P33-P34 - Chino · Title: P33-P34 Created Date: 2/13/2020 12:41:30 AM
Bomba Electri Sumergi p34 49
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34 Oilfield Review
Tecnologas en evolucin:Bombas elctricas sumergibles
Chad Bremner
Nisku, Alberta, Canad
Grant Harris
Inverurie, Escocia
Alex KosmalaHouston, Texas, EUA
Barry NicholsonSugar Land, Texas
Albert (Chip) Ollre
Rosharon, Texas
Marc Pearcy
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Chris J. Salmas
Edmonton, Alberta
Sandeep C. Solanki
EnCana Corporation
Calgary, Alberta
Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Marc Fournier Carrie, Pyt-Yakh, Rusia; NatalieCollins, Csar Contreras y Jim Sams, Oklahoma City; DrewMc-Ginn, Inverurie, Escocia; Micah Schutz, Tyumen, Rusia; y BrianScott, Aberdeen.
espWatcher, Hotline, Maximus, Phoenix, ProMotor, REDA ySpeedStar son marcas de Schlumberger.
Las innovaciones introducidas en la tecnologa de sistemas de bombeo elctricosumergible estn brindando sus beneficios a las compaas petroleras, proporcio-
nando ms confiabilidad, mejor desempeo y mayor resistencia en ambientes
rigurosos. Desde la manufactura hasta el monitoreo, los sistemas de bombeo de
avanzada estn ayudando a las compaas petroleras a optimizar la produccin, al
mismo tiempo que protegen sus inversiones en tecnologa de levantamiento artificial.
La historia de los sistemas de levantamiento arti-
ficial est marcada por la innovacin; a menudo
resultante de la evolucin gradual de una lneade productos, pero a veces fruto de esfuerzos de
rediseos drsticos. Estos cambios condujeron a
mejoras introducidas en los sistemas de levanta-
miento artificial, particularmente en las bombas
elctricas sumergibles (ESP).1 Los nuevos resul-
tados en cuestin de desempeo y resistencia
estn ampliando el rango de aplicaciones ESP. Y
los avances en materia de diseo y manufactura
estn resultando en sistemas ESP ms flexibles
para ambientes de pozos hostiles, adaptndolos
para prestar servicios a mayor profundidad, incre-
mentando su capacidad de tratamiento del gas, y
volvindolos ms resistentes a los slidos y loselementos abrasivos.
Los sistemas ESP dependen del movimiento
de los fluidos producidos para refrigerar el motor.
Este requerimiento en algn momento limit
estos sistemas a temperaturas de operacin
internas de aproximadamente 204C [400F];
ciertos modelos de bombas ahora poseen la capa-
cidad para operar a temperaturas de hasta 288C
[550F]. El empleo de fluidos producidos para
refrigerar los motores ESP tambin incidi en el
volumen de gas que podan manejar los sistemas
ESP antes de experimentar recalentamiento.
Con los avances registrados en los componentes
de sistemas de tratamiento de gas, los sistemas
con bombas axiales ahora pueden manejar frac-
ciones de gas libre de hasta un 75%. Otras
mejoras en los componentes cermicos, metalr-
gicos y elastomricos estn haciendo que los
sistemas ESP sean ms resistentes a la abrasin
causada por la produccin de arena. Mediante la
ampliacin del rango de temperaturas de opera-
cin, el tratamiento del gas y la resistencia a laabrasin de los sistemas ESP modernos, estas
bombas avanzadas ahora pueden instalarse en
pozos en los cuales alguna vez se consider que
trascendan el alcance de las aplicaciones ESP.
Para aprovechar al mximo sus bombas,
protegiendo al mismo tiempo su inversin en sis-
temas de levantamiento artificial, las compaas
petroleras monitorean el desempeo de los siste-
mas ESP. Con los avances de la tecnologa de
sensores, los operadores pueden ajustar el desem-
peo de la bomba, del pozo y del yacimiento. En
Oklahoma City, un equipo multidisciplinario de
especialistas que trabajan en el Centro deExcelencia en Produccin de Schlumberger,
monitorea y analiza las lecturas de los sensores
de fondo de pozo durante las 24 horas del da.
En este centro, los ingenieros especialistas en
supervisin de bombas y produccin de yaci-
mientos, trabajan junto con los operadores para
evaluar tendencias en el desempeo de las bom-
bas y los campos. Estas tendencias alertan a los
especialistas en sistemas ESP, en forma tem-
prana, acerca de la existencia de problemas de
fondo de pozo o de superficie; usualmente a
tiempo para adoptar medidas correctivas. Ms
an, mediante el monitoreo de los datos de
fondo de pozo durante los perodos de descone-
xin o puesta en funcionamiento de las bombas,
los ingenieros de yacimientos pueden obtener
anlisis de presiones transitorias para asistir a
los operadores en la evaluacin del desempeo
de sus yacimientos.
1. Para obtener ms informacin sobre mtodos delevantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harrysony Lekic O: Artificial Lift for High-Volume Production,Oilfield Review11, no. 1 (Primavera de 1999): 4863.
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Cable dealimentacin de
energa elctrica
Cabezal del pozo
Bomba
Admisin
Protector
Motor ESP
Unidad demonitoreo
de la bomba
Carga o elevacin
Eficiencia de la bomba
Potencia
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Este artculo describe los avances ocurridos
en el diseo de sistemas ESP, el instrumental de
superficie y fondo de pozo, y las prcticas de
monitoreo centralizado que estn ayudando a
los operadores a optimizar el desempeo de las
bombas y los campos. Algunos ejemplos de
Canad y el Mar del Norte ilustran el rango cre-
ciente de aplicaciones exitosas para las que se
estn instalando bombas elctricas sumergibles.
Mejoramiento del diseo de las bombas
Uno de los axiomas ms antiguos del campo
petrolero es que las operaciones crticas invaria-
blemente tienen lugar los fines de semana o los
das festivos, durante la noche o en condiciones
climticas adversas. Si bien para el personal es
duro tener que instalar una bomba bajo un tem-
poral violento, una tormenta de arena, o con el
viento, el fro y la nieve, estas condiciones de
superficie tambin pueden ser adversas para las
bombas en s. No obstante, se ha desarrollado
una nueva lnea de bombas para satisfacer estas
condiciones. Diseada originalmente para suinstalacin en ambientes hostiles, como los de
las condiciones rigurosas del invierno ruso, la
bomba elctrica sumergible REDA Maximus
tolera temperaturas de superficie y de pozo
extremas que en el pasado solan causar estra-
gos en la instalacin de la bomba, llegando a
producir incluso su falla temprana (izquierda,
extremo superior).
Ms que evolucionar a travs de una serie de
mejoras pequeas en el diseo, el sistema ESP
REDA Maximus fue concebido como un sistema
modular, diseado para mejorar la confiabilidad
e incrementar la eficiencia del servicio y eldesempeo de los sistemas ESP de fondo pozo.
El sistema Maximus est compuesto por compo-
nentes integrados que emplean conexiones
mecnicas ms limitadas en nmero y ms sim-
ples que los modelos previos. Este sistema
ofrece un rango de opciones de configuracin.
Los operadores que desean contar con un sis-
tema estndar en cada pozo pueden instalar la
unidad integral de motor, protector y sensor
ProMotor. Para instalaciones que requieren ms
flexibilidad y un diseo de aplicaciones a medida,
el motor Maximus y el protector Maximus per-
miten que el operador seleccione los tipos de
protectores especficos de cada aplicacin, que
funcionarn mejor en combinacin con la poten-
cia y el voltaje del motor requerido para cada
pozo en particular.
Las conexiones elctricas, as como las co-
nexiones entre los componentes llenos de aceite,
han sido diseadas para incrementar la integri-
dad. Los motores Maximus utilizan un nuevo
36 Oilfield Review
> Nueva conexin a la fuente de energa elctrica. Un conector rediseado ( izquierda) elimina el ais-lamiento de las conexiones elctricas en la localizacin del pozo (derecha), lo que reduce laposibilidad de contaminacin de la herramienta o de error humano.
Cable dealimentacin de
energa elctrica
Conexin a la fuentede alimentacin deenerga elctrica
> El invierno siberiano en un campo petrolero de Rusia. Para perdurar en tales condiciones, los compo-nentes de las bombas deben disearse para tolerar cambios de temperatura drsticos. Despus dearmada, la bomba se baja a las profundidades del pozo, pasando de las temperaturas menores al puntode congelamiento imperantes en la superficie al calor extremo que impone el gradiente geotrmico.
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diseo de conector para el motor ESP (pgina
anterior, abajo). Este diseo elimina el aisla-
miento de las conexiones elctricas, que
normalmente se efecta en la localizacin del
pozo. Los componentes llenos de aceite, que se
conectan en la localizacin del pozo, tales como
el motor y el protector, utilizan conexiones ESP
especiales para evitar que estos componentes
atrapen burbujas de aire durante la conexin en
el campo.
Adems, el diseo Maximus elimina ciertas
operaciones de instalacin crticas en la localiza-
cin del pozo. Antes de ser enviados al campo,
los motores y protectores Maximus, o las unida-
des integradas ProMotor, se llenan con aceite y
los protectores se ajustan para asegurar el espa-
ciamiento adecuado de los ejes. Previamente
llevados a cabo en la localizacin del pozo, estos
procedimientos se efectan ahora puertas aden-
tro, en el ambiente controlado de un centro de
servicios REDA, lo que elimina el riesgo de lle-
nado o ajuste deficiente bajo condiciones de
campo difciles (derecha). Este proceso reducela exposicin del aceite dielctrico a la contami-
nacin que puede producirse en la localizacin
del pozo con precipitaciones, arena o polvo.2
Estas mejoras en la calidad del servicio ayudaron
adems a simplificar el proceso de instalacin de
la unidad Maximus, lo que se traduce en una
reduccin significativa del tiempo de equipo de
terminacin de pozos en comparacin con las
tecnologas ESP previas.
Eliminando las operaciones de montaje sensi-
bles y crticas, requeridas durante las instalaciones
ESP convencionales, la tecnologa Maximus reduce
la exposicin a problemas ambientales y erroreshumanos potenciales. En aplicaciones en las que
las fallas prematuras de los sistemas ESP, luego de
perodos de trabajo cortos, suelen atribuirse a pro-
blemas de instalacin o a errores humanos, los
sistemas ESP Maximus han demostrado reducir
significativamente los problemas operacionales y
los problemas de equipos, especialmente las fallas
tempranas (producidas luego de perodos de tra-
bajo cortos).3
Otro problema que acorta la vida de los mo-
tores y los protectores ESP es el causado por el
desgaste de los cojinetes radiales. Estos cojine-
tes se gastan a medida que el aceite del motor
ESP se degrada con el tiempo. Para prolongar la
vida til de los sistemas ESP Maximus, todos los
cojinetes radiales poseen mangas de eje templa-
das que pasan por cojinetes autolubricados.La vibracin tambin desempea un rol
importante en la reduccin de la vida til de la
bomba. Cuando el eje del motor vibra, incre-
menta el desgaste sobre los sellos que lo rodean,
permitiendo finalmente que los fluidos produci-
dos ingresen en el protector. Desde el protector,
los fluidos del pozo pueden filtrarse ms all de
los sellos del eje e ingresar en el motor propia-
mente dicho, donde contaminan el aceite y
modifican sus propiedades dielctricas, hidruli-
cas y lubricantes, produciendo finalmente la
falla del motor de la bomba. El cojinete del
cabezal del protector, que est afectado por la
vibracin de la toma de la bomba y los elemen-
tos abrasivos del fluido producido, utiliza un
cojinete de zirconio resistente a la abrasin.
Las compaas petroleras pueden protegerse
frente al dao producido por la vibracin de la
bomba a travs del monitoreo de los indicadores
de desempeo ESP y la modificacin de la velo-
cidad del motor ESP. Los motores Maximus ofre
cen una conexin directa con el sistema Phoenix
de monitoreo de las operaciones de levanta
miento artificial, de manera que los operadorepuedan rastrear el desempeo de los sistema
ESP y de los yacimientos.
Monitoreo en el fondo del pozo
Mediante el monitoreo del desempeo de los sis
temas ESP, los operadores pueden reconocer los
problemas a medida que se presentan. En
muchos casos, el desempeo de las bomba
declina gradualmente, lo que deja tiempo para
que los operadores intervengan pro-activamente
si estn al tanto del problema. Los sensore
Phoenix proveen una sucesin constante de
mediciones de la bomba en tiempo real. Me
diante el rastreo de las caractersticas de las
bombas de fondo de pozo, los operadores pueden
reconocer la existencia de desviaciones con res
pecto a las tendencias establecidas y luego
adoptar medidas para prolongar la vida til de la
bomba y mejorar la produccin. Estas medicio
nes tambin son importantes para evaluar e
> Montaje en un ambiente controlado. Los componentes modularesempernados permiten que los procedimientos de montaje crticos selleven a cabo en el taller, en lugar de en la localizacin del pozo. Elequipo de proteccin personal mostrado en la figura obedece al planlocal y a la normativa de Schlumberger de proteccin contra riesgos;no se utilizan guantes en este proceso para evitar la contaminacincon las fibras de algodn.
2. El aceite dielctrico es un aceite aislante que se utilizaen los equipos elctricos. Mal conductor de electricidad,pero sustentador eficiente de los campos electrostticos,el aceite dielctrico resiste la falla bajo voltajes altos yse utiliza en los sistemas ESP para proteger los compo-nentes elctricos de los elementos corrosivos presentesen el pozo.
3. Una falla temprana de los sistemas ESP es la que seproduce dentro de los primeros 90 das de operacin.
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comportamiento del yacimiento; proveen infor-
macin valiosa a utilizarse en el anlisis de
presiones transitorias, el monitoreo de la curva
de desempeo del pozo y el establecimiento de
tendencias de productividad.4
Los sensores Phoenix proveen una diversidad
de mediciones de fondo de pozo y opciones de
respuesta e incluyen los siguientes dispositivos:
Sensor de fuga de corriente: protege el sistema
elctrico del calor excesivo de la bomba, la falla
de aislamiento del bobinado del motor elctrico
y la prdida del aislamiento fase-tierra.
Sensor de presin de descarga: protege la
bomba de la alta presin causada por los cie-
rres de las vlvulas y los tapones de fluido
pesado.
Sensor de presin de admisin (presin din-
mica de fluencia): protege la bomba de la baja
presin causada por el nivel bajo del fluido, el
agotamiento del nivel provocado por la obtura-
cin de las admisiones y la obturacin por gas.
Sensor de temperatura de admisin: protege la
bomba del recalentamiento provocado por larecirculacin, a alta temperatura, a travs de
la admisin, as como de la temperatura ele-
vada del fluido de produccin.
Sensor de aceite del motor y de la temperatura
del bobinado: protege el motor de la alta tem-
peratura causada por las condiciones de flujo
bajo, la alta carga del motor y la refrigeracin
deficiente debida a la acumulacin de incrus-
taciones.
Sensor de vibracin del motor y de la bomba:
protege la bomba de la vibracin y del dao
mecnico causado por la produccin excesiva
de slidos y el desgaste mecnico excesivo.Cada uno de estos parmetros medidos puede
programarse para que un interruptor elctrico se
dispare con un valor umbral dado, deteniendo de
inmediato el motor para protegerlo de daos
ulteriores. En muchas instalaciones, el operador
puede ajustar los parmetros de la bomba en
forma remota para corregir un problema. De este
modo, si se dispara una alarma, el operador
puede transmitir los ajustes de la velocidad de labomba para reducir la vibracin o incrementar la
velocidad de la bomba para desplazar mayor can-
tidad de lquido refrigerante ms all del motor, o
aplicar contrapresin para extraer los slidos del
sistema.
Controles de superficie
Los sistemas ESP son impulsados por motores
elctricos trifsicos de induccin, alimentados
por una fuente de energa elctrica instalada en
la superficie. Esta fuente puede regularse para
ajustar el desempeo de la bomba a medida que
cambian las condiciones del yacimiento. Me-
diante el ajuste del desempeo de la bomba a las
condiciones cambiantes del pozo, los operadores
pueden mejorar la eficiencia y la vida til del sis-
tema ESP.
El variador de velocidad SpeedStar es una
unidad de control de superficie que permite que
los operadores ajusten en forma remota la poten-
cia elctrica que se enva hacia el fondo del pozo
(arriba). Este variador de velocidad (VSD) es un
dispositivo electrnico que sintetiza una fuente de
potencia trifsica, de frecuencia y voltaje varia-
bles, para los motores de induccin. Su filtro desalida produce un voltaje y una corriente de salida
casi sinusoidales que impiden la vibracin de la
bomba e incrementan la eficiencia del motor. Est
provisto adems de un supresor de impulsos de
voltaje transitorios, que brinda proteccin frente a
los episodios de sobre-corriente, generados por las
empresas proveedoras de energa elctrica o las
perturbaciones elctricas producidas sobre el sis-
tema por los efectos de los rayos.
El VSD SpeedStar permite que el operador
controle la velocidad y el desempeo del motor
ESP mediante el ajuste de la frecuencia, que a
su vez ajusta el voltaje transmitido al motor. 5 El
VSD provee un esfuerzo de torsin constante a lo
largo de todo el rango de velocidad, lo que per-
mite que el sistema ESP produzca un rango de
volmenes de fluidos ms amplio que el que
sera posible con una velocidad de motor fija.
Conforme cambian las condiciones del pozo, la
capacidad para efectuar ajustes finos en la velo-
cidad y el esfuerzo de torsin del motor puede
38 Oilfield Review
> Variadores de velocidad (VSD). Estas unidades de superficie regulan y acondicionan la corrienteelctrica para cinco pozos de Canad. Utilizando la electricidad generada por la empresa de elec-
tricidad local o en estaciones generadoras dedicadas, el VSD transmite la energa elctrica dentrodel pozo hasta el sistema ESP. El VSD es clave para controlar el desempeo de la bomba en formaremota.
4. Para obtener ms informacin sobre la tecnologa demonitoreo en el fondo del pozo, consulte: Al-Asimi M,Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C,Fitzgerald J, Ingham J, Navarro J, Gabb A, Kimminau S,Smith J y Stephenson K: Avances en materia devigilancia de pozos y yacimientos, Oilfield Review14,no. 4 (Primavera de 2003): 1437.
5. En estos sistemas ESP, la frecuencia es directamenteproporcional a la velocidad. Modificando la frecuencia,el operador tambin modifica la velocidad de la bomba.
6. Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S,Romero G y Shanmugam V: Examinando los pozosproductores: Supervisin de los sistemas ESP, OilfieldReview16, no. 2 (Otoo de 2004): 1829.
7. Para obtener ms informacin sobre extraccin depetrleo pesado, consulte: Alboudwarej H, Felix J, TaylorS, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A,Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G,Calvo R, Caas Triana JA, Hathcock R, Koerner K,Hughes T, Kundu D, Lpez de Crdenas J y West C:La importancia del petrleo pesado, Oilfield Review18,no. 2 (Otoo de 2006): 3859.
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eliminar la necesidad de redimensionar la bomba,
reduciendo el tiempo inactivo y los costos de
produccin.
En ciertos pozos, los operadores pueden
modificar la frecuencia de operacin del motor
en incrementos de un Hertz para reducir la vibra-
cin de la bomba. Mediante la variacin de la
velocidad de la bomba en un pozo nuevo o repa-
rado, un VSD puede ayudar a determinar la tasa
de flujo ptima del pozo para evitar problemas de
agotamiento de nivel y funcionamiento cclico.
Para proporcionar un arranque suave durante las
operaciones de puesta en marcha crticas, se uti-
liza el VSD para reducir el voltaje del motor y
mitigar el trabajo mecnico que ocasionara, de
lo contrario, su puesta en marcha a plena carga y
velocidad. Estas medidas ayudan a prolongar la
vida til de la bomba, especialmente en pozos
proclives a cierres frecuentes.6
Expansin del campo de aplicaciones
Un ejemplo excelente de una aplicacin ESP que
extiende los lmites de las instalaciones tradi-cionales es el sistema de bombeo elctrico
sumergible de alta temperatura REDA Hotline.
Este sistema ESP fue diseado para pozos con
altas temperaturas de fondo (BHT), o pozos con
alto corte de petrleo, baja velocidad de fluido y
fluidos emulsionados o gaseosos. Estas condicio-
nes son severas para los componentes del
sistema, que dependen de que los fluidos produ-
cidos fluyan ms all del sistema ESP para
disipar el calor generado por el motor.
La refrigeracin insuficiente afecta adver-
samente el aceite contenido en el motor y se
traduce invariablemente en problemas de funcio-
namiento y fallas prematuras del sistema. Si bien
los rangos de temperatura de trabajo de las sartas
ESP estndar han ascendido de 121C [250F] a
204C [400F], los componentes clave del sistema
Hotline original, especialmente su motor, los
cables de alimentacin, la bomba y el protector
del motor lleno de aceite, estn diseados para
operar a 246C [475F]. Este sistema ha demos-
trado incrementos sustanciales en su vida til,
en comparacin con los sistemas ESP convencio-
nales en aplicaciones de alta temperatura.
La necesidad de contar con sistemas ESP de
alta temperatura crece a medida que la industria
petrolera madura (abajo). Estando la mayora de
los recursos petroleros del mundo concentrados
en el petrleo pesado, el petrleo extra-pesado y
el bitumen, las compaas petroleras estn bus-
cando formas de extraer estas reservas viscosas
de manera rentable.7Algunas compaas se estn
volcando a los pozos de drenaje gravitacional asis-tido con vapor (SAGD). El enfoque SAGD utiliza
un par de pozos horizontales perforados en
sentido paralelo entre s y separados vertical-
mente por una distancia de aproximadamente 5 m
[16 pies]. El vapor inyectado a travs del pozo su-
perior penetra en la formacin que atraviesa,
transmitiendo calor a las areniscas ricas en pe-
trleo pesado y creando una regin de alta
temperatura por encima del pozo inyector, cono-
cida como cmara de vapor. El calor transferido a
la arenisca petrolfera reduce la viscosidad de su
petrleo y su bitumen. La fuerza de gravedad
empuja el petrleo, el bitumen y el vapor con
densado hacia abajo, donde estos fluidos
compuestos por aproximadamente 25% a 40% de
agua, pasan al pozo inferior.
Inicialmente, en estos pozos de alta tempera
tura, se utilizaron los sistemas de levantamiento
artificial por gas para bombear los fluidos a la
superficie (vase La presin aumenta: Inno
vaciones en sistemas de levantamiento artificia
por gas, pgina 50). Con los avances de la
tecnologa ESP, muchos operadores estn rempla
zando sus sistemas de levantamiento artificial por
gas por sistemas ESP. La adopcin de los sistemas
ESP inst a la implementacin de modificacione
adicionales en el sistema Hotline. Esto condujo a
desarrollo del sistema ESP Hotline 550, que se
construy para operar en pozos de alta tempera
tura que producen por inyeccin de vapor de
agua. En virtud del hecho de que los sistemas
ESP se encontraban limitados previamente por la
temperatura de operacin, su empleo en pozosSAGD puede considerarse como revolucionario.
El diseo del sistema Hotline 550 contempla
las tasas de expansin y contraccin variables de
los diferentes materiales utilizados en la bomba y
los componentes se construyen para operar a
temperaturas de operacin internas de 288C
[550F]. La temperatura de operacin representa
la temperatura interna de los componentes de
sistema, que es generalmente ms elevada que la
temperatura de los fluidos producidos, debido a
calor generado a travs de las prdidas mecni
cas y elctricas producidas en la bomba, el motor
la admisin y el protector. Como en otros diseosESP, el calor de la bomba se disipa mediante los
fluidos producidos.
El motor de la bomba Hotline 550 est prote
gido por un sistema de fuelle metlico especial y
un mecanismo de sello de eje, que crean una
barrera entre los fluidos calientes del pozo y e
aceite interno del motor; caractersticas nunca
utilizadas en los sistemas ESP previos. El fuelle
metlico compensa la expansin del aceite
dentro del motor de la bomba. Otros diseos
ESPque emplean protectores de tipo bolsa
elastomrica o laberintopueden presentar
fugas, permitiendo que los fluidos producidos se
filtren en el motor y contaminen el aceite conte
nido en su interior (vase Protectores ESP,
prxima pgina).
> Lnea de tiempo que representa el rango de temperaturas de trabajo de los sistemas ESP. Las nuevasaplicaciones ESP estn extendiendo gradualmente la envolvente de temperatura. Los rangos de las
temperaturas de trabajo han aumentado en forma constante desde la dcada de 1950, logrndoseincrementos significativos desde comienzos de la dcada de 1990.
Circa1950
250F121C
Circa1960
300F149C
Circa1980
350F177C
Circa1990
475F246C
Era
Rango detemperaturasde trabajo
Circa2000
550F288C
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40 Oilfield Review
En una sarta ESP, el protector se encuentra
ubicado entre la bomba y el motor, y posee
numerosas funciones:
Conducir el empuje ascendente o el empuje
descendente desarrollado por la bomba:
Estas fuerzas se distribuyen a lo largo de la
vasta superficie del cojinete de empuje del
protector. Por lo tanto, los cojinetes deben
ser regulados para operar con valores supe-
riores al empuje mximo que generar la
bomba.
Acoplar el esfuerzo de torsin desarrollado
por el motor a la bomba: El eje del protector
debe ser capaz de desarrollar un esfuerzo detorsin mximo sin exceder su lmite els-
tico, lo que podra producir la rotura del eje.
Mantener los fluidos del pozo fuera del
motor. El protector transfiere la presin
entre el aceite del motor y el fluido produ-
cido en el espacio anular, sin permitir la
mezcla de los dos fluidos.
Proveer un depsito de fluido para permitir
la expansin trmica del aceite del motor:
La instalacin de la bomba somete un sis-
tema ESP a incrementos de temperatura
entre la superficie y la profundidad de colo-
cacin. Durante la operacin, el calorinterno eleva an ms la temperatura. Los
incrementos de temperatura hacen que el
aceite dielctrico del motor se expanda. El
protector da lugar a esta expansin, permi-
tiendo que el exceso de volumen expandido
de aceite pase del motor al protector y des-
plazando un volumen equivalente de fluido
de pozo del protector al pozo. Cuando un
motor se detiene, su aceite se contrae a
medida que el motor se enfra y el protector
provee un depsito de aceite limpio que
fluye nuevamente hacia el motor, mante-
niendo separados los fluidos del pozo. Si el
motor se detuviera sin contar con los benefi-
cios de un protector, su aceite se contraera
con el enfriamiento del motor, creando un
vaco que se llenara con los fluidos del pozo.
Los protectores se dividen generalmente en
tres categoras: los diseos de tipo laberinto,
bolsa elastomrica y fuelle (arriba). El diseo
de tipo laberinto utiliza la diferencia de peso
especfico entre el fluido del pozo y el aceite
del motor para mantenerlos separados, aun-
que estn en contacto directo. Para que este
diseo funcione, el fluido del pozo tiene que
ser ms pesado que el aceite del motor y la
unidad debe instalarse en el pozo en posicin
vertical o casi vertical. En pozos con altas
relaciones gas/petrleo, el peso especfico del
fluido del pozo puede ser menor que el del
aceite del motor.
Protectores ESP
> Evolucin del diseo de los protectores. Los protectores ESP soncruciales para preservar la integridad del motor elctrico de la bomba.Las bolsas elastomricas de sello positivo son utilizadas en muchas apli-caciones pero no poseen suficiente resistencia a la traccin o tolerancia
trmica para los pozos SAGD. Los protectores de tipo laberinto utilizanuna trayectoria tortuosa para limitar la entrada de fluidos del pozo, perono se adecuan a las instalaciones horizontales tpicas de los pozosSAGD. El fuelle metlico de presin positiva permite la ecualizacinde la presin y la expansin del aceite dielctrico del motor.
Aceitedel
motor
Fluidodel
pozo
FuelleBolsa e lastomrica Laberinto
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8. La RVP es una medida del volumen de vapor requeridopara producir una unidad de volumen de petrleo. En lospozos SAGD, los valores RVP tpicos oscilan entre 2 y 5.Cuanto ms bajo es el valor de la RVP, con ms eficacia
se utiliza el vapor. La eficiencia incide en los aspectoseconmicos del proyecto debido a los costos delcombustible requerido para generar el vapor.
9. Solanki S, Karpuk B, Bowman R y Rowatt D: SteamAssisted Gravity Drainage with Electric SubmersiblePumping Systems, presentado en el Seminario sobreBombas Elctricas Sumergibles de la Seccin de laCosta del Golfo de la SPE 2005, The Woodlands, Texas,27 al 29 de abril de 2005.
10. Para obtener ms informacin sobre el desarrollo decampos remotos, consulte: Amin A, Riding M, Shepler R,Smedstad E y Ratulowski J: Desarrollo submarinodesde el espacio poroso hasta el proceso, OilfieldReview17, no. 1 (Verano de 2005): 419.
Los dems componentes, tales como el cable
de alimentacin, los cojinetes, los sellos del eje,
el aislante del bobinado y el aceite del motor,
han sido rediseados o construidos con materia-
les especiales para tolerar temperaturas altas y
mejorar la confiabilidad del sistema.
El sistema Hotline ha sido utilizado extensi-
vamente en Canad. En tres campos del oeste de
ese pas, EnCana Oil & Gas Partnership utiliza la
tecnologa SAGD para recuperar bitumen y
petrleo pesado de 10.5 a 13API. Los pozos de
los campos Foster Creek, Christina Lake y Sen-
lac producen de areniscas no consolidadas y
poseen presiones de fondo de pozo que varan
entre 290 y 435 lpc [2 y 3 MPa] y temperaturas
de produccin de fondo de pozo que oscilan
entre 180C y 209C [356F a 408F]. En el ao
2002, EnCana comenz a probar los sistemas
ESP como alternativa a los mtodos de levanta-
miento artificial por gas.
En los pozos SAGD, el costo de la generacin y
recuperacin del vapor incide significativamente
en los aspectos econmicos. El vapor da cuentade un 35% a un 55% del costo de extraccin total,
que puede alcanzar varios millones de dlares al
ao para cada pozo. Estos costos son propor-
cionales a la relacin vapor/petrleo (RVP) de
operacin, de manera que los operadores de los
pozos SAGD buscan optimizar la presin del yaci-
miento para obtener una RVP baja y tasas de
produccin altas.8
Es posible lograr RVPs ms bajas reduciendo
la presin de formacin en un yacimiento. La
baja presin de yacimiento permite que el vapor
acarree ms calor latente hacia la formacin,
donde puede movilizar el petrleo. No obstante,la reduccin de la presin del yacimiento puede
reducir tambin la eficiencia de la operacin de
levantamiento por gas hasta un punto en que se
vuelva impracticable. Con presiones inferiores,
deben utilizarse bombas para llevar los fluidos a
la superficie.
EnCana prob exitosamente los sistemas ESP
Hotline en dos pozos del Campo Foster Creek,
logrando una vida til de 645 das y 309 das, res-
pectivamente.9 Las temperaturas de 209C y los
cierres numerosos demostraron que los sistemas
Hotline podan tolerar cambios de estado y pro-
cedimientos de ciclado trmico. Luego de estas
pruebas, EnCana reemplaz los sistemas de
levantamiento artificial por gas por los sistemas
ESP Hotline 550 en 11 pozos del Campo Foster
Creek, tres pozos del Campo Senlac y un pozo del
Campo Christina Lake. La compaa tambin
opt por los sistemas ESP Hotline para su instala-
cin inicial en cinco pozos del Campo Foster
Creek y en tres pozos del Campo Senlac.
Luego de producirse una reduccin de la pre
sin del yacimiento por debajo de los niveles
requeridos para la operacin de levantamiento
artificial por gas, los datos de produccin del ope
rador indicaron que la RVP se redujo casi en un
20%. Esto permiti a EnCana transferir el vapor a
los pozos ms recientes y mejorar la produccin
general de sus campos. En Canad, Schlumberger
ha instalado ms de 60 sistemas ESP Hotline en
pozos SAGD, que en su totalidad estn operando a
temperaturas de fondo de pozo superiores a 204C
[400F]. La unidad Hotline con ms tiempo de
funcionamiento, instalada en febrero de 2004
segua operando a enero de 2007, lo que implica
un perodo de operacin de ms de 1,070 das; la
bomba Hotline 550 con ms tiempo de funciona
miento fue instalada en junio de 2004, habiendo
operado durante ms de 940 das.
Aplicaciones submarinas
Con las mejoras logradas en materia de confiabili
dad, los sistemas ESP estn contribuyendo
significativamente a la produccin en los campomarinos. Algunos de estos campos marinos no
pueden soportar su propia infraestructura de pro
duccin dedicada debido a la escasez de sus
reservas o sus localizaciones remotas. Para desa
rrollarlos, esos yacimientos deben conectarse a la
infraestructura existente.10 Los sistemas ESP
estn desempeando un rol importante en lo que
respecta a la recuperacin de estas reservas no
desarrolladas.
Luego de descubrir el Campo Gannet en e
sector britnico del Mar del Norte en 1973, Shel
Expro, UK, operador de esta asociacin de em
presas entre Shell UK Ltd y Esso Exploration &Production UK Ltd, conect varios yacimiento
satlites a la instalacin de ese campo, que se
encuentra ubicado a 180 km [112 mi] al este de
Aberdeen, en un tirante de agua (profundidad
del lecho marino) de 95 m [311 pies]. Los satli
tes submarinos explotan los yacimientos Ganne
B, C, D, E, F y G, que producen de las turbiditas de
En pozos desviados, el protector de tipo
bolsa puede resultar ms adecuado. Este
diseo utiliza una bolsa elastomrica de alta
temperatura y alto desempeo para separar
los fluidos del pozosituados en el lado
externodel aceite limpio del motor que se
encuentra en el interior. La bolsa se flexiona
para dar cabida a los cambios trmicos de
volumen producidos en el aceite del motor.
No obstante, est diseada para operar a slo
204C [400F] y como sucede con todos los
sellos elastomricos, la bolsa es susceptible a
la presencia de elementos abrasivos y puede
rasgarse si se expone en el pozo a lquidos ogases qumicamente incompatibles, tales
como el cido sulfhdrico [H2S]. La exposicin
a temperaturas elevadas tambin puede endu-
recer la bolsa y los sellos, causando una
prdida de elasticidad que finalmente pro-
duce su falla.
Los protectores de tipo bolsa elastomrica y
laberinto normalmente muestran un buen
desempeo en las condiciones de pozo para
las que se disean. El protector de tipo fuelle
se adecua mejor a condiciones de pozo hosti-
les, donde los protectores son sometidos a
temperaturas elevadas, elementos abrasivos,qumicos utilizados en tratamientos de pozos,
dixido de carbono [CO2] o H2S. Este protec-
tor se llena con un aceite que conserva la
viscosidad a altas temperaturas y utiliza un
fuelle metlico para dar cabida a la expansin
y contraccin trmica del aceite. Utilizando
materiales seleccionados para minimizar los
esfuerzos trmicos, est diseado para operar
a una temperatura del aceite de hasta 246C
[475F]. El fuelle tambin est construido
para operar con una concentracin de H2S del
30%, dependiendo de la temperatura.
(contina en la pgina 44
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8/21/2019 Bomba Electri Sumergi p34 49
9/16
En un esfuerzo por mejorar la vida til de los
sistemas ESP, los ingenieros especialistas de
Schlumberger han desarrollado un modelo de
simulacin elctrica para evaluar las fallas
elctricas producidas bajo una diversidad de
condiciones de fondo de pozo. El modelo fue
probado en un pozo por especialistas del Cen-
tro de Montaje, Reparacin y Pruebas (ART)
de Schlumberger en Inverurie, Escocia, donde
se conectaron casi 20 km [12 millas] de cable,
entre un variador de velocidad (VSD) y un
motor ESP de fondo de pozo.Este modelo demostr que un modo de falla
comn, entre los motores ESP, es el cortocir-
cuito elctrico, que suele ser causado por una
falla del aislante del cableado utilizado en los
bobinados, cables y penetradores de los moto-
res elctricos. Tal falla del aislante puede
producirse a travs de varios mecanismos
diferentes:
La contaminacin del aceite aislante del
motor de la bomba con fluidos producidos
por el pozo
La temperatura alta del motor, una funcin
de la temperatura ambiente, la carga delmotor, la composicin del fluido y la veloci-
dad del fluido ms all del motor
El esfuerzo elctrico causado por la presen-
cia de armnicas en la potencia elctrica
transmitida entre el VSD y la ESP. La electri-
cidad fluye en ondas sinusoidales a medida
que es transmitida a lo largo del cable elc-
trico. Estas ondas pueden reflejarse con-
forme se propagan, hacia adelante y hacia
atrs, a lo largo del cable, desplazndose
desde el VSD hasta la ESP y nuevamente
hasta el VSD. Como las olas del ocano, las
ondas elctricas sinusoidales pueden acu-
mularse unas sobre otras para crear ondas
amplificadas que superan el rango elctrico
del motor, el cable o el penetrador de fondo
de pozo. Estas ondas amplificadas pueden
alcanzar picos que exceden en ms de tres
veces la salida de voltaje nominal del VSD.
Este voltaje amplificado puede deteriorar el
aislante que cubre el cableado elctrico uti-
lizado en la bomba ESP, provocando
finalmente un cortocircuito en el sistema.
La contaminacin con fluidos producidos y
las altas temperaturas del motor son proble-
mas que pueden resolverse mediante la
seleccin del tipo de protector correcto, o a
travs de la modificacin de la carga sobre la
lnea y el motor. No obstante, el problema de
la presencia de armnicas requiere un conoci-miento exhaustivo del sistema de fondo de
pozo. Todo VSD produce cierto grado de arm-
nicas de salida y el largo de la mayora de los
cables de alimentacin de los sistemas ESP
exacerba este problema. La magnitud de las
armnicas de salida depende de todo el sis-
tema elctrico: el motor ESP, el cable de
fondo de pozo y el penetrador del cabezal de
pozo; en los pozos submarinos, intervienen
adems el conector hmedo macho, el cable y
los transformadores submarinos. Si se cambia
uno de los componentes de este sistema, las
armnicas tambin se modificarn.Sobre la base de las pruebas de los compo-
nentes del sistema ESP, los ingenieros del
centro de Schlumberger en Inverurie desarro-
llaron un modelo para calcular el desempeo
de un circuito elctrico ESP. Trabajando en
estrecha colaboracin con sus colegas de
Inverurie, los ingenieros especialistas en sis-
temas de energa del Centro de Productos de
Schlumberger en Edmonton (EPC), Alberta,
Canad, desarrollaron un programa de mode-
lado que puede exhibir las armnicas
generales tanto para la corriente como para el
voltaje, creando un diagrama de armnicas
caracterstico para todo el sistema (prxima
pgina). La aplicacin y las condiciones ope-
rativas particulares del sistema ESP afectarn
el nivel de las armnicas permisibles para ese
sistema especfico. Las sensibilidades a los
componentes cambiantes tambin pueden
simularse en el modelo, prediciendo ste las
consecuencias de la adopcin de medidas
correctivas, tales como el agregado de filtros
elctricos, la variacin de la frecuencia de la
onda portadora del VSD o el cambio del tipo
de VSD utilizado.
Otra razn importante para el modelado del
sistema elctrico ESP es la determinacin de
la cantidad de energa requerida para poner
en marcha el motor ESP, junto con cualquier
limitacin propia del sistema. La puesta enmarcha del motor ESP puede verse compro-
metida como resultado de recibir energa
insuficiente. Dado que la mayora de los pozos
requieren varios miles de pies de cable de ali-
mentacin, desde el VSD de superficie hasta
la ESP de fondo de pozo, habitualmente expe-
rimentan una gran cada de voltaje a lo largo
del cable. Por lo tanto, los efectos de esta
cada de voltaje deben contemplarse en el
diseo y la operacin del sistema ESP.
Los ingenieros del centro EPC, especialistas
en sistemas de energa, han utilizado el
mismo programa de modelado para simularlos procedimientos de puesta en marcha del
motor ESP. Este paquete de simulacin ayuda
a los ingenieros de ese centro a determinar la
cada de voltaje a lo largo del cable. Luego,
pueden calcular el voltaje terminal del motor
requerido y compararlo con el lmite de vol-
taje del sistema para lograr un arranque
exitoso del motor. Tambin se puede determi-
nar la frecuencia inicial de la transmisin y
los ajustes del aumento de voltaje. Esta simu-
lacin ayuda a los especialistas en sistemas
ESP a evaluar la capacidad del VSD y determi-
nar si es suficiente para soportar, no slo las
operaciones de bombeo de rutina, sino tam-
bin la puesta en marcha del sistema.
Modelado de la potencia de los sistemas ESP para un mejoramiento de la vida til
42 Oilfield Review
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Primavera de 2007 43
> Voltaje, corriente y armnicas. El programa de simulacin tabula las formas de onda de voltaje y corriente de salida t-picas de un motor de fondo de pozo para ilustrar los efectos de los picos de ruido superpuestos sobre la forma de ondacomo resultado de la presencia de armnicas de voltaje transitorio (extremo superior). Los niveles de armnicas pico estnpresentes a aproximadamente 2.2 kHz y sus mltiplos; por lo que tambin se observan en 4.4, 6.6 y 8.8 kHz. Estos picoscoinciden con la frecuencia de la onda portadora del variador de velocidad. Luego del anlisis realizado por el personaldel centro EPC, se recomend un filtro de carga para proteger el sistema del dao potencial causado por la presenciade armnicas. Despus de la aplicacin de un filtro de carga, se elimin gran parte del ruido, produciendo una ondasinusoidal mucho ms suave, lo que fue acompaado por una reduccin significativa de las amnicas (extremo inferior).
0
12,000
12,000
20 40Tiempo, ms
60 80 1000
Voltios
1,500
3,000
02 4
Frecuencia, kHz6 8 100
Voltios
0
250
25020 40
Tiempo, ms60 80 1000
Amperios
0
12,000
12,00020 40
Tiempo, ms60 80 1000
Voltios
0
250
25020 40
Tiempo, ms60 800
Amperios
100
1,500
3,000
02 4
Frecuencia, kHz6 8 100
Voltios
Forma de onda del voltaje enel motor
Sinfiltrado
Confiltrado
Forma de onda de la corriente enel motor
Valorcuadrtico medio de las armnicas de voltaje
Forma de onda del voltaje enel motor
Forma de onda de la corriente enel motor
Valorcuadrtico medio de las armnicas de voltaje
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edad Terciario, situadas en profundidades que
oscilan entre 1,768 m y 2,728 m [5,800 pies y
8,950 pies]. Estos satlites estn conectados a la
plataforma de produccin Gannet A, ubicada en
el centro (arriba).
El Campo Gannet E utiliza sistemas ESP
para enviar la produccin de petrleo y gas a la
plataforma Gannet A.11 Este campo se encuentra
ubicado a 14 km [8.7 millas] de distancia de la
plataforma Gannet A. Descubierto en el ao 1982,
fue designado originalmente con el nombre deGuillemot C, como candidato para ser desarro-
llado a partir del complejo Guillemot. Cuando el
yacimiento Guillemot A fue posteriormente inte-
grado en el plan de desarrollo de un campo
cercano, los yacimientos Guillemot C y D queda-
ron sin desarrollar. En 1994, la produccin de
estos campos se confin a la plataforma Gannet
y se les dio el nuevo nombre de Gannet E y F,
respectivamente.
El Campo Gannet E produce un crudo pesado
espeso, de 20API, con una viscosidad en condi-
ciones de yacimiento de 17 cP [0.017 Pa.s] y una
relacin gas/petrleo de 19.8 m3/m3 [110 pies3/bbl].
Las reservas iniciales se estimaron en 132 millo-
nes de barriles de petrleo en condiciones de
tanque en sitio [20 millones de m3], con un fac-
tor de recuperacin del 43%.
El campo fue desarrollado en dos fases.
Durante el pico de produccin, su produccin
fue de 2,225 m3/d [14,000 b/d]. Las caractersti-
cas de transporte y tratamiento de este crudo
pesado y viscoso, combinadas con la baja presin
de yacimiento, hicieron necesario el mtodo de
levantamiento artificial por gas para poner en
marcha el pozo y enviar los fluidos producidos
nuevamente a la plataforma Gannet A.
Se prefirieron los sistemas ESP en lugar de
otros mtodos de levantamiento artificial porque
podan producir con mayores volmenes y mane-
jar los fluidos en forma ms eficaz que otros
sistemas. Sin embargo, al operador le preocu-paba que los problemas relacionados con la corta
vida til, comunes a muchos sistemas ESP, afec-
taran adversamente la rentabilidad del proyecto.
Shell Expro necesitaba un sistema ESP que
pudiera operar durante dos aos antes de ser
remplazado. Se efectuaron pruebas para evaluar
el cable submarino necesario para conducir la
energa elctrica al sistema ESP, lo que condujo
al desarrollo de una herramienta de simulacin
para predecir la estabilidad del sistema con
diversos largos de cable (vase Modelado de la
potencia de los sistemas ESP para un mejora-
miento de la vida til, pgina 42). El operador
necesitaba adems una bomba capaz de adap-
tarse a los cambios producidos en el yacimiento y
en los fluidos durante su vida til. Despus de
obtener una muestra de fluido durante la Fase 1,
con la perforacin de un pozo horizontal de 853 m
[2,800 pies], se efectu una prueba de produc-
cin y se concluy el diseo de la bomba.
El primer pozo del Campo Gannet E fue ter-
minado con un filtro (cedazo) pre-empacado y
una ESP, convirtindose en el primer desarrollo
submarino, en la plataforma continental del
sector britnico del Mar del Norte, en utilizar la
tecnologa ESP y estableciendo al mismo tiempo
una marca por la conexin submarina ms larga
de una ESP.12 La bomba estaba suspendida de una
herramienta en Y que permitira la derivacin
de un cable para colocar un tapn por debajo de
la bomba en caso de que sta tuviera que remo-
verse. Se util iz un medidor de pozo Phoenix
para monitorear las condiciones de entrada de la
bomba. Estas condiciones se monitorean en la
plataforma y los datos son transmitidos a Shell,
en Aberdeen, y a Schlumberger, en Inverurie,
Escocia. Esta organizacin permite que los espe-
cialistas en ESP monitoreen el desempeo de la
bomba en tiempo real y soliciten cambios en su
configuracin, en respuesta a las condiciones
cambiantes presentes en el fondo del pozo.
El primer petrleo fue producido en el pozo
de la Fase 1, en enero de 1998. El sistema ESPoper durante 17 meses hasta que fue necesaria
una operacin de reparacin por problemas entre
el tubo de cola y el receptculo de dimetro inte-
rior pulido. La tasa de flujo era de 3,019 m 3/d
[19,000 b/d], por lo que se requeran 900 hp para
la bomba.
La experiencia adquirida a partir de la insta-
lacin, operacin y reparacin del primer pozo
fue incorporada en la planeacin y ejecucin del
pozo siguiente, que se perfor y termin en la
Fase 2 del desarrollo. El diseo del segundo pozo
reprodujo el del pozo original y el pozo fue ter-
minado en enero de 2001. La produccin deambos pozos fue mezclada en una sola lnea de
flujo, a travs de un colector submarino, produ-
ciendo 4,767 m3/d [30,000 b/d] . Los sistemas
ESP de este campo promedian una vida til de
2.3 aos, siendo de 1,390 das la vida til ms
larga registrada hasta entonces.
La experiencia obtenida con esta conexin
ESP sin precedentes ayudar a Shell Expro a
expandir las oportunidades para las operaciones
de bombeo de larga distancia, desde los campos
44 Oilfield Review
11. MacFarlane JS: Gannet E: The Worlds Longest Subsea
ESP Tie-Back, artculo SPE 38534, presentado en laConferencia del rea Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, 9 al 12 de septiembre de 1997.
12. Harris G, Lowe P y Holweg P: Technical Challenges andSolutions for Subsea ESPs in the North Sea: Two WellsTied Back 15 km to the Shell Gannet Platform with FlowCommingled into a Single Flowline, artculo presentadoen el 19o Seminario Anual de ESP de la Seccin de laCosta del Golfo de la SPE, Houston, 25 al 27 de abril de2001.
13. Bates et al, referencia 6.
> Plano del Campo Gannet. Dos pozos submarinos del Campo Gannet E producen con sistemas ESP. Elpetrleo pesado producido en cada pozo se mezcla y la produccin de este campo se conecta a la pla-
taforma Gannet A. La energa suministrada a travs de los variadores de velocidad de la plataforma
Gannet A, es transmitida a los sistemas ESP submarinos mediante umbilicales elctricos sumergidos.(Adaptado de Harris et al, referencia 12).
Empacador ESP con paso paracable y lnea de qumicos
Derivacin de herramientas en Y
Bombas ESP
Filtros de arena
Uniones perforadas
Derivacin de la tubera de produccin
Lnea de inyeccin del desemulsificador
Medidor de instalacin permanente
Gannet E2
Gannet E1 Gannet F
Gannet C
Gannet B
PlataformaGannet A
Gannet D
Lneadeexportacin
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Primavera de 2007 45
remotos hasta la infraestructura existente en el
Mar del Norte y en otros lugares del mundo. Este
conocimiento ayudar a prolongar la vida til de
las instalaciones existentes e incidir en las
estrategias para explotar una serie de yacimien-
tos previamente considerados antieconmicos.
Mejoramiento del desempeo del pozo
El desempeo de las bombas y de los yacimientos
cambia invariablemente con los aos. En el
momento de la instalacin de una bomba ESP, se
fijan los parmetros crticos, tales como la veloci-
dad de la bomba o la frecuencia de la potencia
elctrica (Hz), para optimizar el desempeo de la
bomba bajo las condiciones de yacimiento que
existen en ese momento. No obstante, con el
tiempo, el corte de gas o el corte de agua puede
incrementarse, la presin del yacimiento puede
reducirse u otras condiciones pueden cambiar,
haciendo que el sistema de levantamiento opere
en forma ineficaz. No slo estos factores incidirn
adversamente en el desempeo de la bomba, sino
que tambin algunos de estos cambios pueden
daar concretamente los sistemas ESP.
En consecuencia, a medida que se explota un
yacimiento, se debe monitorear y ajustar la con-
figuracin de la bomba para asegurar que elsistema de levantamiento artificial est ope-
rando de la manera ms eficiente posible. La
mayora de los operadores se esfuerza para
monitorear sus bombas, como lo evidencian las
pilas de registros de bombeo y produccin que
pueden abrumar rpidamente sus escritorios. A
veces, estos datos tambin abruman al operador.
En general, los operadores no poseen el tiempo
o los recursos necesarios para controlar la acti-
vidad de los sistemas de bombeo de todos los
pozos de sus campos.
Desde la perspectiva de un operador, el obje-
tivo quizs no sea monitorear constantemente
todas las bombas sino determinar cul es su con-
figuracin ptima, qu configuracin debe
modificarse y cundo hacerlo. Es aqu donde los
servicios avanzados de levantamiento artificial
ESP, provistos por el Centro de Excelencia en
Produccin (PCoE) de Schlumberger, pueden
ayudar a los operadores a mejorar la eficiencia
de la bomba y del campo. Los ingenieros espe-
cialistas en supervisin y diagnstico del centro
PCoE evalan todo el sistema ESP para optimi
zar la produccin. Cada componente del sistema
de levantamiento artificial puede ajustarse
desde la bomba hacia el pozo e incluso hacia e
yacimiento.
El sistema de supervisin y control espWatcher
para las bombas elctricas sumergibles, provee
informacin valiosa que es utilizada por los especialistas en sistemas ESP y sistemas de diagnstico
de yacimientos del centro PCoE. Sobre la base de
los datos transmitidos desde el pozo, estos especia
listas realizan recomendaciones que pueden
ayudar a los operadores a incrementar la produc
cin. El programa espWatcher posee la capacidad
para monitorear el desempeo de las bombas y de
los pozos una vez por minuto durante las 24 horas
del da.13 Igualmente importante es el hecho de
que sus algoritmos permiten que el sistema filtre y
priorice los datos que recibe de la bomba. Utili
zando esta informacin, puede clasificar el estado
de cada pozo como verde, amarillo o rojo, segn
el pozo est operando dentro de un rango de
desempeo especificado o fuera de ese rango o se
encuentre cerrado.
Este sistema, basado en la infraestructura de
la Red, ayuda a los operadores y al personal de
centro PCoE a monitorear el estado de los pozos
en forma remota (arriba). Cuando detecta pa
rmetros que se encuentran fuera del rango
especificado por el operador, este sistema de
1
2
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5
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910
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20
lost oil
lost oil
lost oil
lost oil
low pint
low pint
lost oil
low pint
shut-in
shut-in
shut-in
shut-in
shut-in
shut-in
high line pressure
high line pressure
lost oil
high line pressure
high line pressure
high line pressure
Digesting gas,...
Keep observ... Reports
ReportsReports
Reports
Reports
Reports
Show all red wells...
Search by well name
Show all yellowwells...
Reports
Reports
Reports
Reports
Reports
Alert/AlarmWell Recommendation Docs
Reports
Reports
Reports
Reports
Reports
Reports
Reports
Reports
Reports
> Monitoreo del desempeo de los campos petroleros en forma remota. El acceso seguro al sistemaespWatcher, utilizando la infraestructura de la Red, permite a los clientes y a los ingenieros del centroPCoE monitorear el estado de una bomba o un campo en cualquier momento. El sistema espWatcherpuede monitorear numerosos parmetros en cada una de las bombas ( izquierda). La visualizacin en
la interfaz de la Red (derecha), utiliza un sistema codificado en color para identificar rpidamente lospozos problemticos de un campo, desplegados en funcin de su latitud y longitud. El verde indicapozos que estn operando dentro de lmites aceptables. El amarillo muestra los pozos que siguenoperando pero con ciertas mediciones particulares que se han desviado de los lmites aceptables.El rojo indica pozos que estn cerrados. Los ingenieros de sistemas ESP y de yacimientos seconcentrarn normalmente en los indicadores amarillos.
Densidad del petrleo15API
Tasa de flujo2,199 b/d
RGP total600 pie3/bbl
Presin de la tuberade revestimiento100 lpc
Gas libre enla admisin0%
Tasa de flujode la bomba2313.43 b/d
Frecuenciade operacin45 Hz
Presin dinmicade fluencia (BHFP)760 lpc
ndice deproductividad3.5 b/d/lpc
Tasa (gasto, caudal,rata) de petrleo1,320 b/d
Tasa de agua879 b/d 2,200 b/d
Temperatura
del motor167F
Corte de agua40%
Presin en boca de pozo165 lpc
Temperaturaen bocade pozo
120F
Densidad del agua1.02
Presin de descarga1,400 lpc
Presin de admisin525 lpc
Temperaturade descarga
175F
Temperaturade admisin
165F
Corriente del motor39.5 A
Voltaje del motor2,305 V
Vibracin del motor0.05 gn
Presindel yacimiento
1,350 lpc
Temperaturadel yacimiento
Tasa total
170F
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13/16
supervisin semi-automatizado activa una
alarma amarilla. Esto advierte al personal del
centro PCoE para que se concentre ms en ese
pozo en particular y permite que el personal en
general preste ms atencin a aquellos pozos
cuyo desempeo no est siendo ptimo.
Los pozos instrumentados poseen la capaci-
dad para generar, en tiempo real, sucesiones
constantes de datos de los sensores de fondo de
pozo y de los monitores de superficie. Gran parte
de los datos son datos de rutina y proveen infor-
macin valiosa acerca de tendencias. Otros
datos son excepcionales e indican cambios
inmediatos en los parmetros que ameritan un
examen ms atento. Y ciertos datos, si bien son
transitorios, proveen instantneas valiosas del
comportamiento de los yacimientos.
La generacin de datos transitorios ocurre
cuando las bombas se desconectan o se ponen
en funcionamiento nuevamente. Estos episodios,
totalmente normales, se producen debido al fun-
cionamiento cclico de la bomba, las operaciones
de reparacin de pozos o las interrupciones del
suministro de energa elctrica causadas por apa-
gones o tormentas elctricas. Las mediciones de
presin obtenidas durante estos eventos transi-
torios pueden proveer informacin de utilidad
sobre el comportamiento de los yacimientos.14
Aunque la bomba no est operando, es probable
que sus sensores sigan registrando los cambios
consecuentes producidos en el yacimiento. Con
la desconexin de una bomba, la presin del
yacimiento se incrementa, proporcionando datos
oportunos que pueden ser analizados para la
evaluacin de los yacimientos. Cuando la bomba
es puesta en funcionamiento nuevamente, los
sensores obtienen informacin de la cada de
presin del yacimiento. Se utilizan tcnicas de
anlisis de presiones transitorias para interpre-
tar estos datos de incremento o cada de presin
y de ese modo determinar la capacidad del yaci-
miento para producir fluido. Este anlisis provee
informacin para determinar qu puede hacerse
para mejorar, si es posible, la producibilidad del
yacimiento. Adems, a partir de estos datos, pue-
den obtenerse detalles adicionales acerca de las
condiciones de borde externas del yacimiento,
indicando la presencia de fallas que actan como
sellos, la interferencia de los pozos vecinos o los
lmites de presin constante que surgen del sis-
tema de presurizacin del yacimiento.
46 Oilfield Review
> Rastreo de los problemas de pozos. La tabla de evaluacin para un campode Oklahoma muestra un rango de acciones de diagnstico y remediacin quepodran mejorar la produccin o reducir los costos de operacin. Obsrveseque la mayora de los pozos de este campo requieren slo ajustes menorespara mejorar el desempeo. Si se abordan slo aquellos pozos que requierencambios de potencia elctrica y velocidad de la bomba, el operador podraincrementar la produccin del campo en varios cientos de barriles.
Diagnstico Operacinde remediacinsugeridaIncremento potencialde la produccin, b/d
Nmerode pozo
Pozo 1
Pozo 2
Pozo 3
Pozo 4
Pozo 5
Pozo 6
Pozo 7
Pozo 8
Pozo 9
Pozo 10
Pozo 11
Pozo 12
Pozo 13
Pozo 14
Pozo 15
Dentro del rango de seguridad, hacia el extremo derecho
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Hacia el extremo izquierdo del rango de operacin seguro
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Dentro del rango de seguridad, hacia la derecha
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Hacia el extremo izquierdo del rango de operacin seguro
Dentro del rango de seguridad, en el centro
Dentro del rango de seguridad, hacia la derecha
Dentro del rango de seguridad, en el centro
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Dentro del rango de seguridad, en el centro
Incrementar la frecuencia de 58 a 59 Hz, reducir la presin en boca de pozo(WHP) de 185 a 100 lpc
Incrementar de 50 a 55 Hz
Incrementar la frecuencia de 50 a 52 Hz
Reducir la WHP de 130 a 100 lpc
En base a la curva de desempeo del pozo (IPR), existe potencialpara la produccin
Reducir el tamao de la bomba
Incrementar la frecuencia y reducir la WHP de 270 a 150 lpc
Reducir la WHP de 213 a 100 lpc y colocar variador de velocidad; 50 a 59 Hz
Reducir la WHP de 156 a 100 lpc
Incrementar la frecuencia de 45 a 48.5 Hz, reducir el tamao de la bombapara que las operaciones estn en un rango seguro
Colocar variador de velocidad; reducir la WHP y aumentar el tamaode la bomba
Incrementar la frecuencia de 50 a 58 Hz
Incrementar la frecuencia de 53 a 58.5 Hz
n/d
n/d
44; pero 500 despus de instalar una bomba ms grande
250
75
12
740
Ahorro de electricidad entre US$ 1,100 yUS$ 1,900 por mes
410
130
12
40
570; pero 1,260 despus de instalar una bomba ms grande
90
210
0
0
-
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14/16
Primavera de 2007 47
Segn la experiencia del centro PCoE, el 57%
de los pozos ESP se puede beneficiar con la opti-
mizacin del sistema de levantamiento artificial,
efectuando ajustes relativamente simples, tales
como el incremento de la velocidad de la bomba
para reducir la presin de admisin e incremen-
tar la produccin. Y el 50% de los pozos se puede
beneficiar con la optimizacin del yacimiento a
travs de los tratamientos de estimulacin, para
reducir el dao mecnico o a travs de las ope-
raciones de re-disparo (nuevos caoneos o
punzados). Estas respuestas al comportamiento
de la bomba y del yacimiento pueden producirun impacto inmenso sobre el desempeo del
pozo; de acuerdo con los resultados obtenidos
por el centro PCoE, estos cambios pueden incre-
mentar la produccin casi en un 20%.
Las recomendaciones del centro PCoE para
operaciones de remediacin incluyen prediccio-
nes acerca del incremento de la produccin.
Estas predicciones ayudan a los operadores a
evaluar el riesgo en funcin de la recompensa
asociada con la adopcin de medidas basadas en
las recomendaciones del centro PCoE. Adems,
las predicciones ayudan al centro PCoE a ras-
trear su propio desempeo y asisten a sus direc-
tivos a determinar si la accin de remediacin
fue efectiva y, en caso contrario, qu puede
hacerse para optimizar ulteriormente el desem-
peo del pozo (pgina anterior).
> Curvas de operacin de la bomba. Las curvas de operacin de la bomba son generadas espec fica-mente para cada bomba, con el fin de graficar la capacidad de la bomba para desplazar los fluidos.La capacidad de carga (elevacin, altura) (curva azul), la eficiencia de la bomba (curva de guionesverde) y la potencia (curva de puntos rojos) se grafican en funcin de la tasa de flujo. La parte msimportante de esta grfica de desempeo es la curva de capacidad de carga, que muestra la relacinexistente entre la carga dinmica total y la capacidad de flujo de una bomba especfica. Una bombapuede desarrollar slo una cierta carga para una tasa de flujo dada y viceversa. La zona amarilla dela curva de la bomba indica el rango de operacin ms eficiente para esta bomba especfica. En estecaso, el punto de operacin (punto rojo) indica que, a 60 Hz, esta bomba de 185 etapas opera en elrango ptimo.
00 200 400 600 800 1,000
Tasa de flujo, b/d1,200 1,400 1,600 1,800
600
1,200
1,800
2,400
3,000
3,600
4,200
4,800
5,400
0
8
16
24
32
40
48
56
64
E f i c
i e n c
i a d e
l a b o m
b a
%
30
40
50
60
70
80
90
Potenc
ia,
hp
Carga
(elevac
in
,a
ltura
),p
ies
Carga
Punto de operacin
Desempeo real de la bombaREDA Serie 44 185 Etapas
3,396.33 rpm a 60 Hz
Eficiencia dela bomba
Potencia
> Presin de admisin alta. Una reduccin de la presin de admisin (presin dinmica de fluencia)no result en un incremento de la produccin como se esperaba originalmente.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1,100
1,125
1,150
1,175
1,200
1,225
1,250
1,275
1,300
1,325
1,350
1,375
Fecha
0
250
500
750
1,000
1,250
1,500
1,750
05/14/06
05/29/06
06/13/06
06/28/06
07/13/06
07/28/06
08/12/06
08/27/06
09/11/06
09/26/06
10/11/06
10/26/06
11/10/06
11/25/06
12/10/06
12/25/06
01/09/07
01/24/07
Frecue
nciadelabomba,
Hz
Presi
ndeadmisin,
lpc
Tasade
flujodellquido,
b/d
Frecuencia de transmisin
Presin de admisin
Tasa de flujo del lquido
Incremento de la frecuencia
14. Para obtener ms informacin sobre la utilizacin dedatos transitorios para modelar las condicionescambiantes del yacimiento, consulte: Corbett C:Advances in Real-Time Simulation, The Leading Edge23, no. 8 (Agosto de 2004): 802803, 807. Consulteadems: Bradford RN, Parker M, Corbett C, Proano E,Heim RN, Sonleitner C and Paddock D: Construction ofGeologic Models for Analysis of Real-Time IncidentalTransients in a Full-Field Simulation Model, presentadoen la Conferencia y Exhibicin Internacional de la AAPG,Cancn, Mxico, 26 de octubre de 2004.
Uno de los desafos ms importantes para e
centro PCoE es ayudar a los operadores a reco
nocer los beneficios de las operaciones de
remediacin en pozos que, en ciertos casos, pro
ducen slo entre 2 y 8% de petrleo. Por ejemplo
cuando el programa espWatcher alert al centro
PCoE acerca del incremento de la presin de
admisin en un pozo de Oklahoma, el personal de
supervisin del PCoE investig el problema y
alert al cliente. Viendo que el pozo estaba produ
ciendo con presiones de fondo de entre 300 y
400 lpc [2.07 y 2.76 MPa], el personal reconoci e
potencial para la obtencin de regmenes de pro
duccin ms altos y sugiri un incremento de la
velocidad de la bomba para reducir la presin de
admisin y producir ms fluidos. Los ingeniero
del centro PCoE recomendaron un incremento de
un Hz en la frecuencia elctrica recibida por la
bomba. Si bien este incremento se tradujo en una
presin de admisin ms baja, tambin condujo a
una reduccin inesperada de la tasa de produc
cin (izquierda).
Esto inst al personal del centro PCoE a examinar la eficiencia de las bombas mediante e
examen de sus curvas de desempeo, que son
generadas en forma individual para cada bomba
que se instala en el campo (abajo). Estas curva
representan la relacin existente entre la po
-
8/21/2019 Bomba Electri Sumergi p34 49
15/16
tencia, la eficiencia, la tasa de flujo y la carga
hidrosttica (altura, elevacin) de la bomba,
respecto del rango de operacin ptimo.15
Dadoque la bomba ya exhiba un desempeo ptimo,
los especialistas del centro PCoE recomendaron
que el operador adquiriera datos de incremento
de la presin (arriba). A partir del anlisis de
incremento de la presin, los ingenieros de yaci-
mientos del centro PCoE extrapolaron la presin
del yacimiento y calcularon una permeabilidad
promedio de 60 mD y un factor de dao de 4.16
Al reconocer que el problema era el dao
mecnico, con su cada de presin en la regin
vecina al pozo y la reduccin de la permeabili-
dad, los ingenieros de yacimientos del centro
PCoE buscaron cuantificar el impacto del incre-
mento del factor de dao sobre la produccin.
Primero, los ingenieros modelaron la relacinentre la presin de fondo de pozo y la tasa de
flujo. Utilizando este modelo, pudieron proyectar
cmo mejorara la produccin si se eliminaba el
dao mecnico (prxima pgina). Su modelo
mostr un incremento potencial de la produc-
cin, por lo que el operador extrajo la bomba,
acidific el pozo, y remplaz la bomba. A partir
de esta operacin de remediacin, el operador
increment la produccin de fluidos en aproxi-
madamente 56 m3 [350 b/d], a partir de lo cual
se extrajeron unos 405 m3 [2,550 barriles] de
petrleo adicionales por ao.
Adems de buscar formas de me jorar la
produccin, los ingenieros del centro PCoE pro-
curan extender la vida til de las bombas y
reducir el tiempo inactivo. Con ese fin evalan los
datos de desempeo para anticipar aquellos pro-
blemas que podran acortar la duracin funcional
y recomiendan operaciones de intervencin, lo
ms tempranas posibles, para demorar el inicio
de las fallas de las bombas. A veces el desafo con-
siste en lograr un equilibrio entre el incremento
de la vida til y el incremento de la produccin.
Pero no siempre los dos objetivos son compatibles
y los operadores deben deci dir qu curso de
accin tomar, dependiendo de los aspectos econ-
micos de la produccin del campo.
Utilizando los programas de diagnstico de los
sistemas de levantamiento artificial del centro
PCoE, los especialistas en sistemas ESP pueden
rastrear la eficiencia de la bomba y su degrada-
cin con el tiempo. Este rastreo resulta de
utilidad para predecir cundo fallarn las bom-
bas. Mediante el anlisis del desempeo
individual de las bombas y la anticipacin de susfallas, los ingenieros del centro PCoE pueden
notificar al operador a tiempo para que evale el
pozo y tome la mejor decisin para la compaa.
En muchos casos, los sistemas ESP se hacen fun-
cionar hasta que fallan, en cuyo momento el
operador los reemplaza. En otros casos, los aspec-
tos econmicos dictaminan la intervencin y el
reemplazo tempranos, previos a la falla, para
mitigar el impacto de la reduccin de la produc-
cin. El rastreo de la degradacin de la bomba
permite adems que los ingenieros del centro
PCoE monitoreen la produccin en proceso de
declinacin, lo que ayuda a los operadores a deci-dir cundo resultara ms econmico intervenir
pro-activamente. Sea como fuere, la notificacin
oportuna por parte del centro PCoE permite que
los operadores minimicen el tiempo inactivo a
travs de la solicitud de bombas de reemplazo y la
programacin de los equipos de reparacin de
pozos en forma anticipada.
El centro PCoE de Oklahoma monitorea ms
de 500 pozos, desde Canad y EUA hasta Argen-
tina, Brasil, Colombia y Ecuador. Se han creado
otros centros de monitoreo de pozos y yacimien-
tos de ese tipo en Pekn y Aberdeen.
48 Oilfield Review
> Grfica de diagnstico de presiones transitorias. El centro PCoE utiliza este cuadro para interpretar el
comportamiento del yacimiento en base a mediciones de presin transitoria. Esta grfica doble loga rt-mica muestra los cambios producidos en la presin del yacimiento medida (puntos verdes) y la derivadade los cambios de presin (puntos rojos) en funcin del tiempo. La derivada generada con la computa-dora contempla el efecto que tienen los cambios producidos en la tasa de flujo sobre los valores depresin. Los puntos medidos y computados se comparan luego con las curvas tericas (lneas slidas).En este modelo, la curva de las derivadas muestra una tendencia descendente, aplanndose finalmentecuando el comportamiento de la presin pasa del periodo regido por el almacenamiento del pozo a unrgimen de flujo radial. La porcin de flujo radial de esta curva es importante para determinar la permea-bilidad y el dao mecnico. La distancia existente entre las curvas de cambios de presin y las de susderivadas durante el flujo radial es un indicador del dao producido en la regin vecina al pozo, en elque el incremento de la separacin indica un mayor dao mecnico.
Cambiosdepresin,
lpc
Tiempo, h
10.10.01
Derivada de los cambios depresin modelada
Cambios
de presinmodelados
1001010
100
1,000
10,000
Derivada de los cambiosde presin medidos
Cambios de presin medidos
-
8/21/2019 Bomba Electri Sumergi p34 49
16/16
Regreso al futuro
En 1916, Armais Arutunoff, un inventor ruso de
23 aos de edad, cre el primer motor elctrico
capaz de operar en agua e impulsar una bomba
Para el ao 1921, haba establecido REDA
(Russian Electric Dynamo of Arutunoff). Des
pus de emigrar a los Estados Unidos en 1923
Arutunoff instal el primer sistema de bombeo
elctrico sumergible en los campos petroleros de
Oklahoma.
Retomando esas primeras races rusas, se est
estableciendo una nueva generacin de centros
REDA de reparacin y servicios de manufactura
ingeniera y campos petroleros en todo el territo
rio ruso. La incorporacin ms reciente es la
fbrica de Bombas Elctricas Sumergibles REDA
de Tyumen. Inaugurado en el ao 2005, est pre
vis to que este establecimie nto de 10,000 m
[107,642 pies2] produzca aproximadamente 800
sartas de ESP por ao.
Desde 1916, la lnea de sistemas ESP REDA
ha evolucionado para manejar grandes volme
nes de fluido, altas relaciones gas/petrleo, altastemperaturas y fluidos abrasivos en aplicacione
terrestres y marinas. Las mejoras tcnicas, imple
mentadas para proveer mayor confiabilidad y una
instalacin eficiente en las condiciones rigurosas
de Siberia, servirn inevitablemente para hacer
que la prxima generacin de sistemas ESP sea
an mejor. MV
> Prediccin del incremento de la produccin. La grfica de la presin de fondo de pozoversus la tasa de flujo de superficie ( izquierda) muestra cunto puede aportar el yacimien-
to a una presin de flujo de fondo de pozo dada. Comenzando con la condicin vigente,con un factor de dao de 4, se utiliza la lnea roja para validar el modelo y ajustar lapresin de admisin medida, de 100 lpc [0.69 MPa], a la tasa de flujo medida de 191 m 3/d[1,200 b/d]. Los ingenieros del centro PCoE pueden utilizar luego este modelo para predecirel potencial incremento de la produccin. La curva azul ilustra cmo un factor de daode 0 impacta la presin de fondo de pozo y la tasa de flujo de superficie. Esta curva esconocida como la curva de desempeo del pozo (IPR). El modelo predijo que si el daomecnico se elimina por completo, la produccin podra incrementarse potencialmentehasta unos 254 m3/d [1,600 b/d] para la misma presin de admisin. La grfica de presiny tasa de flujo (derecha) muestra que despus de la acidificacin, la produccin seincrement hasta alcanzar 246 m3/d [1,550 b/d].
0
1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200Presin de admisin
Tasa de flujo del lquido
Tasa
de
flu
jode
llqu
ido
,b/d
Pres
in
dea
dm
isin
,lpc
Fecha
11/04/05 12/14/05 01/23/06 03/04/06
Incremento de la produccinposterior al tratamiento cido
04/13/06
1,000
500
0
2,000
1,500
Pres
in
,lpc
Produccin de lquido, b/d
Presin de fondo de pozo
Presin esttica del yacimiento
0 250 500 750 1,000 1,250 1,500 1,750
Punto de ajuste
Rgimen de produccin previsto
15. El trmino carga (altura, elevacin), que a menudo seutiliza indistintamente con el trmino presin, es, engeneral, considerado como la cantidad de energarequerida para bombear un fluido hasta una ciertaaltura. En los sistemas de bombeo, los ingenieros debenluchar con las distintas variaciones de esta definicin
bsica, y tienen que calcular los efectos de la elevacino la carga esttica, la carga de presin, la carga develocidad y la carga de friccin para mejorar eldesempeo de la bomba.
16. Dao mecnico se refiere a una zona de permeabilidadreducida o mejorada alrededor de un pozo, a menudoatribuida a la presencia de dao de formacin e invasinde filtrado de lodo durante las operaciones deperforacin o disparos (caoneos, punzado) o por
tratamientos de estimulacin del pozo.