SECCIÓN 5.0: LOS POZOS DE ALTA RELACION AGUA PETROLEO

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1 Sección5.92 SECCIÓN 5.0: LOS POZOS DE ALTA RELACION AGUA PETROLEO PARTE 5.1: Bombas Electro Sumergibles (BES) Este método de levantamiento artificial de crudo es aplicable cuando se desea desplazar volúmenes de fluido con alta relación agua / petróleo con alta eficiencia y rentabilidad, en pozos profundos y potencial asociado con grandes perspectivas. La Bomba Electro Sumergible, conocida comúnmente como BES, consiste de una bomba centrífuga de etapas múltiples, impulsada por un motor eléctrico de subsuelo y conectado a la superficie por medio de un cable eléctrico. La bomba electro sumergible o BES puede levantar grandes volúmenes de fluido de pozos donde el diámetro de la tubería de revestimiento permita el uso de bombas y motores de diámetro grande. Como el bombeo electro sumergible es por naturaleza un proceso mecánico, también es muy afectado por la presencia de sólidos y gas en el fluido Equipamiento de superficie y de fondo La Bomba Electro Sumergible esta integrada por 4 componentes principales: 1 Motor Eléctrico, 2 Bomba Centrifuga 3 Cable Eléctrico 4 Transformadores.:

2 Sección5.93 TABLERO DE CONTROL TRANSFORMADOR CAJA DE VENTEO BOMBA SEPARADOR DE GAS SELLO CABLE PLANO MOTOR Figura Nº 5.1. Bombeo Electro Sumergible

3 Sección5.94 Motor Eléctrico: Es el que le genera potencia impartiendo movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. El motor puede ser de inducción, bifásico o trifásico. Son llenados con aceite altamente refinado, con propiedades dieléctricas, sirve para lubricar y disipa por conducción el calor generado en el motor a través de la carcasa de este al fluido que produce él por, por lo que es necesario instalar la bomba sobre las zonas productoras para que el fluido pase por la bomba a una velocidad mínima (anular de un pie por segundo). Bomba Centrifuga: Las bombas son del tipo centrifugas multietapas, cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo al cuerpo de la bomba. El tipo de etapa a utilizar depende de la cantidad de volumen a manejar y él número de etapas utilizando depende de la altura de elevación deseada. Cable Eléctrico: La potencia que se suministra al motor eléctrico es a través de cables especiales diseñados para resistir altas presiones y temperaturas que llegan a 150 C. Generalmente viene aislado con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante de nitrilo y cada cable

4 Sección5.95 intermitente aislado con plástico de lata densidad. El conductor puede estar formado de aluminio o cobre. El cable es sujetado a la tubería de producción con ganchos ajustados en los extremos y en el centro. La selección del tipo de cable a usar estará dada por la profundidad, temperatura, tensión y corriente, diámetro del revestidor, potencia a transmitir y condiciones particulares del pozo. El diámetro del cable y el material del conductor determinan la perdida de voltaje por unidad de longitud. Transformadores: Su función es la de convertir el voltaje primario al voltaje que el motor requiera. Estos dispositivos pueden ser: transformadores de una sola fase, trifásicos y auto transformador., Además, pueden ser secos o con aceite. En términos económicos, hay menos costos en el uso de tres transformadores de fase simple que uno trifásico.

5 Sección5.96 PARTE 5.2 Diseño de los Sistemas BES La determinación de las dimensiones de una instalación de bombeo electro sumergible al igual que otros métodos de elevación artificial no es una ciencia exacta e involucra un número de factores. El procedimiento varía considerablemente con las condiciones del pozo o los fluidos a bombear. Es muy importante contar con información detallada sobre el completamiento, historia de producción y las condiciones del reservorio. La recolección de buenos datos que abarquen estas condiciones antes de dimensionar la instalación es esencial para un proceso adecuado Datos Básicos Resulta apropiado comenzar esta sección sobre el dimensionado o selección del equipamiento con una discusión de los datos requeridos para la correcta selección de la instalación de bombeo sumergible. El diseño de la unidad, bajo la mayoría de las condiciones, no es una tarea difícil, especialmente si se cuenta con datos confiables. Pero si la información, especialmente la pertinente a la capacidad del pozo es pobre el diseño será usualmente marginal. Los malos datos frecuentemente resultan en una mala aplicación de la bomba y en una operación costosa. Una bomba mal aplicada puede operar fuera del rango

6 Sección5.97 recomendado, sobrecargada o bajo cargada, o explotar el pozo a velocidades mayores que llevan al daño de la formación. En el otro extremo la bomba puede no ser lo suficientemente grande para lograr la producción deseada. Demasiado frecuente los datos de otros pozos en el mismo campo o área cercana son usados asumiendo que los pozos de la misma zona productora tendrán similares características. Desafortunadamente para el ingeniero dimensionar la instalación sumergible los pozos son como las huellas digitales, no hay dos iguales. A continuación una lista de los datos requeridos Datos del Pozo Tamaño y peso de la camisa Diámetro, tipo y rosca del tubing (nuevo o usado) Intervalo de los agujeros de perforación Profundidad de establecimiento de la bomba (medida y vertical)

7 Sección Datos de Producción Presión en el cabezal del tubing Presión en el cabezal de la camisa Caudal de producción probado Nivel de fluido producido y/o presión de flujo del pozo Nivel estático de fluido y/o presión estática de fondo Punto de datos Temperatura de fondo Caudal de producción deseado Relación gas crudo Corte de agua Condiciones del Fluido del Pozo Gravedad específica del agua

8 Sección5.99 Gravedad específica API del crudo Gravedad específica del gas Presión de burbuja del gas Viscosidad del crudo Datos PVT Fuentes de Energía Voltaje primario disponible Frecuencia Capacidad de la fuente de energía Posibles Problemas Arena Deposiciones Corrosión Parafinas Emulsión

9 Sección5.100 Gas Temperatura El proceso de selección real varía significativamente en dependencia de las condiciones de producción y las propiedades del fluido del pozo. 5.3 Pozos de Alta Relación Agua / Petróleo Es el pozo más simple para dimensionar el equipamiento de profundidad. El procedimiento de selección es simple y directo, se basa en asumir que el fluido producido es incompresible, ó sea, la gravedad específica del fluido no varía con la presión en tal caso, puede emplearse el siguiente procedimiento paso a paso: Recolectar y analizar los datos disponibles como se describió anteriormente Determinar la capacidad de producción, la profundidad de establecimiento de la bomba y la presión de entrada requerida. Dependiendo de los datos varias combinaciones son posibles. Si el caudal de producción deseado y la profundidad de establecimiento de la bomba se conocen, la presión de entrada a la bomba con el caudal de producción requerido puede ser estimado basado en el desempeño del influjo del pozo. Por otro lado, el caudal de producción

10 Sección5.101 óptimo para una profundidad dada puede ser determinado graficando la presión de flujo (o el nivel de fluido producido) contra la curva de caudal de flujo. A menos que existan condiciones especiales de operación la bomba es usualmente ubicada cerca de las perforaciones ( pies por debajo de las perforaciones). La extracción puede estar limitada al punto donde la presión de producción de fondo es más alta que la presión del punto de burbuja en la entrada de la bomba para evitar la interferencia del gas. En algunos casos (pozos de agua con altos caudales de producción), la succión de la bomba puede convertirse en el factor limitante. Sin embargo, en la mayoría de los casos una presión de entrada de la bomba de alrededor de 100 psig es suficiente Calcular la altura dinámica total requerida, la cual es equivalente a la suma de la elevación neta (distancia vertical desde el fluido producido hasta la superficie) la pérdida de fricción en pies de tubing de producción y la presión del pozo = presión de descarga en términos de altura de columna de fluido producido Basado en la curva de desempeño de la bomba seleccionar el tipo de bomba de forma tal que el diámetro exterior encaje en la camisa del pozo y que el caudal de producción deseado este dentro del rango de capacidad de la bomba. Si dos o más bombas cumplen con estas condiciones puede ser

11 Sección5.102 necesario un análisis económico antes de finalizar la selección. En la práctica real la bomba con mayor eficiencia al caudal de producción deseado es usualmente la seleccionada. De la curva de desempeño de la bomba seleccionada se determinan la altura producida y la potencia de frenado por etapa. Calcular el número de etapas requeridas para lograr la altura dinámica total, el número de etapas es redondeado a que sea equivalente a la altura dinámica total dividida por la altura producida por etapa. También se calcula la potencia del motor multiplicando la potencia de frenado por etapa por el número de etapas y la gravedad específica promedio del fluido bombeado Basados en la información técnica suministrada por el vendedor se selecciona el modelo y tamaño apropiados de la sección de sello y se determinan los requerimientos de potencia. Se selecciona un motor capaz de brindar la potencia total para la bomba y la sección de sello. El mismo debe ser lo suficientemente grande como para soportar la carga máxima sin sobrecargarse Empleando los datos técnicos facilitados por el fabricante de bombas sumergibles se determina si se excedieron algunas limitaciones de carga (Ej.: carga en el eje, carga en los rodamientos de empuje, limitaciones de presión del cuerpo, velocidad del fluido pasando el motor, etc.)

12 Sección Seleccionar el tipo y medidas del cable basados en la corriente del motor, temperatura del conductor y limitaciones de espacio. Calcular el voltaje en superficie y los KVA requeridos Seleccionar los accesorios y equipamiento opcional Producción de Fluidos Viscosos Efecto de la Viscosidad sobre el Desempeño de las Bombas Centrífugas La mayoría de las veces las BES manejan agua o crudos de relativa baja viscosidad. Sin embargo, en ocasiones las BES se emplean para bombear líquidos cuya viscosidad es muy diferente a la del agua. Los fluidos viscosos tienen resistencia interna alta a fluir. En consecuencia las pérdidas de fricción y en disco se incrementan resultando en bajas alturas y alta potencia de frenado. La viscosidad tiene su efecto en las pérdidas por escurrimiento y se ha hallado que reduce la capacidad de la bomba en su mejor punto de eficiencia.

13 Sección5.104 El efecto total de la viscosidad sobre el comportamiento de las bombas centrífugas no se conoce totalmente, aunque estudios recientes de laboratorio han agregado evidencias sobre la evaluación de los efectos de varias viscosidades. Se han desarrollado nuevas curvas para cada etapa de la bomba en el manejo de líquidos de viscosidad variable. El Instituto de Hidráulica ha completado estudios extensivos y ha publicado estándares para la determinación del desempeño de las bombas centrífugas donde los factores de corrección actuales son desconocidos Se ha reconocido que el corte de agua en varios pozos donde se manejan líquidos viscosos afecta la viscosidad y debe ser tenido en cuenta. Si existen condiciones de extrema viscosidad puede que sea deseable realizar pruebas de laboratorio antes de dimensionar la bomba. Se sugiere que se realicen pruebas de desempeño usando varios líquidos siempre que existan las instalaciones adecuadas.

14 Sección5.105 Como se describió anteriormente la viscosidad tiene un efecto significativo en el desempeño de las bombas centrífugas. La potencia de frenado aumenta mientras que la altura, la capacidad y la eficiencia disminuyen. Si una bomba sumergible va a emplearse para producir fluidos viscosos, con viscosidad significativamente diferente de la del agua, estos efectos deben ser tenidos en cuenta durante la selección del equipamiento. Los fluidos viscosos en la industria petrolera son fundamentalmente debido a crudo de baja densidad o a la formación de emulsiones. En el primer caso la viscosidad usualmente sigue la bien establecida relación temperatura viscosidad y para ello puede emplearse cualquiera de las formulas empíricas. El problema es considerablemente complicado si el agua y el crudo forman una emulsión. La viscosidad de una emulsión puede ser considerablemente mayor que la de sus constituyentes. Cada emulsión se comporta de manera diferente, existen algunos lineamientos básicos para determinar la viscosidad de una emulsión en función de las propiedades físicas de los líquidos. En tales casos se recomienda determinar el comportamiento de la emulsión bajo condiciones simuladas de pozo.

15 Sección5.106 El equipamiento sumergible para la producción de fluidos de alta viscosidad puede ser seleccionado con el siguiente procedimiento paso a paso descrito anteriormente para el caso de pozos de alto corte de agua, con algunas modificaciones. Estas modificaciones incluyen: 1. Determinar la viscosidad del crudo libre de gas a la temperatura del reservorio a partir de las correlaciones de los datos del laboratorio. 2. Determinar el gas en solución a la presión de entrada de la bomba con datos PVT o correlaciones. 3. Corregir la viscosidad del crudo libre de gas para saturación de gas. 4. Convertir las unidades de viscosidad a unidades SSU. 5. Corregir la viscosidad para el corte de agua empleando los datos de laboratorio disponibles. 6. Los factores de selección y corrección están basados en: a) Emplear el caudal de flujo deseado y las medidas de la camisa como criterio de selección de la bomba y

16 Sección5.107 b) Emplear la viscosidad total del fluido para determinar los factores de corrección de desempeño Determinar la altura dinámica total como sigue: c) Calcular la elevación neta de la misma forma que para los pozos de alto corte de agua. d) Calcular la pérdida de fricción en el tubo de descarga teniendo en cuenta la viscosidad real del fluido producido. e) Convertir la presión en el cabezal del pozo en altura de la columna líquida. f) Calcular la altura dinámica total requerida adicionando los tres componentes: elevación neta, pérdidas de fricción y presión en el cabezal del pozo. 8. Convertir el caudal de producción deseado y la altura dinámica total en: a) pseudo caudal y b) pseudo altura empleando los factores de corrección de desempeño 9. Empleando la curva de desempeño de la tubería:

17 Sección5.108 g) determinar la altura / etapa a este pseudo caudal y calcular el número de etapas requeridas para producir la pseudo altura. h) Calcular la potencia de frenado total requerida empleando los factores de corrección de la bomba. i) Seleccionar el equipamiento adicional necesario como se describe en el caso de los pozos de alto corte de agua.

18 Sección5.109 EL EJERCICIO: Ejemplo: Fluidos de Alta Viscosidad El siguiente ejemplo esta trabajado paso a paso como ilustración. Datos de Pozo: Camisa - 7 plg O.D. 23lbs/ pie Tubing - 2 7/8 plg O.D. EUE 8rd Perfs pies pies Profundidad de establecimiento de la bomba pies (100 pies por encima de las perforaciones) h Datos de Producción Presión en el cabezal del pozo 50 psi Relación gas líquido Desconocida Temperatura de fondo 130 grados F Caudal de producción deseado 1700 bdp (tanque de almacenamiento)

19 Sección5.110 Presión de entrada a la bomba bpd Condiciones del fluido del pozo: A.P.I Gravedad del crudo - 15 grados Corte de agua - 30% Gravedad específica del agua Fuentes de energía: 7200/ Voltaje primario 60 Hertz Posibles Problemas: Viscosidad

20 Sección5.111 Nota: Es importante comprender que todas las figuras y tablas referidas en el material son aproximaciones generalizadas y que similares curvas y tablas desarrolladas para los campos individuales serán más precisas y resultarán en unidades mejor dimensionadas. Ejercicio #2 Seleccione la mejor bomba electro sumergible para un pozo de 7`` de casing, que produce 2000 BPD(necesitamos elevar el petróleo a 1850 pies)para 60Hz de operacion Bombas elegibles DN1750,DN2150,GN1600 y GN2100

21 Sección Succión o Separador de Gas En pozos que presentan altos volúmenes de gas se hace necesario la presencia de un dispositivo que ayude a eliminar el gas libre (no en solución). Básicamente existen 2 tipos de separadores de gas: Estáticos o laberínticos, que al igual que los sellos, el arreglo mecánico interno que tienen estos separadores permiten que el gas tomado en la admisión del separador continué su emigración ascendente orientándolo hacia el anular, mientras fuerzan al fluido del pozo a entrar a una cara inferior por diferencia de densidad, nuevamente, para luego ser impulsados hacia arriba Separadores centrífugos porque la separación se realiza gracias al proceso de centrifugación que obliga al gas a pegarse a la flecha mientras separa al fluido por diferencia de gravedad especifica hacia las paredes del dispositivo separador para luego orientar este gas separado del fluido hacia el anular, el fluido a su vez es dirigido hacia las bombas.

22 Sección5.113

23 Sección5.114 Las eficiencias de los separadores de gas tienen un rango del 80 al 95%, sin embargo la eficiencia del sistema es afectada por los volúmenes manejados, su composición y propiedades. A volenes menores de producción la eficiencia es mayor, de allí que debemos tener muy en cuenta cuando se maneja altos volúmenes de producción y se establezca el porcentaje de eficiencia para el diseño Los separadores de gas pueden ser conectados en serie (tandem) para mejorar la eficiencia total en aplicaciones de altos volúmenes de gas Separadores Rotatorios de Gas y Entradas de Fluidos El componente de gas libre de los fluidos de petróleo producidos puede causar cierres de gas y en raros casos cavitación. Las ESP empleadas en pozos con relaciones gas crudo moderadas están equipadas con un separador rotatorio de gas libre que emplea la fuerza centrífuga para separar el gas libre del fluido del pozo antes que este penetre al la bomba.

24 Sección5.115 En el separador de gas rotatorio los fluidos entran por los puertos en la base y son movidos hacia arriba por inductores giratorios en la cámara centrífuga. La acción giratoria del rotor centrífugo causa que los fluidos con mayor densidad (líquidos) sena forzados hacia la pared exterior de la cámara. El gas libre de baja densidad se mueve del centro de la cámara hacia arriba a un divisor de flujo que lo expele hacia el espacio anular, mientras el líquido viaja a la bomba. Los fabricantes aseguran que la eficiencia típica de un separador de gas está entre el 80% y el 95%. Estos separadores pueden colocarse en tandems para lograr Figura 12 separación adicional si se requiere. Si la producción de gas libre no es

25 Sección5.116 un problema se emplea una toma estándar para el fluido. Este componente se adjunta a la bomba y permite la entrada directa a la bomba. Como práctica se colocan chapas ranuradas en todas las entradas para evitar la entrada de impurezas a la bomba.

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