Bombeo-electro-centrifugo-con-tuberia-flexible-en-Riser-para-producciAn-en-aguas-profundas

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA 
Y ARQUITECTURA 
 
 
SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO 
 
 
 
 
 
“BOMBEO ELECTRO-CENTRÍFUGO CON 
TUBERÍA FLEXIBLE EN RISER PARA 
PRODUCCIÓN EN AGUAS PROFUNDAS” 
 
 
 
T E S I S 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO 
DE MAESTRO EN GEOCIENCIAS Y 
ADMINISTRACIÓN DE RECURSOS 
NATURALES 
 
 
 
 
 
PRESENTA 
LOREDO MAR JONATHAN ISAI 
 
 
 
 
 
 DIRECTORES DE TESIS 
DR. ROMO RICO DANIEL 
M. EN I. JUAN DE LA CRUZ CLAVEL LÓPEZ 
 
 
 
 
 
 
CIUDAD DE MÉXICO, ENERO 2019 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Agradecimientos 
A mi familia, que tanto mi hermano como mis padres se esforzaron para que esto fuera 
posible, especialmente a mi madre Adelia Mar Juárez que con su carácter, esfuerzo y 
dedicación me ha demostrado que no hay imposibles en la vida. Gracias por tanto amor 
y el apoyo incondicional. Otra persona que me apoyó incondicionalmente siendo reflejo 
puro de amor y solidaridad es mi tía Dora Mar Juárez, un gran ser humano a la cual le 
estaré eternamente agradecido. 
A mi alma mater, el Instituto Politécnico Nacional por permitirme ser parte de su grandeza 
como institución y a la ESIA unidad Ticomán que en sus instalaciones y con sus excelentes 
profesores hicieron posible la enseñanza y el crecimiento profesional tanto en la 
licenciatura como en el posgrado. 
A las personas a las cuales yo considero como familia, que se han cruzado en mi vida y 
me han brindado su calor y apoyo durante toda mi carrera profesional, la familia 
Hernández Pérez, que a pesar de que personas grandiosas como Engracia Pérez y Javier 
Hernández ya no se encuentren con nosotros, nos dejaron grandes enseñanzas y siempre 
estuvieron para brindar su apoyo y consejos. Con gran cariño especialmente agradezco a 
Arturo Hernández y María De Lourdes Granados Sanguino, personas que he admirado 
desde que me abrieron las puertas de su hogar y me dejaron ser parte de su vida. Gracias 
a todos, sin excepción. 
A mis asesores de tesis el Dr. Daniel Romo Rico y al M. en I. Juan De La Cruz Clavel López 
por compartir sus conocimientos y brindar apoyo pacientemente hasta lograr el objetivo. 
Infinitas gracias. 
Por último, agradecer mis amigos, personas que han demostrado estar ahí en momentos 
difíciles, mismos que durante diversos convivios, salidas, juegos de fútbol, entre otras, han 
demostrado lealtad, cariño y respeto por una amistad; el Maestro Jossué Gandhi, los 
ingenieros Jesús Rojas e Israel Bravo. Mis amigos desde antes de llegar a la ciudad de 
México, Kevin Kober y Madai Rosado, así como a personas que he conocido a lo largo de 
mi trayectoria profesional como Dolores Luna y Nancy Hernández. Gracias por su amistad, 
consejos y enseñanzas. 
 
Con cariño, Isai Loredo 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTO ESPECIAL POR LA IDEA PARA 
LA ELABORACIÓN DE ESTE TRABAJO DE TESIS 
TITULADO “BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO CON 
TUBERÍA FLEXIBLE EN RISER PARA 
PRODUCCIÓN EN AGUAS PROFUNDAS” AL M. EN 
I. JUAN DE LA CRUZ CLAVEL LÓPEZ, QUIEN 
CONTRIBUYÓ PARA EL ADECUADO DESARROLLO 
DE ESTA COMO ASESOR EXTERNO EN EL 
INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO. GRACIAS 
MAESTRO CLAVEL. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Índice 
 
Resumen 
Abstract 
Objetivos 
Introducción 
1. Generalidades del Manejo de la Producción y del BEC en sistemas 
submarinos de producción en Aguas Profundas. .............................................. 6 
1.1 Introducción a sistemas artificiales de producción en aguas profundas ....................... 7 
1.1.1 Principales retos y problemas en la producción en aguas profundas. ................... 8 
1.2 Introducción al BEC en aguas profundas. ....................................................................... 11 
1.2.1 Ventajas y desventajas del uso del BEC en aguas profundas. ............................. 14 
1.3 Ventajas y desventajas de los sistemas artificiales de producción en risers. ............ 15 
1.4 Generalidades del BEC en aguas profundas. ............................................................ 17 
1.4.1 Componentes del BEC .......................................................................................... 19 
1.4.2 Componentes subsuperficiales ............................................................................ 20 
1.4.3 Componentes superficiales ................................................................................... 21 
1.5 Risers. .............................................................................................................................. 21 
1.5.1 Riser flexible ............................................................................................................ 22 
1.5.2 Riser rígido tensionado .......................................................................................... 24 
1.5.3 Riser híbrido. ........................................................................................................... 25 
2. Estado de la tecnología de los sistemas artificiales de producción en 
aguas profundas. ................................................................................................ 26 
2.1 Sistemas artificiales de producción en aguas profundas .............................................. 26 
2.1.1 Caisson .......................................................................................................................... 27 
2.1.2 VASPS ........................................................................................................................... 28 
2.1.3 Bombeo neumático en risers ...................................................................................... 32 
2.1.4 Bombeo neumático en risers con tubería flexible ................................................... 34 
2.2 Estado del arte del BEC en aguas profundas ................................................................. 35 
2.2.1 Campo Marimba ........................................................................................................... 35 
2.2.2 Campo Jubarte.............................................................................................................. 35 
2.2.3 Campo Navajo .............................................................................................................. 36 
3. Planteamiento de la configuración del BEC con tubería flexible en risers 37 
3.1 Conceptos básicos del aseguramiento de flujo en aguas profundas. ......................... 37 
3.2 Definición de requerimientos técnicos para la implantación del BEC con tubería 
flexible en risers. ......................................................................................................................... 40 
3.3 Descripción del modelo....................................................................................................... 43 
3.4 Análisis y desarrollo del sistema. ................................................................................. 45 
4. Modelado para el diseño del sistema artificial de producción risers....... 49 
4.1 Configuración del sistema propuesto. .............................................................................. 49 
4.1.1 Carga dinámica total .................................................................................................... 54 
4.1.2 Suministro de potencia eléctrica ................................................................................ 57 
4.2 Generación del modelo de simulación en estado estacionario. ................................... 58 
4.3 Resultados obtenidos .......................................................................................................... 63 
5. Análisis de factibilidad económica ............................................................. 72 
5.1 Principales problemas operativos..................................................................................... 72 
5.2 Factores por considerar durante la producción. ............................................................. 74 
5.3 Requerimientos técnicos .................................................................................................... 75 
5.4 Análisis económico-financiero. ................................................................................. 80 
5.4.1 Escenarios de desarrollo ............................................................................................. 82 
5.5 Metodología utilizada ..................................................................................................... 91 
5.6 Ejemplo de aplicación ......................................................................................................... 92 
6. Conclusiones y consideraciones. ............................................................... 99 
Nomenclatura .................................................................................................... 101 
Referencias ........................................................................................................ 103 
1 
 
Resumen 
 
Con base a la identificación de los problemas que se tienen actualmente en la 
producción mexicana de petróleo, se desarrolló una propuesta modelando un 
sistema de bombeo electrocentrífugo (BEC) instalado en el interior del riser de 
producción. 
Para llevar a cabo dicho modelo, se consideraron distintas fuentes en donde se 
encontró que el sistema BEC, es el más apto para el levantamiento de grandes 
volúmenes de líquidos y, así mismo, se encontró que uno de los sistemas también 
más utilizados es el sistema de bombeo neumático. Se realizó el desarrollo del 
trabajo utilizando el simulador de flujo Pipephase®. 
Al tener un trabajo desarrollado con sistema de bombeo neumático en risers de 
producción se realizó una comparación entre ambos considerando parámetros 
similares, encontrando que, aunque las inversiones para el sistema BEC son 
mayores, a lo largo de la vida productiva del yacimiento o del campo donde se 
requiera un sistema artificial de producción, esta inversión se verá reflejada en 
mayores producciones de hidrocarburos. 
Se llevó a cabo un breve análisis financiero en donde se comparan ambos 
sistemas de producción a lo largo del declive de presión de un campo hipotético, 
en donde dicho análisis demostró que el sistema BEC da como resultado un valor 
presente neto y una tasa interna de retorno mayores. 
Finalmente se demuestra la metodología utilizada para la implementación del 
sistema BEC y se corrobora con un ejemplo para un caso real. 
 
 
 
 
2 
 
Abstract 
 
With the identification of the actual issues on the production for the world 
petroleum industry, a proposal was developed by modeling an electro sumergible 
pump system (ESP), being installed inside of the production riser. 
To carry out the model, it was considered different sources where the ESP system 
is considered as the better to raise up big volumes of liquids and, at the same time, 
was founded also the gas lift as a one of the systems more used for the industry. 
Having a developed investigation with gas lift in production risers, it was compared 
among both systems, by using similar parameters and it was found that, though the 
inversions to the ESP system are bigger than gas lift system, at the large of the 
production life of the reservoir or the field where it be required an artificial 
production system, this inversion will be reflected in higgers productions of 
hydrocarbons. 
It was carried a simple financial analysis where both production systems be 
compared at the large of the pressure drop in a hipotetic petroleum field. Such 
analysis showed the ESP system give a value of the net present value and an 
internal rate of return higgers. 
Finally, it’s shown the used metodology to the implementation of the ESP system 
and it’s verified with an example by using a real case. 
 
 
 
 
 
 
3 
 
 
 
Objetivo General 
Demostrar el impacto que puede llegar a generar un sistema 
de bombeo electrocentrífugo si se colocase en el riser de 
producción en campos que permitan su adaptación. 
 
 
 
Objetivos específicos 
 Representar la integración de un bombeo 
electrocentrífugo con tubería flexible dentro de un riser 
de producción para prolongar la vida productiva de los 
campos ubicados en aguas profundas y aumentar la 
producción de hidrocarburos. 
 
 Encontrar una solución práctica para aumentar las 
producciones en aguas profundas y al mismo tiempo 
disminuir costos de explotación utilizando tecnologías 
existentes. 
 
 Comparar los beneficios resultantes de este método con 
un método ya desarrollado de inyección de gas de 
Bombeo Neumático en cuestiones de viabilidad técnica y 
económica. 
 
 
4 
 
 
INTRODUCCIÓN. 
 
Las reservas de hidrocarburos costa fuera tienen un potencial alto de 
recompensas extractivas, así como de márgenes de ganancia para las empresas 
de bienes y servicios petroleros involucradas, no obstante, los recursos para lograr 
esto son considerables, en promedio la inversión asociada al tipo costa fuera de 
explotación supera en 110% a una inversión de explotación terrestre. A todo esto, 
hay que sumarle el problema al que se enfrenta México en cuestiones petrolíferas, 
en donde su producción ha disminuido desde el 2013 a la actualidad en un 24% 
(alrededor de 700,000bpd) mientras que a la par las importaciones de crudo cada 
vez superan más a las exportaciones, problema que impacta en gran proporción a 
un país como México, al ser dependiente de la producción de petróleo y donde los 
ingresos por exportación petrolera han disminuido desde el 2013, donde llegó a 
representar casi el 13% del total, hasta ubicarse actualmente en 8.1%. 
Con la finalidad de demostrar que se puede potencializar la producción de campos 
en aguas profundas con la adaptación de un sistema artificial de producción (SAP) 
se buscan alternativas para que permitan vencer las grandes caídas de presión 
generadas por los cada vez mayores tirantes de agua y, a su vez, al encontrar una 
alternativa eficiente, se trata de mejorar para optimizar costos y fundamentos para 
nuevos sistemas. 
Existen sistemas artificiales de producción (SAP) costa fuera tales como el 
Caisson Separator el cual recibe la producción del jumper a la entrada del 
Caisson, este cuenta con un separador de gas ciclónico y en el fondo una bomba 
electrocentrífuga que empuja los fluidos por medio de la tubería de producción 
(TP) hacia la superficie, mientras que el gas se transporta mediante el espacio 
anular. 
Un sistema similar, es el sistema de separación y de bombeo anular vertical 
(VASPs, por sus siglas en inglés). Es un sistema de separación y de bombeo de 
5 
 
dos fases (gas-líquido) que puede ser instalado en un pozo submarino (llamado 
“pozo tonto”). La diferencia entre este sistema y el separador Caisson es la 
adaptación de la separación ciclónica que recubre en forma de carcaza a la TP y 
por dentro de esta se coloca la bomba electrocentrífuga, manteniendo siempre el 
nivel dinámico adecuado para evitar daños en la bomba. 
Otro SAP sumamente conocido, ya sea como SAP primario o de respaldo, es el 
BN. Este sistema consiste en la inyección a un predeterminado gasto de gas 
dentro de una línea de producción (riser) en el lecho marino. Sin embargo, en 
algunos casos la instalación del BN o un incremento del gasto de gas pueden 
perjudicar el comportamiento del sistema submarino, por tanto, se considera 
usualmente necesario en casos donde el corte de agua es alto y/o la presión del 
yacimiento es baja. Regularmente la instalación de un BN se contempla en las 
etapas finales de producción. 
Por último, el BEC ha sido considerado el mejor SAP en producciones costa fuera, 
debido a los altos volúmenesde empuje que puede llegar a manejar, sin embargo, 
para su aplicación se deben reunir características que no afecten su 
funcionamiento, como las altas relaciones gas-aceite, altas temperaturas, etc. A la 
fecha se conocen casos en donde se ha colocado el sistema BEC en la base del 
riser y directamente en los pozos submarinos, obteniendo resultados favorables y 
aumentando la experiencia en el uso de este sistema para aplicaciones costa 
fuera. 
Con el conocimiento que se tiene de los otros SAP y tratando de contrarrestar los 
grandes gastos que una instalación con sistema BEC pudiese generar, se 
pretende integrar este sistema dentro del mismo riser de producción para 
principalmente, aprovechar espacios, reducir tiempos de instalación y costos de 
mantenimiento, convirtiéndolo en una opción mucho más atractiva para la 
explotación primaria, secundaria o bien, para trabajar en conjunto con otros 
sistemas de producción en el fondo marino. 
Para este desarrollo se contemplará un sistema de BN que inyecta el gas por 
medio del riser, al ser un sistema poco costoso, ya desarrollado y confiable para 
6 
 
aumentar la producción y generar rentabilidad, posteriormente analizar las vidas 
productivas que podrían llegar a presentar y comparar con variables económicas 
de ambos SAP. 
1. Generalidades del Manejo de la Producción y del BEC 
en sistemas submarinos de producción en Aguas 
Profundas. 
 
Alrededor de tres o cuatro décadas atrás los equipos de producción submarinos 
comenzaron con componentes de cabezales de pozo y colectores de distribución 
de flujo. Posteriormente fueron concebidos sistemas de impulso (incluyendo 
equipos dinámicos - bombas monofásicas o polifásicas, y, finalmente, los 
compresores) como medio para convertir la producción viable de campos 
marginales remotos con largos puntos de amarre a la plataforma de producción. 
Estas iniciativas se asumieron principalmente como parte de la estrategia de 
aseguramiento de flujo en los campos de producción costa fuera. (Anikpo, A., & 
Beltrami, F., mayo 2005) 
 
Actualmente existe una tendencia a aumentar la complejidad de los sistemas de 
producción submarinos mucho más allá de los manifolds y otras estaciones de 
maniobra. Por ello hay que identificar las restricciones del entorno submarino y las 
necesidades de soluciones no convencionales. 
7 
 
 
Fig. 1.1 Sistemas de producción en aguas profundas 
y componentes superficiales. 
 
En México la mayor producción de aceite pesado y ligero proviene de las regiones 
marinas de golfo de México. Cantarell era uno de los campos que aportaron hasta 
2,100 millones de barriles por día, en el año 2001. Actualmente produce menos de 
200 mil barriles diarios, sin embargo, esta declinación de producción está siendo 
compensada por el activo Ku-Maloob-Zaap. Dicho esto, las tecnologías y la 
explotación en aguas profundas deben desarrollarse a modo que países petroleros 
como México puedan seguir extrayendo volúmenes considerados de 
hidrocarburos y sostener su economía. 
 
1.1 Introducción a sistemas artificiales de producción en aguas 
profundas 
 
Para la etapa de terminación en aguas profundas se incluyen también los SAP, sin 
embargo, el bombeo mecánico no es utilizado debido a lo remoto del equipo y el 
tamaño del equipo superficial que lo vuelven prácticamente inviable. El BN 
inteligente se aplica normalmente en pozos de aceite mediano y ligero, en 
8 
 
yacimientos que tengan un buen casquete de gas y a su vez cuenten con altas 
presiones. 
La mayoría de los aceites encontrados en aguas profundas son pesados o 
extrapesados y, en ocasiones, el BN inteligente no posee la fuerza necesaria para 
levantar los fluidos dentro del sistema. Debido a esto, el SAP más utilizado en 
aguas profundas es el BEC. 
El uso del BEC en aguas profundas, dado su versatilidad y su diseño compacto, 
se vuelve el sistema artificial ideal. Esta versatilidad se debe a la combinación de 
las válvulas de control de flujo, el variador de frecuencia y las bobinas de fondo. 
Tiene la capacidad de levantar aceites pesados, incluso puede hacerlo si estos 
aceites contienen agua o arena. Para eliminar la presencia de gas, se utiliza un 
separador de gas, que generalmente se produce por la tubería de revestimiento 
(TR) o bien, en este caso, por el riser. 
 
 
1.1.1 Principales retos y problemas en la producción en aguas 
profundas. 
 
En los últimos 17 años, el horizonte de reservas se ha mantenido en promedio en 
9 años, por tal motivo, los grandes actores del sector han optado por retomar el 
esfuerzo exploratorio costa fuera. En este sentido, el gasto mundial en perforación 
costa fuera ha ido aumentando progresivamente, pasando de US$20.000 millones 
en el año 2000 a US$85.000 millones en 2017, lo cual refleja un aumento del 
325% en 17 años. 
Así mismo, la inversión aproximada para perforar cada uno de estos pozos es un 
54% mayor con relación a los terrestres, el primero de ellos requiere US$17 
millones y el segundo US$11 millones, en promedio. Además el costo diario en el 
proceso de perforación se tiene que para el pozo costa fuera es en promedio de 
US$205.7002, un 28% más que para el terrestre. 
9 
 
La diferencia no solo se aprecia en el contexto productivo, también hay una brecha 
notable en la exploración marítima y en la fase de transporte para refinamiento y 
distribución. (José Luis Langer, junio 2015). 
 
 
Fig 1.2 Costos de perforación de pozos. 
(Fuente: American Petroleum Institute, Schlumberger, Environmental Law Alliance Wordlwide, Rigzone, 
Information Handling Services, Oil and Gas Investments.) 
 
Fig 1.3 Costos de exploración y transporte. 
(Fuente: American Petroleum Institute, Schlumberger, Environmental Law Alliance Wordlwide, Rigzone, 
Information Handling Services, Oil and Gas Investments) 
 
10 
 
Por otro lado, después de extraídos los recursos en plataformas marítimas, estos 
se deben transportar, en este sentido el costo de movilización continental por barril 
costa fuera es de US$27,09, un 91% más caro que el terrestre. 
Ahora bien, dentro de las operaciones e instalaciones que se llevan en aguas 
profundas, se derivan los problemas en estos principales puntos: 
 
1. Operación remota y procesamiento submarino. 
En la actualidad, la producción de crudo se presenta en áreas más remotas y con 
un mayor tirante de agua. Las operaciones que se efectúan en estos ambientes 
submarinos se realizan mediante robots. 
 
2. Vibraciones por corrientes marinas y oleaje. 
Los movimientos provocados por el oleaje en los sistemas flotantes de producción 
hacen tomar en cuenta el diseño de los siguientes equipos: equipo de proceso 
(como internos de equipo de separación), arreglo de equipos y sistemas en 
cubierta, eficiencia de equipo de procesamiento, diseño detallado de estructuras y 
sistemas de tubería en cubierta. Asimismo, los movimientos de las estructuras 
causados por las corrientes marinas inducen vibración en las tuberías, por lo cual 
estas tienden a fatigarse. 
 
3. Cambios de temperaturas y altas presiones. 
Las presiones altas y temperaturas bajas que comúnmente se encuentran en la 
explotación de campos en aguas profundas, pueden causar la formación de 
hidratos, parafinas y asfaltenos, que se acumulan y pueden bloquear el flujo de 
fluidos dentro de las TP. Estos bloqueos son costosos debido a que interrumpen la 
producción. 
 
4. Complejidad de los procesos de tratamiento de gas 
Para el transporte de hidrocarburos, tales como petróleo y gas, se utilizan 
diferentes presiones dependiendo la profundidad a la que se encuentren para 
llevarlos a la superficie. En caso de aguas profundas, en ocasiones se utilizarán 
11 
 
presiones mayores a 200atm lo que generaría compresión de la mezcla de gas-
líquido (licuefacción) y un eficiente levantamiento de la columna de fluidos.Otro factor importante es el aprovechamiento de gas en aguas profundas que, 
generalmente se utiliza para generar energía eléctrica a través de generadores 
colocados cerca del sistema flotante de producción. 
 
5. Confiabilidad y Seguridad operativa de procesos 
Los sistemas flotantes de producción se mantienen operando indefinidamente por 
lo que al estar alejados de la costa se debe estar preparado para cualquier 
anomalía durante el proceso, se requiere entonces disponibilidad de equipo, 
refaccionamiento, así como estar pendientes de falla del equipo y procesos. 
También es indispensable llevar un análisis de riesgos complejo, teniendo en 
cuenta la complejidad que puede llegar a tener el equipo de seguridad. 
 
6. Limitaciones en espacio y peso aún más severas 
Se deberá hacer el diseño de topside para toda la vida de producción del campo 
(agua asociada hasta de 90% respecto al crudo explotado), teniendo en cuenta el 
equipo y los módulos de sistemas de proceso. 
 
 
1.2 Introducción al BEC en aguas profundas. 
 
Al aumentar las profundidades en el desarrollo submarino y las longitudes de 
alcance de pozos, se requieren métodos de tecnología más avanzados y más 
económicos para producir las reservas a lo largo de la vida de los campos en 
aguas profundas. Las compañías petroleras presentan novedosas soluciones que 
maximizan la producción y reducen los costos, expandiendo así los límites de 
desarrollo económico de la tecnología submarina. 
El sistema artificial de producción conocido como BEC, es instalado regularmente 
cuando existe presencia de aceites pesados, el acceso de gas de inyección es 
limitado o las presiones del fondo del pozo impiden que se implemente un BN. 
12 
 
Desde un inicio, las unidades de BEC han sido sobresalientes dentro de los SAP 
al manejar grandes gastos en comparación con los otros tipos de SAP. Su 
aplicación costa fuera ha demostrado que es un sistema altamente confiable y 
sumamente rentable, esto se respalda con datos duros ya que actualmente el 10% 
de la producción de aceite es producida a través del BEC. 
En un comparativo del BN continuo en aguas profundas, el BEC establece un 
mayor potencial de producción, así como el manejo de grandes cantidades de 
agua y la producción de aceites pesados. Este sistema provee una fuerza 
centrífuga para presurizar los fluidos producidos y permitir el desplazamiento de 
estos a la superficie, su funcionamiento requiere una bomba centrífuga que está 
conectada a un motor eléctrico que utiliza un cable de suministro de energía. 
La bomba está diseñada para soportar la carga del fluido, debe resistir la corrosión 
debido a que como se ha mencionado antes, el principal problema es determinar 
nuevos materiales que permitan soportar los ambientes extremos en tirantes de 
aguas profundas. 
Principales problemas del BEC en aguas profundas: 
 
 El consumo de energía que requiere el motor. 
 Es difícil trabajar si se encuentra gran presencia de gas. 
 Es requerido el desarrollo de nuevo equipo para permitir la transmisión de 
energía en tirantes de aguas profundas. 
 La instalación suele ser costosa. 
 
A lo largo del tiempo el diseño del BEC ha sido mejorado permitiendo en la 
actualidad utilizar materiales que soportan altas temperaturas y los gastos de 
producción con los que se trabaja, asimismo ser instalado dentro del pozo o fuera 
de él. Es de gran importancia la evaluación de este sistema artificial de producción 
para el aseguramiento de flujo, ya que su diseño debe ser confiable y debe 
abordar un buen control y monitoreo de su funcionamiento. 
13 
 
El BEC es un sistema que promete nuevos avances tecnológicos para su uso en 
tirantes de aguas ultra-profundas. En cuanto a su eficiencia, el BEC puede ser 
hasta un 40% más eficiente que un sistema con inyección de gas, haciéndolo un 
sistema más atractivo para las instalaciones en aguas profundas. Estos sistemas 
se instalan tradicionalmente en el fondo del pozo y pueden utilizar un sistema de 
seguridad de BN por si se requiere realizar actividades de mantenimiento a la 
bomba o el remplazo de esta por alguna falla técnica, y se pueda seguir con la 
producción de hidrocarburos. (Eldon Ball, junio 2015) 
Básicamente, estos sistemas están diseñados para los ambientes submarinos, 
simplemente las bombas han tenido un rediseño para contrarrestar los problemas 
de presión e instalación en tirantes de aguas profundas y ultra-profundas. Entre 
las ventajas principales del BEC se encuentra la reducción de costos de 
instalación o de alguna intervención que se requiera ya que son instalados 
mediante sistemas flotantes o plataformas semi-sumergibles. Otra de las ventajas 
que se ha determinado con el uso de este sistema es que un solo sistema de BEC 
puede impulsar la producción de varios pozos para reforzar el flujo de los 
hidrocarburos que se producen en el yacimiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig 1.4 Visualización del desempeño de un sistema BEC. 
14 
 
1.2.1 Ventajas y desventajas del uso del BEC en aguas profundas. 
 
Algunas de las principales ventajas de un sistema BEC en aguas profundas son: 
 
 Las instalaciones superficiales que requiere el sistema no son obstáculo 
para alojarse en la estructura superficial. 
 Tiene una eficiencia energética (alrededor del 50%) relativamente alta para 
sistemas con producción arriba de 1000bpd (barriles por día) 
 Mayor compatibilidad con las condiciones de presión y temperatura en el 
pozo. 
 Accesible para instalarse y simplicidad de operación en tirantes de agua 
más profundos. 
 Se adapta a los altos gastos de producción. 
 Puede reducir las pérdidas por fricción, llevando a un gasto más elevado de 
flujo o reduciendo los requerimientos de potencia 
 Se podría prolongar la vida productiva del cable de potencia y un mejor 
funcionamiento de este al estar protegido por la tubería flexible (TF). 
 El mantenimiento del sistema y su reparación pueden requerir lapsos 
menores de tiempo. 
 
 
Y dentro de las principales desventajas se encuentran: 
 Puede tener elevados costos de reparación y mantenimiento. 
 Experiencia limitada en la aplicación del sistema. 
 Innovación de mejores cables eléctricos para suministrar energía a la 
bomba. 
 Debido al rango de potencia del motor y su tamaño, el tirante de agua 
puede ser limitado. 
 Aceites con alta viscosidad incrementan los requerimientos de la bomba 
 Disponibilidad de una fuente de suministro de energía. 
 
15 
 
1.3 Ventajas y desventajas de los sistemas artificiales de producción 
en risers. 
 
BEC BN 
Ventajas Desventajas Ventajas Desventajas 
Puede levantar 
volúmenes 
extremadamente 
grandes 
Solo aplicable con 
poder eléctrico 
Puede manejar 
grandes 
volúmenes de 
sólidos con 
problemas 
menores. 
El levantamiento 
de gas no 
siempre está 
disponible. 
No obstruye en 
zonas urbanas 
Requiere de altos 
voltajes (1000V) 
Maneja grandes 
volúmenes en 
pozos con alto 
índice de 
productividad 
No es eficiente en 
el levantamiento 
en campos 
pequeños o con 
un pozo. 
Aplicable costa 
fuera 
Impracticable en 
pozos con bajo 
volumen o poco 
profundos. 
No obstruye en 
zonas urbanas. 
Dificultad para 
levantar 
emulsiones y 
crudos viscosos 
Corrosión y 
escala de 
tratamiento fáciles 
de realizar 
Costoso cambiar 
de equipo que 
coincida con la 
capacidad de un 
pozo en declive 
La fuente de 
poder puede ser 
situada a 
distancia 
Congelamiento de 
gas y problemas 
con hidratos. 
Simple de operar Los cables 
causan problemas 
en la 
manipulación de 
las tuberías. 
El levantamiento 
de pozos de gas 
no es un 
problema 
No se pueden 
producir con 
eficacia pozos 
profundos para el 
abandono. 
16 
 
Fácil de instalar el 
sensor de presión 
en el fondo de 
pozo para tomar 
medidas en 
superficie. 
El sistema está 
profundamente 
limitadodebido al 
costo del cable y 
la imposibilidad 
de instalar 
suficiente poder 
en el fondo del 
pozo. 
Flexibilidad en la 
conversión de 
continua a 
intermitente para 
BN en pozos en 
declive. 
Algunas 
dificultades en 
analizar 
correctamente sin 
supervisión con 
ingeniería. 
Disponibilidad de 
diferentes 
tamaños. 
No es fácilmente 
analizable a 
menos que se 
tengan buenos 
conocimientos de 
ingeniería 
Es fácil de 
obtener presiones 
y gradientes del 
fondo del pozo. 
La carcaza debe 
resistir la presión 
de elevación. 
Los costos para 
elevar volúmenes 
grandes son 
generalmente 
bajos. 
La producción de 
gas y solidos 
causan ciertos 
problemas. 
Algunas veces útil 
con unidad de 
cableado. 
Problemas de 
seguridad con 
altas presiones de 
gas. 
Los agujeros 
desviados no 
presentan 
problemas. 
Flexibilidad del 
sistema en tasas 
de baja 
producción. 
Los agujeros 
desviados no 
presentan 
problema. 
 
 Más tiempo de 
inactividad 
cuando se 
encuentran 
problemas porque 
la unidad se 
encuentra en el 
La corrosión no 
es un adversario 
usual. 
 
17 
 
fondo del pozo. 
 Limitaciones en 
los tamaños de 
las carcazas 
Es aplicable costa 
fuera. 
 
 No se puede 
establecer por 
debajo de la 
entrada de fluido 
sin una cubierta. 
 
1.4 Generalidades del BEC en aguas profundas. 
 
En trabajos costa fuera es primordial tener en cuenta que los costos de 
intervención en las plataformas son muy elevados. En el caso de uso del BEC, su 
vida útil se ve directamente reflejada en la rentabilidad de su operación y, de la 
misma manera la necesidad de una fuente de poder cercana afectará el costo 
inicial del proyecto. 
Las condiciones iniciales del yacimiento guiarán a nuestro estudio a elegir el SAP 
más apropiado considerando parámetros que puedan afectar su buen desempeño. 
Para una buena selección del SAP se debe contar con datos como: desviaciones 
de pozos, propiedades de los fluidos (viscosidades, densidades, Rs, Bo, etc), 
temperaturas, profundidades, disponibilidad de energía, vida útil del equipo, 
producción esperada, entre otros. 
El BEC, también conocido como bombeo eléctrico, es un método de levantamiento 
artificial que se caracteriza por emplear una bomba centrífuga ubicada en el fondo 
del pozo para producir los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del 
pozo hasta el separador. Este sistema desde su primera aplicación en un pozo 
18 
 
petrolero en 1929 ha demostrado ser eficiente y económico pero debido a diversas 
razones no siempre puede resultar el mejor. Es decir, para su aplicación se deben 
reunir características que no afecten su funcionamiento, como las altas relaciones 
gas-aceite, altas temperaturas, presencia de arena en los fluidos producidos y 
medio ambiente de operación agresivo, que son factores con influencias 
indeseables sobre la eficiencia del aparejo. (Luis Nava y Lizeth Ortiz, Universidad 
de Zulia, junio 2016) 
 
 
Fig 1.5 Bomba electrocentrífuga (BEC) 
 
Los avances tecnológicos en la actualidad han contrarrestado algunas limitantes 
que se tenían en la bomba. Gracias a estos avances ahora se puede implementar 
el BEC a mayores profundidades, temperaturas internas alrededor de 560°F y con 
un manejo de volumen de gas libre de hasta un 75%, aumentando el rango de 
aplicación en campos con características que anteriormente descartaban el 
empleo de un BEC. 
19 
 
El BEC trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos que van desde 
70 hasta 100 000 [bpd], dependiendo la TR. Sus condiciones son propicias para 
producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas-aceite. No 
requieren de grandes instalaciones de superficie, sólo de un tablero de control de 
velocidad y cable. 
Gracias a las mejoras tecnológicas y desarrollo de equipo como; cables 
submarinos, conectores submarinos, transformación y transmisión de energía a 
larga distancia, así como arboles submarinos mejorados se ha podido contribuir en 
la producción en aguas profundas. 
1.4.1 Componentes del BEC 
 
EL BEC sumergido se constituye por los componentes: 
 Sub-superficiales; Los componentes que se encuentran en el fondo 
son: motor eléctrico, protector, separador de gas, bomba 
electrocentrífuga, cable conductor y sensor de fondo 
 Superficiales; variador de frecuencia, cable superficial, tablero de 
control, transformador, caja de venteo, interruptor y cable de 
potencia superficial 
 Accesorios necesarios para asegurar una buena operación; flejes de 
cable, extensión de la mufa, válvula de drene, válvula de 
contrapresión, centradores, sensor de presión y temperatura de 
fondo, dispositivos electrónicos para control de motor, caja de unión, 
y controlador de velocidad variable. 
 
20 
 
 
1.4.2 Componentes subsuperficiales 
 
 
Los componentes que se encuentran en el fondo son: 
 motor eléctrico 
 protector 
 separador de gas 
 bomba electrocentrífuga 
 cable conductor 
 sensor de fondo 
 
 
 
 
Protector 
Bomba 
Descarga 
Entrada (Intake) 
Separador de gas 
Cable de 
poder 
Fig. 1.6 Componentes del BEC 
Tubería de 
producción 
Válvulas de 
retención y drene 
Tablero de 
control 
Transformador 
Tubería de 
revestimiento 
Tanques 
Cabezal 
Cable 
plano 
Bomba 
centrífuga 
Cable 
redondo 
Flejes 
Motor eléctrico 
Flejes 
Separador 
de gas 
Protector 
21 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.4.3 Componentes superficiales 
 
Los elementos superficiales son: 
 variador de frecuencia 
 cable superficial 
 tablero de control 
 transformador 
 caja de venteo 
 interruptor 
 cable de potencia superficial 
 
1.5 Risers. 
 
Un riser es un tubo que conecta una estructura de producción flotante o una 
plataforma de perforación con un sistema submarino para fines de explotación 
Fig 1.7 Equipo Subsuperficial de un sistema BEC convencional 
22 
 
costa fuera, tales como perforación, producción, inyección y extracción, o para 
fines de perforación, terminación y rehabilitación de pozos. 
Los risers son considerados los productos más críticos en un desarrollo de ductos 
costa fuera, teniendo en cuenta las cargas dinámicas y las condiciones de servicio 
a las que se someten. (Yong Bai y Qiang Bai, 2005) 
En unidades de perforación, los risers son usados para transportar fluidos para 
controlar el pozo, y en las plataformas de producción son utilizados para 
transportar los hidrocarburos desde el suelo marino a la plataforma superficial. 
Existen grandes grupos de risers utilizados en los sistemas flotantes de 
producción: los flexibles, los rígidos tensionados en su extremidad superior (top 
tensioned risers), los híbridos y en forma de catenaria. (S. Hatton, H. Howells, 
junio 1996) 
 
Fig. 1.8 Diferentes arreglos de risers en sistemas flotantes de producción. 
 
1.5.1 Riser flexible 
 
23 
 
Los risers flexibles pueden ser construidos de TF y de tubería rígida en una 
configuración que permita la absorción de los movimientos laterales y verticales de 
las unidades flotantes. Actualmente son la solución más común para sistemas de 
producción flotantes, principalmente se elabora con alambres de acero y 
polímeros. 
Las configuraciones principales utilizadas en estos riser son lazy wave, steep 
wave y lazy S, entre otras (fig 1.9) estas configuraciones dependen en gran 
medida a la profundidad de trabajo, el grado de movimiento que refleje el tipo de 
unidad flotante que se esté utilizando, las condiciones del ambiente y restricción 
de espacio. Cada capa de un riser flexible es construida de manera independiente, 
pero diseñada para interactuar con las demás. El número de capas que lo 
componen varían de cuatro a diecinueve, dependiendo de la aplicación y del 
tirante de agua. 
Los risers flexibles pueden permanecer conectados en las condiciones 
ambientales más severas, por su capacidad para resistirgrandes movimientos; 
además de que tiene una gran flexibilidad en cuanto a la prefabricación, el 
transporte y la instalación. Sin embargo, pueden tener grandes limitaciones con 
respecto a los diámetros, presión, temperatura y composición de los fluidos; los 
procedimientos de diseño son algo complejos; existe un gran riesgo de migración 
de gas; los costos por material y fabricación son muy elevados y es muy sensible 
a las corrientes marinas. 
 
Fig 1.9 principales configuraciones para risers 
24 
 
 
1.5.2 Riser rígido tensionado 
 
Los risers rígidos tensionados (top tensioned risers), son tuberías de acero 
verticales que son sujetos por una fuerza de tensión aplicada en el sistema 
flotante para garantizar su estabilidad. La mayoría de los risers de este tipo que se 
utilizan en las SPAR utiliza un sistema que le dé una tensión superior, ya sea un 
ARCAIN o tensores hidroneumáticos. Los parámetros para la selección de estos 
tipos de risers son los que están relacionados directamente a este como lo es su 
propio peso, el cual se relaciona a su vez con la profundidad de trabajo y las altas 
presiones de yacimiento. Estas variables reflejan en el hecho de que al aumentar 
el peso del riser se incrementa el tamaño de los ARCAINS o los requerimientos 
del sistema de tensión hidroneumático, elevando el costo del proyecto 
automáticamente. 
La principal desventaja de estos risers es su número limitado de risers en cubierta, 
debido al complejo sistema de tensores, además de los impactos que recibe de los 
movimientos y esfuerzos se refleja en la unidad que lo sostiene. Su principal 
ventaja es la facilidad de los trabajos de operación en superficie. 
 
25 
 
 
Fig 1.10 Arreglos de risers rígidos tensionados (Top Tensioned Riser) 
 
1.5.3 Riser híbrido. 
 
Los riser híbridos son una combinación de tubos rígidos de acero, utilizados en la 
parte profunda del sistema, y de TF, colocados en la parte superior que conecta al 
sistema flotante. Dentro de los risers híbridos se encuentran las torres de riser 
(tower riser), los riser de una línea con flotador en su parte superior (SLR del 
inglés Single Leg Riser) y los risers con flotador en la parte superior y anclados al 
fondo marino a través de un tendón (TLR del inglés Tensión Leg Riser) (Barranco, 
2004). 
 
26 
 
 
Fig 1.11 Arreglo de risers híbridos con flotador en la parte superior y anclados al fondo 
marino a través de un tendón (Tensión Leg Riser) 
 
2. Estado de la tecnología de los sistemas artificiales de 
producción en aguas profundas. 
 
2.1 Sistemas artificiales de producción en aguas profundas 
 
Las compañías petroleras con mayores reservas de hidrocarburos en el mundo y 
con mayor presencia en aguas profundas, en algunas el 60% de sus reservas 
proviene de su producción costa fuera, de este modo es esencial una alta 
27 
 
productividad por parte de los SAP en donde estos juegan un papel muy 
importante en la explotación de campos costa fuera. (Ernesto Iniesta, mayo 2013). 
 
2.1.1 Caisson 
 
El sistema Caisson Separator fue desarrollado por las compañías Shell y FMC. 
Este sistema consiste en un cajón hidráulico de más de 300ft de largo que es 
hincado en el suelo marino. Contiene un separador ciclónico gas/líquido en la cima 
y una bomba electrocentrífuga, alojada en la parte inferior del Caisson. 
La corriente multifásica entra al Caisson por el extremo superior y fluye hacia 
dentro del separador a través de una entrada tangencial que tiene un cierto ángulo 
de inclinación. La corriente de flujo se separa en líquido y gas mientras viaja en 
forma descendente siguiendo una trayectoria de espiral. Adicionalmente ocurre la 
separación del líquido más pesado que se pega a las paredes del separador por 
acción de las fuerzas centrífuga y gravitacional. El líquido entonces fluye hacia la 
parte baja, al cárter del Caisson, donde está la bomba eléctrica sumergible que lo 
conduce hacia una línea de flujo llevada a la instalación superficial de producción. 
El gas liberado fluye hacia la instalación superficial con su propia presión (presión 
de separación del Caisson) en una línea de flujo separada. (Fig. 2.1) 
 El flujo multifásico fluye por medio del jumper hacia el receptor en la base. 
 El flujo pasa a través de la curva y entra hacia el bloque en ángulo 
tangencial. 
 El gas se separa del líquido y fluye hacia arriba y los líquidos bajan hacia el 
sistema de bombeo, dentro del separador. 
 La bomba electrocentrifuga es suspendida desde la superficie con la TP. 
 El gas es liberado del flujo multifásico, fluyendo a través del espacio anular. 
 
28 
 
 
 
Fig. 2.1 Esquema del sistema de separador vertical tipo Caisson 
 
2.1.2 VASPS 
 
Un enfoque particularmente innovador para la separación de fluidos del pozo en 
corrientes de gas y de fase líquida en una ubicación submarina, es el sistema de 
separación y de bombeo anular vertical (VASPs), como se describe en la patente 
de EE.UU. Nº 4.900.433, titulada "Vertical Separador de aceite", cedida a The 
29 
 
British Petroleum Company. Una unidad VASPs se utiliza con frecuencia como 
parte de un sistema submarino multifásico y método de elevación artificial para 
aumentar las tasas de producción de yacimientos. 
 
El VASPs es un sistema de separación y de bombeo de dos fases (gas-líquido) 
que puede ser instalado en un pozo submarino (llamado “pozo tonto”) cerca de la 
línea de lodo del suelo submarino. El "pozo tonto" es un pozo simple, típicamente 
forrado con una carcasa o estructura de tubos similares, que se extiende en la 
superficie submarina cerca de la línea de lodo a una distancia adecuada para 
recibir el VASPs. Bybee, K. (octubre 2002) 
El VASPs recibe un flujo completo del fluido del pozo y separa la corriente en una 
corriente de fase de gas y una corriente de fase líquida. La corriente de fase de 
gas se dirige entonces a una línea de flujo y se transporta a otras instalaciones 
para el tratamiento adicional, mientras que la corriente en fase líquida se bombea 
desde el VASPs a través de una línea de flujo separado a otras instalaciones de 
tratamiento. Tal separación submarina proporciona varios beneficios, incluyendo la 
separación primaria de fases líquido-gas en una ubicación submarina, lo que 
reduce la necesidad de grandes separadores en las plataformas en alta mar. 
Además, una disposición de este tipo disminuye los efectos de escurrimiento 
asociados con tal flujo de dos fases gas-líquido, proporcionando una velocidad de 
flujo de fluido constante a la plataforma de producción en alta mar. 
Una unidad típica VASPs puede ser una unidad independiente que incluye una 
carcasa de presión exterior, un conjunto separador (hélice interior), un anillo de 
descarga de gas, un tubo de descarga de líquido, una bomba de descarga de 
líquido, y un motor eléctrico para accionar la bomba de descarga de líquido (Fig. 
2.2). Toda la unidad VASPs entonces será colocada en una carcasa exterior que 
pueden ser cementada en el “pozo tonto” en el lecho marino. Alternativamente, 
una unidad de VASPs puede ser colocado en una carcasa exterior montado en un 
soporte colocado en o cerca de la línea de lodo submarino. 
 
30 
 
 
 
Fig. 2.2 Esquema del Sistema de Separación Vertical Anular 
 y de Bombeo (VASP) 
 
 
Durante el funcionamiento de una unidad de VASPs, una corriente bien de 
múltiples fases (por lo general consiste en petróleo crudo, gas natural, líquidos de 
gas natural, y agua salada) entra en la carcasa de presión exterior y se dirige al 
separador hélice interior para la separación primaria del gas y el líquido corrientes 
de fase. Esta separación primaria se lleva a cabo mediante la aplicación de 
fuerzas centrífugas creadas por la forma cilíndrica de la hélice. Los flujos de gas 
separado van hacia el centro de la unidad de VASPs en un anillo de descarga y 
31 
 
hasta una cámara de expansión de gas. Luego,el gas sale de la unidad VASPs en 
una línea de flujo separado para su entrega a un tratamiento adicional y en las 
instalaciones de producción (por lo general la plataforma costa fuera). Mientras 
tanto, el líquido desgasificado fluye en una dirección a contracorriente del gas y 
sale por el separador de hélice en un área del suministro de líquido donde es 
bombeada por la bomba de descarga de líquido a través del tubo de descarga de 
líquido en una línea de flujo separado para su entrega a y tratamiento adicional en 
la instalación de producción (de nuevo normalmente a la plataforma costa fuera). 
(fig. 2.3) 
 
Dos de los componentes clave para la eliminación de los líquidos producidos a 
partir de una unidad de VASPs son el motor eléctrico y la bomba de descarga de 
líquido. El motor eléctrico se combina frecuentemente con la bomba de descarga 
de líquido para formar una unidad integrada que se refiere como una " bomba 
eléctrica sumergible". El BEC normalmente se controla y se alimenta a través de 
un cordón umbilical en comunicación con un sistema de control remoto y una 
fuente de alimentación. El BEC, descarga los líquidos separados producidos a 
través de la tubería de descarga de líquido. 
 
Es importante mencionar que el sistema de control del VASPS utiliza sensores de 
nivel para monitorear el nivel de líquido en el separador, debido a que: 
 Mantener el nivel de líquido en un punto óptimo maximiza la 
eficiencia del separador. 
 Mantener el nivel de líquido arriba de la entrada de la bomba 
previene algún daño en ella. 
 Mantener el nivel de líquido debajo de la salida de gas evita el 
acarreo de líquido en la línea de gas. 
32 
 
 
Fig. 2.3 Diagrama de producción con Sistema de 
Separación Vertical Anular y de Bombeo (VASP) 
 
 
2.1.3 Bombeo neumático en risers 
 
El BN en risers es uno de los métodos que ha probado buen funcionamiento en 
desarrollos submarinos para mejorar la producción. El BN puede ser usado como 
un método efectivo para eliminar el bacheo severo de líquido que usualmente 
ocurre en líneas de flujo con pendientes muy marcadas. En algunos casos, el BN 
puede ser usado para incrementar factibilidad de uso para la prevención de 
hidratos 
33 
 
En la mayoría de los casos el BN solamente es necesario durante las últimas 
etapas de producción, los gastos de producción de aceite pueden ser bajos y los 
de agua podrían ser bastante altos. 
Este sistema consiste en la inyección a un predeterminado gasto de gas dentro de 
una línea de producción (riser) en el lecho marino. Esto es aplicado a los sistemas 
de producción de aceite. Este gas inyectado es provisto desde una instalación, a 
través de un riser para BN. Las razones del BN pueden variar, pero las más 
importantes en relación con aseguramiento de flujo son: 
 Producción mejorada. 
 Estabilización de flujo. 
 Disminución de presión en la línea de flujo. 
 
El BN es necesario usualmente para casos donde el corte de agua es alto y/o el 
fluido del yacimiento RGA o presión del yacimiento es baja. 
El BN es necesario en varias etapas de la vida del campo, puede ser requerido por 
más de una razón. La etapa de la vida del campo en la que se requiere BN debe 
detectarse para así instalar el sistema de forma oportuna. En muchas ocasiones el 
BN no es viable. En algunos casos la instalación del BN o un incremento del gasto 
de gas pueden perjudicar el comportamiento del sistema submarino. Determinar si 
el BN puede ser necesario o no depende de: 
a) Incremento de la producción. 
b) Alto corte de agua 
c) Baja RGA 
d) Profundidad 
e) Mayor desplazamiento en líneas de flujo 
f) Líneas inclinadas 
 
34 
 
 
Fig. 2.4 Esquema de producción con BN 
 
2.1.4 Bombeo neumático en risers con tubería flexible 
 
Este sistema se acentúa en SAP en aguas profundas, por los tirantes de agua 
relativamente grandes y las bajas temperaturas que se presentan, para los cuales 
el patrón de flujo multifásico generalmente es intermitente (bache), generando 
altas pérdidas de presión por elevación al presentarse en ocasiones el bacheo 
severo. Se plantea la implantación de un sistema que considere los dispositivos 
necesarios para la introducción de una TF por el interior del riser de producción 
desde la plataforma a la que llega dicho riser. 
 
El hecho de contar con una tubería en el interior del riser, reduce el área 
disponible al flujo lo que permite reducir el colgamiento de líquido y la densidad de 
la mezcla y por consiguiente las pérdidas de presión por elevación, ventaja que no 
se obtiene con el método de suministrar el gas de BN por una tubería externa en 
la base del riser. 
35 
 
Este sistema considera el modelado del comportamiento de los pozos, la línea 
submarina y el riser que hace llegar la producción a una TLP. Con este 
planteamiento se pretende reducir la densidad de la mezcla producida por los 
pozos y las pérdidas de presión por elevación, proporcionando mejores 
condiciones de flujo al modificar la frecuencia y dimensión de los baches o el 
patrón de flujo mismo. 
 
2.2 Estado del arte del BEC en aguas profundas 
 
Se ha comprobado que el BEC resulta rentable para aplicaciones de campos en 
aguas profundas como se muestra en los casos prácticos, a pesar de la 
considerable inversión que éste implica, sin embargo, el uso del sistema BEC para 
la explotación de campos en aguas profundas del Golfo de México, se encuentra 
aún en la etapa de exploración. Por ello tal vez a mediano o a largo plazo se 
podría considerar el sistema BEC como una opción rentable. 
 
2.2.1 Campo Marimba 
 
La primera instalación de un BEC combinado con un caisson en el fondo marino 
se encuentra en el campo marimba, Brasil, con 1296ft de tirante de agua. El 
proyecto comenzó en el año en el año 2000 y a partir del 2001 comenzó a operar, 
sin embargo, a menos de 6 meses de su arranque experimentó una falla, por 
tanto, la bomba tuvo que ser reemplazada en 2004 y en 2005 nuevamente entró 
en funcionamiento ahora durante 3.5 años, hasta que el pozo fue cerrado en 2008. 
 
2.2.2 Campo Jubarte 
 
El campo Jubarte, en Brasil, fue el segundo campo en el mundo en colocar un 
BEC en un Caisson del fondo marino, mismo que fue situado a 4429ft de tirante de 
36 
 
agua. La bomba comenzó a funcionar en marzo del 2007 y fue hasta 28 meses 
después que se tuvo que intervenir por problemas operacionales. 
Así mismo este campo ha tenido varios pozos con sistemas BEC en algunos de 
ellos y en algunos otros, BN. Un caso de los más importantes fue la intervención e 
instalación de un sistema BEC por encima de un árbol submarino con capacidad 
de levantamiento de 25,000BPD y potencia de la bomba de 900hp. Con base a 
esto Petrobras cada vez confiaba más en el uso de este sistema y los resultados 
eran cada vez más convincentes lo que llevó a perfor ahora “Dummy Wells”, que 
son “pozos falsos” en donde va colocado un BEC encapsulado y conectado por la 
parte superior de donde llega la producción de uno o varios pozos y de ahí los 
impulsa a las instalaciones superficiales. 
El sistema definitivo del campo comprendió 11 nuevos pozos, los cuales, al igual 
que los perforados en la fase 1, dirigieron su producción a los “Dummy Wells” 
como principal sistema artificial de producción y quedando el BN como sistema de 
respaldo. 
 
2.2.3 Campo Navajo 
 
Con profundidades que van desde 3600 a 4200ft de tirante de agua, el campo 
Navajo, localizado en la Ribera oriental del golfo de México comenzó operaciones 
en diciembre del 2005 y fue hasta enero del 2007 que se requirió intervenir. Fue la 
compañía Anadarko que tomó la iniciativa e instaló un BEC en el riser, para 
aumentar la producción del pozo EB 690 No 1. 
Antes de la instalación, el pozo tuvo problemas con baches de gas y las grandes 
pérdidas de volúmenes de líquido por fenómenos de colgamiento y resbalamiento 
entre fases, dichos problemas fueron resueltosal instalar el BEC y prolongó la 
vida productiva de dicho pozo por más de 3 años. 
 
37 
 
 
3. Planteamiento de la configuración del BEC con tubería 
flexible en risers. 
 
3.1 Conceptos básicos del aseguramiento de flujo en aguas profundas. 
 
Se entiende como aseguramiento de flujo las actividades que dan solución a 
problemas de control, prevención y remediación de obstrucciones en el flujo de 
fluidos dentro de un sistema, que generalmente se conforma de un yacimiento, el 
pozo y termina en las instalaciones superficiales. Así mismo involucra a distintas 
ciencias y la ingeniería para contrarrestar problemas ocasionados por hidratos, 
parafinas, asfaltenos, incrustaciones minerales, corrosión y así mejorar el 
transporte de fluidos hacia la superficie. (K. M. Jamaluddin, C. S. Kabir, noviembre 
2012) 
Para mejorar el retorno de la inversión, los operadores deben de reconocer y 
manejar cualquier anomalía que pudiera afectar los fluidos de yacimiento durante 
su desplazamiento por el sistema de producción hasta la instalación de 
procesamiento. Algunas de estas anomalías solo se identifican a través de análisis 
y modelado de los comportamientos de los fluidos y de este procedimiento se 
encargan los especialistas en el aseguramiento del flujo, la información que 
obtienen a partir de dicho procedimiento sirve como base para el desarrollo de una 
estrategia de producción global. (Schlumberger, julio 2015) 
 
 
38 
 
 
Fig. 3.1 Red de flujo submarina donde se muestra la plataforma de producción, el tubo 
ascendente, la línea de flujo, el colector múltiple submarino, el empalme de tubería, el 
árbol de navidad y el pozo. En el inserto se muestra una línea de flujo con una 
acumulación de fango. 
 
El proceso de trabajo del aseguramiento del flujo comienza con el muestreo del 
fluido de formación durante la fase de perforación del programa de exploración y 
evaluación, el análisis de tal muestreo es fundamental para la identificación y 
caracterización del comportamiento de fases de las ceras, los asfaltenos y los 
hidratos que precipitan de los fluidos de yacimiento con los cambios de 
temperatura y presión, al igual con las propiedades físicas del petróleo, el gas y el 
agua producidos en un yacimiento. (BoyunGuo, XinghuiLiu, XuehaoTan, enero 
2017) 
https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/B9780128093740000210#!
https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/B9780128093740000210#!
https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/B9780128093740000210#!
39 
 
 
Fig 3.2 Distintas incrustaciones en tuberías que restringen el flujo de fluidos. 
 
Comprender los comportamientos de fases que acompañan los múltiples cambios 
a los que se someten el petróleo, el gas o el agua durante el proceso de 
producción, son clave para el desarrollo de estrategias de diseño, operación y 
remediación exitosas que maximicen el retorno de la inversión. 
De todo esto se encarga el equipo de aseguramiento de la producción submarina 
y su campo de acción se extiende desde el yacimiento hasta el tubo ascendente, 
lo que facilita el manejo de los retos a los operadores de áreas marinas. Los 
integrantes de los equipos se especializan en predicciones y modelado de flujos, 
análisis y todo lo relacionado con el control de los mismos, de manera que 
proveen un enfoque multidisciplinario totalmente integrado para la optimización de 
la producción proveniente de los campos submarinos. 
El aseguramiento de flujo puede dividirse en tres funciones relacionadas entre sí: 
1. El aseguramiento de flujo, que implica el análisis de muestras de fluidos de 
yacimiento para calificar los comportamientos de fases y prevenir los 
problemas que puedan ocasionar. 
2. El refuerzo de flujo, el cual implica el diseño, ubicación y operación 
integrados de los sistemas de levantamiento artificial y las bombas de 
refuerzo submarinas. 
3. La función de vigilancia del flujo se utiliza en un circuito de realimentación 
para medir la presión, la temperatura, las tasas de flujo y una infinidad de 
40 
 
variables que resultan esenciales para optimizar el desempeño del sistema 
de producción. 
 
3.2 Definición de requerimientos técnicos para la implantación del BEC 
con tubería flexible en risers. 
 
Conforme transcurre la producción de hidrocarburos, la presión del yacimiento 
tiende a declinar, lo que conlleva a encontrar soluciones para disminuir las 
pérdidas por elevación y los efectos del flujo de fluidos dentro de los pozos y 
conexiones por donde fluyen los hidrocarburos. Principalmente en aguas 
profundas se requiere minimizar los efectos de flujo inestable en el riser de 
producción. 
Debido a estos problemas que ocasionalmente ocurren en la explotación en aguas 
profundas se han generado soluciones para contrarrestarlos, por ello en este 
trabajo busca innovar una forma más eficiente del uso del BEC mediante su 
instalación en la base del riser. Sin embargo, hay parámetros a analizar para su 
correcto funcionamiento, ya que, las presiones que se presentan (principalmente 
la del lecho marino, que regularmente es mayor que la presión interna del riser), 
pueden generar riesgos de demora en la explotación de hidrocarburos. (Da Silva 
et al, octubre 2013) 
El comportamiento de flujo en los riser de producción, se vuelve un reto a ser 
resuelto de mejor manera, día con día, al ser cada vez mayores los tirantes de 
agua, mayores serán las pérdidas de presión por elevación en el mismo, lo cual 
exige mayor energía de empuje de los pozos para lograr los gastos deseados de 
producción. 
Ahora bien, en el presente trabajo se describe el sistema y sus componentes 
principales para una instalación, en donde se introduzca una TF a través del riser 
que a su vez se conecta a una plataforma y, con lo cual se pretende que desde 
etapas tempranas de explotación se aproveche en su totalidad el diámetro del 
riser para el transporte de fluidos, mientras que en etapas avanzadas de la 
41 
 
producción el declive de presión y el comportamiento de fluidos incrementan las 
pérdidas por energía potencial. El hecho de contar con una tubería en el interior 
del riser, reduce el área disponible de flujo lo que permitirá reducir el colgamiento 
del líquido y la densidad de la mezcla y por consiguiente las pérdidas de presión 
por elevación. 
La aplicación de la tecnología con TF en cualquier operación de superficie se 
cuenta con una unidad de TF, en la cual se enrosca una sección de tubería de 
acero flexible continua. Durante el transporte al lugar donde se requiere, esta 
tubería permanece enrollada en un carrete de almacenamiento. Una vez 
instalados esta se desenrolla del carrete, pasa a través de un tubo con forma de 
cuello de ganso y se endereza justo antes de ingresar al pozo. Las secciones de 
tubería al ser continuas nos evitan la conexión de una tubería con otra mientras 
esta se desplaza, así mismo se obtiene un mejor control de flujo debido a la 
circulación continua. (Schlumberger, marzo 2007) 
Convencionalmente se ha instalado el BEC con el cable de potencia sujetado al 
exterior de la TP. La sustitución de cualquier parte del equipo BEC por fallas o 
averías requiere trabajos de reparación o sustitución de algún elemento, lo cual es 
complicado en la mayoría de las situaciones debido a que la extracción de la 
bomba para realizar los trabajos de mantenimiento en la superficie requiere 
detener la producción, esto conlleva pérdidas económicas y genera costos 
adicionales a los previstos. (Vicente Vargas H et al, septiembre del 2007) 
En este trabajo se adapta una solución ya utilizada para pozos convencionales, 
pero en producciones costa fuera, en donde los tiempos de producción y las 
instalaciones son mucho más costosas y con mayor complejidad, así también el 
proceso de instalación y recuperación del BEC podría acelerarse y en general, ser 
más eficiente si se colocase al final de una TF. 
 
42Fig 3.3 Comparación entre un sistema de BEC convencional y uno con TF. 
 
Por último, es conveniente señalar que comenzar la producción de hidrocarburos 
con esta instalación propuesta del BEC en el riser podría prolongar la vida de los 
pozos productores y disminuir el tiempo considerablemente del declive de la 
producción, así como reducir las caídas de presión que va desde la presión de 
yacimiento a la presión de fondo fluyendo ( ), la cual representa del 10 al 30% 
del total (Beggs, 1991), y de la presión de fondo fluyendo a la presión en la cabeza 
del pozo ( ) ya que estas, en conjunto, representan los diferenciales de presión 
más significativos ( ) dentro del sistema integral de producción (SIP). 
43 
 
 
Gráfica 1. Abatimiento de presión en el tiempo 
(Ing. Ángel De María Clavel Mendoza, CPF, IPN 2016) 
 
Lo anterior es indispensable conocer debido a que conforme avanza el tiempo de 
explotación la presión de yacimiento declina, lo cual provoca que las condiciones 
de transporte se ubiquen en la zona de la curva de capacidad de transporte donde 
predominan las pérdidas de presión por elevación. 
 
3.3 Descripción del modelo. 
 
El objetivo del presente trabajo es proporcionar una solución práctica como 
alternativa a la solución convencional de BEC en aguas profundas y ultra 
profundas, así también modificar el comportamiento de flujo y reducir las pérdidas 
de presión por elevación en el riser tanto desde el inicio de la producción o como 
alternativa a recuperación secundaria. 
 𝑃 
 𝑃 
 𝑃 
44 
 
Al implementar el BEC, solución que ha sido ampliamente probada en pozos 
terrestres y en aguas profundas, pero en este caso mediante el suministro de 
energía por dentro de una TF, por el interior del riser desde la plataforma de arribo 
de dicho riser, que al mismo tiempo soportará a la bomba y permitirá la salida del 
gas por medio de ésta y así poder acortar los tiempos tanto de detención de 
producción como de mantenimiento al sistema. 
Una descripción de la instalación del BEC con TF se basa en una configuración 
“convencional” con la variable del cable de potencia el cuál va colocado por dentro 
de la TF, mientras que los fluidos producidos se desplazan por medio del espacio 
anular entre la TP y la TF. Se requiere de dos secciones de empacadores en la 
parte inferior de la bomba para ajustar el paso de los fluidos y la instalación del 
BEC. 
 
 
Fig. 3.4 Esquema ilustrativo del BEC acondicionado en un riser de producción. 
 
 
45 
 
3.4 Análisis y desarrollo del sistema. 
 
Para exponer de manera explícita el fenómeno, se describe a continuación un 
sistema de producción hipotético utilizado en el desarrollo del sistema con base 
similar con BN y BEC en la base del riser, el cual se compone por una plantilla de 
producción de 12 pozos submarinos, ubicada en 800m de tirante de agua. La 
producción de los pozos después del manifold, se conduce por una tubería 
submarina de 4400m y posteriormente por un riser de producción hasta una 
plataforma de piernas tensionadas TLP, por sus siglas en inglés, donde ingresa al 
proceso de separación a una presión de 6 abs. La presión inicial del 
yacimiento es de 240 abs., que es productor de un aceite de 22 °API, con 
una RGA de 317 . 
 
 
Fig 3.5 Esquema de plantilla submarina conectado a plataforma TLP con un arreglo de 
riser tipo “J” y representando la altura a la cuál puede ir colocado el BEC 
 
46 
 
Para obtener las curvas de comportamiento al gasto inicial deseado (53,000 bl/d) 
se utilizó el simulador de flujo multifásico en tuberías PIPEPHASE®, el cual nos 
proporcionó los distintos comportamientos de flujo a diferentes diámetros de 
tubería. Con esto podemos seleccionar el diámetro óptimo del riser para obtener 
un eficiente flujo de fluidos, el cual fue de 16pg así mismo se considera que a 
partir de la profundidad donde va colocada la bomba, el gas se separa de la 
mezcla y mediante el espacio anular se transportará la fase líquida, lo que 
proporciona contrarrestar pérdidas de flujo por efectos de colgamiento y 
resbalamiento. 
 
Gráfica 2. Pérdidas de presión por fricción para distintos diámetros en el riser 
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF 
 a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM) 
 
Lo anterior encuentra fundamento en la ecuación de balance de energía, que se 
presenta de la siguiente manera para determinar el gradiente de presión en 
tuberías verticales: 
 
47 
 
 
 
 
 
 
 
(
 
 
 
 
 
 
 
 ) 
Donde se aprecia que el término de caídas de presión por elevación es 
dependiente de la densidad de la mezcla de fluidos y de la diferencia de alturas 
(tirante de agua). 
En la gráfica siguiente, ya elegido el diámetro óptimo se comparan ahora las 
curvas de comportamiento con TF considerando flujo anular y sin TF. En dicha 
gráfica se observa la zona donde predominan las pérdidas de presión por 
elevación (a la izquierda de la concavidad de la curva) y, así mismo, se observa 
que el flujo anular comienza a ser benéfico a partir de un gasto de aceite 
aproximado de 35,000 bls/día. (para una contrapresión en la base del riser de 
31 ). 
 
Gráfica 3. Comparación de las curvas de capacidad de transporte 
del riser seleccionado con y sin TF 
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF 
 a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM) 
 
48 
 
Conociendo el comportamiento de flujo sin SAP, se procede a generar redes 
integrales de producción con el simulador de flujo Pipephase®, en donde se 
muestra un comparativo entre la inyección de gas de BN. Se efectuó un análisis a 
5 periodos donde a su vez se puede apreciar que a través del tiempo el RGA fue 
en aumento para los mismos 7mmpcd en el caso del BN, esto debido a los 
requerimientos en la base del riser que abarcan la zona comprendida entre las 
curvas de RGA=405 y 730 . 
 
Gráfica 4. Comparación de las curvas de capacidad de transporte del riser seleccionado 
con TF, sin TF y con inyección de gas por TF (flujo anular) 
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF 
 a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM) 
 
A su vez, este abastecimiento de gas permite reducir la contrapresión disponible 
hasta 19 , lo que hace posible prolongar la vida productiva del campo. 
 
49 
 
4. Modelado para el diseño del sistema artificial de 
producción risers. 
 
Como ya se mencionó anteriormente, para un análisis determinista, se efectuó el 
modelado de la red integral de producción hipotética, en donde se modela el 
comportamiento de un pozo y sus réplicas para tener un total de 12 pozos, con lo 
que se consideran condiciones aproximadas a condiciones reales. 
Para tal modelado se utilizaron los mismos datos en tres distintas ocasiones: la 
primera sin SAP, ni TF lo cual representó al campo hipotético con un 
comportamiento convencional, para la segunda y tercera ocasión se agregó el BN 
y el BEC, respectivamente, para así obtener las producciones a lo largo de 5 
periodos y un estimado del tiempo de vida de la producción con estos dos 
sistemas 
 
4.1 Configuración del sistema propuesto. 
 
El diseño del aparejo de producción propuesto se vuelve más sencillo al entender 
los principios del funcionamiento del equipo sumergible y los factores que afectan 
su comportamiento. 
El sistema considera la soldadura de una placa envolvente de refuerzo para llevar 
a cabo un tapping en el “cuello” del riser y con un soporte soldado a la plataforma 
para proporcionar la resistencia física para soportar el peso de la TF cuando esta 
se encuentre alojada en su interior y evitar que el riser se colapse.A través del 
dispositivo soldado al riser hacer un “tapping”, para instalar una válvula de 
seccionamiento, un colgador de la TF y sobre este un carrete, una válvula 
maestra, un carrete más y una válvula de “sondeo”, lo cual emularía un “medio 
árbol” de válvulas de un pozo. Así mismo, sobre este conjunto se deberá construir 
una cubierta relativamente pequeña, que esté soportada en la plataforma, para 
que sobre ella pueda ser instalado el conjunto de preventores y la “cabeza 
50 
 
inyectora de la TF para poder realizar las operaciones de introducción e 
instalación de la misma o su extracción cuando así se requiera, con ello será 
posible reutilizarla en algún otro riser, lo cual es una ventaja más respecto al uso 
de tuberías externas al riser. (Irma Cruz Flores, Noviembre 2013) 
 
 
 
Fig 4.1 Esquema de un bombeo con TF en riser. 
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF 
 a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM) 
 
Para determinar el suministro de energía eléctrica se debe seleccionar el BEC 
dependiente de sus variables a manejar, tales como el voltaje disponible y la 
frecuencia, la capacidad requerida del sistema, entre otras. 
51 
 
Los datos por considerar se pueden verificar en la tabla 1 en donde se presentan 
las variables resultantes de la simulación utilizando Pipephase® a partir de la 
colocación del SAP. 
 
Presión en el yacimiento 
(psia) 
2873.0 °API 22.0 
RGA 317.2 Qo esperado (bpd) 53000 
Diámetro riser (pg) 16.0 Diámetro interior del riser 
(pg) 
13.96 
Diámetro de la TF (pg) 4.5 Profundidad de colocación 
del BEC (ft) 
1568 
Eficiencia Inicial del BEC (%) 76 Diámetro nominal (pg) 11.662 
Longitud vertical del riser (ft) 2624.67 Gravedad especifica del 
aceite 
0.9218 
Tabla 1. Información del aparejo y comportamiento de flujo. 
 
Una vez que los datos requeridos han sido recopilados y analizados, el siguiente 
paso para selección del BEC es determinar la capacidad de producción del pozo a 
una determinada profundidad de bombeo. 
Cada bomba tiene curvas características que deben revisarse para determinar el 
rango óptimo de producción y encontrar la eficiencia máxima posible de la bomba 
con respecto a esta tasa. Los datos de potencia influyen parcialmente para 
determinar los requerimientos del transformador y el tablero de control, mientras 
que la frecuencia influye en la velocidad de rotación de la bomba, la capacidad de 
levantamiento y presión requerida en el top side (6 ). 
Para ello se consultó el catálogo de bombas electrocentrífugas de Schlumberger, 
en donde se encontró que la bomba REDA N1400B cumple con los requerimientos 
para la producción deseada y las características del sistema. 
52 
 
 
Fig. 4.2 Curva de rendimiento por etapa de bomba REDA N1400B 60Hz, 3500 rpm. 
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog) 
53 
 
 
Fig. 4.3 Curva de rendimiento por etapa de bomba REDA N1400B 60Hz, 3500 rpm. 
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog) 
 
 
54 
 
4.1.1 Carga dinámica total 
 
El próximo paso de selección es determinar la carga dinámica total (CDT), la cual 
es definida como la capacidad que se requiere en la bomba para empujar el gasto 
deseado a partir de la profundidad de colocación de esta, dicha capacidad se 
denomina como “longitud de columna hidráulica” que, básicamente, es la 
diferencia entre la presión de salida de la bomba menos su presión de entrada (o 
de succión). 
La CDT es la suma de: la distancia total de levantamiento de líquido a la 
superficie, las pérdidas por fricción en la(s) tubería(s), la presión requerida en la 
superficie. La CDT se puede calcular mediante la siguiente ecuación: 
 
 (
 
 
 
) (
 
 
 
 
) (
 
 
 
) 
 
En este trabajo a partir de la profundidad de la bomba, el bombeo será de líquido 
sin gas, así también se pretende anclar el BEC con empacadores por lo que la 
sumergencia se reemplaza por la longitud del segmento de tubería en donde va 
colocado el sistema, la presión en la cabeza se reemplaza por la presión requerida 
en el top side, de este modo la ecuación de modifica para quedar de la siguiente 
manera: 
 
 (
 
 
 
) (
 
 
 
) (
 
 
 
) (
 
 
 
) 
 
Considerando el valor de presión requerida en top side (6 ), habría que 
convertir esta presión a pies de carga, quedando de la siguiente manera: 
55 
 
 
( 
 
 
 ) ( 
 
 
)(
 
 
) 
 
 
 
 
 
 
( 
 
 
)
 
 
La ecuación de Darcy-Weisbach es una ecuación ampliamente usada 
en hidráulica. Permite el cálculo de la pérdida de carga debida a la fricción dentro 
una tubería llena. La ventaja de esta fórmula es que puede aplicarse a todos los 
tipos de flujo hidráulico (laminar, transicional y turbulento), debiendo el coeficiente 
de fricción tomar los valores adecuados, según corresponda. La forma general de 
la ecuación de Darcy-Weisbach se puede expresan en función del caudal: 
 
 
 
 
 
Donde: 
hf: pérdidas de presión por fricción en metros de columna de líquido 
f: factor de fricción 
L: longitud del segmento 
Q: gasto 
g: aceleración de la gravedad 
D: diámetro 
 
https://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%A1ulica
https://es.wikipedia.org/wiki/P%C3%A9rdida_de_carga
https://es.wikipedia.org/wiki/Fricci%C3%B3n
https://es.wikipedia.org/wiki/Tuber%C3%ADa
56 
 
Utilizando la ecuación antes descrita podemos calcular que a partir de la 
profundidad de colocación de la bomba (800m) con gasto de 50, 000bl/día 
deseados y utilizando el diámetro equivalente (11.662pg) las pérdidas de fricción 
serán las siguientes: 
 
 ( 
 
 )
 
 
 
 
La zona turbulenta se inicia a diferentes valores de NRe en el diagrama de Moody, 
dependiendo del valor de ε/d. F es independiente de NRe y varía únicamente con 
la rugosidad relativa. El valor de f puede obtenerse para flujo turbulento con: 
 
 * (
 
 
)+
 
 
Donde: 
f: factor de fricción 
 : rugosidad absoluta 
d: diámetro 
 [ (
 
 
)]
 
 
 
 
 
 
 
 
57 
 
Aunque existen multitud de recomendaciones, no existen ecuaciones matemáticas 
que representen el fenómeno de sumergencia en forma de ecuaciones y 
parámetros tales como caudal, sumergencia, etc. 
Las recomendaciones existentes son las siguientes: 
 La sumergencia S debe de ser aproximadamente 1m por cada 1m/s en la 
sección de succión. 
 La velocidad de flujo en la sección de succión debe ser mínimo 6 veces la 
velocidad de succión de la bomba. 
 
Por tanto, si la velocidad de succión mínima requerida es de 53,000bl/d 
equivalente a 3.44 , la sumergencia mínima requerida será de 3.44ft 
 
 
 
 
Para términos prácticos se considera la misma caída de presión por fricción 
durante todo el ciclo de vida del campo (se desprecian al no modificar el número 
de etapas requerido). 
 
4.1.2 Suministro de potencia eléctrica 
 
Con la CDT calculada, se procede a calcular el número de etapas requeridas por 
la bomba. Una vez que se elige una bomba, el número de etapas requeridas se 
puede calcular conociendo los pies de levantamiento por etapa, los cuales están 
dados mediante la siguiente ecuación: 
 
 
 
(
 
 )
 
58 
 
 
 
 
 
 
Ahora para el cálculo de la potencia requerida del motor para impulsar los fluidos 
se calculan utilizando la siguiente ecuación: 
 
 
 
 
 
Durante la simulación se contempla una potencia