Diseño electrico y análisis de bomba

ANÁLISIS Y DISEÑO DEL BOMBEO ELECTRO CENTRIFUGO (ESP)

INTRODUCCIÓN

Las bombas centrífugas accionadas por motores de fondo de pozo se han utilizado durante décadas para levantar los fluidos de pozos de petróleo. Estas bombas y sus motores acoplados se conocen comúnmente como "eléctrico sumergible Bombas" o "ESP". En los últimos años, el significado del término "ESP" se ha convertido nublada con la aplicación de motores eléctricos de fondo de pozo acoplados a bombas de cavidad progresiva. Sin embargo, la industria todavía se refiere al equipo más convencional de bombeo centrífugo usar el término "ESP".

Este documento resume algunas de las consideraciones clásicas para el análisis, diseño y monitoreo de bombas centrífugas de fondo de pozo. El término "ESP" siempre se utiliza como una abreviatura de "bomba centrífuga de fondo de pozo impulsado por un motor eléctrico acoplado".

La experiencia ha demostrado que el diseño y aplicación correcta de los equipos ESP se apoya en tres pilares:

• Entender la productividad del pozo.

• Comprender las relaciones fluidas y comportamiento de las fases de los fluidos producidos por los pozos.

• El análisis cuidadoso de actividad en cada etapa de la bomba instalada real.

La falta de modelar con precisión el comportamiento de desempeño de influjo del pozo se traducirá inevitablemente en el sobredimensionamiento o bajo-dimensionamiento de la bomba. En ausencia de un variador de frecuencia para ajustar la salida de la bomba, esto puede ser desastroso. Una bomba de gran tamaño se "bombeando el pozo en seco  ". Típicamente, una condición “bombeo en seco” dará lugar a una parada "baja carga actual" del motor. El pozo se mantendrá "abajo" durante un periodo de tiempo predeterminado y luego puesta en marcha de nuevo. Este comportamiento se conoce comúnmente como "ciclos". Desde comienzos crean grandes tensiones en motores y bombas, en ciclos a menudo conducen al fracaso prematuro de los equipos.

Inversamente, una bomba de tamaño insuficiente no podrá alcanzar una producción óptima. Una vez que esto se detecta, el equipo puede tener que ser reemplazado. Independientemente de si el equipo se sustituye, una bomba al necesario reducir significativamente la tasa de retorno del pozo (ROR).

Los tipos de líquidos que se bombean, y la respuesta de los fluidos a los cambios en la temperatura y la presión de tener un tremendo impacto en el rendimiento de la bomba. Diseño y seguimiento adecuado requiere una descripción precisa de la presión-volumen-temperatura y comportamiento de la fase de fluidos producidos.

Finalmente, la bomba debe ser considerado como una serie de etapas individuales (o bombas individuales). En muchos casos, cada etapa de la bomba comprime los fluidos producidos y pasa a un volumen diferente (aunque la misma masa) de fluido a la siguiente etapa superior. Esto da lugar a diferentes cabeza, rotura caballos de fuerza, y las clasificaciones de eficiencia para cada etapa de la bomba.

además, es fundamental para analizar el rendimiento de la bomba sobre la base de una "buena conocida" condición. La experiencia ha demostrado que cada bomba serializado demuestra los datos de rendimiento únicas. Por lo tanto, una prueba de la bomba de la fábrica debe obtenerse antes de la bomba se instala en un pozo. Los datos de este ensayo se pueden utilizar durante la vida útil de equipos para análisis de rendimiento exacto.

su discusión se limita a aplicaciones convencionales de bombas centrífugas - excluyendo específicamente:

• Las bombas instaladas por debajo de la formación productora.

• separación de gas de fondo de pozo.

• Consideraciones de unidad de frecuencia variable.

Se hace un enfoque en la propia bomba. El motor de fondo se trata sólo de pasada. También se asume el funcionamiento en estado estacionario (sin ciclo bomba).

LOS FUNDAMENTOS

En esta sección se describen las fórmulas que son la base para el cálculo de las suit csSubmersible.

Cuando se emplea cualquier método de bombeo, se consigue levantamiento artificial óptima sólo cuando la bomba está estrechamente adaptado a la capacidad del bien para producir fluidos. Esto es especialmente cierto con el bombeo centrífugo. Antes de que el proceso de diseño de la bomba puede incluso comenzar, un modelo exacto del desempeño de influjo del pozo debe ser desarrollado.

¿CUÁNTO HARÁ?

La Figura 1 es una representación aproximada de la forma en que un formación productora podría responder a la presión del pozo.

                               [pic 1]

Cuando la relación entre el caudal y la presión se puede describir como una línea recta en una parcela cartesiano, usamos el término "índice de productividad" (PI) para describir la pendiente de la línea. Si conocemos la PI de un pozo, podemos predecir cómo el caudal va a cambiar en respuesta a un cambio en la presión de fondo:

[pic 2]

Aunque la tasa de flujo es realmente una función de la presión (presión es la variable independiente, y como tal, debe ser trazada en el eje "X"), los datos de la Figura 1 se representan gráficamente por lo general con la presión como el eje vertical y con la velocidad de flujo expresado en volúmenes de superficie equivalentes. La Figura 2 proporciona un ejemplo de este formato.

[pic 3]

El concepto de índice de productividad es simple de usar. Por supuesto, para definir una línea, sólo necesita dos puntos. Desde la línea de PI siempre pasa por el punto (tasa = 0, la presión = presión estática del yacimiento), un punto de prueba solo estabilizado bien (caudal superficial medida, observó presión de fondo) proporciona todos los datos adicionales necesarios para definir PI de un pozo. Las presiones de fondo usados en este cálculo se pueden derivar utilizando presiones de revestimiento de superficie y los niveles de fluidos observados.

PI = (caudal medido) / (presión estática del yacimiento - bombeo de presión de fondo)

Tenga en cuenta que el PI se expresa generalmente como un número positivo.

Aunque el concepto PI es simple y potente, no es universalmente aplicable. Efectos de flujo, tales como la presencia de gas libre en el espacio poroso depósitados causan muchos pozos que presentan un perfil de presiones sobre el tipo que es no lineal. La Figura 3 es un ejemplo de otro modelo de respuesta de presión propuesto por Vogel. El modelo de Vogel se deriva de un modelo informático, pero se ha demostrado ser útil para pozos productores cantidades significativas de gas.

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