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Tecnologías en evolución:
Bombas eléctricas sumergibles
Las innovaciones introducidas en la tecnología de sistemas de bombeo eléctrico
sumergible están brindando sus beneficios a las compañías petroleras, proporcionando 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.
Chad Bremner
Nisku, Alberta, Canadá
Grant Harris
Inverurie, Escocia
Alex Kosmala
Houston, Texas, EUA
Barry Nicholson
Sugar 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 colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Marc Fournier Carrie, Pyt-Yakh, Rusia; Natalie
Collins, César Contreras y Jim Sams, Oklahoma City; DrewMcGinn, Inverurie, Escocia; Micah Schutz, Tyumen, Rusia; y Brian
Scott, Aberdeen.
espWatcher, Hotline, Maximus, Phoenix, ProMotor, REDA y
SpeedStar son marcas de Schlumberger.
1. Para obtener más información sobre métodos de
levantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harryson
y Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,”
Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48–63.
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La historia de los sistemas de levantamiento artificial está marcada por la innovación; a menudo
resultante de la evolución gradual de una línea
de productos, pero a veces fruto de esfuerzos de
rediseños drásticos. Estos cambios condujeron a
mejoras introducidas en los sistemas de levantamiento artificial, particularmente en las bombas
eléctricas sumergibles (ESP).1 Los nuevos resultados en cuestión de desempeño y resistencia
están ampliando el rango de aplicaciones ESP. Y
los avances en materia de diseño y manufactura
están resultando en sistemas ESP más flexibles
para ambientes de pozos hostiles, adaptándolos
para prestar servicios a mayor profundidad, incrementando su capacidad de tratamiento del gas, y
volviéndolos más resistentes a los sólidos y los
elementos abrasivos.
Los sistemas ESP dependen del movimiento
de los fluidos producidos para refrigerar el motor.
Este requerimiento en algún momento limitó
estos sistemas a temperaturas de ope ración
internas de aproximadamente 204°C [400°F];
ciertos modelos de bombas ahora poseen la capacidad para operar a temperaturas de hasta 288°C
[550°F]. El empleo de fluidos producidos para
refrigerar los motores ESP también incidió en el
volumen de gas que podían 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 fracciones de gas libre de hasta un 75%. Otras
mejoras en los componentes cerámicos, metalúrgicos y elastoméricos están haciendo que los
sistemas ESP sean más resistentes a la abrasión
causada por la producción de arena. Mediante la
ampliación del rango de temperaturas de operación, el tratamiento del gas y la resistencia a la
abrasión de los sistemas ESP modernos, estas
bombas avanzadas ahora pueden instalarse en
pozos en los cuales alguna vez se consideró que
trascendían el alcance de las aplicaciones ESP.
Para aprovechar al máximo sus bombas,
protegiendo al mismo tiempo su inversión en sistemas de levantamiento artificial, las compañías
petroleras monitorean el desempeño de los sistemas ESP. Con los avances de la tecnología de
sensores, los operadores pueden ajustar el desempeño de la bomba, del pozo y del yacimiento. En
Oklahoma City, un equipo multidisciplinario de
especialis tas que trabajan en el Centro de
Excelencia en Producción de Schlumberger,
monitorea y analiza las lecturas de los sensores
de fondo de pozo durante las 24 horas del día.
En este centro, los ingenieros especialistas en
supervisión de bombas y producción de yacimientos, trabajan junto con los operadores para
evaluar tendencias en el desempeño de las bombas y los campos. Estas tendencias alertan a los
especialistas en sistemas ESP, en forma temprana, acerca de la existencia de problemas de
fondo de pozo o de superficie; usualmente a
tiempo para adoptar medidas correctivas. Más
aún, mediante el monitoreo de los datos de
fondo de pozo durante los períodos de desconexión o puesta en funcionamiento de las bombas,
los ingenieros de yacimientos pueden obtener
análisis de presiones transitorias para asistir a
los operadores en la evaluación del desempeño
de sus yacimientos.
Oilfield Review
Cabezal del pozo
Cable de
alimentación de
energía eléctrica
Carga o elevación
Bomba
Eficiencia de la bomba
Admisión
Potencia
Protector
Motor ESP
Unidad de
monitoreo
de la bomba
Primavera de 2007
35
Este artículo describe los avances ocurridos
en el diseño de sistemas ESP, el instrumental de
superficie y fondo de pozo, y las prácticas de
monitoreo centralizado que están ayudando a
los operadores a optimizar el desempeño de las
bombas y los campos. Algunos ejemplos de
Canadá y el Mar del Norte ilustran el rango creciente de aplicaciones exitosas para las que se
están instalando bombas eléctricas sumergibles.
> El invierno siberiano en un campo petrolero de Rusia. Para perdurar en tales condiciones, los componentes de las bombas deben diseñarse para tolerar cambios de temperatura drásticos. Después de
armada, la bomba se baja a las profundidades del pozo, pasando de las temperaturas menores al punto
de congelamiento imperantes en la superficie al calor extremo que impone el gradiente geotérmico.
Cable de
alimentación de
energía eléctrica
Conexión a la fuente
de alimentación de
energía eléctrica
> Nueva conexión a la fuente de energía eléctrica. Un conector rediseñado (izquierda) elimina el aislamiento de las conexiones eléctricas en la localización del pozo (derecha), lo que reduce la
posibilidad de contaminación de la herramienta o de error humano.
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Mejoramiento del diseño de las bombas
Uno de los axiomas más antiguos del campo
petrolero es que las operaciones críticas invariablemente tienen lugar los fines de semana o los
días festivos, durante la noche o en condiciones
climáticas adversas. Si bien para el personal es
duro tener que instalar una bomba bajo un temporal violento, una tormenta de arena, o con el
viento, el frío y la nieve, estas condiciones de
superficie también pueden ser adversas para las
bombas en sí. No obstante, se ha desarrollado
una nueva línea de bombas para satisfacer estas
condiciones. Diseñada originalmente para su
instalación en ambientes hostiles, como los de
las condiciones rigurosas del invierno ruso, la
bomba eléctrica sumergible REDA Maximus
tolera temperaturas de superficie y de pozo
extremas que en el pasado solían causar estragos en la instalación de la bomba, llegando a
producir incluso su falla temprana (izquierda,
extremo superior).
Más que evolucionar a través de una serie de
mejoras pequeñas en el diseño, el sistema ESP
REDA Maximus fue concebido como un sistema
modular, diseñado para mejorar la confiabilidad
e incrementar la eficiencia del servicio y el
desempeño de los sistemas ESP de fondo pozo.
El sistema Maximus está compuesto por componentes integrados que emplean conexiones
mecánicas más limitadas en número y más simples que los modelos previos. Este sistema
ofrece un rango de opciones de configuración.
Los operadores que desean contar con un sistema estándar en cada pozo pueden instalar la
unidad integral de motor, protector y sensor
ProMotor. Para instalaciones que requieren más
flexibilidad y un diseño de aplicaciones a medida,
el motor Maximus y el protector Maximus permiten que el operador seleccione los tipos de
protectores específicos de cada aplicación, que
funcionarán mejor en combinación con la potencia y el voltaje del motor requerido para cada
pozo en particular.
Las conexiones eléctricas, así como las conexiones entre los componentes llenos de aceite,
han sido diseñadas para incrementar la integridad. Los motores Maximus utilizan un nuevo
Oilfield Review
diseño de conector para el motor ESP (página
anterior, abajo). Este diseño elimina el aislamiento de las conexiones eléctricas, que
normalmente se efectúa en la localización del
pozo. Los componentes llenos de aceite, que se
conectan en la localización del pozo, tales como
el motor y el protector, utilizan conexiones ESP
especiales para evitar que estos componentes
atrapen burbujas de aire durante la conexión en
el campo.
Además, el diseño Maximus elimina ciertas
operaciones de instalación críticas en la localización del pozo. Antes de ser enviados al campo,
los motores y protectores Maximus, o las unidades integradas ProMotor, se llenan con aceite y
los protectores se ajustan para asegurar el espaciamiento adecuado de los ejes. Previamente
llevados a cabo en la localización del pozo, estos
procedimientos se efectúan ahora puertas adentro, en el ambiente controlado de un centro de
servicios REDA, lo que elimina el riesgo de llenado o ajuste deficiente bajo con diciones de
campo difíciles (derecha). Este proceso reduce
la exposición del aceite dieléctrico a la contaminación que puede producirse en la localización
del pozo con precipitaciones, arena o polvo. 2
Estas mejoras en la calidad del servicio ayudaron
además a simplificar el proceso de instalación de
la unidad Maximus, lo que se traduce en una
reducción significativa del tiempo de equipo de
terminación de pozos en comparación con las
tecnologías ESP previas.
Eliminando las operaciones de montaje sensibles y críticas, requeridas durante las instalaciones
ESP convencionales, la tecnología Maximus reduce
la exposición a problemas ambientales y errores
humanos potenciales. En aplicaciones en las que
las fallas prematuras de los sistemas ESP, luego de
períodos de trabajo cortos, suelen atribuirse a problemas de instalación 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 períodos de trabajo cortos).3
Otro problema que acorta la vida de los motores y los protectores ESP es el causado por el
desgaste de los cojinetes radiales. Estos cojinetes se gastan a medida que el aceite del motor
2. El aceite dieléctrico es un aceite aislante que se utiliza
en 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 componentes eléctricos de los elementos corrosivos presentes
en el pozo.
3. Una falla temprana de los sistemas ESP es la que se
produce dentro de los primeros 90 días de operación.
Primavera de 2007
> Montaje en un ambiente controlado. Los componentes modulares
empernados permiten que los procedimientos de montaje críticos se
lleven a cabo en el taller, en lugar de en la localización del pozo. El
equipo de protección personal mostrado en la figura obedece al plan
local y a la normativa de Schlumberger de protección contra riesgos;
no se utilizan guantes en este proceso para evitar la contaminación
con las fibras de algodón.
ESP se degrada con el tiempo. Para prolongar la
vida útil de los sistemas ESP Maximus, todos los
cojinetes radiales poseen mangas de eje templadas que pasan por cojinetes autolubricados.
La vibración también desempeña un rol
importante en la reducción de la vida útil de la
bomba. Cuando el eje del motor vibra, incrementa el desgaste sobre los sellos que lo rodean,
permitiendo finalmente que los fluidos producidos ingresen en el protector. Desde el protector,
los fluidos del pozo pueden filtrarse más allá de
los sellos del eje e ingresar en el motor propiamente dicho, donde contaminan el aceite y
modifican sus propiedades dieléctricas, hidráulicas y lubricantes, produciendo finalmente la
falla del motor de la bomba. El cojinete del
cabezal del protector, que está afectado por la
vibración de la toma de la bomba y los elementos abrasivos del fluido producido, utiliza un
cojinete de zirconio resistente a la abrasión.
Las compañías petroleras pueden protegerse
frente al daño producido por la vibración de la
bomba a través del monitoreo de los indicadores
de desempeño ESP y la modificación de la velo-
cidad del motor ESP. Los motores Maximus ofrecen una conexión directa con el sistema Phoenix
de monitoreo de las operaciones de levantamiento artificial, de manera que los operadores
puedan rastrear el desempeño de los sistemas
ESP y de los yacimientos.
Monitoreo en el fondo del pozo
Mediante el monitoreo del desempeño de los sistemas ESP, los operadores pueden reconocer los
problemas a medida que se presentan. En
muchos casos, el desempeño de las bombas
declina gradualmente, lo que deja tiempo para
que los operadores intervengan pro-activamente
si están al tanto del problema. Los sensores
Phoenix proveen una sucesión constante de
mediciones de la bomba en tiempo real. Me diante el rastreo de las características de las
bombas de fondo de pozo, los operadores pueden
reconocer la existencia de desviaciones con respecto a las tendencias establecidas y luego
adoptar medidas para prolongar la vida útil de la
bomba y mejorar la producción. Estas mediciones también son importantes para evaluar el
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comportamiento del yacimiento; proveen información valiosa a utilizarse en el análisis de
presiones transitorias, el monitoreo de la curva
de desempeño 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
eléctrico del calor excesivo de la bomba, la falla
de aislamiento del bobinado del motor eléctrico
y la pérdida del aislamiento fase-tierra.
• Sensor de presión de descarga: protege la
bomba de la alta presión causada por los cierres de las válvulas y los tapones de fluido
pesado.
• Sensor de presión de admisión (presión dinámica de fluencia): protege la bomba de la baja
presión causada por el nivel bajo del fluido, el
agotamiento del nivel provocado por la obturación de las admisiones y la obturación por gas.
• Sensor de temperatura de admisión: protege la
bomba del recalentamiento provocado por la
recirculación, a alta temperatura, a través de
la admisión, así como de la temperatura elevada del fluido de producción.
• Sensor de aceite del motor y de la temperatura
del bobinado: protege el motor de la alta temperatura causada por las condiciones de flujo
bajo, la alta carga del motor y la refrigeración
deficiente debida a la acumulación de incrustaciones.
• Sensor de vibración del motor y de la bomba:
protege la bomba de la vibración y del daño
mecánico causado por la producción excesiva
de sólidos y el desgaste mecánico excesivo.
Cada uno de estos parámetros medidos puede
programarse para que un interruptor eléctrico se
dispare con un valor umbral dado, deteniendo de
inmediato el motor para protegerlo de daños
ulteriores. En muchas instalaciones, el operador
puede ajustar los parámetros 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 la
bomba para reducir la vibración o incrementar la
velocidad de la bomba para desplazar mayor cantidad de líquido refrigerante más allá del motor, o
aplicar contrapresión para extraer los sólidos del
sistema.
4. Para obtener más información sobre la tecnología de
monitoreo 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 de
vigilancia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14,
no. 4 (Primavera de 2003): 14–37.
5. En estos sistemas ESP, la frecuencia es directamente
proporcional 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 pozos
productores: Supervisión de los sistemas ESP,” Oilfield
Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 18–29.
7. Para obtener más información sobre extracción de
petróleo pesado, consulte: Alboudwarej H, Felix J, Taylor
S, 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.
Controles de superficie
Los sistemas ESP son impulsados por motores
eléctricos trifásicos de inducción, alimentados
por una fuente de energía eléctrica instalada en
la superficie. Esta fuente puede regularse para
ajustar el desempeño de la bomba a medida que
cambian las condiciones del yacimiento. Mediante el ajuste del desempeño de la bomba a las
condiciones cambiantes del pozo, los operadores
pueden mejorar la eficiencia y la vida útil del sistema ESP.
El variador de velocidad SpeedStar es una
unidad de control de superficie que permite que
los operadores ajusten en forma remota la potencia eléctrica que se envía hacia el fondo del pozo
38
> Variadores de velocidad (VSD). Estas unidades de superficie regulan y acondicionan la corriente
eléctrica para cinco pozos de Canadá. Utilizando la electricidad generada por la empresa de electricidad local o en estaciones generadoras dedicadas, el VSD transmite la energía eléctrica dentro
del pozo hasta el sistema ESP. El VSD es clave para controlar el desempeño de la bomba en forma
remota.
(arriba). Este variador de velocidad (VSD) es un
dispositivo electrónico que sintetiza una fuente de
potencia trifásica, de frecuencia y voltaje variables, para los motores de inducción. Su filtro de
salida produce un voltaje y una corriente de salida
casi sinusoidales que impiden la vibración de la
bomba e incrementan la eficiencia del motor. Está
provisto además de un supresor de impulsos de
voltaje transitorios, que brinda protección frente a
los episodios de sobre-corriente, generados por las
empresas proveedoras de energía eléctrica o las
perturbaciones eléctricas producidas sobre el sistema por los efectos de los rayos.
El VSD SpeedStar permite que el operador
controle la velocidad y el desempeño 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 torsión constante a lo
largo de todo el rango de velocidad, lo que permite que el sistema ESP produzca un rango de
volúmenes de fluidos más amplio que el que
sería posible con una velocidad de motor fija.
Conforme cambian las condiciones del pozo, la
capacidad para efectuar ajustes finos en la velocidad y el esfuerzo de torsión del motor puede
Oilfield Review
eliminar la necesidad de redimensionar la bomba,
reduciendo el tiempo inactivo y los costos de
producción.
En ciertos pozos, los operadores pueden
modificar la frecuencia de operación del motor
en incrementos de un Hertz para reducir la vibración de la bomba. Mediante la variación de la
velocidad de la bomba en un pozo nuevo o reparado, un VSD puede ayudar a determinar la tasa
de flujo óptima del pozo para evitar problemas de
agotamiento de nivel y funcionamiento cíclico.
Para proporcionar un arranque suave durante las
operaciones de puesta en marcha críticas, se utiliza el VSD para reducir el voltaje del motor y
mitigar el trabajo mecánico que ocasionaría, de
lo contrario, su puesta en marcha a plena carga y
velocidad. Estas medidas ayudan a prolongar la
vida útil de la bomba, especialmente en pozos
proclives a cierres frecuentes.6
Expansión del campo de aplicaciones
Un ejemplo excelente de una aplicación ESP que
extiende los límites de las instalaciones tradicionales es el sistema de bombeo eléctrico
sumergible de alta temperatura REDA Hotline.
Este sistema ESP fue diseñado para pozos con
altas temperaturas de fondo (BHT), o pozos con
alto corte de petróleo, baja velocidad de fluido y
fluidos emulsionados o gaseosos. Estas condiciones son severas para los componentes del
sistema, que dependen de que los fluidos producidos fluyan más allá del sistema ESP para
disipar el calor generado por el motor.
La refrigeración insuficiente afecta adversamente el aceite contenido en el motor y se
traduce invariablemente en problemas de funcionamiento y fallas prematuras del sistema. Si bien
los rangos de temperatura de trabajo de las sartas
ESP estándar han ascendido de 121°C [250°F] a
204°C [400°F], los componentes clave del sistema
Hotline original, especialmente su motor, los
cables de alimentación, la bomba y el protector
del motor lleno de aceite, están diseñados para
operar a 246°C [475°F]. Este sistema ha demostrado incrementos sustanciales en su vida útil,
en comparación con los sistemas ESP convencionales 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 mayoría de
los recursos petroleros del mundo concentrados
en el petróleo pesado, el petróleo extra-pesado y
el bitumen, las compañías petroleras están buscando formas de extraer estas reservas viscosas
de manera rentable.7 Algunas compañías se están
volcando a los pozos de drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD). El enfoque SAGD utiliza
un par de pozos horizontales perforados en
sentido paralelo entre sí y separados verticalmente por una distancia de aproximadamente 5 m
[16 pies]. El vapor inyectado a través del pozo superior penetra en la formación que atraviesa,
transmitiendo calor a las areniscas ricas en petróleo pesado y creando una región de alta
temperatura por encima del pozo inyector, conocida como cámara de vapor. El calor transferido a
Era
Circa
1950
Circa
1960
Circa
1980
Circa
1990
Circa
2000
Rango de
temperaturas
de trabajo
250°F
121°C
300°F
149°C
350°F
177°C
475°F
246°C
550°F
288°C
la arenisca petrolífera reduce la viscosidad de su
petróleo y su bitumen. La fuerza de gravedad
empuja el petróleo, el bitumen y el vapor condensado hacia abajo, donde estos fluidos,
compuestos por aproximadamente 25% a 40% de
agua, pasan al pozo inferior.
Inicialmente, en estos pozos de alta temperatura, se utilizaron los sistemas de levantamiento
artificial por gas para bombear los fluidos a la
superficie (véase “La presión aumenta: Innovaciones en sistemas de levantamiento artificial
por gas,” página 50). Con los avances de la
tecnología ESP, muchos operadores están remplazando sus sistemas de levantamiento artificial por
gas por sistemas ESP. La adopción de los sistemas
ESP instó a la implementación de modificaciones
adicionales en el sistema Hotline. Esto condujo al
desarrollo del sistema ESP Hotline 550, que se
construyó para operar en pozos de alta temperatura que producen por inyección de vapor de
agua. En virtud del hecho de que los sistemas
ESP se encontraban limitados previamente por la
temperatura de operación, su empleo en pozos
SAGD puede considerarse como revolucionario.
El diseño del sistema Hotline 550 contempla
las tasas de expansión y contracción variables de
los diferentes materiales utilizados en la bomba y
los componentes se construyen para operar a
temperaturas de operación internas de 288°C
[550°F]. La temperatura de operación representa
la temperatura interna de los componentes del
sistema, que es generalmente más elevada que la
temperatura de los fluidos producidos, debido al
calor generado a través de las pérdidas mecánicas y eléctricas producidas en la bomba, el motor,
la admisión y el protector. Como en otros diseños
ESP, el calor de la bomba se disipa mediante los
fluidos producidos.
El motor de la bomba Hotline 550 está protegido por un sistema de fuelle metálico especial y
un mecanismo de sello de eje, que crean una
barrera entre los fluidos calientes del pozo y el
aceite interno del motor; características nunca
utilizadas en los sistemas ESP previos. El fuelle
metálico compensa la expansión del aceite
dentro del motor de la bomba. Otros diseños
ESP—que emplean protectores de tipo bolsa
elastomérica o laberinto—pueden presentar
fugas, permitiendo que los fluidos producidos se
filtren en el motor y contaminen el aceite contenido en su interior (véase “Protectores ESP,”
próxima página).
> Línea de tiempo que representa el rango de temperaturas de trabajo de los sistemas ESP. Las nuevas
aplicaciones ESP están extendiendo gradualmente la envolvente de temperatura. Los rangos de las
temperaturas de trabajo han aumentado en forma constante desde la década de 1950, lográndose
incrementos significativos desde comienzos de la década de 1990.
Primavera de 2007
39
Protectores ESP
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 superiores al empuje máximo que generará la
bomba.
• Acoplar el esfuerzo de torsión desarrollado
por el motor a la bomba: El eje del protector
debe ser capaz de desarrollar un esfuerzo de
torsión máximo sin exceder su límite elástico, lo que podría producir la rotura del eje.
• Mantener los fluidos del pozo fuera del
motor. El protector transfiere la presión
entre el aceite del motor y el fluido producido en el espacio anular, sin permitir la
mezcla de los dos fluidos.
• Proveer un depósito de fluido para permitir
la expansión térmica del aceite del motor:
La instalación de la bomba somete un sistema ESP a incrementos de temperatura
entre la superficie y la profundidad de colocación. Durante la operación, el calor
interno eleva aún más la temperatura. Los
incrementos de temperatura hacen que el
aceite dieléctrico del motor se expanda. El
protector da lugar a esta expansión, permitiendo que el exceso de volumen expandido
de aceite pase del motor al protector y desplazando 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 enfría y el protector
provee un depósito de aceite limpio que
fluye nuevamente hacia el motor, manteniendo separados los fluidos del pozo. Si el
motor se detuviera sin contar con los beneficios de un protector, su aceite se contraería
40
Bolsa elastomérica
Laberinto
Fuelle
Aceite
del
motor
Fluido
del
pozo
> Evolución del diseño de los protectores. Los protectores ESP son
cruciales para preservar la integridad del motor eléctrico de la bomba.
Las bolsas elastoméricas de sello positivo son utilizadas en muchas aplicaciones pero no poseen suficiente resistencia a la tracción o tolerancia
térmica para los pozos SAGD. Los protectores de tipo laberinto utilizan
una trayectoria tortuosa para limitar la entrada de fluidos del pozo, pero
no se adecuan a las instalaciones horizontales típicas de los pozos
SAGD. El fuelle metálico de presión positiva permite la ecualización
de la presión y la expansión del aceite dieléctrico del motor.
con el enfriamiento del motor, creando un
vacío 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 diseño
de tipo laberinto utiliza la diferencia de peso
específico entre el fluido del pozo y el aceite
del motor para mantenerlos separados, aunque estén en contacto directo. Para que este
diseño funcione, el fluido del pozo tiene que
ser más pesado que el aceite del motor y la
unidad debe instalarse en el pozo en posición
vertical o casi vertical. En pozos con altas
relaciones gas/petróleo, el peso específico del
fluido del pozo puede ser menor que el del
aceite del motor.
Oilfield Review
En pozos desviados, el protector de tipo
bolsa puede resultar más adecuado. Este
diseño utiliza una bolsa elastomérica de alta
temperatura y alto desempeño para separar
los fluidos del pozo—situados en el lado
externo—del aceite limpio del motor que se
encuentra en el interior. La bolsa se flexiona
para dar cabida a los cambios térmicos de
volumen producidos en el aceite del motor.
No obstante, está diseñada para operar a sólo
204°C [400°F] y como sucede con todos los
sellos elastoméricos, la bolsa es susceptible a
la presencia de elementos abrasivos y puede
rasgarse si se expone en el pozo a líquidos o
gases químicamente incompatibles, tales
como el ácido sulfhídrico [H2S]. La exposición
a temperaturas elevadas también puede endurecer la bolsa y los sellos, causando una
pérdida de elasticidad que finalmente produce su falla.
Los protectores de tipo bolsa elastomérica y
laberinto normalmente muestran un buen
desempeño en las condiciones de pozo para
las que se diseñan. El protector de tipo fuelle
se adecua mejor a condiciones de pozo hostiles, donde los protectores son sometidos a
temperaturas elevadas, elementos abrasivos,
químicos utilizados en tratamientos de pozos,
dióxido de carbono [CO2] o H2S. Este protector se llena con un aceite que conserva la
viscosidad a altas temperaturas y utiliza un
fuelle metálico para dar cabida a la expansión
y contracción térmica del aceite. Utilizando
materiales seleccionados para minimizar los
esfuerzos térmicos, está diseñado para operar
a una temperatura del aceite de hasta 246°C
[475°F]. El fuelle también está construido
para operar con una concentración de H2S del
30%, dependiendo de la temperatura.
Primavera de 2007
Los demás componentes, tales como el cable
de alimentación, los cojinetes, los sellos del eje,
el aislante del bobinado y el aceite del motor,
han sido rediseñados o construidos con materiales especiales para tolerar temperaturas altas y
mejorar la confiabilidad del sistema.
El sistema Hotline ha sido utilizado extensivamente en Canadá. En tres campos del oeste de
ese país, EnCana Oil & Gas Partnership utiliza la
tecnología SAGD para recuperar bitumen y
petróleo pesado de 10.5° a 13°API. Los pozos de
los campos Foster Creek, Christina Lake y Senlac producen de areniscas no consolidadas y
poseen presiones de fondo de pozo que varían
entre 290 y 435 lpc [2 y 3 MPa] y temperaturas
de producción de fondo de pozo que oscilan
entre 180°C y 209°C [356°F a 408°F]. En el año
2002, EnCana comenzó a probar los sistemas
ESP como alternativa a los métodos de levantamiento artificial por gas.
En los pozos SAGD, el costo de la generación y
recuperación del vapor incide significativamente
en los aspectos económicos. El vapor da cuenta
de un 35% a un 55% del costo de extracción total,
que puede alcanzar varios millones de dólares al
año para cada pozo. Estos costos son proporcionales a la relación vapor/petróleo (RVP) de
operación, de manera que los operadores de los
pozos SAGD buscan optimizar la presión del yacimiento para obtener una RVP baja y tasas de
producción altas.8
Es posible lograr RVPs más bajas reduciendo
la presión de formación en un yacimiento. La
baja presión de yacimiento permite que el vapor
acarree más calor latente hacia la formación,
donde puede movilizar el petróleo. No obstante,
la reducción de la presión del yacimiento puede
reducir también la eficiencia de la operación 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 probó exitosamente los sistemas ESP
Hotline en dos pozos del Campo Foster Creek,
logrando una vida útil de 645 días y 309 días, respectivamente.9 Las temperaturas de 209°C y los
cierres numerosos demostraron que los sistemas
Hotline podían tolerar cambios de estado y procedimientos de ciclado térmico. Luego de estas
pruebas, EnCana reemplazó 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 compañía también
optó por los sistemas ESP Hotline para su instalación inicial en cinco pozos del Campo Foster
Creek y en tres pozos del Campo Senlac.
Luego de producirse una reducción de la presión del yacimiento por debajo de los niveles
requeridos para la operación de levantamiento
artificial por gas, los datos de producción del operador indicaron que la RVP se redujo casi en un
20%. Esto permitió a EnCana transferir el vapor a
los pozos más recientes y mejorar la producción
general de sus campos. En Canadá, Schlumberger
ha instalado más de 60 sistemas ESP Hotline en
pozos SAGD, que en su totalidad están operando a
temperaturas de fondo de pozo superiores a 204°C
[400°F]. La unidad Hotline con más tiempo de
funcionamiento, instalada en febrero de 2004,
seguía operando a enero de 2007, lo que implica
un período de operación de más de 1,070 días; la
bomba Hotline 550 con más tiempo de funcionamiento fue instalada en junio de 2004, habiendo
operado durante más de 940 días.
Aplicaciones submarinas
Con las mejoras logradas en materia de confiabilidad, los sistemas ESP están contribuyendo
significativamente a la producción en los campos
marinos. Algunos de estos campos marinos no
pueden soportar su propia infraestructura de producción dedicada debido a la escasez de sus
reservas o sus localizaciones remotas. Para desarrollarlos, esos yacimientos deben conectarse a la
infraestructura existente.10 Los sistemas ESP
están desempeñando un rol importante en lo que
respecta a la recuperación de estas reservas no
desarrolladas.
Luego de descubrir el Campo Gannet en el
sector británico del Mar del Norte en 1973, Shell
Expro, UK, operador de esta asociación de empresas entre Shell UK Ltd y Esso Exploration &
Production UK Ltd, conectó varios yacimientos
satélites a la instalación 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 satélites submarinos explotan los yacimientos Gannet
B, C, D, E, F y G, que producen de las turbiditas de
(continúa en la página 44)
8. La RVP es una medida del volumen de vapor requerido
para producir una unidad de volumen de petróleo. En los
pozos SAGD, los valores RVP típicos oscilan entre 2 y 5.
Cuanto más bajo es el valor de la RVP, con más eficacia
se utiliza el vapor. La eficiencia incide en los aspectos
económicos del proyecto debido a los costos del
combustible requerido para generar el vapor.
9. Solanki S, Karpuk B, Bowman R y Rowatt D: “Steam
Assisted Gravity Drainage with Electric Submersible
Pumping Systems,” presentado en el Seminario sobre
Bombas Eléctricas Sumergibles de la Sección de la
Costa del Golfo de la SPE 2005, The Woodlands, Texas,
27 al 29 de abril de 2005.
10. Para obtener más información sobre el desarrollo de
campos remotos, consulte: Amin A, Riding M, Shepler R,
Smedstad E y Ratulowski J: “Desarrollo submarino
desde el espacio poroso hasta el proceso,” Oilfield
Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.
41
Modelado de la potencia de los sistemas ESP para un mejoramiento de la vida útil
En un esfuerzo por mejorar la vida útil de los
sistemas ESP, los ingenieros especialistas de
Schlumberger han desarrollado un modelo de
simulación eléctrica para evaluar las fallas
eléctricas producidas bajo una diversidad de
condiciones de fondo de pozo. El modelo fue
probado en un pozo por especialistas del Centro de Montaje, Reparación 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 demostró que un modo de falla
común, entre los motores ESP, es el cortocircuito eléctrico, que suele ser causado por una
falla del aislante del cableado utilizado en los
bobinados, cables y penetradores de los motores eléctricos. Tal falla del aislante puede
producirse a través de varios mecanismos
diferentes:
• La contaminación del aceite aislante del
motor de la bomba con fluidos producidos
por el pozo
• La temperatura alta del motor, una función
de la temperatura ambiente, la carga del
motor, la composición del fluido y la velocidad del fluido más allá del motor
• El esfuerzo eléctrico causado por la presencia de armónicas en la potencia eléctrica
transmitida entre el VSD y la ESP. La electricidad fluye en ondas sinusoidales a medida
que es transmitida a lo largo del cable eléctrico. Estas ondas pueden reflejarse conforme se propagan, hacia adelante y hacia
atrás, a lo largo del cable, desplazándose
desde el VSD hasta la ESP y nuevamente
hasta el VSD. Como las olas del océano, las
ondas eléctricas sinusoidales pueden acumularse unas sobre otras para crear ondas
amplificadas que superan el rango eléctrico
del motor, el cable o el penetrador de fondo
de pozo. Estas ondas amplificadas pueden
alcanzar picos que exceden en más de tres
42
veces la salida de voltaje nominal del VSD.
Este voltaje amplificado puede deteriorar el
aislante que cubre el cableado eléctrico utilizado en la bomba ESP, provocando
finalmente un cortocircuito en el sistema.
La contaminación con fluidos producidos y
las altas temperaturas del motor son problemas que pueden resolverse mediante la
selección del tipo de protector correcto, o a
través de la modificación de la carga sobre la
línea y el motor. No obstante, el problema de
la presencia de armónicas requiere un conocimiento exhaustivo del sistema de fondo de
pozo. Todo VSD produce cierto grado de armónicas de salida y el largo de la mayoría de los
cables de alimentación de los sistemas ESP
exacerba este problema. La magnitud de las
armónicas de salida depende de todo el sistema eléctrico: el motor ESP, el cable de
fondo de pozo y el penetrador del cabezal de
pozo; en los pozos submarinos, intervienen
además el conector húmedo macho, el cable y
los transformadores submarinos. Si se cambia
uno de los componentes de este sistema, las
armónicas también se modificarán.
Sobre la base de las pruebas de los componentes del sistema ESP, los ingenieros del
centro de Schlumberger en Inverurie desarrollaron un modelo para calcular el desempeño
de un circuito eléctrico ESP. Trabajando en
estrecha colaboración con sus colegas de
Inverurie, los ingenieros especialistas en sistemas de energía del Centro de Productos de
Schlumberger en Edmonton (EPC), Alberta,
Canadá, desarrollaron un programa de modelado que puede exhibir las armónicas
generales tanto para la corriente como para el
voltaje, creando un diagrama de armónicas
característico para todo el sistema (próxima
página). La aplicación y las condiciones operativas particulares del sistema ESP afectarán
el nivel de las armónicas permisibles para ese
sistema específico. Las sensibilidades a los
componentes cambiantes también pueden
simularse en el modelo, prediciendo éste las
consecuencias de la adopción de medidas
correctivas, tales como el agregado de filtros
eléctricos, la variación de la frecuencia de la
onda portadora del VSD o el cambio del tipo
de VSD utilizado.
Otra razón importante para el modelado del
sistema eléctrico ESP es la determinación de
la cantidad de energía requerida para poner
en marcha el motor ESP, junto con cualquier
limitación propia del sistema. La puesta en
marcha del motor ESP puede verse comprometida como resultado de recibir energía
insuficiente. Dado que la mayoría de los pozos
requieren varios miles de pies de cable de alimentación, desde el VSD de superficie hasta
la ESP de fondo de pozo, habitualmente experimentan una gran caída de voltaje a lo largo
del cable. Por lo tanto, los efectos de esta
caída de voltaje deben contemplarse en el
diseño y la operación del sistema ESP.
Los ingenieros del centro EPC, especialistas
en sistemas de energía, han utilizado el
mismo programa de modelado para simular
los procedimientos de puesta en marcha del
motor ESP. Este paquete de simulación ayuda
a los ingenieros de ese centro a determinar la
caída de voltaje a lo largo del cable. Luego,
pueden calcular el voltaje terminal del motor
requerido y compararlo con el límite de voltaje del sistema para lograr un arranque
exitoso del motor. También se puede determinar la frecuencia inicial de la transmisión y
los ajustes del aumento de voltaje. Esta simulación ayuda a los especialistas en sistemas
ESP a evaluar la capacidad del VSD y determinar si es suficiente para soportar, no sólo las
operaciones de bombeo de rutina, sino también la puesta en marcha del sistema.
Oilfield Review
Sin filtrado
Forma de onda del voltaje en el motor
Voltios
12,000
0
–12,000
0
20
40
60
80
100
60
80
100
6
8
10
60
80
100
60
80
100
6
8
10
Tiempo, ms
Amperios
250
0
–250
3,000
Voltios
Forma de onda de la corriente en el motor
0
20
40
Tiempo, ms
Valor cuadrático medio de las armónicas de voltaje
1,500
0
0
2
4
Frecuencia, kHz
Con filtrado
Voltios
12,000
Forma de onda del voltaje en el motor
0
–12,000
0
20
40
Tiempo, ms
Amperios
250
Forma de onda de la corriente en el motor
0
–250
0
20
40
Tiempo, ms
Voltios
3,000
Valor cuadrático medio de las armónicas de voltaje
1,500
0
0
2
4
Frecuencia, kHz
> Voltaje, corriente y armónicas. El programa de simulación tabula las formas de onda de voltaje y corriente de salida típicas de un motor de fondo de pozo para ilustrar los efectos de los picos de ruido superpuestos sobre la forma de onda
como resultado de la presencia de armónicas de voltaje transitorio (extremo superior). Los niveles de armónicas pico están
presentes a aproximadamente 2.2 kHz y sus múltiplos; por lo que también se observan en 4.4, 6.6 y 8.8 kHz. Estos picos
coinciden con la frecuencia de la onda portadora del variador de velocidad. Luego del análisis realizado por el personal
del centro EPC, se recomendó un filtro de carga para proteger el sistema del daño potencial causado por la presencia
de armónicas. Después de la aplicación de un filtro de carga, se eliminó gran parte del ruido, produciendo una onda
sinusoidal mucho más suave, lo que fue acompañado por una reducción significativa de las amónicas (extremo inferior).
Primavera de 2007
43
Plataforma
Gannet A
Gannet B
a
an
ann
anne
Gannet
D
Líne
a de
Gannet C
expo
rtac
ión
Gannet E2
Gannet E1
Gannet F
Empacador ESP con paso para
cable y línea de químicos
Medidor de instalación permanente
Derivación de herramientas en Y
Bombas ESP
Filtros de arena
Línea de inyección del desemulsificador
Derivación de la tubería de producción
Uniones perforadas
> Plano del Campo Gannet. Dos pozos submarinos del Campo Gannet E producen con sistemas ESP. El
petróleo pesado producido en cada pozo se mezcla y la producción de este campo se conecta a la plataforma Gannet A. La energía suministrada a través de los variadores de velocidad de la plataforma
Gannet A, es transmitida a los sistemas ESP submarinos mediante umbilicales eléctricos sumergidos.
(Adaptado de Harris et al, referencia 12).
edad Terciario, situadas en profundidades que
oscilan entre 1,768 m y 2,728 m [5,800 pies y
8,950 pies]. Estos satélites están conectados a la
plataforma de producción Gannet A, ubicada en
el centro (arriba).
El Campo Gannet E utiliza sistemas ESP
para enviar la producción de petróleo 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 año 1982,
fue designado originalmente con el nombre de
Guillemot C, como candidato para ser desarrollado a partir del complejo Guillemot. Cuando el
yacimiento Guillemot A fue posteriormente integrado en el plan de desarrollo de un campo
cercano, los yacimientos Guillemot C y D quedaron sin desarrollar. En 1994, la producción de
estos campos se confinó 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 20°API, con una viscosidad en condiciones de yacimiento de 17 cP [0.017 Pa.s] y una
relación gas/petróleo de 19.8 m3/m3 [110 pies3/bbl].
Las reservas iniciales se estimaron en 132 millones de barriles de petróleo en condiciones de
tanque en sitio [20 millones de m3], con un factor de recuperación del 43%.
El campo fue desarrollado en dos fases.
Durante el pico de producción, su producción
fue de 2,225 m3/d [14,000 b/d]. Las característi-
44
cas de transporte y tratamiento de este crudo
pesado y viscoso, combinadas con la baja presión
de yacimiento, hicieron necesario el método 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 métodos de levantamiento artificial porque
podían producir con mayores volúmenes y manejar los fluidos en forma más eficaz que otros
sistemas. Sin embargo, al operador le preocupaba que los problemas relacionados con la corta
vida útil, comunes a muchos sistemas ESP, afectaran adversamente la rentabilidad del proyecto.
Shell Expro necesitaba un sistema ESP que
pudiera operar durante dos años antes de ser
remplazado. Se efectuaron pruebas para evaluar
el cable submarino necesario para conducir la
energía eléctrica al sistema ESP, lo que condujo
al desarrollo de una herramienta de simulación
para predecir la estabilidad del sistema con
diversos largos de cable (véase “Modelado de la
potencia de los sistemas ESP para un mejoramiento de la vida útil,” página 42). El operador
necesitaba además una bomba capaz de adaptarse a los cambios producidos en el yacimiento y
en los fluidos durante su vida útil. Después de
obtener 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 producción y se concluyó el diseño de la bomba.
El primer pozo del Campo Gannet E fue terminado con un filtro (cedazo) pre-empacado y
una ESP, convirtiéndose en el primer desarrollo
submarino, en la plataforma continental del
sector británico del Mar del Norte, en utilizar la
tecnología ESP y estableciendo al mismo tiempo
una marca por la conexión submarina más larga
de una ESP.12 La bomba estaba suspendida de una
herramienta en “Y” que permitiría la derivación
de un cable para colocar un tapón por debajo de
la bomba en caso de que ésta tuviera que removerse. Se utilizó 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 organización permite que los especialistas en ESP monitoreen el desempeño de la
bomba en tiempo real y soliciten cambios en su
configuración, en respuesta a las condiciones
cambiantes presentes en el fondo del pozo.
El primer petróleo fue producido en el pozo
de la Fase 1, en enero de 1998. El sistema ESP
operó durante 17 meses hasta que fue necesaria
una operación de reparación por problemas entre
el tubo de cola y el receptáculo de diámetro interior pulido. La tasa de flujo era de 3,019 m3/d
[19,000 b/d], por lo que se requerían 900 hp para
la bomba.
La experiencia adquirida a partir de la instalación, operación y reparación del primer pozo
fue incorporada en la planeación y ejecución del
pozo siguiente, que se perforó y terminó en la
Fase 2 del desarrollo. El diseño del segundo pozo
reprodujo el del pozo original y el pozo fue terminado en enero de 2001. La producción de
ambos pozos fue mezclada en una sola línea de
flujo, a través de un colector submarino, produciendo 4,767 m3/d [30,000 b/d]. Los sistemas
ESP de este campo promedian una vida útil de
2.3 años, siendo de 1,390 días la vida útil más
larga registrada hasta entonces.
La experiencia obtenida con esta conexión
ESP sin precedentes ayudará a Shell Expro a
expandir las oportunidades para las operaciones
de bombeo de larga distancia, desde los campos
11. MacFarlane JS: “Gannet E: The World’s Longest Subsea
ESP Tie-Back,” artículo SPE 38534, presentado en la
Conferencia 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 and
Solutions for Subsea ESPs in the North Sea: Two Wells
Tied Back 15 km to the Shell Gannet Platform with Flow
Commingled into a Single Flowline,” artículo presentado
en el 19o Seminario Anual de ESP de la Sección de la
Costa del Golfo de la SPE, Houston, 25 al 27 de abril de
2001.
13. Bates et al, referencia 6.
Oilfield Review
Densidad del petróleo
15°API
Presión en boca de pozo
165 lpc
Tasa de flujo
2,199 b/d
Corte de agua
40%
Temperatura
en boca
de pozo
120°F
Densidad del agua
1.02
Presión de descarga
1,400 lpc
Temperatura
de descarga
175°F
RGP total
600 pie3/bbl
Presión de la tubería
de revestimiento
100 lpc
Presión de admisión
525 lpc
Tasa de flujo
de la bomba
2313.43 b/d
Temperatura
de admisión
165°F
Temperatura
del motor
167°F
Corriente del motor
39.5 A
Frecuencia
de operación
45 Hz
Voltaje del motor
2,305 V
Vibración del motor
0.05 gn
Presión dinámica
de fluencia (BHFP)
760 lpc
Presión
del yacimiento
1,350 lpc
Índice de
productividad
3.5 b/d/lpc
Temperatura
del yacimiento
170°F
Tasa de agua
879 b/d
Tasa total
2,200 b/d
remotos hasta la infraestructura existente en el
Mar del Norte y en otros lugares del mundo. Este
conocimiento ayudará a prolongar la vida útil de
las instalaciones existentes e incidirá en las
estrategias para explotar una serie de yacimientos previamente considerados antieconómicos.
Mejoramiento del desempeño del pozo
El desempeño de las bombas y de los yacimientos
cambia invariablemente con los años. En el
momento de la instalación de una bomba ESP, se
fijan los parámetros críticos, tales como la velocidad de la bomba o la frecuencia de la potencia
eléctrica (Hz), para optimizar el desempeño 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 presión del yacimiento puede
reducirse u otras condiciones pueden cambiar,
Primavera de 2007
Recommendation
1
2
3
4
5
lost oil
Digesting gas, ...
Docs
Reports
lost oil
Reports
low pint
Reports
shut-in
Reports
high line pressure
Reports
6
shut-in
Reports
7
8
9
10
shut-in
Reports
shut-in
Reports
shut-in
Reports
shut-in
Reports
Show all red wells...
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
high line pressure
Keep observ...
Reports
lost oil
Reports
low pint
Reports
lost oil
Reports
high line pressure
Reports
high line pressure
Reports
lost oil
Reports
low pint
Reports
lost oil
Reports
high line pressure
Reports
Show all yellowwells...
Gas libre en
la admisión
0%
Tasa (gasto, caudal,
rata) de petróleo
1,320 b/d
Well Alert/Alarm
Search by well name
> Monitoreo del desempeño de los campos petroleros en forma remota. El acceso seguro al sistema
espWatcher, utilizando la infraestructura de la Red, permite a los clientes y a los ingenieros del centro
PCoE monitorear el estado de una bomba o un campo en cualquier momento. El sistema espWatcher
puede monitorear numerosos parámetros en cada una de las bombas (izquierda). La visualización en
la interfaz de la Red (derecha), utiliza un sistema codificado en color para identificar rápidamente los
pozos problemáticos de un campo, desplegados en función de su latitud y longitud. El verde indica
pozos que están operando dentro de límites aceptables. El amarillo muestra los pozos que siguen
operando 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 se
concentrarán normalmente en los indicadores amarillos.
haciendo que el sistema de levantamiento opere
en forma ineficaz. No sólo estos factores incidirán
adversamente en el desempeño de la bomba, sino
que también algunos de estos cambios pueden
dañar concretamente los sistemas ESP.
En consecuencia, a medida que se explota un
yacimiento, se debe monitorear y ajustar la configuración de la bomba para asegurar que el
sistema de levantamiento artificial está operando de la manera más eficiente posible. La
mayoría de los operadores se esfuerza para
monitorear sus bombas, como lo evidencian las
pilas de registros de bombeo y producción que
pueden abrumar rápidamente sus escritorios. A
veces, estos datos también abruman al operador.
En general, los operadores no poseen el tiempo
o los recursos necesarios para controlar la actividad de los sistemas de bombeo de todos los
pozos de sus campos.
Desde la perspectiva de un operador, el objetivo quizás no sea monitorear constantemente
todas las bombas sino determinar cuál es su configuración óptima, qué configuración debe
modificarse y cuándo hacerlo. Es aquí donde los
servicios avanzados de levantamiento artificial
ESP, provistos por el Centro de Excelencia en
Producción (PCoE) de Schlumberger, pueden
ayudar a los operadores a mejorar la eficiencia
de la bomba y del campo. Los ingenieros especialistas en supervisión y diagnóstico del centro
PCoE evalúan todo el sistema ESP para optimizar la producción. Cada componente del sistema
de levantamiento artificial puede ajustarse
desde la bomba hacia el pozo e incluso hacia el
yacimiento.
El sistema de supervisión y control espWatcher,
para las bombas eléctricas sumergibles, provee
información valiosa que es utilizada por los especialistas en sistemas ESP y sistemas de diagnóstico
de yacimientos del centro PCoE. Sobre la base de
los datos transmitidos desde el pozo, estos especialistas realizan recomendaciones que pueden
ayudar a los operadores a incrementar la producción. El programa espWatcher posee la capacidad
para monitorear el desempeño de las bombas y de
los pozos una vez por minuto durante las 24 horas
del día.13 Igualmente importante es el hecho de
que sus algoritmos permiten que el sistema filtre y
priorice los datos que recibe de la bomba. Utilizando esta información, puede clasificar el estado
de cada pozo como verde, amarillo o rojo, según
el pozo esté operando dentro de un rango de
desempeño 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 del
centro PCoE a monitorear el estado de los pozos
en forma remota (arriba). Cuando detecta parámetros que se encuentran fuera del rango
especificado por el operador, este sistema de
45
supervisión semi-automatizado activa una
alarma amarilla. Esto advierte al personal del
centro PCoE para que se concentre más en ese
pozo en particular y permite que el personal en
general preste más atención a aquellos pozos
cuyo desempeño no está siendo óptimo.
Los pozos instrumentados poseen la capacidad 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 información valiosa acerca de tendencias. Otros
datos son excepcionales e indican cambios
inmediatos en los parámetros que ameritan un
examen más atento. Y ciertos datos, si bien son
transitorios, proveen instantáneas valiosas del
comportamiento de los yacimientos.
Número
de pozo
La generación de datos transitorios ocurre
cuando las bombas se desconectan o se ponen
en funcionamiento nuevamente. Estos episodios,
totalmente normales, se producen debido al funcionamiento cíclico de la bomba, las operaciones
de reparación de pozos o las interrupciones del
suministro de energía eléctrica causadas por apagones o tormentas eléctricas. Las mediciones de
presión obtenidas durante estos eventos transitorios pueden proveer información de utilidad
sobre el comportamiento de los yacimientos.14
Aunque la bomba no esté operando, es probable
que sus sensores sigan registrando los cambios
consecuentes producidos en el yacimiento. Con
la desconexión de una bomba, la presión del
yacimiento se incrementa, proporcionando datos
oportunos que pueden ser analizados para la
Diagnóstico
evaluación de los yacimientos. Cuando la bomba
es puesta en funcionamiento nuevamente, los
sensores obtienen información de la caída de
presión del yacimiento. Se utilizan técnicas de
análisis de presiones transitorias para interpretar estos datos de incremento o caída de presión
y de ese modo determinar la capacidad del yacimiento para producir fluido. Este análisis provee
información para determinar qué puede hacerse
para mejorar, si es posible, la producibilidad del
yacimiento. Además, a partir de estos datos, pueden obtenerse detalles adicionales acerca de las
condiciones de borde externas del yacimiento,
indicando la presencia de fallas que actúan como
sellos, la interferencia de los pozos vecinos o los
límites de presión constante que surgen del sistema de presurización del yacimiento.
Incremento potencial
de la producción, b/d
Operación de remediación sugerida
Pozo 1
Dentro del rango de seguridad, hacia el extremo derecho
Incrementar la frecuencia de 58 a 59 Hz, reducir la presión en boca de pozo
(WHP) de 185 a 100 lpc
44; pero 500 después de instalar una bomba más grande
Pozo 2
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Incrementar de 50 a 55 Hz
250
Pozo 3
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Incrementar la frecuencia de 50 a 52 Hz
75
Pozo 4
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Reducir la WHP de 130 a 100 lpc
12
Pozo 5
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
En base a la curva de desempeño del pozo (IPR), existe potencial
para la producción
740
Pozo 6
Hacia el extremo izquierdo del rango de operación seguro
Reducir el tamaño de la bomba
Ahorro de electricidad entre US$ 1,100 y
US$ 1,900 por mes
Pozo 7
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Incrementar la frecuencia y reducir la WHP de 270 a 150 lpc
410
Pozo 8
Dentro del rango de seguridad, hacia la derecha
Reducir la WHP de 213 a 100 lpc y colocar variador de velocidad; 50 a 59 Hz
130
Pozo 9
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
Reducir la WHP de 156 a 100 lpc
12
Pozo 10
Hacia el extremo izquierdo del rango de operación seguro
Incrementar la frecuencia de 45 a 48.5 Hz, reducir el tamaño de la bomba
para que las operaciones estén en un rango seguro
40
Pozo 11
Dentro del rango de seguridad, en el centro
Colocar variador de velocidad; reducir la WHP y aumentar el tamaño
de la bomba
570; pero 1,260 después de instalar una bomba más grande
Pozo 12
Dentro del rango de seguridad, hacia la derecha
Incrementar la frecuencia de 50 a 58 Hz
90
Pozo 13
Dentro del rango de seguridad, en el centro
Incrementar la frecuencia de 53 a 58.5 Hz
210
Pozo 14
Dentro del rango de seguridad, hacia la izquierda
n/d
0
Pozo 15
Dentro del rango de seguridad, en el centro
n/d
0
> Rastreo de los problemas de pozos. La tabla de evaluación para un campo
de Oklahoma muestra un rango de acciones de diagnóstico y remediación que
podrían mejorar la producción o reducir los costos de operación. Obsérvese
que la mayoría de los pozos de este campo requieren sólo ajustes menores
para mejorar el desempeño. Si se abordan sólo aquellos pozos que requieren
cambios de potencia eléctrica y velocidad de la bomba, el operador podría
incrementar la producción del campo en varios cientos de barriles.
46
Oilfield Review
1,750
Frecuencia de transmisión
Presión de admisión
Tasa de flujo del líquido
90
1,350
80
1,500
1,250
1,225
1,200
1,250
60
1,000
50
750
40
30
500
20
250
1,175
1,150
1,125
10
1,100
0
01/24/07
01/09/07
12/25/06
12/10/06
11/25/06
11/10/06
10/26/06
10/11/06
09/26/06
09/11/06
08/27/06
08/12/06
07/28/06
07/13/06
06/28/06
06/13/06
05/29/06
05/14/06
0
Fecha
> 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.
14. Para obtener más información sobre la utilización de
datos transitorios para modelar las condiciones
cambiantes del yacimiento, consulte: Corbett C:
“Advances in Real-Time Simulation,” The Leading Edge
23, no. 8 (Agosto de 2004): 802–803, 807. Consulte
además: Bradford RN, Parker M, Corbett C, Proan̆o E,
Heim RN, Sonleitner C and Paddock D: “Construction of
Geologic Models for Analysis of Real-Time Incidental
Transients in a Full-Field Simulation Model,” presentado
en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG,
Cancún, México, 26 de octubre de 2004.
Primavera de 2007
trear su propio desempeño y asisten a sus directivos a determinar si la acción de remediación
fue efectiva y, en caso contrario, qué puede
hacerse para optimizar ulteriormente el desempeño del pozo (página anterior).
Desempeño real de la bomba
REDA Serie 44 – 185 Etapas
3,396.33 rpm a 60 Hz
5,400
64
90
Carga
4,800
Carga (elevación, altura), pies
Según la experiencia del centro PCoE, el 57%
de los pozos ESP se puede beneficiar con la optimización del sistema de levantamiento artificial,
efectuando ajustes relativamente simples, tales
como el incremento de la velocidad de la bomba
para reducir la presión de admisión e incrementar la producción. Y el 50% de los pozos se puede
beneficiar con la optimización del yacimiento a
través de los tratamientos de estimulación, para
reducir el daño mecánico o a través de las operaciones de re-disparo (nuevos cañoneos o
punzados). Estas respuestas al comportamiento
de la bomba y del yacimiento pueden producir
un impacto inmenso sobre el desempeño del
pozo; de acuerdo con los resultados obtenidos
por el centro PCoE, estos cambios pueden incrementar la producción casi en un 20%.
Las recomendaciones del centro PCoE para
operaciones de remediación incluyen predicciones acerca del incremento de la producción.
Estas predicciones ayudan a los operadores a
evaluar el riesgo en función de la recompensa
asociada con la adopción de medidas basadas en
las recomendaciones del centro PCoE. Además,
las predicciones ayudan al centro PCoE a ras-
56
Punto de operación
4,200
3,600
80
70
Eficiencia de
la bomba
3,000
60
2,400
Potencia
1,800
1,200
600
0
200
400
600
800
1,000
1,200
Tasa de flujo, b/d
1,400
1,600
1,800
40
32
50
24
40
16
30
0
48
Eficiencia de la bomba, %
1,275
Incremento de la frecuencia
70
Presión de admisión, lpc
1,300
Frecuencia de la bomba, Hz
Tasa de flujo del líquido, b/d
1,325
Uno de los desafíos más importantes para el
centro PCoE es ayudar a los operadores a reconocer los beneficios de las operaciones de
remediación en pozos que, en ciertos casos, producen sólo entre 2 y 8% de petróleo. Por ejemplo,
cuando el programa espWatcher alertó al centro
PCoE acerca del incremento de la presión de
admisión en un pozo de Oklahoma, el personal de
supervisión del PCoE investigó el problema y
alertó al cliente. Viendo que el pozo estaba produciendo con presiones de fondo de entre 300 y
400 lpc [2.07 y 2.76 MPa], el personal reconoció el
potencial para la obtención de regímenes de producción más altos y sugirió un incremento de la
velocidad de la bomba para reducir la presión de
admisión y producir más fluidos. Los ingenieros
del centro PCoE recomendaron un incremento de
un Hz en la frecuencia eléctrica recibida por la
bomba. Si bien este incremento se tradujo en una
presión de admisión más baja, también condujo a
una reducción inesperada de la tasa de producción (izquierda).
Esto instó al personal del centro PCoE a examinar la eficiencia de las bombas mediante el
examen de sus curvas de desempeño, que son
generadas en forma individual para cada bomba
que se instala en el campo (abajo). Estas curvas
representan la relación existente entre la po-
Potencia, hp
1,375
8
0
> Curvas de operación de la bomba. Las curvas de operación de la bomba son generadas específicamente 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 guiones
verde) y la potencia (curva de puntos rojos) se grafican en función de la tasa de flujo. La parte más
importante de esta gráfica de desempeño es la curva de capacidad de carga, que muestra la relación
existente entre la carga dinámica total y la capacidad de flujo de una bomba específica. Una bomba
puede desarrollar sólo una cierta carga para una tasa de flujo dada y viceversa. La zona amarilla de
la curva de la bomba indica el rango de operación más eficiente para esta bomba específica. En este
caso, el punto de operación (punto rojo) indica que, a 60 Hz, esta bomba de 185 etapas opera en el
rango óptimo.
47
10,000
Cambios de presión, lpc
Además de buscar formas de mejorar la
producción, los ingenieros del centro PCoE proCambios de presión medidos
curan extender la vida útil de las bombas y
Derivada de los cambios
reducir el tiempo inactivo. Con ese fin evalúan los
de presión medidos
datos de desempeño para anticipar aquellos problemas que podrían acortar la duración funcional
y recomiendan operaciones de intervención, lo
1,000
más tempranas posibles, para demorar el inicio
de las fallas de las bombas. A veces el desafío conCambios
siste en lograr un equilibrio entre el incremento
de presión
modelados
de la vida útil y el incremento de la producción.
Pero no siempre los dos objetivos son compatibles
y los operadores deben decidir qué curso de
100
acción tomar, dependiendo de los aspectos económicos de la producción del campo.
Derivada de los cambios de
presión modelada
Utilizando los programas de diagnóstico de los
sistemas de levantamiento artificial del centro
PCoE, los especialistas en sistemas ESP pueden
rastrear la eficiencia de la bomba y su degrada10
10
100 ción con el tiempo. Este rastreo resulta de
0.01
0.1
1
utilidad para predecir cuándo fallarán las bomTiempo, h
bas. Mediante el análisis del desempeño
> Gráfica de diagnóstico de presiones transitorias. El centro PCoE utiliza este cuadro para interpretar el
individual de las bombas y la anticipación de sus
comportamiento del yacimiento en base a mediciones de presión transitoria. Esta gráfica doble logarítfallas, los ingenieros del centro PCoE pueden
mica muestra los cambios producidos en la presión del yacimiento medida (puntos verdes) y la derivada
de los cambios de presión (puntos rojos) en función del tiempo. La derivada generada con la computanotificar al operador a tiempo para que evalúe el
dora contempla el efecto que tienen los cambios producidos en la tasa de flujo sobre los valores de
pozo y tome la mejor decisión para la compañía.
presión. Los puntos medidos y computados se comparan luego con las curvas teóricas (líneas sólidas).
En muchos casos, los sistemas ESP se hacen funEn este modelo, la curva de las derivadas muestra una tendencia descendente, aplanándose finalmente
cuando el comportamiento de la presión pasa del periodo regido por el almacenamiento del pozo a un
cionar hasta que fallan, en cuyo momento el
régimen de flujo radial. La porción de flujo radial de esta curva es importante para determinar la permea- operador los reemplaza. En otros casos, los aspecbilidad y el daño mecánico. La distancia existente entre las curvas de cambios de presión y las de sus
tos económicos dictaminan la intervención y el
derivadas durante el flujo radial es un indicador del daño producido en la región vecina al pozo, en el
reemplazo tempranos, previos a la falla, para
que el incremento de la separación indica un mayor daño mecánico.
mitigar el impacto de la reducción de la producción. El rastreo de la degradación de la bomba
tencia, la eficiencia, la tasa de flujo y la carga PCoE buscaron cuantificar el impacto del incre- permite además que los ingenieros del centro
hidrostática (altura, elevación) de la bomba, mento del factor de daño sobre la producción. PCoE monitoreen la producción en proceso de
respecto del rango de operación óptimo.15 Dado Primero, los ingenieros modelaron la relación declinación, lo que ayuda a los operadores a decique la bomba ya exhibía un desempeño óptimo, entre la presión de fondo de pozo y la tasa de dir cuándo resultaría más económico intervenir
los especialistas del centro PCoE recomendaron flujo. Utilizando este modelo, pudieron proyectar pro-activamente. Sea como fuere, la notificación
que el operador adquiriera datos de incremento cómo mejoraría la producción si se eliminaba el oportuna por parte del centro PCoE permite que
de la presión (arriba). A partir del análisis de daño mecánico (próxima página). Su modelo los operadores minimicen el tiempo inactivo a
incremento de la presión, los ingenieros de yaci- mostró un incremento potencial de la produc- través de la solicitud de bombas de reemplazo y la
mientos del centro PCoE extrapolaron la presión ción, por lo que el operador extrajo la bomba, programación de los equipos de reparación de
del yacimiento y calcularon una permeabilidad acidificó el pozo, y remplazó la bomba. A partir pozos en forma anticipada.
El centro PCoE de Oklahoma monitorea más
promedio de 60 mD y un factor de daño de 4.16
de esta operación de remediación, el operador
Al reconocer que el problema era el daño incrementó la producción de fluidos en aproxi- de 500 pozos, desde Canadá y EUA hasta Argenmecánico, con su caída de presión en la región madamente 56 m3 [350 b/d], a partir de lo cual tina, Brasil, Colombia y Ecuador. Se han creado
vecina al pozo y la reducción de la permeabili- se extrajeron unos 405 m3 [2,550 barriles] de otros centros de monitoreo de pozos y yacimientos de ese tipo en Pekín y Aberdeen.
dad, los ingenieros de yacimientos del centro petróleo adicionales por año.
48
Oilfield Review
2,000
Presión estática del yacimiento
Presión, lpc
1,500
1,000
500
Presión de fondo de pozo
Punto de
ajuste
Régimen de
producción
previsto
0
0
250
500
750
1,000
Producción de líquido, b/d
1,250
1,500
1,750
1,800
1,600
Incremento de la producción
posterior al tratamiento ácido
Presión de admisión, lpc
Tasa de flujo del líquido, b/d
1,400
1,200
Tasa de flujo del líquido
1,000
800
600
400
200
Presión de admisión
0
11/04/05
12/14/05
01/23/06
Fecha
03/04/06
04/13/06
> Predicción del incremento de la producción. La gráfica de la presión de fondo de pozo
versus la tasa de flujo de superficie (izquierda) muestra cuánto puede aportar el yacimiento 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 la
presión de admisión medida, de 100 lpc [0.69 MPa], a la tasa de flujo medida de 191 m3/d
[1,200 b/d]. Los ingenieros del centro PCoE pueden utilizar luego este modelo para predecir
el potencial 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 es
conocida como la curva de desempeño del pozo (IPR). El modelo predijo que si el daño
mecánico se elimina por completo, la producción podría incrementarse potencialmente
hasta 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 se
incrementó hasta alcanzar 246 m3/d [1,550 b/d].
Primavera de 2007
Regreso al futuro
En 1916, Armais Arutunoff, un inventor ruso de
23 años de edad, creó el primer motor eléctrico
capaz de operar en agua e impulsar una bomba.
Para el año 1921, había establecido REDA
(Russian Electric Dynamo of Arutunoff). Después de emigrar a los Estados Unidos en 1923,
Arutunoff instaló el primer sistema de bombeo
eléctrico sumergible en los campos petroleros de
Oklahoma.
Retomando esas primeras raíces rusas, se está
estableciendo una nueva generación de centros
REDA de reparación y servicios de manufactura,
ingeniería y campos petroleros en todo el territorio ruso. La incorporación más reciente es la
fábrica de Bombas Eléctricas Sumergibles REDA
de Tyumen. Inaugurado en el año 2005, está previsto que este establecimiento de 10,000 m 2
[107,642 pies2] produzca aproximadamente 800
sartas de ESP por año.
Desde 1916, la línea de sistemas ESP REDA
ha evolucionado para manejar grandes volúmenes de fluido, altas relaciones gas/petróleo, altas
temperaturas y fluidos abrasivos en aplicaciones
terrestres y marinas. Las mejoras técnicas, implementadas para proveer mayor confiabilidad y una
instalación eficiente en las condiciones rigurosas
de Siberia, servirán inevitablemente para hacer
que la próxima generación de sistemas ESP sea
aún mejor.
—MV
15. El término carga (altura, elevación), que a menudo se
utiliza indistintamente con el término presión, es, en
general, considerado como la cantidad de energía
requerida para bombear un fluido hasta una cierta
altura. En los sistemas de bombeo, los ingenieros deben
luchar con las distintas variaciones de esta definición
básica, y tienen que calcular los efectos de la elevación
o la carga estática, la carga de presión, la carga de
velocidad y la carga de fricción para mejorar el
desempeño de la bomba.
16. Daño mecánico se refiere a una zona de permeabilidad
reducida o mejorada alrededor de un pozo, a menudo
atribuida a la presencia de daño de formación e invasión
de filtrado de lodo durante las operaciones de
perforación o disparos (cañoneos, punzado) o por
tratamientos de estimulación del pozo.
49