Tecnologías en evolución: Bombas eléctricas sumergibles

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Tecnologías en evolución: Bombas eléctricas sumergibles

Chad BremnerNisku, Alberta, Canadá

Grant HarrisInverurie, Escocia

Alex KosmalaHouston, Texas, EUA

Barry NicholsonSugar Land, Texas

Albert (Chip) Ollre Rosharon, Texas

Marc PearcyOklahoma City, Oklahoma, EUA

Chris J. Salmas Edmonton, Alberta

Sandeep C. Solanki EnCana CorporationCalgary, Alberta

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Marc Fournier Carrie, Pyt-Yakh, Rusia; Natalie Collins, César Contreras y Jim Sams, Oklahoma City; DrewMc-Ginn, Inverurie, Escocia; Micah Schutz, Tyumen, Rusia; y BrianScott, Aberdeen.espWatcher, Hotline, Maximus, Phoenix, ProMotor, REDA ySpeedStar son marcas de Schlumberger.

Las innovaciones introducidas en la tecnología de sistemas de bombeo eléctrico

sumer gible están brindando sus beneficios a las compañías petroleras, propor cio -

nando más confiabilidad, mejor desempeño y mayor resistencia en ambientes

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

avanzada están ayudando a las compañías petroleras a optimizar la producción, al

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

La historia de los sistemas de levantamiento arti-ficial está marcada por la innovación; a menudoresultante de la evolución gradual de una líneade productos, pero a veces fruto de esfuerzos derediseños drásticos. Estos cambios condujeron amejoras introducidas en los sistemas de levanta-miento artificial, particularmente en las bombaseléctricas sumergibles (ESP).1 Los nuevos resul-tados en cuestión de desempeño y resistenciaestán ampliando el rango de aplicaciones ESP. Ylos avances en materia de diseño y manufacturaestán resultando en sistemas ESP más flexiblespara ambientes de pozos hostiles, adaptándolospara prestar servicios a mayor profundidad, incre -mentando su capacidad de tratamiento del gas, yvolviéndolos más resistentes a los sólidos y loselementos abrasivos.

Los sistemas ESP dependen del movimientode los fluidos producidos para refrigerar el motor.Este requerimiento en algún momento limitóestos sistemas a temperaturas de ope racióninternas de aproximadamente 204°C [400°F];ciertos modelos de bombas ahora poseen la capa-cidad para operar a temperaturas de hasta 288°C[550°F]. El empleo de fluidos producidos pararefrigerar los motores ESP también incidió en elvolumen de gas que podían manejar los sistemasESP antes de experimentar recalentamiento.Con los avances registrados en los componentesde sistemas de tratamiento de gas, los sistemascon bombas axiales ahora pueden manejar frac-ciones de gas libre de hasta un 75%. Otrasmejoras en los componentes cerámicos, metalúr-gicos y elastoméricos están haciendo que lossistemas ESP sean más resistentes a la abrasión

causada por la producción de arena. Mediante laampliación del rango de temperaturas de opera-ción, el tratamiento del gas y la resistencia a laabrasión de los sistemas ESP modernos, estasbombas avanzadas ahora pueden instalarse enpozos en los cuales alguna vez se consideró quetrascendían el alcance de las aplicaciones ESP.

Para aprovechar al máximo sus bombas,prote giendo al mismo tiempo su inversión en sis-temas de levantamiento artificial, las compañíaspetroleras monitorean el desempeño de los siste-mas ESP. Con los avances de la tecnología desensores, los operadores pueden ajustar el desem-peño de la bomba, del pozo y del yacimiento. EnOklahoma City, un equipo multidisciplinario deespecialis tas que trabajan en el Centro deExcelencia en Producción de Schlumberger,monitorea y analiza las lecturas de los sensoresde fondo de pozo durante las 24 horas del día.En este centro, los ingenieros especialistas ensupervisión de bombas y producción de yaci-mientos, trabajan junto con los operadores paraevaluar tendencias en el desempeño de las bom-bas y los campos. Estas tendencias alertan a losespecialistas en sistemas ESP, en forma tem-prana, acerca de la existencia de problemas defondo de pozo o de superficie; usualmente atiempo para adoptar medidas correctivas. Másaún, mediante el monitoreo de los datos defondo de pozo durante los períodos de descone-xión o puesta en funcionamiento de las bombas,los ingenieros de yacimientos pueden obteneranálisis de presiones transitorias para asistir alos operadores en la evaluación del desempeñode sus yacimientos.

1. Para obtener más información sobre métodos delevantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harrysony Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,”Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48–63.

Primavera de 2007 35

Cable dealimentación de

energía eléctrica

Cabezal del pozo

Bomba

Admisión

Protector

Motor ESP

Unidad demonitoreo

de la bomba

Carga o elevación

Eficiencia de la bomba

Potencia

Este artículo describe los avances ocurridosen el diseño de sistemas ESP, el instrumental desuperficie y fondo de pozo, y las prácticas demonitoreo centralizado que están ayudando alos operadores a optimizar el desempeño de lasbombas y los campos. Algunos ejemplos deCanadá y el Mar del Norte ilustran el rango cre-ciente de aplicaciones exitosas para las que seestán instalando bombas eléctricas sumergibles.

Mejoramiento del diseño de las bombasUno de los axiomas más antiguos del campopetrolero es que las operaciones críticas invaria-blemente tienen lugar los fines de semana o losdías festivos, durante la noche o en con dicionesclimáticas adversas. Si bien para el personal esduro tener que instalar una bomba bajo un tem-poral violento, una tormenta de arena, o con elviento, el frío y la nieve, estas condiciones desuperficie también pueden ser adversas para lasbombas en sí. No obstante, se ha desarrolladouna nueva línea de bombas para satisfacer estascondiciones. Diseñada originalmente para suinstalación en ambientes hostiles, como los delas condiciones rigurosas del invierno ruso, labomba eléctrica sumergible REDA Maximustolera temperaturas de superficie y de pozoextremas que en el pasado solían causar estra-gos en la instalación de la bomba, llegando aproducir incluso su falla temprana (izquierda,extremo superior).

Más que evolucionar a través de una serie demejoras pequeñas en el diseño, el sistema ESPREDA Maximus fue concebido como un sistemamodular, diseñado para mejorar la confiabili dade incrementar la eficiencia del servicio y eldesempeño de los sistemas ESP de fondo pozo.El sistema Maximus está compuesto por compo-nentes integrados que emplean conexionesmecánicas más limitadas en número y más sim-ples que los modelos previos. Este sistemaofrece un rango de opciones de configuración.Los operadores que desean contar con un sis-tema estándar en cada pozo pueden instalar launidad integral de motor, protector y sensorProMotor . Para instalaciones que requieren másflexibilidad y un diseño de aplicaciones a medida,el motor Maximus y el protector Maximus per -miten que el operador seleccione los tipos deprotectores específicos de cada aplicación, quefuncionarán mejor en combinación con la poten-cia y el voltaje del motor requerido para cadapozo en particular.

Las conexiones eléctricas, así como las co -nex io nes entre los componentes llenos de aceite,han sido diseñadas para incrementar la integri-dad. Los motores Maximus utilizan un nuevo

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> Nueva conexión a la fuente de energía eléctrica. Un conector rediseñado (izquierda) elimina el ais -lamiento de las conexiones eléctricas en la localización del pozo (derecha), lo que reduce laposibilidad de contaminación de la herramienta o de error humano.

Cable de alimentación de

energía eléctrica

Conexión a la fuentede alimentación deenergía eléctrica

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


diseño de conector para el motor ESP (páginaanterior, abajo). Este diseño elimina el aisla-miento de las conexiones eléctricas, quenormalmente se efectúa en la localización delpozo. Los componentes llenos de aceite, que seconectan en la localización del pozo, tales comoel motor y el protector, utilizan conexiones ESPespeciales para evitar que estos componentesatrapen burbujas de aire durante la conexión enel campo.

Además, el diseño Maximus elimina ciertasoperaciones de instalación críticas en la localiza-ción del pozo. Antes de ser enviados al campo,los motores y protectores Maximus, o las unida-des integradas ProMotor, se llenan con aceite ylos protectores se ajustan para asegurar el espa-ciamiento adecuado de los ejes. Previamentellevados a cabo en la localización del pozo, estosprocedimientos se efectúan ahora puertas aden-tro, en el ambiente controlado de un centro deservicios REDA, lo que elimina el riesgo de lle-nado o ajuste deficiente bajo con diciones decampo difíciles (derecha). Este proceso reducela exposición del aceite dieléctrico a la contami-nación que puede producirse en la localizacióndel pozo con precipitaciones, arena o polvo.2

Estas mejoras en la calidad del servicio ayudaronademás a simplificar el proceso de instalación dela unidad Maximus, lo que se traduce en unareducción significativa del tiempo de equipo determinación de pozos en comparación con lastecnologías ESP previas.

Eliminando las operaciones de montaje sensi-bles y críticas, requeridas durante las insta la cionesESP convencionales, la tecnología Maximus reducela exposición a problemas ambientales y erroreshumanos potenciales. En aplicaciones en las quelas fallas prematuras de los sistemas ESP, luego deperíodos de trabajo cortos, suelen atribuirse a pro-blemas de ins ta lación o a errores humanos, lossistemas ESP Maximus han demostrado reducirsignificativamente los problemas operacionales ylos problemas de equipos, especialmente las fallastempranas (producidas luego de períodos de tra-bajo cortos).3

Otro problema que acorta la vida de los mo -to res y los protectores ESP es el causado por eldesgaste de los cojinetes radiales. Estos cojine-tes se gastan a medida que el aceite del motor

ESP se degrada con el tiempo. Para prolongar lavida útil de los sistemas ESP Maximus, todos loscojinetes radiales poseen mangas de eje templa-das que pasan por cojinetes autolubricados.

La vibración también desempeña un rolimportante en la reducción de la vida útil de labomba. Cuando el eje del motor vibra, incre-menta el desgaste sobre los sellos que lo rodean,permitiendo finalmente que los fluidos produci-dos ingresen en el protector. Desde el protector,los fluidos del pozo pueden filtrarse más allá delos sellos del eje e ingresar en el motor propia-mente dicho, donde contaminan el aceite ymodifican sus propiedades dieléctricas, hidráuli-cas y lubricantes, produciendo finalmente lafalla del motor de la bomba. El cojinete delcabezal del protector, que está afectado por lavibración de la toma de la bomba y los elemen-tos abrasivos del fluido producido, utiliza uncojinete de zirconio resistente a la abrasión.

Las compañías petroleras pueden protegersefrente al daño producido por la vibración de labomba a través del monitoreo de los indicadoresde desempeño ESP y la modificación de la velo-

cidad del motor ESP. Los motores Maximus ofre-cen una conexión directa con el sistema Phoenixde monitoreo de las operaciones de levanta-miento artificial, de manera que los operadorespuedan rastrear el desempeño de los sistemasESP y de los yacimientos.

Monitoreo en el fondo del pozoMediante el monitoreo del desempeño de los sis-temas ESP, los operadores pueden reconocer losproblemas a medida que se presentan. Enmuchos casos, el desempeño de las bombasdeclina gradualmente, lo que deja tiempo paraque los operadores intervengan pro-activamentesi están al tanto del problema. Los sensores Phoenix proveen una sucesión constante demediciones de la bomba en tiempo real. Me -diante el rastreo de las características de lasbombas de fondo de pozo, los operadores puedenreconocer la existencia de desviaciones con res-pecto a las tendencias establecidas y luegoadoptar medidas para prolongar la vida útil de labomba y mejorar la producción. Estas medicio-nes también son importantes para evaluar el

>Montaje en un ambiente controlado. Los componentes modularesempernados permiten que los procedimientos de montaje críticos selleven a cabo en el taller, en lugar de en la localización del pozo. Elequipo de protección personal mostrado en la figura obedece al planlocal y a la normativa de Schlumberger de protección contra riesgos;no se uti lizan guantes en este proceso para evitar la contaminacióncon las fibras de algodón.

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

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

comportamiento del yacimiento; proveen infor-mación valiosa a utilizarse en el análisis depresiones transitorias, el monitoreo de la curvade desempeño del pozo y el establecimiento detendencias de productividad.4

Los sensores Phoenix proveen una diversidadde mediciones de fondo de pozo y opciones derespuesta e incluyen los siguientes dispositivos:• Sensor de fuga de corriente: protege el sistema

eléctrico del calor excesivo de la bomba, la fallade aislamiento del bobinado del motor eléctricoy la pérdida del aislamiento fase-tierra.

• Sensor de presión de descarga: protege labomba de la alta presión causada por los cie-rres de las válvulas y los tapones de fluidopesado.

• Sensor de presión de admisión (presión diná-mica de fluencia): protege la bomba de la bajapresión causada por el nivel bajo del fluido, elagotamiento del nivel provocado por la obtura-ción de las admisiones y la obturación por gas.

• Sensor de temperatura de admisión: protege labomba del recalentamiento provocado por larecirculación, a alta temperatura, a través dela admisión, así como de la temperatura ele-vada del fluido de producción.

• Sensor de aceite del motor y de la temperaturadel bobinado: protege el motor de la alta tem-peratura causada por las condiciones de flujobajo, la alta carga del motor y la refrigeracióndeficiente debida a la acumulación de incrus-taciones.

• Sensor de vibración del motor y de la bomba:protege la bomba de la vibración y del dañomecánico causado por la producción excesivade sólidos y el desgaste mecánico excesivo.

Cada uno de estos parámetros medidos puedeprogramarse para que un interruptor eléctrico sedispare con un valor umbral dado, deteniendo deinmediato el motor para protegerlo de dañosulteriores. En muchas instalaciones, el operador

puede ajustar los parámetros de la bomba enforma remota para corregir un problema. De estemodo, si se dispara una alarma, el operadorpuede transmitir los ajustes de la velocidad de labomba para reducir la vibración o incrementar lavelocidad de la bomba para desplazar mayor can-tidad de líquido refrigerante más allá del motor, oaplicar contrapresión para extraer los sólidos delsistema.

Controles de superficieLos sistemas ESP son impulsados por motoreseléctricos trifásicos de inducción, alimentadospor una fuente de energía eléctrica instalada enla superficie. Esta fuente puede regularse paraajustar el desempeño de la bomba a medida quecambian las condiciones del yacimiento. Me -diante el ajuste del desempeño de la bomba a lascondiciones cambiantes del pozo, los operadorespueden mejorar la eficiencia y la vida útil del sis-tema ESP.

El variador de velocidad SpeedStar es unaunidad de control de superficie que permite quelos operadores ajusten en forma remota la poten-cia eléctrica que se envía hacia el fondo del pozo

(arriba). Este variador de velocidad (VSD) es undispositivo electrónico que sintetiza una fuente depotencia trifásica, de frecuencia y voltaje varia-bles, para los motores de inducción. Su filtro desalida produce un voltaje y una corriente de salidacasi sinusoidales que impiden la vibración de labomba e incrementan la eficiencia del motor. Estáprovisto además de un supresor de impulsos devoltaje transitorios, que brinda protección frente alos episodios de sobre-corriente, generados por lasempresas proveedoras de energía eléctrica o lasperturbaciones eléctricas producidas sobre el sis-tema por los efectos de los rayos.

El VSD SpeedStar permite que el operadorcontrole la velocidad y el desempeño del motorESP mediante el ajuste de la frecuencia, que asu vez ajusta el voltaje transmitido al motor.5 ElVSD provee un esfuerzo de torsión constante a lolargo de todo el rango de velocidad, lo que per-mite que el sistema ESP produzca un rango devolúmenes de fluidos más amplio que el quesería posible con una velocidad de motor fija.Conforme cambian las condiciones del pozo, lacapacidad para efectuar ajustes finos en la velo-cidad y el esfuerzo de torsión del motor puede

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> Variadores de velocidad (VSD). Estas unidades de superficie regulan y acondicionan la corrienteeléctrica para cinco pozos de Canadá. Utilizando la electricidad generada por la empresa de elec -tricidad local o en estaciones generadoras dedicadas, el VSD transmite la energía eléctrica dentrodel pozo hasta el sistema ESP. El VSD es clave para controlar el desempeño de la bomba en formaremota.

4. Para obtener más información sobre la tecnología demonitoreo en el fondo del pozo, consulte: Al-Asimi M,Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C,Fitzgerald J, Ingham J, Navarro J, Gabb A, Kimminau S,Smith J y Stephenson K: “Avances en materia devigilancia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14,no. 4 (Primavera de 2003): 14–37.

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

6. Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S,Romero G y Shanmugam V: “Examinando los pozosproductores: Supervisión de los sistemas ESP,” OilfieldReview 16, no. 2 (Otoño de 2004): 18–29.

7. Para obtener más información sobre extracción depetróleo pesado, consulte: Alboudwarej H, Felix J, TaylorS, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A,Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G,Calvo R, Cañas Triana JA, Hathcock R, Koerner K,Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleo pesado,” Oilfield Review 18,no. 2 (Otoño de 2006): 38–59.


eliminar la necesidad de redimensionar la bomba,reduciendo el tiempo inactivo y los costos deproducción.

En ciertos pozos, los operadores puedenmodificar la frecuencia de operación del motoren incrementos de un Hertz para reducir la vibra-ción de la bomba. Mediante la variación de lavelocidad de la bomba en un pozo nuevo o repa-rado, un VSD puede ayudar a determinar la tasade flujo óptima del pozo para evitar problemas deagotamiento de nivel y funcionamiento cíclico.Para proporcionar un arranque suave durante lasoperaciones de puesta en marcha críticas, se uti -liza el VSD para reducir el voltaje del motor ymitigar el trabajo mecánico que ocasionaría, delo contrario, su puesta en marcha a plena carga yvelocidad. Estas medidas ayudan a prolongar lavida útil de la bomba, especialmente en pozosproclives a cierres frecuentes.6

Expansión del campo de aplicaciones Un ejemplo excelente de una aplicación ESP queextiende los límites de las instalaciones tradi -cionales es el sistema de bombeo eléctricosumergible de alta temperatura REDA Hotline.Este sistema ESP fue diseñado para pozos conaltas temperaturas de fondo (BHT), o pozos conalto corte de petróleo, baja velocidad de fluido yfluidos emulsionados o gaseosos. Estas condicio-nes son severas para los componentes delsistema, que dependen de que los fluidos produ-cidos fluyan más allá del sistema ESP paradisipar el calor generado por el motor.

La refrigeración insuficiente afecta adver -samente el aceite contenido en el motor y setraduce invariablemente en problemas de funcio-namiento y fallas prematuras del sistema. Si bienlos rangos de temperatura de trabajo de las sartasESP estándar han ascendido de 121°C [250°F] a204°C [400°F], los componentes clave del sistemaHotline original, especialmente su motor, loscables de alimentación, la bomba y el protectordel motor lleno de aceite, están diseñados paraoperar a 246°C [475°F]. Este sistema ha demos-trado incrementos sustanciales en su vida útil,en comparación con los sistemas ESP convencio-nales en aplicaciones de alta temperatura.

La necesidad de contar con sistemas ESP dealta temperatura crece a medida que la industriapetrolera madura (abajo). Estando la mayoría delos recursos petroleros del mundo concentradosen el petróleo pesado, el petróleo extra-pesado yel bitumen, las compañías petroleras están bus-cando formas de extraer estas reservas viscosasde manera rentable.7 Algunas compañías se estánvolcando a los pozos de drenaje gravitacional asis-tido con vapor (SAGD). El enfoque SAGD utilizaun par de pozos horizontales perforados ensentido paralelo entre sí y separados vertical -mente por una distancia de aproximadamente 5 m[16 pies]. El vapor inyectado a través del pozo su -pe rior penetra en la formación que atraviesa,transmitiendo calor a las areniscas ricas en pe -tróleo pesado y creando una región de altatemperatura por encima del pozo inyector, cono-cida como cámara de vapor. El calor transferido a

la arenisca petrolífera reduce la viscosidad de supetróleo y su bitumen. La fuerza de gravedadempuja el petróleo, el bitumen y el vapor con -densado hacia abajo, donde estos fluidos,compuestos por aproximadamente 25% a 40% deagua, pasan al pozo inferior.

Inicialmente, en estos pozos de alta tempera-tura, se utilizaron los sistemas de levantamientoartificial por gas para bombear los fluidos a lasuperficie (véase “La presión aumenta: Inno -vaciones en sistemas de levantamiento artificialpor gas,” página 50). Con los avances de latecnología ESP, muchos operadores están rempla-zando sus sistemas de levantamiento artificial porgas por sistemas ESP. La adopción de los sistemasESP instó a la implementación de modificacionesadicionales en el sistema Hotline. Esto condujo aldesarrollo del sistema ESP Hotline 550, que seconstruyó para operar en pozos de alta tempera-tura que producen por inyección de vapor deagua. En virtud del hecho de que los sistemasESP se encontraban limitados previamente por latemperatura de operación, su empleo en pozosSAGD puede considerarse como revolucionario.

El diseño del sistema Hotline 550 contemplalas tasas de expansión y contracción variables delos diferentes materiales utilizados en la bomba ylos componentes se construyen para operar atemperaturas de operación internas de 288°C[550°F]. La temperatura de operación representala temperatura interna de los componentes delsistema, que es generalmente más elevada que latemperatura de los fluidos producidos, debido alcalor generado a través de las pérdidas mecáni-cas y eléctricas producidas en la bomba, el motor,la admisión y el protector. Como en otros diseñosESP, el calor de la bomba se disipa mediante losfluidos producidos.

El motor de la bomba Hotline 550 está prote-gido por un sistema de fuelle metálico especial yun mecanismo de sello de eje, que crean unabarrera entre los fluidos calientes del pozo y elaceite interno del motor; características nuncautili zadas en los sistemas ESP previos. El fuellemetálico compensa la expansión del aceitedentro del motor de la bomba. Otros diseñosESP—que emplean protectores de tipo bolsaelastomérica o laberinto—pueden presentarfugas, permitiendo que los fluidos producidos sefiltren en el motor y contaminen el aceite conte-nido en su interior (véase “Protectores ESP,”próxima página).

> Línea de tiempo que representa el rango de temperaturas de trabajo de los sistemas ESP. Las nuevasaplicaciones ESP están extendiendo gradualmente la envolvente de temperatura. Los rangos de lastemperaturas de trabajo han aumentado en forma constante desde la década de 1950, lográndoseincrementos significativos desde comienzos de la década de 1990.

Circa1950

250°F121°C

Circa1960

300°F149°C

Circa1980

350°F177°C

Circa1990

475°F246°C

Era

Rango detemperaturasde trabajo

Circa2000

550°F288°C

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En una sarta ESP, el protector se encuentraubicado entre la bomba y el motor, y poseenumerosas funciones: • Conducir el empuje ascendente o el empuje

descendente desarrollado por la bomba:Estas fuerzas se distribuyen a lo largo de lavasta superficie del cojinete de empuje delprotector. Por lo tanto, los cojinetes debenser regulados para operar con valores supe-riores al empuje máximo que generará labomba.

• Acoplar el esfuerzo de torsión desarrolladopor el motor a la bomba: El eje del protectordebe ser capaz de desarrollar un esfuerzo detorsión máximo sin exceder su límite elás -tico, lo que podría producir la rotura del eje.

• Mantener los fluidos del pozo fuera delmotor. El protector transfiere la presiónentre el aceite del motor y el fluido produ-cido en el espacio anular, sin permitir lamezcla de los dos fluidos.

• Proveer un depósito de fluido para permitirla expansión térmica del aceite del motor:La instalación de la bomba somete un sis-tema ESP a incrementos de temperaturaentre la superficie y la profundidad de colo-cación. Durante la operación, el calorinterno eleva aún más la temperatura. Losincrementos de temperatura hacen que elaceite dieléctrico del motor se expanda. Elprotector da lugar a esta expansión, permi-tiendo que el exceso de volumen expandidode aceite pase del motor al protector y des-plazando un volumen equivalente de fluidode pozo del protector al pozo. Cuando unmotor se detiene, su aceite se contrae amedida que el motor se enfría y el protectorprovee un depósito de aceite limpio quefluye nuevamente hacia el motor, mante-niendo separados los fluidos del pozo. Si elmotor se detuviera sin contar con los benefi-cios de un protector, su aceite se contraería

con el enfriamiento del motor, creando unvacío que se llenaría con los fluidos del pozo.Los protectores se dividen generalmente en

tres categorías: los diseños de tipo laberinto,bolsa elastomérica y fuelle (arriba). El diseñode tipo laberinto utiliza la diferencia de pesoespecífico entre el fluido del pozo y el aceitedel motor para mantenerlos separados, aun-que estén en contacto directo. Para que este

diseño funcione, el fluido del pozo tiene queser más pesado que el aceite del motor y launidad debe instalarse en el pozo en posiciónvertical o casi vertical. En pozos con altasrelaciones gas/petróleo, el peso específico delfluido del pozo puede ser menor que el delaceite del motor.

Protectores ESP

> Evolución del diseño de los protectores. Los protectores ESP son cru ciales para preservar la integridad del motor eléctrico de la bomba.Las bolsas elastoméricas de sello positivo son utilizadas en muchas apli -caciones pero no poseen suficiente resistencia a la tracción o tolera n ciatérmica para los pozos SAGD. Los protectores de tipo laberinto utilizanuna trayectoria tortuosa para limitar la entrada de fluidos del pozo, perono se adecuan a las instalaciones horizontales típicas de los pozosSAGD. El fuelle metálico de presión positiva permite la ecua lización de la presión y la expansión del aceite dieléctrico del motor.

Aceitedel

motor

Fluidodel

pozo

FuelleBolsa elastomérica Laberinto


8. La RVP es una medida del volumen de vapor requeridopara producir una unidad de volumen de petróleo. En lospozos SAGD, los valores RVP típicos oscilan entre 2 y 5.Cuanto más bajo es el valor de la RVP, con más eficaciase utiliza el vapor. La eficiencia incide en los aspectoseconómicos del proyecto debido a los costos delcombustible requerido para generar el vapor.

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

10. Para obtener más información sobre el desarrollo decampos remotos, consulte: Amin A, Riding M, Shepler R,Smedstad E y Ratulowski J: “Desarrollo submarinodesde el espacio poroso hasta el proceso,” OilfieldReview 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.

Los demás componentes, tales como el cablede alimentación, los cojinetes, los sellos del eje,el aislante del bobinado y el aceite del motor,han sido rediseñados o construidos con materia-les especiales para tolerar temperaturas altas ymejorar la confiabilidad del sistema.

El sistema Hotline ha sido utilizado extensi-vamente en Canadá. En tres campos del oeste deese país, EnCana Oil & Gas Partnership utiliza latecnología SAGD para recuperar bitumen ypetróleo pesado de 10.5° a 13°API. Los pozos delos campos Foster Creek, Christina Lake y Sen-lac producen de areniscas no consolidadas yposeen presiones de fondo de pozo que varíanentre 290 y 435 lpc [2 y 3 MPa] y temperaturasde producción de fondo de pozo que oscilanentre 180°C y 209°C [356°F a 408°F]. En el año2002, EnCana comenzó a probar los sistemasESP como alternativa a los métodos de levanta-miento artificial por gas.

En los pozos SAGD, el costo de la generación yrecuperación del vapor incide significativamenteen los aspectos económicos. El vapor da cuentade un 35% a un 55% del costo de extracción total,que puede alcanzar varios millones de dólares alaño para cada pozo. Estos costos son propor -cionales a la relación vapor/petróleo (RVP) deoperación, de manera que los operadores de lospozos SAGD buscan optimizar la presión del yaci-miento para obtener una RVP baja y tasas deproducción altas.8

Es posible lograr RVPs más bajas reduciendola presión de formación en un yacimiento. Labaja presión de yacimiento permite que el vaporacarree más calor latente hacia la formación,donde puede movilizar el petróleo. No obstante,la reducción de la presión del yacimiento puedereducir también la eficiencia de la operación delevantamiento por gas hasta un punto en que sevuelva impracticable. Con presiones inferiores,deben utilizarse bombas para llevar los fluidos ala superficie.

EnCana probó exitosamente los sistemas ESPHotline en dos pozos del Campo Foster Creek,logrando una vida útil de 645 días y 309 días, res-pectivamente.9 Las temperaturas de 209°C y loscierres numerosos demostraron que los sistemasHotline podían tolerar cambios de estado y pro -cedimientos de ciclado térmico. Luego de estaspruebas, EnCana reemplazó los sistemas delevantamiento artificial por gas por los sistemasESP Hotline 550 en 11 pozos del Campo FosterCreek, tres pozos del Campo Senlac y un pozo delCampo Christina Lake. La compañía tambiénoptó por los sistemas ESP Hotline para su instala-ción inicial en cinco pozos del Campo FosterCreek y en tres pozos del Campo Senlac.

Luego de producirse una reducción de la pre-sión del yacimiento por debajo de los nivelesrequeridos para la operación de levantamientoartificial por gas, los datos de producción del ope-rador indicaron que la RVP se redujo casi en un20%. Esto permitió a EnCana transferir el vapor alos pozos más recientes y mejorar la produccióngeneral de sus campos. En Canadá, Schlumbergerha instalado más de 60 sistemas ESP Hotline enpozos SAGD, que en su totalidad están operando atemperaturas de fondo de pozo superiores a 204°C[400°F]. La unidad Hotline con más tiempo defuncionamiento, instalada en febrero de 2004,seguía operando a enero de 2007, lo que implicaun período de operación de más de 1,070 días; labomba Hotline 550 con más tiempo de funciona-miento fue instalada en junio de 2004, habiendooperado durante más de 940 días.

Aplicaciones submarinas Con las mejoras logradas en materia de confiabili-dad, los sistemas ESP están contribuyendosignificativamente a la producción en los camposmarinos. Algunos de estos campos marinos nopueden soportar su propia infraestructura de pro-ducción dedicada debido a la escasez de susreservas o sus localizaciones remotas. Para desa-rrollarlos, esos yacimientos deben conectarse a lainfraestructura existente.10 Los sistemas ESPestán desempeñando un rol importante en lo querespecta a la recuperación de estas reservas nodesarrolladas.

Luego de descubrir el Campo Gannet en elsector británico del Mar del Norte en 1973, ShellExpro, UK, operador de esta asociación de em -presas entre Shell UK Ltd y Esso Exploration &Production UK Ltd, conectó varios yacimientossatélites a la instalación de ese campo, que se en cuentra ubicado a 180 km [112 mi] al este deAberdeen, en un tirante de agua (profundidaddel lecho marino) de 95 m [311 pies]. Los satéli-tes submarinos explotan los yacimientos GannetB, C, D, E, F y G, que producen de las turbiditas de

En pozos desviados, el protector de tipobolsa puede resultar más adecuado. Estediseño utiliza una bolsa elastomérica de altatemperatura y alto desempeño para separarlos fluidos del pozo—situados en el ladoexterno—del aceite limpio del motor que seencuentra en el interior. La bolsa se flexionapara dar cabida a los cambios térmicos devolumen producidos en el aceite del motor. No obstante, está diseñada para operar a sólo204°C [400°F] y como sucede con todos lossellos elastoméricos, la bolsa es susceptible ala presencia de elementos abrasivos y puederasgarse si se expone en el pozo a líquidos ogases químicamente incompatibles, talescomo el ácido sulfhídrico [H2S]. La exposicióna temperaturas elevadas también puede endu-recer la bolsa y los sellos, causando unapérdida de elasticidad que finalmente pro-duce su falla.

Los protectores de tipo bolsa elastomérica ylaberinto normalmente muestran un buendesempeño en las condiciones de pozo paralas que se diseñan. El protector de tipo fuellese adecua mejor a condiciones de pozo hosti-les, donde los protectores son sometidos atemperaturas elevadas, elementos abrasivos,químicos utilizados en tratamientos de pozos,dióxido de carbono [CO2] o H2S. Este protec-tor se llena con un aceite que conserva laviscosidad a altas temperaturas y utiliza unfuelle metálico para dar cabida a la expansióny contracción térmica del aceite. Utilizandomateriales seleccionados para minimizar losesfuerzos térmicos, está diseñado para operara una temperatura del aceite de hasta 246°C[475°F]. El fuelle también está construidopara operar con una concentración de H2S del30%, dependiendo de la temperatura.

(continúa en la página 44)

En un esfuerzo por mejorar la vida útil de lossistemas ESP, los ingenieros especialistas deSchlumberger han desarrollado un modelo desimulación eléctrica para evaluar las fallaseléctricas producidas bajo una diversidad decondiciones de fondo de pozo. El modelo fueprobado en un pozo por especialistas del Cen-tro de Montaje, Reparación y Pruebas (ART)de Schlumberger en Inverurie, Escocia, dondese conectaron casi 20 km [12 millas] de cable,entre un variador de velo ci dad (VSD) y unmotor ESP de fondo de pozo.

Este modelo demostró que un modo de fallacomún, entre los motores ESP, es el cortocir-cuito eléctrico, que suele ser causado por unafalla del aislante del cableado utilizado en losbobinados, cables y penetradores de los moto-res eléctricos. Tal falla del aislante puedeproducirse a través de varios mecanismosdiferentes:• La contaminación del aceite aislante del

motor de la bomba con fluidos producidospor el pozo

• La temperatura alta del motor, una funciónde la temperatura ambiente, la carga delmotor, la composición del fluido y la veloci-dad del fluido más allá del motor

• El esfuerzo eléctrico causado por la presen-cia de armónicas en la potencia eléctricatransmitida entre el VSD y la ESP. La electri-cidad fluye en ondas sinusoidales a medidaque es transmitida a lo largo del cable eléc-trico. Estas ondas pueden reflejarse con-forme se propagan, hacia adelante y haciaatrás, a lo largo del cable, desplazándosedesde el VSD hasta la ESP y nuevamentehasta el VSD. Como las olas del océano, lasondas eléctricas sinusoidales pueden acu-mularse unas sobre otras para crear ondasamplificadas que superan el rango eléctricodel motor, el cable o el penetrador de fondode pozo. Estas ondas amplificadas puedenalcanzar picos que exceden en más de tres

veces la salida de voltaje nominal del VSD.Este voltaje amplificado puede deteriorar elaislante que cubre el cableado eléctrico uti-lizado en la bomba ESP, provocandofinalmente un cortocircuito en el sistema.La contaminación con fluidos producidos y

las altas temperaturas del motor son proble-mas que pueden resolverse mediante laselección del tipo de protector correcto, o através de la modificación de la carga sobre lalínea y el motor. No obstante, el problema dela presencia de armónicas requiere un conoci-miento exhaustivo del sistema de fondo depozo. Todo VSD produce cierto grado de armó-nicas de salida y el largo de la mayoría de loscables de alimentación de los sistemas ESPexacerba este problema. La magnitud de lasarmónicas de salida depende de todo el sis-tema eléctrico: el motor ESP, el cable defondo de pozo y el penetrador del cabezal depozo; en los pozos submarinos, intervienenademás el conector húmedo macho, el cable ylos transformadores submarinos. Si se cambiauno de los componentes de este sistema, lasarmónicas también se modificarán.

Sobre la base de las pruebas de los compo-nentes del sistema ESP, los ingenieros delcentro de Schlumberger en Inverurie desarro-llaron un modelo para calcular el desempeñode un circuito eléctrico ESP. Trabajando enestrecha colaboración con sus colegas deInverurie, los ingenieros especialistas en sis-temas de energía del Centro de Productos deSchlumberger en Edmonton (EPC), Alberta,Canadá, desarrollaron un programa de mode-lado que puede exhibir las armónicasgenerales tanto para la corriente como para elvoltaje, creando un diagrama de armónicascaracterístico para todo el sistema (próximapágina). La aplicación y las condiciones ope-rativas particulares del sistema ESP afectaránel nivel de las armónicas permisibles para esesistema específico. Las sensibilidades a los

componentes cambiantes también puedensimularse en el modelo, prediciendo éste lasconsecuencias de la adopción de medidascorrectivas, tales como el agregado de filtroseléctricos, la variación de la frecuencia de laonda portadora del VSD o el cambio del tipode VSD utilizado.

Otra razón importante para el modelado delsistema eléctrico ESP es la determinación dela cantidad de energía requerida para poneren marcha el motor ESP, junto con cualquierlimitación propia del sistema. La puesta enmarcha del motor ESP puede verse compro-metida como resultado de recibir energíainsuficiente. Dado que la mayoría de los pozosrequieren varios miles de pies de cable de ali-mentación, desde el VSD de superficie hastala ESP de fondo de pozo, habitualmente expe-rimentan una gran caída de voltaje a lo largodel cable. Por lo tanto, los efectos de estacaída de voltaje deben contemplarse en eldiseño y la operación del sistema ESP.

Los ingenieros del centro EPC, especialistasen sistemas de energía, han utilizado elmismo programa de modelado para simularlos procedimientos de puesta en marcha delmotor ESP. Este paquete de simulación ayudaa los ingenieros de ese centro a determinar lacaída de voltaje a lo largo del cable. Luego,pueden calcular el voltaje terminal del motorrequerido y compararlo con el límite de vol-taje del sistema para lograr un arranqueexitoso del motor. También se puede determi-nar la frecuencia inicial de la transmisión ylos ajustes del aumento de voltaje. Esta simu-lación ayuda a los especialistas en sistemasESP a evaluar la capacidad del VSD y determi-nar si es suficiente para soportar, no sólo lasoperaciones de bombeo de rutina, sino tam-bién la puesta en marcha del sistema.

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

42 Oilfield Review


> Voltaje, corriente y armónicas. El programa de simulación tabula las formas de onda de voltaje y corriente de salida tí -picas de un motor de fondo de pozo para ilustrar los efectos de los picos de ruido superpuestos sobre la forma de ondacomo resultado de la presencia de armónicas de voltaje transitorio (extremo superior). Los niveles de armónicas pico estánpresentes a aproximadamente 2.2 kHz y sus múltiplos; por lo que también se observan en 4.4, 6.6 y 8.8 kHz. Estos picoscoinciden con la frecuencia de la onda portadora del variador de velocidad. Luego del análisis realizado por el personaldel centro EPC, se recomendó un filtro de carga para proteger el sistema del daño potencial causado por la presenciade armónicas. Después de la aplicación de un filtro de carga, se eliminó gran parte del ruido, produciendo una ondasinusoidal mucho más suave, lo que fue acompañado por una reducción significativa de las amónicas (extremo inferior).

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Forma de onda del voltaje en el motor

Sin filtrado

Con filtrado

Forma de onda de la corriente en el motor

Valor cuadrático medio de las armónicas de voltaje

Forma de onda del voltaje en el motor

Forma de onda de la corriente en el motor

Valor cuadrático medio de las armónicas de voltaje

edad Terciario, situadas en profundidades queoscilan entre 1,768 m y 2,728 m [5,800 pies y8,950 pies]. Estos satélites están conectados a laplataforma de producción Gannet A, ubicada enel centro (arriba).

El Campo Gannet E utiliza sistemas ESPpara enviar la producción de petróleo y gas a laplataforma Gannet A.11 Este campo se encuentraubicado a 14 km [8.7 millas] de distancia de laplataforma Gannet A. Descubierto en el año 1982,fue designado originalmente con el nombre deGuillemot C, como candidato para ser desarro-llado a partir del complejo Guillemot. Cuando elyacimiento Guillemot A fue posteriormente inte-grado en el plan de desarrollo de un campocercano, los yacimientos Guillemot C y D queda-ron sin desarrollar. En 1994, la producción deestos campos se confinó a la plataforma Gannety se les dio el nuevo nombre de Gannet E y F,respectivamente.

El Campo Gannet E produce un crudo pesadoespeso, de 20°API, con una viscosidad en condi-ciones de yacimiento de 17 cP [0.017 Pa.s] y unarelación gas/petróleo de 19.8 m3/m3 [110 pies3/bbl].Las reservas iniciales se estimaron en 132 millo-nes de barriles de petróleo en condiciones detanque en sitio [20 millones de m3], con un fac-tor de recuperación del 43%.

El campo fue desarrollado en dos fases.Durante el pico de producción, su producciónfue de 2,225 m3/d [14,000 b/d]. Las característi-

cas de transporte y tratamiento de este crudopesado y viscoso, combinadas con la baja presiónde yacimiento, hicieron necesario el método delevantamiento artificial por gas para poner enmarcha el pozo y enviar los fluidos producidosnuevamente a la plataforma Gannet A.

Se prefirieron los sistemas ESP en lugar deotros métodos de levantamiento artificial porquepodían producir con mayores volúmenes y mane-jar los fluidos en forma más eficaz que otrossistemas. Sin embargo, al operador le preocu-paba que los problemas relacionados con la cortavida útil, comunes a muchos sistemas ESP, afec-taran adversamente la rentabilidad del proyecto.Shell Expro necesitaba un sistema ESP quepudiera operar durante dos años antes de serremplazado. Se efectuaron pruebas para evaluarel cable submarino necesario para conducir laenergía eléctrica al sistema ESP, lo que condujoal desarrollo de una herramienta de simulaciónpara predecir la estabilidad del sistema condiversos largos de cable (véase “Modelado de lapotencia de los sistemas ESP para un mejora-miento de la vida útil,” página 42). El operadornecesitaba además una bomba capaz de adap-tarse a los cambios producidos en el yacimiento yen los fluidos durante su vida útil. Después deobtener una muestra de fluido durante la Fase 1,con la perforación de un pozo horizontal de 853 m[2,800 pies], se efectuó una prueba de produc-ción y se concluyó el diseño de la bomba.

El primer pozo del Campo Gannet E fue ter-minado con un filtro (cedazo) pre-empacado yuna ESP, convirtiéndose en el primer desarrollosubmarino, en la plataforma continental delsector británico del Mar del Norte, en utilizar latecnología ESP y estableciendo al mismo tiempouna marca por la conexión submarina más largade una ESP.12 La bomba estaba suspendida de unaherramienta en “Y” que permitiría la derivaciónde un cable para colocar un tapón por debajo dela bomba en caso de que ésta tuviera que remo-verse. Se utilizó un medidor de pozo Phoenixpara monitorear las condiciones de entrada de labomba. Estas condiciones se monitorean en laplataforma y los datos son transmitidos a Shell,en Aberdeen, y a Schlumberger, en Inverurie,Escocia. Esta organización permite que los espe-cialistas en ESP monitoreen el desempeño de labomba en tiempo real y soliciten cambios en suconfiguración, en respuesta a las condicionescambiantes presentes en el fondo del pozo.

El primer petróleo fue producido en el pozode la Fase 1, en enero de 1998. El sistema ESPoperó durante 17 meses hasta que fue necesariauna operación de reparación por problemas entreel tubo de cola y el receptáculo de diámetro inte-rior pulido. La tasa de flujo era de 3,019 m3/d[19,000 b/d], por lo que se requerían 900 hp parala bomba.

La experiencia adquirida a partir de la insta-lación, operación y reparación del primer pozofue incorporada en la planeación y ejecución delpozo siguiente, que se perforó y terminó en laFase 2 del desarrollo. El diseño del segundo pozoreprodujo el del pozo original y el pozo fue ter-minado en enero de 2001. La producción deambos pozos fue mezclada en una sola línea deflujo, a través de un colector submarino, produ-ciendo 4,767 m3/d [30,000 b/d]. Los sistemasESP de este campo promedian una vida útil de2.3 años, siendo de 1,390 días la vida útil máslarga registrada hasta entonces.

La experiencia obtenida con esta conexiónESP sin precedentes ayudará a Shell Expro aexpandir las oportunidades para las operacionesde bombeo de larga distancia, desde los campos

44 Oilfield Review

11. MacFarlane JS: “Gannet E: The World’s Longest SubseaESP Tie-Back,” artículo SPE 38534, presentado en laConferencia del Área Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, 9 al 12 de septiembre de 1997.

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

13. Bates et al, referencia 6.

> Plano del Campo Gannet. Dos pozos submarinos del Campo Gannet E producen con sistemas ESP. Elpetróleo pe sa do producido en cada pozo se mezcla y la producción de este campo se conecta a la pla -taforma Gannet A. La energía suministrada a través de los variadores de velocidad de la plataformaGannet A, es transmitida a los sistemas ESP submarinos mediante umbilicales eléctricos sumergidos.(Adaptado de Harris et al, referencia 12).

Empacador ESP con paso paracable y línea de químicos

Derivación de herramientas en Y

Bombas ESP

Filtros de arena

Uniones perforadas

Derivación de la tubería de producción

Línea de inyección del desemulsificador

Medidor de instalación permanente

Gannet E2

Gannet E1 Gannet F

Gannet C

Gannet B

PlataformaGannet A

Gannet D

Línea de exportación

anneanneannannananaaa


remotos hasta la infraestructura existente en elMar del Norte y en otros lugares del mundo. Esteconocimiento ayudará a prolongar la vida útil delas instalaciones existentes e incidirá en lasestrategias para explotar una serie de yacimien-tos previamente considerados antieconómicos.

Mejoramiento del desempeño del pozo El desempeño de las bombas y de los yacimientoscambia invariablemente con los años. En elmomento de la instalación de una bomba ESP, sefijan los parámetros críticos, tales como la veloci-dad de la bomba o la frecuencia de la potenciaeléctrica (Hz), para optimizar el desempeño de labomba bajo las condiciones de yacimiento queexisten en ese momento. No obstante, con eltiempo, el corte de gas o el corte de agua puedeincrementarse, la presión del yacimiento puedereducirse u otras condiciones pueden cambiar,

haciendo que el sistema de levantamiento opereen forma ineficaz. No sólo estos factores incidiránadversamente en el desempeño de la bomba, sinoque también algunos de estos cambios puedendañar concretamente los sistemas ESP.

En consecuencia, a medida que se explota unyacimiento, se debe monitorear y ajustar la con-figuración de la bomba para asegurar que elsistema de levantamiento artificial está ope-rando de la manera más eficiente posible. Lamayoría de los operadores se esfuerza paramonitorear sus bombas, como lo evidencian laspilas de registros de bombeo y producción quepueden abrumar rápidamente sus escritorios. Aveces, estos datos también abruman al operador.En general, los operadores no poseen el tiempoo los recursos necesarios para controlar la acti-vidad de los sistemas de bombeo de todos lospozos de sus campos.

Desde la perspectiva de un operador, el obje-tivo quizás no sea monitorear constantementetodas las bombas sino determinar cuál es su con-figuración óptima, qué configuración debemodificarse y cuándo hacerlo. Es aquí donde losservicios avanzados de levantamiento artificialESP, provistos por el Centro de Excelencia enProducción (PCoE) de Schlumberger, puedenayudar a los operadores a mejorar la eficienciade la bomba y del campo. Los ingenieros espe-cialistas en supervisión y diagnóstico del centro

PCoE evalúan todo el sistema ESP para optimi-zar la producción. Cada componente del sistemade levantamiento artificial puede ajustarsedesde la bomba hacia el pozo e incluso hacia elyacimiento.

El sistema de supervisión y control espWatcher,para las bombas eléctricas sumergibles, proveeinformación valiosa que es utilizada por los espe-cialistas en sistemas ESP y sistemas de diagnósticode yacimientos del centro PCoE. Sobre la base delos datos transmitidos desde el pozo, estos especia-listas realizan recomendaciones que puedenayudar a los operadores a incrementar la produc-ción. El programa espWatcher posee la capacidadpara monitorear el desempeño de las bombas y delos pozos una vez por minuto durante las 24 horasdel día.13 Igualmente importante es el hecho deque sus algoritmos permiten que el sistema filtre ypriorice los datos que recibe de la bomba. Utili-zando esta información, puede clasificar el estadode cada pozo como verde, amarillo o rojo, según el pozo esté operando dentro de un rango dedesempeño especificado o fuera de ese rango o seencuentre cerrado.

Este sistema, basado en la infraestructura dela Red, ayuda a los operadores y al personal delcentro PCoE a monitorear el estado de los pozosen forma remota (arriba). Cuando detecta pa -rámetros que se encuentran fuera del rangoespecificado por el operador, este sistema de

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Digesting gas, ...

Keep observ... Reports

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Show all red wells...

Search by well name

Show all yellowwells...

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> Monitoreo del desempeño de los campos petroleros en forma remota. El acceso seguro al sistemaespWatcher, utilizando la infraestructura de la Red, permite a los clientes y a los ingenieros del centroPCoE monitorear el estado de una bomba o un campo en cualquier momento. El sistema espWatcherpuede monitorear numerosos parámetros en cada una de las bombas (izquierda). La visualización enla interfaz de la Red (derecha), utiliza un sistema codificado en color para identificar rápidamente lospozos problemáticos de un campo, desplegados en función de su latitud y longitud. El verde indicapozos que están operando dentro de límites aceptables. El amarillo muestra los pozos que siguenoperando pero con ciertas mediciones particulares que se han desviado de los límites aceptables. El rojo indica pozos que están cerrados. Los ingenieros de sistemas ESP y de yacimientos seconcentrarán normalmente en los indicadores amarillos.

Densidad del petróleo15°API

Tasa de flujo2,199 b/d

RGP total600 pie3/bbl

Presión de la tuberíade revestimiento100 lpc

Gas libre enla admisión0%

Tasa de flujode la bomba2313.43 b/d

Frecuenciade operación45 Hz

Presión dinámicade fluencia (BHFP)760 lpc

Índice deproductividad3.5 b/d/lpc

Tasa (gasto, caudal,rata) de petróleo1,320 b/d

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

Temperaturadel motor167°F

Corte de agua40%

Presión en boca de pozo165 lpc

Temperaturaen bocade pozo

120°FDensidad del agua

1.02Presión de descarga

1,400 lpc

Presión de admisión525 lpc

Temperaturade descarga

175°F

Temperaturade admisión

165°F

Corriente del motor39.5 A

Voltaje del motor2,305 V

Vibración del motor0.05 gn

Presióndel yacimiento

1,350 lpc

Temperaturadel yacimiento

Tasa total

170°F

supervisión semi-automatizado activa unaalarma amarilla. Esto advierte al personal delcentro PCoE para que se concentre más en esepozo en particular y permite que el personal engeneral preste más atención a aquellos pozoscuyo desempeño no está siendo óptimo.

Los pozos instrumentados poseen la capaci-dad para generar, en tiempo real, sucesionesconstantes de datos de los sensores de fondo depozo y de los monitores de superficie. Gran partede los datos son datos de rutina y proveen infor-mación valiosa acerca de tendencias. Otrosdatos son excepcionales e indican cambiosinmediatos en los parámetros que ameritan unexamen más atento. Y ciertos datos, si bien sontransitorios, proveen instantáneas valiosas delcomportamiento de los yacimientos.

La generación de datos transitorios ocurrecuando las bombas se desconectan o se ponenen funcionamiento nuevamente. Estos episodios,totalmente normales, se producen debido al fun-cionamiento cíclico de la bomba, las operacionesde reparación de pozos o las interrupciones delsuministro de energía eléctrica causadas por apa-gones o tormentas eléctricas. Las mediciones depresión obtenidas durante estos eventos transi-torios pueden proveer información de utilidadsobre el comportamiento de los yacimientos.14

Aunque la bomba no esté operando, es probableque sus sensores sigan registrando los cambiosconsecuentes producidos en el yacimiento. Conla desconexión de una bomba, la presión delyacimiento se incrementa, proporcionando datosoportunos que pueden ser analizados para la

evaluación de los yacimientos. Cuando la bombaes puesta en funcionamiento nuevamente, lossensores obtienen información de la caída depresión del yacimiento. Se utilizan técnicas deanálisis de presiones transitorias para interpre-tar estos datos de incremento o caída de presióny de ese modo determinar la capacidad del yaci-miento para producir fluido. Este análisis proveeinformación para determinar qué puede hacersepara mejorar, si es posible, la producibilidad delyacimiento. Además, a partir de estos datos, pue-den obtenerse detalles adicionales acerca de lascondiciones de borde externas del yacimiento,indicando la presencia de fallas que actúan comosellos, la interferencia de los pozos vecinos o loslímites de presión constante que surgen del sis-tema de presurización del yacimiento.

46 Oilfield Review

> Rastreo de los problemas de pozos. La tabla de evaluación para un campode Oklahoma muestra un rango de acciones de diagnóstico y remediación quepodrían mejorar la producción o reducir los costos de operación. Obsérveseque la mayoría de los pozos de este campo requieren sólo ajustes menorespara mejorar el desempeño. Si se abordan sólo aquellos pozos que requierencambios de potencia eléctrica y velocidad de la bomba, el operador podríaincrementar la producción del campo en varios cientos de barriles.

Diagnóstico Operación de remediación sugerida Incremento potencialde la producción, b/d

Númerode pozo

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Pozo 3

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Pozo 12

Pozo 13

Pozo 14

Pozo 15

Dentro del rango de seguridad, hacia el extremo derecho

Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda




Hacia el extremo izquierdo del rango de operación seguro


Dentro del rango de seguridad, hacia la derecha


Hacia el extremo izquierdo del rango de operación seguro

Dentro del rango de seguridad, en el centro

Dentro del rango de seguridad, hacia la derecha




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

Incrementar de 50 a 55 Hz

Incrementar la frecuencia de 50 a 52 Hz

Reducir la WHP de 130 a 100 lpc

En base a la curva de desempeño del pozo (IPR), existe potencialpara la producción

Reducir el tamaño de la bomba

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

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

Reducir la WHP de 156 a 100 lpc

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

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

Incrementar la frecuencia de 50 a 58 Hz

Incrementar la frecuencia de 53 a 58.5 Hz

n/d

n/d

44; pero 500 después de instalar una bomba más grande

250

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740

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

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130

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570; pero 1,260 después de instalar una bomba más grande

90

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Según la experiencia del centro PCoE, el 57%de los pozos ESP se puede beneficiar con la opti-mización del sistema de levantamiento artificial,efectuando ajustes relativamente simples, talescomo el incremento de la velocidad de la bombapara reducir la presión de admisión e incremen-tar la producción. Y el 50% de los pozos se puedebeneficiar con la optimización del yacimiento através de los tratamientos de estimulación, parareducir el daño mecánico o a través de las ope -raciones de re-disparo (nuevos cañoneos opunzados). Estas respuestas al comportamientode la bomba y del yacimiento pueden producirun impacto inmenso sobre el desempeño delpozo; de acuerdo con los resultados obtenidospor el centro PCoE, estos cambios pueden incre-mentar la producción casi en un 20%.

Las recomendaciones del centro PCoE paraoperaciones de remediación incluyen prediccio-nes acerca del incremento de la producción.Estas predicciones ayudan a los operadores aevaluar el riesgo en función de la recompensaasociada con la adopción de medidas basadas enlas recomendaciones del centro PCoE. Además,las predicciones ayudan al centro PCoE a ras-

trear su propio desempeño y asisten a sus direc-tivos a determinar si la acción de remediaciónfue efectiva y, en caso contrario, qué puedehacerse para optimizar ulteriormente el desem-peño del pozo (página anterior).

> Curvas de operación de la bomba. Las curvas de operación de la bomba son generadas especí fica -mente para cada bomba, con el fin de graficar la capacidad de la bomba para desplazar los fluidos.La capacidad de carga (elevación, altura) (curva azul), la eficiencia de la bomba (curva de guionesverde) y la potencia (curva de puntos rojos) se grafican en función de la tasa de flujo. La parte másimportante de esta gráfica de desempeño es la curva de capacidad de carga, que muestra la relaciónexistente entre la carga dinámica total y la capacidad de flujo de una bomba específica. Una bombapuede desarrollar sólo una cierta carga para una tasa de flujo dada y viceversa. La zona amarilla dela curva de la bomba indica el rango de operación más eficiente para esta bomba específica. En estecaso, el punto de operación (punto rojo) indica que, a 60 Hz, esta bomba de 185 etapas opera en elrango óptimo.

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

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, altu

ra),

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Carga

Punto de operación

Desempeño real de la bombaREDA Serie 44 – 185 Etapas

3,396.33 rpm a 60 Hz

Eficiencia dela bomba

Potencia

> Presión de admisión alta. Una reducción de la presión de admisión (presión dinámica de fluencia)no resultó en un incremento de la producción como se esperaba originalmente.

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ión,

lpc

Tasa

de

flujo

del

líqu

ido,

b/d

Frecuencia de transmisiónPresión de admisiónTasa de flujo del líquido

Incremento de la frecuencia

14. Para obtener más información sobre la utilización dedatos transitorios para modelar las condicionescambiantes del yacimiento, consulte: Corbett C:“Advances in Real-Time Simulation,” The Leading Edge23, no. 8 (Agosto de 2004): 802–803, 807. Consulteademás: Bradford RN, Parker M, Corbett C, Proan̆o E,Heim RN, Sonleitner C and Paddock D: “Construction ofGeologic Models for Analysis of Real-Time IncidentalTransients in a Full-Field Simulation Model,” presentadoen la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG,Cancún, México, 26 de octubre de 2004.

Uno de los desafíos más importantes para elcentro PCoE es ayudar a los operadores a reco-nocer los beneficios de las operaciones deremediación en pozos que, en ciertos casos, pro-ducen sólo entre 2 y 8% de petróleo. Por ejemplo,cuando el programa espWatcher alertó al centroPCoE acerca del incremento de la presión deadmisión en un pozo de Oklahoma, el personal desupervisión del PCoE investigó el problema yalertó al cliente. Viendo que el pozo estaba produ-ciendo con presiones de fondo de entre 300 y 400 lpc [2.07 y 2.76 MPa], el personal reconoció elpo tencial para la obtención de regímenes de pro-ducción más altos y sugirió un incremento de lavelocidad de la bomba para reducir la presión deadmisión y producir más fluidos. Los inge nierosdel centro PCoE recomendaron un incremento deun Hz en la frecuencia eléctrica recibida por labomba. Si bien este incremento se tradujo en unapresión de admisión más baja, también condujo auna reducción inesperada de la tasa de produc-ción (izquierda).

Esto instó al personal del centro PCoE a exa-minar la eficiencia de las bombas mediante elexamen de sus curvas de desempeño, que songeneradas en forma individual para cada bombaque se instala en el campo (abajo). Estas curvasrepresentan la relación existente entre la po -

tencia, la eficiencia, la tasa de flujo y la cargahidrostática (altura, elevación) de la bomba,respecto del rango de operación óptimo.15 Dadoque la bomba ya exhibía un desempeño óptimo,los especialistas del centro PCoE recomendaronque el operador adquiriera datos de incrementode la presión (arriba). A partir del análisis deincremento de la presión, los ingenieros de yaci-mientos del centro PCoE extrapolaron la presióndel yacimiento y calcularon una permeabilidadpromedio de 60 mD y un factor de daño de 4.16

Al reconocer que el problema era el dañomecánico, con su caída de presión en la regiónvecina al pozo y la reducción de la permeabili-dad, los ingenieros de yacimientos del centro

PCoE buscaron cuantificar el impacto del incre-mento del factor de daño sobre la producción.Primero, los ingenieros modelaron la relaciónentre la presión de fondo de pozo y la tasa deflujo. Utilizando este modelo, pudieron proyectarcómo mejoraría la producción si se eliminaba eldaño mecánico (próxima página). Su modelomostró un incremento potencial de la produc-ción, por lo que el operador extrajo la bomba,acidificó el pozo, y remplazó la bomba. A partirde esta operación de remediación, el operadorincrementó la producción de fluidos en aproxi-madamente 56 m3 [350 b/d], a partir de lo cualse extrajeron unos 405 m3 [2,550 barriles] depetróleo adicionales por año.

Además de buscar formas de mejorar laproducción , los ingenieros del centro PCoE pro-curan extender la vida útil de las bombas yreducir el tiempo inactivo. Con ese fin evalúan losdatos de desempeño para anticipar aquellos pro-blemas que podrían acortar la duración funcionaly recomiendan operaciones de intervención, lomás tempranas posibles, para demorar el iniciode las fallas de las bombas. A veces el desafío con-siste en lograr un equilibrio entre el incrementode la vida útil y el incremento de la producción.Pero no siempre los dos objetivos son compatiblesy los operadores deben decidir qué curso deacción tomar, dependiendo de los aspectos econó-micos de la producción del campo.

Utilizando los programas de diagnóstico de lossistemas de levantamiento artificial del centroPCoE, los especialistas en sistemas ESP puedenrastrear la eficiencia de la bomba y su degrada-ción con el tiempo. Este rastreo resulta deutilidad para predecir cuándo fallarán las bom-bas. Mediante el análisis del desempeñoindividual de las bombas y la anticipación de susfallas, los ingenieros del centro PCoE puedennotificar al operador a tiempo para que evalúe elpozo y tome la mejor decisión para la compañía.En muchos casos, los sistemas ESP se hacen fun-cionar hasta que fallan, en cuyo momento eloperador los reemplaza. En otros casos, los aspec-tos económicos dictaminan la intervención y elreemplazo tempranos, previos a la falla, paramitigar el impacto de la reducción de la produc-ción. El rastreo de la degradación de la bombapermite además que los ingenieros del centroPCoE monitoreen la producción en proceso dedeclinación, lo que ayuda a los operadores a deci-dir cuándo resultaría más económico intervenirpro-activamente. Sea como fuere, la notificaciónoportuna por parte del centro PCoE permite quelos operadores minimicen el tiempo inactivo através de la solicitud de bombas de reemplazo y laprogramación de los equipos de reparación depozos en forma anticipada.

El centro PCoE de Oklahoma monitorea másde 500 pozos, desde Canadá y EUA hasta Argen-tina, Brasil, Colombia y Ecuador. Se han creadootros centros de monitoreo de pozos y yacimien-tos de ese tipo en Pekín y Aberdeen.

48 Oilfield Review

> Gráfica de diagnóstico de presiones transitorias. El centro PCoE utiliza este cuadro para interpretar elcomportamiento del yacimiento en base a mediciones de presión transitoria. Esta gráfica doble loga rít -mica muestra los cambios producidos en la presión del yacimiento medida (puntos verdes) y la deri vadade los cambios de presión (puntos rojos) en función del tiempo. La derivada generada con la compu ta -dora contempla el efecto que tienen los cambios producidos en la tasa de flujo sobre los valores depresión. Los puntos medidos y computados se comparan luego con las curvas teóricas (líneas sólidas).En este mo delo, la curva de las derivadas muestra una tendencia descendente, aplanándose finalmentecuando el comportamiento de la presión pasa del periodo regido por el almacenamiento del pozo a unrégimen de flujo radial. La porción de flujo radial de esta curva es importante para determinar la permea -bilidad y el daño mecánico. La distancia existente entre las curvas de cambios de presión y las de susderi vadas durante el flujo radial es un indicador del daño producido en la región vecina al pozo, en elque el incremento de la separación indica un mayor daño mecánico.

Cam

bios

de

pres

ión,

lpc

Tiempo, h10.10.01

Derivada de los cambios depresión modelada

Cambios de presiónmodelados

1001010

100

1,000

10,000

Derivada de los cambios de presión medidos

Cambios de presión medidos


Regreso al futuroEn 1916, Armais Arutunoff, un inventor ruso de23 años de edad, creó el primer motor eléctricocapaz de operar en agua e impulsar una bomba.Para el año 1921, había establecido REDA (Russian Electric Dynamo of Arutunoff). Des-pués de emigrar a los Estados Unidos en 1923,Arutunoff instaló el primer sistema de bombeoeléctrico sumergible en los campos petroleros deOklahoma.

Retomando esas primeras raíces rusas, se estáestableciendo una nueva generación de centrosREDA de reparación y servicios de manufactura,ingeniería y campos petroleros en todo el territo-rio ruso. La incorporación más reciente es lafábrica de Bombas Eléctricas Sumergibles REDAde Tyumen. Inaugurado en el año 2005, está pre-visto que este establecimiento de 10,000 m2

[107,642 pies2] produzca aproximadamente 800sartas de ESP por año.

Desde 1916, la línea de sistemas ESP REDAha evolucionado para manejar grandes volúme-nes de fluido, altas relaciones gas/petróleo, altastemperaturas y fluidos abrasivos en aplicacionesterrestres y marinas. Las mejoras técnicas, imple-mentadas para proveer mayor confiabilidad y unainstalación eficiente en las condiciones rigurosasde Siberia, servirán inevitablemente para hacerque la próxima generación de sistemas ESP seaaún mejor. —MV

> Predicción del incremento de la producción. La gráfica de la presión de fondo de pozoversus la tasa de flujo de superficie (izquierda) muestra cuánto puede aportar el yaci mien -to a una presión de flujo de fondo de pozo dada. Comenzando con la condición vigente,con un factor de daño de 4, se utiliza la línea roja para validar el modelo y ajustar lapresión de admisión medida, de 100 lpc [0.69 MPa], a la tasa de flujo medida de 191 m3/d[1,200 b/d]. Los in ge nieros del centro PCoE pueden utilizar luego este modelo para predecirel poten cial incremento de la producción. La curva azul ilustra cómo un factor de daño de 0 impacta la presión de fondo de pozo y la tasa de flujo de superficie. Esta curva esconocida como la curva de desempeño del pozo (IPR). El modelo predijo que si el dañomecánico se elimina por completo, la producción podría incrementarse potencialmentehasta unos 254 m3/d [1,600 b/d] para la misma presión de admisión. La gráfica de presión y tasa de flujo (derecha) muestra que después de la acidificación, la producción seincrementó hasta alcanzar 246 m3/d [1,550 b/d].

0

1,800

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

400

200Presión de admisión

Tasa de flujo del líquido

Tasa

de

flujo

del

líqu

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b/d

Pres

ión

de a

dmis

ión,

lpc

Fecha11/04/05 12/14/05 01/23/06 03/04/06

Incremento de la producciónposterior al tratamiento ácido

04/13/06

1,000

500

0

2,000

1,500Pr

esió

n, lp

c

Producción de líquido, b/d

Presión de fondo de pozo

Presión estática del yacimiento

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

Punto de ajuste

Régimen de producción previsto

15. El término carga (altura, elevación), que a menudo seutiliza indistintamente con el término presión, es, engeneral, considerado como la cantidad de energíarequerida para bombear un fluido hasta una ciertaaltura. En los sistemas de bombeo, los ingenieros debenluchar con las distintas variaciones de esta definiciónbásica, y tienen que calcular los efectos de la elevacióno la carga estática, la carga de presión, la carga develocidad y la carga de fricción para mejorar eldesempeño de la bomba.

16. Daño mecánico se refiere a una zona de permeabilidadreducida o mejorada alrededor de un pozo, a menudoatribuida a la presencia de daño de formación e invasiónde filtrado de lodo durante las operaciones deperforación o disparos (cañoneos, punzado) o portratamientos de estimulación del pozo.

Tecnologías en evolución: Bombas eléctricas sumergibles

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