El bombeo electrocentrífugo (BEC) representa un avance significativo en la producción de hidrocarburos en México, contribuyendo aproximadamente con el 19% de la producción nacional. Este sistema se distingue por su adaptabilidad para operaciones marítimas, no requiere de extensas áreas para su instalación. Y es particularmente eficaz en la extracción de grandes volúmenes de aceites de baja densidad y alta viscosidad, y en el manejo de condiciones corrosivas.
Además, se caracteriza por su eficiencia energética en la producción de petróleo. No obstante, una limitación notable del BEC es su susceptibilidad a fallos recurrentes, especialmente en instalaciones marítimas. Donde la reparación depende de la disponibilidad de equipos de perforación.
Uno de los campos, que utiliza el BEC es el Campo A, se caracteriza por su producción de hidrocarburos no convencionales. Los pozos de este campo producen entre de 2.5 y 5.0 Mbd de crudo pesado (10.2 ºAPI), de alta viscosidad (41 Cp. a c.y.). Con presencia de H2S (21 % mol gas) y CO2 (16 % mol gas) de un yacimiento con alta temperatura (130 ºC a c.y.). Estas características demandan alta potencia en el sistema BEC generando una operación con alta temperatura, y una degradación de la vida útil del sistema.
En el presente artículo se propone una alternativa para reducir el consumo de potencia del sistema con la operación simultanea de dos sistemas BEC instalados en el mismo aparejo de producción, denominado “BEC Booster”. La estrategia busca distribuir la carga de trabajo y reducir la carga operativa de equipos BEC instalados en un campo Costa fuera “Campo A”. Con el objeto de incrementar el tiempo de vida del equipo BEC.
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El sistema de bombeo electrocentrífugo (BEC) se emplea primordialmente para el traslado de fluidos desde los yacimientos hasta la superficie. Este sistema se estructura en componentes tanto superficiales como subsuperficiales. Entre los componentes superficiales se incluyen: cable superficial, variador de frecuencia o switchboard, transformador, caja de venteo, e instrumentación especializada para el monitoreo y ajuste de parámetros operativos.
Por otro lado, los componentes subsuperficiales comprenden: sensor de fondo, motor eléctrico, sello mecánico (protector de motor), dispositivo de succión. Separador de gas o manejador de gas (según sea necesario), bomba centrífuga, tubo de descarga, cable de extensión de motor, cable de potencia, conectores eléctricos. Protectores de cable, entre otros accesorios cuya selección se basa en las especificaciones de la aplicación en cuestión.
La integración y sincronización efectiva de estos elementos son cruciales para el rendimiento óptimo del sistema BEC en diversos escenarios de extracción de hidrocarburos. La operación de este sistema artificial de producción se apoya de los principios hidráulicos, mecánicos y eléctricos para llevar el fluido del pozo a superficie.
La energía que es provista al fluido para llegar desde el fondo a superficie es suministrada y conducida al motor a través de un cable eléctrico que es sujetado a la tubería de producción. El motor adquiere la energía eléctrica y la convierte en energía magnética generando energía mecánica para la rotación del eje que trasmite la energía mecánica. A través del conjunto de sello, succión, bomba, y con esto generar el levantamiento del fluido hasta superficie.
Sistema de Bombeo Electrocentrífugo
En México la implementación de este sistema ha tomado una relevancia importante. Hoy en día la producción nacional de hidrocarburos es del orden del 19 %, la cual es producida en la Región Marina de México. Uno de los campos que contribuye a esta producción es el campo A. Será objeto de estudio y en el cual se diseñó la aplicación BEC Booster como una alternativa para extender la vida útil del sistema. A continuación, se describirá la experiencia que tiene el campo A con el desarrollo del bombeo electrocentrífugo con el fin de conocer el origen del desarrollo de la aplicación.
El campo A emplea el sistema BEC para la extracción de hidrocarburos, dado que el yacimiento no fluye de manera natural. Mientras, el petróleo producido en este campo presenta las siguientes características:
- Baja saturación: El aceite extraído tiene una baja saturación.
- Baja densidad: Su densidad es inferior a 10.2 °API.
- Alta viscosidad: La viscosidad es de 41 centipoises a la temperatura de referencia.
- Presencia de H2S y CO2: El petróleo contiene un 21 % en volumen de gas sulfhídrico (H2S) y un 16 % en volumen de dióxido de carbono (CO2).
Conclusiones
La prueba del BEC Booster arrojó resultados satisfactorios, logrando beneficios significativos en varios aspectos:
- Se logró una reducción en la potencia del motor, pasando de 344 HP a 140 HP.
- Se obtuvo una disminución en la corriente del motor, de 10 A a 35 A.
- Se registró una reducción en la temperatura del motor en 20 °C.
Al comparar los sistemas BEC sencillos con las estructuras de producción, se observa que los equipos BEC Booster presentan un menor consumo de corriente, potencia y temperatura del motor. Esto demuestra la eficiencia y efectividad de los equipos BEC Booster en la operación.
La instalación de equipos BEC en diferentes tuberías de revestimiento (TR) ha permitido la operación simultánea, corroborando así su factibilidad. De esta manera, el equipo inferior se instalará únicamente para obtener la sumergencia necesaria, permitiendo la instalación del equipo superior en zonas adecuadas.
La aplicación presenta varias áreas de oportunidad, entre las que se incluyen:
- Infraestructura actual: Para su operación, es necesario disponer de dos variadores de frecuencia.
- Experiencia operativa: Se requiere de mayor experiencia para observar el desempeño de los cables de potencia. Ya que, al operar los equipos, estos cables están sometidos a temperaturas más elevadas.
- Protección de los cables de potencia: Es necesario buscar protectores especiales para los cables de potencia que ayuden a mitigar cualquier daño.
- Instalación de sensores independientes: Se deben instalar sensores independientes al equipo BEC como sistemas de respaldo.
- Optimización de la configuración de los equipos: Aunque inicialmente los sistemas fueron sobredimensionados para que, en caso de falla. Uno pueda realizar el trabajo operando por sí solo, una vez que se tenga la experiencia necesaria en la operación, se podrán optimizar los equipos. Esto permitirá reducir aún más las condiciones de operación.
El desarrollo de esta aplicación es una de las alternativas que el proyecto está evaluando para reducir el estrés eléctrico y mecánico en los equipos. Sin embargo, también se están evaluando otras alternativas para cumplir con el factor de recuperación del campo.
Los Ingenieros Pedro García Montes, Angel Salazar Munive, Hermilo Ramos Morales y Nahun Zarate Guzman presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
