin modifica la velocidad de la bomba.

6. Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S,Romero G y Shanmugam V: Examinando los pozosproductores: Supervisin de los sistemas ESP, OilfieldReview16, no. 2 (Otoo de 2004): 1829.

7. Para obtener ms informacin sobre extraccin depetrleo pesado, consulte: Alboudwarej H, Felix J, TaylorS, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A,Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G,Calvo R, Caas Triana JA, Hathcock R, Koerner K,Hughes T, Kundu D, Lpez de Crdenas J y West C:La importancia del petrleo pesado, Oilfield Review18,no. 2 (Otoo de 2006): 3859.


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eliminar la necesidad de redimensionar la bomba,

reduciendo el tiempo inactivo y los costos de

produccin.

En ciertos pozos, los operadores pueden

modificar la frecuencia de operacin del motor

en incrementos de un Hertz para reducir la vibra-

cin de la bomba. Mediante la variacin de la

velocidad de la bomba en un pozo nuevo o repa-

rado, un VSD puede ayudar a determinar la tasa

de flujo ptima del pozo para evitar problemas de

agotamiento de nivel y funcionamiento cclico.

Para proporcionar un arranque suave durante las

operaciones de puesta en marcha crticas, se uti-

liza el VSD para reducir el voltaje del motor y

mitigar el trabajo mecnico que ocasionara, de

lo contrario, su puesta en marcha a plena carga y

velocidad. Estas medidas ayudan a prolongar la

vida til de la bomba, especialmente en pozos

proclives a cierres frecuentes.6

Expansin del campo de aplicaciones

Un ejemplo excelente de una aplicacin ESP que

extiende los lmites de las instalaciones tradi-cionales es el sistema de bombeo elctrico

sumergible de alta temperatura REDA Hotline.

Este sistema ESP fue diseado para pozos con

altas temperaturas de fondo (BHT), o pozos con

alto corte de petrleo, baja velocidad de fluido y

fluidos emulsionados o gaseosos. Estas condicio-

nes son severas para los componentes del

sistema, que dependen de que los fluidos produ-

cidos fluyan ms all del sistema ESP para

disipar el calor generado por el motor.

La refrigeracin insuficiente afecta adver-

samente el aceite contenido en el motor y se

traduce invariablemente en problemas de funcio-

namiento y fallas prematuras del sistema. Si bien

los rangos de temperatura de trabajo de las sartas

ESP estndar han ascendido de 121C [250F] a

204C [400F], los componentes clave del sistema

Hotline original, especialmente su motor, los

cables de alimentacin, la bomba y el protector

del motor lleno de aceite, estn diseados para

operar a 246C [475F]. Este sistema ha demos-

trado incrementos sustanciales en su vida til,

en comparacin con los sistemas ESP convencio-

nales en aplicaciones de alta temperatura.

La necesidad de contar con sistemas ESP de

alta temperatura crece a medida que la industria

petrolera madura (abajo). Estando la mayora de

los recursos petroleros del mundo concentrados

en el petrleo pesado, el petrleo extra-pesado y

el bitumen, las compaas petroleras estn bus-

cando formas de extraer estas reservas viscosas

de manera rentable.7Algunas compaas se estn

volcando a los pozos de drenaje gravitacional asis-tido con vapor (SAGD). El enfoque SAGD utiliza

un par de pozos horizontales perforados en

sentido paralelo entre s y separados vertical-

mente por una distancia de aproximadamente 5 m

[16 pies]. El vapor inyectado a travs del pozo su-

perior penetra en la formacin que atraviesa,

transmitiendo calor a las areniscas ricas en pe-

trleo pesado y creando una regin de alta

temperatura por encima del pozo inyector, cono-

cida como cmara de vapor. El calor transferido a

la arenisca petrolfera reduce la viscosidad de su

petrleo y su bitumen. La fuerza de gravedad

empuja el petrleo, el bitumen y el vapor con

densado hacia abajo, donde estos fluidos

compuestos por aproximadamente 25% a 40% de

agua, pasan al pozo inferior.

Inicialmente, en estos pozos de alta tempera

tura, se utilizaron los sistemas de levantamiento

artificial por gas para bombear los fluidos a la

superficie (vase La presin aumenta: Inno

vaciones en sistemas de levantamiento artificia

por gas, pgina 50). Con los avances de la

tecnologa ESP, muchos operadores estn rempla

zando sus sistemas de levantamiento artificial por

gas por sistemas ESP. La adopcin de los sistemas

ESP inst a la implementacin de modificacione

adicionales en el sistema Hotline. Esto condujo a

desarrollo del sistema ESP Hotline 550, que se

construy para operar en pozos de alta tempera

tura que producen por inyeccin de vapor de

agua. En virtud del hecho de que los sistemas

ESP se encontraban limitados previamente por la

temperatura de operacin, su empleo en pozosSAGD puede considerarse como revolucionario.

El diseo del sistema Hotline 550 contempla

las tasas de expansin y contraccin variables de

los diferentes materiales utilizados en la bomba y

los componentes se construyen para operar a

temperaturas de operacin internas de 288C

[550F]. La temperatura de operacin representa

la temperatura interna de los componentes de

sistema, que es generalmente ms elevada que la

temperatura de los fluidos producidos, debido a

calor generado a travs de las prdidas mecni

cas y elctricas producidas en la bomba, el motor

la admisin y el protector. Como en otros diseosESP, el calor de la bomba se disipa mediante los

fluidos producidos.

El motor de la bomba Hotline 550 est prote

gido por un sistema de fuelle metlico especial y

un mecanismo de sello de eje, que crean una

barrera entre los fluidos calientes del pozo y e

aceite interno del motor; caractersticas nunca

utilizadas en los sistemas ESP previos. El fuelle

metlico compensa la expansin del aceite

dentro del motor de la bomba. Otros diseos

ESPque emplean protectores de tipo bolsa

elastomrica o laberintopueden presentar

fugas, permitiendo que los fluidos producidos se

filtren en el motor y contaminen el aceite conte

nido en su interior (vase Protectores ESP,

prxima pgina).

> Lnea de tiempo que representa el rango de temperaturas de trabajo de los sistemas ESP. Las nuevasaplicaciones ESP estn extendiendo gradualmente la envolvente de temperatura. Los rangos de las

temperaturas de trabajo han aumentado en forma constante desde la dcada de 1950, logrndoseincrementos significativos desde comienzos de la dcada de 1990.

Circa1950

250F121C

Circa1960

300F149C

Circa1980

350F177C

Circa1990

475F246C

Era

Rango detemperaturasde trabajo

Circa2000

550F288C


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40 Oilfield Review

En una sarta ESP, el protector se encuentra

ubicado entre la bomba y el motor, y posee

numerosas funciones:

Conducir el empuje ascendente o el empuje

descendente desarrollado por la bomba:

Estas fuerzas se distribuyen a lo largo de la

vasta superficie del cojinete de empuje del

protector. Por lo tanto, los cojinetes deben

ser regulados para operar con valores supe-

riores al empuje mximo que generar la

bomba.

Acoplar el esfuerzo de torsin desarrollado

por el motor a la bomba: El eje del protector

debe ser capaz de desarrollar un esfuerzo detorsin mximo sin exceder su lmite els-

tico, lo que podra producir la rotura del eje.

Mantener los fluidos del pozo fuera del

motor. El protector transfiere la presin

entre el aceite del motor y el fluido produ-

cido en el espacio anular, sin permitir la

mezcla de los dos fluidos.

Proveer un depsito de fluido para permitir

la expansin trmica del aceite del motor:

La instalacin de la bomba somete un sis-

tema ESP a incrementos de temperatura

entre la superficie y la profundidad de colo-

cacin. Durante la operacin, el calorinterno eleva an ms la temperatura. Los

incrementos de temperatura hacen que el

aceite dielctrico del motor se expanda. El

protector da lugar a esta expansin, permi-

tiendo que el exceso de volumen expandido

de aceite pase del motor al protector y des-

plazando un volumen equivalente de fluido

de pozo del protector al pozo. Cuando un

motor se detiene, su aceite se contrae a

medida que el motor se enfra y el protector

provee un depsito de aceite limpio que

fluye nuevamente hacia el motor, mante-

niendo separados los fluidos del pozo. Si el

motor se detuviera sin contar con los benefi-

cios de un protector, su aceite se contraera

con el enfriamiento del motor, creando un

vaco que se llenara con los fluidos del pozo.

Los protectores se dividen generalmente en

tres categoras: los diseos de tipo laberinto,

bolsa elastomrica y fuelle (arriba). El diseo

de tipo laberinto utiliza la diferencia de peso

especfico entre el fluido del pozo y el aceite

del motor para mantenerlos separados, aun-

que estn en contacto directo. Para que este

diseo funcione, el fluido del pozo tiene que

ser ms pesado que el aceite del motor y la

unidad debe instalarse en el pozo en posicin

vertical o casi vertical. En pozos con altas

relaciones gas/petrleo, el peso especfico del

fluido del pozo puede ser menor que el del

aceite del motor.

Protectores ESP

> Evolucin del diseo de los protectores. Los protectores ESP soncruciales para preservar la integridad del motor elctrico de la bomba.Las bolsas elastomricas de sello positivo son utilizadas en muchas apli-caciones pero no poseen suficiente resistencia a la traccin o tolerancia

trmica para los pozos SAGD. Los protectores de tipo laberinto utilizanuna trayectoria tortuosa para limitar la entrada de fluidos del pozo, perono se adecuan a las instalaciones horizontales tpicas de los pozosSAGD. El fuelle metlico de presin positiva permite la ecualizacinde la presin y la expansin del aceite dielctrico del motor.

Aceitedel

motor

Fluidodel

pozo

FuelleBolsa e lastomrica Laberinto


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8. La RVP es una medida del volumen de vapor requeridopara producir una unidad de volumen de petrleo. En lospozos SAGD, los valores RVP tpicos oscilan entre 2 y 5.Cuanto ms bajo es el valor de la RVP, con ms eficacia

se utiliza el vapor. La eficiencia incide en los aspectoseconmicos del proyecto debido a los costos delcombustible requerido para generar el vapor.

9. Solanki S, Karpuk B, Bowman R y Rowatt D: SteamAssisted Gravity Drainage with Electric SubmersiblePumping Systems, presentado en el Seminario sobreBombas Elctricas Sumergibles de la Seccin de laCosta del Golfo de la SPE 2005, The Woodlands, Texas,27 al 29 de abril de 2005.

10. Para obtener ms informacin sobre el desarrollo decampos remotos, consulte: Amin A, Riding M, Shepler R,Smedstad E y Ratulowski J: Desarrollo submarinodesde el espacio poroso hasta el proceso, OilfieldReview17, no. 1 (Verano de 2005): 419.

Los dems componentes, tales como el cable

de alimentacin, los cojinetes, los sellos del eje,

el aislante del bobinado y el aceite del motor,

han sido rediseados o construidos con materia-

les especiales para tolerar temperaturas altas y

mejorar la confiabilidad del sistema.

El sistema Hotline ha sido utilizado extensi-

vamente en Canad. En tres campos del oeste de

ese pas, EnCana Oil & Gas Partnership utiliza la

tecnologa SAGD para recuperar bitumen y

petrleo pesado de 10.5 a 13API. Los pozos de

los campos Foster Creek, Christina Lake y Sen-

lac producen de areniscas no consolidadas y

poseen presiones de fondo de pozo que varan

entre 290 y 435 lpc [2 y 3 MPa] y temperaturas

de produccin de fondo de pozo que oscilan

entre 180C y 209C [356F a 408F]. En el ao

2002, EnCana comenz a probar los sistemas

ESP como alternativa a los mtodos de levanta-

miento artificial por gas.

En los pozos SAGD, el costo de la generacin y

recuperacin del vapor incide significativamente

en los aspectos econmicos. El vapor da cuentade un 35% a un 55% del costo de extraccin total,

que puede alcanzar varios millones de dlares al

ao para cada pozo. Estos costos son propor-

cionales a la relacin vapor/petrleo (RVP) de

operacin, de manera que los operadores de los

pozos SAGD buscan optimizar la presin del yaci-

miento para obtener una RVP baja y tasas de

produccin altas.8

Es posible lograr RVPs ms bajas reduciendo

la presin de formacin en un yacimiento. La

baja presin de yacimiento permite que el vapor

acarree ms calor latente hacia la formacin,

donde puede movilizar el petrleo. No obstante,la reduccin de la presin del yacimiento puede

reducir tambin la eficiencia de la operacin de

levantamiento por gas hasta un punto en que se

vuelva impracticable. Con presiones inferiores,

deben utilizarse bombas para llevar los fluidos a

la superficie.

EnCana prob exitosamente los sistemas ESP

Hotline en dos pozos del Campo Foster Creek,

logrando una vida til de 645 das y 309 das, res-

pectivamente.9 Las temperaturas de 209C y los

cierres numerosos demostraron que los sistemas

Hotline podan tolerar cambios de estado y pro-

cedimientos de ciclado trmico. Luego de estas

pruebas, EnCana reemplaz los sistemas de

levantamiento artificial por gas por los sistemas

ESP Hotline 550 en 11 pozos del Campo Foster

Creek, tres pozos del Campo Senlac y un pozo del

Campo Christina Lake. La compaa tambin

opt por los sistemas ESP Hotline para su instala-

cin inicial en cinco pozos del Campo Foster

Creek y en tres pozos del Campo Senlac.

Luego de producirse una reduccin de la pre

sin del yacimiento por debajo de los niveles

requeridos para la operacin de levantamiento

artificial por gas, los datos de produccin del ope

rador indicaron que la RVP se redujo casi en un

20%. Esto permiti a EnCana transferir el vapor a

los pozos ms recientes y mejorar la produccin

general de sus campos. En Canad, Schlumberger

ha instalado ms de 60 sistemas ESP Hotline en

pozos SAGD, que en su totalidad estn operando a

temperaturas de fondo de pozo superiores a 204C

[400F]. La unidad Hotline con ms tiempo de

funcionamiento, instalada en febrero de 2004

segua operando a enero de 2007, lo que implica

un perodo de operacin de ms de 1,070 das; la

bomba Hotline 550 con ms tiempo de funciona

miento fue instalada en junio de 2004, habiendo

operado durante ms de 940 das.

Aplicaciones submarinas

Con las mejoras logradas en materia de confiabili

dad, los sistemas ESP estn contribuyendo

significativamente a la produccin en los campomarinos. Algunos de estos campos marinos no

pueden soportar su propia infraestructura de pro

duccin dedicada debido a la escasez de sus

reservas o sus localizaciones remotas. Para desa

rrollarlos, esos yacimientos deben conectarse a la

infraestructura existente.10 Los sistemas ESP

estn desempeando un rol importante en lo que

respecta a la recuperacin de estas reservas no

desarrolladas.

Luego de descubrir el Campo Gannet en e

sector britnico del Mar del Norte en 1973, Shel

Expro, UK, operador de esta asociacin de em

presas entre Shell UK Ltd y Esso Exploration &Production UK Ltd, conect varios yacimiento

satlites a la instalacin de ese campo, que se

encuentra ubicado a 180 km [112 mi] al este de

Aberdeen, en un tirante de agua (profundidad

del lecho marino) de 95 m [311 pies]. Los satli

tes submarinos explotan los yacimientos Ganne

B, C, D, E, F y G, que producen de las turbiditas de

En pozos desviados, el protector de tipo

bolsa puede resultar ms adecuado. Este

diseo utiliza una bolsa elastomrica de alta

temperatura y alto desempeo para separar

los fluidos del pozosituados en el lado

externodel aceite limpio del motor que se

encuentra en el interior. La bolsa se flexiona

para dar cabida a los cambios trmicos de

volumen producidos en el aceite del motor.

No obstante, est diseada para operar a slo

204C [400F] y como sucede con todos los

sellos elastomricos, la bolsa es susceptible a

la presencia de elementos abrasivos y puede

rasgarse si se expone en el pozo a lquidos ogases qumicamente incompatibles, tales

como el cido sulfhdrico [H2S]. La exposicin

a temperaturas elevadas tambin puede endu-

recer la bolsa y los sellos, causando una

prdida de elasticidad que finalmente pro-

duce su falla.

Los protectores de tipo bolsa elastomrica y

laberinto normalmente muestran un buen

desempeo en las condiciones de pozo para

las que se disean. El protector de tipo fuelle

se adecua mejor a condiciones de pozo hosti-

les, donde los protectores son sometidos a

temperaturas elevadas, elementos abrasivos,qumicos utilizados en tratamientos de pozos,

dixido de carbono [CO2] o H2S. Este protec-

tor se llena con un aceite que conserva la

viscosidad a altas temperaturas y utiliza un

fuelle metlico para dar cabida a la expansin

y contraccin trmica del aceite. Utilizando

materiales seleccionados para minimizar los

esfuerzos trmicos, est diseado para operar

a una temperatura del aceite de hasta 246C

[475F]. El fuelle tambin est construido

para operar con una concentracin de H2S del

30%, dependiendo de la temperatura.

(contina en la pgina 44


9/16

En un esfuerzo por mejorar la vida til de los

sistemas ESP, los ingenieros especialistas de

Schlumberger han desarrollado un modelo de

simulacin elctrica para evaluar las fallas

elctricas producidas bajo una diversidad de

condiciones de fondo de pozo. El modelo fue

probado en un pozo por especialistas del Cen-

tro de Montaje, Reparacin y Pruebas (ART)

de Schlumberger en Inverurie, Escocia, donde

se conectaron casi 20 km [12 millas] de cable,

entre un variador de velocidad (VSD) y un

motor ESP de fondo de pozo.Este modelo demostr que un modo de falla

comn, entre los motores ESP, es el cortocir-

cuito elctrico, que suele ser causado por una

falla del aislante del cableado utilizado en los

bobinados, cables y penetradores de los moto-

res elctricos. Tal falla del aislante puede

producirse a travs de varios mecanismos

diferentes:

La contaminacin del aceite aislante del

motor de la bomba con fluidos producidos

por el pozo

La temperatura alta del motor, una funcin

de la temperatura ambiente, la carga delmotor, la composicin del fluido y la veloci-

dad del fluido ms all del motor

El esfuerzo elctrico causado por la presen-

cia de armnicas en la potencia elctrica

transmitida entre el VSD y la ESP. La electri-

cidad fluye en ondas sinusoidales a medida

que es transmitida a lo largo del cable elc-

trico. Estas ondas pueden reflejarse con-

forme se propagan, hacia adelante y hacia

atrs, a lo largo del cable, desplazndose

desde el VSD hasta la ESP y nuevamente

hasta el VSD. Como las olas del ocano, las

ondas elctricas sinusoidales pueden acu-

mularse unas sobre otras para crear ondas

amplificadas que superan el rango elctrico

del motor, el cable o el penetrador de fondo

de pozo. Estas ondas amplificadas pueden

alcanzar picos que exceden en ms de tres

veces la salida de voltaje nominal del VSD.

Este voltaje amplificado puede deteriorar el

aislante que cubre el cableado elctrico uti-

lizado en la bomba ESP, provocando

finalmente un cortocircuito en el sistema.

La contaminacin con fluidos producidos y

las altas temperaturas del motor son proble-

mas que pueden resolverse mediante la

seleccin del tipo de protector correcto, o a

travs de la modificacin de la carga sobre la

lnea y el motor. No obstante, el problema de

la presencia de armnicas requiere un conoci-miento exhaustivo del sistema de fondo de

pozo. Todo VSD produce cierto grado de arm-

nicas de salida y el largo de la mayora de los

cables de alimentacin de los sistemas ESP

exacerba este problema. La magnitud de las

armnicas de salida depende de todo el sis-

tema elctrico: el motor ESP, el cable de

fondo de pozo y el penetrador del cabezal de

pozo; en los pozos submarinos, intervienen

adems el conector hmedo macho, el cable y

los transformadores submarinos. Si se cambia

uno de los componentes de este sistema, las

armnicas tambin se modificarn.Sobre la base de las pruebas de los compo-

nentes del sistema ESP, los ingenieros del

centro de Schlumberger en Inverurie desarro-

llaron un modelo para calcular el desempeo

de un circuito elctrico ESP. Trabajando en

estrecha colaboracin con sus colegas de

Inverurie, los ingenieros especialistas en sis-

temas de energa del Centro de Productos de

Schlumberger en Edmonton (EPC), Alberta,

Canad, desarrollaron un programa de mode-

lado que puede exhibir las armnicas

generales tanto para la corriente como para el

voltaje, creando un diagrama de armnicas

caracterstico para todo el sistema (prxima

pgina). La aplicacin y las condiciones ope-

rativas particulares del sistema ESP afectarn

el nivel de las armnicas permisibles para ese

sistema especfico. Las sensibilidades a los

componentes cambiantes tambin pueden

simularse en el modelo, prediciendo ste las

consecuencias de la adopcin de medidas

correctivas, tales como el agregado de filtros

elctricos, la variacin de la frecuencia de la

onda portadora del VSD o el cambio del tipo

de VSD utilizado.

Otra razn importante para el modelado del

sistema elctrico ESP es la determinacin de

la cantidad de energa requerida para poner

en marcha el motor ESP, junto con cualquier

limitacin propia del sistema. La puesta enmarcha del motor ESP puede verse compro-

metida como resultado de recibir energa

insuficiente. Dado que la mayora de los pozos

requieren varios miles de pies de cable de ali-

mentacin, desde el VSD de superficie hasta

la ESP de fondo de pozo, habitualmente expe-

rimentan una gran cada de voltaje a lo largo

del cable. Por lo tanto, los efectos de esta

cada de voltaje deben contemplarse en el

diseo y la operacin del sistema ESP.

Los ingenieros del centro EPC, especialistas

en sistemas de energa, han utilizado el

mismo programa de modelado para simularlos procedimientos de puesta en marcha del

motor ESP. Este paquete de simulacin ayuda

a los ingenieros de ese centro a determinar la

cada de voltaje a lo largo del cable. Luego,

pueden calcular el voltaje terminal del motor

requerido y compararlo con el lmite de vol-

taje del sistema para lograr un arranque

exitoso del motor. Tambin se puede determi-

nar la frecuencia inicial de la transmisin y

los ajustes del aumento de voltaje. Esta simu-

lacin ayuda a los especialistas en sistemas

ESP a evaluar la capacidad del VSD y determi-

nar si es suficiente para soportar, no slo las

operaciones de bombeo de rutina, sino tam-

bin la puesta en marcha del sistema.

Modelado de la potencia de los sistemas ESP para un mejoramiento de la vida til

42 Oilfield Review


10/16


> Voltaje, corriente y armnicas. El programa de simulacin tabula las formas de onda de voltaje y corriente de salida t-picas de un motor de fondo de pozo para ilustrar los efectos de los picos de ruido superpuestos sobre la forma de ondacomo resultado de la presencia de armnicas de voltaje transitorio (extremo superior). Los niveles de armnicas pico estnpresentes a aproximadamente 2.2 kHz y sus mltiplos; por lo que tambin se observan en 4.4, 6.6 y 8.8 kHz. Estos picoscoinciden con la frecuencia de la onda portadora del variador de velocidad. Luego del anlisis realizado por el personaldel centro EPC, se recomend un filtro de carga para proteger el sistema del dao potencial causado por la presenciade armnicas. Despus de la aplicacin de un filtro de carga, se elimin gran parte del ruido, produciendo una ondasinusoidal mucho ms suave, lo que fue acompaado por una reduccin significativa de las amnicas (extremo inferior).

0

12,000

12,000

20 40Tiempo, ms

60 80 1000

Voltios

1,500

3,000

02 4

Frecuencia, kHz6 8 100

Voltios

0

250

25020 40

Tiempo, ms60 80 1000

Amperios

0

12,000

12,00020 40

Tiempo, ms60 80 1000

Voltios

0

250

25020 40

Tiempo, ms60 800

Amperios

100

1,500

3,000

02 4

Frecuencia, kHz6 8 100

Voltios

Forma de onda del voltaje enel motor

Sinfiltrado

Confiltrado

Forma de onda de la corriente enel motor

Valorcuadrtico medio de las armnicas de voltaje

Forma de onda del voltaje enel motor

Forma de onda de la corriente enel motor

Valorcuadrtico medio de las armnicas de voltaje


11/16

edad Terciario, situadas en profundidades que

oscilan entre 1,768 m y 2,728 m [5,800 pies y

8,950 pies]. Estos satlites estn conectados a la

plataforma de produccin Gannet A, ubicada en

el centro (arriba).

El Campo Gannet E utiliza sistemas ESP

para enviar la produccin de petrleo y gas a la

plataforma Gannet A.11 Este campo se encuentra

ubicado a 14 km [8.7 millas] de distancia de la

plataforma Gannet A. Descubierto en el ao 1982,

fue designado originalmente con el nombre deGuillemot C, como candidato para ser desarro-

llado a partir del complejo Guillemot. Cuando el

yacimiento Guillemot A fue posteriormente inte-

grado en el plan de desarrollo de un campo

cercano, los yacimientos Guillemot C y D queda-

ron sin desarrollar. En 1994, la produccin de

estos campos se confin a la plataforma Gannet

y se les dio el nuevo nombre de Gannet E y F,

respectivamente.

El Campo Gannet E produce un crudo pesado

espeso, de 20API, con una viscosidad en condi-

ciones de yacimiento de 17 cP [0.017 Pa.s] y una

relacin gas/petrleo de 19.8 m3/m3 [110 pies3/bbl].

Las reservas iniciales se estimaron en 132 millo-

nes de barriles de petrleo en condiciones de

tanque en sitio [20 millones de m3], con un fac-

tor de recuperacin del 43%.

El campo fue desarrollado en dos fases.

Durante el pico de produccin, su produccin

fue de 2,225 m3/d [14,000 b/d]. Las caractersti-

cas de transporte y tratamiento de este crudo

pesado y viscoso, combinadas con la baja presin

de yacimiento, hicieron necesario el mtodo de

levantamiento artificial por gas para poner en

marcha el pozo y enviar los fluidos producidos

nuevamente a la plataforma Gannet A.

Se prefirieron los sistemas ESP en lugar de

otros mtodos de levantamiento artificial porque

podan producir con mayores volmenes y mane-

jar los fluidos en forma ms eficaz que otros

sistemas. Sin embargo, al operador le preocu-paba que los problemas relacionados con la corta

vida til, comunes a muchos sistemas ESP, afec-

taran adversamente la rentabilidad del proyecto.

Shell Expro necesitaba un sistema ESP que

pudiera operar durante dos aos antes de ser

remplazado. Se efectuaron pruebas para evaluar

el cable submarino necesario para conducir la

energa elctrica al sistema ESP, lo que condujo

al desarrollo de una herramienta de simulacin

para predecir la estabilidad del sistema con

diversos largos de cable (vase Modelado de la

potencia de los sistemas ESP para un mejora-

miento de la vida til, pgina 42). El operador

necesitaba adems una bomba capaz de adap-

tarse a los cambios producidos en el yacimiento y

en los fluidos durante su vida til. Despus de

obtener una muestra de fluido durante la Fase 1,

con la perforacin de un pozo horizontal de 853 m

[2,800 pies], se efectu una prueba de produc-

cin y se concluy el diseo de la bomba.

El primer pozo del Campo Gannet E fue ter-

minado con un filtro (cedazo) pre-empacado y

una ESP, convirtindose en el primer desarrollo

submarino, en la plataforma continental del

sector britnico del Mar del Norte, en utilizar la

tecnologa ESP y estableciendo al mismo tiempo

una marca por la conexin submarina ms larga

de una ESP.12 La bomba estaba suspendida de una

herramienta en Y que permitira la derivacin

de un cable para colocar un tapn por debajo de

la bomba en caso de que sta tuviera que remo-

verse. Se util iz un medidor de pozo Phoenix

para monitorear las condiciones de entrada de la

bomba. Estas condiciones se monitorean en la

plataforma y los datos son transmitidos a Shell,

en Aberdeen, y a Schlumberger, en Inverurie,

Escocia. Esta organizacin permite que los espe-

cialistas en ESP monitoreen el desempeo de la

bomba en tiempo real y soliciten cambios en su

configuracin, en respuesta a las condiciones

cambiantes presentes en el fondo del pozo.

El primer petrleo fue producido en el pozo

de la Fase 1, en enero de 1998. El sistema ESPoper durante 17 meses hasta que fue necesaria

una operacin de reparacin por problemas entre

el tubo de cola y el receptculo de dimetro inte-

rior pulido. La tasa de flujo era de 3,019 m 3/d

[19,000 b/d], por lo que se requeran 900 hp para

la bomba.

La experiencia adquirida a partir de la insta-

lacin, operacin y reparacin del primer pozo

fue incorporada en la planeacin y ejecucin del

pozo siguiente, que se perfor y termin en la

Fase 2 del desarrollo. El diseo del segundo pozo

reprodujo el del pozo original y el pozo fue ter-

minado en enero de 2001. La produccin deambos pozos fue mezclada en una sola lnea de

flujo, a travs de un colector submarino, produ-

ciendo 4,767 m3/d [30,000 b/d] . Los sistemas

ESP de este campo promedian una vida til de

2.3 aos, siendo de 1,390 das la vida til ms

larga registrada hasta entonces.

La experiencia obtenida con esta conexin

ESP sin precedentes ayudar a Shell Expro a

expandir las oportunidades para las operaciones

de bombeo de larga distancia, desde los campos

44 Oilfield Review

11. MacFarlane JS: Gannet E: The Worlds Longest Subsea

ESP Tie-Back, artculo SPE 38534, presentado en laConferencia del rea Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, 9 al 12 de septiembre de 1997.

12. Harris G, Lowe P y Holweg P: Technical Challenges andSolutions for Subsea ESPs in the North Sea: Two WellsTied Back 15 km to the Shell Gannet Platform with FlowCommingled into a Single Flowline, artculo presentadoen el 19o Seminario Anual de ESP de la Seccin de laCosta del Golfo de la SPE, Houston, 25 al 27 de abril de2001.

13. Bates et al, referencia 6.

> Plano del Campo Gannet. Dos pozos submarinos del Campo Gannet E producen con sistemas ESP. Elpetrleo pesado producido en cada pozo se mezcla y la produccin de este campo se conecta a la pla-

taforma Gannet A. La energa suministrada a travs de los variadores de velocidad de la plataforma

Gannet A, es transmitida a los sistemas ESP submarinos mediante umbilicales elctricos sumergidos.(Adaptado de Harris et al, referencia 12).

Empacador ESP con paso paracable y lnea de qumicos

Derivacin de herramientas en Y

Bombas ESP

Filtros de arena

Uniones perforadas

Derivacin de la tubera de produccin

Lnea de inyeccin del desemulsificador

Medidor de instalacin permanente

Gannet E2

Gannet E1 Gannet F

Gannet C

Gannet B

PlataformaGannet A

Gannet D

Lneadeexportacin


12/16


remotos hasta la infraestructura existente en el

Mar del Norte y en otros lugares del mundo. Este

conocimiento ayudar a prolongar la vida til de

las instalaciones existentes e incidir en las

estrategias para explotar una serie de yacimien-

tos previamente considerados antieconmicos.

Mejoramiento del desempeo del pozo

El desempeo de las bombas y de los yacimientos

cambia invariablemente con los aos. En el

momento de la instalacin de una bomba ESP, se

fijan los parmetros crticos, tales como la veloci-

dad de la bomba o la frecuencia de la potencia

elctrica (Hz), para optimizar el desempeo de la

bomba bajo las condiciones de yacimiento que

existen en ese momento. No obstante, con el

tiempo, el corte de gas o el corte de agua puede

incrementarse, la presin del yacimiento puede

reducirse u otras condiciones pueden cambiar,

haciendo que el sistema de levantamiento opere

en forma ineficaz. No slo estos factores incidirn

adversamente en el desempeo de la bomba, sino

que tambin algunos de estos cambios pueden

daar concretamente los sistemas ESP.

En consecuencia, a medida que se explota un

yacimiento, se debe monitorear y ajustar la con-

figuracin de la bomba para asegurar que elsistema de levantamiento artificial est ope-

rando de la manera ms eficiente posible. La

mayora de los operadores se esfuerza para

monitorear sus bombas, como lo evidencian las

pilas de registros de bombeo y produccin que

pueden abrumar rpidamente sus escritorios. A

veces, estos datos tambin abruman al operador.

En general, los operadores no poseen el tiempo

o los recursos necesarios para controlar la acti-

vidad de los sistemas de bombeo de todos los

pozos de sus campos.

Desde la perspectiva de un operador, el obje-

tivo quizs no sea monitorear constantemente

todas las bombas sino determinar cul es su con-

figuracin ptima, qu configuracin debe

modificarse y cundo hacerlo. Es aqu donde los

servicios avanzados de levantamiento artificial

ESP, provistos por el Centro de Excelencia en

Produccin (PCoE) de Schlumberger, pueden

ayudar a los operadores a mejorar la eficiencia

de la bomba y del campo. Los ingenieros espe-

cialistas en supervisin y diagnstico del centro

PCoE evalan todo el sistema ESP para optimi

zar la produccin. Cada componente del sistema

de levantamiento artificial puede ajustarse

desde la bomba hacia el pozo e incluso hacia e

yacimiento.

El sistema de supervisin y control espWatcher

para las bombas elctricas sumergibles, provee

informacin valiosa que es utilizada por los especialistas en sistemas ESP y sistemas de diagnstico

de yacimientos del centro PCoE. Sobre la base de

los datos transmitidos desde el pozo, estos especia

listas realizan recomendaciones que pueden

ayudar a los operadores a incrementar la produc

cin. El programa espWatcher posee la capacidad

para monitorear el desempeo de las bombas y de

los pozos una vez por minuto durante las 24 horas

del da.13 Igualmente importante es el hecho de

que sus algoritmos permiten que el sistema filtre y

priorice los datos que recibe de la bomba. Utili

zando esta informacin, puede clasificar el estado

de cada pozo como verde, amarillo o rojo, segn

el pozo est operando dentro de un rango de

desempeo especificado o fuera de ese rango o se

encuentre cerrado.

Este sistema, basado en la infraestructura de

la Red, ayuda a los operadores y al personal de

centro PCoE a monitorear el estado de los pozos

en forma remota (arriba). Cuando detecta pa

rmetros que se encuentran fuera del rango

especificado por el operador, este sistema de

1

2

3

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5

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8

910

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20

lost oil

lost oil

lost oil

lost oil

low pint

low pint

lost oil

low pint

shut-in

shut-in

shut-in

shut-in

shut-in

shut-in

high line pressure

high line pressure

lost oil

high line pressure

high line pressure

high line pressure

Digesting gas,...

Keep observ... Reports

ReportsReports

Reports

Reports

Reports

Show all red wells...

Search by well name

Show all yellowwells...

Reports

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Reports

Reports

Reports

Alert/AlarmWell Recommendation Docs

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> Monitoreo del desempeo de los campos petroleros en forma remota. El acceso seguro al sistemaespWatcher, utilizando la infraestructura de la Red, permite a los clientes y a los ingenieros del centroPCoE monitorear el estado de una bomba o un campo en cualquier momento. El sistema espWatcherpuede monitorear numerosos parmetros en cada una de las bombas ( izquierda). La visualizacin en

la interfaz de la Red (derecha), utiliza un sistema codificado en color para identificar rpidamente lospozos problemticos de un campo, desplegados en funcin de su latitud y longitud. El verde indicapozos que estn operando dentro de lmites aceptables. El amarillo muestra los pozos que siguenoperando pero con ciertas mediciones particulares que se han desviado de los lmites aceptables.El rojo indica pozos que estn cerrados. Los ingenieros de sistemas ESP y de yacimientos seconcentrarn normalmente en los indicadores amarillos.

Densidad del petrleo15API

Tasa de flujo2,199 b/d

RGP total600 pie3/bbl

Presin de la tuberade revestimiento100 lpc

Gas libre enla admisin0%

Tasa de flujode la bomba2313.43 b/d

Frecuenciade operacin45 Hz

Presin dinmicade fluencia (BHFP)760 lpc

ndice deproductividad3.5 b/d/lpc

Tasa (gasto, caudal,rata) de petrleo1,320 b/d

Tasa de agua879 b/d 2,200 b/d

Temperatura

del motor167F

Corte de agua40%

Presin en boca de pozo165 lpc

Temperaturaen bocade pozo

120F

Densidad del agua1.02

Presin de descarga1,400 lpc

Presin de admisin525 lpc

Temperaturade descarga

175F

Temperaturade admisin

165F

Corriente del motor39.5 A

Voltaje del motor2,305 V

Vibracin del motor0.05 gn

Presindel yacimiento

1,350 lpc

Temperaturadel yacimiento

Tasa total

170F


13/16

supervisin semi-automatizado activa una

alarma amarilla. Esto advierte al personal del

centro PCoE para que se concentre ms en ese

pozo en particular y permite que el personal en

general preste ms atencin a aquellos pozos

cuyo desempeo no est siendo ptimo.

Los pozos instrumentados poseen la capaci-

dad para generar, en tiempo real, sucesiones

constantes de datos de los sensores de fondo de

pozo y de los monitores de superficie. Gran parte

de los datos son datos de rutina y proveen infor-

macin valiosa acerca de tendencias. Otros

datos son excepcionales e indican cambios

inmediatos en los parmetros que ameritan un

examen ms atento. Y ciertos datos, si bien son

transitorios, proveen instantneas valiosas del

comportamiento de los yacimientos.

La generacin de datos transitorios ocurre

cuando las bombas se desconectan o se ponen

en funcionamiento nuevamente. Estos episodios,

totalmente normales, se producen debido al fun-

cionamiento cclico de la bomba, las operaciones

de reparacin de pozos o las interrupciones del

suministro de energa elctrica causadas por apa-

gones o tormentas elctricas. Las mediciones de

presin obtenidas durante estos eventos transi-

torios pueden proveer informacin de utilidad

sobre el comportamiento de los yacimientos.14

Aunque la bomba no est operando, es probable

que sus sensores sigan registrando los cambios

consecuentes producidos en el yacimiento. Con

la desconexin de una bomba, la presin del

yacimiento se incrementa, proporcionando datos

oportunos que pueden ser analizados para la

evaluacin de los yacimientos. Cuando la bomba

es puesta en funcionamiento nuevamente, los

sensores obtienen informacin de la cada de

presin del yacimiento. Se utilizan tcnicas de

anlisis de presiones transitorias para interpre-

tar estos datos de incremento o cada de presin

y de ese modo determinar la capacidad del yaci-

miento para producir fluido. Este anlisis provee

informacin para determinar qu puede hacerse

para mejorar, si es posible, la producibilidad del

yacimiento. Adems, a partir de estos datos, pue-

den obtenerse detalles adicionales acerca de las

condiciones de borde externas del yacimiento,

indicando la presencia de fallas que actan como

sellos, la interferencia de los pozos vecinos o los

lmites de presin constante que surgen del sis-

tema de presurizacin del yacimiento.

46 Oilfield Review

> Rastreo de los problemas de pozos. La tabla de evaluacin para un campode Oklahoma muestra un rango de acciones de diagnstico y remediacin quepodran mejorar la produccin o reducir los costos de operacin. Obsrveseque la mayora de los pozos de este campo requieren slo ajustes menorespara mejorar el desempeo. Si se abordan slo aquellos pozos que requierencambios de potencia elctrica y velocidad de la bomba, el operador podraincrementar la produccin del campo en varios cientos de barriles.

Diagnstico Operacinde remediacinsugeridaIncremento potencialde la produccin, b/d

Nmerode pozo

Pozo 1

Pozo 2

Pozo 3

Pozo 4

Pozo 5

Pozo 6

Pozo 7

Pozo 8

Pozo 9

Pozo 10

Pozo 11

Pozo 12

Pozo 13

Pozo 14

Pozo 15

Dentro del rango de seguridad, hacia el extremo derecho

Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda




Hacia el extremo izquierdo del rango de operacin seguro


Dentro del rango de seguridad, hacia la derecha


Hacia el extremo izquierdo del rango de operacin seguro

Dentro del rango de seguridad, en el centro

Dentro del rango de seguridad, hacia la derecha




Incrementar la frecuencia de 58 a 59 Hz, reducir la presin en boca de pozo(WHP) de 185 a 100 lpc

Incrementar de 50 a 55 Hz

Incrementar la frecuencia de 50 a 52 Hz

Reducir la WHP de 130 a 100 lpc

En base a la curva de desempeo del pozo (IPR), existe potencialpara la produccin

Reducir el tamao de la bomba

Incrementar la frecuencia y reducir la WHP de 270 a 150 lpc

Reducir la WHP de 213 a 100 lpc y colocar variador de velocidad; 50 a 59 Hz

Reducir la WHP de 156 a 100 lpc

Incrementar la frecuencia de 45 a 48.5 Hz, reducir el tamao de la bombapara que las operaciones estn en un rango seguro

Colocar variador de velocidad; reducir la WHP y aumentar el tamaode la bomba

Incrementar la frecuencia de 50 a 58 Hz

Incrementar la frecuencia de 53 a 58.5 Hz

n/d

n/d

44; pero 500 despus de instalar una bomba ms grande

250

75

12

740

Ahorro de electricidad entre US$ 1,100 yUS$ 1,900 por mes

410

130

12

40

570; pero 1,260 despus de instalar una bomba ms grande

90

210

0

0


14/16


Segn la experiencia del centro PCoE, el 57%

de los pozos ESP se puede beneficiar con la opti-

mizacin del sistema de levantamiento artificial,

efectuando ajustes relativamente simples, tales

como el incremento de la velocidad de la bomba

para reducir la presin de admisin e incremen-

tar la produccin. Y el 50% de los pozos se puede

beneficiar con la optimizacin del yacimiento a

travs de los tratamientos de estimulacin, para

reducir el dao mecnico o a travs de las ope-

raciones de re-disparo (nuevos caoneos o

punzados). Estas respuestas al comportamiento

de la bomba y del yacimiento pueden producirun impacto inmenso sobre el desempeo del

pozo; de acuerdo con los resultados obtenidos

por el centro PCoE, estos cambios pueden incre-

mentar la produccin casi en un 20%.

Las recomendaciones del centro PCoE para

operaciones de remediacin incluyen prediccio-

nes acerca del incremento de la produccin.

Estas predicciones ayudan a los operadores a

evaluar el riesgo en funcin de la recompensa

asociada con la adopcin de medidas basadas en

las recomendaciones del centro PCoE. Adems,

las predicciones ayudan al centro PCoE a ras-

trear su propio desempeo y asisten a sus direc-

tivos a determinar si la accin de remediacin

fue efectiva y, en caso contrario, qu puede

hacerse para optimizar ulteriormente el desem-

peo del pozo (pgina anterior).

> Curvas de operacin de la bomba. Las curvas de operacin de la bomba son generadas espec fica-mente para cada bomba, con el fin de graficar la capacidad de la bomba para desplazar los fluidos.La capacidad de carga (elevacin, altura) (curva azul), la eficiencia de la bomba (curva de guionesverde) y la potencia (curva de puntos rojos) se grafican en funcin de la tasa de flujo. La parte msimportante de esta grfica de desempeo es la curva de capacidad de carga, que muestra la relacinexistente entre la carga dinmica total y la capacidad de flujo de una bomba especfica. Una bombapuede desarrollar slo una cierta carga para una tasa de flujo dada y viceversa. La zona amarilla dela curva de la bomba indica el rango de operacin ms eficiente para esta bomba especfica. En estecaso, el punto de operacin (punto rojo) indica que, a 60 Hz, esta bomba de 185 etapas opera en elrango ptimo.

00 200 400 600 800 1,000

Tasa de flujo, b/d1,200 1,400 1,600 1,800

600

1,200

1,800

2,400

3,000

3,600

4,200

4,800

5,400

0

8

16

24

32

40

48

56

64

E f i c

i e n c

i a d e

l a b o m

b a

%

30

40

50

60

70

80

90

Potenc

ia,

hp

Carga

(elevac

in

,a

ltura

),p

ies

Carga

Punto de operacin

Desempeo real de la bombaREDA Serie 44 185 Etapas

3,396.33 rpm a 60 Hz

Eficiencia dela bomba

Potencia

> Presin de admisin alta. Una reduccin de la presin de admisin (presin dinmica de fluencia)no result en un incremento de la produccin como se esperaba originalmente.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1,100

1,125

1,150

1,175

1,200

1,225

1,250

1,275

1,300

1,325

1,350

1,375

Fecha

0

250

500

750

1,000

1,250

1,500

1,750

05/14/06

05/29/06

06/13/06

06/28/06

07/13/06

07/28/06

08/12/06

08/27/06

09/11/06

09/26/06

10/11/06

10/26/06

11/10/06

11/25/06

12/10/06

12/25/06

01/09/07

01/24/07

Frecue

nciadelabomba,

Hz

Presi

ndeadmisin,

lpc

Tasade

flujodellquido,

b/d

Frecuencia de transmisin

Presin de admisin

Tasa de flujo del lquido

Incremento de la frecuencia

14. Para obtener ms informacin sobre la utilizacin dedatos transitorios para modelar las condicionescambiantes del yacimiento, consulte: Corbett C:Advances in Real-Time Simulation, The Leading Edge23, no. 8 (Agosto de 2004): 802803, 807. Consulteadems: Bradford RN, Parker M, Corbett C, Proano E,Heim RN, Sonleitner C and Paddock D: Construction ofGeologic Models for Analysis of Real-Time IncidentalTransients in a Full-Field Simulation Model, presentadoen la Conferencia y Exhibicin Internacional de la AAPG,Cancn, Mxico, 26 de octubre de 2004.

Uno de los desafos ms importantes para e

centro PCoE es ayudar a los operadores a reco

nocer los beneficios de las operaciones de

remediacin en pozos que, en ciertos casos, pro

ducen slo entre 2 y 8% de petrleo. Por ejemplo

cuando el programa espWatcher alert al centro

PCoE acerca del incremento de la presin de

admisin en un pozo de Oklahoma, el personal de

supervisin del PCoE investig el problema y

alert al cliente. Viendo que el pozo estaba produ

ciendo con presiones de fondo de entre 300 y

400 lpc [2.07 y 2.76 MPa], el personal reconoci e

potencial para la obtencin de regmenes de pro

duccin ms altos y sugiri un incremento de la

velocidad de la bomba para reducir la presin de

admisin y producir ms fluidos. Los ingeniero

del centro PCoE recomendaron un incremento de

un Hz en la frecuencia elctrica recibida por la

bomba. Si bien este incremento se tradujo en una

presin de admisin ms baja, tambin condujo a

una reduccin inesperada de la tasa de produc

cin (izquierda).

Esto inst al personal del centro PCoE a examinar la eficiencia de las bombas mediante e

examen de sus curvas de desempeo, que son

generadas en forma individual para cada bomba

que se instala en el campo (abajo). Estas curva

representan la relacin existente entre la po


15/16

tencia, la eficiencia, la tasa de flujo y la carga

hidrosttica (altura, elevacin) de la bomba,

respecto del rango de operacin ptimo.15

Dadoque la bomba ya exhiba un desempeo ptimo,

los especialistas del centro PCoE recomendaron

que el operador adquiriera datos de incremento

de la presin (arriba). A partir del anlisis de

incremento de la presin, los ingenieros de yaci-

mientos del centro PCoE extrapolaron la presin

del yacimiento y calcularon una permeabilidad

promedio de 60 mD y un factor de dao de 4.16

Al reconocer que el problema era el dao

mecnico, con su cada de presin en la regin

vecina al pozo y la reduccin de la permeabili-

dad, los ingenieros de yacimientos del centro

PCoE buscaron cuantificar el impacto del incre-

mento del factor de dao sobre la produccin.

Primero, los ingenieros modelaron la relacinentre la presin de fondo de pozo y la tasa de

flujo. Utilizando este modelo, pudieron proyectar

cmo mejorara la produccin si se eliminaba el

dao mecnico (prxima pgina). Su modelo

mostr un incremento potencial de la produc-

cin, por lo que el operador extrajo la bomba,

acidific el pozo, y remplaz la bomba. A partir

de esta operacin de remediacin, el operador

increment la produccin de fluidos en aproxi-

madamente 56 m3 [350 b/d], a partir de lo cual

se extrajeron unos 405 m3 [2,550 barriles] de

petrleo adicionales por ao.

Adems de buscar formas de me jorar la

produccin, los ingenieros del centro PCoE pro-

curan extender la vida til de las bombas y

reducir el tiempo inactivo. Con ese fin evalan los

datos de desempeo para anticipar aquellos pro-

blemas que podran acortar la duracin funcional

y recomiendan operaciones de intervencin, lo

ms tempranas posibles, para demorar el inicio

de las fallas de las bombas. A veces el desafo con-

siste en lograr un equilibrio entre el incremento

de la vida til y el incremento de la produccin.

Pero no siempre los dos objetivos son compatibles

y los operadores deben deci dir qu curso de

accin tomar, dependiendo de los aspectos econ-

micos de la produccin del campo.

Utilizando los programas de diagnstico de los

sistemas de levantamiento artificial del centro

PCoE, los especialistas en sistemas ESP pueden

rastrear la eficiencia de la bomba y su degrada-

cin con el tiempo. Este rastreo resulta de

utilidad para predecir cundo fallarn las bom-

bas. Mediante el anlisis del desempeo

individual de las bombas y la anticipacin de susfallas, los ingenieros del centro PCoE pueden

notificar al operador a tiempo para que evale el

pozo y tome la mejor decisin para la compaa.

En muchos casos, los sistemas ESP se hacen fun-

cionar hasta que fallan, en cuyo momento el

operador los reemplaza. En otros casos, los aspec-

tos econmicos dictaminan la intervencin y el

reemplazo tempranos, previos a la falla, para

mitigar el impacto de la reduccin de la produc-

cin. El rastreo de la degradacin de la bomba

permite adems que los ingenieros del centro

PCoE monitoreen la produccin en proceso de

declinacin, lo que ayuda a los operadores a deci-dir cundo resultara ms econmico intervenir

pro-activamente. Sea como fuere, la notificacin

oportuna por parte del centro PCoE permite que

los operadores minimicen el tiempo inactivo a

travs de la solicitud de bombas de reemplazo y la

programacin de los equipos de reparacin de

pozos en forma anticipada.

El centro PCoE de Oklahoma monitorea ms

de 500 pozos, desde Canad y EUA hasta Argen-

tina, Brasil, Colombia y Ecuador. Se han creado

otros centros de monitoreo de pozos y yacimien-

tos de ese tipo en Pekn y Aberdeen.

48 Oilfield Review

> Grfica de diagnstico de presiones transitorias. El centro PCoE utiliza este cuadro para interpretar el

comportamiento del yacimiento en base a mediciones de presin transitoria. Esta grfica doble loga rt-mica muestra los cambios producidos en la presin del yacimiento medida (puntos verdes) y la derivadade los cambios de presin (puntos rojos) en funcin del tiempo. La derivada generada con la computa-dora contempla el efecto que tienen los cambios producidos en la tasa de flujo sobre los valores depresin. Los puntos medidos y computados se comparan luego con las curvas tericas (lneas slidas).En este modelo, la curva de las derivadas muestra una tendencia descendente, aplanndose finalmentecuando el comportamiento de la presin pasa del periodo regido por el almacenamiento del pozo a unrgimen de flujo radial. La porcin de flujo radial de esta curva es importante para determinar la permea-bilidad y el dao mecnico. La distancia existente entre las curvas de cambios de presin y las de susderivadas durante el flujo radial es un indicador del dao producido en la regin vecina al pozo, en elque el incremento de la separacin indica un mayor dao mecnico.

Cambiosdepresin,

lpc

Tiempo, h

10.10.01

Derivada de los cambios depresin modelada

Cambios

de presinmodelados

1001010

100

1,000

10,000

Derivada de los cambiosde presin medidos

Cambios de presin medidos


16/16

Regreso al futuro

En 1916, Armais Arutunoff, un inventor ruso de

23 aos de edad, cre el primer motor elctrico

capaz de operar en agua e impulsar una bomba

Para el ao 1921, haba establecido REDA

(Russian Electric Dynamo of Arutunoff). Des

pus de emigrar a los Estados Unidos en 1923

Arutunoff instal el primer sistema de bombeo

elctrico sumergible en los campos petroleros de

Oklahoma.

Retomando esas primeras races rusas, se est

estableciendo una nueva generacin de centros

REDA de reparacin y servicios de manufactura

ingeniera y campos petroleros en todo el territo

rio ruso. La incorporacin ms reciente es la

fbrica de Bombas Elctricas Sumergibles REDA

de Tyumen. Inaugurado en el ao 2005, est pre

vis to que este establecimie nto de 10,000 m

[107,642 pies2] produzca aproximadamente 800

sartas de ESP por ao.

Desde 1916, la lnea de sistemas ESP REDA

ha evolucionado para manejar grandes volme

nes de fluido, altas relaciones gas/petrleo, altastemperaturas y fluidos abrasivos en aplicacione

terrestres y marinas. Las mejoras tcnicas, imple

mentadas para proveer mayor confiabilidad y una

instalacin eficiente en las condiciones rigurosas

de Siberia, servirn inevitablemente para hacer

que la prxima generacin de sistemas ESP sea

an mejor. MV

> Prediccin del incremento de la produccin. La grfica de la presin de fondo de pozoversus la tasa de flujo de superficie ( izquierda) muestra cunto puede aportar el yacimien-

to a una presin de flujo de fondo de pozo dada. Comenzando con la condicin vigente,con un factor de dao de 4, se utiliza la lnea roja para validar el modelo y ajustar lapresin de admisin medida, de 100 lpc [0.69 MPa], a la tasa de flujo medida de 191 m 3/d[1,200 b/d]. Los ingenieros del centro PCoE pueden utilizar luego este modelo para predecirel potencial incremento de la produccin. La curva azul ilustra cmo un factor de daode 0 impacta la presin de fondo de pozo y la tasa de flujo de superficie. Esta curva esconocida como la curva de desempeo del pozo (IPR). El modelo predijo que si el daomecnico se elimina por completo, la produccin podra incrementarse potencialmentehasta unos 254 m3/d [1,600 b/d] para la misma presin de admisin. La grfica de presiny tasa de flujo (derecha) muestra que despus de la acidificacin, la produccin seincrement hasta alcanzar 246 m3/d [1,550 b/d].

0

1,800

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

400

200Presin de admisin

Tasa de flujo del lquido

Tasa

de

flu

jode

llqu

ido

,b/d

Pres

in

dea

dm

isin

,lpc

Fecha

11/04/05 12/14/05 01/23/06 03/04/06

Incremento de la produccinposterior al tratamiento cido

04/13/06

1,000

500

0

2,000

1,500

Pres

in

,lpc

Produccin de lquido, b/d

Presin de fondo de pozo

Presin esttica del yacimiento

0 250 500 750 1,000 1,250 1,500 1,750

Punto de ajuste

Rgimen de produccin previsto

15. El trmino carga (altura, elevacin), que a menudo seutiliza indistintamente con el trmino presin, es, engeneral, considerado como la cantidad de energarequerida para bombear un fluido hasta una ciertaaltura. En los sistemas de bombeo, los ingenieros debenluchar con las distintas variaciones de esta definicin

bsica, y tienen que calcular los efectos de la elevacino la carga esttica, la carga de presin, la carga develocidad y la carga de friccin para mejorar eldesempeo de la bomba.

16. Dao mecnico se refiere a una zona de permeabilidadreducida o mejorada alrededor de un pozo, a menudoatribuida a la presencia de dao de formacin e invasinde filtrado de lodo durante las operaciones deperforacin o disparos (caoneos, punzado) o por

tratamientos de estimulacin del pozo.

bomba electri sumergi p34 49

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