Introducción

Existe una gran cantidad de pozos con Bombeo Electro Sumergible (BES) en constante incremento con un porcentaje importante de la producción mundial de petróleo, sin embargo, es sorprendente la gran cantidad de conceptos erróneos que aun se tienen sobre estos equipos. 

Basados en una idea errónea existe la posibilidad de tener una sobre expectativa y por lo tanto se toma la decisión de utilizar una BES en un pozo para luego encontrarnos con la realidad operacional cuyas condiciones hacen imposible alcanzar el objetivo de producción y/o lograr tener una vida útil aceptable. También puede suceder lo contrario, que la predicción es muy pesimista por lo tanto la BES no es instalada, pero luego estudiando experiencias de otros colegas de otras compañías nos enteramos de pruebas de campo exitosa bajo las mismas condiciones. Es por esta razón es muy importante entender como realmente funcionan estos equipos pues la decisión de emplear o descartarlos están basadas en concepciones equivocadas o comunicaciones mal entendidas entre la gerencia y los ingenieros.

Entre las ideas erróneas que comúnmente se tienen en BES se pueden mencionar las siguientes 

• La BES aporta presión de manera análoga a como lo hacen los balancines y la BCP . 
• Se comprenden las variables críticas para cada componente del equipo.  
• La bomba producirá a su capacidad a la frecuencia de operación.
• Una alta relación gas petróleo descarta el uso BES.
• Con las experiencias de campo disponible se puede concluir y tomar decisiones definitivas
• La decisión está justificada económicamente 
• Están siempre asociadas a alto consumo eléctrico (HP KVA)
• Las variables más influyentes en el proceso de producción con BES están claramente identificadas
• Las correcciones por altas viscosidades son sencillas 
• El monitoreo consiste en adquirir y monitorear las variables
• Practicas operacionales de otros métodos son aplicables

En el presente articulo discutiremos cada una de estas con el propósito de mostrar tanto a nivel gerencial como a nivel de ingeniería la necesidad de comprender cabalmente los principios de funcionamiento de cada uno de los componentes de la BES con el propósito de no tener expectativas erróneas ya sea por ser excesivamente optimistas o pesimistas. 

La BES aporta presión de manera análoga a como lo hacen los balancines y la BCP  

Las BES son bombas centrifugas multietapa (cientos de etapas apiladas) y la manera como bombean es proveyendo energía cinética que luego es transformada en presión, este concepto debe comprenderse tanto para su diseño como su operación en campo. El caudal esperado del sistema BES-Yacimiento no es una relación sencilla donde al aumentar frecuencia siempre obtendremos más producción de manera proporcional. Existen fenómenos que rigen y limitan el sistema, tales como: la capacidad de bombeo (presión vs. caudal) con la velocidad, el incremento de potencia, el nivel de fluido a la entrada, la liberación de gas del yacimiento, la limitación del motor, etc. 

Recordemos que la completación BES comprende: motor, protector, separador de fondo la bomba, cable y variador de frecuencia. Una selección, dimensionamiento erróneo u operación inapropiado de alguno de estos componentes implicaran un desempeño por debajo de lo esperado y una falla prematura del equipo. El considerar una BES simplemente como una bomba sin entender como este sistema trabaja conjuntamente e interacciona con el yacimiento es un error que no le permitirá obtener una producción factible y acorde al sistema BES-Yacimiento, ni una vida útil aceptable. 

Por su parte el motor de fondo mas utilizado es de inducción y recientemente se están comenzando a utilizar los motores de magneto permanente. Entender los requerimientos de potencia que impone la bomba centrifuga sobre el motor y la manera como el motor funciona es muy relevante para el diseño, análisis y operación. 

• La principal consecuencia de este desconocimiento es instalar u operar equipos BES inadecuados, tales como:
• Bombas con capacidad excesiva en caudal pero insuficiente ganancial de presión 
• Bombas con capacidad excesiva de presión, pero sobre o sub dimensionada en caudal
• Motor sobre o sub dimensionado en potencia con bomba bien seleccionada
• Selección inadecuada de protectores a pesar de motor y bomba apropiados.
• Cable seleccionado solo por amperaje sin consideración de la temperatura de fondo
• Configuración transformador elevador inapropiada  

Una vez instalo un equipo BES que está mal diseñado es poco lo que puede hacerse para optimizar su operación ya que el margen de maniobra es muy pequeño o nulo, de allí la importancia de tener un equipo que permita tener la mayor flexibilidad posible. Cabe mencionar que una bomba y/o un motor mal seleccionados implican un mayor consumo de potencia eléctrica (y por ende costo de producción) para lograr la misma o menor tasa de producción. 

Se comprenden las variables críticas para cada componente del equipo

Al no entender al detalle el principio de funcionamiento de los componentes de un sistema BES y la manera que estos están interrelacionados se tiene como consecuencia el desconocer las variables críticas y sus valores límites.  Por ejemplo, para una instalación dada el parámetro critico puede ser el eje de la bomba y por desconocimiento solo se está monitoreando la temperatura del motor, lo cual no generara alarma alguna para la protección del eje de la bomba. Otro caso puede ser la sumergencia, que puede ser muy baja a pesar de tener una presión de entrada a la bomba relativamente alta, por lo que la alarma de presión de entrada podría en algunos casos no tomar en cuente la sumergencia y la bomba podría quedar sin nivel de líquido (Achicar el pozo / Pump off).

Una de las más comunes es el caudal del pozo, que si bien puede estar dentro de lo esperado por el ingeniero de yacimiento podría estar fuera del rango de operación de la BES lo cual se refleja en baja eficiencia energética (alto consumo eléctrico) y vida útil más corta. Este problema es más común en crudos livianos (API > 40) y bajo corte de agua pues los factores volumétricos de petróleo implican 30% o más de volumen de fondo comparado con superficie. 

La presencia de gas libre en la bomba es un caso especial que se detallara mas adelante, pero lo mas complicado de este caso es que no hay un dispositivo medidor de esta magnitud por lo que debe ser calculado, a veces se tienen síntomas del problema en el consumo de corriente en superficie, pero cuando se detecta es posible que ya la bomba este bloqueada por gas. Además, dependiendo del modelo de etapa y completación utilizado el problema puede agravarse o aminorarse.

La bomba producirá a su capacidad a la frecuencia de operación

Una de las falsas creencias más comunes que existen es que si se instala una BES cuyo modelo de etapa es para 5000 BPD (véase figura 1) operando a 60Hz y el pozo esta actualmente con dicha frecuencia entonces el pozo está produciendo 5000 BPD.  

Fig 1.  Ejemplo de curvas de Altura, Potencia y eficiencia para una etapa de 5000BPD Nominal

Las bombas centrifugas tienen un comportamiento de respuesta que relaciona el ganancial de presión (o altura) versus la caudal in situ total. La bomba tiene un rango físico posible que va desde 0 BPD (que corresponde al ganancial de presión de 19 psi o altura máxima 45 para una etapa) a caudal máximo 8.000 BPD (como se aprecia en la figura 1 corresponde al caudal máximo posible corresponde a ganancial de presión o altura cero). Sin embargo, a pesar de que son factibles esos valores no están en el rango recomendado que en este ejemplo es de 3800 BPD a 6400BPD siendo 5400BPD el caudal nominal pues es donde hay mayor eficiencia energética (de la energía mecánica que provee el motor en el eje aproximadamente 65% es transferido al fluido). Como la bomba puede producir en un rango entonces el caudal de producción en campo será aquel que estabilice el sistema, el cual está acorde con el numero de etapas instalado, los diámetros y profundidades de tubería, así como la curva de afluencia del yacimiento.  Por lo tanto, si el mismo modelo de bomba es instalado en dos pozos operando a la misma frecuencia, pero con tener alguna diferencia en número de etapas, completación (diámetros-profundidades) y afluencia de yacimiento (índice de productividad y presión de yacimiento) definitivamente no se obtendrá la misma producción ni el mismo consumo de potencia. 

Adicionalmente cabe resaltar que la bomba no puede producir mas que la capacidad del yacimiento, es decir que, si el yacimiento puede a lo sumo producir 1000 BPD, el instalar una bomba de 5000 BPD no hará producir al pozo mas de 1000 BPD, de hecho esta bomba sobredimensionada presentara problemas de bajo nivel de fluido y se apagara con frecuencia. 

Una alta relación gas petróleo descarta el uso de BES

Normalmente se piensa erróneamente que por tener alta relación gas petróleo (>1000 SCF/BBL) es imposible usar una BES o que por tener una baja relación gas petróleo (200 SCF/BBL) es posible usar una BES. Ambas afirmaciones podrían no ser ciertas pues las otras variables que afectan el porcentaje de gas libre pueden aumentar o disminuir su valor como se explicara a continuación. 

Todos los sistemas de bombeo son afectados de alguna manera por el gas libre, el primer efecto que tiene el gas en las bombas es que el gas va a ocupar un espacio a lo interno de estas, lo cual requiere considerar en el diseño mayor capacidad de bombeo. Por ejemplo si necesitamos producir 2000 BPD teniendo 50% de gas libre a condiciones de entrada de la bomba, la bomba debe ser dimensionada para 4000 BPD independientemente de ser BES, BCP , BALANCIN, JET. En segundo lugar, cada método tiene su propio límite de manejo de gas libre y diferentes efectos tal como se indica en la tabla 1. Siendo el sistema BES el más susceptible pues puede quemarse el motor de fondo por sobre calentamiento lo que implica una intervención para remplazo del equipo.

Tabla 1. Efectos del gas en diferentes tipos de bombas

El porcentaje (%) de gas libre, que no debe confundirse con la relación gas líquido ni con la relación gas petróleo (GOR por sus siglas en ingles Gas Oil Ratio).  Si bien es cierto que el gas libre depende de la relación gas petróleo (GOR) tambien es falso que solo dependa de este parámetro. Debe notarse que el % de gas libre depende de los siguientes seis 6 valores: presión de entrada a la Bomba (PIP), Temperatura de entrada a la bomba (TIP), Relación gas petróleo (GOR) , el gas en solución a la entrada de la bomba (RS), la fracción de agua (FW) y la eficiencia de separación de fondo antes de la bomba.

El porcentaje de gas libre no pude ser medido directamente y tan solo puede ser estimado con la siguiente ecuación:

Para estimar el porcentaje de gas libre se requiere buen conocimiento de PVT para predecir gas en solución Rs @ Pip,Tip, y se requiere buen conocimiento del modelo de separación de gas en fondo.  Hay que tener presente que aun teniendo altas eficiencias de separación de gas de fondo de 85% a 90% (lo cual no siempre es logrado pues dependerá del tamaño del revestidor y los caudales manejados) esto podría no ser suficiente para solventar el problema en algunos casos. 

El resultado de la ecuación para el porcentaje de gas libre debe ser comparado con el límite del sistema de levantamiento, si es mayor entonces existirán problemas, sino entonces es factible operar desde el punto de vista del gas.

En el caso de BES obsérvense que existen diferentes limites dependiendo de que equipo se esta utilizando, pero los más comunes y tradicionales son los impulsores radiales y mixtos que tienen poca capacidad (10% y 20% respectivamente) mientras que los manejadores de gas e impulsores axiales tienen más capacidad (40% y 70% respectivamente) pero hay menos pozos a nivel mundial. Es importante saber que existen diferentes limites pues lo que pudo ser una experiencia fracasada que veto el uso de BES en un campo debido a una bomba de etapas mixtas podría ser transformada a una aplicación exitosa si se emplea una bomba con etapas axiales. 

El hecho que el gas libre dependa de la presión de entrada de la bomba tiene implicaciones respecto a la operación misma, es decir puede suceder que el porcentaje de gas es manejable a bajo caudal, pero al incrementar la frecuencia se generen problemas de interferencia de gas. Visualizar donde estamos operando en referencia al gas libre es vital para el monitoreo y operación de la BES, pero como usar esta ecuación en el monitoreo no es sencillo, sin embargo, al incluir el concepto del EIPR (Enriched inflow Performance relationship) podemos ver claramente una alarma asociada a la presión de entrada que considera el comportamiento de afluencia del yacimiento mientras que visualizamos el gas libre conjuntamente con el caudal esperado. En la EIPR mostrada en la figura 2 la escala de color de los puntos indica el porcentaje de gas libre, lo cual permite visualizar el efecto de la profundidad de la bomba y el caudal. 

Fig. 2. Curvas EIPR a diferentes profundidades de bomba mostrando el %gas libre en escala de colores

Por lo tanto, si la curva EIPR de la figura 2 fue calculada tomando en cuenta la profundidad de nuestra bomba, el porcentaje de agua, la relación gas petróleo (GOR Gas Oil Relationship),  y la eficiencia de separación de fondo en campo (estimada o asumida), entonces nos dará una referencia (Set Point) de la presión mínima que puede manejar nuestro equipo de bombeo dependiendo de su límite de manejo de gas libre. En este ejemplo se ve que si la bomba esta instalada a 6000 pies (línea segmentada verde)  se tendrán al menos 5% de gas para un caudal muy bajo y aproximadamente 30% para 4000 BPD y más de 75% para 7000 BPD producción máxima para esa profundidad de bomba, mientras que a 10000 pies no hay gas libre a condiciones de entrada de la bomba  hasta 3000 BPD aproximadamente; 10% a 4000BPD y 30% a 7000 BPD pudiéndose llegar a unos 7800 BPD con 75% de gas libre. El caso limite es colocar la bomba a 11000 pies, es decir 1000 pies por debajo de las perforaciones (lo cual con frecuencia no es posible) incrementa la eficiencia de separación de fondo reduciendo el gas libre a un máximo de 10%

Con las experiencias de campo disponible se puede concluir y tomar decisiones definitivas 

Normalmente se conocen los resultados de campo con completaciones y equipos estándar BES. La completación estándar de BES consiste de: Motor de inducción de fondo, protector-sello, separador de fondo/intake, Bomba Centrifuga multi etapa (impulsores axiales o mixtos), cable de potencia instalado en la pared externa de la tubería, penetrador de cable en superficie, caja de venteo, transformador elevador, variador frecuencia/switch Board.  Normalmente no se utiliza empacadura de fondo y la BES se instala sobre las perforaciones.  Esta completación debe instalarse con un equipo de workover y siguiendo un procedimiento de chequeo del cable durante toda la instalación, lo que implica un tiempo y costo de intervención y equipos.

Existen una gran cantidad de variantes de completaciones y equipos especiales para diferentes propósitos, las pequeñas variantes en la completación pueden implicar grandes diferencias en el desempeño y la producción.  Un ejemplo claro es el solo uso de empacadura de fondo cuando se tiene H2S para proteger el revestidor de producción y evitar fugas peligrosas, esto implica que no se puede utilizar separador de gas en fondo lo que agrava el problema de gas libre.  Otro ejemplo es la ubicación del equipo BES por debajo de las perforaciones para aumentar la eficiencia de separación de gas implica el uso de camisas para forzar el paso de fluido en movimiento y lograr enfriar el motor.

Adicionalmente existen completaciones BES que se instalan con tubería enrollable (coil-tubing) de manera permanente, otras con el cable preinstalado por el exterior de una tubería de 5 ½ o 7 pulgadas (lo cual requiere un casing de 9  5/8) y con el motor-protector y bomba que pueden instalarse con wireline pero una falla de cable o conector de fondo requiere workover. Y finalmente equipos de pequeño diámetro que permiten su instalación dentro de la tubería de 2 3/8, 2 7/8, 3 ½ y 4 ½ utilizando slickline pero requieren un fluid libre de solidos pues operan a 120 Hz (7200 RPM) 

Otra restricción o equipos que a veces son necesarios por razones intrínsecas al yacimiento y no al sistema BES, por ejemplo, la instalación de: Y-Tools, o líneas para inyección de química o sensores o válvulas en completaciones inteligentes. Estos equipos imponen ciertas restricciones de espacio que deben ser tomadas en cuenta y en algunos casos afectaran el desempeño del sistema.

Es decir, hay que comprender las diferentes variantes de completaciones BES y sus ventanas de aplicación con sus restricciones y puntos de atención para poder entender cuál de estas es la más adecuada (si hay alguna) para nuestro pozo.

Por último, debe tenerse presente que existen variaciones en los materiales empleados que afectan la capacidad o tolerancia de: Limites del eje torque del eje (expresados en su equivalente en potencia), los efectos de la corrosión, los efectos de la temperatura y la resistencia a la abrasión por solidos (arena, o incrustaciones de carbonatos y asfáltenos). La selección de la metalurgia de los diversos componentes pueden  mitigar los efectos adversos a los ambientes extremos, existen diferentes materiales más adecuados que los estándares pero implican mayores costos a los equipos estándar

La decisión está justificada económicamente 

Como se menciono anteriormente existen muchas variantes de completaciones, equipos y materiales en los sistemas BES que implican mayores costos. Muchas veces se descartan estas soluciones porque su mayor precio es percibido como un alto costo de compra lo cual es un indicador inapropiado, es mucho mejor considerar un análisis económico completo que utilice otros indicadores económicos tales como el valor presente neto (VPN) el cual involucra la vida extendida del equipo y los costos de producción diferida e intervención de taladro.  

Otro error común es solo observar la producción diaria sin tomar en cuenta si alguna variable está alcanzando un valor critico que implica una falla inminente. Recordemos que si bien debemos tratar de maximizar producción también debemos minimizar los costos por fallas. En algunos casos es posible que al reducir la frecuencia y por ende tener una pequeña reducción de la producción (5%) sea posible incrementar la vida del equipo de manera significativa (50% o más) lo que implica además de un mejor desempeño económico una logística más sencilla al tenerse menos fallas en el campo. 

LAS BES están siempre asociadas a alto consumo eléctrico (HP KVA)

La potencia eléctrica consumida por un equipo de bombeo es proporcional al caudal y al diferencial de presión aportado por la bomba e inversamente proporcional a la eficiencia de la bomba en el punto de operación. Como históricamente las BES han sido instaladas en pozos de gran caudal (mayores a 3.000 BPD) que requieren de un gran aporte de presión (4000 psi) por parte de la bomba entonces se han requerido de motores de alta potencia 500 HP o más en algunos casos. Sin embargo, existen BES para caudales de 300 BPD y donde solo se requieren 1000 psi de incremento de presión, por lo tanto la potencia asociada puede involucrar 30HP. Claro en este caso el sistema BES debe ser comparado con otros métodos como balancín o BCP para ver cual de estos es el mejor técnica y económicamente. 

Otra cosa importante de tener en mente es que las BES tienen un punto de eficiencia energético máximo (de un 65%) pero si estamos muy por debajo o por encima del rango recomendado esa eficiencia puede disminuir a la mitad o menos, es decir que la bomba consumirá el doble de la energía eléctrica comparada con una más adecuada.  Por otra parte, los motores también tienen su curva de eficiencia y los nuevos motores de magneto permanente son ligeramente mas eficientes.  A manera de ejemplo en un pozo real en Colombia, se tenía una bomba sobredimensionada por lo que estaba operando muy por debajo de su caudal recomendado. Al cambiar el modelo de bomba por uno más adecuado a la producción del pozo y además se utilizó un motor de magneto permanente se logró bajar el consumo de 400KW a 260KW para producir la misma tasa de producción, esto equivale a un ahorro anual de energía de 120,000 USD, lo cual implica que para una vida de 3 años o más el ahorro energético paga el costo del equipo BES.

Las variables más influyentes en el proceso de producción con BES están claramente identificadas

Con cierta frecuencia se solicita al ingeniero de levantamiento que diseñe un sistema BES pero no se le proveen datos como los de la afluencia del yacimiento o la tubería a ser utilizada ni las condiciones de presión en superficie así como los recursos disponibles, asumiendo que un equipo parecido al utilizado en un pozo vecino funcionara perfectamente, asumiendo que el pozo tiene todas las características iguales, lo cual no se puede asegurar sin hacer las medidas respectivas. Basta con que exista una variable importante ligeramente diferente para tener resultados muy distintos, como por ejemplo unos 100 pies de profundidad adicional por encima o por debajo de las perforaciones.

Particularmente cuando se está cambiando de método de levantamiento se asume que si cambiamos de balancín o BCP a BES necesariamente produciremos mas pues no se conocen los parámetros que restringen a cada método. Variables que no afectan al BCP pueden tener gran incidencia en BES, como por ejemplo la viscosidad del crudo. 

Otras veces lo que se desea es utilizar partes de un equipo (bomba, motor o cable) que está disponible en almacén sin saber si son adecuadas para el pozo de interés.  Generalmente cuando se realiza esta practica suele instalarse un equipo trabajando a muy baja eficiencia que si bien es capaz de producir el pozo lo hace a una tasa menor al potencial del yacimiento y posiblemente con un alto consumo de energía innecesario como se explicó anteriormente.

Cuando la secuencia de pasos a seguir no está claramente definida, entonces no están claras las variables de entrada necesarias ni su implicación además que se imponen condiciones adicionales innecesarias. Por ejemplo, si se comienza seleccionando el motor ya estamos limitando la posible producción del pozo. O si se fija arbitrariamente el número de etapas o el modelo sin considerar la afluencia del yacimiento se tendrá un diseño inapropiado que se reflejará con problemas operacionales y producción por debajo de la meta.

En general podría decirse que se conocen algunas de las variables que inciden en el desempeño de la BES pero no todas están claramente identificadas y en algunos casos llegan a tener valores limites críticos y esta situación no se ha detectado.

Las correcciones por las altas viscosidades son sencillas

Las bombas centrifugas no son apropiadas para la producción de crudos viscosos ya que están aportan energía cinética (altas velocidades) al fluido cuando pasan a través de los alabes rotatorios a 3600 RPM pues las perdidas por fricción a altas velocidades se hacen notoriamente altas. Sin embargo, en algunos pozos debido a las profundidades y alto caudal del yacimiento solo la BES es capaz de manejar la producción asociada y no queda otra opción que utilizar este método y afrontar los retos asociados.

Posiblemente los ingenieros están al tanto que la viscosidad disminuye el desempeño de las BES, pero es importante poder cuantificar ese efecto con factores de corrección definidos y precisos, para poder hacer la selección y dimensionamiento de bombas, ejes, motores y capacidad de potencia de los transformadores y variadores de frecuencia.  Si se colocan valores muy altos se tendrán equipos sobredimensionadas los cuales incrementan los costos innecesariamente, y por el contrario si estos valores son muy bajos los equipos estarán subdimensionados y no podrán alcanzar el caudal objetivo de producción. 

Hacer estas correcciones no son sencillas pues normalmente se realizan usando los estudios del instituto hidráulico que están hechos para bombas centrifugas de 1 etapa, lo cual no aplica pues en BES tenemos cientos de etapas y al pasar a través de estas la temperatura se va incrementando por lo que la viscosidad cambia notoriamente, es decir el comportamiento de la primera y ultima etapa son muy diferentes. Tampoco puede usarse una viscosidad promedio para describir este proceso. El programa de diseño y simulación debería hacer las diferentes correcciones a través de la bomba. 

El monitoreo consiste en adquirir y monitorear las variables 

Hasta el momento la mayor parte de los sistemas de monitoreo son concebidos como un sistema que adquiere datos y solo tienen alarmas que utilizan valores medidos directamente de los sensores de campo, pero un monitoreo más completo y avanzado se puede hacer al incluir las especificaciones de la bomba y motor de subsuelo conjuntamente con cálculos relativamente sencillos. Las medidas directas normalmente son utilizadas para solo alarmas. (corriente muy baja o muy alta, presión de entrada muy baja o muy alta, etc.) comparadas con un valor fijo para cada pozo. 

Si adicionalmente a las alarmas usaran valore dinámicos esperados de diseño y simulación actualizados con valores de campo en vez de valores fijos de configuración entonces la alarma sería mucho más confiable y el monitoreo asistiría mejor al ingeniero quien hasta ahora debe procesar los datos crudos.  Algunos indicadores tienen precisión aceptable, otros tienen más errores, pero en general estos muestran una tendencia clara lo cual es de gran utilidad. El propósito de combinar especificaciones de equipos con mediciones de campo y cálculos sencillos es mejorar el seguimiento del desempeño de la bomba y del desempeño del yacimiento.

Hacer predicciones de fallas inminentes o evitar operar en condiciones que aceleren el desgaste de los equipos tambien es parte del monitoreo, así como también lo es el incluir el desempeño del yacimiento, como por ejemplo que porcentaje de la tasa máxima del yacimiento se esta produciendo. 

Practicas operacionales de otros métodos son aplicables

Recordemos que tanto balancín como BCP son bombas de desplazamiento positivo por pistón y cavidades progresivas respectivamente, mientras que la BES son bombas centrifugas lo que implica que la manera por la cual transfieren presión es completamente diferente. Una bomba de desplazamiento positivo ideal su caudal desplazado no es sensible a la presión de descarga mientras que las centrifugas son altamente sensibles. 

En las compañías operadoras es común la rotación de personal, por lo tanto, personas con amplia experiencia en un método como balancín o BCP pueden estar dando sus primeros pasos con BES. Esta situación tiene como consecuencia que se tienda a aplicar las prácticas de otro método a ser utilizado en BES donde se presentaran otros fenómenos y posiblemente generen problemas operacionales, por ejemplo: es común el uso de Pump Off Controller en los balancines (el cual consiste en prender y apagar la bomba para solventar el problema de bombeo sin liquido en la bomba o interferencias de gas muy severas), lo cual no es recomendado en BES pues el número de paradas y arranques recorta notoriamente la vida del equipo. Otro ejemplo es el rearranque inmediato del equipo después de una interrupción programada o un evento inesperado que puede hacerse sin problemas en balancín posiblemente puede romper el eje de la BES. 

Por tal razón es importante no solo saber de BES sino conocer de otros métodos para poder entender y explicar porque una practica apropiada en otro método no debe realizarse en BES y viceversa. 

Conclusiones y Recomendaciones

• El conocer en detalle el principio de funcionamiento de cada uno de los componentes de una BES es el primer paso para entender el comportamiento de los pozos actualmente operando con este método, así como para identificar los pozos potenciales donde su aplicación es factible y apropiado.
• Identificar las variables críticas para cada componente del equipo BES es fundamental para realizar diseños apropiados y hacer un monitoreo adecuado e inteligente.
• Es esencial comprender la diferencia y la relación entre las especificaciones nominales de la BES y el comportamiento del equipo operando en pozo para poder realizar diseño, análisis y optimización de estos equipos.
• Conocer como se calcula el gas libre y su interrelación con la afluencia del yacimiento es fundamental en diseño y operación de BES pues podría implicar el bloqueo del equipo
• Muchas de las lecciones aprendidas y las consecuentes decisiones están asociadas al completamiento estándar BES por lo que es importante conocer las diferentes variantes y sus correspondientes ventajas y limitaciones con el propósito de tener una ventana ampliada que permita tomas decisiones mas acertadas y actualizadas a las nuevas tecnologías.
• Los indicadores económicos avanzados como el Valor presente neto deben ser utilizados al evaluar un nuevo diseño BES teniendo en consideración las vidas útiles extendidas al utilizar tecnologías mas adecuadas. 
• Los consumos de potencia eléctrica de las instalaciones BES no intrínsecamente altos por lo que debe revisarse en detalle para ver si un diseño mejorado permite reducir el consumo y justificar un cambio de equipos.
• Es necesario conocer de manera precisa los efectos de la viscosidad en pozos BES para la apropiada selección, diseño y operación de estos pozos para evitar el sub o sobre dimensionamiento de equipo y sus correspondientes problemas.  
• El monitoreo de BES es una actividad más integral que va mucho más allá de solo adquirir, graficar las variables y programar alarmas. 
• Algunas prácticas operacionales de otros métodos como bombeo por balancín o cavidades progresivas no pueden ser aplicadas en BES y viceversa, pues pueden generar problemas operacionales o fallas inminentes de equipos.