Bombas electrosumergibles 26 05-2009

13/03/13 Levantamiento Artificial BES

1

BOMBAS ELECTROSUMERGIBLESBOMBAS ELECTROSUMERGIBLES

BESBES


2

CONTENIDO

Revisión

Ventajas y Limitaciones

Componentes del Sistema de BES

Componentes de Superficie

Componentes de Fondo

Teoría Elemental de álabes y Turbomáquinas

Net Positive Suction Head (NPSH)


3

CONTENIDO(Cont.)

Aplicaciones del Bombeo Electrosumergible

Análisis Nodal

Procedimiento de Diseño

Alternativas para pozos con altos porcentajes de gas libre

Alternativas para la producción de crudos viscosos

Aplicaciones Especiales

Problemas y averías

Cartas amperimétricas


4

Visión General


5

Ventajas

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

• Puede manejar altas tasas de flujo (>100,000 bbl/D) y altos cortes de agua. Normalmente el costo de levantamiento por barril decrece según la tasa de flujo se incrementa.

• No tiene partes móviles en superficie, de modo que es recomendable para áreas urbanas.

• La ausencia de derrames en superficie hace de este método el de menor impacto ambiental.

• Puede ser automatizado para supervisión y control.

• Es aplicable en pozos direccionales y horizontales (dependiendo del ángulo de construcción. Normalmente < 9°/100 pies)


6

Limitaciones

• El costo inicial del sistema es relativamente alto.

• Su aplicación se limita a pozos de profundidad media, principalmente por la degradación del aislamiento del cable y por limitaciones de temperatura del motor y del sello.

• Requiere una fuente de electricidad estable y confiable.

• El rendimiento de la bomba se ve afectado significativamente por el gas libre y después de cierto límite puede ocurrir un bloqueo por gas, de modo que este sistema no es recomendable para pozos con alto GOR.

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

• Aunque existen equipos especiales, el tiempo de vida esperado se ve afectado severamente por la producción de arena de la formación.


7

COMPONENTES DEL SISTEMA DE BES

COMPONENTES DE SUPERFICIE

COMPONENTES DE FONDO


8

Componentes de superficie:

• TRANSFORMADOR PRIMARIO

• TABLERO DE CONTROL /VARIADOR DE FRECUENCIA

• TRANSFORMADOR SECUNDARIO

• CAJA DE UNION

• CABEZAL


9

Componentes de fondo:

• CABLE

• “Y tool” o BYPASS (Opcional)

• BOMBA

• SEPARADOR DE GAS(Opcional)

• SECCION SELLANTE (SELLO)

• MOTOR

• SENSOR (Opcional)


10

• Se usa para reducir el voltaje de la línea primaria hasta un voltaje que puede ser manejado por el Tablero de Control o un Variador de Frecuencia.

• Si se usa un Tablero de Control, el voltaje de salida será el voltaje requerido por el motor.

• Si se usa un Variador de Frecuencia, el voltaje de salida será el voltaje requerido por este equipo y será necesario utilizar un transformador secundario.

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

TRANSFORMADOR PRIMARIO


11

TABLERO DE CONTROL

• Cajas con muchas partes eléctricas instaladas para proteger y diagnosticar los equipos de fondo

• Dispositivos adicionales incluyen sistemas de encendido de carga baja, controles de la velocidad del variador de frecuencia


12

VARIADOR DE FRECUENCIA

• Dispositivo diseñado e instalado para cambiar la frecuencia de la corriente suministrada al motor controlando así la velocidad en el eje para un óptimo funcionamiento.

• Proporciona flexibilidad para ajustar y mejorar las condiciones de producción deseadas (tasa de flujo).

• Puede ser programado para situaciones especiales tales como encendidos sin sobrecarga y con torques constantes.


13

• Se lo utiliza cuando se instala un Variador de Frecuencia, para elevar el voltaje hasta los requerimientos del motor. Comúnmente se lo conoce como “Transformador elevador”.

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

TRANSFORMADOR SECUNDARIO


14

Caja de Unión

• Aloja en su interior el empalme entre el cable que viene del pozo y el cable del tablero de control.

• También se la llama Caja de Venteo puesto que provee el medio para sacar el gas que podría venir desde el pozo a través del cable, hacia la atmósfera.


15

Cabezal del pozo

• Debe proveer facilidades para instalar el cable con un sello adecuado

• Puede incluir estranguladores ajustables, válvulas de alivio


16

• Debe garantizar el suministro de potencia eléctrica al motor

• Son hechos de diferentes materiales conductores recubiertos por una envoltura protectiva que asegura su integridad bajo las condiciones operativas y de los medios en los que trabajan

• La caída de voltaje, la temperatura y los fluidos circundantes deben ser considerados durante el diseño y proceso de selección

• Vienen en dos configuraciones básicas: planos y redondos.

CABLE

Conductor

Película de poliamida

Aislante Envoltura de plomo

Trenza

Armadura metálica

Conductor

AislanteCinta Recubri

miento de caucho

Armadura metálica


17

“Y tool” O BYPASS(OPCIONAL)

• Permite intervenir el pozo con cable (wireline) o tubería flexible si así fuera el caso.

• El modelo mostrado es de la compañía Phoenix Petroleum Services Ltd. Y se cierra automáticamente por el flujo producido por la bomba electrosumergible cuando arranca.

• Este nuevo modelo permite registrar el comportamiento de la bomba mientras está operando.


18

• Es el “corazón” del sistema

• Las BES son bombas centrífugas multi etapa

• La tasa de descarga depende de varios factores, tales como la presión hidrostática, las RPM, el diseño de las etapas y las propiedades del fluido

BOMBA CENTRIFUGA


19

BOMBA CENTRIFUGA (Componentes Básicos)

Una etapa

• Impulsor

• Difusor


20

• Separa el gas libre para evitar el bloqueo por gas

• Usa fuerzas centrífugas para separar el líquido del gas antes que ingrese a la bomba

• Hay dos tipos: estático y rotario (centrífugo y tipo vórtice)

SEPARADOR DE GAS


21

SECCION SELLANTE

• Sirve como conexión entre el eje del motor y el eje de la bomba

• Previene la entrada del fluido del pozo hacia el interior del motor

• Proporciona un volumen de aceite para compensar la expansión y la contracción del aceite del motor


22

MOTOR

• Trifásico, tipo inducción de corriente eléctrica alterna; proporciona la energía a la bomba para que rote y acelere a los fluidos que están siendo bombeados.

• Se le provee de enfriamiento mediante la circulación de fluidos a su alrededor.


23

SENSORES

• Están disponibles una variedad de sensores. Se instalan de acuerdo a requerimientos específicos que permiten un mejor y más seguro control de las operaciones de la BES por medio del monitoreo y de los dispositivos de protección del equipo


24

Teoría de las Bombas Centrífugas


25

Teoría Elemental de las Bombas Centrífugas

Definición:

Componentes:

Una bomba es una máquina que tiene la capacidad de transferir energía a un fluido en forma de Potencia Hidráulica. Las Bombas Centrífugas son turbo-máquinas.

Una etapa : Impulsor - Difusor - Revestimiento

Eje

Arandela de Empuje

Buje de apoyo


26

Componentes de la BES


27

Una Etapa


28

Empuje Axial


29

Curvas Características de Comportamiento

Curva Ideal:

Curva Real:

Basada en un análisis dimensional de velocidad

usando la ecuación de Euler para turbo-máquinas.

No se consideran pérdidas de energía

Basada en pruebas experimentales

Se consideran pérdidas de energía

Eficiencia


30

Curvas Características Ideales


31


g

cu

g

cuHe uu 1122 −=

2

222 tan β

mu

cuc −=

Qkkg

cu

g

uHe m

212

2222

tan−=−=

β


32


RPM Constante


33

Transferencia de Energía & Pérdidas de Energía

e

mh H

H=η

ilv QQQ

Q

++=η

ωγη

T

HQQQ eilm

)( ++=


34

Curvas Características Reales


35



36

El Rango Operativo Recomendado es limitado

Bajas Tasas:

Altas Tasas:

Intermitencia de la producción

Down-thrust (rozamiento inferior I – D)

Se requieren altos valores de NPSH

Altas potencias efectivas

Up-thrust (rozamiento superior I – D)


37



38

Variación de la Curva de Comportamiento

Velocidad Rotacional [N] o Frecuencia[f]

Diámetro del Impulsor [D]

Fluidos altamente viscosos [µ]

Alta GOR


39

Leyes de Afinidad de las Turbo-máquinas

322

2311

121 DN

Q

DN

Q === φφ

22

22

22

12

1

121 DN

Hg

DN

Hg ===ψψ

51

31

151

31

121 DN

P

DN

P

ρρ==Ρ=Ρ

µρ ND2

Re =


40

Leyes de Afinidad de las Turbo-máquinas

Diagrama


41

Efectos de la Viscosidad en la Curva de Comportamiento


42

Efectos de la Viscosidad en la Curva de Comportamiento


43

Efecto del Gas en la Curva de Comportamiento

DiagramaPerformance Characteristic Curve with Gas

GN 4000

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

QL [bpd]

H [

ft]

α = 0 [%]

α = 2 [%]

α = 6 [%]

α = 8 [%]

α = 10 [%]

α = 12 [%]

α = 14 [%]

α = 16 [%]

α = 18 [%]

α = 20 [%]

Surging


44

Carga Neta Positiva de Succión (Net Positive Suction Head)

NPSH

La NPSH disponible (NPSHa) para una instalación,

tiene que ser determinada por el usuario

La NPSH requerida (NPSHr) para una bomba dada,

es proporcionada por el fabricante de la bomba

Cavitación

NPSHa > NPSHr


45

Carga Neta Positiva de Succión o Net Positive Suction Head

NPSH

vasa HHHNPSH −+=

g

P

g

PZhf

g

PNPSH vapatm

st

a ρρρ−+±−=


46

Análisis Nodal

y

Aplicaciones de las BES


47

Introducción al Análisis Nodal

Usando BES


48

Producción vs Potencia


49

Dimensionamiento de los sistemas BES

Standard:

Variables:

API Recommended Practice 11U (RP 11U)

“Recommended Practice for Sizing and Selection of Electric Submersible Pump Installations”

La viscosidad y los efectos de degradación por gas.

Puesto que la aplicación de las BES en la industria petrolera es relativamente reciente, no hay modelos generales para considerar los efectos de la viscosidad y del gas, de modo que cada fabricante emplea un método diferente para manejar estos problemas.


50


Datos de

diseño BES

100% Agua

Petróleo

liviano sin gas

libre

Petróleo

liviano y gas

libre

Petróleo

pesado sin

gas libre

Petróleo

pesado y gas

libre

Petróleo con

espuma


51

Pr

Pro

fund

idad

de

l poz

o

Pro

fund

idad

de

la b

omba

Pr Pwf

Tot

al D

ynam

ic H

ead

Niv

el

Din

ámic

o de

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luid

o

Pre

sión

en

la

cabe

za

del p

ozo

Pér

dida

s de

pr

esió

n po

r fi

cció

n en

el

Tub

ing

Niv

elE

stát

ico

de F

luid

o

Presión

Pro

fund

idad

Pr

Temperatura

0

TrTwh

Tamb

Condiciones Estáticas vs Condiciones Fluyentes

Concepto de Carga DinámicaTotal

(Total Dynamic Head TDH)


52

Pr

Pro

fund

idad

de

l poz

o

Pro

fund

idad

de

la B

omba

Pr Pwf

Niv

el

Din

ámic

o de

F

luid

o

Pre

sión

en

la

Cab

eza

del p

ozo

Pér

dida

s de

pr

esió

n po

r fr

icci

ón

en e

l T

ubin

g

Niv

el

Est

átic

o de

F

luid

o

Presión

Pro

fund

idad

Pr

Temperatura

PIP

Pwh0

Tr

Pwf

∆P

Tot

al D

ynam

ic H

ead

Condiciones Estáticas vs Condiciones Fluyentes

Concepto de Carga DinámicaTotal

(Total Dynamic Head TDH)

Twh


53


Información requeridaDatos del Pozo & Yacimiento

• Especificaciones del Casing

• Especificaciones del Tubing

• Profundidad del pozo

• Comportamiento del yacimiento (IPR)

• Temperatura del fondo (BHT)

• Gradiente Geotérmico

Datos de Producción

• Presiones del Separador/Cabeza

• Especificaciones de la línea de flujo

• Tasa de producción deseada

Características de los Fluidos & Propiedades PVT

• Gravedad específica del Petróleo, Gas y Agua

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

(pueden ser determinadas usando correlaciones)

• WOR de producción (Corte de agua)

• GOR de producción

Datos de Energía Eléctrica

• Voltaje primario disponible


54

Dimensionamiento de los sistemas BES - Ejemplo

Datos del Pozo & Yacimiento

• Casing -> 7”, 35 lb/ft

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

• Profundidad del pozo -> 5350 ft

• Comportamiento del yacimiento

J = 1.5 bpd/psi, Pr = 1700 psi

• BHT -> 180 °F

• Gradiente geotérmico -> 0.018 °F/ft

Datos de Producción

• Presión del Separador -> 100 psi

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

• Tasa de producción deseada -> 2000 bpd

Características de los Fluidos & Propiedades PVT

• Gravedad API del petróleo -> 30 °API

• Gravedad específica del agua -> 1.02

• Gravedad específica del Gas -> 0.80

• Viscosidad del petróleo -> 0.70 cp

• Presión de burbuja -> 1500 psi

• WOR de producción -> 90%

• GOR de producción -> 30 scf/bbl

Datos de Energía Eléctrica

• Voltaje primario disponible -> 12500 V


55

Dimensionamiento de la Bomba

1. Analizar los datos e identificar el tipo de problema.

La viscosidad del petróleo es baja (0.7 cp) y el corte de agua es alto (90%) , de modo que no deberíamos tener problemas de emulsiones. Basándonos en las dos razones, no se necesita realizar correciones de viscosidad.

Por otra parte, la relación gas – petróleo es baja y con un corte de agua del 90% el GLR es aún más bajo.

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

Conclusión: Se puede diseñar el sistema despreciando los efectos por viscosidad y los efectos por presencia de gas libre.


56

Procedimiento General

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

wwowwwoo SGfSGfSGfSGfSG +−=+= )1(

876.0305.131

5.141

5.131

5.141 =+

=+

=API

SGo

006.1)02.1()90.0()876.0()90.01( =+−=SG

ftpsiftpsiSGP /4356.0)006.1(/433.0433.0 ===∇


57

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

En este caso, como el corte de agua es alto y el GOR es muy bajo, el comportamiento de línea recta entre la tasa de flujo y la presión de fondo fluyente puede ser usado:

psipsibpd

bpdpsi

J

qPP

PP

qJ rwf

wfr

367/5.1

20001700 =−=−=⇒

−=

psibombaladetoasentamiendedprofundidapozodeldprofundidaPPPIP wf 100)( ≥−∇−=

P

PpozodeldprofundidabombaladetoasentamiendedprofundidaMínima wf

∇−

−=100

ftftbombaladetoasentamiendedprofundidaMínima 47374356.0

1003675350 =−−= Pwf

Oil

Oil

+ W

ater


58

motorAZ TeAZTBHTPIT ∆+−−∇−= − )]1([ /

4. Determinar la temperatura de admisión de la bomba.

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

Donde:

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

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

2051.44146.42608.02904.09303.25253.0 −−= eSGSGdWA woLtot ρ

Donde:

Wtot = tasa de flujo másico total, lbm/sec ρL = densidad del líquido a condiciones de tanque de almacenamiento, lbm/ft^3

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


59

mp

mmotor EEC

EhT

778

)1( −=∆

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

FTmotor °=+

−=∆ 2.2)85.0()65.0())0.1(9.0)5.0(1.0(778

)85.01(6000

•Procedimiento iterativo

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

En nuestro caso asumimos:

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

Em = Eficiencia del Motor, fracción

h = Cabeza de la bomba, ft

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

Ep = Eficiencia de la Bomba, fracción

wwow CfCfC +−= )1(


60


2051.44146.42608.02904.09303.25253.0 −−= eSGSGdWA woLtot ρ

0764.0)1( gLwLLtot SGQfGORQW −+= ρ

{ } SGSGfSGfff wwowwwowL 4.62)1(4.62)1( =+−=+−= ρρρ

3/77.62)006.1(4.62 ftlbmL ==ρ

sec16.8

0764.0)8.0()9.01(30615.577.62sec86400

20003

33

3

lbmW

ft

lbm

bbl

ft

bbl

ft

ft

lbmD

D

bblW

tot

tot

=

⇒

−+=


61


24.521802.1876.0004.677.6216.8 2051.44146.42608.02904.09303.25253.0 == −− eA

motorAZ TeAZTBHTPIT ∆+−−∇−= − )]1([ /

Finalmente:

FePIT °=+−−−−= −− 6.1812.2)]1(24.5218)47375350[(018.0180 24.5218/)47375350(

Conclusión: En muchos casos podemos asumir BHTPIT ≅


62

5. Determinar las propiedades PVT y las condiciones del fluido en la admisión de la bomba

bbl

scfPSGR

FT

API

gs 2.410

10

18

1008.0

10

10

18

83.0

1

)6.181(00091.0

)30(0125.02048.1

)(00091.0

0125.0

=

−=

−= °

stb

bbl

TSG

SGR

o

o

gso

06.1)6.181(25.1876.0

8.02.4000147.0972.0

25.1000147.0972.0

175.15.0

175.15.0

=

+

+=

⇒

+

+=

β

β

scf

ft

P

RTZg

3

155.0)7.14100(

)4606.181(98.002827.0

)(02827.0 =

++=°=β

)(1033.3)60(101)60(102.11 6264 soluciónengashaynoPxTxTxw−−− −−+−+=β

stb

bblxxxw 03.1)7.114(1033.3)606.181(101)606.181(102.11 6264 =−−+−+= −−−β


63

6. Determinar la tasa de flujo total a las condiciones de la admisión de la bomba

D

stb

ft

bbl

scf

ft

D

stbQtot 2208

615.5

1155.0)2.430(06.11.0)03.1(9.02000

:0) (Rsw agua elen solución en gasexisteno que Assumiendo

3

3

=

−++=

=

7. ¿Necesitaremos un separador de gas? (Calcular la fracción de gas en la admisión de la bomba)

( )( ) gswwswowww

gswwswg RfRGORfff

RfRGORff

ββββ

−−−+−+−−−

=)()1()1(

)()1(

( )( )gswwswowwwLtot RfRGORfffQQ βββ −−−+−+= )()1()1(

( ) %4.6615.5/155.0)2.430(06.11.0)03.1(9.0

615.5/155.0)2.430(1.0

:aguaelen solución en gas existenoqueAsumiendo

=−++

−=gf


64

8. Fracción de gas que ingresa a la bomba

gsepbombalaaentra

g fEf )1( −=

mecánicasep

naturalseptotal

libreg

venteadolibreg

sep EEQ

QE +==

Bomba

Separador

Protector/Sello

Gasventeado

Orificios deadmisión

Orificios desalida del gas

Cable

Geometría delAnular

Tasas de flujo

Propiedades delfluido

Patrón deflujo

Velocidad angular(separadores rotarios)

Resbalamiento

Esep ??

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


65

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

• Puesto que la fracción total de gas en la admisión de la bomba es 6.4%, valor que es menor que el 10% (regla práctica), no es necesario un separador de gas.

• Para propósitos de diseño asumamos que la eficiencia de separación natural es cero (el peor caso).

• Puesto que la fracción total de gas es baja, como una primera aproximación (propósitos didácticos) asumamos asimismo que no ocurre degradación debido al gas en el comportamiento de la bomba.

gbombalaaentra

g ff ==−= %4.6%4.6)01(

9. Tasa de flujo volumétrico total ingresando a la bomba

( )( )gswwswsepowwwLtot RfRGORfEffQQ βββ −−−−+−+= )()1()1()1(

D

stbQtot 2208=


66

Dimensionamiento de la bomba

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

ftftpsi

psi

P

PseparadorelenaCSH sep 230

/4356.0

100)arg( ≅=

∇=

oSG

PIPbombaladetoasentamiendeofundidadVNL

433.0Pr −=

verticalnetontoLevantamie

tubingelenfricciónporpresióndePérdidasflujodelínealaennetontoLevantamie

flujodelínealaenfricciónporpresióndePérdidasseparadordelaCTDH

++++

++= arg

ftftpsi

psiftVNL 4473

)876.0(/433.0

1004737 ≅−=

)(0)( horizontalsensegmentodellongitudFNLsegmentos

== ∑ θ Pwf

SH

FFL

FNL

TFL

VNL

Oil

Oil

+ W

ater


67

Puesto que la gravedad específica del fluido es cercana a la gravedad específica del agua y la fracción de gas es muy baja, las gráficas para las pérdidas de presión por fricción para el agua pueden ser utilizadas:

ftftFFL

flujodelínealadeLongitud

ft

pérdidasFFL

6.31000

20008.1

10001000

==

=


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


68

ftftTFL

bombaladetoasentamiendeofundidad

ft

pérdidasTFL

1331000

473728

1000

Pr

1000

≅=

=

Dimensionamiento de la bomba10. Determinar la Carga Dinámica Total (Total Dynamic Head) Cont.


69

En flujo multifásico donde el uso de las gráficas para las pérdidas de presión por fricción ya no es válido, la presión de descarga puede ser evaluada empezando con la presión de cabeza o con la presión de separador y utilizando cualquier correlación de flujo multifásico o modelo mecanístico. Entonces:

P

PPIP

P

PTDH bombaadesc

∇∆+=

∇= arg Qo

Pre

sión

de

adm

isió

n

∆Pbomba

ftTDH 4840)447313304230( =++++=

Finalmente:

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



70

11. Seleccionar una bomba y determinar el número de etapas

etapasetapaft

ft

etapahead

TDHetapas 103

/47

4840

/# ===


De los catálogos de los fabricantes seleccionamos una bomba:

Que sea compatible con el diámetro interno del casing.

Máximo diámetro posible:

Según el diámetro se incrementa la eficiencia se incrementa

Las unidades de mayor diámetro son usualmente más baratas

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

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

Como una regla práctica, es mejor que esta tasa deseada esté lo más cercana al punto de máxima eficiencia, para tomar en cuenta la declinación del pozo.

1

2

Chequear el catálogo para ver si es posible 2

Bomba seleccionada: modelo GC2200, serie 513


71

12. Determinar el requerimiento de potencia para el motor

Dimensionamiento del Motor

rHPprotectorHPseparadoHPbombaHP ++=

HPetapa

HPHPbomba

SGetapa

HPetapasHPbomba

115006.111.1103

#

≅

=

=

HP vs Total Dynamic Head - 513 Series Seal Section

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000

Total Dynamic Head (ft)

Pow

er (

HP

)

HPHPHP 2.124)2.36115( =++=

El diámetro (“serie”) del separador y sello es usualmente el mismo que el de la bomba


72

13. Seleccionar un motor del catálogo

Dimensionamiento del Motor

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

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

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

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

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

Posiblemente se necesitará realizar un análisis económico.

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

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

%5.95130

2.124100arg ===

HP

HP

HP

HPnormaloperaciónunaduranteaC

motor

requerido


73

13. Selecionar el cable eléctrico para esta aplicación

Dimensionamiento del Cable

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

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

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

Motor

Sello

S/2

M/2

Bomba Protectorde cable

Cable

Banda

Casing Drift

uno)a(menor MCDGBC2

S

2

MCDlibre Espacio −

++++−= ó

Donde:

CD = Diámetro drift del casing

S = Diámetro del sello

C = Espesor del cable/diámetro (catálogo)

M = Diámetro del motor

B = Espesor de la banda (0.03 in)

G = Espesor del protector de cable (0.16 in)


74

Dimensionamiento del cable

4

factorTvoltajedeCaída

ftvoltajedePérdidas

=

'10001000/

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

del cable ~ 200 °F:

'1000

6.20288.1

'1000

161000/

VVftvoltajedePérdidas =

=

in

in

36.062.598.5MCD

025.016.003.039.02

5.13

2

5.6298.5Clearance

=−=−

=

++++−=

5

13. Selecionar el cable eléctrico para esta aplicación


75

factorTvoltajedeCaída

ft

bombaladetoasentamiendeofundidadcableelenvoltajedeCaída

=

'10001000

Pr

( ) VVcable elenvoltajedeCaída 98288.1161000

47374# ≅=

14. Determinar el voltaje superficial requerido

cableelenvoltajedeCaídamotordelalnoVoltajerequeridoerficialVoltaje += minsup

VVVrequeridoerficialVoltaje 2243982145sup =+=

ftbombaladetoasentamiendeofundidadcablederequeridaLongitud 200Pr +=

ftftftcablederequeridaLongitud 49402004737 ≈+=

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

13. Selecionar el cable eléctrico para esta aplicación (cont.)


76

15. Seleccionar el transformador Calcular KVA.

Si no existe ningún modelo para loa potencia requerida, elegir el transformador más cercano con mayor KVA.

Decidir entre un transformador trifásico o tres transformadores monofásicos (de una sola fase).

1000

sup33 motordelAmperajexrequeridoerficialVoltajexKVA =

KVAAxVx

KVA 1361000

35224333

==

Transformador Seleccionado: Transformador Trifásico de 150 KVA

Voltaje Primario 12500 V

Voltaje Secundario 2250 V (~ 2243 V)

Dimensionamiento del Transformador


77

15. Otros equipos y consideraciones generales

Es recomendable una fuerte sinergía entre el ingeniero de campo y el representante del fabricante de los equipos de Bombeo Electrosumergible BES.

Seleccionar un tablero de control del catálogo de acuerdo con el voltaje superficial requerido.

Seleccionar un separador rotario, como una regla práctica, si la fracción de gas en la admisión de la bomba es mayor que el 10% para bombas radiales o que el 15% para bombas de flujo mixto.

Seleccionar una sección sello del tipo laberinto, cámara o laberinto/cámara. Altos empujes, temperaturas, inclinación del pozo podrían requerir instalar equipos en serie.

Chequear la compatibilidad de la rosca del tubing con la sección de descarga de la bomba.


78

Si se va a usar un variador de velocidad, se necesitan consideraciones especiales acerca de la potencia del motor y de la bomba.

Chequear la producción de fluidos corrosivos o de producción de arena.

Chequear las limitaciones de potencia máxima en el eje de la bomba, sello y separador; de explosión y de colapso de las carcasas de los equipos.

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

Frecuencia (Hz)

Pot

enci

a (H

P) Bomba

Motor

3

60 60

= Hz

BHPBHPbombaHz

=

6060

HzMHPMHPmotor

Hz

Dis

eño

15. Otros equipos y consideraciones generales (cont.)


79

Diseño para pozos con mucho gas

Las propiedades del fluido y las tasas volumétricas de flujo cambian continuamente a lo largo de la bomba, por lo tanto, debe usarse un procedimiento incremental.

P0 = PIP

∆P

P1 = PIP + ∆P/n

P2 = PIP + 2∆P/n

PDP = PIP + n∆P/n

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

P

PPIP

P

PTDH bombaadesc

∇∆+=

∇= arg

nXn

PXPIPPX ...,,2,1,0=∆+=

{ }wwowwwowL SGfSGfff +−=+−= )1(4.62)1( ρρρ

30763.0

97.28

ft

lbmSG

TRZ

PSGG

GG ==ρ

A condiciones estandar:


80

P0 = PIP

∆P

P1 = PIP + ∆P/n

P2 = PIP + 2∆P/n

PDP = PIP + n∆P/n

gLwLLtot QfGORQW ρρ )1( −+=

( )( )gswwswsepowwwLtot RfRGORfEffQQ βββ −−−−+−+= )()1()1()1(

totw

totmezcla Q

W

agua de másico Flujo

totalmásicoFlujoSG

ρ==

Entre PX and PX+1

21++

= XmezclaXmezclamezcla

SGSGSG

21+∇+∇

=∇ XmezclaXmezclamezcla

PPP

mezclamezcla SGP 433.0=∇

21++

= XtotXtottot

QQQ



81

etapaacP

P

etapaac

TDHPparaetapas

XX

XXXXXX /arg

1

/arg#

1

111

∇∆

==∆+→

+→+→+→

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

Calcular el número de etapas como antes.

Iterar para otro ∆PX -> X+1. Finalmente:

Dimensionar los otros equipos como antes.

• Se requiere de un cuidado especial para la fracción de gas libre en la admisión de la bomba. Para pozos con altos GOR, el uso de separadores en serie y de nuevas tecnologías podrían ayudar.

∑=PDP

PIP

etapasetapasdetotal ##



82

Limitaciones en el diseño de pozos con mucho gas

PROBLEMA

Efecto del gas en la degradación del comportamiento de la bomba.

Tolerancia límite al gas

Eficiencia de los separadores de gas rotarios

Eficiencia natural

Nuevas tecnologías

ESTUDIOS RECIENTES

Sachdeva, R.Cirilo, R.

Turpin

Alhanati, F. Sambangi, R.Amrin H.

Serrano, J

Meudys, R


83

Diseño para fluidos viscosos

El efecto de la viscosidad para el cálculo de la Carga Dinámica Total TDH debe ser considerado.

Existirá degradación de la curva de comportamiento de la carga (head) y se requerirá un incremento en la potencia.

¿Cuánta degradación existirá?: American Hydraulics Institute:- Bomba de una sola etapa

- Difusor tipo voluta

PDVSA-Intevep (pruebas de laboratorio)- Empíricas (rango 1 - 1700 cP)

Factores de los fabricantes - Empíricos

6

7


84

Diseño para fluidos viscosos

Puesto que la viscosidad cambia con la temperatura a lo largo de la bomba, debe llevarse a cabo un procedimiento incremental iterativo similar al de un pozo con mucho gas.

Para cada cálculo entre PX y PX+1, los cambios de la temperatura deben reflejarse en las propiedades, por lo tanto estos cambios deben ser estimados:

[ ]FQCSG

BHPT perdida

bomba °=∆1.5

[ ]FEEC

EhT

mp

mmotor °−=∆

778

)1(

BHPperdida = Potencia perdida, HP

SG = Gravedad específica

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

Q = Tasa de flujo, GPM

h = Cabeza de la bomba, ft

Em = Eficiencia del motor, fracción

Ep = Eficiencia de la bomba, fracción

8


85

Alternativas para pozos con alto porcentaje de gas libre

Separadores de gas rotarios

Su eficiencia varía con la tasa de flujo según la predicción del modelo de Alhanati.

En la región de alta eficiencia, a bajas tasa de flujo, puede manejarse porcentajes de gas libre del 85 hasta el 99% .

Sin embargo, según se incrementa la tasa de flujo ocurre un punto crítico donde la eficiencia puede ir más abajo del 20%.

Estos separadores pueden ser conectados en tándem (serie), pero su comportamiento todavía no está bien entendido


86

Configuración tipo camisa

Se reversa la dirección del fluido para maximizar la separación natural debido a la flotación del gas.

Se requiere una camisa o envoltura para alcanzar la reversión del fluido o el enfriamiento del motor.

El caso más clásico es cuando la unidad de BES se asienta debajo de las perforaciones.

Dos casos adicionales son el de camisa cerrada con un stinger (tubo) y el de camisa invertida.



87

Nuevas tecnologías

Manejador de gas de REDA. Emplea huecos de recirculación adicionales o más anchos en áreas estratégicas del impulsor. La recirculación del líquido, facilita que el gas entrampado fluya.

Etapas de baja NPSH (FCNPSH y GCNPSH) de Centrilift. Esas son casi etapas axiales, las cuales pueden manejar altas tasas de flujo pero generar baja carga. Son instaladas en la admisión para mejorar las condiciones de succión de la bomba principal. (Similar al concepto de bomba telescopiada).

Ambas tecnologías han demostrado tener una baja tendencia para el candado de gas o traba por gas.

Huecos de recirculación



88

Alternativas para la producción de crudos viscosos

A una temperatura más alta se tiene una viscosidad más baja. De modo que el calentamiento al fondo puede ser inducido usando resistencias eléctricas, cable subdimensionado especial, etc. Es necesario un cuidado especial con los límites del motor.

Una baja viscosidad asimismo puede ser obtenida inyectando algún tipo de diluyente como kerosene o crudo de alto API. Se encuentran disponibles algunos cables con conductos de inyección.

La inyección de agua, en la admisión de la bomba, también se usa como un método para levantar crudos de alta viscosidad.


89

Aplicaciones especiales

Unidad de cable suspendido

La unidad se baja al pozo sin usar la tubería de producción (tubing). Se suspende de un cable y el cable eléctrico está asociado a él.

Un elemento especial de asentamiento soporta a la bomba y proporciona un acople fijo para evitar torques excesivos en el cable.

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

Un cambio de bomba puede realizarse sin controlar el pozo, utilizando un sistema lubricador en la cabeza del pozo, similar al utilizado en BH.

El sistema produce por el anular.

La principal ventaja es la reducción de costos asociados con el trabajo de sacar la tubería de producción, especialmente en locaciones costa afuera.


90


Sistema de manguera flexible desplegada

El principio es similar a la unidad de cable suspendido, pero una manguera flexible provee en este caso el soporte.

Hay dos sistemas: Uno donde el cable está unido externamente a la manguera flexible y el más aceptado en el cual el cable está dentro de la manguera flexible y la producción es a través del anular.

Este sistema proporciona protección extra al cable, el cual es uno de los elementos más delicados durante la bajada del equipo.

Asimismo el motor se localiza sobre la bomba.


91

Separación de agua al fondo

Este sistema combina el sistema BES con la tecnología de separación mediante hidrociclones para que la producción tenga un bajo corte de agua.

El agua separada se inyecta en una formación adyacente a la productora o aún en esta si existe un acuífero y el espesor de la formación es adecuado.

La separación y disposición del agua producida dentro del mismo pozo puede evitar problemas operativos/económicos.

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

Algunos sistemas usan dos bombas, una para alimentar al hidrociclón y otra para levantar el fluido.



92

Dimensiones del equipo y Rango Operativo Recomendado

de la bomba


93

GC2200 Pump Performance- 60 Hz

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Flowrate (bbl/d)

Hea

d (f

t)

- E

ff. (

%)

0.00

0.40

0.80

1.20

1.60

2.00

2.40

2.80

3.20

Bra

ke

HP

(H

P)

stages 8 17 27 36 45 55 65 74 84 93 103 112 122 131 141 150 160 170 178 187197 206 215 225 235 244 254 263 273 282 292 301 311 320 330 340 348 357 367


94

Motores serie 562


95

Caída de voltaje en el cable & factoresde corrección por temperatura


96

35


97

Efectos de la viscosidad en el comportamiento de la bomba

LIQUID FLOW RATE (OIL + KEROSENE) (BPD)

EF

FIC

IEN

CY

(%

)

0.00

15.00

30.00

45.00

60.00

75.00

0 1500 3000 4500

WATER

60 Hz

45 Hz

40 Hz

35 Hz

30 Hz

20 Hz

MIXTURE VISCOSITY 593 Cp @ 20 C

20 Hz

60 Hz

Water -60 Hz


HE

AD

(F

EE

T)

0.00

15.00

30.00

45.00

60.00

75.00

0 1500 3000 4500 6000

WATER

60 Hz

45 HZ

40 Hz

35 Hz

30 Hz

20 Hz

MIXTUREVISCOSITY 593 Cp @ 20 C

60 Hz

20 Hz

Water -60 Hz


BR

AK

E H

OR

SE

PO

WE

R (

HP

)

0.00

1.50

3.00

4.50

6.00

7.50

0 1500 3000 4500 6000

WATER

60 Hz

45 Hz

40 Hz

35 Hz

30 Hz

20 Hz

MIXTURE VISCOSITY 593 Cp @ 20 C

20 Hz

60 Hz Water -60 Hz


98


99

Comportamiento del motor serie 562


100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

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

T ime (hh:mm:ss)

Wel

lhea

d an

d in

take

Pre

ssur

e (P

si)

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

2400

Pum

p di

scha

rge

Pre

ssur

e (P

si)

<-- Pump intake P

<-- Wellhead P

pump discharge P -->


101


102

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

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 100 200 300 400 500

Pump Intake pressure (psi)

% f

ree

gas


103

Dimensiones del Equipo y Rango de Motores aplicable


104

Consumo de potencia

135771

)()( específicaGradedadxftHeadxBPDflujodeTasaHPsalida =

bombaladeEficiencia

HPBHP salida=

motordelEficiencia

BHPHPentrada =

salidaentradaperdida HPHPHP −=


105

PROBLEMAS Y AVERIAS


106

• El consumo de corriente es casi constante y alrededor del 10% del valor nominal o de placa del motor


107

• Pequeñas variaciones en la corriente con la finalidad de mantener la potencia (HP) constante• Podría ser provocado por el arranque inicial de un equipo en un sistema primario con altas variaciones de voltaje en el mismo


108

• Arranque inicial en “A”• Operación Normal en “B”• Disminución del amperaje según baje el nivel de fluido más allá del de diseño y gas comienza a separarse cerca de la bomba en “C”• La sección “D” muestra el amperaje bajo errático a medida que el nivel de líquido se acerca a la admisión de la bomba y volúmenes cíclicos de gas y líquido lodoso posiblemente pararán la unidad


109

ANivel estático de líquido

T=0

BNivel de líquido

T1>0

CNivel de líquido

T2>T1

DDemasiado gas y

bajo amperaje en el motor producen la

traba por gas

CANDADO DE GAS O TRABA POR GAS


110

• Arranque inicial en “A”• Operación normal en “B”• Disminución del amperaje según el nivel de fluido desciende debajo del de diseño en la sección “C”• El motor se apaga debido a la baja corriente en el punto “D”• Después del tiempo programado el motor arranca otra vez pero el fluido del pozo se mantiene en la condición de descenso


111

• No hay suficiente intervalo de tiempo entre ciclos para permitir que se restaure el nivel de líquido• La bomba está sobredimensionada


112

• Hay fluctuaciones en la corriente desde que el gas retenido y el gas libre ingresan alternadamente a la bomba• También puede suceder en el caso de que crudos emulsificados estén presentes


113

• Después de un corto período de operación, el motor se apaga debido a una baja de la corriente• Se repiten en secuencia varios intentos de encendido sin éxito• Una posible baja densidad del fluido no permitiría que el motor trabaje bajo condiciones nominales


114

• No hay una adecuada corriente en el motor y probablemente existe una mala calibración del relé de protección del motor (relé de hipocoriente)• El motor trabaja en vacío y algo se quema (el cable o el motor)


115

• En la seccción “A” el motor arranca a un amperaje un poco inferior al de trabajo y va aumentando gradualmente a normal•En la sección “B” la unidad trabaja normalmente•La sección “C” muestra un aumento gradual del amperaje hasta que la unidad se desvia de la línea de sobrecarga apagándose• Entre otras, las posibles causas son tormentas con rayos, aumento de la densidad o viscosidad del fluido, producción de arena, desgaste del equipo y sobrecalentamiento del motor


116

• El sistema se apaga debido a sobrecarga (corriente elevada)• Se intentó hacer rearranques manuales sin éxito• Se requiere investigación adicional antes de intentar reencender el equipo• Los intentos manuales de reencendido pueden destruir el equipo


117

• Se observa un comportamiento errático de la corriente durante un corto periodo después del arranque inicial• Podría ser debido a problemas de escala, arena suelta y fluidos de perforación o de control de pozo de alta densidad


118

• Se observa un comportamiento variable e impredecible de la corriente• El motor finalmente se apaga debido a sobrecarga• Se requiere un análisis exhaustivo del pozo antes de intentar reencender el equipo• Usualmente indica fallas de varios elementos simultáneamente (Bomba remordida [agarrotada], motor quemado, cable quemado o fusibles quemados)


119

Completaciones conBombas Electrosumergibles

BES


121

Tomado de Petroleum Well Construction Economides et al, 1998


122


123

Bombas electrosumergibles 26 05-2009

Documents

Transcript of Bombas electrosumergibles 26 05-2009