manual bes.pdf

7/28/2019 Manual BES.pdf

http://slidepdf.com/reader/full/manual-bespdf 1/207

CAPITULO I

1 - 1

CAPITULO I

1. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Introducción

Esta sección no pretende construir un curso teórico de hidráulica y de electricidad sino ser

simplemente un repaso de los términos y fórmulas básicas relacionadas con las

aplicaciones del bombeo eléctrosumergible.

Densidad (ρ)

Densidad es la masa de una sustancia por unidad de volumen, se mide en kilogramos por

litro o en libras por pie cúbico. La densidad del agua es 62.4 lb/ft 3 o 1.00 kg./l a

condiciones estándar. La densidad del aire es 0.0752 lb/ft 3 o 0.001207 kg./l.

La densidad del petróleo (ρo) varia de acuerdo a los cambios en temperatura y presión, al

igual que a los cambios en la cantidad de gas en solución. Si el punto de interés se

encuentra por encima de la presión del punto de burbuja (Pb) todo el gas disponible se

encuentra en solución, por lo tanto un incremento de la presión simplemente comprimiráel liquido aumentando su densidad. Cuando la presión de interés se encuentra por encima

del punto de burbuja, la densidad del petróleo se puede calcular de la siguiente forma:

( )[ ]ρ ρo ob o= EXP C P - Pb

donde: ρob = Densidad del petróleo a la presión de burbuja.

Co = Compresibilidad isotérmica del petróleo, 1/psi.

Si la presión se encuentra por debajo del punto de burbuja, la densidad del petróleo se

puede calcular teniendo en cuenta que parte del gas se encuentra en estado libre y parte

del gas se encuentra en solución.



CAPITULO I

1 - 2

ργ γ

o

o g s=

+ 0.0764 R 56146 624

56146

. .

.

⋅ ⋅ ⋅ ⋅

⋅ Bo

donde: γ g = Gravedad específica del gas.

R s = Gas en solución (Sol GOR), scf/STB.

Bo = Factor volumétrico de la formación, bbl/STB.

62.4 = Densidad del agua a condiciones estándar, lbm/ft3

0.0764 = Densidad del aire a condiciones estándar, lbm/scf.

5.6146 = Pies cúbicos por barril.

La densidad del gas (ρg) se puede calcular usando la ecuación de estado para un gas:

PV = ZnRT

La relación entre el número de moles , el peso molecular del gas libre y la masa del gas es

la siguiente:

n =m

29

m

V=

P

Z R Tgf

gf

⋅→

⋅ ⋅⋅ ⋅γ

γ29

Por lo tanto la densidad del gas se puede calcular de la siguiente forma:

ργ

g Z T=

⋅

⋅2.7

P gf

donde: P = Presión, psia.

V = Volumen, ft3.

Z = Factor de compresibilidad.

n = Número de moles.

R = Constante universal de gas (10.73).

M = Masa, lb.

T = Temperatura, oR.

γ gf = Gravedad específica del gas libre.



CAPITULO I

1 - 3

Gravedad Específica del petróleo (γo)

Es la relación de la densidad , o peso específico del petróleo con respecto a la densidad del

agua a condiciones estándar. La gravedad específica de los gases se compara con ladensidad del aire a condiciones estándar de presión y temperatura. La gravedad específica

del petróleo se puede calcular de la siguiente forma:

γ ρρo

L

W

=Psc, Tsc

En la industria petrolera se utiliza la gravedad API (American Petroleum Institute) como

medida de la gravedad específica del petróleo. La relación entre gravedad específica y

gravedad API es la siguiente (a una temperatura de 60 °F):

Una medida de 10 grados API corresponde a una gravedad específica de 1.00 (Tabla 1-1).

Un crudo de 34 oAPI es considerado un crudo liviano, mientras que un crudo de menos de

10 oAPI es considerado un crudo pesado. Al evaluar pozos con gravedades inferiores a los

10 oAPI se debe prestar especial atención a los cálculos de perdida de presión y de

columna dinámica total (TDH).

AutographPC

La gravedad especifica del aceite debe ser dado por el usuario en grados API, un mensaje

de advertencia aparecera cuando se usen valores inferiores a 9 oAPI. La gravedad

especifica del líquido es proporcional al corte de agua y es calculada por el programa en

base a la gravedad especifica del agua y el aceite.

Gradiente de Presión

Esta es la presión que ejerce el fluido por cada pie de altura del fluido. Por ejemplo el agua

fresca ejerce un gradiente de presión de 0.433 psi/pie (0.1 kg./m). Por lo tanto una

columna de agua de 50 pies de altura ejercerá una presión de 21.65 psi (50 pies x 0.433

=141.5

131.5 + APIoγ o



CAPITULO I

1 - 4

psi/pie), entre mayor sea la densidad o gravedad específica del fluido, mayor será el

gradiente de presión ejercido por la misma columna de fluido.

Gradiente (psi/ft) = S.G. * 0.433 psi/ft

Gravedad Gravedad Gradiente Gravedad Gravedad GradienteAPI Específica psi/pie API Específica psi/pie

10 1.000 0.433 36 0.845 0.36611 0.993 0.430 37 0.840 0.36412 0.986 0.427 38 0.835 0.36113 0.979 0.424 39 0.830 0.35914 0.973 0.421 40 0.825 0.35715 0.966 0.418 41 0.820 0.35516 0.959 0.415 42 0.816 0.35317 0.953 0.413 43 0.811 0.35118 0.946 0.410 44 0.806 0.34919 0.940 0.407 45 0.802 0.34720 0.934 0.404 46 0.797 0.34521 0.928 0.402 47 0.793 0.34322 0.922 0.399 48 0.788 0.34123 0.916 0.397 49 0.784 0.33924 0.910 0.394 50 0.780 0.33825 0.904 0.391 51 0.775 0.33626 0.898 0.389 52 0.771 0.334

27 0.893 0.387 53 0.767 0.33228 0.887 0.384 54 0.763 0.33029 0.882 0.382 55 0.759 0.32930 0.876 0.379 56 0.755 0.32731 0.871 0.377 57 0.751 0.32532 0.865 0.375 58 0.747 0.32333 0.860 0.372 59 0.743 0.32234 0.855 0.370 60 0.739 0.32035 0.850 0.368 61 0.735 0.318

Tabla 1-1 - Conversión de grados API.

Corte de Agua (W.C.) Es calculado en la superficie como el porcentaje del volumen de agua en relación al

volumen de los otros fluidos del pozo. Este valor se usa para calcular la gravedad

específica del flujo total del pozo y es un valor muy importante en los cálculos de las

correlaciones de flujo multifásico y de viscosidad del fluido. Si el agua es más pesada que



CAPITULO I

1 - 5

el crudo, un aumento del corte de agua tendrá como efecto un incremento en la densidad

total del fluido, incrementando el gradiente de presión.

Presión

Es la fuerza por unidad de área de un fluido. Se puede considerar como un esfuerzo de

compresión. Las unidades más comunes para expresar a la presión son libras por pulgada

cuadrada (psi) y Kg/cm2. De acuerdo con el principio de Pascal, si la presión se aplica a al

superficie de un fluido, esta presión es transmitida igualmente en todas las direcciones.

Presiones

Presión manométrica (PSIG)

Presión Atmosférica

Presión Absoluta (PSIA)

Presión Manométrica + Presión Atmosférica = Presión Absoluta

Presión Manométrica, es la presión diferencial indicada por un manómetro, a diferencia

de la presión absoluta. La presión manométrica y la presión absoluta están relacionadas,

siendo la presión absoluta igual a la presión manométrica más la presión atmosférica.

Presión Atmosférica, es la fuerza ejercida en una unidad de área por el peso de la

atmósfera. La presión a nivel del mar es 14.7 psi.

Presión Absoluta, es la suma de la presión manométrica y la presión atmosférica. La

presión absoluta en un vacío perfecto es cero.

Altura de columna

Es la cantidad de energía por libra de fluido. Es comúnmente usada para representar la

altura vertical de una columna estática de líquido correspondiente a la presión de un fluido

en un punto determinado. La altura de columna puede también considerarse como la

cantidad de trabajo necesario para mover un líquido de su posición original a la posición



CAPITULO I

1 - 6

requerida. Esto incluye el trabajo adicional necesario para superar la resistencia al

movimiento en el conducto de flujo.

En un líquido en reposo, la presión total existente en cualquier punto consiste del peso de

la columna de líquido por encima de este punto, expresado en psi (Kg/cm2), más la presión

atmosférica ejercida en la superficie. Por lo tanto, se puede imaginar que las presiones en

un líquido son causadas por una columna de líquido que, debido a su peso, ejerce presión

en cualquier punto seleccionado de la columna. Esta columna es llamada altura de

columna estática y se expresa generalmente en pies (metros).

Presión y altura de columna son, por lo tanto, maneras diferentes de expresar el mismovalor. En la industria petrolera cuando se emplea el término “presión” se refiere

generalmente a unidades en psi mientras que “altura de columna” se refiere a pies o

longitud de la columna. Estos valores, siendo mutuamente convertibles, se pueden

encontrar usando estas fórmulas: Presión

Presión (PSI) =Alt. col. en pies Gravedad Específica

2.31 pies / psi

⋅

Alt. columna (pies) = PSI 2.31 pies / psiGravedad Específica

⋅

PSI = 0.433 PSI/Pie x Gravedad Específica x Alt. col. en pies

Presión de Entrada a la Bomba (PIP)

En las operaciones con bombas electrocentrífugas nos interesa saber los pies de fluido

sobre la bomba o la presión de entrada a la bomba. Para definir correctamente este dato,

es importante saber la gravedad específica o gradiente del fluido en el espacio anular de latubería de revestimiento. Si se conoce el gradiente del fluido o la gravedad específica,

podemos estimar la presión de entrada de la bomba o el nivel de fluido sobre al bomba.



CAPITULO I

1 - 7

Una determinación exacta de la presión de entrada de la bomba se puede derivar

estableciendo los pies de fluido en el espacio anular sobre la entrada de la bomba y

sumando cualquier presión en la tubería de revestimiento aplicada en la superficie. La

figura 1-1 muestra un pozo revestido con una bomba instalada. La entrada de la bomba

está localizada a 5,000 pies de la superficie. Mediante el uso de un registro sónico, el

nivel del fluido se localiza a 3.000 pies de la superficie. El promedio de gravedad

específica del fluido en el espacio anular es 0.950, y la presión en la tubería de

revestimiento es 100 psi. ¿Cuál es la presión (psi) en la entrada de la bomba?

Solución:

5000 Pies (Referencia) - 3,000 pies (nivel del fluido) = 2,000 pies (sumergencia).

Por lo tanto, la presión en la entrada de la bomba es:

Presión en la entrada de la bomba =2 000

2.31

, pies x 0.950

pies/ psi+ 100 psi = 923 psi



CAPITULO I

1 - 8

Fig. 1-1

PIP Requerido

Es la presión de entrada necesaria para alimentar adecuadamente la bomba y evitar tanto la

cavitación como el bloqueo por gas. Esto también se conoce como A.N.P.S. (Altura Neta

Positiva de Succión) requerida. Este valor varía con las condiciones de fluido del pozo,

esta variable se discutirá luego en la sección de diseño de la bomba.

PIP Disponible

La presión es una función del sistema en el cual opera la bomba. El PIP disponible es la

sumergencia de operación característica de cada instalación individual. Se puede calcular

para cada instalación, tal como se hiciera el ejemplo anterior.

Presión de Burbuja (Pb)

La presión de burbuja de un hidrocarburo es la presión más alta a la cual las primeras

moléculas de gas salen de solución y forman una burbuja de gas. Esta presión depende en

parte de las propiedades del fluido. El gas y el aceite conforman una mezcla de múltiples



CAPITULO I

1 - 9

componentes y las cantidades de gas-aceite están determinadas por un equilibrio gas-

líquido.

El conocimiento de esta presión es importante en el diseño de un sistema

eléctrosumergible. Para reducir la cantidad de gas que entra a la bomba, se debe procurar

mantener la presión de entrada a la bomba por debajo del la presión de burbuja. Sin

embargo, muchos de los pozos en levantamiento artificial presentas bajas presiones y en

muchos casos la presión del pozo se encuentra por debajo de la presión del punto de

burbuja.

Cuando un Black Oil*

se encuentra por encima de su presión de burbuja se dice que elaceite se encuentra en un estado no saturado (podría disolver más gas si este se encontrara

presente). Un Black Oil se describe como saturado cuando una pequeña baja de presión

permite que se libere un cantidad de gas en solución (P ≤ Pb).

Autograph PC: La presión de burbuja se puede calcular si la cantidad de gas en solución

(Rs) se conoce o viceversa. Si los dos valores se encuentran disponibles dentro de la

información del pozo es conveniente usar las diferentes correlaciones para comparar los

resultados obtenidos con los valores reales del pozo. El procedimiento consiste en utilizar

la Presión de Burbuja conocida y seleccionar diferentes correlaciones de Pb/Rs para

calcular valores de Rs y escoger la correlación que origine el valor más cercano al valor

real.

Las siguientes correlaciones asumen que la Presión de Burbuja es función de la solubilidad

del gas, gravedad del gas, gravedad del aceite, y temperatura. Las correlaciones que se

encuentran en AutographPC son las siguientes: Standings, Lasater, Vasquez and Beggs,Glaso, Kartoatmodjo, Petrosky y Marhoun. Otra opción incluye usar el “users PVT table”

en el cual el usuario puede entrar sus propios datos de pozo.

* Black Oils: se considera a la variedad de químicos que incluyen moleculas pesadas, largas y no volátiles.Un Black Oil se caracteriza como un aceite con un GOR inicial de producción de 2000 scf/stb o



CAPITULO I

1 - 10

Relación gas-aceite (GOR)

Es el volumen total de gas producido por día dividido por el volumen total de petróleo

producido por día, las unidades de GOR son Scf/Stb. El GOR de producción es calculadoen la superficie, por lo tanto se considera que todo el gas existente se encuentra en estado

libre

Prod GOR =q (Volume of gas produced)

q (Volume of oil produced) scf

stbs

o

@STP

Prod GOR = Sol GOR (Rs) + Gas libre

A una presión atmosférica todo el gas existe como otra fase separada del aceite “gas

libre.” El gas que se encuentre en contacto con el aceite puede ser absorbido por el aceite

a medida que la presión aumentan por encima de las condiciones estándar a una

temperatura constante. Si se aumentar la presión por encima de la presión de burbuja todo

el gas entra en solución y la cantidad de gas total es igual a la cantidad de gas en solución

(Fig. 1-2). El GOR total (Rp) permanece constante a lo largo de la tubería de producción,

sin embargo la proporción entre el gas libre el gas en solución varia continuamente

dependiendo en las condiciones de flujo y las propiedades del fluido.

Patm P Pr

Aceite + gas disuelto

Gas libre

Aceite + gas disuelto

Gas libre

Aceite

•No gas en solución•Rs = 0•Presión atmosférica

•Parte del gas disueltoen solución•Rs > 0•Rp - Rs = Gas libre

•Todo el gas en solución•Rs = Rp•P > Pb

menor…con una gravedad menor de 45 °API y un color bastante oscuro indicando la presencia dehidrocarburos pesados13.



CAPITULO I

1 - 11

Fig. 1-2 - Comportamiento del gas en solución

La cantidad de gas que existe en solución se expresa como Sol GOR o Rs, la magnitud de

este valor varia dependiendo del la presión, temperatura, gravedad del aceite y la densidad

del gas. La figura 1-3 muestra el comportamiento de Sol GOR en función de presión a

una temperatura constante. En esta figura se puede observar como la cantidad de gas en

solución aumenta con incrementos de presión hasta alcanzar el punto de burbuja en el cual

todo el gas se encuentra en solución y Rs permanece constante. Para calcular el valor de

Sol GOR es indispensable conocer el punto de presión de burbuja y viceversa. Las

correlaciones que existen para calcular la cantidad de gas en solución son las mismas que

se usan para calcular la presión de burbuja.

Otra forma de expresar la cantidad de gas que existe en el fluido es incluyendo la presencia

del agua. El corte de agua afecta la cantidad de gas en solución presente en el fluido. Entre

mayor sea el corte de agua, menor será la cantidad de gas que se encuentre en solución ya

que para propósitos prácticos la cantidad de gas libre que se puede encontrar en soluciónes prácticamente insignificante12. El GLR representa la proporción gas - líquido en el

fluido y se puede definir de al siguiente forma:

GLR = GOR (1 - W.C.)

La proporción gas - liquido en el fluido tiene el mayor efecto en los gradientes de flujo

multifásico que cualquier otra variable.



CAPITULO I

1 - 12

Fig. 1-3 - Comportamiento de Sol GOR

Autograph PC:

EL Prod GOR (GOR de producción) es un valor requerido por el programa en la pantalla

del pozo. La cantidad de gas en solución (Sol GOR o Rs) se puede calcular si se conoce la

presión de burbuja y viceversa. Las correlaciones que se encuentran en autographPC para

calcular Sol GOR son las mismas que se usan para calcular la presión del punto de

burbuja. El programa ajusta el GOR de producción al mismo valor que el gas en solución,

pero el GOR de producción puede ser ajustado a un número más alto dependiendo en las

condiciones del pozo.

El valor del gas en solución (Sol GOR) es la cantidad de gas que se encuentra en solución

en el yacimiento a una presión estática. El valor de Rs solo afecta los cálculos de las

ecuaciones de Vogel y del Composite IPR y no tiene ningún efecto en los otros cálculos

del programa. El GOR de producción es la variable que afecta todos los cálculosrelacionados con la presencia de gas.

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)

Por lo general el volumen de petróleo producido en la superficie es menor que el volumen

de petróleo que fluye al fondo del pozo desde el yacimiento. Este cambio en volumen se

Pb P(psi)

Sol GOR

R s ( s c

f / s t b )

Rp

Gas libre

Rp = Sol GOR (Rs) + Gas libre



CAPITULO I

1 - 13

debe principalmente a la perdida de presión desde el fondo del pozo hasta la superficie. El

petróleo se expandirá con cada perdida de presión hasta que alcance la presión de burbuja

(Pb), sin embargo este efecto es compensado en parte por la contracción del petróleodebido a la reducción en temperatura. Cuando se alcanza la presión de burbuja del

petróleo el gas empieza a salir de la solución causando que el volumen de petróleo

producido disminuya con la perdida de presión. Este efecto se magnifica cuando existe una

gran cantidad de gas en solución.

El cambio en volumen del petróleo se expresa en términos del Factor Volumétrico del

petróleo (Bo), el cual se define como el volumen de petróleo en el yacimiento necesario

para producir un barril de petróleo en la superficie, se puede expresar a través de la

siguiente ecuación:

Bo =Volumen del petróleo + gas en solución a cierta P,T

Volumen del petróleo en la superficie

bbl

stb@ P ≤ Pb

Donde el numerador representa el volumen de petróleo producido más el gas en solución a

una presión y temperatura específica, el denominador representa el volumen de petróleo

producido en la superficie. A temperatura constante el valor de Bo aumenta hasta alcanzar

la presión de burbuja, después de este punto la compresión del aceite es el factor más

importante y el valor de Bo disminuye (Figura 1-4).

Pb P(psi)

B o

( b b l / s t b )



CAPITULO I

1 - 14

Fig 1-4 - Comportamiento de Bo

Para calcular el valor de Bo cuando la presión de prueba se encuentra por encima del la

presión de burbuja se debe usar l a siguiente ecuación:

Bo = Bob * e-Co(P-Pb) @ P > Pb

Autograph PC:

El valor del Factor volumétrico del petróleo (Bo) es calculado automáticamente usando la

correlación de Standing’s como “default”, las otras correlaciones que se pueden usar son:

Vasquez-Beggs, Glaso’s, Marhoun’s, Kartoatmodjo’s, Ahmed’s y Petrosky’s. Estas

correlaciones usan los valores de: gas en solución, gravedad del petróleo, gravedad del gas

y temperatura como parámetros para calcular Bo.

Viscosidad (µ)

Es una medida de la resistencia interna de los líquidos al flujo, dicha resistencia proviene

de la fricción interna que resulta de los efectos combinados de cohesión y adhesión. La

viscosidad de los derivados del petróleo se expresa normalmente en términos del tiempo

requerido por un volumen específico del líquido en pasar a través de un orificio de tamañodeterminado.

La viscosidad absoluta (o dinámica) generalmente se expresa en centipoise en las unidades

métricas. La viscosidad cinemática ( ν) es la relación de la viscosidad absoluta y la

densidad y se expresa en centistokes en unidades métricas o en S.S.U. (Segundos Saybolt

Universal).

ν µρ

=

Los viscosímetros Saybolt (Americanos), Redwood (Ingleses) y Engler (Alemanes) miden

el tiempo de flujo a través de un tubo pequeño con una columna de gravedad. Debido a

que la gravedad específica está involucrada, estos instrumentos todos miden la viscosidad



CAPITULO I

1 - 15

cinemática. El viscosímetro Brookfield utiliza un disco o cilindro giratorio a una

velocidad conocida y mide la fuerza rotatoria “torque”. Esta es una medida en viscosidad

absoluta.

La viscosidad del aceite varía con los cambios de temperatura, descendiendo de forma

exponencial a medida que la temperatura aumenta (Fig. 1-5). Por lo tanto, un informe

sobre viscosidad debe indicar la temperatura en la cual se llevó a cabo la prueba

viscosidad. La figura 1-6 muestra el comportamiento de la viscosidad del aceite con

cambios de presión y manteniendo una temperatura constante. La viscosidad del aceite

saturado con gas a temperatura constante disminuye al disminuir la presión hasta alcanzar

el punto de burbuja. Al disminuir la presión por debajo del punto de burbuja la viscosidad

del aceite aumenta , el gas sale de solución dejando las moléculas más pesadas en la fase

líquida.

Temperatura

V i s c o s

i d a

d ( µ )

µo

µw

Pb Presión

V i s c o s

i d a

d ( µ )

µo

Fig. 1-5 Fig. 1-6

La viscosidad del aceite varia dependiendo de las condiciones del pozo y la cantidad de

gas que se encuentre en solución. Se distinguen tres tipos de viscosidad dependiendo de

las presión a la que se encuentran. La viscosidad del aceite a temperatura atmosférica

cuando no contiene gas en solución (Dead Oil), se conoce como “dead oil viscosity”.

Cuando el aceite se encuentra saturado13 con gas, se le conoce como viscosidad del aceite

saturado o “saturated viscosity”. Cuando el aceite se encuentra a una presión por encima



CAPITULO I

1 - 16

de su punto de burbuja (P>Pb) se dice que la viscosidad del aceite es de bajo nivel de

saturación o “undersaturated viscosity.”

Autograph PC:

La viscosidad de aceite puede ser calculada usando cualquiera de las correlaciones que

ofrece Autograph tanto para la viscosidad del “dead oil”, la viscosidad del aceite saturado

y la viscosidad del aceite con bajo nivel de saturación. Las siguientes correlaciones pueden

ser usadas en AutographPC para calcular el valor de la viscosidad del aceite en tres

condiciones diferentes:

No gas en solución (µ) Saturado (µ) Bajo nivel de saturación (µ)• Glaso • Beggs & Robinson • Vasquez & Beggs• Beggs & Robinson • Chew-Connally • Beal• Beal • Khan • Khan• Kartoatmodjo • Kartoatmodjo • Kartoatmodjo• Petrosky • Petrosky • Petrosky• Puttungana & Singh

Si lo desea, el usuario puede calcular la viscosidad del usando las tablas de datos con

valores reales del pozo. Cada tabla acepta un máximo de 10 parejas de datos de viscosidad

con las siguientes variables:

Viscosidad del aceite cuando no contiene gas en solución = Temp (°F) vs µ (cp)

Viscosidad del aceite saturado = Rs (scf/stb) vs µ (cp)

Viscosidad del aceite con bajo nivel de saturación = P (psi) vs µ (cp)

Flujo de Fluido

Ya que se considera que la mayoría de los líquidos son incompresibles, hay una relación

definida entre la cantidad del líquido que fluye en un conducto y la velocidad del flujo.Esta relación se expresa:

Q = AV



CAPITULO I

1 - 17

Donde: Q = Capacidad en pies cúbicos por segundo (o metros cúbicos por

segundo)

A = Area de conducto en pies cuadrados (o metros cuadrados)

V = Velocidad de flujo en pies por segundo (o metros por segundo)

Fricción en la Tubería

La fricción en la tubería variará con el tamaño, longitud y capacidad de la misma, y la

viscosidad del fluido. Las tablas para calcular la fricción a través de un sistema de tuberías

están disponibles en la obra Hydraulic Institute Standards, literatura del fabricante de la

bomba, y en muchos manuales. A continuación se observa la Fórmula Hazen - Williams

para calcular la pérdida por fricción en la tubería:

Fricción =V

1.32 CD

48

x Profundidad de la Bomba0.63 M

1

0 54.

donde: Fricción = Pérdida por fricción en la tubería, pies

V = Velocidad del fluido, pies/segundo

D = Diámetro interior de la tubería, pulgadas

C = Coeficiente de Fricción; = 100 para tubería vieja (más de 10 años)

= 120 para tubería nueva (menos de 10 años)

= 130 para tubería de fibra de vidrio

= 140 para tubería recubierta con plástico

Profundidad de la Bomba = Profundidad medida de la bomba, pies



CAPITULO I

1 - 18

2. COMPORTAMIENTO DEL POZO

Predecir el comportamiento del pozo es una tarea difícil y compleja, pero es

probablemente uno de los pasos más importantes en le diseño de un sistema de bombeo

eléctrosumergible. El conocimiento de la presión de flujo en el fondo del pozo (Pwf) con

el correspondiente caudal de producción (qo) es la mínima información necesaria. Resulta

conveniente encontrar una relación entre el flujo de líquidos en el pozo y la fuerza causada

por la diferencia entre la presión promedio del yacimiento (Pr) y la presión de flujo en el

fondo del pozo, esta es la relación del comportamiento de afluencia o capacidad de

producción IPR.

Diferentes factores como daños ocasionados a la formación de producción del pozo

(efecto “skin”), las fluctuaciones de las presiones del yacimiento, los cambios en la

composición y en las propiedades del fluido, etc.… afectan la capacidad de producción del

pozo. Si todas esta variables pudieran ser calculadas, las ecuaciones resultantes de la

integración de la ecuación de Darcy* podrían ser usadas para calcular el IPR del pozo.

Desafortunadamente este tipo de información por lo general no esta disponible, por lo

tanto métodos empíricos se han desarrollado para calcular el caudal del pozo.

Para calcular la capacidad de producción se puede utilizar el método del Indice de

Productividad (PI o J) en yacimientos en los cuales la presión de flujo es mayor o igual a la

presión de burbuja (Pwf ≥ Pb). El método de Vogel10 se debe emplear si la presión de

fondo es menor que la presión de burbuja (Pwf < Pb), condiciones en las cuales se genera

un flujo bifásico por lo cual no se puede usar correctamente la relación lineal PI. Otros

métodos han sido desarrollados para calcular el IPR de un pozo, entre ellos el método de

Standing11

para pozos con daños por “skin”.

* La ecuación de Darcy fue desarrollada en 1856 por Henry Darcy, para relacionar la velocidad aparente de un fluidocon la caída de presión a través de una capa de filtros. A pesar de que este experimento se realizó con un flujodescendente vertical y con un solo fluido (agua), esta ecuación se emplea ampliamente en la industria del petróleo



CAPITULO I

1 - 19

Indice de Productividad (PI)

Esta es la forma más simple de construir la curva de la relación del comportamiento de

afluencia (IPR), la cual resulta de la suposición de que el IPR es una relación lineal. Esdecir, el caudal del pozo (qo) es directamente proporcional a la reducción de presión

“drawdown” en el fondo del pozo (Pr - Pwf). La constante de proporcionalidad que mide

la productividad del pozo se le conoce como el Indice de Productividad (PI)(J).

PI =q

Pr - Pwf o Cuando → Pwf ≥ Pb

donde: qo = Caudal de prueba (Aceite y agua), stb/d.Pwf = Presión de fondo (Al caudal de prueba), psig.

Pr = Presión promedio del yacimiento, psig.

Pr-Pwf = Reducción de presión (drawdown).

Asumiendo un Indice de Productividad constante, podemos transformar la ecuación

anterior para resolver nuevas tasas de producción (qo) en base a nuevas presiones de flujo

(Pwfd):

q PI (Pr - Pwfd)o = ⋅

Este método se puede emplear en pozos donde la presión de flujo a lo largo del pozo es

mayor que la presión de burbuja (Todo el gas se encuentra en solución), o en pozos que

producen solamente agua. EL siguiente ejemplo ilustra el procedimiento para calcular el

Indice de Productividad.

EJEMPLO 2-1, Los siguientes datos de ensayo serán usados para definir el Indice de

Productividad:

Caudal de producción = 350 stb/d

Presión fluyente (@ caudal de producción) = 1,250 psi

Presión Estática del Reservorio = 2,500 psi



CAPITULO I

1 - 20

En la primera parte de este ejercicio, encuentre la presión de flujo de pozo nueva que

pueda resultar si queremos incrementar la producción de 350 bpd a 600 bpd.

Primero, debemos definir el PI como sigue:

PI =Q

P - Pr wf

PI =350 bpd

2,500 psi - 1,250 psi

PI = 0.28 bpd/psi

Luego, usando un PI constante, la solución para encontrar la nueva presión de flujo del

pozo a 600 bpd será como sigue:

Pwfd = Pr -Q

PId

Pwfd = 2,500 psi -600 bpd

0.28 bpd / psi

Pwfd = 357 psi

En la segunda parte de este ejercicio, encuentre la producción esperada asumiendo una

reducción en la presión de flujo del pozo de 1.250 psi a 1.000 psi. La solución sería:

Qd = PI ( Pr - Pwfd)

Qd = 0.28 bpd/psi (2,500 psi - 1,000 psi)

Qd = 420 bpd



CAPITULO I

1 - 21

Curvas de capacidad de producción

Introducción

Cuando la presión del pozo cae por debajo de la presión del punto de burbuja, el gas sale

de solución e interfiere con el flujo de petróleo y del agua. El caudal del pozo empieza a

declinar a mayores reducciones de presión. Este caso se presenta en la mayoría de pozos

en levantamiento artificial en los cuales existe un flujo bifásico. Cuando un pozo se

encuentra en estas condiciones de flujo no es correcto asumir un índice de productividad

es constante, el PI constante no toma en consideración la perdidas ocasionadas por el gas.

Método de Vogel Vogel10 desarrolló un modelo matemático para calcular el IPR de un yacimiento con

empuje de gas disuelto, el resultado de su estudio es una curva de referencia sin

dimensiones que se ha convertido en una herramienta efectiva en la definición del

comportamiento de afluencia del pozo. La ecuación empírica desarrollada por Vogel es la

siguiente:

qo

qo = 1-0.2

Pwf

Pr

Pwf

Pr max

−

0 8

2

.

donde: qo = Caudal de prueba (Aceite y agua), stb/d.

Pwf = Presión de fondo (Al caudal de prueba), psig.

Pr = Presión promedio del yacimiento, psig.

qomax = Caudal máximo de producción (a Pwf = 0), stb/d.

El índice de productividad se puede calcular usando una versión modificada de la ecuaciónde Vogel (Ref. 2) para yacimientos en los cuales la presión de prueba se encuentra por

debajo de la presión del punto de burbuja.

PI =qo

Pr - Pb +Pb Pwf

Pb

Pwf

Pb181 0 2 08

2

.. .

⋅ −

−



CAPITULO I

1 - 22

Para calcular cualquier caudal de flujo mayor a qb (donde Pwf < Pb), la ecuación de Vogel

se puede expresar de la siguiente forma:

qo = qb + (qo - qb) Pwf Pb

Pwf Pbmax ⋅ −

−

1 0 2 08

2

. .

qo = qb +PI Pb

1.8

Pwf

Pb

Pwf

Pb

⋅⋅ −

−

1 0 2 08

2

. .

donde: qo = Caudal de flujo a una determinada presión Pwf, stb/d.

Pwf = Presión de flujo, psig.

Pb = Presión del punto de burbuja, psig.qb = Caudal de flujo a Pb, stb/d.

qomax = Caudal máximo de producción (a Pwf = 0), stb/d.

EJEMPLO 2-2, Presión de prueba > presión de burbuja

Datos del yacimiento:

• Pr = 4000 psig

• Pb = 2000 psig

Datos de prueba:

• Pwf = 3000 psig

• qo = 2400 stb/d

Solución:

Con estos datos podemos calcular el índice de productividad del pozo y los posibles

caudales de flujo a diferentes presiones. Primero debemos calcular el índice de

productividad del pozo:

PI =2400

4000 - 3000= 2.4



CAPITULO I

1 - 23

El caudal de producción correspondiente a la presión de burbuja se calcula de la siguiente

forma:

q PI (Pr - Pb) b = ⋅

q 2.4 (4000 - 2000) = 4800 STB/ d b = ⋅

El caudal máximo de producción del pozo (a Pwf = 0 psi) es el siguiente:

q = qPI Pb

1.8 omax b +

⋅

q = 48002.4 2000

1.8= 7466.67 STB / domax +

⋅

El Máximo caudal de flujo deseado (qdeseado) debe estar por debajo del qomax del pozo.

Usando la ecuación de relación lineal PI para Pwf ≥ Pb y la ecuación de Vogel Pwf < Pb

se puede generar la siguiente tabla:

Pwf qo

4000 03600 9603200 19203000 24002600 33602200 43202000 48001600 56751200 63791000 6667600 7115200 7392

0 7467

Con estos datos se puede trazar la curva IPR del pozo:



CAPITULO I

1 - 24

Curva IPR

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Caudal de flujo (qo), stb/d

P r e s i ó n d e f l u j o ( P w f ) , p s i g

Curva IPR

PI constante

qomax = 7,467

Presión de burbuja

Fig 2-1

EJEMPLO 2-2, Presión de prueba < presión de burbuja

Datos del yacimiento:

• Pr = 4000 psig

• Pb = 2000 psig

Datos de prueba:

• Pwf = 1300 psig

• qo = 6319 stb/d

Con estos datos podemos calcular el índice de productividad del pozo y los posibles

caudales de flujo a diferentes presiones. Primero debemos calcular el índice de

productividad del pozo usando la correlación de Vogel, ya que la presión de prueba se

encuentra por debajo de la presión de burbuja:

PI =6319

4000 - 2000 +2000 1300

2000

1300

2000

= 2.4

181 0 2 08

2

.. .

⋅ −

−



CAPITULO I

1 - 25

El resto del problema se resuelve de la misma forma que el ejemplo 2-1, usando la relación

lineal para datos con valores de presión mayores que la presión de burbuja y la ecuación

de Vogel para datos con Pwf < Pb. Si se usase la ecuación de PI constante para calcular los datos con Pwf < Pb, se obserbaria el comportamiento que describe la línea entre

punteada el la figura 2-1.

Autograph PC

AutographPC ofrece cuatro opciones para calcular el índice de productividad de un pozo:

Método de Vogel, PI constante, Composite IPR y User’s IPR data.

Tanto el método de Vogel como el Indice de Productividad constante se pueden usar para

calcular el PI de un determinado pozo. Al usar AutographPC, el método de PI constante

debe ser usado en casos en los que la producción del pozo sea 100% agua, o en casos el

los cuales todo el gas se encuentre en solución (pwf > Pb). El método de Vogel toma en

consideración el efecto del gas libre cuando la presión de producción desciende por debajo

de la presión del punto de burbuja. El máximo nivel de producción (qomax) calculado

usando este método es menor que el valor obtenido al asumir un PI constante.

Otra opción de autrographPC es el “composite IPR”, el cual combina el método de Vogel

(aceite) con el PI constante (agua), El aceite sigue el comportamiento de la curva de

Vogel y se asume que el fase de agua se comporta de acuerdo al modelo de PI constante.

El usuario puede entrar sus propios datos de prueba de pozo en usando la opción “User’s

IPR data” en la cual pueden colocar hasta diez datos. Cada grupo de datos incluye

información de: caudal de flujo, presión de flujo (en las perforaciones), GOR, WC, presión

en la tubería y presión en el casing.



CAPITULO I

1 - 26

3. FUNDAMENTOS DE LA ELECTRICIDAD

Esta parte del capítulo será dedicada a la distribución de corriente alterna y al repaso de

los términos eléctricos y de las fórmulas básicas asociadas con el funcionamiento de

sistemas de bombeo electrocentrífugo.

Distribución de la Energía Eléctrica

La mayoría de las estaciones de generación utilizan ya sea la energía hidráulica de una

altura de columna de agua o la energía calorífera producida por el uranio o combustibles

fósiles como el carbón, el petróleo, o el gas natural, para producir vapor e impulsar una

turbina conectada a un generador.

El generador de corriente alterna es el medio más importante para la producción de la

energía eléctrica. Todos los generadores eléctricos dependen de la acción de una bobina

que corta un campo magnético o de un campo magnético que corta una bobina para su

funcionamiento. Mientras haya movimiento relativo entre un conductor y un campo

magnético, se generará un voltaje. Por lo tanto, el generador convierte la energía mecánica

en energía eléctrica que luego es dirigida al cliente por el sistema de transmisión y

distribución.

La corriente alterna (c.a.) se adapta mejor a la transmisión de larga distancia porque puede

ser más fácilmente generada desde voltajes bajos hasta moderadamente altos. El voltaje

puede luego ser elevado a valores muy altos que son adecuados para una transmisión

eficiente, y puede ser nuevamente reducido a un valor que se ajuste a un uso general por

medio de un dispositivo estático conocido como transformador. Cuanto más alto sea el

voltaje, menor será el tamaño del conductor requerido para transportar una cantidad dadade potencia, de aquí la ventaja de transmisión de alto voltaje. Para entender mejor los

principios del sistema de generación y distribución de energía eléctrica, comenzaremos con

el repaso de algunos fundamentos básicos de la electricidad.

Voltaje (V)



CAPITULO I

1 - 27

Debido a que los electrones están distribuidos normalmente en forma igual a través de una

sustancia, se requiere de una fuerza o presión llamada fuerza electromotriz (f.e.m.) para

separarlos de los átomos y hacerlos fluir en una dirección determinada. Esta fuerza estambién frecuentemente llamada potencial o voltaje. La unidad para medir esta fuerza

electromotriz es el voltio.

Corriente (I)

Cuando un potencial o voltaje de fuerza suficiente es aplicado a una sustancia, causa el

flujo de electrones. Este flujo de electrones se llama corriente eléctrica. La cantidad de

flujo de corriente se mide en amperios. Un amperio es la tasa de flujo de una corriente

eléctrica representada por el movimiento de una cantidad unitaria de electrones por

segundo.

Resistencia (R)

La resistencia se puede comparar con la fricción encontrada por un flujo de agua a través

de una tubería. Una tubería recta, con el interior liso, conduce el agua con poca pérdida

de presión. Si la tubería es rugosa por dentro y tiene muchos codos, la pérdida de presión

se incrementa y el caudal del flujo se reducirá. En forma similar, un material que tenga baja resistencia permite que la electricidad fluya con una pérdida pequeña de voltaje; un

material de alta resistencia causa una caída correspondiente en el voltaje. La energía

usada en superar la resistencia se convierte en calor.

Ley de Ohm

El voltaje requerido para hacer que una corriente fluya depende de la resistencia del

circuito. Un voltaje de un voltio hará que un amperio fluya a través de una resistencia de

un ohm. Esta relación se conoce como “Ley de Ohm”.

I =V

R

Donde: I = Corriente en Amperios



CAPITULO I

1 - 28

V = Voltaje en Voltios

R = Resistencia en Ohmios

Onda Sinusoidal de la Corriente Alterna

En un sistema de corriente alterna monofásica, el voltaje y la corriente siguen una forma

de onda aproximadamente sinusoidal. Aumenta desde el cero hasta un máximo en una

dirección y luego decrece a cero, crece nuevamente a un máximo pero en la dirección

opuesta y nuevamente decrece a cero, completando así un ciclo o dos alteraciones y 360

grados eléctricos (Fig. 3-1).

Fig. 3-1

Potencia (P)

La potencia se define como la tasa de trabajo efectivo. En términos eléctricos, representa

la energía necesaria para mantener el flujo de corriente. La potencia eléctrica se mide en

vatios. 746 vatios es equivalente a un caballo de fuerza. Un vatio es una unidad bastante

pequeña de potencia; en consecuencia, cuando se habla de la potencia requerida por los

motores, se utiliza el término kilovatio (KW), un kilovatio son mil vatios. Esta Potencia

Real es la cantidad de potencia efectivamente consumida en un circuito. En un circuito

resistivo, cuando el voltaje y la corriente están en fase, la potencia se puede definir como:

P = V x I



CAPITULO I

1 - 29

Donde: P = Potencia en vatios

V = Voltaje en Voltios

I = Corriente en Amperios

Un sistema de distribución de energía de corriente alterna trifásica, como su nombre lo

indica, tiene tres sistemas de corriente alterna monofásica. Estos sistemas monofásicos

están espaciados de manera que el voltaje generado en cualquier fase está desplazado a

120 grados de los otros dos (Fig. 3-2). La potencia total entregada por un sistema

trifásico balanceado es igual a tres veces la potencia entregada por cada fase.

Fig. 3-2

Para obtener la potencia entregada a un motor de corriente alterna, no se puede

simplemente multiplicar los amperios efectivos por los voltios efectivos. Si el circuito

contiene inductancia y/o capacitancia, los circuitos con motores siempre los contienen, el

producto de la corriente efectiva y del voltaje efectivo será mayor que la Potencial Real.

Esta Potencia Aparente se mide en voltamperios o más frecuentemente en una unidad

1.000 veces más grande, el kilovolt-amperio, generalmente abreviada como KVA.

Frecuencia (f)

Cuando un generador gira a través de 360 grados, una revolución completa, el voltaje

generado completa un ciclo. Si el generador gira a una velocidad de 60 revoluciones por



CAPITULO I

1 - 30

segundo, el voltaje generado completará 60 ciclos en 1 segundo. Entonces se podrá decir

que el voltaje generado tiene una frecuencia de 60 ciclos, o 60 hertz.

La relación entre la frecuencia generada (f) expresada en hertz (ciclos por segundo) y la

velocidad del rotor (N), expresada en r.p.m., y el número de polos (P) en el motor, está

dado en la fórmula:

f (Hertz) = NP

120

Inductancia (L)

Muchos de los circuitos de corriente alterna contienen bobinas, transformadores y otros

aparatos eléctricos que producen efectos magnéticos. Cuando la corriente aumenta, el

circuito almacena energía en un campo magnético. Cuando la corriente desciende, el

circuito libera esta energía del campo magnético. Por lo tanto, estos efectos magnéticos

reaccionan sobre la corriente, la demoran y hacen que se retarde con respecto al voltaje

como se ilustra en el diagrama de la figura 3-3. En este se puede ver que el voltaje ha

alcanzado su máximo y ha comenzado a decrecer antes de que la corriente alcance su

máximo valor. Algo de corriente estará fluyendo dentro del circuito en el instante en que

el voltaje es cero. Esta reacción de tipo magnético se llama inductancia y se mide en

Henrys.

La reactancia inductiva es la acción de la inductancia al oponerse al flujo de corriente

alterna y que causa que la corriente se retrase respecto del voltaje; medido en ohms y

simbolizado por XL. En un circuito puramente inductivo la potencia real es cero. La

formula usada para calcular la reactancia inductiva es:

X = 2 fLL π

donde: XL = Reactancia inductiva (Ohms)

f = Frecuencia (Hertz)

L = Inductancia (Henrys)



CAPITULO I

1 - 31

Fig. 3-3

Capacitancia (C)Otra clase de influencia en una corriente alterna es causada por la presencia en el circuito

de láminas alternadas de material conductor separadas por un aislamiento. Este

dispositivo se conoce comúnmente como un condensador o capacitador. Un condensador

toma energía del circuito para cargar sus láminas y luego devuelve esta energía al circuito

cuando la carga es retirada. Esta propiedad de acumular una carga proveniente del circuito

y devolverla al mismo se llama capacitancia. La capacitancia se opone a cualquier cambio

en el voltaje y su efecto en la corriente es que hace que esta se adelante al voltaje. Estareacción se llama capacitancia y se mide en Faradios. La capacitancia tiende a actuar en

sentido contrario a la inductancia en un circuito y es útil para contrarrestar el retraso

inductivo en la corriente que es propio de la mayoría de los motores de corriente alterna.

La Reactancia Capacitiva es la acción de la capacitancia que se opone a la corriente alterna

y que hace que la corriente se adelante al voltaje; se mide en ohmios y está simbolizada

por (XC). En un circuito capacitivo puro la potencia real es cero. La fórmula utilizada

para calcular la reactancia capacitiva es:

X =1

2 fCC π

Impedancia (Z)



CAPITULO I

1 - 32

En un circuito de c.a. la corriente es afectada por la resistencia, la inductancia, y la

capacitancia. La combinación de un par cualquiera de estos tres efectos se conoce como la

impedancia del circuito. La impedancia de un circuito es la oposición total que se le presenta al flujo de corriente. La unidad de medida de esta impedancia es el ohmio. Para

impedancias bajas se utiliza el micro-ohmio que es igual a una millonésima de un ohm. La

unidad de medida para impedancias muy altas es un megaohmio y es igual a un millón de

ohmios.

Todas las unidades eléctricas, electrónicas, y muchas otras de tipo científico utilizan

prefijos normalizados que se anteponen a la palabra que es utilizada como unidad estándar

de medida. Los prefijos indican el multiplicador o la fracción exacta de la unidad estándar.

El rango de prefijos de uso común es como sigue:

Conversión de Medidas

EquivalentePrefijo Abrev. Significado Matemático

pico (micromicro) p (µµ) millonésima de millonésima 10E-12

nano (milimicro) n (mµ) milésima de millonésima 10E-9

micro µ millonésima 10E-6

mili m milésima 10E-3

centi c centésima 10E-2

- unidad unidad estándar de medida 10E0

kilo k mil veces 10E3

mega M millón de veces 10E6

giga G mil millones de veces 10E9

Table 3-1

Conductores



CAPITULO I

1 - 33

Un conductor es una sustancia que permite a los electrones fluir libremente a través de

ella. Cada sustancia es un conductor de electricidad, pero los electrones fluyen más

fácilmente a través de algunos materiales tales como el oro, plata, cobre, hierro, y otrosmetales. Los alambres y los cables son las formas más comunes de conductores.

Aislantes

Un aislante es una sustancia a través de la cual los electrones tienen gran dificultad en

desplazarse. Este tipo de materiales, como el caucho, vidrio, algunos plásticos, fibra, y

papel seco prácticamente no permiten que ningún electrón fluya a través de ellos. Este tipo

de materiales se llaman aislantes, materiales no conductores, o dieléctricos. Cuando un

aislante es continúo, como por ejemplo alrededor de un alambre, se llama aislamiento.

Factor de Potencia

El factor de potencia es la relación entre la potencia real (KW) y la potencia aparente

(KVA), medida la primera por medio de un vatímetro y la segunda por medio de un

voltímetro y un amperímetro; por lo tanto el factor de potencia (PF) puede ser definido

como sigue:

Factor de Potencia (PF) =Potencia Real

Potencia Aparente=

Vatios

VA=

KW

KVA

Los kilovatios de entrada a cualquier máquina pueden ser encontrados al multiplicar los

KVA por el factor de potencia:

KW = KVA x Factor de Potencia

Se dice que el factor de potencia es unitario si el voltaje y la corriente alcanzan susrespectivos valores máximos de manera simultánea. Sin embargo, como se mencionó

previamente, en la mayoría de los sistemas de corriente alterna, el voltaje alcanza su

máximo valor en una dirección dada antes de que la corriente alcance su máximo valor,

por lo que se dice que la corriente tiene un desfase respecto del voltaje. Este desfase



CAPITULO I

1 - 34

puede ser medido en grados. El desfase de la corriente es causado por aparatos tales como

transformadores, motores de inducción, etc.

Se considera que el retraso efectivo de la corriente causado por aparatos de este tipo tiene

dos componentes. Un componente se conoce como la corriente magnetizadora, que es la

corriente que debe vencer el efecto de choque producido por las características del aparato

y que tiene un retardo de 90 grados eléctricos después del voltaje. El valor de esta

corriente de retraso es cero cuando el voltaje ha alcanzado su valor máximo. Esta

corriente magnetizante es conocida comúnmente con el nombre de corriente reactiva. El

otro componente es conocido como la corriente real, y se encuentra en fase con el voltaje.

La corriente real y el voltaje alcanzan su valor máximo simultáneamente.

La corriente efectiva en la línea es la suma vectorial de la corriente reactiva y la real; más

aún, es la corriente que sería registrada si se conectara un amperímetro al circuito. Dado

que existe un componente que se encuentra retrasado 90 grados eléctricos o en ángulo

recto al voltaje, la corriente resultante de la línea de la cual forma parte esta componente,

estará por lo tanto fuera de fase con el voltaje y retrasada respecto al mismo. El grado, o

cantidad de retraso, depende de la magnitud del componente de corriente reactiva y es unamedida del factor de potencia.

Transformadores

Un transformador es un dispositivo en el cual el voltaje de un sistema de corriente alterna

puede cambiarse. Consiste en un núcleo de acero rodeado por devanados de alambre

aislado. Generalmente, tanto el núcleo como los devanados están inmersos en aceite que

sirve de aislador y ayuda a enfriar el transformador.

Un transformador simple (Fig. 3-4) consta de dos devanados fuertemente enrolladas

alrededor de un núcleo de acero, pero eléctricamente aislados el uno del otro. Los

devanados que se conectan a una fuente de voltaje alterno se llaman primarios. El

devanado genera un campo magnético que pasa a través de las espirales del otro



CAPITULO I

1 - 35

devanado, llamado secundario, y genera un voltaje en ella. Los devanados no están

físicamente conectadas el uno con el otro, están sin embargo magnéticamente acoplados

uno con otro. Por lo tanto, un transformador transfiere potencia eléctrica de un espiral alotra por medio de un campo magnético alterno.

Asumiendo que todas las líneas magnéticas de fuerza del primario corten todos las vueltas

del secundario, el voltaje inducido en el secundario (VS) dependerá de la relación del

número de vueltas en el secundario (NS) por el número de vueltas en la primaria (NP). Esto

se expresa matemáticamente como:

V = N N

VSS

PP

El voltaje es cambiado en proporción exacta al número de vueltas en cada devanado. Por

ejemplo, si un devanado de alto voltaje tiene 1000 vueltas y está conectada a un circuito

de 4160 voltios, un devanado de bajo voltaje de 100 vueltas dará 416 voltios.

En un Auto-transformador hay solo un devanado, parte de él es para el bajo voltaje y está

conectado en sus extremos a un circuito de alto voltaje como lo muestra la figura 3-5. En

este transformador el circuito de alto voltaje no está aislado del circuito de bajo voltaje.

Fig.3-4 Fig. 3-5



CAPITULO I

1 - 36

Un transformador no genera potencia eléctrica. Simplemente transfiere la potencia

eléctrica de un devanado a otro por inducción magnética. Aún cuando no es 100%

eficiente, está muy cercano a serlo.

Ya que la potencia es igual al voltaje por la corriente (VI), si V PIP representa la potencia

primaria y VSIS representa la potencia secundaria, la potencia primaria es igual a la

potencia secundaria. Expresando estos enunciados en forma de ecuación para el

transformador 100% eficiente, tenemos:

V I = V IP P S S

Conexiones Estrella y Triángulo

Los dos métodos importantes de conectar los dispositivos de corriente alterna trifásicos,

particularmente los generadores y los transformadores, es por medio de conexiones

estrella o triángulo. La Figura 3-6 ilustra los devanados en conexiones estrella y triángulo.

Fig. 3-6

La corriente alterna trifásica se produce por generadores que tienen tres devanados. Como

se mencionara anteriormente, estos devanados ocupan posiciones tales que el voltaje

producido en cada uno de ellos está desplazado 120 grados eléctricos de los voltajes

producidos en los otros dos devanados. Los grados eléctricos son diferentes de nuestro



CAPITULO I

1 - 37

concepto común de grados. Un generador de cuatro polos, por ejemplo, producirá dos

ciclos, o 720 grados eléctricos, por una revolución mecánica sencilla (360 grados) de su

rotor.

Para la conexión triángulo, el voltaje de línea es igual al voltaje producido en cualquiera de

los tres devanados, asumiendo que el sistema está sin cargas o que la carga está

igualmente distribuida entre las tres fases. Para una conexión en estrella, el voltaje de línea

es mayor que el voltaje producido en un devanado por un factor de 1.732 (la raíz cuadrada

de 3). Este factor se deriva de la sumatoria vectorial de los voltajes instantáneos

producidos en los tres devanados. En un sistema balanceado, la corriente en un sistema de

estrella es igual a la corriente en cada devanado. En el sistema triángulo, sin embargo, la

corriente de línea es 1.732 por la corriente en cada devanado.

Tres transformadores monofásicos pueden ser conectados ya sea en configuración de

estrella o en configuración triángulo. La conexión estrella entrega más voltaje y menos

corriente. Una conexión triángulo para transformadores tiene la ventaja importante de que

la potencia trifásica puede entregarse usando solo dos transformadores, a costa de un

sacrificio de una capacidad considerable. Los transformadores conectados en lo que sellama un triángulo abierto pueden entregar solo 57.7 por ciento de la potencia de tres

transformadores conectados en un triángulo cerrado.

La conexión estrella produce un voltaje más alto que la conexión triángulo, lo que es

algunas veces una ventaja considerable. La conexión estrella, sin embargo, no tiene un

circuito abierto que la conexión triángulo tiene. Por lo tanto, si un transformador en un

banco de tres unidades conectado como una estrella se remueve o falla por alguna razón,

el resultado tiene consecuencias graves para el sistema.

Cables para el Sistema ESP



CAPITULO I

1 - 38

La potencia eléctrica es transmitida al motor de la bomba electrocentrífuga por medio de

un cable de tres conductores. Los cables para los sistema ESP se pueden construir tanto

en configuraciones redondas como planas (Fig.3-7).

Fig. 3-7

El material conductor usado es normalmente cobre recocido, pero también se utiliza el

aluminio para algunas aplicaciones especiales. La resistencia del conductor es directamente

proporcional a la longitud del mismo. El incremento del área de la sección de un

conductor, por otra parte, tiene un efecto inverso sobre la resistencia, (la resistencia es

inversamente proporcional a área de la sección).

Cuando se dimensiona el cable de la bomba sumergible, la caída de voltaje y las

capacidades de transporte de corriente (Tabla 3-2) pueden ser usadas como se muestra.

Sin embargo, las curvas de pérdida de voltaje (Fig.3-8) se encuentran disponibles por

todos los proveedores de bombas sumergibles.

Caída de voltaje @ 149ºF. Capacidad Ohms / 1000 Ft.

Tamaño Cable volt/amp/1000 pie de corriente @ 149 °F

#6 Cu. o #4 AL 0.988 55 Amperios 0.474

#4 Cu. o #2 AL 0.624 70 Amperios 0.298



CAPITULO I

1 - 39

#2 Cu. o #1/0 AL 0.390 95 Amperios 0.188

#1 Cu. o #2/0 AL 0.307 110 Amperios 0.149

Tabla 3-2

Fig. 3-8

El material típicamente utilizado para la armadura del cable en instalaciones de bombeo

eléctrosumergible es acero galvanizado entrelazado. Se utilizan también otros materiales

como el acero inoxidable, el monel y el bronce. La función de la armadura es la de

proteger tanto la chaqueta como el material de aislamiento del daño mecánico.



CAPITULO I

1 - 40

El aislamiento usado para estos cables debe ser capaz de resistir las temperaturas y la

presión de la cavidad del pozo y resistir el contacto de los fluidos contenidos en el mismo.

Se utilizan materiales termoplásticos y varios materiales elastoméricos tanto para el

aislamiento como para las chaquetas. Sin embargo, existen limitaciones para estos

materiales utilizados en la construcción de los cables. Los cables más comunes se diseñan

generalmente para una vida útil de 10 años a su temperatura máxima de funcionamiento,

basándose en los límites de temperatura de los materiales del aislamiento La vida útil

deberá ser dividida por dos por cada 18°F de temperatura sobre el máximo aceptado paralos materiales.

Motores Eléctricos

Los motores eléctricos utilizados para impulsar a las bombas electro-centrífugas son

normalmente de dos polos, trifásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla. Estos motores

giran a algo menos que 3600 r.p.m. en sistemas de 60 Hertz. El voltaje de diseño y

operación de estos motores puede ser tan bajo como 230 voltios o tan alto como 5.000

voltios. El requerimiento de amperaje puede ser de 12 a 200 amperios.

Los motores trifásicos tienen tres devanados separados, uno por cada fase, distribuidos

uniformemente alrededor de la circunferencia interna de un tubo cilíndrico con

laminaciones de acero. Los devanados y las laminaciones se conocen conjuntamente como

el ESTATOR.

Dentro de la circunferencia interna del estator se encuentra localizado lo que se llama el

ROTOR. El rotor también está hecho de un tubo cilíndrico de laminaciones de acero con

un espacio mínimo entre el diámetro exterior del rotor y el diámetro interior del estator.

Este espacio se conoce como el ENTREHIERRO. El entrehierro se requiere para prevenir

el frotamiento entre los dos miembros y, debido a que está lleno de aceite, lubrica los

cojinetes y conduce el calor que se genera. El entrehierro se optimista para asegurar una



CAPITULO I

1 - 41

compensación equilibrada entre la fricción y la pérdida de fluido en el espacio del

entrehierro y la potencia requerida para transmitir la potencia magnética a través de este

espacio hacia el rotor.

Alojados en las regiones externas del rotor se encuentran los conductores eléctricos, o

barras, que corren en forma paralela a los devanados del estator y que están unidas, o

corto-circuitadas, en cada extremo por anillos de cobre que se conocen como ANILLOS

TERMINALES o ANILLOS DE RESISTENCIA.

Los devanados del estator están conectadas a una fuente de voltaje trifásica alterna que

induce una corriente trifásica en el estator produciendo un campo magnético sinusoidal enel entrehierro. El campo magnético rotatorio en el entrehierro induce una corriente que

fluye en las barras del rotor que, a su vez, resulta en la fuerza rotatoria entregada por el

rotor y, por lo tanto, rotación.

Para que se induzca la corriente en el rotor, es necesario tener movimiento relativo entre el

campo magnético sincrónico en el entrehierro y el rotor. La velocidad sincrónica del

campo magnético en el entrehierro está dada por:

N =120 x f

P

Donde: N = revoluciones (sincrónicas) por minuto

f = frecuencia de línea

P = número de polos en el motor

Para una frecuencia fija de 60 Hz y un número fijo de polos, generalmente dos, la

velocidad sincrónica del campo magnético en el entrehierro es de 3.600 r.p.m.. Es evidente

entonces que, para obtener una diferencia relativa en velocidad, el rotor rota a velocidad

menor que la sincrónica. Cuanto mayor sea la carga de un motor particular, mayor la

diferencia. Esto se conoce como DESLIZAMIENTO y varía generalmente entre 80 y 150

r.p.m. para las condiciones de diseño.



CAPITULO I

1 - 42

El motor de inducción tipo jaula de ardilla es uno de los más simples en cuanto a su

construcción y es el más confiable, principalmente porque no hay conexiones eléctricas en

al rotor. Al tiempo que es uno de los más confiables, es también uno de los motores máseficientes. Todos los motores de inducción del tipo jaula de ardilla tienen placas que

indican, como mínimo, su potencia, voltaje y corriente de operación.

La Potencia de placa del motor es la potencia recomendada por el fabricante para las

condiciones de funcionamiento asignadas a ese motor. El mismo tamaño de motor y el

mismo devanado pueden tener diferentes especificaciones de potencia (HP). El factor

principal para determinar el rango de potencia del motor es su temperatura de

funcionamiento. La temperatura de funcionamiento a su vez es determinada por las

pérdidas del motor y qué tan efectivo es el fluido pasante sobre la superficie exterior del

motor para remover el calor, lo mismo que la temperatura de fondo de pozo.

El Voltaje de placa es el voltaje que debe aparecer en las terminales del motor para

generar la potencia (HP) especificada. Se debe tener en consideración la caída de voltaje

en el cable para determinar los voltajes necesarios en superficie. Un motor que funciona

con su voltaje de placa a la carga máxima de diseño funcionará a una corriente mínima para esa carga, lo cual corresponde a la eficiencia máxima del motor lo mismo que una

pérdida mínima de potencia en el cable. En otras palabras se maximiza la eficiencia del

sistema.

La Corriente de Placa es la corriente que el motor requerirá cuando funcione a la potencia

y voltaje de placa. Si la corriente es menor que la corriente de placa, quiere decir que el

motor no está totalmente cargado. De la misma manera, si la corriente es superior a la de

placa, el motor podrá estar sobrecargado o el voltaje en las terminales podrá ser

insuficiente, o las dos cosas. Sin embargo, cuando el sistema es energetizado por primera

vez, no es raro observar que el motor consuma corriente superior a la de placa,

particularmente en los casos en que la bomba esté produciendo arena. En estos casos, se

recomienda que el sistema se deje operando durante dos o tres horas, y si las condiciones



CAPITULO I

1 - 43

de sobrecorriente continúan, comunicarse con el fabricante del equipo para determinar la

conveniencia de continuar la operación.

El Par del Motor es la fuerza rotatoria que el motor producirá cuando esté totalmente

cargado a su velocidad de diseño. La relación del par con las otras variables es como

sigue:

T =HP x 5,252

N

donde: T = Fuerza rotatoria o par del motor en lb-ft

HP = potencia (caballos) N = velocidad de diseño del motor en rpm

Eficiencia de un Motor es la relación entre la potencia obtenida y la potencia consumida y

se expresa generalmente como un porcentaje. La única diferencia en la definición de la

eficiencia de un motor a diferencia de, por ejemplo, la eficiencia de un transformador, es

que la potencia obtenida del motor es mecánica mientras que la entrada es eléctrica.

Afortunadamente es una relación simple:

Potencia obtenida = HP = N T

5,252

×

Potencia consumida =1.732 V I Cos

746

× × × θ

donde: T = Fuerza rotatoria o par del motor, en lb-ft

N = velocidad de diseño, rpm

V = voltaje en los bornes del motor I = corriente de línea

cos /o = Factor de potencia del motor



CAPITULO I

1 - 44

La eficiencia de los motores electrosumergibles tiene una variación que va desde 80%

hasta más de 90% a la corriente y voltaje de diseño. La eficiencia de un motor variará con

la carga.



CAPITULO II

2 - 1

CAPITULO II

1. EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Introducción

La fuerza de empuje que desplaza al aceite de un yacimiento proviene de la energía natural

de los fluidos comprimidos almacenados en el yacimiento. La energía que realmente hace

que el pozo produzca es el resultado de una reducción en la presión entre el yacimiento y

la cavidad del pozo. Si la diferencia de presión entre el yacimiento y las instalaciones de

producción de la superficie es lo suficientemente grande, el pozo fluirá naturalmente a la

superficie utilizando solamente la energía natural suministrada por el yacimiento.

La producción de petróleo por métodos artificiales es requerida cuando la energía natural

asociada con los fluidos no produce una presión diferencial suficientemente grande entre el

yacimiento y la cavidad del pozo como para levantar los fluidos del yacimiento hasta las

instalaciones de superficie, o es insuficiente para producir a niveles económicos.

El Bombeo electrosumergible es un sistema integrado de levantamiento artificial, es

considerado como un medio económico y efectivo para levantar altos volúmenes de fluidodesde grandes profundidades en una variedad de condiciones de pozo. Es más aplicable en

yacimientos con altos porcentajes de agua y baja relación gas-aceite; sin embargo en la

actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de

alta viscosidad, en pozos gasíferos, en pozos con fluidos abrasivos, en pozos de altas

temperaturas y de diámetro reducido, etc.…

Los componentes del sistema de bombeo electrosumergible pueden ser clasificados en dos

partes, el equipo de fondo y el equipo de superficie. El equipo de fondo cuelga de la

tubería de producción y cumple la función de levantar la columna de fluido necesaria para

producir el pozo, consiste principalmente de un motor eléctrico, un sello, un separador de

gas y una bomba electrocentrífuga. Un cable de poder transmite la energía eléctrica de la

boca del pozo hasta el motor. El equipo de superficie provee de energía eléctrica al motor



CAPITULO II

2 - 2

electrosumergible y controla su funcionamiento. Los principales componentes de

superficie son los transformadores, el tablero o variador de control (Electrostart ®,

Electrospeed®

), y la caja de venteo. Varios componentes adicionales normalmenteincluyen la cabeza de pozo, empacadores, protectores de cable y flejes, válvulas de

retención y de drenaje, entre otros.

Fig. 2-1 - Componentes del Sistema de Bombeo Electrosumergible



CAPITULO II

2 - 3

El equipo opcional puede incluir un censor de presión de fondo de pozo y temperatura

para observar las condiciones en la cavidad del pozo.

Este es el tipo más común de instalación y es más o menos un estándar para comparar

otros tipos de configuraciones de instalación. En este tipo de aplicación, la unidad es

instalada por encima de los intervalos perforados. El fluido producido es forzado a

moverse hacia arriba desde los disparos pasando por el motor. Este fluido producido, al

pasar por el motor, absorbe el calor generado en el mismo y lo enfría.

2. Teoría Hidráulica de la Bomba Centrífuga

Introducción

Las bombas electrosumergibles están construidas de una serie de etapas (impulsores y

difusores) superpuestas una sobre otra para lograr obtener la altura de columna deseada.

La bomba centrífuga convierte la energía mecánica en energía hidráulica en el seno del

líquido que está siendo bombeado. Esta energía se presenta como energía de velocidad,

energía de presión, o ambas.

La bomba electrosumergible opera con mayor eficiencia cuando solo líquidos son producidos a través de la bomba. La producción de gas libre a través de la bomba reduce

su eficiencia y tiene un efecto negativo en la cantidad de columna generada. La magnitud

de la degradación de columna dinámica de fluido (TDH) depende en parte de la presión de

entrada a la bomba (PIP), al disminuir la presión PIP se magnifica el efecto del gas libre en

la columna dinámica de fluido5. El aumento en l a cantidad de gas libre dentro de la bomba

reduce la columna de fluido generada y aumenta el riesgo de que la bomba se trabe

debido a “gas lock”

8

.

El flujo desarrollado dentro de un impulsor es un flujo inestable y tridimensional, la

columna de fluido generada por un impulsor puede ser calculada teóricamente por medio

de las ecuaciones de momento y energía usando balance de masas para obtener las

velocidades de entrada y salida del fluido en el impulsor asumiendo un flujo uni-



CAPITULO II

2 - 5

Perdidas hidráulicas: Estas se desarrollan debido al complejidad del patrón de flujo dentro

del impulsor. Las magnitud de esta variable aumenta al introducir gas libre dentro de la

bomba.

Perdidas del impulsor: Estas ocurren debido a la fricción entre las paredes del impulsor y

el fluido , la perdidas por los cambios en el área del impulsor ocupada por el fluido, y las

perdidas ocasionadas por la circulación del fluido dentro de las cavidades del impulsor.

Este ultimo puede ser teóricamente reducido mediante el uso de un mayor número de

alabes en el impulsor, lo cual mejora la circulación del fluido1.

La cantidad de columna actual desarrollada por una etapa es menor que la calculadateóricamente mediante la ecuación de Euler debido a los factores previamente descritos

Fig. 2-3). La curva que describe la relación entre el caudal de flujo y la altura de columna

cambia de acuerdo a la geometría de la bomba.

Caudal de flujo (ft3/seg.)

A l t u r a

d e c o

l u m n a

( p i e s

)

Ecuación de Euler

Columna actual

Fig. 2-3

La bomba tiene, para una velocidad y una viscosidad del fluido estándares, una curva de

desempeño que indica la relación entre la altura de columna desarrollada por la bomba y el

gasto que circula a través de la bomba (Fig. 2-4), esta curva se basa en el desempeño

actual de la bomba en condiciones específicas. En una curva típica de rendimiento se

puede apreciar el comportamiento de la eficiencia de la bomba, la potencia requerida y el



CAPITULO II

2 - 6

rango óptimo de operación en función de la taza de descarga, la cual depende de al

velocidad de rotación, tamaño del impulsor, diseño del impulsor, número de etapas, la

cabeza o columna dinámica en contra de la cual la bomba debe operar y las propiedadesfísicas del fluido a bombear.

RANGO DE OPERACION

EFICIENCIA DE LA BOMBA

ALTURA DE COLUMNA

POTENCIA AL FRENO (BHP)

ALTURA DECOLUMNA (ft)

60HERTZ

RPM @ 60 Hz = 3500, Graveda especifica = 1.00Bomba electrosumergible de Centrilift

Serie 513

Fig. 2-4 - Curva característica para una etapa a 60 Hertz

La curva de Altura de columna es trazada utilizando los datos de desempeño reales.

Como puede observarse, cuando la capacidad aumenta, la altura de columna total (o

presión) que la bomba es capaz de desarrollar se reduce. Generalmente, la columna más

alta que una bomba puede desarrollar, se desarrolla en un punto en que no hay flujo a

través de la bomba; esto es, cuando la válvula de descarga está completamente cerrada.

La curva de Potencia al Freno (BHP) se traza con base en los datos de la prueba de

desempeño real. Esta es la potencia real requerida por la bomba centrífuga, tomando

como base los mismos factores constantes que se mencionaron anteriormente, para

entregar el requerimiento hidráulico.



CAPITULO II

2 - 7

Rango de Operación: Este es el rango en el cual la bomba opera con mayor eficiencia. Si

la bomba se opera a la izquierda del rango de operación a una tasa de flujo menor, la

bomba puede sufrir desgaste por empuje descendente (downthrust). Si la bomba se operaa la derecha del rango de operación a una tasa de flujo mayor, la bomba puede sufrir

desgaste por empuje ascendente (upthrust).

La Eficiencia de la bomba centrífuga no se puede medir directamente, debe ser

computada de los datos de la prueba ya medidos. La fórmula para calcular el porcentaje

de eficiencia es:

Eficiencia (%) = Alt. de columna Capacidad Gravedad Específica 1003,960 BHP

⋅ ⋅ ⋅⋅

Donde: Alt. columna = Pies

Capacidad = Galones/minuto

BHP = Potencia al freno (HP)

Empuje Axial en la Bomba

Impulsor

Hay dos zonas donde se produce el empuje en una bomba. El primero es producido por

las presiones del fluido (PT & PB) en el impulsor (Fig. 2-5). La presión del fluido en el

área superior del cuerpo del impulsor (AT) produce una fuerza hacia abajo en el impulsor.

La presión del fluido en el área inferior del impulsor (AB) y la fuerza de inercia (FM) del

fluido haciendo un giro de 90 grados en la entrada produce una fuerza hacia arriba. La

sumatoria de estas se llama la fuerza de empuje del impulsor (FI).

FI = PTAT - PBAB - FM

Eje



CAPITULO II

2 - 8

La segunda zona de empuje es producida por las presiones del fluido actuando sobre el

extremo del eje de la bomba (Fig. 2-6) y se conoce como empuje del eje (FS). En este

caso, la presión (PD) producida por la bomba menos la presión de entrada de la bomba(PE) actuando en el área del eje (AS) produce una fuerza hacia abajo (FS).

FS = (PO - PE) AS

Impulsor Fijo (o de Compresión) vs. Impulsor Flotante

El método del manejo del empuje ejercido por una bomba varía dependiendo del tipo de

impulsor. La etapa de la bomba de impulsor fijo tiene sus impulsores montados en el eje

de tal forma que no se les permite moverse o deslizarse axialmente sobre el mismo. Los

impulsores están localizados de manera tal que están girando dentro de un espacio

limitado por una distancia mínima a los difusores ubicados arriba y abajo de estos. Por lo

tanto, el empuje del impulsor (FI) es transferido al eje de la bomba. El cojinete de empuje

de la sección de sello tiene que llevar el empuje total (FT = FI + FS) de la bomba.

La etapa de la bomba de impulsor flotante permite que su impulsor se mueva axialmente por el eje tocando las superficies de empuje del difusor. La etapa soporta y absorbe el

empuje del impulsor (FI). El empuje es transferido a través de las arandelas de empuje al

difusor y al alojamiento. Por lo tanto, la sección de sello solamente soporta el empuje del

eje (FS) como se muestra en la figura 2-6 (FS o FT = FS).

AT = Area superior del impulsor

AT = Area inferior del impulsor

AS = Area del eje



CAPITULO II

2 - 9

Fig. 2-5 Fig. 2-6

Es un concepto errado pero muy común pensar que el impulsor flota entre las superficies

de empuje del difusor a un flujo óptima. Cuando el impulsor alcanza o se acerca a su

punto de empuje equilibrado (FI=0), empezará a ser inestable y comenzará a oscilar hacia

arriba y hacia abajo. Por este motivo los impulsores están diseñados para ser estables o

para presentar un leve empuje hacia abajo a su volumen de diseño óptimo y para pasar por

esta región de transición a un caudal más alto. En la figura 2-7 se observa una curva de

empuje típica de una bomba centrífuga.

Fig. 2-7

Leyes de Afinidad

Al cambiar la velocidad operacional de una bomba centrífuga, las características de

desempeño de la bomba cambiarán respectivamente. Estos cambios se pueden predecir

mediante el uso de las Leyes de Afinidad, las cuales gobiernan el desempeño de la bomba



CAPITULO II

2 - 10

centrífuga, a medida que ocurren cambios en la velocidad de operación. Las Leyes de

Afinidad se derivaron del análisis adimensional de las máquinas rotativas.

Las leyes mostraron que para condiciones dinámicamente similares o relativamente

comunes, algunos parámetros adimensionales permanecían constantes. Cuando se aplican

a cada punto sobre una curva de desempeño altura de columna-caudal, estas leyes

demuestran como con cambios de velocidad de operación: la capacidad es directamente

proporcional a la velocidad; la altura de columna generada es proporcional al cuadrado de

la velocidad; la potencia al freno es proporcional al cubo de la velocidad; y la potencia

generada por el motor es directamente proporcional a la velocidad. La relación

matemática entre estas variables se puede ilustrar de la siguiente forma:

Q2 = Q1

N

N2

1

H2 = H1 N

N2

1

2

BHP2 = BHP1 N

N2

1

3

MHP2 = MHP1 N

N2

1

Donde: Q1, H1, BHP1, MHP1 y N1 = Valores iniciales de: Caudal de producción, Altura

de columna, Potencia al freno, Potencia generada por el motor y Velocidad.

Q2, H2, BHP2, MHP2 y N2 = Valores nuevos de: Caudal de producción, Altura de

columna, Potencia al freno y Velocidad.

Usando las leyes de afinidad se pueden construir las curvas de desempeño para cualquier

velocidad dada, para predecir el comportamiento de la bomba partiendo de una velocidad

determinada. Para cualquier punto en la curva de velocidad estándar, se pueden encontrar

puntos equivalentes en las nuevas curvas de velocidad que tengan condiciones hidráulicas



CAPITULO II

2 - 11

casi idénticas; patrón de flujo, equilibrio del empuje axial del impulsor y eficiencia de

bombeo.

Nota: Las Leyes de Afinidad no predicen la respuesta real de la bomba a los cambios de

velocidad en un pozo real, simplemente relacionan los puntos en curvas de velocidades

diferentes. Antes de que el comportamiento del sistema pueda ser analizado en su

totalidad, se deben considerar conjuntamente tanto las características de la bomba

como las del pozo.

Cavitación

Se puede definir como el proceso de formación de una fase gaseosa en un liquido cuandoes sujeto a una reducción de presión a una temperatura constante. Un líquido se encuentra

en cavitación cuando se observa la formación y crecimiento de burbujas de vapor (gas)

como consecuencia de reducción en presión15.

En una bomba centrífuga este efecto se puede explicar de la siguiente forma. Cuando un

líquido entra al ojo del impulsor de la bomba, es sometido a un incremento de velocidad.

Este incremento de velocidad está acompañado por una reducción en la presión. Si la

presión cae por debajo de la presión de vapor correspondiente a la temperatura dellíquido, el líquido se vaporizará y por lo tanto se tendrá como resultado el flujo del líquido

más zonas de vapor. A medida que el fluido avanza a través de los sucesivos impulsores,

el líquido alcanza una región de presión más alta y las cavidades de vapor derrumban.

Los efectos más obvios de cavitación son el ruido y la vibración, los cuales son causados

por el colapso de las burbujas de vapor a medida que alcanzan la zona de alta presión del

impulsor. La vibración causada por este efecto puede resultar en la ruptura del eje y otras

fallas por fatiga en la bomba. La cavitación también puede dar origen al desgaste de los

componentes de la bomba ocasionados por corrosión o erosión. En las bombas

electrosumergibles usadas en la industria del petróleo, la cavitación raramente ocurre. Este

problema no ocurrirá si la bomba está diseñada adecuadamente y opera con suficiente

presión de entrada.



CAPITULO II

2 - 12

Bloqueo por Gas

En la industria petrolera el bloqueo por gas en una bomba electrocentrífuga se presenta

cuando existe una cantidad excesiva de gas libre en el fluido bombeado a la entrada de la bomba. El bloqueo por gas puede considerarse como una forma de cavitación, debido a la

presencia de gas libre en la bomba. En un pozo que tenga una cantidad excesiva de gas

libre, debe mantenerse una cierta presión de succión para controlar la cantidad que ingresa

a la bomba y evitar el bloqueo por gas.

Potencia Hidráulica

La energía de salida de una bomba se deriva directamente de los parámetros de descarga

(Caudal de flujo y altura de columna generada). La potencia hidráulica para el agua, con

gravedad específica = 1.0, pueden ser determinada como sigue:

Potencia hidráulica =Caudal Altura de Columna Generada

3,960

⋅

Donde: Caudal de flujo = Galones/Minuto (GPM)

Columna = Pies

Potencia al Freno

Es la potencia total requerida por una bomba para realizar una cantidad específica de

trabajo. Se puede calcular de la siguiente forma:

Potencia al Freno (BHP) =Potencia Hidráulica

Eficiencia de la Bomba

Potencia al Freno (BHP) =

GPM Altura de Columna (ft) Gravedad Específica

3,960 Eficiencia de la Bomba

⋅ ⋅

3. La Bomba Centrífuga



CAPITULO II

2 - 13

Las bombas electrosumergibles son bombas centrífugas multietapas las cuales están

construidas en diferentes diámetros dependiendo del espacio disponible en el pozo. Cada

etapa consiste de un impulsor rotatorio y un difusor estacionario(Figura 2-8), sesuperponen varias etapas para obtener la altura de columna deseada. La bomba centrífuga

trabaja por medio de la transferencia de energía del impulsor al fluido desplazado, el

cambio de presión-energía se lleva a cabo mientras el líquido bombeado rodea el

impulsor, a medida que el impulsor rota, imparte un movimiento rotatorio al fluido el cual

se divide en dos componentes. Uno de estos movimientos es radial hacia fuera del centro

del impulsor y es causado por una fuerza centrífuga. El otro movimiento va en la dirección

tangencial al diámetro externo del impulsor. La resultante de estos dos componentes es ladirección de flujo. La función del difusor es convertir la energía de alta velocidad y baja

presión, en energía de baja velocidad y alta presión.

Difusor Impulsor

FluidoEje

- E T A P A -

( I m

p u

l s o r

+ D i f u s o r )

Fig. 2-8 - Etapa de una bomba

Las bombas electrosumergibles se pueden clasificar en dos categorías generales de

acuerdo al diseño de sus impulsores; las de flujo radial, son por lo general bombas de bajo

caudal. La figura 2-9a muestra la configuración de este tipo de etapa. Se puede observar

que el impulsor descarga la mayor parte del fluido en una dirección radial. Cuando las



CAPITULO II

2 - 14

bombas alcanzan flujos de diseño del orden de aproximadamente 1,900 BPD (300 m3/d)

en las bombas serie 400 y del orden de 3,500 BPD (550 m3/d) en bombas de mayor

diámetro, el diseño cambia a un flujo mixto. La figura 2-9b muestra esta configuración. Elimpulsor en este tipo de diseño de etapa le imparte una dirección al fluido que contiene

una componente axial considerable, a la vez que mantiene una dirección radial.

Fig. 2-9a - Flujo Radial Fig. 2-9b - Flujo mixto

En muchos de los diseños de las bombas, los impulsores están diseñados para flotar

axialmente sobre el eje, tocando las superficies de empuje del difusor. La carga individual

de cada uno de los impulsores es absorbida por las arandelas de empuje localizadas en el

difusor. Como resultado, las bombas pueden ser ensambladas con centenares de etapas

individuales. En este tipo de bomba la cámara de empuje de la sección sellante solamente

soporta la carga del eje. Esta configuración es denominada bomba de etapa flotante. El

beneficio de este diseño es que se pueden ensamblar bombas de muchas etapas sin

necesidad de alinear los impulsores milimétricamente.

Cuando se tienen diámetros del orden de seis pulgadas (150mm), los impulsores están

montados de tal forma que no se les permite moverse o deslizarse sobre el eje. Los



CAPITULO II

2 - 15

impulsores están localizados de manera tal que se encuentran girando dentro de un espacio

limitado por una distancia mínima entre los difusores ubicados arriba y abajo de estos. En

este tipo de bombas el empuje del impulsor es transferido al eje de la bomba y no esabsorbido por los difusores, sino por el cojinete de empuje de la sección sellante. Esta

configuración se denomina de impulsor fijo o diseño de bomba de compresión.

Los impulsores tienen un diseño con alabes curvados totalmente cerrados, cuya máxima

eficiencia es una función del diseño y tipo de impulsor y cuya eficiencia de operación es

una función del porcentaje de la capacidad de diseño a la cual opera la bomba. La relación

matemática entre la altura de columna, la capacidad o caudal, eficiencia y potencia al freno

se expresa con la siguiente fórmula para la potencia:

BHP =Q H Gravedad Especifica

Eficiencia de la Bomba

⋅ ⋅

Donde: Q = Volumen

H = Altura de columna

La configuración y los diámetros del impulsor de la bomba determinan la cantidad deenergía de aceleración que es transmitida al fluido. El diámetro externo del impulsor está

restringido por el diámetro interno de el alojamiento de la bomba, que a su vez está

restringido por el diámetro interno del revestimiento (casing) del pozo. El diámetro

interno del impulsor depende del diámetro externo del eje, que debe ser lo suficientemente

resistente para transmitir potencia a todas las etapas de la bomba. Las bombas centrífugas

sumergibles se fabrican para diferentes tamaños de tubería de revestimiento.

Las etapas están diseñadas de tal manera de mantener una fuerza de empuje axial

descendente en el impulsor en todo su rango de funcionamiento. Esta fuerza puede variar

desde un valor bajo en el punto de operación máximo con una fuerza de empuje creciente

hacia el punto mínimo de operación. Están diseñadas de esta manera para asegurar un

funcionamiento hidráulico estable. Por lo tanto, la bomba debe funcionar dentro del rango



CAPITULO II

2 - 16

de operación recomendado para proporcionar una óptima vida útil. Las bombas que

funcionan fuera de este rango, tendrán una vida útil reducida y pueden tener un efecto

negativo en los otros componentes del sistema electrosumergible.

La capacidad de descarga de la bomba electrocentrífuga sumergible depende de la

velocidad de rotación (r.p.m.), del diseño de la etapa, la altura dinámica contra la cual

debe funcionar y las propiedades físicas del fluido que está siendo bombeado. La altura de

columna dinámica total de la bomba es el producto del número de etapas por la altura de

columna generada por cada etapa. La figura 2-10 muestra una típica curva de desempeño

para una bomba de una sola etapa, operando a 60 Hz, resaltando el rango de operación

recomendado, además de otras características de la bomba.

RANGO DE OPERACION


ALTURA DE COLUMNA



60HERTZ


Serie 513


La columna dinámica total (TDH)

Es la altura total requerida para bombear la capacidad de fluido deseada. Esta altura hace

referencia a los pies de liquido bombeado y se obtiene con la suma de la elevación neta del



CAPITULO II

2 - 17

pozo, la pérdida de carga por fricción en la tubería y la presión de descarga en la cabeza

del pozo.

TDH = Hd + Ft + Pd

donde: Hd: Es la distancia vertical en pies o metros, entre la cabeza del pozo y el nivel

estimado de producción

Ft: Es la columna requerida para vencer las perdidas por fricción en la tubería.

Pd: Es la presión necesaria para superar la presión existente en la línea de flujo.

4. Separador de Gas Rotativo

La capacidad de la bomba centrífuga para el manejo eficiente del gas, es limitada. Por esta

razón en las instalaciones de bombeo electrosumergible, para pozos con elevada relación

gas-aceite (alto GOR de producción), es necesario emplear separadores de gas. La

eficiencia de la bomba es afectada notablemente con la presencia de gas libre. Si el gas

presente en la bomba está en solución, es decir que la presión existente se encuentra por

encima del punto de burbuja del gas, la bomba operará normalmente como si estuviese

bombeando un liquido de baja densidad.

El diseño de la bomba electrosumergible le permite operar normalmente con un porcentaje

de gas libre de hasta el 10% por volumen. Si el gas libre presente en la entrada de la

bomba es de más del 10% , afectará su funcionamiento e incrementará la posibilidad de

cavitación o bloqueo por gas en la bomba. Cuando el gas libre presente en la entrada de la

bomba se aproxima a este rango es recomendable el uso de el separador de gas o etapasespecialmente diseñadas para el manejo de gas libre.

La figura 2-11 muestra el diseño de un separador de gas rotativo típico. El fluido entra en

el separador y es guiado hacia una cámara centrífuga rotativa por la acción de un inductor.

Una vez en la cámara de separación rotativa, el fluido con la mayor gravedad específica es



CAPITULO II

2 - 18

llevado hacia la pared externa de la cámara rotativa por la fuerza centrífuga, dejando que

el gas libre migre hacia al centro de la cámara. El gas es separado del fluido por medio de

un divisor al final del separados y es expulsado nuevamente al espacio anular del pozo. Elfluido más pesado se dirige hacia la entrada de la bomba en donde es bombeada hacia la

superficie. La corriente rica en gas libre es venteada a la superficie por el espacio anular.

El separador de gas típico tiene un rango de eficiencia de 80% a 95%. La eficiencia del

sistema se ve afectada por los volúmenes, la composición y las propiedades del fluido. Los

dispositivos de separación de gas se conectan frecuentemente en tándem para mejorar la

eficiencia total en aplicaciones con elevada cantidad de gas libre.

Cámara de separación rotativa

Guias de orientación

Buje central



CAPITULO II

2 - 19

Fig. 2-11 - Separador de gas rotativo

5. El Sello

El sello o sección sellante esta ubicado entre la parte superior del motor y la parte inferior

de la bomba, puede ser instalado como una unidad sencilla o como una unidad tándem. El

sello esta diseñando para proteger al motor por medio de cuatro funciones básicas, las

cuales son:

1) Proveer el volumen necesario para permitir la expansión del aceite dieléctrico

contenido en el motor. La expansión se debe al incremento de temperatura del motor

cuando la unidad esta en operación y a la temperatura del fondo del pozo.

2) Igualar la presión en la cavidad del pozo con el fluido dieléctrico del motor. Esta

igualación de presiones a lo largo del motor evita que el fluido del pozo pueda

infiltrarse en las uniones selladas del motor. El ingreso de fluidos del pozo al motor

causarán una falla dieléctrica prematura. La bolsa elastomérica que se muestra en la

figura 2-12, al igual que las cámaras laberínticas, permiten que se lleve a cabo el

equilibrio de las presiones.

3) Proteger al motor de la contaminación de los fluidos del pozo. Como se mencionara

anteriormente, la contaminación del aislamiento del motor con el fluido del pozo

conlleva una falla temprana del aislamiento. La sección sello contiene múltiples sellos

mecánicos montados en el eje que evitan que el fluido del pozo ingrese por el eje. Las

bolsas elastoméricas proporcionan una barrera positiva para el fluido del pozo. Las

cámaras laberínticas proporcionan separación del fluido en base a la diferencia dedensidades entre el fluido del pozo y el aceite del motor. Cualquier fluido del pozo que

pase por los sellos superiores del eje o por la cámara superior es contenido en las

cámaras laberínticas inferiores como un medio de protección secundario.



CAPITULO II

2 - 20

4) Absorber el empuje axial descendente de la bomba. Esto se lleva a cabo por medio de

un cojinete de empuje deslizante. El cojinete utiliza una película hidrodinámica de

aceite para proporcionarle lubricación durante la operación. El empuje descendente esel resultado de la presión desarrollada por la bomba actuando sobre el área del eje de la

bomba y el empuje residual transferido por cada impulsor individual al eje.

Fig. 2-11 - El Sello

La cámara de empuje esta conformada por cuatro partes fundamentales: el soporte de la

zapata, la zapata, el rodete de empuje y el anillo de empuje ascendente. La zapata está

compuesta de seis a nueve secciones individuales (cojinetes de empuje) montadas en



CAPITULO II

2 - 21

pedestales ubicados en el centro de dichas secciones. Esta configuración varía según el

diseño. La zapata descansa sobre un soporte, quedando fija por medio de unos pines guía.

Ensamblado al eje se encuentra el rodete de empuje, el cual gira permanentemente sobre lazapata, disipando el calor generado por el contacto entre estas superficies por medio de la

circulación del aceite dieléctrico en un movimiento centrífugo. Sosteniendo éste conjunto,

se encuentra el anillo de empuje ascendente, el cual va roscado a la carcaza de la cámara

de empuje. Este anillo permite un leve juego axial del rodete de empuje para que se forme

una película de lubricación a través de toda el área entre las superficies de contacto. La

película se podrá mantener solamente en una distancia limitada debido a los efectos de la

viscosidad, la carga, la temperatura, etc.

Los cuatro principales enemigos de los cojinetes de empuje son:

(1) reducción en la viscosidad ocasionada por el incremento de temperatura

(2) falta de alineación

(3) partículas extrañas

(4) vibración

Los sellos vienen en varios tamaños para unir motores y bombas de diámetros diferentes.El eje del motor es conectado al eje de la bomba por medio del eje del sello, el cual tiene

una terminación con estrías en cada extremo. El extremo superior del eje del sello se une

al eje de la bomba de tal manera que el peso del eje de la bomba, la carga hidráulica

longitudinal en el eje de la bomba, y cualquier carga longitudinal de los impulsores fijos es

transmitida de la bomba al eje del ensamble del sello. Estas cargas son transferidas a su

vez al cojinete de empuje, aislándolas del eje del motor.

6. El Motor Electrosumergible

El motor eléctrico utilizado para la operación de las bombas electrosumergibles es un

motor eléctrico de inducción bipolar trifásico, tipo jaula de ardilla el cual opera a una

velocidad típica de 3600 revoluciones por minuto “RPM” a una frecuencia de 60 Hz. La



CAPITULO II

2 - 22

parte interior del motor es llenada con un aceite mineral altamente refinado el cual posee

una considerable rigidez dieléctrica. El voltaje de operación puede ser tan bajo como 230

voltios o tan alto como 400 voltios. Los requerimientos de amperaje están en un rango de22 a 119 amperios. La potencia (HP) desarrollada por un motor es proporcional al largo y

al diámetro del mismo.

El motor electrosumergible opera mediante el uso de una corriente alterna de tres faces la

cual crea un campo magnético que gira en el estator. Este campo magnético rotativo

induce un voltaje en los conductores de la jaula de ardilla del rotor lo cual genera una

corriente que fluye en las barras del rotor. Esta corriente de inducción en el rotor establece

un segundo campo magnético el cual es atraído al campo magnético rotativo del estator

induciendo al rotor y al eje a girar dentro del estator.

Estos motores poseen varios rotores que generalmente son de 12 a 18 pulgadas de largo,

los cuales se encuentran montados sobre un eje y localizados en un campo magnético

(estator) ensamblado dentro de una carcaza de acero. En la serie 562, los motores

sencillos más grandes pueden desarrollar una potencia de 506 HP. Mientras motores

ensamblados en tandem pueden proporcionar 920 HP de potencia a una frecuencia de 60Hz. La figura 2-12 muestra el ensamble del estator, rotores y eje de un motor

electrosumergible.



CAPITULO II

2 - 23

Fig. 2-12 - Conjunto Estator y Rotores

El estator está compuesto por un grupo de electroimanes (laminaciones magnéticas)

individuales arreglados de tal manera que forman un cilindro hueco con un polo de cada

electroimán mirando hacia el centro del grupo. Además de las laminaciones magnéticas,

laminaciones de bronce están localizadas en las áreas de los cojinetes con el fin de eliminar

la tendencia de los cojinetes a girar como resultado de las líneas magnéticas de flujo

producidas por las corrientes de remolino. Un alambre de cobre aislado llamado “magnet

wire” es introducido en las ranuras de las laminaciones del estator formando tres faces

eléctricas separadas en intervalos de 120 grados a lo largo de la periferia del estator. El

bobinado del motor es encapsulado bajo presión y al vacío por un encapsulado epoxico el

cual provee mejor soporte al bobinado, mejora la fuerza dialéctica e incrementa la

conductividad de calor.

El rotor también está compuesto de un grupo de electroimanes arreglados en un cilindro

con los polos mirando hacia los polos del estator. El rotor gira simplemente por medio de

atracción y repulsión magnética al tratar sus polos de seguir el campo eléctrico rodante

generado por el estator.

No existe una conexión eléctrica externa entre el rotor y el estator, el flujo de corriente a

través de los polos eléctricos del rotor es inducido por el campo magnético creado en el

estator. El movimiento eléctrico es creado por el cambio progresivo de la polaridad en los

polos del estator de manera que su campo magnético combinado gira. En un motor de

corriente alterna, esto se logra fácilmente ya que la inversión de la corriente cada medio

ciclo automáticamente cambiará la polaridad en cada polo del estator. La velocidad a la

cual gira el campo del estator es la velocidad de sincrónica, y se puede calcular con la

siguiente ecuación:

N120 F

P=

⋅



CAPITULO II

2 - 24

Donde:

N = velocidad en R.P.M.

F = frecuencia en Hertz.P = número de polos magnéticos dentro del motor.

Como se puede apreciar, la velocidad del campo magnético se puede cambiar variando la

frecuencia aplicada al motor. El rotor pretenderá seguir el campo magnético generado por

el estator, sin embargo, debido a la resistencia de los conductores de rotor, éste se

retardará con respecto al campo magnético. Este fenómeno es reconocido como

deslizamiento “slip” y cálculos muestran que es aproximadamente el 3% de la velocidad de

sincronismo del motor.

Los componentes internos del motor están diseñados para resistir temperaturas de 260 oC

(500 oF). La temperatura del motor en una instalación de bombeo electrosumergible está

determinada por varios factores, principalmente por la velocidad y la viscosidad del fluido

que circula alrededor de la parte exterior del motor y por la circulación interna del aceite

dieléctrico del motor. Es de suma importancia que la temperatura de operación del motor

se mantenga por debajo de sus límites operacionales de sus componentes para prevenir fallas al sistema.

Curvas Características del Motor

El rendimiento de un motor electrosumergible se puede describir por medio de las curvas

características del motor. La figura 2-13 muestra el juego de curvas características de un

motor en función de la carga (HP), para un motor electrosumergible típico. Estas curvas

generalizadas se basan en medidas tomadas con el motor cargado a lo largo de un amplio

numero de cargas usando un dinamómetro. Los datos registrados a cada punto de carga

incluyen: voltaje, amperaje, kilovatios, R.P.M., torque (fuerza rotatoria), aumento de

temperatura en el motor, velocidad del fluido alrededor del motor y temperatura del fluido

alrededor del motor 16. A medida que se aumenta la carga (horsepower) de operación en

un motor electrosumergible, los parámetro de desempeño cambian de la siguiente forma:



CAPITULO II

2 - 25

Velocidad (RPM) DisminuyeKilovatios (KW) AumentaAmperios AumentaFactor de Potencia (PF) AumentaEficiencia PeaksTemperatura Aumenta

Fig. 2-13



CAPITULO II

2 - 26

Fig. 2-14

La figura 2-14 representa un juego de curvas características de motor que muestra la

variación de la velocidad, la eficiencia, el factor de potencia, el amperaje y los kilovatios

consumidos para un motor cargado con una bomba y con voltaje variable. Se puede

observar que la operación a voltajes inferiores al valor de placa da como resultado una

velocidad más baja y una corriente más alta. La velocidad más baja significa menor

descarga de la bomba, ya que el volumen producido varía directamente con la velocidad y

la altura de columna generada de la bomba varía con el cuadrado de la velocidad.

También se puede observar que la operación a mayor voltaje del que se especifica en la

placa afecta la corriente y los KW con una reducción en el factor de potencia. Esta es una

consideración especialmente importante si existen multas atadas al factor de potencia en el

precio del suministro eléctrico. La práctica ideal es apuntar al 100% del voltaje de

superficie requerido más o menos el 2%.



CAPITULO II

2 - 27

La figura 2-15 es una curva generalizada que muestra como la temperatura del motor

aumenta en función de la velocidad de flujo por el motor. Están trazadas dos curvas para

un motor cargado 100%, una usando agua (calor específico 1.0) y la otra con un tipocomún de aceite (calor específico 0.4). De esta curva, es obvio que la velocidad del fluido

es tan importante como la temperatura ambiente del fluido, si no más.

Fig. 2 - 15

Application Dependent Rating (ADR TM)17

ADR TM o Diseño del motor de acuerdo a su aplicación, es un método para dimensionar

físicamente el motor de una manera en la que no se afecte la eficiencia del motor, ni se

reduzca su tiempo de operación “run life”. En pozos en los cuales las condiciones son

menos severas que los estándares de fábrica usados para establecer el rango nominal del

motor (potencia de placa), es posible dimensionar un motor de menor tamaño del que se

encuentra descrito en el catálogo para la potencia “HP” requerida. Como resultado el

operador puede obtener un sistema de bombeo a un menor precio. Igualmente, si las

condiciones del pozo son más severas, un motor de mayor tamaño al del catálogo debe ser

recomendado. En otras palabras, ADR es un concepto orientado hacia el cliente para

optimar sus costos totales sin sacrificar la vida útil o la eficiencia del equipo. Para aplicar

ADR es necesario obtener más detalles acerca de las condiciones del pozo y requiere un



CAPITULO II

2 - 28

mayor conocimiento del rendimiento del motor cuando es sometido a ciertos cambios en

los parámetros de operación.

Consideremos primero el listado de motores del catálogo, en el se establece que los

motores en el listado han sido diseñados para una velocidad de fluido a través del motor

de 1 pie/segundo y a una temperatura de fondo (BHT) de 93.33 oC (200 oF). Sin embargo,

el catálogo no explica que estas variables pueden cambiar dependiendo de las condiciones

del pozo.

Si el motor se encuentra operando en condiciones favorables, como puede ser un pozo de

agua con una temperatura de fondo de 26.7o

C (80o

F), una velocidad de fluido a travésdel motor de 2 pies/segundo, sin VSD, sin gas y sin formación de scale; esto significa que

el motor operará a baja temperatura. Por lo tanto, para una determinada potencia (HP), el

largo del motor puede ser reducido; el HP por volumen de componentes activos será

incrementado. Al reducir el largo del motor aumentaremos la temperatura de operación,

pero si este aumento se realiza de una forma apropiada no excederá los límites de

temperatura de los componentes materiales usados en el motor y permitirá que el motor

funcione sin ningún inconveniente.

En el caso contrario, si el motor se encuentra operando en condiciones poco favorables,

como puede ser un pozo con una temperatura de fondo de 121 oC (250 oF), un corte de

agua de 40%, 10% de gas libre a través del motor, usando un VSC a 75 Hz, con

formación de scale y con una velocidad de fluido a través del motor de 0.4 pies/segundo.

En este caso, el motor del catálogo estará operando por encima de la temperatura límite

de algunos de los componentes internos del motor. Para compensar por las altas

temperaturas, se puede emplear un motor con un HP más alto de el requerido. Para

mejorar las condiciones de operación del motor, el programa ADR sugerirá un voltaje

terminal para el motor con un valor menor al voltaje de placa, por supuesto, la corriente

será menor que la corriente de placa debido a que el motor estará operando con una carga

reducida.



CAPITULO II

2 - 29

Una de las preocupaciones al usar ADR es el efecto que este método puede tener en la

eficiencia del motor, ya que se emplea un motor más corto y se opera a una mayor

temperatura para obtener el mismo HP. Pero estos cambios no afectan la eficiencia delmotor, aunque la temperatura de operación del motor aumenta para el mismo HP

El hecho de usar el concepto de ADR para operar un motor más corto a una mayor

temperatura para obtener el mismo HP, no tiene ningún efecto en la eficiencia del motor.

El aumento en temperatura a medida de que el motor se hace más corto no se origina por

perdidas de energía dentro el motor, pero debido a que el área para disipar la misma

cantidad de calor se ha reducido con respecto al tamaño original. Este comportamiento del

motor nos hace pensar que además de conocer las condiciones del pozo, es indispensable

que el fabricante tenga conocimiento de los efectos que las condiciones de operación

tienen en el rendimiento del motor. Para esto Centrilift ha realizado extensas pruebas en

sus motores con el fin de pronosticar el comportamiento de sus motores bajo diferentes

condiciones de operación.

Todos los materiales de aislamiento usados en los motores de Centrilift están diseñados

para ser usados en operación continua a temperaturas que exceden aquellas normalmenteencontradas en el fondo del pozo. Por ejemplo, el pronóstico de vida de el aislamiento del

motor es de más de 100,000 horas (11+ años) de operación a una temperatura de 204 oC

(400 oF).

Cuando los motores son diseñados usando el concepto de ADR, la temperatura de

operación del motor (temperatura de fondo + temperatura generada por el motor) es por

lo general menor que la temperatura máxima para la cual los materiales del motor están

diseñados. Como regla, por cada 18 oF que aumente la temperatura de operación por

encima de la temperatura de diseño del aislamiento, la vida de este es dividida por la mitad

y viceversa. Por cada 18 oF que se baje la temperatura de operación por debajo de la

temperatura de diseño de los componentes del aislamiento, la vida de estos se duplica.



CAPITULO II

2 - 30

Formalmente el concepto de ADR se ha venido aplicando a los motores de Centrilift por

más de cuatro años en cientos de aplicaciones. Informalmente este concepto se ha

empleado por muchos años, tanto por recomendación de Centrilift como por aplicacióndirecta de los operadores. En el caso del uso de el método ADR para operar motores

más cortos y obtener el mismo HP, no existen indicaciones de perdidas en el “run life” y

los clientes han disfrutado del doble ahorro en reducción del costo inicial y la reducción de

costos de operación.

La construcción de los motores de Centrilift y el uso de componentes internos de alta

temperatura permiten el uso del método de diseño del motor de acuerdo a su aplicación

ADR. Centrilift es la primera compañía de bombeo electrosumergible la cual emplea el

método ADR en forma rutinaria para dimensionar motores para condiciones de operación

especificas de manera que: los costos iniciales se mantengan bajos, la eficiencia del motor

se mantenga a un alto nivel, las perdidas en el cable de potencia se mantengan mínimas, la

vida “run life” del motor no es afectada.

7. Tableros de Control para Motores

Hay tres tipos básicos de controladores para motores utilizados en las aplicaciones con

equipos electrosumergibles: el panel de control, el “arrancador suave” (soft-start), y el

controlador de velocidad variable (VSC). Normalmente, todos utilizan un sistema de

circuitos de estado sólido que proporcionan protección, lo mismo que un medio de

control, para el sistema electrosumergible. Los controladores varían en tamaño físico,

diseño y niveles de potencia.

Algunos controladores de motor son simples en su diseño, mientras que otros pueden ser extremadamente sofisticados y complejos, ofreciendo numerosas opciones que fueron

diseñadas para aumentar los métodos de control, protección, y monitoreo del equipo ESP.

La selección de un tipo a comparación de otro depende de la aplicación, la economía y el

método preferido de control.



CAPITULO II

2 - 31

Paneles de Control (Velocidad Fija)

El panel de control (arrancador directo a la línea) consiste de un arrancador de motor,

sistemas de circuito de estado sólido para la protección de sobrecarga o baja carga, uninterruptor de desconexión manual o automático, un circuito temporizador y un

amperímetro registrador. Algunos sistemas de control poseen equipos de superficie para

uso con equipo de detección y registro de la presión y la temperatura en el fondo del pozo,

instalados dentro del gabinete del controlador del motor. Se proveen fusibles para la

protección por corto circuito.

Los dispositivos de control externos deben estar en interfase con el controlador según

recomendación y/o aprobación el fabricante de la bomba para proveer un funcionamiento

seguro y libre de problemas. Todos los dispositivos de control externos están conectados

a un temporizador el cual activa o desactiva el controlador después de un cierto intervalo

de tiempo. Los dispositivos de control externo normalmente utilizados son controles de

nivel de tanque o interruptores de presión de línea.

La mayoría de los controladores de estado sólido ofrecen protección de baja carga en las

tres fases, protección por sobrecarga, y protección automática contra desbalances decorriente o voltaje. Es necesario una protección por baja carga o agotamiento de nivel del

pozo dado que un flujo pasante por el motor a baja velocidad no proporcionaría un

enfriamiento adecuado. Se incluyen generalmente circuitos diseñados para arranques

automáticos.

Cuando se arranca un sistema ESP con un panel de control, la frecuencia y el voltaje son

los mismos en las terminales de entrada y salida. Esto da como resultado un

funcionamiento a velocidad fija. Cuando arranca, el motor alcanzará su velocidad de

diseño en una fracción de segundo.

Durante la puesta en operación de un equipo ESP con panel de control, si se aplica el

100% del voltaje de placa a las terminales del motor en el arranque, éste puede consumir



CAPITULO II

2 - 32

momentáneamente hasta 5 a 8 veces su corriente nominal. Esta alta corriente de arranque

permite que el motor entregue varias veces su torque o par nominal, lo cual puede causar

esfuerzos eléctricos y mecánicos excesivos en el equipo ESP, especialmente enaplicaciones poco profundas.

Los equipos ESP se instalan generalmente a una profundidad que requiere varios miles de

pies de cable de potencia. Durante el arranque, el tramo de cable produce una caída de

voltaje al motor. Este arranque a voltaje reducido reduce la corriente inicial de arranque y

el torque.

Arrancador Suave El arrancador suave fue diseñado para reducir los esfuerzos eléctricos y mecánicos que se

asocian con el arranque de los equipos ESP para aplicaciones de baja profundidad. El

arrancador suave es similar a un panel de control estándar; fue diseñado para hacer caer el

voltaje en los terminales del motor durante la fase inicial del arranque. Los métodos más

comunes usados para el arranque a voltaje reducido de los motores trifásicos de corriente

alterna tipo jaula de ardilla utilizan reactores primarios, o dispositivos de estado sólido.

El arranque suave se logra controlando la cantidad de potencia entregada al motor a

medida que toma velocidad. Los sistemas que utilizan reactores primarios dependen de la

energía magnética en el devanado del reactor para hacer bajar el voltaje durante el

arranque. Después del encendido, los circuitos del reactor son derivados para permitir una

operación normal.

El arranque suave en estado sólido utiliza típicamente semiconductores de potencia del

tipo SCR (rectificadores de control de silicio) para regular la potencia del motor electrosumergible. Como en los sistemas que usan reactores primarios, los SCR serán

derivados poco después de que el equipo ESP alcanza la velocidad de diseño.

Controlador de Velocidad Variable (VSC)



CAPITULO II

2 - 33

La Bomba Electrocentrífuga es típicamente poco flexible cuando opera a una velocidad

fija; el equipo está limitado a una gama fija de caudales de producción y a una altura de

columna dinámica generada que es fija para cada caso. El Controlador de VelocidadVariable (VSC) ha ganado rápida aceptación como un accesorio del sistema ESP de gran

valor para aliviar estas restricciones. Permitiendo que se varíe la velocidad del equipo

entre 30 y 90 Hz con lo cual se puede cambiar el caudal, la altura de columna dinámica o

ambas, dependiendo de las aplicaciones. Estos cambios se logran con solo cambiar la

velocidad de operación, sin modificaciones al equipo en el fondo del pozo.

La operación básica del VSC es convertir la potencia de trifásica de entrada, típicamente a

480 voltios, a un suministro de potencia de (directa). Luego, utilizando los

semiconductores de potencia como interruptores de estado sólido, invierte

secuencialmente este suministro de corriente continúa para regenerar 3 fases de salida en

corriente alterna de potencia seudo-sinusoidal, cuya frecuencia y voltaje son controlables.

La flexibilidad en el bombeo fue el propósito original de la aplicación de los VSC a los

sistemas ESP, pero se han logrado obtener muchos otros beneficios. De interés particular

son aquellos que pueden alargar la vida del equipo subsuperficial: el arranque suave, lavelocidad controlada automáticamente, la supresión de transitorios de línea y la

eliminación de los estranguladores en superficie.

El VSC aísla la carga de las interrupciones de entrada y transitorios causados por rayos;

balancea el voltaje de salida para reducir el calentamiento del motor; ignora la inestabilidad

en la frecuencia de los suministros con generador; compensa las caídas de tensión o

desconecta la unidad de la línea; y minimiza la presión eléctrica y mecánica durante el

arranque. Además, dependiendo de la aplicación, el VSC puede mejorar la eficiencia total

del sistema, reducir el tamaño del generador requerido, obviar la necesidad de un

estrangulador, reducir el tamaño de la unidad subsuperficial y proveer funciones de control

inteligentes para maximizar la producción. Todos estos beneficios no pueden lograrse



CAPITULO II

2 - 34

simultáneamente; sin embargo, el usuario puede elegir y seleccionar la combinación más

adecuada para su aplicación.

8. Efectos del VSC en los Componentes del Sistema ESP

Efectos sobre la Bomba Centrífuga

Tal como se mencionara previamente, el desempeño de la bomba centrífuga se caracteriza

por una curva de altura de columna dinámica generada vs. caudal - a alguna velocidad

estándar. Si la velocidad cambia, se genera una nueva curva; una mayor si la velocidad se

aumenta y una más pequeña si la velocidad decrece. Si se acopla la bomba a un motor de

inducción trifásico, y se varía la frecuencia de funcionamiento del motor, su velocidad

cambia en proporción directa al cambio de frecuencia. Por lo tanto, la velocidad de la

bomba y de allí su salida hidráulica puede ser controlada simplemente variando la

frecuencia del suministro de potencia - siempre y cuando los límites de carga del motor y

el voltaje sean observados adecuadamente.

La técnica de combinar las características de desempeño de la bomba centrífuga y del

motor de inducción trifásico, nos permite desarrollar una curva de desempeño para

cualquier frecuencia dentro de los límites útiles (Fig. 2-16). Las siguientes ecuaciones

fueron derivadas en base a estas condiciones (Leyes de Afinidad):

Nuevo caudal de flujo = Nueva frequencia

60 HzCaudal de flujo @ 60 Hz

⋅

Alt. Columna nueva = Nueva frequencia60 Hz Alt. de columna @ 60 Hz ⋅

2

Potencia nueva = Nueva frequencia

60 HzPotencia @ 60 Hz

⋅

3



CAPITULO II

2 - 35


RPM Variable, Graveda especifica = 1.00Bomba electrosumergible de Centrilift

Serie 513

Barriles por Día (42 Galones USA)

Fig. 2 - 16 - Curva característica para una etapa a frecuencia variable

Efectos sobre el Motor

Un motor de frecuencia fija de un tamaño particular tiene un torque de salida máximo

específico, siempre que se suministre el voltaje de placa a sus terminales. Este mismo

torque se puede lograr a otras velocidades variando el voltaje en proporción a la

frecuencia - de esta forma la corriente magnetizadora y la densidad del flujo magnético

permanecerán constantes, y así el torque disponible será constante (a deslizamiento

nominal). Como resultado, la potencia de salida será directamente proporcional a la

velocidad, ya que la potencia se obtiene de multiplicar el torque por la velocidad. Seobservará que esta re-clasificación de motores aumenta la potencia máxima disponible

para un tamaño particular de rotor.

Potencia nueva del motor = Nueva frequencia

60 HzPotencia del motor @ 60 Hz

⋅



CAPITULO II

2 - 36

La Bomba, el Motor y el VSC

Normalmente la bomba es escogida para entregar una cierta salida hidráulica a una

velocidad particular. El tamaño del motor puede seleccionarse de manera que sucapacidad se ajuste a la bomba cuando opera a la velocidad escogida. Por encima de esa

velocidad el motor estará sobrecargado y habrá una condición de baja carga a velocidades

más lentas, debido a la naturaleza cúbica de la carga de la bomba. Esto se refleja en la

corriente consumida por el motor. El amperaje de placa del motor solo será consumido a

la velocidad escogida.

El requerimiento de KVA en la superficie se calcula en la forma normal, incluyendo la

pérdida resistiva en el cable, pero el cálculo se realiza a la frecuencia máxima, ya que esto

representa el requerimiento pico del sistema. Se escoge una unidad VSC cuya capacidad

en KVA se ajuste o exceda los requerimientos.

La característica lineal del rendimiento de potencia del motor intercepta la característica

cúbica de la potencia consumida por la bomba a la frecuencia máxima de diseño. Las

frecuencia de operación más altas podrían generar una situación de sobrecarga del motor

(Fig. 2-17). Estos principios cubren la teoría, pero en la práctica hay varios detallesadicionales que necesitan ser tomados en consideración cuando se diseña un sistema VSC

total.



CAPITULO II

2 - 37

Fig. 2 - 17

Limitación del eje de la Bomba

Debido a que la capacidad de potencia del eje es proporcional a la velocidad, mientras quela potencia requerida por la bomba es una función cúbica de la velocidad, para cualquier

bomba habrá una velocidad por encima de la cual la capacidad nominal del eje será

excedida. Esta capacidad nominal deberá ser revisada para la frecuencia máxima de

operación. Debe reconocerse que operar un eje de bomba a altas frecuencias maximiza su

capacidad para entregar potencia y esto puede ser significativo en las instalaciones donde

la resistencia del eje es un factor limitante.

Límite del alojamiento de la Bomba

La resistencia del alojamiento se define normalmente como una presión diferencial

limitante para las roscas de la carcaza en la descarga de la bomba. Si se excede, las roscas

pueden reventar. Cuando funciona a una frecuencia alta, la presión de válvula cerrada

(flujo cero) generada por la bomba puede exceder este límite. No existe nunca la intención



CAPITULO II

2 - 38

de operar el equipo contra una válvula cerrada, pero los accidentes pueden ocurrir por lo

cual se toman precauciones para evitar esta situación. La detección normal de una baja

carga no es suficiente. Un interruptor para alta presión en superficie, por ejemplo, puede proteger al menos contra los problemas provenientes de bloqueo en las líneas de

producción.

Vibración y Desgaste

La vibración se define como el movimiento de un cuerpo alrededor de un punto de

equilibrio. La vibración hacia los lados con respeto a la longitud del equipo

electrosumergible se denomina vibración lateral. La vibración que tuerce el eje del equipo

ESP es una vibración torsional. Puede ser el resultado de fuerzas causadas por

desbalances, por fricción entre partes o fricción del fluido. Estas fuerzas se encuentran en

cualquier máquina que tenga partes móviles. Otros factores que afectan a la vibración son

el tipo de movimiento en la máquina, la masa, la velocidad, la rigidez, y el

amortiguamiento de la máquina.

Otra característica de la vibración es su periodicidad. Esto significa que puede ser

representada por una sumatoria de funciones sinusoidales de frecuencias diferentes. Unagráfica de la amplitud de la onda senoidal contra la frecuencia de la onda se llama

“espectro de vibración”. Una vibración de gran amplitud a una frecuencia particular, que

es causada por una fuerza relativamente pequeña se llama “frecuencia natural” o

“frecuencia crítica”. La vibración de amplitud grande puede ser potencialmente dañina

para cualquier equipo mecánico.

Las frecuencias naturales están generalmente relacionadas con la raíz cuadrada de la

relación de la rigidez dividida por la masa del sistema. En general, debido a la longitud

grande y al diámetro pequeño del equipo de Bombeo Electrosumergible, la frecuencia

natural del sistema es muy baja. La experiencia ha demostrado que en estas condiciones,

cuanto menor sea la frecuencia natural menores serán los niveles de vibración.



CAPITULO II

2 - 39

El amortiguamiento es otro efecto que reduce la amplitud de la vibración a las frecuencias

naturales. El amortiguamiento crítico es el amortiguamiento que completamente elimina el

efecto de la frecuencia natural. Los sistemas ESP generalmente tienen un amortiguamientoalto debido al fluido del motor en el motor y en el sello, y el fluido que está siendo

bombeado. Las frecuencias naturales no traen como resultado problemas de vibración

excepto en condiciones muy especiales.

Las altas velocidades de operación, como las que se dan con un controlador de frecuencia

variable, incrementarán la vibración debido al desbalance. Las fuerzas debidas a un peso

desbalanceado son proporcionales al cuadrado de la frecuencia de operación. Los

fabricantes toman precauciones parar mantener la concentricidad requerida y prevenir el

desbalance. También balancean las partes rodantes más pesadas, para minimizar los

efectos del desbalanceo en el equipo ESP. El desbalance excesivo, y la vibración

resultante, provocarán el desgaste de cojinetes y el anillo sellante de las etapas.

El desgaste por abrasión es proporcional a la frecuencia de funcionamiento del equipo

ESP. Si el desgaste abrasivo es un problema en un pozo particular, las velocidades de

operación mayores incrementaran el desgaste, pero las velocidades de operación más bajas producirán un desgaste mucho menor. El VSC se puede utilizar en estos casos para operar

a velocidades más bajas a expensas del uso de una bomba y/o motor más grande. En las

áreas donde los costos de remover el equipo son muy altos, esto puede dar como

resultado una reducción de costos operativos totales.

Eficiencia del Motor

La forma de onda del voltaje generado por el VSC es generalmente una onda pseudo-

sinoidal de seis o doce pasos. La forma de onda de la corriente se acerca a la forma

sinusoidal, pero el contenido de armónicos genera mayores pérdidas en el motor (del

orden de 10%). El balance exacto de los voltajes en las tres fases sin embargo, reduce las

pérdidas y la mayoría de los fabricantes de equipos ESP estiman que los dos efectos se



CAPITULO II

2 - 40

cancelan. El incremento proporcional en las pérdidas debido a los armónicos es mucho

más significativo en motores de superficie debido a su mayor eficiencia de base.

La operación a frecuencias elevadas puede aumenta las pérdidas, pero no tan

dramáticamente como se podría esperar. Considerando el caso de flujo magnético

constante, el calentamiento resistivo en los devanados y todas las pérdidas del rotor

permanecen constantes, por lo tanto contribuyen una pérdida porcentual menor a

velocidades más altas. Las pérdidas en el estator son aproximadamente proporcionales a

la frecuencia y por lo tanto no contribuyen en un cambio porcentual, pero las pérdidas de

fricción en el entrehierro son aproximadamente proporcionales al cuadrado de la velocidad

y sí aumenta la pérdida porcentual total a velocidades más altas.

Calentamiento del Motor

Aún si la eficiencia del motor permaneciera constante, la re-clasificación de un motor de

tamaño particular a una potencia más alta a una frecuencia mayor significa que más

kilovatios deben ser disipados a través de una área superficial que no cambia. La

temperatura interna del motor en una instalación real de ESP es determinada por muchos

factores. Las variables más importantes son la velocidad y la viscosidad del fluido amedida que este pasa por la alojamiento del motor, ya que es ésta la forma de remover el

calor del motor. Para compensar el calor adicional generado en una aplicación VSC de

alta frecuencia, los fabricantes recomiendan normalmente mantener una alta tasa de flujo

mínimo pasando por el motor.

Aislamiento del Motor

No hay que preocuparse por las frecuencias entre bajas y normales, pero en frecuencias

altas el aislamiento de los devanados del motor y en particular la conexión del cable de

extensión al motor (pothead) están siendo sobrecargadas más de lo normal ya que el

voltaje aumenta en proporción a la frecuencia. Algunos fabricantes especifican un límite

para el voltaje aplicado a sus motores. Siempre está disponible al menos un pequeño



CAPITULO II

2 - 41

margen por encima del voltaje nominal ya que la unidad está completamente protegida de

sobrecargas, pero una predicción analítica bien definida no es posible.

Arranque

En el campo, un arranque normal directamente conectado a la línea es un evento

pobremente controlado. Idealmente, dos modos son deseables; es preferible un arranque

suave en condiciones de fluido limpio; por otra parte la presencia de arena o carbonatos

requiera de un torque lo más alto posible. Los factores principales que influyen en un

arranque directo de línea son la impedancia del cable y la regulación de suministro de potencia. Ninguno de los dos puede ser alterado de manera que el controlador estándar

siempre entrega un torque excesivo en instalaciones poco profundas, con suministro

fuerte.

El VSC, utilizando a bajas frecuencias, puede desplazar la curva caudal - velocidad del

motor para lograr caudales de flujo más bajos con baja corriente. El VSC también puede

ser ajustado para entregar un máximo torque con corrientes de arranque bajas aumentando

la frecuencia de operación a un valor más alto.

Existe un efecto complicado cuando se introduce un tramo largo de cable entre el VSC y

el motor. La caída del voltaje del cable empieza a ser un porcentaje muy grande del voltaje

requerido en superficie cuando se opera en baja frecuencia - requiriéndose por lo tanto de

un incremento la relación voltios/hertz del VSC para entregar voltios de arranque en el

fondo del pozo. Esto podría saturar a un transformador estándar por lo cual se deben

proveer diseños con baja densidad de flujo magnético para el transformador de salida queentrega el alto voltaje requerido por el motor subsuperficial.

9. Equipos Adicionales

Monitor de Presión y Temperatura de Fondo de Pozo



CAPITULO II

2 - 42

Se pueden obtener datos valiosos del comportamiento de la bomba y del yacimiento

mediante el empleo de sistemas de detección de presión y la temperatura en el fondo del

pozo. Correlacionando la presión del yacimiento con la tasa de producción, un operador puede determinar cuando es necesario cambiar el tamaño de la bomba, cambiar el volumen

de inyección o considerar una intervención del pozo.

Los proveedores de los sistemas ESP ofrecen diferentes tipos de sensores de presión y

temperatura de fondo de pozo. Estos sistemas varían en diseño, costo, precisión,

confiabilidad, operación y capacidad. El sistema típico tiene la capacidad de (1)

monitorear continuamente la temperatura y la presión de fondo del pozo, (2) proporcionar

la detección de las fallas eléctricas, (3) puede colocarse en interfase con el controlador de

velocidad variable para regular la velocidad, y (4) transferencia electrónica de datos.

Transformador

La distribución de la energía eléctrica en los campos petroleros se realiza generalmente a

voltajes intermedios, tal como 6,000 voltios o más. Debido a que el equipo ESP funciona

con voltajes entre 250 y 4000 voltios, se requiere la transformación del voltaje de

distribución.

Los transformadores se proveen generalmente en una configuración de tres máquinas

monofásicas o en una máquina trifásica. Estos transformadores son unidades llenas de

aceite, auto-refrigerables y son poco comunes del punto de vista de que contienen un

número considerable de derivaciones en el secundario que permiten un amplio rango de

voltajes de salida. Este amplio rango de voltajes es necesario para poder ajustar el voltaje

requerido en la superficie para una variedad de posibilidades de caídas de voltaje en el

cable que ocurren debido a las diferentes profundidades en las cuales se instala el sistema

ESP.

Caja de Conexiones



CAPITULO II

2 - 43

La caja de conexiones, algunas veces llamado Caja de Venteo, realiza tres funciones: (1)

proporcionar un punto para conectar el cable proveniente del controlador al cable del

pozo, (2) proporcionar un desfogue a la atmósfera para el gas que pueda migrar por elcable de potencia desde el fondo y (3) proporcionar puntos de prueba fácilmente

accesibles para la revisión eléctrica de los equipos subsuperficiales.

Cabeza de Pozo

La cabeza de pozo está diseñada para soportar el peso del equipo subsuperficial y se usa

para mantener control sobre el espacio anular del pozo. Debe estar equipada con un bonete o un empaquetamiento que proporcione un sello positivo alrededor del cable y de

la tubería de producción, o un penetrador eléctrico. Hay varios métodos disponibles de los

fabricantes de cabezas de pozo para lograr su empaquetamiento. Dependiendo del método

empleado, el empaquetamiento podrá resistir presiones diferenciales que alcanzan los

10,000 psi.

Válvula de Retención

Puede utilizarse una válvula de retención, generalmente ubicada de 2 a 3 tramos de tubería

por encima de la descarga de la bomba, para mantener una columna llena de fluido sobre

la bomba. Si la válvula de retención falla - o si no se instala - la pérdida de fluido de la

tubería a través de la bomba puede causar una rotación inversa de la unidad subsuperficial

cuando el motor está parado. La aplicación de energía durante el período de la rotación

inversa puede causar que se queme el motor o el cable, o que se rompa la flecha de algún

componente.

En las aplicaciones donde es posible la ocurrencia de un bloqueo por gas, es preferible

ubicar la válvula de retención más arriba, a 5 o 6 uniones por encima de la bomba. Esto

proporcionará una columna de fluido capaz de romper un bloqueo de gas en el caso de

que el equipo se pare.



CAPITULO II

2 - 44

En aquellas instalaciones donde no se utiliza una válvula de retención, se debe permitir que

transcurra el tiempo suficiente para que la tubería se drene a través de la bomba antes de

que se vuelva a arrancar el motor. Se recomienda un mínimo de 30 minutos.

Válvula de Drenado o Purga

Cada vez que se utilice una válvula de retención en la tubería de producción, se

recomienda instalar una válvula de drenado inmediatamente por arriba de la válvula de

retención para evitar la eventual remoción de la tubería con todo el fluido contenido en él.

Si no hay válvula de retención no hay razón para que exista una válvula de drenado, ya

que el fluido de la tubería por lo general es drenado a través de la bomba cuando se realiza

la remoción.

Relevador de Rotación Inversa

Puede haber una aplicación del ESP en donde la instalación de una válvula de retención

sea poco conveniente. Tal es el caso, por ejemplo, si se tiene conocimiento de que el

equipo subsuperficial pudiera verse obstruido por carbonatos, arena, asfalto, etc. En estos

casos podría desearse inyectar fluidos producidos, ácidos u otros productos químicos a

través de la tubería de producción para despejar los materiales extraños. Con la instalaciónde la válvula de retención en la tubería, esto no sería posible.

Hay aparatos electrónicos en el mercado que pueden detectar la rotación inversa de la

bomba y evitar el arranque de un sistema ESP durante el tiempo que perdure esta

condición. Las partes electrónicas del revelador de rotación inversa están ubicadas en el

controlador y la unidad de sensores está conectada eléctricamente al cable de potencia

ESP. Cuando el sistema ESP se detiene y se permite que el fluido producido retroceda a

través de la tubería y la bomba, la potencia que está siendo generada por el motor que gira

en reversa puede ser detectada por el relevador de rotación inversa, bloqueando cualquier

intento de arrancar hasta que la condición haya terminado.

Centralizador



CAPITULO II

2 - 45

Los centralizadores son frecuentemente utilizados en aplicaciones del sistema ESP para

ubicar el equipo en el centro del pozo y son especialmente útiles en pozos desviados, para

eliminar el daño externo y para asegurar la refrigeración uniforme del equipo. Hay variostipos de centralizadores disponibles en la industria diseñados para proteger al cable y el

equipo electrosumergible evitando la fricción con las tuberías del pozo.

En ambientes corrosivos donde se utilizan revestimientos para proteger el diámetro

exterior del equipo ESP, los centralizadores pueden ser muy efectivos en la prevención del

daño mecánico al revestimiento durante la instalación del equipo. La experiencia ha

demostrado que si el revestimiento se daña durante la instalación, la corrosión se acelera

en el punto donde se localiza el daño.

Cable de Potencia

La potencia es transmitida al motor electrosumergible por medio de un cable de potencia

trifásico el cual se fija a la tubería de producción por medio de flejes o con protectores

sujetadores especiales. Este cable debe ser pequeño en diámetro, bien protegido del abuso

mecánico y resistente al deterioro de sus características físicas y eléctricas por efecto de

los ambientes calientes y agresivos de los pozos.

Los cables están disponibles en una variedad de tamaños de conductor, que permiten una

eficiente adecuación a los requerimientos del motor. Estos pueden estar fabricados en

configuraciones redonda o plana con armaduras de acero galvanizado, acero inoxidable, o

de monel, capaces de soportar los ambientes agresivas de un pozo petrolífero o de agua.

Todos los cables están fabricados con especificaciones rigurosas empleando materiales

especialmente diseñados para diferentes aplicaciones.

Cable Plano de Extensión del Motor (MLE)

El cable plano de extensión del motor pasa desde el motor a lo largo de la sección sello, el

separador de gas, y la bomba, más un mínimo de 6 pies por encima de la cabeza de

descarga de la bomba. Es normalmente necesario utilizar una construcción de cable plano



CAPITULO II

2 - 46

debido al limitado espacio anular entre el diámetro exterior del equipo y el diámetro

interior de la tubería de revestimiento, aunque, si el espacio existe, existe también cable

redondo.

Flejes

Los flejes se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería de producción. Se utiliza

generalmente un intervalo de 15 pies (5 metros) entre los flejes. Se utilizan también los

flejes para fijar el cable de extensión del motor a la bomba y al sello; se recomienda el uso

de un fleje cada 18 pulgadas y el empleo de guardacables para máxima protección.

Los materiales básicos utilizados en la construcción de los flejes son el acero al carbón, elacero inoxidable y el monel. Los materiales varían también en el ancho y espesor,

proporcionando más fuerza y soporte.

Protectores Para Cable

Se utilizan protectores especiales para el cable aportándose mayor protección mecánica en

aquellos casos donde los pozos son desviados. Estos protectores son básicamente de dos

tipos: (1) protectores en las uniones de la tubería (“cross-coupling”) - protegen y sujetan

al cable en la zona de mayor riesgo: donde el diámetro de la tubería de producción es

mayor; (2) protectores para el medio de cada tubo - proveen protección adicional. Los

materiales pueden variar bastante pero estos protectores son generalmente de metal

colado (acero común, inoxidable, etc.) o de algún tipo de caucho.



CAPITULO III

3 - 1

CAPITULO III

1. Aplicaciones del Sistema ESP

Introducción

Como se dijera anteriormente, una unidad de bombeo electrocentrífuga consta

básicamente de un motor eléctrico con su sello, una bomba centrífuga multietapas con una

succión o entrada adecuada, cable de potencia redondo y/o plano, cable de extensión del

motor, controlador del motor y transformador de potencia. Además del equipo básico - y

dependiendo de la aplicación - se podrá requerir de varios accesorios, como pueden ser niples de botella, guardacables, flejes, carretes y soportes, válvula(s) de retención,

válvula(s) de drenado, centralizadores, un sistema sensor de presión y temperatura del

fondo del pozo, etc.

Todo el equipo básico y accesorios están disponibles en varios tamaños y tipos para

satisfacer los diferentes requerimientos de las aplicaciones, tal como el tamaño de la

tubería de revestimiento, el volumen de producción, el levantamiento total, el suministro

de potencia disponible y los reglamentos ambientales y de seguridad. El equipo puede ser

modificado, ensamblado e instalado de diferente manera dando lugar a diferentes

configuraciones de instalación para los distintos casos. A continuación se describen

algunas de las configuraciones más comunes usadas en la industria petrolera.

Configuración con Chaqueta

Esta configuración es esencialmente la misma que la estándar o la convencional descrita

anteriormente. La diferencia principal radica en que el equipo eléctrosumergible se asienta

en, o por debajo, de los intervalos perforados (disparos). El enfriamiento del motor se

logra rodeando la carcaza del motor con una chaqueta (camisa) hasta un punto por encima

de la succión de la bomba (Figura 3-1).



CAPITULO III

3 - 2

La chaqueta del motor puede ser de extremo abierto o cerrado, usando un "stinger". La

longitud de la camisa es tal que cubra totalmente la entrada de la bomba, la sección sello y

el motor. El fluido producido es conducido en este caso desde las perforaciones haciaabajo y a lo largo del diámetro exterior de la camisa y luego dirigida a la entrada de la

bomba a través del espacio anular entre el diámetro exterior del motor y el diámetro

interior de la chaqueta.



CAPITULO III

3 - 3

Fig. 3-1 - Configuración con Chaqueta

Se opta frecuentemente por utilizar una chaqueta ya sea para aumentar la velocidad del

fluido que pasa por el motor y mejorar el enfriamiento del mismo o como un separador de

gas cuando se coloca por debajo del intervalo de perforaciones. El proceso de separación

de gas utiliza la diferencia de densidades de los fluidos para la separación. También es

posible invertir la chaqueta e instalar la unidad por encima de las perforaciones y utilizarla

como un separador de gas.

Bomba de Alimentación o Refuerzo (Booster)

En esta aplicación, se utiliza la bomba electrocentrífuga como una bomba de refuerzo paraaumentar la presión de entrada. La unidad se instala en una sección vertical poco profunda

de la tubería de revestimiento a la cual se le denomina comúnmente la “lata” (“canned

pump” o bomba “enlatada”). Se conecta la línea de alimentación a la “lata” la cual

alimenta el fluido a bomba. El equipo se ensambla en configuración enchaquetada (Figura

3-2) con la camisa suspendida desde la superficie.

Dependiendo del caso, se podrán conectar varias bombas de refuerzo en serie o en

paralelo. En la conexión en serie, la descarga de una bomba alimentadora es conectada a la

entrada de la bomba siguiente. En dicho sistema, la capacidad de flujo a través de las

diversas bombas permanece constante mientras que la presión aumenta a medida que el

fluido pasa de una bomba a la siguiente. Por otra parte, en una conexión paralela, las

bombas de refuerzo están conectadas a un colector de descarga común en el cual la

presión de descarga es la misma, pero las tasas de producción se suman.

Las bombas eléctrosumergibles que se utilizan como reforzadores de presión sonfrecuentemente empleadas para añadir presión a los oleoductos o tuberías de gran

extensión bombeando el fluido producido a las instalaciones de almacenamiento y proceso.

Dicho sistema se utiliza también para incrementar la presión en los sistemas de inyección

de agua en los proyectos de recuperación de presión en yacimientos. Dado que la presión



CAPITULO III

3 - 4

interna en el motor está equilibrada, los sellos mecánicos funcionan con diferenciales de

presión muy bajos. En consecuencia son eliminados de hecho los problemas de sellos

generalmente hallados en bombas de turbinas de eje vertical u horizontal, y se puedeoperar con presiones de succión más altas. El sistema proporciona además un

funcionamiento libre de vibración y ruido ya que todo el equipo en rotación está instalado

por debajo de la superficie.

Fig. 3-2 - Configuración de la Bomba de refuerzo



CAPITULO III

3 - 5

Fig. 3-3 - Sistema con Dos Pozos

Sistema de Producción e Inyección Directa

En esta caso, el equipo eléctrosumergible convencional está instalado en un pozo de

suministro de agua y el agua producida es inyectada directamente en un pozo de inyección

(Figura 3-3). También es posible inyectar el agua producida en varios pozos de inyección

simultáneamente.

Dicho enfoque puede reducir considerablemente las inversiones de capital ya que el

sistema no requiere de instalaciones de almacenamiento en la superficie, bombas de



CAPITULO III

3 - 6

superficie ni de equipos auxiliares asociados. Como el sistema es cerrado, el control de la

corrosión se simplifica considerablemente.

Otra ventaja significativa del sistema es el hecho que la curva de altura-caudal inherente de

la bomba centrífuga se adapta plenamente a los requerimientos de inyección de un

proyecto de recuperación secundaria “waterflood”. En la primera etapa del proyecto de

inyección de agua, el yacimiento requiere de altas tasas de flujo a presiones de inyección

relativamente bajas. Sin embargo, a medida de que el yacimiento se llena, la tasa de flujo

declina y la presión de inyección aumenta. Todo el sistema puede ser diseñado

eficientemente teniendo en cuenta los requerimientos futuros. En tal caso, el equipo puede

ser modificado económicamente para cumplir con las condiciones variables del yacimiento.

Sistema de Inyección Horizontal

El sistema de inyección horizontal (Fig.3-4) es una bomba de alto volumen y alta presión

que se ajusta idealmente a las operaciones de inyección de agua, como bomba de

transferencia o para reforzar la presión en tuberías. El equipo mueve el fluido utilizando

una bomba centrífuga subsuperficial de tipo estándar, impulsada por un motor eléctrico

superficial estándar clase A o B, por intermedio de una cámara de empuje especialmentediseñada. No hay cárter ni pistón, porque la sección de bombeo y el sello se enfrían con el

mismo fluido bombeado.

Fig. 3-4 - Sistema de Inyección Horizontal



CAPITULO III

3 - 7

El Sistema de Inyección Horizontal puede fabricarse para un amplio rango de tamaños de

bomba y con capacidades desde 700 bpd a 40,000 bpd y presiones de descarga que

alcanzan casi 4,500 psi. Para casos especiales pueden proveerse presiones de descarga aúnmás altas. También pueden ser instalados en paralelo para grandes volúmenes y como

equipos de respaldo para cubrir emergencias.

El Sistema de Inyección Horizontal tiene un colector de succión estándar y está

típicamente limitado a una presión máxima de succión de aproximadamente 200 psi. Sin

embargo, para aplicaciones especiales, se dispone de múltiples de succión capaces de

manejar presiones en el rango de 200 a 1,500 psi y de 1,500 a 2,000 psi. También hay una

limitación de presión mínima, requerida para prevenir la cavitación, dependiendo del

diseño de la bomba.

Sistema de Inyección “Canteslope®”

Frecuentemente los sistemas de bombeo de inyección en superficie requerirán poder

soportar altas presiones de succión. El siguiente sistema ESP montado en superficie fue

diseñado para alimentar presión a un pozo de inyección de agua, adaptándose a altas

presiones de succión o entrada (2,600 psi).

El sistema “Canteslope®” consiste de un tramo de tubería de revestimiento de pozo con

bridas, soportado en una posición ligeramente inclinada (aproximadamente a 5 grados con

la horizontal) y montado en un patín “skid”. Un motor electrocentrífugo estándar con su

bomba, entrada, y sección sello se instalan dentro del revestimiento para suministrar el

incremento de presión requerido en la cabeza de pozo de inyección (Fig.3-5).



CAPITULO III

3 - 8

Fig. 3-5 - Sistema “Canteslope®“

Instalación del sistema ESP con Empacador Profundo

Una aplicación relativamente común es incluir en la instalación del equipo

eléctrosumergible el uso de un empacador (Fig. 3-6). Este diseño se puede realizar para

atender varios requerimientos, tal como producir dos zonas sin mezclar fluidos o resolver

el problema de las averías del cable debido a la saturación de gas en un pozo de alta

presión. El empacador estará equipado con un penetrador eléctrico para proporcionar una

conexión rápida empleando conexiones prefabricadas o preinstaladas. Para evitar dañar al

cable, se recomienda instalar una unión ajustable por debajo del empacador para tensar

ligeramente el cable de extensión del motor

Instalación con Herramienta By-Pass ("Y"-Tool).

La herramienta "Y" es una herramienta de producción que permite realizar sondeos de

fondo de pozo con un equipo de alambre de acero “wireline” cuando se opera una bomba

electrocentrífuga en el pozo. La herramienta se instalará junto con la bomba y está

diseñada para no afectar el funcionamiento normal de la misma. La figura 3-7 muestra una

instalación típica de un equipo eléctrosumergible con herramienta "Y".

Esta herramienta proporciona un medio de adquirir información de la presión o

temperatura y su uso ha sido valiosísimo para hallar y bloquear aportes indeseables de

agua o gas desde subzonas productivas. Otros usos incluyen: el monitoreo de movimiento



CAPITULO III

3 - 9

del agua, la circulación del pozo, la aplicación dirigida de ácidos, la perforación de nuevos

horizontes, y la completación en configuración múltiple de equipo ESP.

El principio básico de la herramienta es proporcionar una disposición de la tubería por

medio de la cual la bomba se coloca desplazada de manera de permitir un camino recto y

sin obstáculos para el paso de las herramientas de sondeo. El conjunto de la herramienta

"Y" tiene tres partes principales: 1) la herramienta misma, diseñada para permitir el flujo

desde la bomba a la tubería de producción con una restricción mínima, 2) un tapón de

bloqueo, válvula estacionaria o tapón de sondeo se utiliza para aislar la tubería de

derivación (“by-pass”) cuando el pozo está en producción, y 3) el tubo de derivación

propiamente dicho, que está fijado de forma segura al ensamble del equipo

eléctrosumergible.

.



CAPITULO III

3 - 10

Equipo ESP

Fig. 3-6 - Equipo Eléctrosumergible con Empacador



CAPITULO III

3 - 11

Fig. 3-7 - ESP con Herramienta By-Pass (Y-Tool)

Bomba de Refuerzo con Entrada en el extremo inferior

La Bomba de Refuerzo con Entrada en el Extremo Inferior y con camisa refrigerante fue

desarrollada para bombear fluidos desde cavernas, minas, pozos, o cualquier zona o

recipiente en donde se necesite bajar el fluido al nivel más bajo posible. En una bomba



CAPITULO III

3 - 12

sumergible convencional, el motor se encuentra colocado debajo de la bomba. Para

enfriar el motor, el fluido bombeado pasa por el motor y se lleva el calor. Si el motor

estuviera localizado encima de la bomba, no habría enfriamiento.

Obviamente, el nivel del fluido no puede ser bajado por debajo de la entrada de la bomba,

porque esto podría causar cavitación en la misma. Aún si esto fuera posible, queda un

mínimo de distancia igual a la longitud del motor más la longitud de la sección sello sobre

el fondo del piso de la caverna (o aplicación similar) hasta la entrada de la bomba.

La configuración de la Bomba de Refuerzo con Entrada en la parte Inferior resuelve el

problema de bajar el nivel del fluido a un mínimo y proporcionar a la vez refrigeración almotor. Sobre el motor hay una sección de sello convencional y una bomba convencional.

El motor está equipado con una base especial. La flecha se extiende a través de éste para

impulsar a la sección de sello inferior y la bomba de refuerzo de succión inferior. El motor

y la bomba inferior están encerradas en una camisa, que se extiende por debajo del

ensamble.

Una pequeña sección de bombeo de igual o mayor capacidad al de la bomba superior es

montada por debajo del motor. Este es el alimentador y tiene suficientes etapas como para

proveer una presión positiva y alimentar la entrada de la bomba convencional colocada en

la posición normal. Un pequeño ensamble montado por encima de la bomba de entrada

por el fondo sella el fondo del motor y soporta el empuje axial de la bomba alimentadora.



CAPITULO III

3 - 13

Fig. 3-8 - Bomba de Refuerzo con Entrada en el extremo inferior

2. Operación de Bombas Electrocentrífugas en Ambientes Agresivos

En los últimos años el número de pozos operando en ambientes agresivos ha aumentado

notablemente. El mejoramiento de los equipos ESP ha permitido la operación de equipos



CAPITULO III

3 - 14

eléctrosumergibles en pozos con ambientes agresivos donde las expectativas de vida útil

de funcionamiento son cada vez mejores.

Las condiciones de operación más comunes que desafían a la vida útil de operación de los

equipos ESP en los pozos más agresivos son la alta temperatura, los fluidos de pozo que

contienen materiales abrasivos, los fluidos corrosivos, y las altas relaciones de gas-aceite.

Otro reto ha sido la necesidad de producir grandes volúmenes de pozos que tienen

tuberías de revestimiento de poco diámetro, como ser 5 1/2 pulgadas (140 milímetros) o

menos. Cada una de estas condiciones afecta el sistema de bombeo de una manera

específica y requiere de soluciones singulares que se explicarán con más detalle.

Pozos con Altas Temperaturas

La tendencia en la aplicación de las bombas sumergibles ha sido hacia la instalación en

yacimientos con temperaturas cada vez más elevadas. Estos yacimientos de alta

temperatura se encuentran típicamente cuando las profundidades de la instalación

comienzan a ser mayores o cuando se emplean métodos de recuperación secundaria tales

como la inyección de vapor en el yacimiento.

Las bombas sumergibles de diseño estándar se aplican comúnmente en pozos con

temperaturas ambientales de aproximadamente 220°F (105°C) a 240°F (115°C). Sin

embargo, durante los últimos cinco años, el límite superior para las aplicaciones ESP ha

alcanzado temperaturas hasta 300°F (150°C). Con el fin de mantener una adecuada vida

útil para el equipo a esta temperatura de fondo de pozo, se han hecho cambios importantes

en el diseño y en los materiales del motor.

El sistema de aislamiento ha sido mejorado por medio de la selección cuidadosa de losmateriales dieléctricos del aislamiento fase-fase y fase-tierra. Se ha encontrado que los

materiales epóxicos se desempeñan mejor como material de recubrimiento de los

devanados que los barnices convencionales.



CAPITULO III

3 - 15

Muchas de las tolerancias de los componentes rotatorios del motor han sido cambiados

para compensar la mayor dilatación térmica que necesariamente ocurre debido a las altas

temperaturas de operación. Se ha requerido de gran cantidad de pruebas y de desarrollo para predecir la cantidad de dilatación térmica y poder hacer ajustes finales al diseño.

Debido a los elevados esfuerzos magnéticos y eléctricos en las conexiones internas del

motor, lo mismo que a las altas temperaturas, la tendencia ha sido al uso de materiales

fluropolímeros especiales. Se han desarrollado procesos que permiten las conexiones

confiables a los devanados del motor, para que puedan resistir las altas temperaturas.

Para utilizar adecuadamente un motor eléctrosumergible, es importante que lacombinación de la temperatura del pozo y el incremento de la temperatura del motor no

supere la capacidad térmica nominal de los materiales del aislamiento del motor. Para la

mayoría de los motores Centrilift, la capacidad térmica de aislamiento es de 392°F

(200°C). La vida útil dieléctrica del sistema de aislamiento cumple con la Regla de

Arhenius. Esta dice que la vida útil se reduce a la mitad con cada incremento de diez

grados centígrados por encima de la temperatura nominal del aislamiento. La vida útil

térmica estimada para un sistema de aislamiento operando a la temperatura nominal es delorden de los 15 años.

Debido a la complejidad de las condiciones del bombeo de fondo de pozo y el uso

difundido del VSC, puede ser necesario en algunos casos el uso de un motor más grande

de lo que requiere la carga de la bomba. Para seleccionar el tamaño de la carcaza de

potencia adecuada en un aplicación dada, debe tomarse en cuenta que el incremento de la

temperatura del motor es una función de la carga aplicada, del diseño del motor, el voltaje

del motor, la forma de onda del voltaje, y de las características de disipación térmica para

cada caso particular.

Para un determinado motor, cuanto mayor es la potencia que entrega su rotor, mayor es el

incremento de temperatura en el motor, para iguales condiciones del medio. Por lo tanto,



CAPITULO III

3 - 16

el incremento de la temperatura en el motor puede reducirse reduciendo la carga aplicada

como porcentaje de la carga nominal del motor. De hecho, el uso de un motor de mayor

potencia que la requerida por la bomba, es el método más utilizado en las aplicacionesagresivas para reducir el incremento del calor a límites aceptables.

Tres factores del diseño del motor afectan al incremento de la temperatura del mismo. El

primer factor de diseño es la eficiencia. A mayor eficiencia, menor calor generado en el

motor y menor el incremento de la temperatura en un ambiente constante. El segundo

factor es la eficiencia de la conductividad térmica. Como se dijera anteriormente, se ha

reconocido que el recubrimiento epóxico aumenta la conductividad térmica, por lo cual se

mejora la disipación del calor de los devanados del motor en comparación con el

revestimiento de barniz clásico.

El factor final que afecta al aumento de la temperatura del motor, es la característica de

disipación del mismo ambiente del pozo. Qué tan efectivamente es enfriado el motor por el

ambiente del pozo es una función de la tasa de producción del fluido producido, las

propiedades del fluido relacionadas con el calor específico y la tendencia del pozo de

cubrir el motor con carbonatos, precipitados u otros depósitos. La cantidad de fluido que pasa por el motor puede ser calculada en pies por segundo (ft/sec). Se recomienda que el

fluido que pasa alrededor del motor tenga una velocidad mínima de 1 ft/sec para mantener

el motor operando a una temperatura adecuada. Debe ser tomado en cuenta el rango de

variaciones de flujo potenciales cuando se utiliza un VSC.

Las propiedades importantes del fluido incluyen: el corte de agua, la gravedad específica

del fluido, la cantidad de gas libre que fluye por el motor y la tendencia de pozo de

producir emulsiones. Dado que cada uno de estos factores puede tener un efecto

significativo en el calor específico resultante para el fluido producido, se deben considerar

al determinar el aumento de temperatura.



CAPITULO III

3 - 17

La forma de la onda del voltaje es importante ya que el equipo electrosumergible se utiliza

tanto con aplicaciones de conexión directa, con ondas sinusoidales, como en las

aplicaciones cuasi-sinusoidales del VSC. Ya que el VSC no proporciona una salida devoltaje de onda sinusoidal pura, existe alguna proporción de corrientes armónicas. Estas

armónicas generan calor adicional en el motor, alrededor del 10%, lo cual no es

significativo en las aplicaciones más comunes. En aplicaciones más complejas y hostiles, el

aumento de temperatura a causa de los armónicos se debe tener en cuenta de manera que

se pueda lograr una vida útil adecuada.

El cambio de las siguientes variables ayuda a disminuir la temperatura de operación del

motor:

• Disminución de la temperatura del fondo del pozo (BHT)

• Aumento del corte de agua (W.C.)

• Reducir la presencia de gas libre alrededor del motor

• Aumento en la velocidad del fluido que pasa alrededor del motor

• Eliminación de carbonatos “scale” o productos corrosivos de la parte exterior del

motor

• Mejorar la eficiencia del motor

• Mejorar conductividad térmica de los componentes del motor

Con tantos aspectos y con tanta complejidad, ¿Cómo haremos para seleccionar el motor

adecuado para una instalación dada? Ya que la temperatura del pozo generalmente se

conoce, la suma de la temperatura del pozo mas el incremento de temperatura del motor

debe ser menor que la máxima temperatura nominal del material del aislamiento del motor.

Si no fuera así, se debe entonces seleccionar el motor que le sigue en potencia y revisar loscálculos.

Además del motor, se requiere de modificaciones en la sección sello, la bomba, y el cable.

Las tolerancias para los componentes en rotación usadas en el motor deben ser utilizadas

también para la sección sello y en la bomba en aquellos cojinetes que son críticos. Deben



CAPITULO III

3 - 18

seleccionarse cuidadosamente los elastómeros y deben ser diferentes de aquellos usados en

un diseño estándar. El uso de elastómeros de tipo etilén-propilén monodieno (EPDM) han

dado el mejor rendimiento en las aplicaciones de alta temperatura. Algunos elastómeros de base fluorocarbono han demostrado también ser efectivos.

Con respecto al cable de potencia, nuevamente los elastómeros del tipo EPDM han

proporcionado el mejor rendimiento para el aislamiento y el recubrimiento del cable. En

algunos casos los cables deberán tener el material aislante recubierto con una chaqueta de

plomo debido a los gases corrosivos que se encuentran en el fondo de pozo.

Efectos del Gas Libre en la Bomba Eléctrosumergible.

Como se mencionó anteriormente, la presencia del gas libre puede causar un efecto

negativo en el desempeño de la bomba. La

El problema básico radica en que una bomba centrífuga no es un compresor de gas

eficiente. Por lo tanto, se puede esperar un deterioro progresivo en la altura de columna

generada en la descarga de una bomba a medida que aumenta la relación de gas libre. La

investigación y las pruebas han demostrado que a medida que la relación entre el gas librey el líquido alcanza valores del 8% al 10% por volumen en la bomba, el funcionamiento de

la bomba se deteriora. Con relaciones más bajas se puede esperar que la bomba funcione

sin dificultad. Varias soluciones potenciales a la interferencia del gas han sido descritas en

la literatura;

1. Incorporar el uso de un separador de gas centrífugo.

2. Aumentar la presión de entrada de la bomba bajando la unidad a mayor profundidad oreduciendo la tasa de producción, o combinando las dos.

3. Ubicar la succión de la bomba por debajo de los intervalos de perforación en la tubería

de revestimiento. Esta medida aprovechará la separación natural del gas y del líquido



CAPITULO III

3 - 19

debido a la flotabilidad de las burbujas de gas. Cuando se utiliza este método, se

requiere de una chaqueta para refrigerar al motor.

4. Emplear el diseño de bombas cónicas “Tapered Pumps”. Las bombas cónicas utilizan

varios tipos de etapas con capacidades diferentes. Debido a que el fluido es

compresible, su volumen decrece a medida que es aumentada su presión en cada etapa

individual. Este cambio volumétrico puede ser lo suficientemente importante como

para requerir de dos o más tipos de etapas para mantener la operación dentro del

rango recomendado de capacidad para dichas etapas.

La experiencia adquirida de muchas aplicaciones, se ha demostrado que una combinaciónde una o más de éstas soluciones permite que las bombas electrocentrífugas puedan operar

efectivamente en aquellos pozos que tienen relaciones relativamente elevadas de

gas/líquido. El gas llega a ser un factor limitante solamente en aquellos casos donde el

pozo produce principalmente gas y sólo una pequeña cantidad de fluido líquido.

Pozos con Fluidos Abrasivos

Muchos ambientes de pozos profundos, calientes y hostiles contienen fluidos abrasivos.

Esta condición es más frecuente en formaciones de rocas areníferas no consolidadas en

donde las partículas de arena tienden a ser desalojadas de la formación y a ser succionadas

por la bomba. La falla de la bomba centrífuga en estas condiciones es debido al desgaste

abrasivo y al desgaste cortante debido a la erosión.

Intervienen muchos factores en la selección adecuada de las opciones AR (Resistentes a la

Abrasión) para una bomba electrosumergible en un ambiente abrasivo particular. Decir

simplemente que el pozo produce arena no es información suficiente para seleccionar la

opción que será requerida. Ya que todos los pozos son diferentes, se requerirán diseños



CAPITULO III

3 - 20

especializados para que se ajusten técnica y económicamente al pozo. Es por esto que

Centrilift ofrece una amplia gama de bombas resistentes a la abrasión.

Hay generalmente tres tipos de patrones de desgaste que se observan en las bombas que se

encuentran operando en ambientes abrasivos: 1) Desgaste radial en los cojinetes de la

cabeza y de la base, también en las etapas. 2) Desgaste de empuje axial ascendente o

descendente en las superficies de roce de la etapa y 3) Desgaste erosivo en la zona del

paso de fluido en las etapas debido a la alta velocidad y abrasividad de la arena. Este

último tipo de desgaste generalmente no es un problema ya que la bomba, en la mayoríade los casos, se desgastará primero siguiendo los dos primeros patrones descritos

anteriormente.

Debido a que la mayoría de las bombas son de diseño de impulsor flotante, el desgaste

primario ocurre primero en las superficies de roce entre el impulsor y el difusor. El

desgaste severo en esta área destruye las arandelas de empuje y causa el contacto metal

con metal que destruye a su vez a las etapas y traba la bomba. El desgaste radial tambiéntiene lugar en las áreas de los cojinetes causando la rotación excéntrica de los impulsores

aumentando la vibración de la bomba. Si el desgaste de la superficie de empuje no provoca

la falla, la vibración causada por el desgaste radial causará el ingreso de fluido del pozo a

través de los sellos mecánicos del sello y el motor experimentará una falla de aislamiento.

Varios factores deben ser tenidos en cuenta para hacer una determinación de la

configuración adecuada de la bomba. La cantidad de arena, generalmente expresada por la

relación peso/volumen o como porcentaje, es de obvia preocupación. Sin embargo, hay

otro grupo de características que tienen que ser examinadas cuando se determine la

naturaleza abrasiva para un caso particular:



CAPITULO III

3 - 21

1) Cantidad de Arena

Es la cantidad de arena producida.

2) Solubilidad en Ácidos

Es el porcentaje de muestra no soluble en ácido concentrado.

3) Distribución del tamaño de la partícula

Este es el porcentaje de la muestra que cabrá dentro de las tolerancias de las

bombas. El porcentaje total de la muestra retenida en - y que pasa a través de - una

malla estándar “USA Standard Sieve No. 100, norma A.S.T.M. E-11”.

(Equivalente a la malla Tyler 100).

4) Cantidad de cuarzo

Este es el porcentaje de cuarzo en la muestra.

5) Geometría de la partícula de Arena

Esta es la forma del grano de arena (angulosidad), determinada por examenmicroscópico. Las formas pueden ser puntiaguda, afilada o suave; entre más

angular sea la arena, mayor será su desgaste abrasivo.

El empleo de los criterios anteriormente mencionados ayudará a estimar la tecnología AR

adecuada. Centrilift posee los medios para analizar una muestra de arena y ponderar las

características anteriormente mencionadas. La posibilidad de disponer de toda la

información anterior nos permite hacer la mejor recomendación posible para las

necesidades de bombeo del cliente.

El método para predecir el desgaste abrasivo no es una ciencia exacta, por lo tanto, nada

puede substituir la calidad de la información proveída de las condiciones del equipo



CAPITULO III

3 - 22

electrosumergible previamente instalado (Bomba, tubulares, cabeza de pozo, equipo

superficial de línea y todo el equipo de levantamiento artificial subsuperficial previamente

utilizado). Para obtener la mejor recomendación posible, se debe obtener una muestra del

material abrasivo y enviarlo a Centrilift para su análisis. Enviar la máxima información

posible sobre experiencias anteriores. Cuanto más información reciba el Depto. de

Ingeniería, más exacta será la recomendación. Los fabricantes de bombas sumergibles

tienen varias opciones disponibles para mejorar la operación de la bomba centrífuga en

ambientes abrasivos.

Las siguientes configuraciones de la bomba pueden ayudar a demorar el proceso de

desgaste que ocurre en la operación de equipos eléctrosumergibles en medios agresivos.

Bomba de Compresión

Esta bomba es para ambientes abrasivos poco agresivos. Utiliza una configuración de

bomba estándar, pero en lugar de permitir que los impulsores "floten" individualmente

entre los difusores, los impulsores están montados uno sobre el otro y se dice que están"fijos". Esto evita que las fuerzas de empuje axial descendente del impulsor rocen con las

arandelas de empuje del difusor. El empuje descendente es transferido al eje de la bomba y

absorbido por el cojinete de empuje en el sello. La bomba no sufrirá de desgaste de

empuje descendente. Esta bomba es todavía susceptible al desgaste radial porque no hay

un apoyo radial adicional sobre el material de la etapa estándar. Existen limitaciones en el

cojinete de empuje del sello en cuanto a la carga que puede soportar basado en la

profundidad del pozo y si la etapa es flotante o fija. Para altas cargas es necesario el uso

de un cojinete de alta capacidad en la cámara de empuje del sello.

Bomba con Cojinetes de Caucho



CAPITULO III

3 - 23

Este diseño ha sido utilizado en la industria durante años en los casos que presentan

abrasivos poco agresivos. Es similar a una bomba estándar excepto de que cada 0.5 a 1.0

pie, dependiendo de la longitud de la etapa de la bomba, se coloca una etapa especial que

incorpora un manguito recubierto de material elastomérico que gira en el cubo de Ni-

Resist del difusor. Esto proporciona un soporte radial bueno pero no protege del empuje

axial descendente. El material elastómero de los manguitos es sensible a las altas

temperaturas de fondo de pozo (>230° F), al gas y puede ser susceptible a diferentes tipos

de tratamientos químicos. Sin embargo, es adecuado para gran cantidad de aplicaciones y

su costo inicial es relativamente bajo.

Bomba con Cojinete de Soporte Radial (Estabilizador)

Esta bomba es para uso en aplicaciones abrasivas moderadas. Es similar a una bomba de

cojinete de caucho excepto que el material del manguito y del inserto del difusor es

reemplazado por Carburo de Tungsteno el cual es un material de alta dureza. Este material

tiene alta capacidad de resistencia al desgaste abrasivo y cuenta con una considerable

rigidez mecánica.

El diseño de Soporte Radial, para cualquier material AR seleccionado, mejora solamente

el soporte radial de la bomba. No se afecta la resistencia a la abrasión por empuje axial

descendente con este diseño. El costo dependerá de cuántos cojinetes se querrán utilizar y

del material empleado en estos.

Los cojinetes pueden colocarse en la bomba en cualquier configuración deseada; por

ejemplo, 1 de cada n etapas o acumuladas en cualquier posición en la bomba, como ser en

las últimas 5 etapas. Esta configuración puede variar de pozo a pozo dependiendo de las

características de estos y de consideraciones económicas. Si no se sabe qué espaciado se



CAPITULO III

3 - 24

va a emplear en los cojinetes, se recomienda usar el mismo espaciado adoptado para una

bomba de cojinete de caucho que es de 0.5- 1 pie de distancia de separación.

Bomba de Compresión Resistente a la Abrasión "ARC"

Esta bomba es para medios abrasivos de moderados a agresivos. Es la combinación del

estabilizador y el diseño de bomba de compresión. Las etapas con cojinetes endurecidos se

ubican como se desee y a las etapas se las configura en compresión. Esto proporciona un

soporte radial muy bueno y la carga del empuje axial de las etapas se transfiere vía el eje

de la bomba al cojinete de empuje de la sección sello.

Este diseño se halla muy difundido hoy en día porque incorpora el cojinete en la etapa, lo

cual no requiere de una longitud adicional de la carcaza y por su versatilidad de diseño y

metalurgia que se ajusta al presupuesto de cualquier pozo. Nuevamente, el costo variará

en base al número de cojinetes deseados y de la metalurgia de las mismos.

Bomba Resistente a la Abrasión "AR"

Esta bomba es buena para los ambientes agresivos. Tiene insertos de Carburo de

Tungsteno y cojinetes de soporte en cada etapa para manejar el desgaste radial y el

originado por el empuje axial (fig. 3-8). Las pruebas de campo han demostrado que este

diseño tiene una vida útil notablemente superior al de las bombas estándar. No tiene

limitaciones de profundidad, excepto las mismas impuestas para las bombas estándar. Las

áreas de uso óptimas para esta bomba son los campos con costos de pulling (remoción)

son muy elevados, tal como los que se encuentran costas afuera, en otros lugares aislados

o en donde se encuentran abrasivos extremadamente agresivos.



CAPITULO III

3 - 25

Fig. 3-8 - Bomba resistente a la corrosión

Este tipo de bombas resistentes a la abrasión fueron originalmente desarrolladas para

aplicaciones en el Mar de Norte, las cuales luego de un continuo plan de desarrollo e

investigación han mejorado notablemente el tiempo de operación con respecto a la bombastradicionales. Este desarrollo está abriendo las puertas para la aplicación de las bombas

electrocentrífugas en ambientes aún más difíciles. La clave para éste diseño fue la

metalurgia especialmente endurecida ubicada estratégicamente a lo largo de la bomba y

que es capaz de resistir la abrasión de la arena. La figura 3-8 representa un diseño de etapa

de bomba resistente a la abrasión.

Pozos con Fluidos Corrosivos. A medida que el uso de las bombas eléctrosumergibles se extiende a pozos más profundos,

la presencia de fluidos corrosivos ha llegado a ser más dominante. Además, la difusión de

los métodos de recuperación terciarios incluyendo el uso de la inyección de CO2 ha

incrementado los problemas de corrosión. Debido a que el material que compone la



CAPITULO III

3 - 26

superficie exterior de una unidad de bombeo electrosumergible estándar ha sido el acero

de bajo carbón, dichos ambientes agresivos han creado cuantiosos problemas de fallas

debido a la corrosión.

Las primeras soluciones incluían la aplicación de un revestimiento epóxico o de poliéster a

la superficie de acero de bajo carbón. Otras técnicas adicionales incluyen la utilización de

revestimientos metalizados en donde fueron aplicados el acero inoxidable o monel a la

superficie del equipo usando un método de rociado bajo llama. Cada una de estas

soluciones tenía la desventaja de ser susceptibles a daño causados por el roce mecánicodurante la instalación en el pozo. Cuando esto ocurría, se producía una corrosión

acelerada en las áreas que no estaban protegidas donde se había perdido el recubrimiento.

Por estos motivos se buscaron soluciones adicionales.

A finales de los años 70, debido a la problemática de la corrosión en los pozos en donde

existía presencia de CO2, se desarrolló una bomba sumergible usando metalurgia con un

alto contenido de cromo. Estos metales eran de la serie 400 (A.I.S.I.) de las familias deacero inoxidable o por lo menos contenían cromo en un nivel mayor al 7% u 8%. Hoy en

día esta solución continúa siendo el enfoque preferido para resolver los problemas de

corrosión severos en las aplicaciones con CO2 o con salmueras .

Otros problemas de corrosión pueden ser causados por concentraciones bajas o

intermedias de H2S a temperaturas y presiones intermedias o altas. El problema principal

causado por el H2S es la corrosión agresiva de todas las partes de cobre contenidas en el

aparejo y en el cable sumergible. La solución para este problema es la eliminación de las

partes de cobre de todos los componentes subsuperficiales donde haya posibilidad de un

contacto directo con el fluido del pozo.



CAPITULO III

3 - 27

El conductor del cable se protege del H2S por medio de un recubrimiento de plomo.

Mientras que la chaqueta de plomo no se rompa se proporciona una protección efectiva.

Como una solución alternativa, pueden utilizarse conductores de aluminio en lugar de los

de cobre. El aluminio no es atacado por el H2S y por lo tanto sobrevive muy bien en éstos

ambientes. Sin embargo, el aluminio se ve afectado por el ácido sulfúrico (H 2SO4). Los

pozos que contienen H2S y agua tienen potencialmente presente el H2SO4. El H2SO4 debe

permanecer aislado del conductor.



CAPITULO IV

4 - 1

IV - DISEÑO DEL SISTEMA

Introducción.

El diseño de una instalación de bombeo electrocentrífugo, al igual que otros métodos de

levantamiento artificial, no es una ciencia exacta e involucra un gran número de factores.

El procedimiento varía considerablemente con las condiciones del pozo y con los fluidos

que van a ser bombeados. Es muy importante obtener información detallada acerca del

estado mecánico del pozo, la historia de la producción y las condiciones del yacimiento.

La obtención de buenos datos acerca de estas condiciones antes de realizar el diseño es

esencial para un diseño exitoso.

Una vez que el equipo de bombeo electrocentrífugo ha sido diseñado correctamente y su

operación ha sido monitoreada adecuadamente, el equipo instalado empieza a ser

relativamente económico y libre de problemas. Los ejemplos de diseño incorporados en

esta sección representan los procedimientos básicos de diseño para instalaciones de

bombeo electrocentrífugo y no necesariamente representa todos los métodos usados en la

industria de este tipo de producción.

Datos Básicos.

Es importante comenzar esta sección acerca del diseño del equipo con una discusión sobre

los datos requeridos para el diseño correcto de una instalación de un equipo

electrosumergible. La selección de una unidad de bombeo electrocentrífuga, en la mayoría

de las condiciones, no es una tarea difícil, especialmente si los datos son confiables. Pero si

la información, especialmente la pertinente a la capacidad del pozo, es pobre, el diseño

generalmente será marginal. Los datos erróneos frecuentemente traen como resultado una

bomba mal diseñada y una operación costosa. Una bomba mal seleccionada puede

funcionar fuera del rango recomendado, sobrecargando el motor o haciéndolo trabajar por

debajo de la carga o bajar muy rápidamente el nivel del pozo trabajando con un caudal

excesivo que puede causar daño en la formación. Por otra parte, la bomba puede que no

sea lo suficientemente grande para proporcionar el rango de producción deseado.



CAPITULO IV

4 - 2

Muy frecuentemente se utilizan los datos de otros pozos en el mismo campo o en un área

cercana, suponiendo que los pozos del mismo horizonte de producción tendrán

características similares. Desafortunadamente para el ingeniero que debe diseñar lasinstalaciones electrosumergibles, los pozos de petróleo son como huellas digitales, es

decir, no hay dos que sean iguales. A continuación se halla la lista de datos requeridos

para un buen diseño de un equipo electrosumergible:

Datos del Pozo.

Tamaño de la tubería de revestimiento y su peso.

Profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento(vertical y medida).

Tamaño, tipo y conexión de la tubería de producción (nueva o usada).

Intervalo de perforaciones del pozo, con disparos o abierto.

Profundidad de asentamiento de la bomba, (medida y vertical).

Datos de Producción.

Presión de la tubería de producción en la cabeza del pozo.

Presión en la tubería de revestimiento en la cabeza de pozo.

Nivel de producción de ensayo del pozo. Nivel de fluido y/o presión de fondo fluyente.

Nivel de fluido estático y/o presión estática de fondo de pozo.

Profundidad de referencia.

Temperatura en el fondo del pozo.

Caudal de flujo deseado.

Relación gas - aceite (prod GOR y Rs).

Presión del punto de burbuja.

Corte de agua.

Condiciones del Fluido del Pozo.

Gravedad específica del agua.

Gravedad específica o API del petróleo.



CAPITULO IV

4 - 3

Gravedad específica del gas.

Presión del punto de burbuja del gas.

Viscosidad del petróleo.Datos PVT.

Fuente de Energía.

Voltaje primario disponible.

Frecuencia.

Capacidad de la fuente de potencia.

Posibles Problemas. Arena.

Carbonatos.

Corrosión.

Parafina.

Emulsión.

Gas.

Alta temperatura.

El procedimiento de selección a utilizarse varía significativamente según las condiciones

de producción y las propiedades del fluido del pozo. En esta seccion se presentaran

ejemplos para los siguientes casos:

1. - Pozos de alto corte de agua que producen agua fresca o salmueras.

2. - Pozos que producen fluidos viscosos.

3. - Pozos con flujo multifásico (pozos con alta relación gas-petróleo GOR).



CAPITULO IV

4 - 4

1. DISEÑO PARA POZOS CON ALTOS CORTES DE AGUA

Este es el tipo más simple de pozo para el diseño del equipo electrosumergible. El

procedimiento de selección es simple y directo y se basa en la asunción de que el fluido

producido es incomprensible, la gravedad específica del fluido no varía con la presión. En

tal caso, el siguiente procedimiento se puede utilizar paso a paso:

1.- Obtener y analizar los datos disponibles como se indicara anteriormente.

2.- Determinar la capacidad de producción, la profundidad de asentamiento de la bomba y

la presión en la entrada de la bomba requeridas para el pozo. Dependiendo de los datos,

se pueden hacer varias combinaciones. Si se conocen el caudal de flujo deseado y la

profundidad de asentamiento de la bomba, la presión de entrada a la bomba para el caudal

de flujo deseado puede ser calculada en base a la relación del comportamiento de afluencia

del pozo. Por otro lado, se puede establecer el caudal óptimo para una profundidad de

asentamiento de la bomba dada, graficando la presión de fondo del pozo fluyente (o el

nivel del fluido) en función del caudal de flujo.

A menos que hayan condiciones de operación especiales, la bomba se sitúa generalmente

cerca de las perforaciones. La reducción de la presión en el pozo puede estar limitada a

un punto en donde la presión de fondo de pozo fluyente a la profundidad de entrada de la

bomba sea mayor que la presión del punto de burbuja del fluido; esto se podrá hacer para

evitar la interferencia de gas. En algunos casos (por ejemplo: en pozos de agua de alta

producción), los requerimientos de presión de entrada a la bomba pueden llegar a ser el

factor limitante. En pozos con alta producción de gas, la presión de entrada a la bomba

puede ser limitada por la cantidad de gas y el presión de burbuja del fluido. Sin embargo,

en la mayoría de los casos, una presión de entrada a la bomba de alrededor de 100 psi será

suficiente.



CAPITULO IV

4 - 5

3.- Calcular la altura de columna dinámica total requerida (TDH, de las siglas en Inglés),

que es igual a la sumatoria del levantamiento neto (la distancia vertical desde el nivel del

fluido producido hasta la superficie), la pérdida por fricción en la tubería de producciónmedida en pies y la presión de descarga en la cabeza del pozo todo expresado en términos

de altura de columna del fluido que está siendo producido.

4.- Basándose en las curvas de desempeño de la bomba, seleccionar un tipo de bomba de

manera tal que el diámetro exterior del mismo quepa dentro de la tubería de revestimiento

del pozo y que la tasa de producción deseada se ubique dentro del rango de capacidad

recomendado de la bomba. Si dos o más bombas cumplen estos requisitos, será necesario

un análisis económico antes de finalizar la selección. En la práctica, la bomba con la

eficiencia más alta a la tasa de producción deseada será generalmente la que deba

seleccionarse. Con la curva de desempeño de la bomba seleccionada, determinar la altura

de columna generada y la potencia al freno requerido por cada etapa.

Calcular el número de etapas requerido para proporcionar la altura dinámica total. El

número de etapas redondeado al valor entero es igual a la altura de columna dinámica total

dividida por la altura generada por etapa. Calcular también la potencia del motor multiplicando la potencia al freno por etapa por el número total de etapas y por el valor

promedio de la gravedad específica del fluido que está siendo bombeado.

5.- Basándose en la información técnica proporcionada por el proveedor, seleccionar el

tamaño adecuado y el modelo de la sección sello y determinar sus requerimientos de

potencia. Seleccionar un motor que sea capaz de entregar los requerimientos de potencia

total para la bomba y la sección sello. El motor seleccionado debe ser lo suficientemente

grande para soportar la carga máxima sin sobrecargarse.

6.- Utilizando los datos técnicos proporcionados por el fabricante de la bomba

electrocentrífuga, determinar si se ha excedido alguna limitación de carga (por ejemplo la



CAPITULO IV

4 - 6

carga del eje, la carga de los cojinetes de empuje, las limitaciones de presión de la carcaza,

la velocidad de fluido que pasa por el motor, etc.).

7.- Seleccionar el tipo y tamaño del cable de potencia en base a la corriente del motor, la

temperatura del conductor y las limitaciones de espacio. Calcular el voltaje de superficie y

los requerimientos de KVA.

8.- Seleccionar los accesorios y el equipo opcional.

EJEMPLO 4.1. - Pozo con alto corte de agua

Para facilitar la comprensión del proceso de selección, estos pasos se analizan en mayor

detalle y se ilustran con el siguiente ejemplo:

1.- Recolección y Análisis de los Datos Disponibles

Este es el primer paso y el más importante en la selección del equipo de bombeo

sumergible y la información obtenida del análisis tendrá un efecto significativo en la

selección lo mismo que en el rendimiento real del equipo. Por lo tanto, la importancia de

éste paso no puede ser exagerado y desafortunadamente, es común que se le preste poca

atención a la recolección y análisis adecuado de los datos.

Como ejemplo supongamos que se dispone de la siguiente información y que se requiere la

selección de un sistema de bombeo electrosumergible adecuado:

Datos del Pozo:

Tubería de Revestimiento -- 7 pulgadas de diámetro exterior, peso 23 lbs/pie (7” OD 23#)

Tubería de producción -- 2-7/8 pulg. de diámetro exterior, 8 Rd, EUE, nuevo

Intervalo de perforaciones -- 5300 a 5400 pies de profundidad (vertical).



CAPITULO IV

4 - 7

Profundidad de asentamiento de la bomba -- 5200 pies (medido y vertical).

Datos de Producción:

Presión de tubería. de producción en cabeza de pozo -- 150 psi

Caudal de ensayo -- Q = 900 BPD

Prof. de referencia (Datum) -- 5350 pies.

Presión de fondo fluyente de ensayo -- Pwf = 985 psi

Presión de fondo estática -- Pr = 1,650 psi

Temperatura de fondo de pozo -- BHT = 180 °F

Relación gas petróleo -- No hay

Corte de agua -- W.C. = 90%

Producción deseada -- 2,000 stb/d (tanque)

Condiciones del Fluido del Pozo:

Peso específico del agua -- 1.02

Gravedad API del aceite -- 30° (0.876)

Peso específico del gas -- No hay

Punto de burbuja del gas -- No hayViscosidad del aceite -- No se conoce

Suministro de Energía Eléctrica:

Voltaje primario disponible – 7,200 / 12,470 volts

Frecuencia -- 60 Hz

Capacidad de la fuente de energía -- Sistema estable

AnálisisA. No se dispone de la información sobre el gas. A efectos prácticos, se puede asumir que

sólo la mezcla de aceite y agua fluye a través de la bomba.



CAPITULO IV

4 - 8

B. Como el corte de agua es muy alto (alrededor del 90%), no se esperan problemas de

emulsión. Además, se pueden utilizar tablas de pérdida por fricción para el agua (se

pueden ignorar los efectos de la viscosidad del aceite).

La pantalla del pozo de AutographPC (figura 4-1)muestra la forma en la que los datos del

pozo son ingresados al programa y los resultados de los cálculos necesarios para

seleccionar la bomba adecuada para la información del pozo. A continuación seguiremos

el proceso manual para diseñar un equipo electrosumergible

Fig. 4-1 - Pantalla de información del pozo ( AutographPC)

2.- Determinar la Presión de Entrada de la Bomba (PIP):

En este caso, el caudal de flujo deseado y la profundidad de asentamiento de la bomba son

dados. La presión de entrada de la bomba al flujo deseado puede ser calculada a partir de



CAPITULO IV

4 - 9

las condiciones de producción presentes. Como el corte de agua es muy alto y el GOR no

se conoce, el índice de productividad constante dará, muy probablemente, resultados

satisfactorios Calculo del Indice de productividad (PI constante)

PI =Q

P - Pr wf

Donde:

Q = Caudal de prueba

Pr = Presión Estática del yacimiento

Pwf = Presión Fluyente o Dinámica al caudal Q

PI =900 bpd

1,650 psi - 985psi

PI = 1.353 bpd / psi

El caudal máximo de producción del pozo (a Pwf = 0 psi) es el siguiente:

Q = PI (P - 0)max r ⋅

Q = 1.353 (1,650 psi - 0)max ⋅

Qmax = 2,233 bbl/d

Luego, hallar la presión fluyente del pozo (Pwfd) al caudal deseado 2.000 bpd (Qd):

P = P -Q

PIwf r d

P = 1,650 psi -2,000 bpd

1.353 bpd / psiwf

Pwf = 171.8 psi



CAPITULO IV

4 - 10

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 500 1000 1500 2000 2500

Caudal de flujo (qo), stb/d

P r e s i ó n d e f l u j o ( P w f ) , p s i g

PI constante

qomax = 2,233 stb/d

Fig. 4 - 2 - Curva del comportamiento del pozo

La presión de entrada de la bomba se puede determinar corrigiendo la presión de fondo

fluyente del pozo por la diferencia entre la profundidad de asentamiento de la bomba y la

profundidad de referencia y considerando la pérdida por fricción en el espacio anular de la

tubería de revestimiento.

En el ejemplo dado, como la bomba está asentada sobre las perforaciones, la pérdida por

fricción debido al flujo en el revestimiento desde las perforaciones hasta la profundidad de

asentamiento de la bomba será despreciable en comparación con la presión dinámica y

puede ser ignorada. Además, como hay agua y aceite en el fluido producido, es necesario

calcular la gravedad específica compuesta de los fluidos producidos. La gravedad del

fluido

(SGL) = (SGPetróleo x % Petróleo) + (SGAgua x % Agua)

(SGL) = (1.02 x 0.9) + (0.876 x 0.1) = 1.01.

La diferencia entre la profundidad de referencia (5.350') y la profundidad de asentamiento

de la bomba (5.200') es de 150 pies. Para calcular la presión de entrada de la bomba (PIP)



CAPITULO IV

4 - 11

podemos convertir esta diferencia de 150 pies a psi y restarla de la presión de flujo del

pozo (Pwfd), calculada anteriormente para el caudal deseado de 2.000 bpd:

PIP = P -(Prof. de referencia - Prof. de la bomba) SG

2.31 ft / psiwf L⋅

PIP = 171.8 psi -(5,350 ft - 5,200 ft) 1.01

2.31 ft / psi

⋅

PIP = 106.2 psi

3.- Columna Dinámica Total (TDH)

Es la altura total requerida para bombear la capacidad de fluido deseada. Esta altura hace

referencia al trabajo requerido para levantar una la columna vertical de fluido determinada,

desde la descara de la bomba hasta la superficie. Tomando en cuenta el tipo de bomba

empleada, el valor de TDH es usado para calcular el numero de etapas necesarias para

levantar la columna de fluido. La columna dinámica total se calcula de la siguiente forma:

TDH = Hd + Ft + Pd

Hd è Distancia vertical entre la cabeza del pozo y nivel estimado de producción.

H = Prof. vertical de la bomba -PIP 2.31 ft / psi

SGLd

⋅

o también:

H = Prof. vertical de referencia -P 2.31 ft / psi

SGdwf

L

⋅

H = 5,350 ft -171.8 2.31 ft / psi

1.01d

⋅



CAPITULO IV

4 - 12

Hd = 4,957.1 ft

Ft è Perdida por fricción en la tubería. Se determina usando la fórmula Hazen -

Williams o la figura 4-1 para T.P. nueva de 2 7/8 “ a 2.000 BPD (31 pies/1.000).

F =5,200 ft 31 ft

1,000 ftt

⋅

Ft = 161.2 ft

Pd è Presión necesaria para superar la presión existente en la línea de flujo (presión

deseada en la cabeza del pozo).

La presión de tubería en la cabeza de pozo requerida es 150 psi. Convirtiendo a altura de

columna (pies):

P =Presión (psi) 2.31 ft / ps

SGdL

⋅

P =

150 psi 2.31 ft / psid

⋅101.

Pd = 343.1 ft



CAPITULO IV

4 - 13

Fig. 4-2 - Gráfica de Pérdidas por Fricción

En resumen: Hd = 4,957 ft

Ft = 161 ft

Pd = 343 ft

Columna Dinámica Total (TDH) = 4,967 ft + 161 ft + 343 ft

TDH =5,461 pies



CAPITULO IV

4 - 14

*TAMAÑO MÁXIMO RECOMENDADO PARA CABLE

T.R. PESO SERIE DE EQUIPO QUE ADAPTA REDONDO CON VARIOS TAMAÑOS DE T.P.

APT API EXTERNAL API

DIÁM. EXT. LB/PIE KG/M MOTOR SECCIÓN BOMBA UPSET NON-UPSET

SELLO 2 / 2 / 3 / 2 / 2 / 3 / 4 / 5 / 7

4 1/2" 9.5 14.1 † †

(114.3MM) 10.5 15.6 375 338 338 † †

11.6 17.3 † †

5 1/2" ** 20.0 29.9 1 - - 1 ***6 - - - -

(139.7MM) 17.0 25.3 375,450 338,400 338,400 1 6 - 1 ***4 - - - -

15.5 23.0 1 6 - 1 ***4 - - - -

14.0 20.7 1 6 - 1 ***2 - - - -

6 5/8" 28.0 41.7 375,450 338,400 338,400 1 1 6 1 1 ***4 - - -

(168.3MM) 26.0 38.7 400,513 1 1 ***4 - 1 - - - -

24.0 35.8 450,544 400,513 1 1 ***4 1 1 1 - - -

20.0 29.9 400,516,562 1 1 1 1 1 1 - - -

7" 32.0 47.6 1 1 2 1 1 1 - - -

(177.8MM) 29.0 43.3 400,513 1 1 1 1 1 1 - - -

26.0 38.7 450,544,562 400,513 1 1 1 1 1 1 - - -

23.0 34.1 1 1 1 1 1 1 - - -

20.0 29.9 400,513,562 1 1 1 1 1 1 - - -

17.0 25.3 1 1 1 1 1 1 - - -

7 5/8" 39.0 58.1 1 1 1 1 1 1 ***4 - -

(193.7MM) 33.7 50.2 1 1 1 1 1 1 ***2 - -

29.7 44.3 450,544,562 400,513 450,544,562 1 1 1 1 1 1 1 - -

26.4 34.4 1 1 1 1 1 1 1 - -

24.0 35.8 1 1 1 1 1 1 1 - -

20.0 29.9 1 1 1 1 1 1 - - -

8 5/8" 49.0 72.8 1 1 1 1 1 1 1 4 -

(219.1MM) 44.0 65.6 450,544,562 400,513 450,544,562 1 1 1 1 1 1 1 2 -

40.0 59.4 y y y 1 1 1 1 1 1 1 1 -

36.0 53.5 725 675 675 1 1 1 1 1 1 1 1 1

32.0 47.6 1 1 1 1 1 1 1 1 1

10 3/4" 55.5 82.7 400,513,562 1 1 1 1 1 1 1 1 1

(273.0MM) 675 y

32.7 48.5 450,544,562 400,513,675 875 1 1 1 1 1 1 1 1 1

13 3/8" 83.0 123.4 y y 400,513,562 1 1 1 1 1 1 1 1 1

(339.8MM) 725 825 675,875

48.0 71.5 1,025 1 1 1 1 1 1 1 1 1

* PUEDE INSTALARSE CABLE PLANO TAMAÑO #1, #2 Y #4 CON T.P. DE TAMAÑO MAYOR EN T.R. DE 5-1/2”, 6-5/8”Y 7” PARA REDUCIR TANTO LAS PÉRDIDAS DE POTENCIA ELÉCTRICA COMO LAS PÉRDIDAS POR FRICCIÓN.

** INSTALAR MOTOR SERIE 450 Y BOMBA SERIE 400 EN T.R. DE 5-1/2” SOLAMENTE CON CABLE DE EXTENSIÓN

ESPECIAL, CONSULTAR REPRESENTANTE DE LA COMPAÑÍA.

*** SE RECOMIENDA INSTALAR ESTE TAMAÑO DE CABLE REDONDO CON 4 TUBOS DE MENOR DIÁMETROSOBRE LA BOMBA.

† SOLAMENTE CON CABLE PLANO SALVO SE UTILICE T.P. DE 2” CON CUERDA INTEGRAL.

Tabla 4 - 1 - Características del Equipo Electrosumergible



CAPITULO IV

4 - 15

4.- Tipo de Bomba: En la tabla 4 - 1, se puede ver que la bomba , motor y sello de la

serie 500 son las unidades de diámetro más grandes que entran en el revestimiento de 7",

23 libras/pies. Las unidades de mayor diámetro serán generalmente la primera opción, sila tasa de producción deseada cae dentro del rango de funcionamiento de la bomba. El

hecho de seleccionar las unidades de diámetro más grande tiene tres ventajas, estas son:

1. Con el diámetro del equipo aumenta la eficiencia.

2. Las unidades más grandes normalmente son menos costosas y

3. El fluido recorre el motor a más velocidad y la unidad funciona mejor refrigerada.

Luego, usando la Tabla 4-2 se puede ver que la tasa de producción deseada (2.000 bpd) se

ubica perfectamente dentro del rango de capacidad recomendada para el tipo de bomba

GC-2200. El rango optimo de operación de esta bomba se extiende desde 1,500 bbl/d

hasta 2000 bbl/d a 60Hz.

La figura 4 - 3, es la curva de desempeño de la bomba correspondiente a 60 Hertz para la

bomba tipo GC-2200. Utilizando la curva de desempeño encontrar, a la tasa de

producción deseada de 2000 bpd, la altura de columna por etapa (49.7 ft/etapa) y el

consumo de potencia por etapa (1.09 bhp/etapa).



CAPITULO IV

4 - 16

CAUDAL DE FLUJO A RANGO DE OPERACIÓNSERIE TIPO MEJOR EFICIENCIA

60HZ 50HZ 60HZ 50HZ(BPD) M³ /D (BPD) M³ /D)

DC800 750 99 550 950 73 126338 DC1000 950 126 700 1300 93 172

DC1250 1250 165 950 1700 126 225DC2200 2270 300 1250 2750 166 364DC2500 2400 318 1500 3100 199 411

FS400 400 53 180 530 24 70FS650 625 83 450 850 60 113FS925 925 122 700 1200 93 159

400 FS1200 1160 154 800 1520 106 201FS1650 1550 205 1200 2100 159 278FC450 450 59 200 650 27 83FC650 650 86 450 850 60 113FC925 925 122 700 1150 93 153FC1200 1140 151 950 1550 126 205FC1600 1550 205 1200 2100 159 278FC2200 2250 297 1500 2800 199 371FC2700 2650 350 1800 3500 238 464FC4300 4300 568 3000 5200 397 689FC6000 5600 740 3600 6800 477 901

GS2300 2400 317 1500 3000 199 398GC1150 1180 156 750 1500 99 199GC1700 1750 231 1300 2200 72 292GC2200 2200 291 1500 3000 199 397GC2900 2850 377 1800 3500 239 464

513 GC3000 2900 383 2200 3600 291 477GC3500 3600 476 2200 4700 291 623GC4100 4000 529 2500 5600 331 742GC6100 6100 808 3650 8100 484 1073GC8200 8100 1070 4400 10300 583 1365GC10000 9000 1193 4400 12000 583 1590

KC12000 12000 1590 9500 14500 1259 1921562 KC15000 14500 1916 11250 18750 1490 2500

KC16000 16000 2133 11250 20000 1490 2649KC20000 19000 2518 17500 24000 2319 3180

HC7000 6750 892 4500 9000 596 1192675 HC9000 8750 1159 6000 11500 800 1533

HC12000 11500 1520 7500 15000 1000 1987HC19000 19400 2571 12000 24500 1590 3246HC27000 28000 3710 23500 33000 3114 4373HC35000 35500 4705 31000 46000 4108 6096

875 IA600 21000 2783 10300 27500 1365 3643IB700 24500 3246 12700 32200 1693 4266

1025 JA1100 36500 4836 19200 45900 2544 6081JB1300 43000 5698 19900 58900 2653 7853

Tabla 4-1 - Clasificación de Bombas Electrosumergibles



CAPITULO IV

4 - 17

RANGO DE OPERACION


ALTURA DE COLUMNA



60HERTZ


Serie 513


Determinar el número de etapas requeridos para la bomba en esta aplicación

No. Etapas =Altura Dinámica Total

Altura / etapa

No. Etapas =5,460 ft

49.7 ft / etapa= 110 Etapas

Una vez determinado el número de etapas, podemos calcular la potencia al freno de la

bomba (BHP), tal y como sigue:

BHP = BHP/Etapa x Número de etapas x SGL



CAPITULO IV

4 - 18

De acuerdo a la figura 4-3, la potencia al freno por etapa para la bomba GC2200 es igual a

1.09 BHP/etapa.

BHP = 1.09 BHP/etapa x 110 etapas x 1.01 = 121 BHP

5.- Selección de la Sección Sello y del Motor: Normalmente la serie de la sección sello

es la misma que la de la bomba; sin embargo existen excepciones y hay adaptadores

especiales para conectar las unidades de diferentes series o de diferentes fabricantes. En

este ejemplo, supondremos que la sección sello y la bomba son de la misma serie.

El requerimiento de potencia para la sección sello es función de la cabeza dinámica total

producida por la bomba. La figura 4-3 indica un requerimiento ligeramente superior a tres

caballos de fuerza para la sección sello de la serie 513 en base a un TDH de 5,464 pies.

Por lo tanto, el requerimiento de potencia total para esta aplicación es de 121 HP para la

bomba, más 3HP para el sello, o sea 124 HP.

Fig. 4-4 - Altura Dinámica Total de Columna, en Pies



CAPITULO IV

4 - 19

Motores de Serie 562 KME

Tamaño, HP Volts / Amps Longitud Peso

60 Hz. 50Hz. 60 Hz. 50Hz. Pies M Lbs. Kg.35 29 460/44 383/44 5.4 1.65 383 174

35 29 1250/16 1042/16 5.4 1.65 383 174

50 42 460/63 383/63 6.8 2.08 486 221

50 42 1250/23 1041/23 6.8 2.08 486 221

65 54 805/47 671/47 8.3 2.52 590 268

65 54 1250/30 1042/30 8.3 2.52 590 268

82 68 780/60 650/60 9.7 2.95 693 314

82 68 1230/38 1025/38 9.7 2.95 698 314

100 83 805/72 671/82 11.1 3.39 796 361

100 83 2145/27 1787/27 11.1 3.39 796 361

115 96 780/85 650/85 12.5 3.82 899 408115 96 2030/33 1692/33 12.5 3.82 899 408

130 108 1250/60 1042/60 14.0 4.26 1003 455

130 108 2145/35 1787/35 14.0 4.26 1003 455

150 125 1205/72 1004/72 15.4 4.69 1106 502

150 125 2210/39 1842/39 15.4 4.69 1106 502

165 137 1115/85 929/85 16.8 5.13 1209 548

165 137 2230/43 1858/43 16.8 5.13 1209 548

180 150 1230/84 1025/84 18.2 5.56 1312 595

180 150 2210/47 1842/47 18.2 5.56 1312 595

195 162 1055/105 879/105 19.7 6.0 1415 642

195 162 2145/52 1787/52 19.7 6.0 1415 642

225 187 1230/105 1025/105 22.5 6.87 1622 736

225 187 2190/59 1825.59 22.5 6.87 1622 736

255 212 1405/105 1171/105 25.4 7.74 1828 829

255 212 2145/69 1787/69 25.4 7.74 1828 829

Tabla 4-3 - Motores serie 562

Refiriéndonos a la tabla 4-3, se puede ver que se dispone de un motor de 130 HP, serie

562. Este motor estará cargado a aproximadamente 95% durante el funcionamiento

normal. Se debe tener precaución cuando se selecciona un motor que estará sobrecargado

durante su funcionamiento normal. Esta condición de sobrecarga generalmente resulta en

una vida útil reducida.



CAPITULO IV

4 - 20

La decisión final se basa generalmente en consideraciones de tipo económico así como en

experiencias previas bajo condiciones similares. Para esta aplicación seleccionaremos un

motor de 130 HP. El voltaje del motor se puede seleccionar en base a las siguientesconsideraciones:

a. Los motores de alto voltaje (consecuentemente baja corriente) causan bajas

pérdidas en el cable y requieren cables de pequeño tamaño de conductor.

b. Entre más alto sea el voltaje del motor, más costoso será el controlador del

motor.

c. La utilización de equipo existente en inventario.

En algunos casos, los ahorros debidos al uso de cables pequeños son excedidos por la

diferencia en el costo del controlador del motor y puede ser necesario hacer un análisis

económico para motores de diferentes voltajes. Sin embargo, para la aplicación de

referencia, seleccionaremos un motor de alto voltaje (130 HP, 2145 volt, 35 Amps).

6.- Límites de Carga: Recurriendo a la sección de ingeniería del catálogo del fabricante

del equipo BES, revisar todos los parámetros operativos para asegurar que estén dentro

de los rangos recomendados (por ejemplo: cojinetes de empuje, potencia en el eje, presión

de la carcaza y velocidad del fluido pasante por el motor).

7.- Cable de Potencia: La selección de un cable requiere de una solución de compromiso

entre el tamaño del cable, las pérdidas y el costo del cable. El tamaño adecuado del cable

depende de factores combinados de caída en el voltaje, amperaje y espacio disponible

entre las uniones de la tubería de producción y la tubería de revestimiento. La figura 4-5muestra la caída de voltaje en diferentes tamaños de cable.

Se recomienda que, para el amperaje del motor seleccionado y la temperatura de fondo de

pozo dada, la selección de un tamaño de cable sea tal de asegurar una caída de voltaje de

menos de 30 voltios por 1,000 pies para asegurar la capacidad de transporte de corriente



CAPITULO IV

4 - 21

del cable. Sin embargo, para los pozos profundos se recomienda buscar una caída de

voltaje en el cable menor que el 15% del voltaje de placa del motor. Si la caída de voltaje

es entre el 15% y el 19% se podrá requerir de un controlador de velocidad variable. Por encima del 19% comunicarse con el fabricante de la bomba sumergible para realizar un

estudio especial. Si la caída del voltaje es demasiado baja, el par de arranque puede

resultar en la rotura del eje. Considerar el uso de un VSD si la caída del voltaje en el cable

es menos del 5%.

La selección del tipo de cable se basa principalmente en las condiciones del fluido y la

temperatura de operación. La temperatura de operación puede ser determinada utilizando

la figura 4-5 (EEE - RP 1019). Con la figura 4-5 e ingresando la corriente del motor (35

Amps) y la temperatura de fondo de pozo (180° F) se encuentra que la temperatura de

funcionamiento del cable es de 193° F. Seleccionar el cable en base a esta temperatura de

operación.

Seleccionaremos el cable Nº 4 que tiene una caída de voltaje de 16 volts/1.000 pies a

68°F. Añadiendo 200 pies de cable para las conexiones de superficie, y corrigiendo para

193°F de temperatura en el conductor, la caída de voltaje será:

Caida de Voltaje =16 volts 5,400 ft 1.267

1,000 ft= 110 Volts

⋅ ⋅

La caída de voltaje calculada es igual al 5% del voltaje de placa, por lo tanto es seguro

decir que la unidad arrancará utilizando un panel de control estándar.



CAPITULO IV

4 - 22

Fig. 4-5 - Perdida de voltaje en el cable



CAPITULO IV

4 - 23

Fig. 4-6

Luego, podemos determinar el voltaje de superficie requerido, que es igual al voltaje de

placa del motor más la caída del voltaje:

Voltaje de superficie = 2,145 volts + 110 volts = 2,255 volts

Ahora se puede calcular los KVA del sistema con la ecuación:

KVA =Voltaje en superficie Amperios del motor 1.73

1000

⋅ ⋅

KVA =2,255 volts 35 amps 1.73

1000

⋅ ⋅

= 137 KVA



CAPITULO IV

4 - 24

8.- Accesorios y Equipo Opcional: El tipo de transformador seleccionado dependerá del

voltaje disponible en el suministro eléctrico (7,200/12,470), el voltaje de superficie

requerido (2,256 volts) y la potencia (137 KVA). Para bajar el voltaje primario al voltaje

requerido en superficie, podrá utilizarse un transformador trifásico sencillo, o tres

transformadores de una sola fase con un total de 137 KVA, o mayor.

La selección del controlador del motor se basa en el voltaje de superficie, la magnitud de

la corriente del motor y la potencia total en KVA. En este ejemplo supondremos que el

voltaje para el panel del control será el voltaje de la superficie. Otros accesorios varios pueden incluir válvula de retención y de purga de 2 7/8", cabeza de pozo con colgador

para la tubería de producción, flejes, y cable plano de extensión del motor.

La selección de la cabeza del pozo depende del tamaño de la tubería de revestimiento, el

tamaño de la tubería de producción, la profundidad de asentamiento de la bomba, las

limitaciones de presión y el tamaño y construcción del cable (redondo o plano). Existen

cabezas de pozo de alta presión que usan penetradores eléctricos, en lugar de cauchos de

empaque, para transmitir la potencia de fondo del pozo.

Autograph PC

A continuación mostraremos el uso del programa AutographPC para el diseño de un

equipo BES. Los cálculos realizados por AutographPC deben ser muy similares a los

cálculos realizados manualmente. Sin embargo, los resultados no serán exactamente

iguales, la capacidad de utilizar más cifras decimales y de realizar operaciones más

complicadas le permite al programa obtener resultados más completos.

Una vez entrados los datos del pozo (fig. 4-1), el siguiente paso es seleccionar una bomba

capaz de producir el caudal de flujo deseado. Previamente realizamos los calculados

manuales y se llego a la conclusión de utilizar una bomba GC2200 de 110 etapas. Como



CAPITULO IV

4 - 25

veremos a continuación, la pantalla de la bomba de AutographPC nos permite calcular los

datos anteriores y muestra en forma gráfica el punto de operación de la bomba.

Fig. 4-7 - Pantalla de la Bomba

Además de la curva de operación de la bomba, esta pantalla determina otros valores

necesarios para completar el diseño. En la esquina superior derecha de la pantalla de la

bomba se pueden observar las condiciones de entrada y descarga de la bomba (Presión,

Caudal de flujo, gravedad especifica y viscosidad). La potencia al freno BHP requerida

por la bomba es calculada (Mshp60 = 124) y usada para determinar el tamaño del motor a

usar. También se indica si las etapas de la bomba seleccionada son de flujo radial o de flujo

mixto.

Una vez seleccionada la bomba a usar, se prosigue a determinar el tipo de sello y de motor

que se usaran en combinación con la bomba. La pantalla del motor se puede integrar a la



CAPITULO IV

4 - 26

información del pozo y de la bomba por medio del botón “Click to tie” (ligar), permitiendo

una solución iterada para el punto operativo de la bomba.

Fig. 4-8 - Pantalla del Motor

Se seleccionó un motor de la serie 562 KME, de 130 caballos de fuerza, 2145 volts y 35

Amps. La pantalla del motor indica el porcentaje de carga del motor con respecto a la

potencia de placa, la velocidad del fluido que pasa alrededor del motor, voltaje y amperaje

reales, entre otros.

Las siguientes alarmas de advertencia se accionaran cuando los parámetros de operación

excedan los del diseño del motor:

Tlimit - La temperatura de operación del motor seleccionado excede el diseño del mismo.

HP - El motor esta sobrecargado.



CAPITULO IV

4 - 27

ft/s - La velocidad del fluido alrededor del motor es menor que 1 ft/s.

nostrt - El motor no arranca a esas condiciones.

Shft - El eje está cargado a más del 100%.

Una vez seleccionada la bomba y el motor, se prosigue a seleccionar el tipo de sello a usar

en el sistema.

Fig. 4-9 - Pantalla del Sello

En la pantalla del sello se selecciona la serie y el tipo de sello a usar: sencillo o doble, una

bolsa o dos, etc.… También, se pueden incluir diferentes opciones para prevenir corrosión

(X), o incluir cojinetes de empuje de alta carga (HL), etc.. Para este ejemplo se seleccionóun sello serie 513 GSB3 sencillo (3 cámaras: bolsa/lab/lab).

Al igual que en las otras pantallas de AutographPC, diferentes alarmas de advertencia se

accionaran cuando los parámetros de operación sean excedidos:



CAPITULO IV

4 - 28

Tlimit - Temperatura limite del aceite ha sido excedida.

Exp Cap - Capacidad de expansión de las cámaras excedida.

Shaft - Eje cargado a mas del 100%.Thrust - Empuje axial excesivo.

No fit - Sello no cabe en el pozo.

Una vez seleccionado el equipo se fondo se puede proceder a seleccionar el tipo de cable

de potencia. En esta pantalla (figure 4-10) se puede seleccionar cualquier tipo con sus

respectivas características eléctricas y aislantes, tanto en configuración plana como

redonda.

Fig. 4-10 - Pantalla del Cable



CAPITULO IV

4 - 29

En esta pantalla se pueden seleccionar tres tipos de cable diferente: el cable de extensión

del motor (MLE), el cable de potencia y el cable de superficie. En este caso se seleccionó

un cable No 4 de 5 KV Rating - CPN, para el cable de potencia y el cable de superficie. Elmodelo de cable es un CPN de configuración redonda. Este tipo de cable usa un

aislamiento de plástico, protegido por una chaqueta de nitrilo. Puede ser operado en

temperaturas que varían desde -34 oC a 94 oC. El cable de extensión del motor es un cable

plano MLE-KT3 con capaz de operar a temperaturas que varían entre -40oC y 121oC.

La pantalla también indica la caída total de voltaje en el cable y calcula el voltaje requerido

en la superficie. En forma gráfica se indica el espacio disponible entre la tubería de

producción, el cable y el casing de producción.

En caso que las condiciones de operación del pozo sean superiores a las del diseño del

cable, diferentes alarmas de advertencia se accionaran cuando los parámetros de operación

sean excedidos, por ejemplo:

Temp - La temperatura de operación del cable ha sido excedida.

KV Rating - Se requiere un cable de mayor tamaño (KV)



CAPITULO IV

4 - 30

2. DISEÑO PARA POZOS CON ALTA VISCOSIDAD

En la mayoría de los casos las bombas Electrocentrífugas manejan líquidos de baja

viscosidad relativa. Sin embargo, en muchas partes del mundo, se operaran bombas con

líquidos cuya viscosidad es muy diferente a la del agua. Los fluidos viscosos tienen una

resistencia interna alta a la fluencia. Consecuentemente, aumentan las pérdidas por

fricción, lo cual trae como resultado una baja generación de altura de columna y una

potencia de freno elevada. La viscosidad también tiene un efecto sobre las pérdidas de

fluido y se ha demostrado que la viscosidad reduce la capacidad de una bomba en su punto

de máxima eficiencia.

La figura 4-11 muestra un ejemplo de cómo cambia la curva característica de una bomba

centrífuga debido a los efectos de un aumento en viscosidad.

Fig. 4-11 - Efecto de la Viscosidad en la Bomba Centrífuga

El efecto total de la viscosidad en el comportamiento de una bomba centrífuga no es bien

comprendido aún, pero las pruebas de laboratorio más recientes han mejorado nuestro



CAPITULO IV

4 - 31

conocimiento para evaluar los efectos de varios grados de viscosidad. Se han desarrollado

nuevas curvas de bombas para manejar líquidos de viscosidad variable. El Instituto de

Hidráulica ha completado también extensas evaluaciones y ha publicado estándares paradeterminar el comportamiento de las bombas centrífugas cuando se desconocen los

factores de corrección reales.

También se ha observado que el corte de agua de algunos pozos donde se manejan

líquidos viscosos afecta a la viscosidad y debe ser tenido en cuenta. Si existe una

condición extrema de viscosidad, sería deseable llevar a cabo pruebas de laboratorio antes

de completar el diseño de una bomba. Se sugiere el ensayo de los líquidos viscosos

siempre que estén disponibles los equipos necesarios.

Como se describe anteriormente, los cambios en la viscosidad del fluido tienen un efecto

significativo sobre el desempeño de las bombas centrífugas. La potencia al freno aumenta

mientras que la altura de columna generada, la capacidad y la eficiencia disminuyen. Si ha

de utilizarse una bomba electrocentrífuga para producir fluidos de alta, estos efectos se

deben tener en consideración cuando se seleccione el equipo.

Los fluidos viscosos en la industria del petróleo se presentan principalmente en los crudos

de baja gravedad o por la formación de una emulsión. En el primer caso, la viscosidad

generalmente obedece las relaciones de viscosidad - temperatura bien establecidas y puede

utilizarse cualquiera de las fórmulas empíricas para determinar la viscosidad a una

temperatura y presión dadas. El problema se complica considerablemente si el petróleo y

el agua forman una emulsión. La viscosidad de una emulsión puede ser considerablemente

más alta que la de sus componentes. Cada emulsión se comporta de manera diferente y

existen muy pocas pautas para determinar la viscosidad de una emulsión en función de las

propiedades físicas de los líquidos. En dichos casos, se recomienda el hacer pruebas de

laboratorio para determinar el comportamiento de la emulsión bajo condiciones simuladas

del pozo.



CAPITULO IV

4 - 32

El equipo electrocentrífugo para la producción de fluidos de alta viscosidad se puede

seleccionar utilizando el procedimiento paso a paso, descrito anteriormente para el caso de

pozos de alto corte de agua, con solamente pequeñas modificaciones.

Estas modificaciones incluyen:

1.- Determinar la viscosidad del aceite sin gas (Aceite muerto) a temperatura de

yacimiento partiendo de datos de laboratorio o de correlaciones.

2.- Determinar el gas en solución a la presión de entrada de la bomba con datos reales de

PVT o a partir de correlaciones.

3.- Corregir la viscosidad del aceite sin gas para el caso de saturación con gas.

4.- Convertir las unidades de viscosidad en unidades SSU.

5.- Corregir la viscosidad del corte de agua utilizando pruebas de laboratorio o datos

disponibles.

6.- La selección de la bomba y los factores de corrección se basan en:

a. Utilizar como criterio de selección: el caudal de flujo deseado y el tamaño de la

tubería de revestimiento, y

b. Utilizar la viscosidad total del fluido para determinar los factores de corrección.

7.- Determinar la altura de columna dinámica total tal y como sigue:

a. Calcular la altura neta de columna de la misma manera que para el pozo de alto

corte de agua (Ejemplo 4.1).

b. Calcular la pérdida de fricción en la tubería de producción teniendo en cuenta laviscosidad real del fluido que está siendo producido.

c. Convertir la presión en la cabeza del pozo a altura de columna de líquido.



CAPITULO IV

4 - 33

d. Calcular la altura dinámica total requerida sumando los tres componentes

anteriores: altura de columna neta, pérdida por fricción y presión en la cabeza

del pozo.

8.- Convertir el caudal de flujo deseado y la altura dinámica total en:

a. "Seudo" caudal de flujo y

b. "Seudo" altura de columna utilizando los factores de corrección de desempeño.

9.- Utilizando la curva de desempeño de la bomba:

a. Determinar la altura de columna generada por etapa a este seudo-caudal de

flujo y calcular el número de etapas requeridas para generar la seudo altura decolumna.

b. Calcular la potencia total en BHP, utilizando los factores de corrección del

desempeño de la bomba.

c. Seleccionar el equipo adicional que sea necesario como se describió para el

caso de pozo de alto corte de agua.

EJEMPLO 4.2. - Fluidos de Alta Viscosidad.

El siguiente ejemplo pretende demostrar el procedimiento básico para el diseño de un

equipo en pozos con crudos de alta viscosidad. El primer paso para todo diseño es la

recolección y análisis de los datos disponibles.

Datos de Pozo.

Tubería de revestimiento -- 7 pulg. Diám. Ext., 23 lbs./ft.

Tubería de producción -- 2 7/8 pulg. Diám. Ext. EUE 8 rd.

Intervalo de Perforaciones -- 5,300 ft. a 5,400 ft., TVD = 5,500 ft



CAPITULO IV

4 - 34

Profundidad de asentamiento de la bomba -- 5,200 pies. (100 pies sobre el intervalo de

perforaciones)


Presión de fondo estática – Pr = 1,600 psi

Indice de Productividad – PI = 1.365

Presión en cabeza del pozo -- 50 psi

Relación gas Petróleo -- Desconocida

Temperatura de fondo de pozo -- 130° F.

Producción deseada -- 1,700 stb/d (en el tanque)

Presión en la succión de la bomba -- 350 psi @ 1,700 bpd

Condiciones del Fluido de Pozo.

Gravedad API del petróleo -- 15o (0.966)

Corte de agua -- W.C. = 30%

Gravedad específica del agua -- 1.02

Suministro de Energía Eléctrica.

Voltaje primario disponible -- 7,200 / 12,470 Volts

Frecuencia -- 60 Hertz

Capacidad de la fuente de energía – Sistema estable

Problemas Posibles.

Viscosidad.

NOTA: Se debe entender que todas las figuras y tablas a las que se hacen referencia

aquí son aproximaciones generalizadas y que las curvas y tablas similares

desarrolladas por cada campo petrolífero individual serán más exactas y

darán como resultado un mejor diseño de la unidad.



CAPITULO IV

4 - 35

Fig. 4-12 - Viscosidad del Aceite sin gas a temperaturas del Campo Petrolífero



CAPITULO IV

4 - 36

Fig. 4-13 - GOR en Solución a Presión de Sumergencia



CAPITULO IV

4 - 37

Fig. 4-14 - Viscosidad del Aceite Saturado a Temperatura y Presión del Yacimiento

Fórmulas para Viscosidad en SSU

SSU = 2.273 [(µ/S.G. + ({µ/S.G.}2 + 158.4)1/2]

SSU = 2.273 [6.9 x 106 (R/S.G.) + (47.61 x 1012 {R/S.G.}2 + 158.4)1/2]

SSU = 2.273 [CST + (CST + 158.4)1/2]

Donde: µ = Viscosidad en Centipoise

R = Viscosidad en Reyn

CST = Viscosidad en Centistokes

S.G. = Gravedad Especifica



CAPITULO IV

4 - 38

Fig. 4-15

Precaución: Al acercarse a los límites superiores de la curva debe tenerse cuidado ya

que las características individuales del pozo pueden diferir

significativamente de estas curvas.

1. Determinar la viscosidad del aceite libre de gas “dead oil” para un aceite de 15 grados

API a 130 °F. Usando la figura 4-12. µ= 200 centipoise

2.- Utilizando la figura 4-13, hallar el gas en solución a una presión de entrada de la

bomba de 350 psi (50 scf/bbl).



CAPITULO IV

4 - 39

3.- Usando la figura 4-14 encontrar la viscosidad del aceite saturado para un aceite con

viscosidad sin gas de 210 centipoise y relación gas-aceite de 50 scf/stb (aproximadamente

90 centipoise).

4.- Convertir viscosidad de centipoise a SSU (µ=90 centipoise):

Peso Específico Compuesto = (1.02 x 0.3) + (0.966 x 0.7)

S.G. = 0.982

SSU = 2.273 [(µ/S.G. + ({µ/S.G.}2 + 158.4)1/2]

SSU = 2.27390

+ + 158.40982

90

0982

2

. .

µ = 418.6 SSU

5.- Utilizando la figura 4-15, y suponiendo una emulsión media, el factor de ajuste de

viscosidad encontrado es de 2.9 para el 30% de corte de agua. Por lo tanto la viscosidad

total será:

µ = 418.6 SSU x 2.9 = 1,214 SSU.

6.- La selección de la bomba se basará en el caudal de flujo deseado de 1,700 bpd en

tubería de revestimiento de 7". En este ejercicio puede utilizarse la bomba GC-2200 de

serie 513. Utilizando la tabla 4-4, los factores de corrección para la capacidad, la altura de

columna y BHP para la bomba GC-2200 puede ser determinada por interpolación.

a. Capacidad b. Altura c. BHP

66.0% 80.1% 170.3%

7.- Columna Dinámica Total (TDH)



CAPITULO IV

4 - 40

TDH = Hd + Ft + Pd



SGLd

⋅

H = 5,200 ft -350 2.31 ft / psi

0.982d

⋅

Hd = 4,377 ft

Ft è Perdida por fricción en la tubería. Utilizando la figura 4-16, la pérdida por fricción

es de 225 pies/1,000 pies.

F =5,200 ft 220 ft

1,000 ftt

⋅

Ft = 1,144 ft



La presión de tubería en la cabeza de pozo requerida es 50 psi. Convirtiendo a altura de

columna (pies):


SGdL

⋅

P =50 psi 2.31 ft / psi

d

⋅0982.

Pd = 117.6 ft

En resumen: Hd = 4,377 ft



CAPITULO IV

4 - 41

Ft = 1,144 ft

Pd = 117.6 ft

Seudo TDH =H

H

F

H

P

Hd

c

t

c

d

c

+ +

Donde HC = Factor de corrección por viscosidad (% / 100)

Factor de Corrección de Altura = 86.1%

Seudo TDH =4,377 ft

0.801

1,144 ft

0.801

117.6 ft

0.801

+ +

Seudo TDH = 7,039.5 ft



CAPITULO IV

4 - 42

Factores de Corrección por Viscosidad

GC2200

SSU Capacidad Alt. col. gen. Eficiencia Potencia50 100 100.0 94.5 105.8 g80 98.0 99.0 87.0 111.5 g

100 97.0 98.5 82.5 115.8 g150 94.7 97.0 73.6 124.8 g

200 92.4 97.8 67.4 134.1 g300 88.6 93.3 56.6 146.0 g

400 84.7 90.9 49.7 154.9 g500 81.9 89.7 46.2 159.0 g

600 79.2 88.3 43.3 161.1 g700 76.6 86.8 41.0 162.2 g

800 74.5 85.8 39.0 163.9 g900 72.7 84.6 36.8 167.1 g

1000 70.8 83.3 34.9 169.0 g

1500 65.9 79.9 30.7 171.5 g

2000 62.1 77.1 27.2 176.0 g2500 59.0 75.0 24.5 180.6 g

3000 56.2 73.3 21.8 189.0 g4000 51.8 70.2 17.8 204.3 g

5000 47.9 67.7 14.9 217.6 gg = gravedad específica

Tabla 4-4 - Factores de Corrección para una bomba GC2200



CAPITULO IV

4 - 43

Fig. 4-16



CAPITULO IV

4 - 44

8.- Seudo - Caudal de Flujo (Qseudo):

Q =1,700 bbl / d

0.66seudo

Qseudo = 2575.8 bbl/d

9.- Para una bomba GC-2200.

Altura/Etapa = 43.5 pies/etapa (@2,485 bpd) y BHP/etapa = 1.15 HP.

No. Etapas =Altura Dinámica Total

Altura / etapa

No. Etapas =7,039.5 ft

39 ft / etapa= 181 Etapas

Una vez determinado el número de etapas, podemos calcular la potencia al freno de la

bomba (BHP), tal y como sigue:

BHP = BHP/Etapa x Número de etapas x Factor de Corrección x SGL

BHP = 1.15 BHP/etapa x 181 etapas x 1.703 x 0.982 = 348 BHP

10.- Diseñar la parte restante del sistema, motor, sello cable, etc., tal como se hiciera en el

ejemplo 4.1. A continuación indicaremos como se realizarían estos mismos cálculos en

AutographPC. Las respuestas del programa no será exactamente las mismas que la

calculada manualmente. AutographPC toma en cuenta otras variables para realizar los

cálculos, y el hecho que gran parte de los resultados manuales provienen del uso de

gráficas, crea la posibilidad de errores sistemáticos originados por el observador.



CAPITULO IV

4 - 45

Como primer paso se entraran todos los datos producción, PVT y completación en la

pantalla del pozo. En esta pantalla se seleccionó la opción para incluir efecto de emulsión

y se uso la correlación de Beal para calcular la viscosidad del crudo muerto.

NOTA: En lo posible se recomienda usar valores reales de viscosidad, sobre todo cuando

se diseñan bombas para crudo pesado.

Fig. 4-17 - Pantalla de Información del Pozo

Una vez calculados los datos del pozo se prosigue a determinar el tipo de bomba y su

punto de operación. Usando AutographPC se determinó que al usar una bomba GC2200,

se requieren 183 etapas para operarla a 60 Hz. Dependiendo del pozo, también se podría

considerar la posibilidad de usar una bomba GC2900.



CAPITULO IV

4 - 46

Los factores de corrección por efectos de viscosidad para la bomba GC2200 se indican en

la esquina inferior derecha de la pantalla. Estos factores pueden ser modificados

manualmente y varían según las condiciones de cada pozo


El motor seleccionado para operar la bomba es un KMH serie 562 de 418 HP 2610 volts /

98 Amps. Como se puede ver en la figura 4-19, el motor trabaja con una carga del 91.1%

de su valor de placa.

La figura 4-20 muestra la pantalla para la selección del sello. Para este ejemplo se

seleccionó un sello serie 513 GST3 DB. Este es un sello tandem de doble bolsa (6

cámaras: bolsa/lab/lab/bolsa/lab/lab).

La figura 4-21 muestra la pantalla para la selección del cable de potencia. El tipo de cable

seleccionado para esta aplicación es el siguiente.



CAPITULO IV

4 - 47

Cable de extensión del motor:

MLE-KHT, No 5 de 5 KV Rating (Temp.: -51 oC a 204 oC [400 oF])

Cable de Potencia y cable de superficie:

CEEF, Cable plano No 1 de 5 KV Rating (Temp.: hasta 204 oC [400 oF])

Fig. 4-19 - Pantalla del Motor



CAPITULO IV

4 - 48





CAPITULO IV

4 - 49



CAPITULO IV

4 - 50

3. DISEÑO PARA POZOS CON ALTO GOR.

La presencia de gas libre en la entrada de la bomba y en la tubería de descarga hacen que

el proceso de selección de equipo sea más complicado y voluminoso. Durante el recorrido

del fluido (mezcla de líquido y gas) a través de las etapas de la bomba, desde la entrada

hasta la descarga y a través de la tubería de producción, la presión, y consecuentemente

las propiedades del fluido, (volumen, densidad, etc.) van cambiando continuamente.

Además, la presencia de gas libre en la tubería de producción puede generar un efecto

importante de "levantamiento por gas" (gas-lift) y reducir considerablemente la presión de

descarga requerida.

El comportamiento de una bomba centrífuga se ve afectado significativamente por la

presencia de gas libre. Mientras el gas permanezca en solución, la bomba se comporta

normalmente como si estuviera bombeando un líquido de baja densidad, sin embargo, la

bomba comienza a generar una altura de columna menor que la normal a medida que la

relación gas/líquido (en condiciones de bombeo) aumenta más allá de ciertos valores

"críticos" (generalmente 10% - 15% dependiendo del tipo de bomba). Esto es debido

principalmente a la separación de las fases líquido y gas en la etapa de la bomba y debido a

un deslizamiento entre las dos fases. La capacidad de la bomba para manejar la producción

gas libre depende entre otros de: la geometría del pozo, las características del fluido, el

tipo de bomba.

La geometría de las etapas de la bomba varia dependiendo de la serie y del caudal de flujo

para el que están diseñadas (figura 4-22). En las bombas de flujo radial, el impulsor

descarga la mayor parte del fluido en la dirección radial. Los impulsores de flujo mixtoimparten una dirección al fluido que contiene una componente axial considerable, a la vez

que mantiene una dirección radial.

La figura 4-23 presenta un estimado de la capacidad de operación de diferentes tipos de

configuraciones para el manejo del gas libre. La figura muestra como cada configuración



CAPITULO IV

4 - 51

tiene un limite en la cantidad de gas libre que puede manejar en la entrada de la bomba.

Esta es un diagrama genérico y debe ser modificado para las condiciones de cada campo

en particular.

SERIE Caudal de Flujo, bbl/d

Fig. 4-22 - Geometría de los Impulsores

0 20 40 60 80 100

BOMBA ESTANDAR

Impulsor Radial

BOMBA ESTANDAR

Impulsor de Flujo Mixto

BOMBA TAPERED

BOMBA

Con Separador

BOMBA

Con Separador Tandem

Porcentaje de Gas en la Entrada de la Bomba (PIP)

Fig. 4-23 - Capacidad de Operación en Presencia de Gas Libre



CAPITULO IV

4 - 52

Diferentes estudios se han realizado para determinar el comportamiento del flujo bifásico

dentro de la bomba electrosumergible5, sin embargo no existe una correlación general que

describa el efecto del gas libre en el comportamiento de la bomba. Una bomba centrífugase selecciona generalmente asumiendo que no existe deslizamiento entre las dos fases o

corrigiendo el desempeño de las etapas basándose en datos reales de ensayos en el campo

o de laboratorio, y en experiencias anteriores.

El siguiente es un procedimiento paso a paso recomendado cuando se diseña un sistema

electrosumergible para producir mezclas de líquido y gas:

1.- Obtener y analizar los datos disponibles.

2.- Determinar el caudal de flujo, la profundidad de asentamiento de la bomba y la presión

de entrada de la bomba. Utilizar el método IPR de Vogel para determinar la presión

fluyente en el fondo del pozo al caudal deseado. La presión de entrada de la bomba se

calcula corrigiendo la presión de fondo de pozo fluyente con la diferencia entre la

profundidad de asentamiento de la bomba y la profundidad de referencia.

3.- Determinar la presión de descarga de la bomba utilizando las correlaciones de flujomultifásico y los datos PVT.

4.- Calcular el volumen del petróleo, el gas libre y el agua en la entrada de la bomba,

utilizando los datos de prueba o las correlaciones para flujo multifásico que mejor se

adecuen a las condiciones de operación. Calcular el porcentaje de gas libre para el

volumen total de fluidos. Si se indica gas excesivo utilizar un separador y corregir los

volúmenes del fluido en base a la eficiencia del separador de gas seleccionado.

5.- En base a las curvas de desempeño de la bomba, seleccionar una bomba capaz de

manejar el volumen de entrada total, que quepa en la tubería de revestimiento del pozo.

Determinar la altura de columna desarrollada y el consumo de potencia para este tipo de

etapa de bomba, considerando la gravedad específica compuesta de los fluidos.



CAPITULO IV

4 - 53

6.- Calcular el número de etapas de la bomba y determinar la potencia requerida.

Seleccionar la sección sello apropiada y, si fuera necesario, el separador del gas y calcular

los correspondientes requerimientos de potencia. Revisar las limitaciones de carga yseleccionar un motor para suministrar la potencia total.

7.- Seleccionar el tipo y el tamaño del cable en base a la corriente del motor, la

temperatura del conductor y las limitaciones de espacio. Calcular el voltaje de superficie y

la potencia eléctrica (KVA) total.

8.- Seleccionar los accesorios y equipos opcionales como en los ejemplos anteriores.

Si la relación gas/aceite en solución (Rs), el factor de volumen del gas (Bg), y el factor de

volumen de la formación (Bo) no están disponibles con los datos del yacimiento, deben ser

calculados. Las correlaciones más comunes a partir de las cuales se puede obtener la

relación gas/aceite en solución (Rs) y el factor de volumen de formación (Bg) son:

1) Standings

2) Vazquez y Beggs

3) Lasater 4) Glaso

5) Kartoadmodjo

La correlación que usted seleccione afectará definitivamente al diseño, por lo que se debe

seleccionar la que mejor se ajuste a las condiciones reales. Las siguientes son las

correlaciones Standings para la relación gas/aceite en solución y el factor de volumen de

formación:

Correlación de Standings - Relación Gas / Aceite en Solución

R = YP

18

10

10s g

0.0125 API

0.00091 T( F)

1.2048 b

⋅

⋅ °

⋅ °



CAPITULO IV

4 - 54

Donde: Yg = Gravedad Específica del Gas

P b = Presión de Burbuja, psi

T = Temperatura de fondo de pozo,°

F

Correlación de Standings - Factor de Volumen de la Formación.

El factor de volumen de la formación (Bo) representa el incremento de volumen que un

barril de petróleo ocupa en la formación comparado con un barril almacenado en el

tanque.

Bo = 0.972 + 0.000147 x F1.175

F = R Y

Y1.25Ts

g

o

0.5

+

Donde: Yg = Gravedad Específica del Gas

Yo = Gravedad específica del aceite

T = Temperatura de fondo del pozo, °F

Correlación de Standings - Factor de Volumen del GasEl factor de volumen del Gas (Bg), se expresa en barriles del yacimiento / miles de pies

cúbicos standard de gas (u otras unidades).

B = 5.04ZT

Pg

Donde: Z = Factor de compresibilidad del gas (0.81 a 0.91)

T = Temperatura grados Rankine (460 + °F),

P = Presión de Sumergencia (psia).

Volumen Total de Fluido



CAPITULO IV

4 - 55

Cuando se conocen las tres variables R s, Bo, y Bg, pueden determinarse los volúmenes del

aceite, del agua y del gas libre y se pueden calcular los porcentajes de cada uno. El

volumen total del gas (libre y en solución) puede determinarse de la siguiente forma:

Gas Total =Prod GOR bbl / d (Petróleo)

1,000= mcf

⋅

Gas en Solución =Rs bbl / d (Petróleo)

1,000= mcf

⋅

El Gas Libre es igual al gas total menos el gas en solución.

Gas Libre = Prod GOR - Sol GOR (Rs)

El volumen del aceite (Vo) en la entrada de la bomba es igual a los barriles producidos por

Bo, el factor de volumen de formación.

El volumen del gas (Vg) en la entrada de la bomba es igual a la cantidad de gas libre por

Bg, el factor de volumen del gas.

El volumen del agua (Vw) en la formación es la misma que la de los barriles producidos en

superficie.

El volumen del fluido total (Vt) se define como:

Vt = Vo + Vg +Vw

El porcentaje de gas libre para el volumen total de los fluidos se calcula según:

% Gas libre =Vg

Vt

Los cálculos necesarios para la selección de una unidad electrosumergible para

aplicaciones con altoGOR son bastante extensos y se recomienda usar un programa de



CAPITULO IV

4 - 56

computador para éste propósito. Existe, sin embargo, un método simplificado utilizado

comúnmente que se basa en el uso de dos monogramas de Standings. Este procedimiento

simplificado se ilustra con el siguiente ejemplo.

EJEMPLO 4.3. - Alta Relación Gas Petróleo.

Datos del Pozo.

Tubería de revestimiento – 5 1/2” Diám. Ext., 217 lbs./ft.

Tubería de producción -- 2 3/8” Diám. ext. 5.8 lbs/ft. (Nuevo)

Profundidad del intervalo de perforaciones – 5,500 pies. a 6,000 ft.

Profundidad de asentamiento de la bomba -- 5,000 ft.


Producción deseada -- q = 1,000 bpd

Presión de entrada de la bomba – PIP = 850 psi (@ 1,000 bpd)

Corte de agua – W.C. = 65%

Indice de Productividad – PI = 2.85

Presión en la cabeza del pozo - 120 psi

Relación gas-petróleo -- Prod GOR - 430 scf/stb

Temperatura de fondo de pozo -- 165°F


Gravedad específica del agua -- 1.04Gravedad API del aceite-- 35o (0.85)

Gravedad específica del gas -- Yg = 0.65

Presión de burbuja -- Pb = 2,000 psi

Fuente de Energía Eléctrica.



CAPITULO IV

4 - 57

Voltaje primario -- 7200/12470 volts @

Frecuencia = 60 Hertz

1.- Primero, usando la ecuación de Standings encontrar el GOR en solución (R s)

R = YP

18

10

10s g

0.0125 API

0.00091 T( F)

1.2048 b

⋅

⋅ °

⋅ °

R = 0.652,000

18

10

10s

0.0125

0.00091 165 F)

1.2048

⋅

⋅

⋅ °

35

R s = 420.57 scf/stb

Calcular la relación gas-petróleo en la entrada de la bomba (GORpmp). El siguiente es un

calculo simplificado e ignora los cambios de temperatura, y gravedad especifica que

ocurren al cambiar el punto de referencia.

GORpmp = YPIP

18

10

10g

0.0125 API

0.00091 T( F)

1.2048

⋅

⋅ °

⋅ °

GORpmp = 0.65850

18

10

10

0.0125

0.00091 165 F

1.2048

⋅

⋅

⋅ °

35

GORpmp = 150 scf/stb

2.- Luego, usando la ecuación de Standings encontrar el factor de volumen de formación

Bo @ 150 scf/bbl.

Bo = 0.972 + 0.000147 x F1.175

F = R Y

Y1.25Ts

g

o

0.5

+



CAPITULO IV

4 - 58

F = 1500.65

0.851.25 165 F

0.5o

+ ⋅

F = 337.42

Bo = 0.972 + 0.000147 x 574.031.175

Bo = 1.11 bbl/stb

3.- A continuación, determinar el factor del volumen del gas (Bg) @ 850 psi:

B =5.04 Z T

Pg ⋅ ⋅

Donde: Z = Factor de compresibilidad del gas (0.81 to 0.91) - (Usar 0.85)

T = Temperatura grados Rankine (460 + °F)

P = Presión de entrada de la bomba, psia (psig + 14.7)

B =5.04 0 (460 + 165)

(850 + 14.7)g

⋅ ⋅.85

Bg = 3.1 bbl/mcf

Donde: mcf = miles de pies cúbicos de gas en condiciones standard.

4.- Determinar la cantidad total de gas producido:

Gas Total = bopd ProdGOR

1,000

⋅

Producción deseada – q = 1,000 bpd (W.C. = 65%) qo = 350 bopd (Petróleo)

qw = 650 bwpd (Agua)

Gas Total =350 bopd 450 scf / stb

1,000

⋅



CAPITULO IV

4 - 59

Gas Total = 150.5 mcf

5.- Determinar la cantidad de gas en solución en la entrada de la bomba:

Gas en solución = bopd GORpmp

1,000

⋅

Gas en solución =350 150

1,000

⋅

Gas en Solución = 52.5 mcf

6.- Determinar el gas libre.

Gas libre = Gas Total - Gas en Solución = 150.5 mcf - 52.5 mcf

Gas Libre = 98 mcf

7.- Determinar el volumen del petróleo en la entrada de la bomba (Vo):

Vo = bopd x Bo

Vo = 350 bopd x 1.11 bbl/stb

Vo = 389 bopd

8.- Determinar el volumen del gas en la entrada de al bomba(Vg):

Vg = Bg x Gas Libre

Vg = 3.1 bbl/mcf x 98 mcf

Vg = 304 bgpd

9.- Volumen del agua en la entrada de la bomba (Vw) :



CAPITULO IV

4 - 60

Vw = 650 bwpd

Volumen total de fluido en la entrada de la bomba (V t):

Vt = Vo + Vg + Vw

Vt = 389 bopd + 304 bgpd + 650 bwpd

Vt = 1,343 bpd

10.- Determinar el porcentaje de gas libre en la entrada de la bomba (GIPbs)

% Gas libre =V

V100

g

t

⋅

% Gas libre =305 bgpd

1,343 bpd100⋅

% Gas libre = 22.7 % (GIPbs)

11.- Dado que este valor es mayor al 10% por volumen, hay una cantidad de gas libre

significativa que afecta al funcionamiento de la bomba, especialmente en las etapas con

impulsores de flujo radial; por lo tanto, se recomienda que se instale un separador de gas.

Suponiendo una eficiencia de separación del 80%, en base al 23% del volumen de gas libre

determinar el volumen real del gas ingerido por la bomba.

a. El porcentaje de gas no separado (por el separador) es de 20%

Vg = Volumen de gas en la entrada x % de gas ingerido

Vg = 304 bgpd x 0.2

Vg = 61 bgpd

b. El volumen total del fluido que ingresa a la bomba es:



CAPITULO IV

4 - 61

Vo = 389 bopd

Vg = 61 bgpd

Vw = 650 bwpd

Vt = 1,100 bpd (Volumen total en la entrada de la bomba)

c. La cantidad de gas libre que ingresa a la bomba (después de separación) como

porcentaje del fluido total es (GIP):

% Gas libre =61 bgpd

1,100 bpd100⋅

% Gas libre = 5.54% (GIP)

12.- Calcular la relación Gas - Petróleo en la tubería (GORtb):

GORtb =Gas en tubería 1,000

bopd

⋅

Gas en tubería = Gas en solución + Gas libre no Separado (Vg / Bg)

Gas en tubería = 52.6 mcf +61 bgpd

3.1bbl / mcf

Gas en tubería = 72.3 mcf

GORtb =72.3 mcf 1,000

350 bopd

⋅

GORtb = 206.6 scf/stb

13.- Determinar la gravedad específica total de los fluidos producidos (SGmix):

SGmix =Masa Total de Fluidos Producidos (TMPF)

bpd 5.6146 62.4⋅ ⋅



CAPITULO IV

4 - 62

TMPF = [(bopd x SG petróleo + bwpd x SG agua) x 62.4 x 5.6146] +

[GORtb. x bopd x SG gas x 0.0752]

TMPF = [(350 x 0.85 + 650 x 1.08) x 62.4 x 5.6146] + [206.6 x 350 x 0.65 x 0.0752]

TMPF = 353,710 lbs/día

SGmix =353,710 lbs / día

1,100 bpd 5.6146 62.4⋅ ⋅

SGmix = 0.918

14.- En base al caudal de flujo en la entrada de la bomba (1,100 BPD) y en el tamaño de la

tubería de revestimiento (5-1/2"), seleccionar la bomba apropiada para determinar la altura

generada / etapa (obsérvese que esta altura generada por etapa es una aproximación

debido al hecho de que el gasto en el momento de la descarga podría ser

considerablemente mas baja que en la entrada). Convertir altura/etapa (pies) en presión /

etapa (psi) y ajustar BHP / etapa para la gravedad específica compuesta.

15.- Determinar la presión necesaria de descarga de la bomba utilizando las correlaciones

de presión. Las correlaciones para los gradientes de presión más comunes utilizadas en

industrias son:

1) Hagedorn y Brown

2) Aziz

3) Beggs y Brill

4) Orkiszewski

16.- Calcular el número de etapas requeridas para la bomba como sigue:

No. de Etapas = presión de descarga - Presión de Entrada

presion / Etapa



CAPITULO IV

4 - 63

Suponiendo que el volumen de la mezcla de fluido a través de la bomba permanece

constante, todos los otros cálculos y diseños del equipo serán los mismas que en los

ejemplos anteriores. Sin embargo, algunas veces la diferencia de presión a través de la bomba (diferencia entre la descarga de la bomba y las presiones de entrada) se divide en

varios incrementos pequeños y la bomba se selecciona suponiendo que el volumen no

cambia dentro de cada incremento de presión. Es por esto que se aconseja el uso de un

programa como AutographPC para realizar los cálculos de diseño de un equipo

electrosumergible.

Si existe diferencia apreciable entre el volumen de entrada y el volumen en la descarga,

podrá ser necesario diseñar una bomba con más de un tipo de etapas. Las etapas

inferiores se diseñan para manejar el volumen de entrada, mientras que las etapas

superiores manejarán el volumen en la descarga. Este tipo de construcción de bomba se

conoce como diseño de bomba cónica o Tapered Pump.

Autograph PC

A continuación mostraremos los cálculos realizados usando AutographPC. Los resultados

no serán exactamente iguales a los realizados manualmente debido la el método

simplificado que se uso a realizar los cálculos anteriores. La presencia de gas en estado

libre complica aun mas los cálculos manuales y el programa es capaz de calcular un mayor

numero de puntos a los largo del pozo, usando diferentes correlaciones de flujo

multifásico y correlaciones para los cálculos de la propiedades PVT de los fluidos las

cuales pueden ser seleccionadas en la pantalla de información del pozo.

Las siguientes gráficas (Fig. 4-29 a la Fig. 4-31) corresponden a las pantallas de trabajo deAutographPC en ellas se indica los cálculos para las condiciones del pozo y el equipo

seleccionado.



CAPITULO IV

4 - 64

Fig. 4-27 - Pantalla de información del Pozo



CAPITULO IV

4 - 65





CAPITULO IV

4 - 66



Las correlaciones usadas en todos los ejemplos anteriores de AutographPC son las

siguientes:

Correlaciones para las propiedades PVT:

Viscosidad del crudo muerto: Beggs & Robinson

Viscosidad del crudo saturado: Beggs & Robinson

Viscosidad del crudo “undersaturated” (P>Pb) Vasquez & BeggsViscosidad del Gas Lee

Compresibilidad del petróleo Vasquez & Beggs

Factor volumétrico del petróleo Standings

Factor de compresibilidad del gas (Z factor) Hall & Yarborough



CAPITULO IV

4 - 67

GOR / Presión del punto de burbuja Standings

Correlación de flujo multifásico: Hegedron & Brown

4. DISEÑO DE UN VARIADOR DE FRECUENCIA

Se han discutido en detalle, con el uso de ejemplos, los diferentes enfoques para el diseño

de equipos electrosumergibles. Todos fueron diseñados para funcionar a velocidad

constante (60 Hz). A continuación nos concentraremos en el diseño de sistemas capaces

de operar en un rango de operación más amplio, que pueden ser diseñados para funcionar

con múltiples caudales de flujo y/o requerimientos de presión.

Al usar un Variador de Frecuencia (VSD) para cambiar la velocidad operacional de una

bomba centrífuga, las características de desempeño de la bomba cambiarán

respectivamente. Estos cambios se pueden predecir mediante el uso de las Leyes de

Afinidad, las cuales gobiernan el desempeño de la bomba centrífuga a medida que ocurren

cambios en la velocidad de operación. Cuando se aplican a cada punto sobre una curva de

desempeño altura de columna-caudal, estas leyes demuestran como con cambios de

velocidad de operación: la capacidad es directamente proporcional a la velocidad; la altura

de columna generada es proporcional al cuadrado de la velocidad; la potencia al freno es

proporcional al cubo de la velocidad; y la potencia generada por el motor es directamente

proporcional a la velocidad. La relación matemática entre estas variables se puede ilustrar

de la siguiente forma:

Q2 = Q1

N

N2

1

H2 = H1 N

N2

1

2

BHP2 = BHP1 N

N2

1

3



CAPITULO IV

4 - 68

MHP2 = MHP1 N

N2

1

Donde: Q1, H1, BHP1, MHP1 y N1 = Valores iniciales de: Caudal de producción, Altura

de columna, Potencia al freno, Potencia generada por el motor y Velocidad.

Q2, H2, BHP2, MHP2 y N2 = Valores nuevos de: Caudal de producción, Altura de

columna, Potencia al freno y Velocidad.

Para analizar la instalación de un equipo electrosumergible con un variador de velocidad

se recomienda utilizar el siguiente procedimiento.

1.- Obtener y analizar los datos.

2.- Definir los rangos de producción (barriles en tanque) para el gasto mínimo y máximo,

la profundidad de asentamiento de la bomba y las presiones de entrada de la bomba, o los

niveles de fluido, para los niveles de producción deseados.

3.- Calcular el volumen de aceite, de gas libre y de agua en la entrada de la bomba

utilizando los datos de ensayo o las correlaciones de flujo multifásico que mejor se ajusten

a sus condiciones. Calcular el porcentaje de gas libre en el total del volumen de fluido

como se indicó anteriormente. Si aparece una excesiva cantidad de gas libre, utilizar un

separador de gas y ajustar los volúmenes de fluido basándose en la eficiencia del separador

seleccionado.

4.- Calcular la columna dinámica total requerida (TDH) para el caudal de producción

mínimo y el máximo, igual a la suma de la altura neta de columna, la pérdida por fricción y

la presión de descarga en la cabeza de pozo. Si los datos están disponibles, determinar la

presión de descarga de la bomba utilizando correlaciones de flujo multifásico y los datos

de PVT.



CAPITULO IV

4 - 69

5.- Basándose en las curvas de desempeño de la bomba con Variador de Frecuencia

(VSD), seleccionar una bomba que quepa en el revestimiento del pozo y que el rango de

producción en la entrada de la bomba permanezca dentro de los rangos de capacidadrecomendados para la bomba, a la frecuencia deseada.

Desde la curva de desempeño, determinar la altura / etapa y la potencia al freno / etapa a

la frecuencia de operación máxima deseada. Calcular el número de etapas requeridas para

proporcionar la altura dinámica total, que es igual a la altura dinámica total dividido por la

altura generada por etapa a la frecuencia máxima de operación.

Luego, determinar la altura / etapa desarrollada para el caudal mínimo deseado:

Altura minima / Etapa =TDH mínimo

No. etapas

Utilizando la mínima altura / etapa y el caudal de flujo mínimo deseado en la succión de la

bomba, localizar la frecuencia de funcionamiento en la curva de desempeño de la bomba.

Revisar para asegurarse de que el punto está dentro del rango de operación recomendado

para la bomba.

Resuelva el requerimiento máximo de potencia al freno (BHP) de la siguiente forma:

BHP Máximo = BHP / etapa @ 60 Hz No. etapasHz Máximo

60 HzS.G.⋅ ⋅

⋅

3

La potencia requerida equivalente a 60 Hz puede ser determinada como sigue:

BHP Equivalente @ 60 Hz = BHP Máximo 60 HzHz Máximo

⋅

6.- Basado en la información técnica proporcionada por el fabricante, seleccionar el

tamaño y modelo apropiado de la sección de sello y determinar los requerimientos de



CAPITULO IV

4 - 70

potencia para la bomba y la sección del sello. El motor seleccionado debe ser lo

suficientemente grande para soportar la carga máxima sin afectar su vida operacional.

7.- Utilizando los datos técnicos proporcionados por el fabricante de las bombas

electrosumergibles determinar si se excede alguna de las limitaciones técnicas.

8.- Seleccionar el cable de potencia, determinar las pérdidas de voltaje como se describió

anteriormente y calcular el voltaje en superficie como sigue:

Voltaje en Superficie = Voltaje del motor Hz Máximo

60 Hz+ Caida de voltaje en el cable⋅

9.- Calcular los KVA y seleccionar los accesorios y otros equipos como en los ejemplos

anteriores.

EJEMPLO 4.4. - Sistema electrosumergible con variador de velocidad (VSD)

Para entender mejor el proceso de diseño, los diferentes pasos se ilustran en detalle con el

siguiente ejemplo.

1.- Obtener y analizar los datos disponibles:

Datos del Pozo.

Tubería de revestimiento -- 7 in. O.D., 32 lbs/ft.Tubería de producción -- 3-1/2 In. O.D. External Upset 8 Rd. (nuevo)

Profundidad del intervalo de perforaciones (vertical) -- 6,500 - 6,700 ft.

Profundidad de Asentamiento de la Bomba -- 5,500 ft. (vertical)

Profundidad de Asentamiento de la Bomba - 6,000 ft. (medida)



CAPITULO IV

4 - 71


Presión en la cabeza del Pozo - 125 psi

Profundidad de Punto de Referencia (vertical) - 6,600 ft.Presión Estática en el Fondo del Pozo – Pr = 2950 psi

Indice de Productividad – PI = 2.5 bpd/psi

Temperatura del Fondo de Pozo -- 180° F

Relación gas - petróleo -- GOR = 1

Corte de Agua – W.C. = 75%

Rango Deseado de producción en el Tanque - 3,000 stb/d a 5,000 stb/d


Gravedad Específica del Agua -- 1.08

Gravedad API del Aceite -- 32° (0.865)

Gravedad Específica del Gas – Yg = 0.65

Presión de burbuja – Pb = 14.7

Viscosidad del Aceite - No Disponible

Fuente de Energía Eléctrica.Voltaje Primario Disponible - 480 volts

Frecuencia - 60 Hertz

Capacidad de la Fuente de alimentación - Sistema Estable, Suficiente.

2.- Determinar la productividad del pozo:

El rango de producción deseado fue dado como 3,000 bpd a 5,000 bpd y la profundidad

de asentamiento de la bomba es conocida. La productividad del pozo ha sido definida por el equipo de ingeniería de yacimientos, definiéndose un PI de 2.5 bpd/psi.

Resolver la nueva presión dinámica (Pwfd ) al nivel de producción deseado (Qd )



CAPITULO IV

4 - 72

P = P -Q

PIwfd r d

Pwfd @ Mínimo Caudal Deseado Pwfd @ Máximo Caudal Deseado

P = 2,950 psi -3,000 bpd

2.5 bpd / psiwf

Pwf = 1,750 psi

P = 2,950 psi -5,000 bpd

2.5 bpd / psiwf

Pwf = 950 psi

La presión de entrada de la bomba puede ser determinada corrigiendo la presión dinámica

del fondo del pozo con la diferencia entre la profundidad de asentamiento de la bomba y el

punto de referencia, y considerando la pérdida por fricción en el espacio anular del

revestimiento. Primero es necesario encontrar la gravedad específica compuesta del fluido

producido (SGL) utilizando los datos disponibles.

SGL = (0.75 x 1.08) + (0.25 x 0.865) = 1.03

La caída de presión, debido a la diferencia en la profundidad de referencia y la profundidad

de asentamiento de la bomba, puede ser determinada (suponiendo que no hay pérdida de

fricción en el revestimiento), y la presión de entrada de la bomba (PIP) a un rango de

gasto mínimo y máximo se puede calcular como sigue:

( )PIP = P -

profundidad de referencia - profundidad de la bomba SG

2.31 ft / psiwfdL⋅

PIP @ Mínimo Caudal Deseado PIP @ Máximo Caudal Deseado

( )PIP Mín =1750 psi -

6,600 ft - 5,500 ft SG

2.31 ft / psiL⋅

( )PIP Máx = 950 psi -

6,600 ft -5,500 ft SG

2.31 ft / psiL⋅



CAPITULO IV

4 - 73

PIP Mín. = 1,260 psi PIP Máx. = 460 psi

3.- Calcular los volúmenes de fluido: Este tercer paso no será necesario debido a la falta

de información pertinente acerca de los volúmenes de gas y sus propiedades.

4.- Columna dinámica total (TDH): Se dispone ahora de suficientes datos para determinar

los requerimientos de altura dinámica total para una rango de gastos deseados, mínimos y

máximos.

TDH = Hd + Ft + Pd



SGLd

⋅

Hd @ Mínimo Caudal Deseado Hd @ Máximo Caudal Deseado

H = 5,200 ft -1,260 psi 2.31 ft / psi

1.03d

⋅

Hd = 2,670 ft

H = 5,200 ft -460 psi 2.31 ft / psi

1.03d

⋅

Hd = 4,468 ft

Ft è Perdida por fricción para la tubería de 3 ½” (nueva). Utilizando la figura 4-16. La

pérdida por fricción es:Para 3,000 bpd = 30 ft/1,000 ft

Para 5,000 bpd = 75 ft/1,000 ft

F =Prof. medida de la bomba Pérdida por fricción

1,000 ftt

⋅



CAPITULO IV

4 - 74

FL @ Mínimo Caudal Deseado FL @ Máximo Caudal Deseado

F =6,000 ft 30 ft

1,000 ftL

⋅

FL = 180 ft

F =6,000 ft 75 ft

1,000 ftL

⋅

FL = 450 ft



La presión de tubería en la cabeza de pozo requerida es 1250 psi. Supondremos que la

presión de descarga en la cabeza de pozo es la misma para los diferentes niveles de

producción. . Convirtiendo a altura de columna (pies):


SGdL

⋅

P =125 psi 2.31 ft / psi

d

⋅103.

Pd = 280 ft

En resumen:

Mínimo Caudal Deseado (q=3000 bpd) Máximo Caudal Deseado (q=5000 bpd)

Hd = 2,674 ft Hd = 4,468 ft

Ft = 180 ft Ft = 450 ft

Pd = 280 ft Pd = 280 ft

TDH = 3,134 ft TDH = 5,198 ft



CAPITULO IV

4 - 75

5.- Selección de la bomba.

Como tenemos muchas opciones disponibles, nuestro criterio de selección es buscar una

bomba que quepa en el revestimiento y que el máximo caudal (5.000 BPD) se produzca a

70 Hertz y que esté cerca al punto de máxima eficiencia (BEP). La bomba GC-4100

satisface estas condiciones. (Figura 4-32).

Altura decolumna(ft)

RPM Variable, Gravedad especifica = 1.00GC 4100, Serie 513

Fig. 4-32 - Curva característica para una bomba GC4100

Luego, seleccionar la altura / etapa desde la curva en éste punto, se leerá 56 pies/etapa.

Con la columna dinámica total máxima de 5,198 pies, encontrar el número de etapas de la bomba:

No. de etapas =TDH

Altura por etapa



CAPITULO IV

4 - 76

No. de etapas =5,198 ft

56 ft / etapa

No. de etapas = 93

Para revisar el punto mínimo del requerimiento hidráulico, dividir la columna dinámica

total mínima (3,134 pies) por el número de etapas seleccionadas.

TDH min. / etapa =3,134 ft

93 etapas

TDH min. = 34 ft / etapa

Al graficar el TDH / etapa mínima (34 pies) y el caudal mínimo (3,000 bpd) en la curva de

desempeño de la bomba GC4100 obtendremos la mínima frecuencia de funcionamiento de

51 Hertz. Como podemos ver, este punto se encuentra dentro del rango de operación de

la bomba seleccionada.

Luego, usando la curva del Variador de Velocidad para la bomba GC-4100 buscar los HP

al freno / etapa a 70 Hz (2.9 HP/etapa). Para calcular los HP al freno a la máximafrecuencia:

BHP @ Max. Hz = BHP/etapa @ 70 Hz. x No. etapas x S.G.

BHP @ Max. Hz = 2.9 BHP/etapa x 93 etapas x 1.03

BHP @ Max. Hz = 278 BHP

Para calcular los HP al Freno equivalentes de la bomba para 60 Hz

BHP @ 60 Hz = BHP @ Hz Max60 Hz

Hz Max ⋅

BHP @ 60 Hz = 278 HP60 Hz

70 Hz ⋅



CAPITULO IV

4 - 77

BHP @ 60 Hz = 238 BHP

6.- Seleccionar el sello y el motor. Seleccionar el modelo de sección de sello apropiado y

determinar los requerimientos de potencia a la máxima columna dinámica requerida

(TDH). Seleccionar un motor que sea capaz de suministrar el total de la potencia

requerida por la bomba y el sello. Seleccionaremos un motor serie 562, 228 HP, 2,305

voltios y 60 amperios.

7.- Revisión de las limitaciones técnicas: Revisar las limitaciones de la carga, (ejemplo:

carga de la flecha, carga de la zapata de empuje, límite de presión de rotura del

alojamiento, velocidad de fluido por el motor, etc.)

8.- Seleccionar el cable de potencia: Seleccionar el cable como en los ejemplos anteriores

utilizando la corriente del motor y la temperatura del conductor. Basado en la corriente

del motor (60 amps) y la temperatura del conductor a 180°F (remitirse a la Sección de

ingeniería - Temperatura del pozo vs. Corriente), puede usarse el cable número 2 AWG.

Añadiendo 200 pies para las conexiones de la superficie, la caída de voltaje en cable es:

Caída de voltaje en el cable = 21.8 volts 1.3 6,200 ft1,000 ft

⋅ ⋅

Caída de voltaje en el cable = 175.71 volts

Calcular el voltaje requerido en la superficie (VS) a la máxima frecuencia de operación:

VS = Voltaje del motor Hz Max

60 Hz+ Caída de voltaje⋅

VS = 2,305 volts70 Hz

60 Hz+ 175.71 volts⋅

VS = 2,865 volts



CAPITULO IV

4 - 78

9.- Calcular los KVA para seleccionar el tamaño del equipo de superficie.

KVA =VS Amps. del motor 1.73⋅ ⋅

1000,

KVA =2,865 volts 60 Amps 1.73⋅ ⋅

1000,

KVA = 297

Todos los otros equipos y accesorios serán seleccionados como en los ejemplos

anteriores.

La complejidad asociada con el diseño de sistemas de bombeo electrocentrífugo con

velocidad variable, lo mismo que la introducción de numerosas correlaciones de flujo

multifásico, han hecho de ellos los candidatos ideales para el uso de AutographPC. Al usar

un programa de computadora, resulta mas fácil estudiar el desempeño de las bomba bajo

diferentes condiciones de flujo. Las siguientes son las pantallas de trabajo al realizar los

cálculos anteriores en AutographPC.

Mínimo Caudal Deseado (q=3,000 bpd) Máximo Caudal Deseado (q=5,000 bpd)

Fig. 4-33a - Pantalla de Datos (q=3000 bpd) Fig. 4-33b - Pantalla de Datos (q=5000 bpd)



CAPITULO IV

4 - 79

Fig. 4-34a - Pantalla de la Bomba Fig. 4-34b - Pantalla de la Bomba

Fig. 4-35a - Pantalla del Motor Fig. 4-35b - Pantalla del Motor

Fig. 4-36a - Pantalla del Sello Fig. 4-36a - Pantalla del Sello



CAPITULO IV

4 - 80

Fig. 4-37a - Pantalla del Cable Fig. 4-37a - Pantalla del Cable

Fig. 4-38a - Pantalla del VSD Fig. 4-38b - Pantalla del VSD

Como se puede ver en la pantalla de motor, al operar el equipo con un nivel de producción

de 5,000 bpd el motor estará cargado al 111% de su potencia de placa. Esto no afectará la

vida del motor o su eficiencia, ya que el motor se encuentra operando por debajo de su

limite máximo de temperatura17 (Sección de ADR en el Capitulo II). Al utilizar

AutographPC se deben estudiar diferentes casos para evaluar la capacidad del equipo de

fondo de operar a diferentes condiciones.



Tabla de Contenido

TOC - 1

CAPITULO IDATOS BASICOS

1. Propiedades de los Fluidos 1-1 Introducción 1-1Densidad 1-1Densidad del Petróleo 1-1Densidad del gas 1-2Gravedad específica 1-3Gravedad específica del petróleo 1-3Gravedad específica del gas 1-3Gradiente de presión 1-3Corte de Agua 1-4Presión 1-5Presión Manomérica 1-5Presión Atmosférica 1-5

Presión Absoluta 1-5Altura de Columna 1-5Presión de Entrada a la Bomba (PIP) 1-6Presión del Punto de Burbuja 1-8Relación Gas-Aceite 1-9Factor Volumétrico del Petróleo 1-12Viscosidad 1-13Flujo del Fluido 1-15Fricción en la tubería 1-16

2. Comportamiento del pozo 1-18Introducción 1-18

Indice de Productividad 1-19Curva de Capacidad de Producción 1-21Método de Vogel 1-21Ejemplos 1-22

3. Fundamentos de Electricidad 1-26Distribución de la Energía Eléctrica 1-26Voltaje 1-27Corriente 1-27Resistencia 1-27Ley de Ohm 1-27Onda Sinusoidal de la Corriente Alterna 1-28Potencia 1-28

Frecuencia 1-30Inductancia 1-30Capacitancia 1-31Impedencia 1-32Conductores 1-33Aislantes 1-33Factor de Potencia 1-33Transformadores 1-34Cable 1-37



Tabla de Contenido

TOC - 2

Motores Eléctricos 1-40CAPITULO II

EL EQUIPO

1. Sistema de Bombeo Electrosumergible 2-1 Introducción 2-1

2. Teoría Hidráulica de la Bomba Centrífuga 2-3Introducción 2-3La altura de columna 2-6La curva de potencia al freno (BHP) 2-6Rango de operación 2-6La eficiencia 2-7Empuje Axial de Bomba 2-7

Impulsor 2-7Eje 2-7

Impulsor fijo (compresión) vs. Impulsor flotante 2-8leyes de afinidad 2-9cavitación 2-11Bloqueo por gas 2-11Potencia Hidráulica 2-12Potencia al freno 2-12

3. La Bomba Centrífuga 2-12Flujo radial 2-14Flujo mixto 2-14Columna dinámica total (TDH) 2-16

4. Separador de Gas Rotativo 2-17

5. El Sello 2-18Funciones del Sello 2-19La cámara de empuje 2-20

6. El Motor Electrosumergible 2-21Curvas características del motor 2-24Application dependent ratings (ADR TM) 2-27

7. Tableros de Control para Motores 2-29

Paneles de control (velocidad fija) 2-30Arrancador suave 2-31Controlador de Velocidad Variable (VSC) 2-32

8. Efectos del VSC en los Componentes del Sistema ESP 2-33Efectos sobre la bomba centrífuga 2-33Efectos sobre el motor 2-34El motor, la bomba y el VSC 2-35Limitación del eje de la bomba 2-36



Tabla de Contenido

TOC - 3

Límite del alojamiento de la bomba 2-36Vibración y desgaste 2-37Eficiencia del motor 2-38Calentamiento del motor 2-39Aislamiento del motor 2-39Arranque 2-40

9. Equipos Adicionales 2-40Monitor de presión y temperatura de fondo de pozo 2-40Transformador 2-41Caja de conexiones 2-41Cabeza de pozo 2-42Válvula de retención 2-42Válvula de drenado 2-42Relevador de rotación inversa 2-43Centralizador 2-43

Cable de potencia 2-44Cable plano de extensión del motor (MLE) 2-44Flejes 2-44Protectores para cable 2-45



Tabla de Contenido

TOC - 4

CAPITULO IIIAPLICACIONES

1. Aplicaciones del Sistema ESP 3-1 Introducción 3-1Configuración con Chaqueta 3-1Bomba de Alimentación o Refuerzo 3-3Sistema de Producción e Inyección Directa 3-5Sistema de Inyección Horizontal 3-6Sistema de Inyección “Cantelslope®” 3-7Instalación ESP con Empacador Profundo 3-8Instalación con Herramienta By-Pass (“Y” -Tool) 3-8Bomba de Refuerzo con Entrada en el Extremo Inferior 3-10

2. Operación de Bombas Electrocentrífugas en Ambientes Agresivos 3-12 Pozos con Altas Temperaturas 3-13Efectos del Gas Libre en la Bomba Eléctrosumergible 3-17Pozos con Fluidos Abrasivos 3-18

Bomba de Compresión 3-21Bomba con Cojinetes de Caucho 3-21Bomba con Cojinete de Soporte Radial (Estabilizador) 3-22Bomba de Compresión “ARC” 3-22Bomba Resistente a la Abrasión “AR” 3-23Pozos con Fluidos Corrosivos 3-24



Tabla de Contenido

TOC - 5

CAPITULO IVDISEÑO DEL SISTEMA

Introducción 4-1Datos Básicos 4-1Datos del Pozo 4-2Datos de Producción 4-2Condiciones de fluido del pozo 4-2Fuente de Energía 4-3Posibles problemas 4-3

1. Diseño para Pozos con Altos Cortes de Agua 4-4 Procedimiento 4-4Ejemplo 4.1. 4-6

Recolección y Análisis de los Datos Disponibles 4-6

Determinar Presión de Entrada a la Bomba 4-8Columna Dinámica Total (TDH) 4-11Tipo de Bomba 4-15Selección de la Sección Sello y el motor 4-18Límites de Carga 4-20Cable de Potencia 4-20Accesorios y Equipo Opcional 4-24

AutographPC 4-24Pantalla de la Bomba 4-25Pantalla del Motor 4-26Pantalla del Sello 4-27Pantalla del Cable 4-28

2. Diseño para Pozos con Alta Viscosidad 4-30 Procedimiento 4-30Ejemplo 4.2. 4-33

Recolección y Análisis de los Datos Disponibles 4-33Columna Dinámica Total (TDH) 4-39

AutographPC 4-43Pantalla de información del Pozo 4-44Pantalla de la Bomba 4-45Pantalla del Motor 4-46Pantalla del Sello 4-46Pantalla del Cable 4-47

3. Diseño para Pozos con Alto GOR 4-48 Comportamiento de la bomba 4-48Procedimiento 4-50Correlación de Standings 4-51Ejemplo 4.3. 4-54

Recolección y Análisis de los Datos Disponibles 4-54Relación gas-petróleo en la entrada de la bomba 4-55Gas en solución en la entrada de la bomba 4-56Porcentaje de gas libre en la entrada de la bomba 4-58



Tabla de Contenido

TOC - 6

Caudal de flujo en la entrada de la bomba 4-60 Número de etapas 4-60 AutographPC 4-61

Pantalla de información del Pozo 4-62Pantalla de la Bomba 4-62Pantalla del Motor 4-63Pantalla del Sello 4-63Pantalla del Cable 4-64

3. Diseño de un Variador de Frecuencia 4-65 Leyes de Afinidad 4-65Procedimiento 4-66Ejemplo 4.4. 4-68

Recolección y Análisis de los Datos Disponibles 4-68Mínimo y máximo PIP 4-70Columna Dinámica Total (TDH) 4-70

Selección de la bomba 4-72 Número de etapas 4-73Seleccionar cable de potencia 4-75Seleccionar voltaje requerido en la superficie 4-75Calcular el KVA requerido 4-75

AutographPC 4-76Pantalla de información del Pozo 4-76Pantalla de la Bomba 4-76Pantalla del Motor 4-77Pantalla del Sello 4-77Pantalla del Cable 4-77Pantalla del VSD 4-78



Tabla de Contenido

TOC - 7

ANEXOS

Bibliografía i

Nomenclatura ii

Datos de Ingeniería

Clasificación de Bombas Electrosumergibles 1

Características del Equipo Electrosumergible 2

Tabla de Dimensiones API - Tubería 3

Tabla de Dimensiones API - Casing 4

Perdidas por Fricción en Tubería API (US) 5

Perdidas por Fricción en Tubería API (METRICO)6

Limitaciones de Potencia del Eje 7

Limitaciones de Presión del Alojamiento de la Bomba 9

Caída de Voltaje en el Cable 10

Largo de Cable Recomendado 11

Perdidas Kilovatio-hora en el Cable 12

Capacidad de los Carretes de Cable 13

Cartas Amperométricas para Cables de Potencia 14

Tabla para Conversión de Grados API 18Términos Eléctricos y Definiciones 19

Fórmulas de Ayuda 20

Factores de Conversión 22

Tabla para Conversión de Unidades de Temperatura 24

Unidades Básicas de Espacio, Volumen y Masa 25

Consumo de Potencia en el Sello 26

Hoja de Información del pozo (Vacía) 27

Ejemplo de AutographPC (Ejemplo 4.1) – Pozo con Alto Corte de Agua

Ejemplo de AutographPC (Ejemplo 4.2 - Caso 1) – Crudo de 15 OAPI

Ejemplo de AutographPC (Ejemplo 4.2 - Caso 2) – Crudo de 15 OAPI

Ejemplo de AutographPC (Ejemplo 4.3) – Pozo con alto GOR

Ejemplo de AutographPC (Ejemplo 4.4 - Caso 1) – Pozo con VSD

Ejemplo de AutographPC (Ejemplo 4.4 - Caso 2) – Pozo con VSD



i - Bibliografía

i - 1

BIBLIOGRAFÍA

1. Brown, K. E.: Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 2b, Petroleum Publishing

Co., Tulsa, Oklahoma (1980).

2. Beggs, H. D.: Production Optimizatión using NODALTM Analysis, OGCI Publications,Tulsa, Oklahoma (1991).

3. Brill and Beggs: Two-Phase Flow in Pipes, University of Tulsa.

4. Alhanati, F. J.:”Bottom Hole Gas Separation Efficiency in Electrical SubmersiblePump Installations,” PhD dissertation, The University of Tulsa (1993).

5. Sachdeva, R.:”Two-Phase flow through Electric Submersible Pumps,” PhDdissertation , The University of Tulsa (1988).

6. Smith, R. S.: “Submergible Pump Completion in Two-phase Flowing Wells,”Petroleum Engineer, pp 70-75 (December 1968).

7. Turpin, J., Lea J. and Bearden, J.:”Gas-Liquid Flow through Centrifugal Pump -Correlation Data”, 33rd Annual Southwestern Petroleum Short Course, Lubbock, TX(1986).

8. Lea, J. F. and Bearden, J. L.:”Effect of Gaseous Fluids on Submersible PumpPerformance,” JPT (December, 1982) SPE 9218.

9. Munson, B., young, D., and Okiishi, T.: Fundamentals of Fluid Mechanics, John Wiley& Sons Inc., New York (1994).

10. Vogel, J. V.:”Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive Wells,” JPT(January, 1968).

11. Standing, M. B.:”Inflow Performace Relationship for Damage Wells Producing bySolution Gas Drive,” JPT (November 1970).

12. Brown, K. E.: The Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 1, PetroleumPublishing Co., Tulsa, Oklahoma (1977).

13. McCain, W. D.: The Properties of Petroleum Fluids, Second edition, PennWell Books,Tulsa, Oklahoma (1990).

14. Partel, B. R., and Runstadler P.W.: ”Investigation Into the Two Phase Behavior of

Centrifugal Pumps,” ASME Symposium on Polypahse Flow in Turbomachinery,(December 10-15, 1978).

15. Streeter, V. L.: Handbook of Fluid Dynamics, McGraw-Hill, New York (1961).

16. Vandevier, J.: “Understanding Downhole Electric Motors: A tutorial,” 1992 SPEWorkshop, Houston.

17. Cashmore. D. “Application Dependent Ratings (ADR TM),” Centrilift



ii - Nomenclatura

ii - 1

ESPAÑOL ENGLISH UNIDADESγ o Gravedad específica del petróleo. Specific gravity of oilγ gf Gravedad específica del gas libre. Specific gravity of free gasγ w Gravedad específica del agua. Specific gravity of water ρ Densidad Density lb/ft3

ρo Densidad del Petróleo Density of oil lb/ft3 ρw Densidad del agua Density of water 62.4 lb/ft3 o 1 kg/l @ STP.ρa Densidad del aire Density of air 0.0764 lb/ft3 @ STPµ Viscosidad Viscosity cpµo Viscosidad del petróleo Viscosity of oil cpµw Viscosidad del agua Viscosity of water cp

ν Viscosidad cinemática Kinematic viscosity centistokes o S.S.U.°API Grados API, gravedad del petróleo. Degrees API, gravity of oil°C Grados Centrigrados,. Degrees Centigrate T°C = (T°F-32)/1.8°F Grados Farenheight. Degrees Farenheight T°F = (T°C*1.8)+32API Instituto Americano del Petróleo American Petroleum InstituteBHP Brake Horsepower, Caballos de potencia al freno. Brake Horse Power BHT Temperatura del fondo del pozo Botton Hole Temperature °FBg Factor Volumétrico del gas Gas volume factor ft3/scf.Bo Factor Volumétrico del petróleo Oil volume factor bbl/stbBw Factor Volumétrico del Agua Water volume factor bbl/stbCo Compresibilidad Isotérmica del petróleo Isothermical compressibility of oil 1/psiCp Centiposie Centipoise 1cp = 1.00*10-3 Pa•secEXP Exponencial. ExponentialFt Pies. FeetGIP Cantidad de gas que entra a la bomba, % volumétrico. Gas Into PumpGIPbs Cantidad del gas que enta a la bomba antes de

separación, % volumétrico.Gas Into Pump before separation %

GLR Relación gas-líquido (petróleo + agua), (GFR). Gas Liquid Ratio scf/stbGOR Relación gas-aceite. Gas Oil Ratio scf/stbI.D. Diámetro Interno Internal Diameter inchInch Pulgada. InchIPR Relación del Comportamineto de Afluencia Inflow Performance RelationshipJ Indice de productividad. Productivity IndexM Masa, Mass lbs.MD Profundidad medida del pozo, Measured Depth ft.n Número de moles. Number of moles

NPSH Etapas de succión positiva. Net Positive Suction HeadO.D. Diámetro Externo. Outside Diameter InchP Presión, Pressure psigPb Presión de burbuja, Bubble point pressure psigPI Indice de productividad. Productivity Index psigPIP Presión de entrada a la bomba Pump Intake Pressure psigPr Presión Promedio del Yacimiento Average Reservoir pressure psigPr-Pwf Reducción de presión Drawdown psigPsc Presión estándar,. Standard pressure 14.7 psiaPwf Presión de flujo, Flowing pressure psig.qo Caudal del pozo en la superficie, Flow rate stb/d.qomax Caudal máximo de producción (a Pwf = 0 psig),. Maximum flow rate stb/dR Constante universal de gas, ,. Universal gas constant

10.73 psi ft

lbmole Ro

⋅⋅

3

rpm Revoluciones por minuto Revolutions per minuteRs Gas en solución (Sol GOR),. Solution Gas Oil Ratio scf/stb (@ STP)Scf Pies cúbicos a condiciones estándar. Standard cubic feet scf Stb Barriles por día a condiciones estándar. Stock tank barrels stbSTP Condiciones estándar (Psc y Tsc) Standard conditions (Psc y Tsc)T Temperatura TemperatureT Fuerza rotatoria Torque lb-ftTDH Columna dinámica total Total Dinamic Head ft.

sleeve mangitoTsc Temperatura estándar Standard temperature 60 oF.TVD Profundidad vertical total Total vertical depth ftV Volumen,. Volume ft3 VSC Controlador de velocidad variable. Variable Speed Controler W.C. Corte de agua Water Cut %.Z Factor de compresibilidad. Compressibility factor



ii - Nomenclatura

manual bes.pdf

Documents