II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA: "ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE LAS BOMBAS
ELECTROSUMERGIBLES (BES) UTILIZANDO LOS HISTORIALES DE
PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI EN EL
2010"
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO
DE PETRÓLEOS
AUTOR: SUNTAXI SUNTAXI MIGUEL SANTIAGO
DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO
QUITO-ECUADOR
Marzo 2011
III
DECLARACIÓN
¨Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor¨
Suntaxi S. Miguel S.
CI: 1718642307
IV
CERTIFICACIÓN
Quito, 14 de Febrero del 2011
Señor Ingeniero
Jorge Viteri M. M.Sc. MBA
Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería
Universidad Tecnológica Equinoccial
Presente
Señor Decano
Por medio de la presente informo a Ud. Que la Tesis titulada " ESTUDIO DEL
COMPORTAMIENTO DE LAS BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES (BES)
UTILIZANDO LOS HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL
CAMPO SHUSHUFINDI EN EL 2010", desarrollada por el Sr. Suntaxi Suntaxi
Miguel Santiago, previa a la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos, ha sido
concluida bajo mi dirección y tutoría.
El Sr. Decano dispondrá el trámite correspondiente para a calificación y defensa.
Atentamente,
Patricio Jaramillo C. ING. MSc
Director de Tesis
V
AGRADECIMIENTO
En primer lugar quiero agradecer a Dios, a mi padre Angel Suntaxi un hombre valiente
quien ha sido desde un inicio mi fuente inspiración para ser una persona mejor cada día
y por su puesto a mi madre Emma Suntaxi, una mujer tan valiosa quien ha sabido
llevarme de la mano con sus buenos consejos y costumbres, a ellos quienes han
luchado por sacarme adelante y no se han rendido ante la adversidad de la vida.
También agradezco a mi hijo Noa, a mi esposa Aliki, a mis abuelos Víctor, Rosa,
Carlos quienes han sido durante mi vida un puntal para llevarme por el buen camino así
mismo a mis hermanos que me han ayudado en buenos y malos momentos con sus
consejos y hechos para continuar con mi vida.
Un agradecimiento a la Universidad Tecnológica Equinoccial y a mis amigos que
nunca los olvidare, ya que no se puede olvidar momentos de alegría, preocupaciones,
tristezas que hemos pasado juntos durante este periodo universitario.
Y, un agradecimiento muy especial a la AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL
HIDROCARBURÍFERA (ARCH), al departamento de Producción y al personal que
trabaja en este quienes colaboraron de una u otra manera para la realización de esta
Tesis.
Miguel Suntaxi S.
VI
DEDICATORIA
Dedico esta Tesis a Dios, a mi padre Angel Suntaxi, a mi madre Emma Suntaxi, a mis
abuelos Carlos Suntaxi y Rosa Suquillo, a mis hermanos Christian y Juan Andrés, así
como a dos personas que son parte de mi vida y dueños de mi vida mi hijo Noa Suntaxi
y mi esposa Aliki Wanning quienes son mi razón de seguir adelante.
También dedico este trabajo a mi profesor Ing. Patricio Jaramillo quien ha sido la guía
para realizar este trabajo y un amigo, a mis amigos de la universidad como una fuente
de apoyo para futuros trabajos.
Miguel Suntaxi S.
VII
ÍNDICE GENERAL
CARÁTULA II
DECLARACIÓN III
CERTIFICACIÓN IV
AGRADECIMIENTO V
DEDICATORIA VI
ÍNDICE GENERAL VIII
ÍNDICE DE FIGURAS XIX
ÍNDICE DE ECUACIONES XX
ÍNDICE DE TABLAS XXI
ÍNDICE DE ANEXOS XXIV
RESUMEN XXV
SUMMARY XXVI
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I
1. INTRODUUCIÓN 1
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1
1.2. JUSTIFICACIÓN 2
1.3. OBJETIVOS 3
1.3.1. OBJETIVO GENERAL 3
1.3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS 3
1.4. IDEA A DEFENDER 4
1.5. MARCO DE REFERENCIA 4
1.6. METODOLOGÍA 5
1.6.1. MÉTODO DEDUCTIVO 5
1.6.2. MÉTODO INDUCTIVO 5
1.7. TÉNICAS DE INVESTIGACIÓN 5
1.7.1. REVISIÓN DE LITERATURA 5
1.7.2. TRABAJO DE CAMPO 6
1.7.3. CONSULTAS A EXPERTOS 6
1.7.4. INTERNET 6
IX
CAPÍTULO II
2. GENERALIDADES DE CAMPO 7
2.1. RESEÑA HISTORICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI 7
2.2. UBICACIÓN REGIONAL 9
2.2.1. COORDENADAS GEOGRÁFICAS 10
2.2.2. COORDENADAS UTM 10
2.3. GEOLOGÍA 12
2.3.1. ESTRUCTURAL 12
2.3.2. ESTRATIGRAFÍA 13
2.3.2.1. FORMACIÓN TENA 16
2.3.2.1.1. FORMACIÓN BASAL TENA 16
2.3.2.2. FORMACIÓN NAPO 16
2.3.2.2.1. ARENISCA ¨U¨ 16
2.3.2.2.1.1. ¨U¨ SUPERIOR-G2 17
2.3.2.2.1.2. ¨U¨ MEDIA 17
2.3.2.2.1.3. ¨U¨ INFERIOR 18
2.3.2.2.2. ARENISCA ¨T¨ 18
2.3.2.2.2.1.¨T¨SUPERIOR 18
2.3.2.2.2.2.¨T¨ INFERIOR 19
2.3.2.3. FORMACIÓN HOLLÍN 19
2.3.2.4. BASAMENTO CRISTALINO 19
2.3.3. CARACTERISTICAS DE LOS CRUDOS 20
2.4. PETROFÍSICA Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 21
X
2.4.1. POROSIDAD 21
2.4.2. PERMEABILIDAD 22
2.4.3. SATURACIÓN 23
2.4.4. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO 25
2.4.5. PRESIÓN DE PUNTO DE BURBUJA 27
2.4.6. FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACIÓN
DEL PETRÓLEO 27
2.4.7. COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO 28
2.4.8. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO 28
2.4.9. MOJABILIDAD 28
2.4.10. MOVILIDAD 28
2.5. ANÁLISIS FÍSICO- QUÍMICO DE LAS AGUA
DE FORMACIÓN 29
2.5.1. AGUA DE FORMACIÓN CORROSIVA 29
2.5.2. AGUA DE FORMACIÓN INCRUSTANTE 30
2.6. RESERVAS 30
2.6.1. RESERVAS PROBADAS 31
2.6.2. RESERVAS NO PROBADAS 31
2.6.3. RESERVAS REMANENTES 32
2.7. PRESIONES DE LOS YACIMIEMTOS 32
2.8. PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI 33
2.8.1. PRODUCCIÓN ACTUAL 33
2.8.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
SHUSHUSFINDI 34
XI
2.8.2.1. GAS LIFT 34
2.8.2.2. BOMBEO HIDRAULICO 36
2.8.2.3. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 37
2.9. HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
SHUSHUFINDI 38
2.10. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL 41
2.11. DATOS DE LOS POZOS A SER ESTUDIADOS 42
CAPÍTULO III
3. FUNDAMENTO TEÓRICO DEL BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE 43
3.1. COMPONENTES 45
3.1.1. EQUIPOS DE SUPERFICIE 46
3.1.1.1. LÍNEAS DE ALTA O GENERADOR 46
3.1.1.2. CONTROLADOR DE FRECUENCIA
VARIABLE 46
3.1.1.3. TRANSFORMADOR 47
3.1.1.4. TABLERO DE CONTROL 49
3.1.1.5. CAJA DE VENTEO 51
3.1.2. EQUIPO DE FONDO 52
3.1.2.1.CABLE DE POTENCIA 52
3.1.2.2. BOMBA CENTRIFUGA SUMERGIBLE 54
3.1.2.3. SEPARADOR DE GAS 56
XII
3.1.2.4. PROTECTOR 58
3.1.2.5. MOTOR 59
3.1.2.6. SENSOR DE FONDO 62
3.1.2.7. CENTRALIZADOR 63
3.1.2.8. LA SECCIÓN DE ENTRADA O INTAKE 64
3.2. DISEÑO DEL SISTEMA BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 64
3.2.1. PASO 1 DATOS BÁSICOS 64
3.2.1.1. RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN
DEL POZO 64
3.2.1.2. DATOS DEL RESORVORIO 65
3.2.1.3. DATOS DE PRODUCCIÓN 65
3.2.1.4. CARACTERISTICAS DEL FLUIDO 65
3.2.1.5. CONSIDERACIONES ADICIONALES
A TENER ENCUENTA 65
3.2.1.6. FUENTES DE ENERGÍA 66
3.3. CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA 66
3.4. MANIPULACIÓN Y TRANSPORTE DEL EQUIPO 68
3.4.1. USO DE LAS CAJAS DE ENVIO DE ACERO 68
3.4.2. CABLE 71
3.4.3. TABLERO DE CONTROL 72
3.4.4. TRANSFORMADOR O GENERADOR 73
3.4.5. CAJA DE VENTEO 73
3.4.6. EQUIPO DAÑADO 73
3.5. PREPARACIÓN DEL EQUIPO 74
XIII
3.6. OPERACIÓN DEL EQUIPO BES 74
3.6.1. PROBLEMAS MÁS FRECUENTES 75
3.6.2. DIAGNOSTICO DE FALLAS 75
3.7. RECUPERACIÓN DEL EQUIPO BES 75
3.7.1. INSPECCIÓN PRELIMINAR DEL POZO 76
3.7.2. PROCEDIMIENTO A APLICAR 76
3.8. DESACOPLAMIENTO DEL EQUIPO BES 76
3.9. INFORME DE INSPECCIÓN EN EL TALLER 77
3.9.1. PROBLEMAS MÁS FRECUENTES ENCONTRADOS
EN TALLER 78
3.9.2. DIAGNOSTICO DE FALLAS COMUNES EN TALLER 78
CAPÍTULO IV
4. POSIBLES FALLAS QUE PUEDEN AFECTAR A LA EFICIENCIA
DEL EQUIPO BES 79
4.1. POZO CON BAJA O SIN PRODUCCIÓN 79
4.2. INCREMENTO DEL CONSUMO DE AMPERAJE 79
4.3. CAUSAS ASOCIADAS AL EQUIPO DE FONDO 79
4.4. EXCESIVO CONSUMO DE AMPERAJE EN EL ARRANQUE 80
4.5. CAIDA DEL CONSUMO DE AMPERAJE 80
4.6. FASES DESBALANCEADAS 80
4.7. EQUIPO DE FONDO A TIERRA 81
4.8. PROBLEMAS DETECTADOS POR EL SENSOR QUE
XIV
CAUSARÍAN FALLAS 81
4.9. OTRAS RAZONES DEL PULLING 81
4.10. FACTORES QUE CAUSAN LAS FALLAS EN LOS EQUIPOS
DE FONDO 82
4.10.1. CAUSAS DE FALLAS ASOCIADAS A LA GEOMETRIA
EL POZO 82
4.10.2. CAUSAS DE FALLAS ASOCIADAS A LA
FABRICACIÓN DE LOS EQUIPOS 82
4.10.3. CAUSAS DE FALLA RELACIONADO AL DISEÑO 83
4.10.4. CAUSAS DE FALLA ASOCIADAS AL ENSAMBLAJE
DEL EQUIPO 83
4.10.5. CAUSAS ASOCIADAS AL MANIPULEO,
TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO 83
4.10.6. CAUSAS ASOCIADAS AL MONITOREO DE LOS
EQUIPOS 84
4.10.7. CAUSAS ASOCIADAS A LA CALIDAD DE
ENERGIA SUMINISTRADA 84
4.11. POZOS A SER ANALIZADOS 85
4.11.1. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI-51 86
4.11.1.1. EQUIPOS DE FONDO 92
4.11.1.2. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN 93
4.11.1.3. COMENTARIOS 94
4.11.2. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI-84 96
4.11.2.1. EQUIPOS DE FONDO 99
XV
4.11.2.2. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN 100
4.11.2.3. COMENTARIOS 101
4.11.3. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI -41 103
4.11.3.1. EQUIPOS DE FONDO 107
4.11.3.2. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN 108
4.11.3.3. COMETARIOS 109
4.11.4. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI-109D 111
4.11.4.1. EQUIPOS DE FONDO 114
4.11.4.2. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN 115
4.11.4.3. COMENTARIOS 116
4.12. ANALISIS DE LOS POZOS SSFD-51 / -84 / -41 / -109D 117
4.12.1. ANALISIS DEL POZO SSFD-51 117
4.12.1.1. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA LA BOMBA 117
4.12.1.2. COMENTARIO 118
4.12.1.3. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA EL MOTOR 119
4.12.1.4. COMENTARIO 119
4.12.1.5. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA EL CABLE 120
4.12.1.6. COMENTARIO 120
4.12.1.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE LAS
BOMBAS POZO SSFD-51 120
4.12.1.8. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN
XVI
POZO SSFD-51 121
4.12.2. ANALISIS DEL POZO SSFD-84 122
4.12.2.1. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA LA BOMBA 122
4.12.2.2. COMENTARIO 123
4.12.2.3. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA EL MOTOR 124
4.12.2.4. COMENTARIO 124
4.12.2.5. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA EL CABLE 125
4.12.2.6. COMENTARIO 125
4.12.2.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE LAS
BOMBAS POZO SSFD-84 125
4.12.2.8. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN
POZO SSFD-84 126
4.12.3. ANÁLISIS DEL POZO SSFD-41 127
4.12.3.1. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA LA BOMBA 127
4.12.3.2. COMENTARIO 128
4.12.3.3. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA EL MOTOR 129
4.12.3.4. COMENTARIO 129
4.12.3.5. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA EL CABLE 130
XVII
4.12.3.6. COMENTARIO 130
4.12.3.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE
LAS BOMBAS POZO SSFD-41 130
4.12.3.8. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN
POZO SSFD-41 131
4.12.4. ANÁLISIS DEL POZO SSFD-109D 131
4.12.4.1. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA LA BOMBA 132
4.12.4.2. COMENTARIO 132
4.12.4.3. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA EL MOTOR 133
4.12.4.4. COMENTARIO 133
4.12.4.5. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
PARA EL CABLE 134
4.12.4.6. COMENTARIO 134
4.12.4.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE LAS
BOMBAS POZO SSFD-109D 134
4.12.4.7. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN
POZO SSFD-109D 134
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 136
5.1. CONCLUSIONES 136
XIX
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA N° 1 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI 11
FIGURA N° 2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO
SHUSHUFINDI 15
FIGURA N° 3 EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DE
FONDO Y SUPERFICIE 45
FIGURA N° 4 CONTROLADOR DE FRECUENCIA VARIABLE VSC 47
FIGURA N° 5 TRANSFORMADOR 48
FIGURA N° 6 TABLERO DE CONTROL 50
FIGURA N° 7 CAJA DE VENTEO 51
FIGURA N° 8 TIPOS DE CABLES DE POTENCIA 53
FIGURA N° 9 DIFUSOR E IMPULSOR 54
FIGURA N° 10 BOMBA CENTRIFUGA 56
FIGURA N° 11 SEPARADOR DE GAS 58
FIGURA N° 12 PROTECTOR 59
FIGURA N° 13 PARTES DEL MOTOR 60
FIGURA N° 14 MOTOR 61
FIGURA N° 15 SENSOR DE FONDO 63
FIGURA N° 16 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA 67
FIGURA N° 17 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-51 87
FIGURA N° 18 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-84 97
FIGURA N° 19 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-41 104
FIGURA N° 20 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-109D 112
XX
ÍNDICE DE ECUACIONES
ECUACIÓN N° 1 POROSIDAD 21
ECUACIÓN N° 2 SATURACIÓN DE GAS 24
ECUACIÓN N° 3 SATURACIÓN DE PETRÓLEO 24
ECUACIÓN N° 4 SATURACIÓN DE AGUA 24
ECUACIÓN N° 5 SATURACIÓN TOTAL 25
ECUACIÓN N° 6 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÑOLEO 26
ECUACIÓN N° 7 GRAVEDAD °API 26
XXI
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA N° 1 COORDENADAS UTM 10
TABLA N° 2 ESPESORES TOTALES DE RESERVORIO 20
TABLA N° 3 PARAMETROS PRINCIPALES CAMPO SHUSHUFINDI 20
TABLA N° 4 GRADO DE POROSIDAD DE LAS ARENAS 22
TABLA N° 5 MEDIDAS DE PERMEABILIDAD DE LAS ARENAS 23
TABLA N° 6 CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN
DE LAS DIFERENTES ARENAS 29
TABLA N° 7 COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN 33
TABLA N° 8 PRODUCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI SEGÚN EL
TIPO DE LEVANTAMIENTO 38
TABLA N° 9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI 40
TABLA N° 10 PRODUCCIÓN ACTUAL POR ESTACIÓN 41
TABLA N° 11 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL
CAMPO SHUSHUFINDI 42
TABLA N° 12 POZOS A SER ESTUDIADOS 42
TABLA N° 13 DATOS DEL POZO SSFD-51 86
TABLA N° 14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SSFD-51 88
TABLA N° 15 BOMBA 92
TABLA N° 16 MOTOR 93
TABLA N° 17 CABLE 93
TABLA N° 18 DATOS DEL POZO SSFD-84 96
TABLA N° 19 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SSFD-84 98
XXII
TABLA N° 20 BOMBA 99
TABLA N° 21 MOTOR 100
TABLA N° 22 CABLE 100
TABLA N° 23 DATOS DEL POZO SSFD-41 103
TABLA N° 24 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SSFD-41 105
TABLA N° 25 BOMBA 107
TABLA N° 26 MOTOR 108
TABLA N° 27 CABLE 108
TABLA N° 28 DATOS DEL POZO SSFD-109D 111
TABLA N° 29 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SSFD-109D
113 TABLA N° 30 BOMBA 114
TABLA N° 31 MOTOR 114
TABLA N° 32 CABLE 115
TABLA N° 33 BOMBA SSFD-51 117
TABLA N° 34 MOTOR SSFD-51 119
TABLA N° 35 CABLE SSFD-51 120
TABLA N° 36 BOMBA SSFD-84 122
TABLA N° 37 MOTOR SSFD-84 123
TABLA N° 38 CABLE SSFD-84 124
TABLA N° 39 BOMBA SSFD-41 127
TABLA N° 40 MOTOR SSFD-41 128
TABLA N° 41 CABLE SSFD-41 129
TABLA N° 42 BOMBA SSFD-109D 131
TABLA N° 43 MOTOR SSFD-109D 133
XXIV
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO N° 1 POZO QUE PRODUCE POR FLUJO NATURAL 150
ANEXO N° 2 POZO NECESIDAD DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 150
ANEXO N° 3 CURVA DE DESEMPEÑO DE LA BOMBA SERIE
538-ETAPAS 151
ANEXO N° 4 PRESIÓN, TEMPERATURA Y AMPERAJE DURANTE
LAS OPERACIONES CRÍTICAS DE PUESTA EN MARCHA DE LA
BOMBA 151
ANEXO N° 5 AUMENTO DEL TIEMPO DE ACTIVIDAD DEL POZO 152
ANEXO N° 6 IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMAS A TRAVÉS
DE LAS TÉCNICAS DE SUPERVISIÓN DE LA BOMBA
ELÉCTRICA SUMERGIBLE 152
ANEXO N° 7 FALLA DEL GENERADOR EN LOS POZOS 153
ANEXO N° 8 PROTECCIÓN DE LAS BOMBAS ANTE LA
PRESENCIA DE SÓLIDOS PRODUCIDOS 153
ANEXO N° 9 COMPARACIÓN DE LOS PUNTOS DE OPERACIÓN
ACTUAL Y ÓPTIMO EN LAS CURVAS DE PRODUCCIÓN DE
UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE 154
ANEXO N° 10 CABEZA DE BOMBA SUPERIOR E INFERIOR
ATASCADAS POR ARENA 155
ANEXO N° 11 GRANDES CANTIDADES DE SÓLIDOS EN
IMPULSORES Y DIFUSORES DE BOMBA COMPRESORA 155
ANEXO N° 12 IMPULSOR CON UNA CAPA DE SÓLIDOS ADHERIDOS 156
ANEXO N° 13 GRAN CANTIDAD DE SÓLIDOS EN DIFUSORES
DE BOMBA 156
ANEXO N° 14 DAÑO EN EL CASING POR CORROSIÓN Y PICADURAS 157
XXV
RESUMEN
El estudio de los comportamientos de las bombas electrosumergibles (BES) en el
Distrito Amazónico, campo Shushufindi, tiene como propósito analizar la eficiencia
operativa en la actualidad y las causas que provocan la ineficiencia de estas y
minimizar los gastos económicos de la Filial PETROPRODUCCIÓN.
Se inicia con una breve reseña histórica del campo Shushufindi y una breve
descripción de los sistemas de levantamiento artificial, como también la descripción y
funcionamiento de cada uno de los componentes del equipo de bombeo
electrosumergible (BES), de fondo: sensor, motor, protectores, intake, separador de gas
y bomba; y de superficie: transformadores, variadores, caja de venteo, etc.
También es muy importante conocer las razones para realizar el pulling, los factores que
causan las fallas de los equipos de fondo.
Una vez comprendida y recopilada toda esta información, se realiza el estudio para
determinar por qué razón se dieron los daños y que componentes del BES es el
mayormente afectado, para de esta manera poder recomendar una alternativa para
minimizar los daños y optimizar la producción.
XXVI
SUMMARY
The study of the behavior of electric submersible pumps (BES) in the Amazon District,
Shushufindi field, aims to analyze the currently operational efficiency of electric
submersible pumps and causes of the inefficiency of these and minimizes the expenses
of PETROPRODUCCIÓN Branch.
This chapter begins with a brief history of Shushufindi field and brief description of
artificial lift systems, as well as the description and operation of each of the components
of the pumping equipment electrosumergible (BES), bottom: sensor , motor protectors,
intake, pump and gas separator, and surface: transform, VSC, junk box, etc.
It is also important to know the reasons for the pulling, the factors that cause equipment
failures bottom.
Once understood and compiled all this information, we proceed to realize the study to
determine why the damage occurred and those components of the BES is the most
affected, to thus be able to recommend an alternative to minimize damage and
maximize production.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
El proceso de levantamiento de petróleo por bombeo electrosumergible ha
incrementado notablemente la producción en nuestro país, logrando recuperar un
mayor porcentaje de las reservas de los yacimientos.
El tiempo estimado de vida útil de todos los pozos con Bombeo electrosumergible
depende en gran parte al mantenimiento que se le dé a la bomba y a la forma en la que
esta trabaja. A partir de la determinación del porcentaje de desviación en eficiencia y en
base a las características del reservorio y reservas remanentes se podrá llegar a
respuestas inmediatas de forma particular en cada pozo para solucionar sus problemas.
Con la optimización del proceso de las bombas electrosumergible, se lograra
incrementar la producción en el campo, ya que la extracción de petróleo del mismo se
basa en su mayoría en el levantamiento por bombeo electrosumergible, con lo que se
obtendrá mayores ingresos económicos para la empresa estatal y en bien del país.
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1.1. El alto contenido de azufre, metales y sedimentos en el petróleo provoca
corrosión, erosión, abrasión, taponamiento en las bombas eléctricas sumergibles.
2
1.1.2. No se puede realizar procesos de producción como trabajos de operación debido
a la producción de agua de formación en el campo que se ha ido incrementando
progresivamente en los últimos años.
1.1.3. Ya que no se ha dado renovación de equipos y tuberías, además de que
las instalaciones de superficie en muchos casos ya han cumplido el tiempo de vida
útil especificado por el fabricante existen problemas en las facilidades de producción.
1.2. JUSTIFICACIÓN
Ya que se tiene la gran necesidad de incrementar la producción en la Región
Amazónica, se propone realizar un estudio de la eficiencia operativa de las bombas
electrosumergible en el campo, para el efecto se recopilara toda la información
relacionada con las bombas del campo, se analizara la información y determinar las
posibles soluciones a las deficiencias operativas que permitirán optimizar el proceso y
obtener mayor producción de petróleo en el campo, que será de gran beneficio para el
país.
Debido al extenso tiempo de operación y varios factores como el alto corte de agua que
influyen en la producción, se ha visto la necesidad de realizar estudios nuevos
de producción, siendo de gran importancia los equipos de fondo, los mismos que
deben tener un dimensionamiento adecuado para optimizar la producción.
3
El estado de los equipos que no han sido inspeccionados provoca alta
inseguridad operacional de los procesos de producción con lo que se puede
causar también un gran daño ambiental.
1.3. OBJETIVOS
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Analizar los equipos de bombeo electrosumergible a través del estudio de los problemas
que causan daños a estos atreves de los historiales de producción y
reacondicionamientos de los pozos SSFD-51, SSDF-84, SSFD-41 y SSFD-109D.
1.3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS
Determinas cuáles son los daños ocasionados por el contenido de sedimentos,
minerales y gas en el petróleo que afectan la operación de las bombas
electrosumergibles.
Determinar los tiempos de vida útil de las bombas electrosumergibles en las
condiciones a las cuales están expuestas en el subsuelo.
Establecer la producción de petróleo BPPD cuando están los equipos de bombeo
electrosumergible expuestos a daños.
4
1.4. IDEA A DEFENDER
Con un historial de pozo actualizado para control y supervisión de los equipos
electrosumergibles instalados en el campo Shushufindi y evaluando las características
del fluido de cada pozo, se lograra minimizar las fallas más frecuentes logrando
controlar los problemas que afectan a estos y de este modo alargar el tiempo de vida de
los mismos.
1.5. MARCO DE REFERENCIA
El Bombeo electrosumergible es un sistema integrado de levantamiento artificial, este
es considerado como un medio económico y efectivo para levantar altos volúmenes de
fluido desde grandes profundidades en diferentes condiciones del pozo. Es más
aplicable en yacimientos con altos porcentajes de agua y baja relación gas / aceite como
también para pozos con altas temperaturas y de diámetro reducido.
El sistema de bombeo electrosumergible tiene dos componentes que pueden ser
clasificados en dos partes, el equipo de fondo y el equipo de superficie. Esta unidad está
constituido en el fondo del pozo por un motor eléctrico, protector, sección de entrada,
bomba electro centrifuga y cable conductor. Las partes de la superficie están
constituidas por el cabezal, cable de superficie, tablero de control y transformador.
Para asegurar un buen funcionamiento el equipo cuenta con accesorios como son:
extensión de la mufa, centralizadores, sensor de presión y temperatura de fondo,
5
separador de gas, flejes para el cable, válvula de drenaje, válvula de contrapresión,
controlador de velocidad variable, caja de unión y dispositivos electrónicos.
Para el funcionamiento optimo del equipo de bombeo electrosumergible cada una de sus
partes ejecuta la función esencial para así obtener condiciones de operación deseadas.
1.6. METODOLOGIA
1.6.1. MÉTODO DEDUCTIVO
Se toma como punto de partida los conocimientos relacionados a equipos
electrosumergible, los resultados de los diferentes historiales de producción de los
pozos para saber cales son los problemas que afectan a la eficiencia operativa de los
equipos de bombeo electrosumergibles.
1.6.2. MÉTODO INDUCTIVO
Se selecciona todos los parámetros, explicando los diferentes problemas en el equipo de
Bombeo Electrosumergible.
1.7. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Las técnicas a usar son las siguientes:
1.7.1. REVISIÓN DE LITERATURA
Revisión de Manuales de Bombeo Electrosumergible.
6
1.7.2. TRABAJO DE CAMPO
Se desarrolla el estudio investigativo directamente en las instalaciones del Distrito
Amazónico de Petroproducción.
1.7.3. CONSULTAS A EXPERTOS
Se realizara consulta directamente con los técnicos especialistas en Equipos
Electrosumergible.
1.7.4. INTERNET
En la actualidad es una herramienta muy necesaria en la cual podemos encontrar
información actualizada del sector petrolero, la cual nos brindara la información más
necesaria para realizar la investigación y poder concluir con mucha eficacia y
veracidad.
7
CAPÍTULO II
2. GENERLIDADES DEL CAMPO
2.1. RESEÑA HISTORICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI
El campo fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf en 1969 con el pozo
exploratorio Shushufindi 1, cuya perforación arranco el cuatro de diciembre de 1968,
alcanzo una profundidad de 9772 pies, y fue completado oficialmente en enero de 1969.
Esta área explorada desde los años 60, inicio la perforación de los pozos de desarrollo
en febrero de 1972, la producción oficial del campo arranco en agosto de 1972,
alcanzando su pico en agosto de 1986 con un promedio diario de 126.400 barriles de
petróleo.
Más tarde se comprobó que los yacimientos de los campos Shushufindi y Aguarico son
continuos, es decir conforman una misma estructura.
En la fase de desarrollo inicial se calculo que el petróleo original en sitio era
aproximadamente de 3.500 millones de barriles de petróleo. Luego las reservas
originales del campo se calcularon en 1.589,25 millones de barriles de petróleo.
Shushufindi Aguarico es la estructura más grande descubierta en el Ecuador, y en la
actualidad constituye la reserva remanente de crudo mediano 27,35 API más
importante del país.
8
El promedio de la presiones iníciales de U y T fueron de 3.867 psi y 4.050 psi
respectivamente, reportándose a lo largo de los años un descenso prácticamente estable
de 60 psi por año.
Los dos yacimientos son yacimientos sub-saturados y tienen un empuje lateral de agua.
En noviembre de 1984, se implemento un proyecto de recuperación secundaria
mediante inyección de agua a los yacimientos U y T con 11 pozos inyectores ubicados
en la periferia Oeste del campo, a fin de mantener la presión a incrementar la
recuperación final de petróleo.
La inyección total a los dos yacimientos fue de 267.471.224 bls de agua de los cuales
62.208.277 bls ingresarón a la arena U y 205.263.444 bls a la arena T. Una vez
realizado este proyecto de inyección de agua tuvo un efecto pequeño en el
mantenimiento de presión, las tasas de producción de fluidos se incrementan sin que la
presión disminuya visiblemente, demostrando con esto la acción efectiva y dinámica de
acuíferos y el insignificante efecto de la inyección de agua, por esta razón en 1999 se
suspendió la inyección de agua y así ha permanecido desde entonces.
En diciembre del 2006 la producción acumulada de petróleo fue de 17.854.393,91
BPPD y la producción promedio diaria hasta el 31 de octubre del 2007 fue de BPPD
con 73 pozos activos.
En la actualidad este campo plantea dos grandes retos, determinar el régimen optimo de
producción en su etapa de depletación final y controlar la producción de agua que en los
últimos años se ha incrementado, dificultando los procesos de producción, tanto en las
9
instalaciones, como en los trabajos de operación y producción, debido a la corrosión de
las líneas de flujo, obstrucción por acumulación de escala, incremento en el consumo de
químicos, mayor demanda de energía eléctrica y problemas con el medio ambiente.
2.2. UBICACIÓN REGIONAL
El campo Shushufindi está ubicado en el eje de la Cuenca Oriente, forma parte del
corredor Sacha Shushufindi, se localiza en la provincia de Sucumbíos,
aproximadamente a 250 kilómetros al Este de Quito y 35 kilómetros al Sur de la
frontera con Colombia.
Limita al norte con el Campo Libertador, al sur con el Campo Limoncocha, al oeste con
el Campo Sacha, al este con una falla inversa de la subcuenca cretácica Napo.
En la parte norte de la Estación Central se encuentran las instalaciones de
Petroindustrial, que tiene una planta de LPG y con una refinería que procesa 20.000
BPPD, que sirve para abastecer de combustible a la zona, se encuentra ubicado en el
Distrito Amazónico, en la provincia de Sucumbíos y posee cinco estaciones de
Producción:
Estación Shushufindi Norte
Estación Shushufindi Centro
Estación Shushufindi Sur
Estación Shushufindi Sur-Oeste
Estación Aguarico
10
Este campo generalmente produce de tres yacimientos de la formación Napo:
Arena T
Arena U
Arena G2
2.2.1. COORDENADAS GEOGRÁFICAS
Geográficamente el Campo Shushufindi se extiende desde los 00 06 39” a los 00 17
58” latitud Este, hasta los 76 36 55” de longitud Oeste.
2.2.2. COORDENADAS UTM
En la siguiente tabla se observa la ubicación del campo Shushufindi.
TABLA N° 1 Coordenadas UTM
MIN MAX
X 300.000 m 325.000 m
Y 9.964.000 m 10.000.000 m
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
11
FIGURA N° 1 Localización del campo Shushufindi-Aguarico
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
12
Los tipos de de levantamiento artificial utilizados en el Campo Shushufindi son:
Gas lift, este sistema de levantamiento artificial es el más antiguo que tiene este
campo.
Bombeo hidráulico, es el segundo método de levantamiento artificial antiguo
que tiene el campo.
Bombeo electrosumergible, es el método actualmente utilizado, las empresas
que realizan esta tarea son Schlumberger, Centrilift y Wood Group.
2.3. GEOLOGÍA
Esta es dividida en dos: geología estructural y estratigrafía.
2.3.1. ESTRUCTURAL
Este campo corresponde a un anticlinal asimétrico que tiene una orientación Norte-Sur,
la estructura tiene una longitud aproximada de 30 Km. y un ancho de 7Km. en dirección
Este-Oeste, con un cierre vertical de 370 pies, que corresponde a una área de 43.200
acres.
Los yacimientos U y T del campo Shushufindi están definidos como anticlinales de
orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no completamente sellantes
y en las otras direcciones por acuíferos laterales que se extienden regionalmente.
Estos acuíferos son muy activos en los extremos norte y sur del campo en donde se
desarrollan presiones que actualmente, luego de más de 30 años son muy parecidas a las
originales.
13
El modelo estructural del sistema de falla permite determinar la comunicación de los
fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables U y T.
2.3.2. ESTRATIGRAFÍA
En su mayoría el petróleo conocido hasta la fecha en la Cuenca Oriente proviene de los
reservorios del Cretácico, los reservorios U y T, tienen analogía con reservorios
formados a latitudes similares con sedimentaciones semejantes como en el Medio
Oriente y varias otras localidades.
La producción de hidrocarburos en la Cuenca Oriente del Ecuador, en general está
asociada a depósitos de Cretácico Inferior Medio; las Formaciones Hollín y Napo
(areniscas T, U y M-1) y depósitos del Cretácico Superior; las areniscas Basal Tena.
El reservorio se encuentra en la era Mesozoico de la edad Cretácico Medio a Cretácico
Superior como se observa en el gráfico 2.
La arena Basal Tena está separada de U-superior por aproximadamente 600 pies de
lutitas, roca-no reservorio y la caliza A en su base, la cual está separada de T-superior
por una secuencia de lutitas y caliza B en su base.
La caliza B marca el fin del ciclo de depositación de los sedimentos T, de igual manera,
la caliza A marca el fin del ciclo de sedimentación de U. Ambas calizas son el resultado
de depositación durante periodos de máxima subida del nivel del mar.
14
En este campo se tiene como reservorios principales a U inferior y T inferior, y como
secundarios U superior, T superior y Basal Tena, clasificación realizada desde el punto
de vista de producción de petróleo.
La formación Hollín no es productiva en el campo Shushufindi
15
FIGURA N° 2 Columna estratigráfica del campo Shushufindi.
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
16
2.3.2.1. FORMACIÓN TENA
2.3.2.1.1. BASAL TENA
Basal Tena es un reservorio que aparece en ciertas áreas del campo con espesores que
varían entre 1 a 22 pies, en el sector Sur-Oeste el espesor de dicho reservorio se
adelgaza considerablemente pero en Aguarico (Norte) parece mejorar notablemente.
Este reservorio contiene una cantidad importante de petróleo en sitio, 71 millones de
barriles de petróleo. Uno de los problemas más serios de este reservorio es que presenta
una estructura grano decreciente.
2.3.2.2. FORMACIÓN NAPO
Los yacimientos U y T son similares tanto en origen como es construcción y están
formados por areniscas de grano fino; son regionalmente continuos pero tienen barreras
de permeabilidad tanto longitudinales como transversales, que dividen al campo en
pequeñas subcampos.
2.3.2.2.1. ARENISCA “U”
La arenisca U presenta una mejor definición, el ciclo arenoso “U” presenta un espesor
de 129 pies, lo cual hace posible, interpretar su distribución sobre la mayor parte del
campo, la arenisca T no presenta una buena respuesta sísmica.
17
El área inicial saturada de hidrocarburos para ”U” fue de 36.376 acres, su porosidad
promedio de 17% y la saturación de agua inicial de 15%.
Esta presenta tres niveles arenosos fluviales- estuarios denominados “U” Inferior, “U”
Media y “U” Superior.
2.3.2.2.1.1. “U” SUPERIOR – G2
Es una arenisca, en cuanto a producción es un reservorio secundario, el intervalo total
U-superior-G2 se distribuye y mantiene un espesor constante sobre todo el campo, la U-
superior-G2 comprende el intervalo desde la base de la caliza “A” como tope, hasta la
base, que corresponde al tope del reservorio U-inferior.
Presenta un espesor de 43 pies y está constituida por una arenisca cuarzosa, crema,
transparente, translucida, grano fino y medio, moderada consolidada, matriz arcillosa,
cemento ligeramente calcáreo con inclusiones de glauconita.
2.3.2.2.1.2. “U” MEDIA
Caracterizada por estratos de calizas, lutitas y areniscas cuarzosas, blancas a café clara,
sub-transparente, grano fino a muy fino, menor grano medio, desmenuzable a
moderadamente consolidada, regular selección, matriz arcillosa, cemento ligeramente
calcáreo. Con presencia de hidrocarburo.
18
2.3.2.2.1.3. “U” INFERIOR
Se ha determinado que esta arenisca está presente en el subsuelo de todo el campo, pero
de igual manera que la arenisca T-inferior, existen importantes diferencias en cuanto a
la calidad del reservorio, en términos de características petrofísicas, facies y
consecuentemente como unidades de flujo.
Este presenta un espesor de 75 pies y está constituida por una arenisca cuarzosa, crema
a café clara, subtransparente, sub-traslucida, grano fino a medio, sub-redondeada a sub-
angular, moderada a regular selección, matriz no visible, cemento silíceo. Con presencia
de hidrocarburo.
2.3.2.2.2. ARENISCAS “T”
Las areniscas “T”, en todos los registros de los pozos analizados en el campo
Shushufindi, descansan directamente sobre las calizas y lutitas de la Formación Napo
Basal, Grupo Napo.
Con un espesor de 95 pies, presenta dos cuerpos arenosos bien definidos denominados
“T” Superior y “T” Inferior.
2.3.2.2.2.1. “T” SUPERIOR
A partir de las características litológicas y los resultados petrofísicos. Está constituida
por arenisca cuarzosa, crema café clara, sub-transparente, sub-translúcida, grano fino a
19
medio, sub- redondeada a sub-angular, desmenuzable a moderadamente consolidada,
regular selección, ocasionalmente matriz arcillosa, cemento ligeramente calcáreo, con
inclusiones de glauconita. Con presencia de hidrocarburos.
2.3.2.2.2.2. “T” INFERIOR
Está constituida por arenisca cuarzosa, crema a blanco crema, transparente, translucía,
grano fino a medio, sub-redondeada, a sub-angular, friable a moderadamente
consolidada, regular selección, matriz no visible, cemento silíceo, buena porosidad
visible. Sin presencia de hidrocarburos.
2.3.2.3. FORMACIÓN HOLLÍN
Esta formación está compuesta por arenisca cuarzosa, blanca, transparente, translúcida,
ocasionalmente hialina, suelta, en menor cantidad moderadamente consolidada, grano
fino, en menor cantidad grano fino, con ocasionales granos gruesos, sub-redondeados a
sub-angulares, en casos matriz arcillosa, cemento ligeramente calcáreo, con inclusiones
de glauconita.
2.3.2.4. BASAMENTO CRISTALINO
Este tiene abundantes granos de cuarzo, transparentes, translúcidos, angulares, con mala
clasificación, presencia de feldespato, caolín.
20
TABLA N° 2 Espesores totales de reservorio
RESERVORIO ESPESOR (pies)
U-superior 60-140
U-inferior 10-100
T-superior 60-145
T-inferior 30-110
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
TABLA N° 3 Parámetros principales campo Shushufindi
DESCRIPCIÓN SHUSHUFINDI
Área Km2. 120
Tipo de estructura Anticlinal
Ambiente de deposito Marino
Tipo de acuífero Lateral
Tipo de roca Arenisca
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
2.3.3. CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo de los ciclos arenosos “T” y “U” tienen una gravedad promedio de 29.4 y
24.5 API, variación que se refleja directamente en el contenido de azufre, cuyo
21
porcentaje en peso varía entre 0.84 y 1.03% para la arena “T” y, 0.86 y 1.48% para la
arena “U”.
2.4. PETROFÍSICA Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Esto se divide en lo siguiente:
2.4.1. POROSIDAD
La porosidad es la capacidad que tiene la roca del yacimiento para contener
hidrocarburos y está definida como la relación que existe entre el volumen de vacios
que tiene la roca y el volumen total del mismo expresado en porcentajes.
ECUACIÓN N° 1 Porosidad
FUENTE: Personal
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
Donde: Vp: Volumen poroso
Vt: Volumen total
: Porosidad
22
Porosidad Efectiva ( ): está determinada por el volumen de vacios intercomunicados
con fluidos entre sí, siendo este valor el que se utiliza para el cálculo de reservas en
base a la litología y a efectos secundarios.
Porosidad Residual ( ): es el porcentaje de volumen poroso que considera todos los
poros que no están conectados entre sí, es decir, no hay flujo de fluidos entre ellos.
Porosidad Total ( ): es aquella que está relacionada al volumen total de vacios que
tiene la roca. Es la suma de la porosidad efectiva más la porosidad residual.
TABLA N° 4 Grado de porosidad de las arenas
PORCENTAJE GRADO DE
POROSIDAD
1 a 5 Muy pobre
5 a 10 Pobre
10 a 15 Medio a regular
15 a 20 Bueno
>20 Muy bueno
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
2.4.2. PERMEABILIDAD
Se define la permeabilidad como la facilidad de la roca del yacimiento a permitir el
flujo del fluido a través del mismo al aplicar una gradiente de presión. Es decir, cuando
23
la permeabilidad tiene valores altos se tendría optimo desplazamiento en el movimiento
del fluido, caso contrario, valores bajos de permeabilidad con tendencia a cero
representaría dificulta del movimiento de los fluidos.
TABLA N° 5 Medidas de permeabilidad de las arenas
MLDARCY EQUIVALENCIA
1 a 10 mldarcy Pobre
10 a100 mldarcy Buena
100 a 1000 mldarcy Muy buena
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
2.4.3. SATURACIÓN
Saturación se define por el contenido de fluido que existen en los espacios vacios sobre
el volumen total de vacios que tiene la roca y generalmente en un reservorio se tiene
tres clases de fluidos: gas, petróleo y agua.
Para determinar la saturación del gas de un determinado volumen se divide el volumen
de gas que existe en los espacios vacios sobre el volumen total de espacios vacios.
24
ECUACIÓN N° 2 Saturación del gas
FUENTE: Internet
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
Para determinar la saturación del petróleo de un determinado volumen se divide el
volumen de petróleo que existe en los espacios vacios sobre el volumen total de
espacios vacios.
ECUACIÓN N° 3 Saturación del petróleo
FUENTE: Internet
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
Para determinar la saturación del agua de un determinado volumen se divide el volumen
de agua que existe en los espacios vacios sobre el volumen total de espacios vacios.
ECUACIÓN N° 4 Saturación del agua
FUENTE: Internet
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
25
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el
espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso
saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:
ECUACIÓN N° 5 Saturación total
So + Sg + Sw = 1
FUENTE: Internet
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
Donde:
Sg: saturación de gas.
So: saturación de petróleo.
Sw: saturación de agua.
Vg: volumen de gas.
Vo: volumen de petróleo.
Vw: volumen de agua.
VT: volumen total del fluido.
2.4.4. GRAVEDAD ESPECIFICA DEL PETRÓLEO
La gravedad específica del petróleo crudo, es la relación existente entre la densidad
absoluta de una sustancia y la densidad de una sustancia de referencia, donde esta
última para el caso de los líquidos es el agua y para los gases es el aire y nos permite
además conocer la densidad API del crudo a través de la siguiente relación:
26
ECUACIÓN N° 6 Gravedad específica del petróleo
FUENTE: Personal
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
Donde:
r: densidad relativa corregida
o: densidad del petróleo
w: densidad del agua
°API (American Petroleum Institute): escala arbitraria de la lectura de la gravedad
específica (densidad relativa), usada en la industria petrolera y que tiene como base la
densidad del agua (10º API). La gravedad en ºAPI es la equivalente a densidad y se usa
en la industria petrolera mundial. La gravedad específica del agua es 1 y en °API es 10.
Para cualquier petróleo se calcula con la siguiente ecuación:
ECUACIÓN N° 7 Gravedad °API
FUENTE: Personal
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
Donde:
°API: American Petroleum Institute
27
2.4.5. PRESIÓN DE PUNTO DE BURBUJA (Pb)
La presión de punto de burbuja Pb, es definida como la presión más alta, a la cual la
primera burbuja de gas es liberada del petróleo, puede definirse como una presión de
saturación, donde si bajamos la presión de ese valor el gas disuelto en el petróleo
empezará a salir de la solución gas-petróleo.
Esta propiedad es muy importante y puede ser medida experimentalmente a través de
distintas pruebas o por medio de correlaciones matemáticas.
2.4.6. FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACION DEL PETRÓLEO
El factor volumétrico de formación del petróleo, Bo, es definido como la proporción del
volumen de petróleo (más el gas en la solución) a la temperatura y presión de
yacimiento y el volumen de petróleo a condiciones estándar. Bo es siempre mayor que o
igual a la unidad.
El Bo, alcanza su valor máximo en el punto de burbuja, ya que alcanza la máxima
cantidad de gas que puede disolverse en el petróleo. A condiciones normales el Bo, se
aproxima a la unidad.
28
2.4.7. COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO
La compresibilidad isotérmica del petróleo, son los cambio fraccionales en el volumen
de crudo cuando se aplica un diferencial de presión a temperatura constante. Para
presiones sobre la presión de burbuja.
2.4.8. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
Se define como la resistencia de un fluido bajo una fuerza tangencial al desplazamiento
de sus moléculas sobre otras. Este es afectado por la presión y la temperatura.
A medida que se aumenta la temperatura la viscosidad del crudo disminuye, al igual una
caída de presión causa un decrecimiento en la viscosidad.
2.4.9. MOJABILIDAD
La mojabilidad es la capacidad que tiene un fluido para adherirse o humedecer la
superficie de una roca en presencia de otros fluidos inmiscibles.
2.4.10. MOVILIDAD
La movilidad se define como la relación entre permeabilidad efectiva y la viscosidad
del un fluido.
29
TABLA N° 6 Características de los fluidos de formación de las diferentes arenas
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
2.5. ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN
Este análisis es muy importante para el dimensionamiento del equipo BES.
2.5.1. AGUA DE FORMACIÓN CORROSIVA
El agua tanto puede ser corrosiva como provocar incrustaciones. El agua que se torna
corrosiva o forma incrustaciones se llama agua desequilibrada, mientras que el agua que
no causa estos males se llama agua equilibrada.
30
El agua corrosiva es “agresiva” por su naturaleza, tiende a disolver el cemento y los
metales con cierta rapidez, ocasionando problemas múltiples como roturas en
intercambiadores de calor, agujeros en filtros de acero, disminución del espesor de las
superficies metálicas, etc.
2.5.2. AGUA DE FORMACION INCRUSTANTE
El agua incrustante hace exactamente lo opuesto al agua corrosiva, tiende, a depositar o
precipitar carbonato cálcico (entre otros), causando deposiciones en la superficie de las
formaciones, tuberías, equipos y accesorios.
2.6. RESERVAS
Son todo el volumen de petróleo que puede ser extraído del yacimiento bajo las
condiciones técnicas y económicamente rentables a partir de una determinada
fecha en adelante.
Las estimaciones de los valores de reservas de petróleo para el campo han ido
variando de acuerdo a la incorporación de nueva información técnica en los
diferentes estudios de Ingeniería de Yacimientos así como de estudios de
Simulación Matemática.
Todos los cálculos de reservas incluyen cierto grado de incertidumbre, el grado
relativo de incertidumbre puede expresarse clasificando las reservas en dos
grupos, reservas probadas y no probadas.
31
2.6.1. RESERVAS PROBADAS
Son aquellos volúmenes de petróleo que mediante análisis de los datos
geológicos y de ingeniería demuestren con certeza razonable como recuperables en
años futuros a partir de yacimientos conocidos, bajo las condiciones técnicas y
económicas existentes, es decir, precios y costos en que se realiza la estimación. Son
las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde se ha desarrollado el
campo.
El Campo Shushufindi tuvo reservas iniciales probadas de 1.584,2 millones de
barriles, que representa el 21,5% de todas las reservas de la cuenca Oriente. Del total
de reservas, 38,0 millones de barriles pertenecen a la formación G-2; 754,1 millones
de barriles a la formación U y 792,1 millones de barriles a la formación T.
2.6.2. RESERVAS NO PROBADAS
Estas se basan en datos geológicos y/o de ingeniería similares a los datos usados para
calcular reservas probadas, pero con incertidumbre en regulaciones, condiciones
económicas, contractuales y técnicas, todo lo cual no permite clasificarlas como
probadas.
Las reservas no probadas pueden clasificarse como reservas probables y reservas
posibles.
32
Al ser Shushufindi un campo desarrollado y con muchos años de producción no se
considera las reservas probables y posibles, únicamente las reservas probadas y
remanentes.
2.6.3. RESERVAS REMANENTES
Son volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a cualquier fecha posterior
al inicio de la producción comercial que todavía permanece en e l yacimiento.
Las reservas técnicas remanentes de petróleo a diciembre del 2008 son de
491’971.675 de barriles.
2.7. PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS
La presión inicial para la arena G-2 fue de 2.737 psi, para la formación U fue
calculada en 3.867 psi, y para la formación T en 4.050 psi. Estas presiones han
disminuido de acuerdo a la producción de los fluidos.
En base a información obtenida en pruebas de restauración de presión, se ha
determinado la presión estática y de fondo fluyente para las diferentes arenas.
33
TABLA N° 7 Comportamiento de la presión
PRESIÓN BASAL
TENA G2 U T
ESTÁTICA (psi) 3.257 2.029 2.234 2.659
DE FONDO FLUYENTE (psi) 2.480 1.211 1.995 1.995
DE BURBUJA (psi) 870 1.140 1.050 1.050
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
2.8. PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI
A continuación se detalla la producción actual del campo.
2.8.1. PRODUCCIÓN ACTUAL
El mecanismo de producción de petróleo de los yacimientos es una combinación de
expansión de fluidos, roca y un empuje hidráulico natural.
La energía del yacimiento proviene de tres fuentes, los acuíferos periféricos, el
gas disuelto en el petróleo y la compresibilidad total, es decir, la expansión de los
fluidos y la compresibilidad de la roca.
Por facilidades de producción al Campo Shushufindi se lo ha dividido en cinco
sectores:
1. Estación Norte, en esta encontramos 25 pozos que fluyen.
34
2. Estación Central, en esta encontramos 33 pozos que fluyen.
3. Estación Sur, en esta encontramos 15 pozos que fluyen.
4. Estación Sur-Oeste, en esta encontramos 9 pozos que fluyen.
5. Estación Aguarico, en esta encontramos 4 pozos que fluyen.
Número de pozos a la fecha 24 de agosto del 2010.
2.8.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI
Inicialmente el campo produjo a flujo natural pero debido a la depletación de los
yacimientos o por mantener la tasa de producción se ha incorporado los
siguientes tipos de sistemas de levantamiento artificial y son: gas lift, bombeo
hidráulico y en su gran mayoría bombeo electrosumergible.
2.8.2.1. GAS LIFT
Ventajas
Operaciones de cable de acero a través del tubing. Incluye mediciones directas
de presión de producción.
Fluidos de pozo corrosivos y abrasivos.
Mandriles con bolsillo lateral - parte integral de la sarta de tubing, torre de
reacondicionamiento no requerida para sacar válvulas.
Instalaciones de superficie de bajo perfil.
35
Recubrimiento interno de tubing contra corrosión y parafina.
Frecuencia baja de trabajos de reacondicionamiento.
Fácil cambiar ratas de producción.
Altos volúmenes de fluido.
Factible para pozos desviados.
Desventajas
Baja eficiencia para pozos individuales y campos pequeños si se requiere
proveer compresión para el gas.
Relativamente altos costos de capital.
Infraestructura: fuente en superficie de gas a alta presión, facilidades de
separadores / deshidratadores y sistema de control de distribución de gas para el
levantamiento.
Susceptible de problemas por gas húmedo.
Casing expuesto a altas presiones (a menos que se use una sarta separada de
inyección).
No se pueden alcanzar bajas presiones de fondo fluyente.
36
2.8.2.2. BOMBEO HIDRAULICO
Ventajas
El bombeo hidráulico es más flexible para adaptarse a los cambios en caudales
de producción.
Las bombas hidráulicas funcionan más confiablemente en los pozos
direccionales.
Usualmente no se requiere una torre para recuperar las bombas libres.
Las instalaciones en múltiples pozos pueden accionarse desde una sola fuente
de fluido motriz.
Se puede arreglar las bombas jet en el campo.
Las bombas jet pueden tolerar sólidos dentro de la producción.
Las bombas jet pueden producir altos volúmenes.
Desventajas
El bombeo hidráulico se aplica en forma poco apropiada en mochos casos.
Hay una falta generalizada de conocimientos sobre el sistema.
Es compleja la fabricación de bombas hidráulicas tipo pistón.
La alta presión en la superficie puede plantar un peligro.
Se requiere acondicionar (limpiar) el fluido motriz.
Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de tratamiento.
37
La poca resistencia de la tubería de revestimiento a la presión más alta puede
restringir las aplicaciones con flujo revertido.
2.8.2.3. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
Ventajas
Factible para muy altos volúmenes.
Factible para pozos desviados.
Se pueden alcanzar bajas presiones de fondo fluyente.
Recubrimiento interno del tubing contra corrosión y parafina.
Costo de barril disminuye con el incremento de la tasa de flujo.
No dispone de partes movibles en superficie.
Disminución del impacto ambiental.
Se puede monitorear a través de controles automatizados.
Desventajas
Costo inicial relativamente alto.
Se limita a profundidades medias.
No conveniente en pozos con alto GOR.
La fuente de electricidad debe ser estable y fiable.
Reparar algún componente del equipo de subsuelo requiere de un
reacondicionamiento.
38
Cable puede dañarse a altas temperaturas.
Requiere torre de reacondicionamiento para cambiar la bomba.
Fluidos abrasivos disminuyen vida útil del equipo. Reparaciones costosas.
Limitaciones de profundidad por costo del cable y pérdidas de potencia.
TABLA N° 8 Producción en el campo Shushufindi-Aguarico según el tipo de
levantamiento
ESTACIÓN GAS-LIFT B.E.S. B.H.
BPPD POZOS BPPD POZOS BPPD POZOS
CENTRAL - - 18132 33 - -
NORTE 577 1 11080 19 912 5
SUR 1044 1 9000 14 - -
S-OESTE - - 3557 9 - -
AGUARICO - - 846 2 578 2
TOTAL 1621 2 42615 77 1490 7
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
2.9. HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI
El Campo Shushufindi se incorpora a la producción de petróleo en agosto de
1972. Inicia la producción de petróleo con 10 pozos a una tasa de 10.000 BPPD que
hasta diciembre se incrementa a 70.000 BPPD con 20 pozos productores; en el mes de
marzo de 1973 la tasa subió a 100.000 BPPD con 30 pozos productores. La tasa
promedio de petróleo desde 1978 hasta 1994 fue de 100.000 BPPD.
39
A partir de 1995 la producción de petróleo inicia una declinación continua y un
incremento acelerado en la producción de agua. En 1996 la producción es de
87.105 BPPD y 47.000 B APD.
En 1997 produce 82.000, en 1998 produce 75.000, en 1999 produce 73.800 y en el
2000 produce 72.948 BPPD. Simultáneamente, en estos años la producción de agua se
incrementa en forma drástica desde 48.400 a 72.000 BAPD.
En la actualidad la producción de agua supera a la de petróleo, convirtiéndose
así, en el principal problema del campo. Los pozos se inundan rápidamente y
disminuye la producción de petróleo, a tal punto que menos de la décima parte del
campo se encuentra libre de inundación de agua.
Este efecto es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo
electrosumergible que es el más usado, pues permite la producción de volúmenes altos.
Como resultado de los trabajos de reacondicionamiento, de la perforación de
pozos de desarrollo o de la implementación de sistemas de levantamiento
artificial, la declinación de producción del campo se ha incrementado
progresivamente y continuará acentuándose en los próximos años.
En la siguiente tabla se muestra como la producción de petróleo ha ido
disminuyendo con el transcurso de los años mientras que la producción de agua se ha
ido incrementando.
40
TABLA N° 9 Historial de producción del Campo Shushufindi
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
41
2.10. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (octubre 2010)
En la actualidad, el área de Shushufindi posee una producción promedio diaria de
alrededor de 38.000 barriles de petróleo por día, 15.000 MPCD de gas de
formación. En la estación norte se tiene un total de 25 pozos y una producción
total de 12.569 BPPD, en la estación central se tiene una producción de 18.132 BPPD
con 33pozos, en la estación sur-oeste se tiene 3.557 BPPD con 9 pozos, en la
estación Sur se produce 10.044 BPPD con 15 pozos, y por ultimo en la estación
Aguarico se tiene 1.424 BPPD con 4 pozos.
TABLA N° 10 Producción actual por estación
ESTACIÓN # DE POZOS PRODUCCIÓN DE
PETRÓLEO BPPD
PRODUCCIÓN DE
AGUA BPPD
NORTE 25 12.569 16.416
CENTRAL 33 18.132 23.754
SUR 15 10.044 27.759
SUR-OESTE 9 3.557 13.659
AGUARICO 4 1.424 3.451
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
42
TABLA N° 11 Estado actual de los pozos en el Campo Shushufindi
ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
PRODUCIENDO 86
CERRADOS 25
ESPERANDO POR ABANDONO 2
ABANDONADOS 10
INYECTORES 7
REINYECTORES 15
TOTAL 145
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
2.11. DATOS DE PRODUCCION DE LOS POZOS A SER ESTUDIADOS DEL
CAMPO SSFD
TABLA N° 12 Pozos a ser estudiados
POZO # BSW
(%) API
APORTE
NETO (BPPD)
APORTE
AGUA (BAPD) ZONA
SSFD-51 93 28 7 94 “T”
SSFD-84 18 29.9 458 100 “U”
SSFD-41 89 28.9 23 187 “T”
SSHD-
109D 18 26,8 135 30 “Ti”
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
43
CAPÍTULO III
3. FUNDAMENTO TEÓRICO DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
El sistema de bombeo electrosumergible (B.E.S.) es un sistema de levantamiento
artificial que emplea la energía eléctrica convertida en energía mecánica para levantar
una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la superficie, descargándolo a
una determinada presión. Como en todos los casos cuando se desea diseñar un sistema
de levantamiento artificial, es recomendable recordar:
“No siempre lo más barato es lo más conveniente”
“No siempre la más costosa es la mejor solución”
El sistema de bombeo electrosumergible cuando se presentan los siguientes casos:
Alto índice de productividad.
Baja presión de fondo.
Ata relación agua - petróleo.
Baja relación gas - líquido.
El bombeo electrosumergible ha probado ser un sistema artificial de producción
eficiente y económico. En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas
artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas
razones no siempre puede resultar el mejor, es decir un pozo candidato a producir
44
artificialmente con bombeo electrosumergible, debe reunir características que no
afecten su funcionamiento como las altas relaciones gas/aceite, las altas temperaturas, la
presencia de arena en los fluidos producidos, que son factores con influencias
indeseables sobre la eficiencia del aparejo.
Entre las características del sistema están su capacidad de producir volúmenes
considerables de fluido desde diferentes profundidades, bajo una amplia variedad de
condiciones del pozo y particularmente se distingue por qué, el motor está directamente
acoplado con la bomba en el fondo del pozo. El ensamble de bombeo eléctrico trabaja
sobre un amplio rango de profundidades y volúmenes, su aplicación es particularmente
exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos
con bajas relaciones gas-aceite.
El bombeo electrosumergible tiene un rango de capacidad desde 200 a 9000 BPD,
trabaja a profundidades entre los 12000 y 15000 pies, el rango de eficiencia está entre
18 – 68% y puede ser usados tanto en pozos horizontales, verticales o inclinados.
45
FIGURA N° 3 Equipo de bombeo electro sumergible (BES) de fondo y superficie
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
3.1. COMPONENTES
Los componentes de sistema de bombeo electrosumergible se dividen en equipo de
superficie y en equipo de fondo.
46
3.1.1. EQUIPO DE SUPERFICIE
Líneas de alta o generador
Controlador de Frecuencia Variable - VSD
Transformador
Tablero de control
Caja de venteo
3.1.1.1. LÍNEAS DE ALTA O GENERADOR
La distribución de la línea eléctrica de alta tensión para el uso industrial por lo general
es de 34.5KV y en algunos casos es de 13.8KV.
Cuando no se cuenta con un suministro de energía de la red nacional, se usan
generadores que entregan 480V que es el VSD.
3.1.1.2. CONTROLADOR DE FRECUENCIA VARIABLE – VSD
Este dispositivo diseñado e instalado para cambiar la frecuencia de la corriente
suministrada al motor controlando así la velocidad en el eje para un óptimo
funcionamiento y puede ser programado para situaciones especiales tales como
encendidos sin sobrecarga y con torques constantes.
El controlador de frecuencia variable también proporciona flexibilidad para ajustar y
mejorar las condiciones de producción deseadas (tasa de flujo).
47
FIGURA N° 4 Controlador de frecuencia variable - VSD
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
3.1.1.3. TRANSFORMADOR
Para uso de la energía eléctrica en los campos petroleros se realiza generalmente a altos
voltajes tal como 13800 voltios. Debido a que el equipo de bombeo electrosumergible
funciona con voltajes entre 1000 y 4000 voltios, se requiere la transformación del
voltaje mediante transformadores reductores y elevadores.
Se denomina transformador a una maquina eléctrica que permite aumentar o disminuir
el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la
frecuencia.
48
A este proceso de cambio de tensión se le “llama transformación”.
Estos transformadores son unidades llenas de aceite, auto - refrigerables.
Este amplio rango de voltajes es necesario para poder ajustar el voltaje requerido en la
superficie para una variedad de posibilidades de caídas de voltaje en el cable que
ocurren debido a las diferentes profundidades en las cuales se instala el sistema de
bombeo electrosumergible.
FIGURA N° 5 Transformador
FUENTE: Internet
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
Durante el transporte de la energía eléctrica se originan pérdidas que dependen de su
intensidad. Para reducir estas pérdidas se utilizan tensiones elevadas, con las que, para
la misma potencia, resultan menores intensidades.
Las configuraciones son tres: un banco de tres transformadores monofásicos, un
transformador estándar trifásico o un autotransformador trifásico.
49
Los transformadores tiene una serie de taps para permitir un amplio rango de salidas de
voltaje, este componente se utiliza para elevar el voltaje de la líneas al voltaje requerido
en la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo.
El transformador es un dispositivo que convierte energía eléctrica de un cierto nivel de
voltaje, en energía eléctrica de otro nivel de voltaje, por medio de la acción de un
campo magnético. Está constituido por dos o más bobinas de alambre, aisladas entre sí
eléctricamente por lo general y arrolladas alrededor de un mismo núcleo de material
ferromagnético.
3.1.1.4. TABLERO DE CONTROL
El tablero de control son cajas con muchas partes eléctricas instaladas para proteger y
diagnosticar los equipos de fondo, como también cuenta con dispositivos adicionales
que incluyen sistemas de encendido de carga baja, controles de la velocidad del variador
de frecuencia.
El tablero de control puede ser muy sencillo y contener únicamente un botón de
arranque y un fusible de protección para sobrecarga o bien puede tener fusibles de
desconexión por sobrecarga y baja carga, tiempo por reloj programado para
restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de re-presionamiento
de líneas, luces indicadoras de causa de paro, amperímetro, y demás dispositivos de
control.
50
Los tipos de tableros existentes son electromecánicos o bien totalmente transistorizados
y compactos.
FIGURA N° 6 Tablero de control
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
El tablero de control consta de las siguientes partes:
Circuito de control de 110 V
Llave de desconexión de tres polos, de acción instantánea, con fusibles
Relay de sobrecarga tipo magnético
Contactores
Llave selectora Manual-Pare-Automático
51
Botón pulsador para puesta en marcha
Relay de corte baja carga
Re-arranque automático
Amperímetro registrador
Pararrayos
3.1.1.5. CAJA DE VENTEO
La caja de venteo aloja en su interior el empalme entre el cable que viene del pozo y el
cable del tablero de control, esta se instala a una distancia mínima de 15 pies del pozo.
También se la llama Caja de Venteo puesto que provee el medio para sacar a la
atmósfera el gas que podría venir desde el pozo a través del cable que puede crear
condiciones de peligro (riesgo de explosión).
FIGURA N° 7 Caja de venteo
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
52
3.1.2. EQUIPO DE FONDO
Cable de potencia
Bomba centrifuga sumergible
Separador de gas
Protector (sección sellante)
Motor
Sensor de fondo
Centralizador
3.1.2.1.CABLE DE POTENCIA
El cable de potencia es uno de los componentes más importantes y sensibles en el
sistema de bobeo electrosumergible.
La función del cable de potencia es transmitir la energía eléctrica desde la superficie al
motor, y transmitir las señales de presión, temperatura, etc. desde el instrumento sensor
de fondo a la superficie.
El cable tiene tres fases y son aisladas individualmente, el aislamiento es físicamente
pegado con adhesivo al conductor y estos tres están recubiertos de una armadura
metálica.
Los cables de potencia están disponibles en configuración redonda y plana y los
conductores a su vez pueden ser sólidos, trenzados o compactados.
53
Para una mejor aplicación del cable de potencia se debe tener en cuenta los siguientes
parámetros:
Propiedades eléctricas
Dimensiones físicas
Resistencia mecánica
Condiciones de manejo
Espacio disponible
Temperatura del conductor a las condiciones de operación
Temperatura de superficie,
Condiciones especiales de operación
Tratamientos químicos.
FIGURA N° 8 Tipos de cables de potencia
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
54
3.1.2.2. BOMBA CENTRIFUGA SUMERGIBLE
La bomba centrifuga electrosumergible cumple con una función básica que es imprimir
a los fluidos del pozo, el incremento de presión necesario para hacer llegar a la
superficie, el gasto requerido con presión suficiente en la cabeza del pozo.
Las bombas centrífugas son de múltiples etapas, y cada etapa consiste de un impulsor
giratorio y un difusor estacionario. El impulsor da al fluido energía cinética. El Difusor
cambia esta energía cinética en energía potencial (Altura de elevación o cabeza).
El tamaño de etapa que se use determina el volumen de fluido que va a producirse, la
carga o presión que la bomba genera depende, del número de etapas y de este número
depende la potencia requerida. En una bomba de impulsores flotantes, éstos se mueven
axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar en empuje ascendente o
descendente en cojinetes, cuando están en operación. Estos empujes a su vez, los
absorbe un cojinete en la sección sellante.
FIGURA N° 9 Difusor e impulsor
FUENTE: Personal
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
55
Una bomba operando a un gasto superior al de su diseño produce empuje ascendente
excesivo y por el contrario operando a un gasto inferior produce empuje descendente. A
fin de evitar dichos empujes la bomba debe de operar dentro de un rango de capacidad
recomendado, el cual se indica en las curvas de comportamiento de las bombas y que
generalmente es de 75 % al 95% del gasto de mayor eficiencia de la bomba.
La presión desarrollada por una bomba centrífuga sumergible, depende de la velocidad
periférica del impulsor y es independiente del peso del líquido bombeado. La presión
desarrollada convertida a longitud de columna hidráulica que levanta la bomba, es la
misma cuando la bomba maneje agua de densidad relativa 1.0, aceite de densidad
relativa 0.85, salmuera de densidad relativa 1.35, o cualquier otro fluido de diferente
densidad relativa.
Las etapas a su vez pueden clasificarse, dependiendo de la geometría del pasaje de
fluido, en dos tipos: Flujo Mixto y Flujo Radial. Otra clasificación de los diferentes
tipos de bombas se realiza según la SERIE de las mismas.
A la vez, la serie está directamente relacionada con el diámetro de la bomba, por
ejemplo “A”; “D”; “G”; “H”; Etc. En la bomba de impulsores fijos, estos no pueden
moverse y el empuje desarrollado por los impulsores los amortigua un cojinete en la
sección sellante. Los empujes desarrollados por los impulsores dependen de su diseño
hidráulico y mecánico, además del gasto de operación de la bomba.
56
FIGURA N° 10 Bomba centrifuga
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
3.1.2.3. SEPARADOR DE GAS
El separador de gas es un componente opcional del aparejo construido integralmente
con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el protector. Sirve como succión o
entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la succión hacia el espacio anular.
El uso del separador de gas permite una operación de bombeo más eficiente en pozos
gasificados, ya que reduce los efectos de disminución de capacidad de carga en las
curvas de comportamiento, evita la cavitación a altos gastos, y evita las fluctuaciones
cíclicas de carga en el motor producidas por la severa interferencia de gas.
57
La operación de un separador de gas consiste en invertir el sentido del flujo del líquido,
lo cual permite que el gas libre continúe su trayectoria ascendente hacia el espacio
anular.
Hay que recalcar que la total eliminación del gas libre, no es necesariamente la mejor
forma de bombear el pozo. Por una parte, el volumen de los fluidos que entra a la
bomba es menor, pero la presión que la bomba debe entregar en la descarga se
incrementa, debido a la menor relación gas-petróleo de la columna hidráulica en la
tubería de producción.
Entre los efectos que causa la presencia de gas libre en el interior de la bomba están: el
comportamiento de la bomba se aparta del señalado en sus curvas características,
reducción de su eficiencia, fluctuación de carga en el motor, posible efecto de
cavitación y otros consecuentes.
58
FIGURA N° 11 Separador de gas
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
3.1.2.4. PROTECTOR
El Protector está ubicado entre el intake y el motor. El protector es una pieza vital en el
ensamblaje y si no es seleccionada apropiadamente puede reducir la vida útil del
equipo.
Este componente también llamado sección sellante, se localiza entre el motor y la
bomba: está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del motor y la
presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo.
Este protector tiene funciones básicas que son:
59
Igualar la presión entre el motor y el anular.
Absorber la carga axial desarrollada por la bomba a través del cojinete de empuje,
impidiendo que estas se reflejen en el motor eléctrico.
Prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor.
Proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la expansión y
contracción del fluido lubricante, durante los arranques y paradas del equipo
eléctrico.
Transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba, a través del
acoplamiento de los ejes.
FIGURA N° 12 Protector
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
3.1.2.5. MOTOR
El motor eléctrico utilizado para la operación de las bombas electrosumergibles es un
motor eléctrico de inducción bipolar trifásico, tipo jaula de ardilla el cual opera a una
velocidad típica de 3600 revoluciones por minuto “RPM” a una frecuencia de 60 Hz. La
parte interior del motor es llenada con un aceite mineral altamente refinado el cual
60
posee una considerable rigidez dieléctrica. El voltaje de operación puede ser tan bajo
como 230 voltios o tan alto como 4000 voltios. Los requerimientos de amperaje están
en un rango de 22 a 119 amperios. La potencia (HP) desarrollada por un motor es
proporcional al largo y al diámetro del mismo.
El motor electrosumergible opera mediante el uso de una corriente alterna de tres fases
la cual crea un campo magnético que gira en el estator. Este campo magnético rotativo
induce un voltaje en los conductores de la jaula de ardilla del rotor lo cual genera una
corriente que fluye en las barras del rotor. Esta corriente de inducción en el rotor
establece un segundo campo magnético el cual es atraído al campo magnético rotativo
del estator induciendo al rotor y al eje a girar dentro del estator.
FIGURA N° 13 Partes del motor
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
61
Puesto que el motor de la BES debe ser instalado en el interior del casing, debe tener
una geometría adecuada. Debido al ambiente en el cual opera el motor también existen
otras diferencias en el diseño y construcción del motor de la B.E.S. Los motores son
llenados completamente con un aceite mineral altamente refinado o con aceite sintético
el cual lubrica los cojinetes y provee resistencia dieléctrica y conductividad térmica para
disipar el calor generado hacia el housing del motor. El calor es luego transferido al
fluido que pasa por la superficie externa del motor.
El comportamiento de los motores cambia de acuerdo a la carga a que están sometidos.
Cada tipo de motor tiene sus curvas de rendimiento de velocidad, factor de potencia,
eficiencia y amperaje en función del porcentaje de carga.
FIGURA N° 14 Motor
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
62
3.1.2.6. SENSOR DE FONDO
El circuito de devanado del motor (estrella) de tipo tándem superior o centro se cierra
abajo con una base universal o por el sensor de fondo.
El sensor de fondo está conectado a través de un adaptador, recibe potencia eléctrica a
través del motor y recibe o transmite señales digitales a superficie.
El Sensor puede medir varios parámetros de fondo como son:
Presión de Descarga
Vibración
Flujo
Pérdidas de Corriente
Presión de Intake
Temperatura de Intake
Temperatura de Motor
Todos estos parámetros pueden ser enviados al VSD y pueden ser mostrados y
registrados en la tarjeta PIC del controlador Uniconn.
63
FIGURA N° 15 Sensor de fondo
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
3.1.2.7. CENTRALIZADOR
El centralizador se utiliza para centrar el motor, la bomba y el cable durante la
instalación. Se utilizan en pozos ligeramente desviados, para mantener el motor
centrado y así permitir un enfriamiento adecuado. También evitan que el cable se dañe
por roce con el revestidor, a medida que es bajado en el pozo. Al utilizar centralizadores
se debe tener cuidado de que estos no giren o muevan hacia arriba o hacia abajo la
tubería de producción.
64
3.1.2.8. LA SECCION DE ENTRADA O INTAKE
Esta es la puerta de acceso de los fluidos del pozo hacia la bomba, para que esta pueda
desplazarlos hasta la superficie.
Las succiones estándar solamente cumplen con las funciones de permitir el ingreso de
los fluidos del pozo a la bomba y transmitir el movimiento del eje en el extremo del
sello al eje de la bomba.
3.2. DISEÑO DEL SISTEMA DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
3.2.1. PASO 1 DATOS BASICOS
3.2.1.1. RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN DEL POZO
Diámetro de revestimiento.
Diámetro de tubería de producción y características.
Intervalos abiertos (perforaciones).
Verificación del survey.
Diámetro, grado, y peso de los foros.
Profundidad estimada de la bomba.
Presión estática al punto medio de las perforaciones
Presión de fondo fluyente.
Temperatura del fondo del pozo.
65
3.2.1.2. DATOS DEL RESERVORIO
Presión de Burbuja
3.2.1.3. DATOS DE PRODUCCIÓN
Régimen estimado
% de agua
G.L.R.
Nivel Estático
Nivel Dinámico
3.2.1.4. CARACTERISTICAS DEL FLUIDO
Gravedad Específica del Petróleo
Gravedad Específica del Agua
Viscosidad del Petróleo
3.2.1.5. CONSIDERACIONES ADICIONALES A TENER ENCUENTA
Producción de Finos
Corrosión
Incrustaciones
Emulsiones
66
Presencia de Sales
Presencia de H2S
Alta Temperatura
3.2.1.6. FUENTES DE ENERGÍA
Voltaje disponible en superficie.
Frecuencia en superficie.
3.3. CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA
Las curvas de comportamiento de una bomba nos indican el rango y la eficiencia óptima
de operación a los cuales pueden estar sometidos y trabajar de una mejor forma, estas
viene dadas por el fabricante.
67
FIGURA N° 16 Curvas de comportamiento de la bomba
FUENTE: Presentación Schlumberger, UTE
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
68
3.4. MANIPULACIÓN Y TRANSPORTE DEL EQUIPO
El transporte del equipo y la manipulación son los factores importante que influencian
en el éxito de las operaciones de bombeo electrosumergible. Dada la naturaleza del
equipo de levantamiento artificial este requiere de procesos de manipulación especiales.
La longitud física de los componentes de fondo con relación a sus diámetros puede ser
grande, especialmente para los motores y las bombas. Por ejemplo un motor de 30 pies,
5.5 pulgadas de diámetro se doblara si no es transportado y es elevado correctamente.
Durante el proceso de fabricación, se realiza un esfuerzo considerable para asegurarse
de que el estator permanezca dentro +- 0.002 in/ft. El permitir que el motor se desvié
excesivamente puede dar lugar a una falla muy grave. Por esta razón todos los
componentes de fondo deben ser transportados en cajas de envió de acero.
Hay tres aéreas en las cuales se deben tener especial cuidado: transporte, manipulación
y la ubicación. La correcta ubicación de los equipos previene que este tenga que ser
movido nuevamente y si se lo hace contar con el suficiente espacio para así evitar
riesgos adicionales.
3.4.1. USO DE LAS CAJAS DE ENVIO DE ACERO
Manipulación de las cajas de envío de acero
Las cajas de envío de acero se hace uso en el transporte de los motores, los protectores,
las bombas, los separadores de gas y los instrumentos de medición de presión. Estas
cajas están disponibles en varias longitudes a partir de 5.5 pies hasta 36.5 pies y os
69
diámetros varios desde 6 hasta12 pulgadas (diámetro nominal del componente que es
enviado). Un extremo de de cada caja se pintara de color rojo para identificar la cabeza
del equipo; el extremo que debe ser colocado hacia el cabezal del pozo. Aunque las
cajas de envío del metal proporcionan una cierta protección durante la manipulación y
transporte, no eliminan la necesidad de tener cuidado especial.
Antes de que le equipo salga de las fábricas, se empaca en la caja de envío de metal con
rellenos de goma para ayudar a absorber la vibración y el choque. Bajo ninguna
circunstancia se deben arrastrar las cajas para facilitar el movimiento. En general toso el
equipo, dentro o fuera de la caja se debe manejar usando una barra. Nunca se debe usar
en un solo punto de izamiento colocado en el centro del equipo para elevarlo. Pueden
ocurrir serios daños en el equipo y lesiones personales. Siempre se debe utilizar una
barra espaciadora con cadenas o eslingas colocadas a ¼ de distancia de cada extremo.
El uso de un monta carga es permitido siempre y cuando la carga esta correctamente
distribuida. Para las cajas más largas es posible que el uso de un monta carga no sea
posible. En los casos en que se debe usar una grúa, se debe asegurar que la caja sea
apoyada con seguridad en por lo menos dos lugares.
Nunca se debe usar las manijas de la caja de envío como soporte. Las manijas estas
diseñadas únicamente para abrir, cerrar y asegurar las cajas. No se diseñan para apoyar
el peso de la caja y del equipo.
El uso de una grúa con una barra espaciadora y eslingas enrolladas entre las manijas por
debajo de la caja es permitido si las manijas corresponden con la longitud
reglamentaria.
70
Colocación del equipo en las cajas de envío de acero
El equipo debe colocarse en una caja de envío de acero con la cabeza del equipo en el
extremo pintado de la caja. Se debe asegurar que las tapas de envío están instaladas
antes de que el equipo se coloque en la caja.
Al cargar el equipo en una caja, debe estar seguro de utilizar las dos piezas de goma que
sirven de soporte al equipo. Dos piezas se utilizan por caja. Se debe colocar la mitad
inferior de caja pieza a la distancia igual a ¼ de la longitud del componente desde cada
extremo de la caja.
Si se tiene un componente tiene 28 pies de largo, los bloques serian puestos a 7 pies de
los extremos de cada equipo o unidad, dejando 14 pies del equipo sin apoyo en el
centro. No se debe utilizar un bloque adicional para el centro del equipo o unidad.
Colocar la unidad dentro de la caja sobre los bloques de envío usando un elevador y una
barra espaciadora. Centralizar la unidad mientras se esa bajando, dejando distancia
iguales a cada extremo entre la unidad y la caja. Utilizar dos bloques de madera
cortados a la medida para llenar los espacios entre la unidad y los extremos de la caja,
dejando a 0.125 in de separación para la expansión. Colocar la otra mitad de las piezas
de goma directamente sobre la parte de abajo. Asegurar cuidadosamente la caja.
Transporte de la caja de envío
Las cajas de envío se deben colocar sobre tablones de madera de 4x4 pulgada. Si las
cajas son apiladas, los tablones se deben colocar entre cada capa. No más de una caja se
71
debe utilizar en una sola elevación. Cuando está colocada en un camión, ninguna caja
debe extenderse más allá del extremo del transporte. Las cajas de envío se deben
asegurar con una correa de seguridad a la cubierta del camión en la localización, las
cajas nunca deben moverse mientras están siendo transportadas.
3.4.2. CABLE
Manipulación
El cable de potencia se envía típicamente en grandes carretes. El propósito del carrete es
facilitar el desenrollo y el enrollo del cable, así como proteger el cable durante el
transporte y su manipulación.
Transporte
El cable de potencia debe ser siempre transportado en carretes. En caso de que un cable
de potencia sea transportado con el flan cable extensión empalmado, hay que asegurarse
independientemente de la extensión y el cable de potencia una grúa y una barra
espaciadora son recomendables para el izado de los carretes. Un montacargas puede ser
utilizado, en caso de hacer uso de este se debe levantar el carrete a través de los rayos
de los lados y nunca contra el cable.
Los carretes deben se asegurados durante su transporte y se deben permitir que rueden o
resbalen para evitar dañarlos.
72
Ubicación
Una sección de tubería de gran resistencia debe ser insertada a través el carrete para
que esta sirva de eje. Levante con una barra espaciadora unida al eje. Un espaciador
corto debe ser colocado entre el carrete y el soporte en cada lado. El cable se debe
desenrollar hacia la boca el pozo desde la parte de arriba.
El carrete del cable debe estar colocado entre 75 y 100 pies de la boca del pozo y en la
línea directa de la vista del operador del taladro.
Ensamble de la polea
La polea debe ser colocada de la torre de perforación y colocada en una línea entre el
carrete y la boca del pozo y alineada en al cabezal para prevenir cualquier raspadura del
cable contra el soporte de la tubería.
La polea debe ser colocada a no más de 30 pies sobre el nivel de la tierra para permitir
flexibilidad y evitar golpes contra el cable durante las operaciones de bajada o sacada.
Durante la instalación la polea se debe apoyar aproximadamente a 10 pies sobre la tierra
para la realización del empalme de la extensión. Después que el empalme de FCE haya
sido sometido con flejes, la polea puede ser elevada a la altura operacional de 30 pies.
Este procedimiento reduce la tensión en la conexión del pothead y el empalme de FCE.
3.4.3. TABLERO DE CONTROL
El tablero de control debe ser ubicado de 50 a 100 pies del cabezal del pozo y cerca del
banco de transformadores o al generador.
73
3.4.4. TRANSFORMADOR O GENERADOR
Los transformadores vienen provistos con aros para levantamiento, descarga y
manipulación. Una barra y cable deben ser utilizados para mantener el transformador en
posición vertical para evitar daños. Siempre se debe asegurar la tapa del transformador
este atornillada antes de efectuar cualquier maniobra.
El transformador se debe colocar entre 50 y 100 pies del cabezal del pozo y cerca del
tablero de control. La ubicación de las líneas de voltaje, acceso a las varias vías y el
espacio de trabajo deben ser considerados al elegir la ubicación de los equipos de
superficie.
3.4.5. CAJA DE VENTEO
La caja de venteo se utiliza para colocar el cable y ventear el gas entre el pozo y la el
tablero de control y debe estar ubicado aproximadamente a 25 pies y como mínimo a 15
pies del cabezal del pozo.
3.4.6. EQUIPO DAÑADO
Se debe notificar al supervisor de servicios si existe la sospecha de que alguna unidad
fue dañada o maltratada en el proceso de transporte o manipulación. El equipo debe ser
inspeccionado y reparado de ser necesario antes de ser instalado ya que si se procede a
la instalación influye en el costo de operación y este costo es muy alto.
74
3.5. PREPARACIÓN DEL EQUIPO
Antes de realizar una nueva instalación de debe comprobar la condición del casing. Lo
ideal es correr una herramienta que sea ligeramente mayor que el diámetro externo del
equipo a ser instalado, para así asegurar una separación adecuada. Si existe dificultad en
extraer una unidad previamente instalada en el pozo, una investigación debe ser llevada
a cabo para determinar las causas antes de instalar una nueva unidad.
Los daños en el cable o perdida de flejes en una advertencia que un raspador debe ser
corrido en el pozo para limpiar el casing y eliminar los problemas durante la bajada del
equipo.
3.6. OPERACIÓN DEL EQUIPO BES
Procedimiento a aplicar:
1. Controlar la carta amperométrica que esté correctamente elegida y colocada, y el
registrador funcionando.
2. El reporte de instalación debe estar completo y con la información correcta.
3. No dejar ninguna herramienta o instrumento dentro de los equipos.
4. Asegurar todos los accesos y puertas del tablero, transformador, variador y caja de
venteo estén cerradas.
75
3.6.1 PROBLEMAS MÁS FRECUENTES
Atascamiento del equipo.
Fase a tierra del equipo.
No existe aporte de la formación.
Hueco en tubería de producción.
Colapso de la tubería de producción.
3.6.2. DIAGNOSTICO DE FALLAS
Presencia de sólidos principalmente.
Presencia de escala (carbonatos).
Presencia de corrosión.
Calentamiento del motor.
Golpe en cable de potencia.
3.7. RECUPERACIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
El procedimiento para sacar el equipo del pozo se lo debe realizar con mucho cuidado,
evitando cualquier trato violento o que pueda provocar anomalías en el equipo. En
pozos con un porcentaje elevado en la cantidad de gas la velocidad de recuperación del
no debe sobrepasar los 1000 ft/hr, para permitir que el gas migre a una velocidad más
baja y así evitar daños a los equipos.
76
3.7.2. INSPECCIÓN PRELIMINAR DEL POZO
Consiste en hacer una verificación visual en los equipos respectivos del estado del pozo
y una verificación de las condiciones eléctricas del conjunto cable-motor.
3.7.3. PROCEDIMIENTO A APLICAR
Este procedimiento radica en verificar el estado eléctrico desde el transformador hasta
la cabeza del pozo, descartando todas las secciones y partes del equipo intermedio como
son la juntion box y el quick conector.
3.8. DESACOPLAMIENTO DEL EQUIPO DE BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
a) Desacople de la bomba.- se procede a chequear el conjunto y el giro individual de
cada elemento.
b) Desacople del intake.- se chequea le conjunto y el giro individual.
c) Desacople del protector.- a más de chequear el conjunto y el giro individual de
cada elemento, se cheque al fluido que se encuentra en el interior de las cámaras,
una por una.
d) Desacople del motor.- se cheque su giro y también se chequea visualmente el
estado de la cabeza del motor (pothead).
e) Desacople del sensor.- se cheque su estado físico como son golpes y raspones.
77
f) Inspección del cable.- se realiza una inspección visual del estado mecánico del
cable (golpes, raspones, torceduras); también se realiza un chequeo eléctrico del
mismo.
3.9. INFORME DE INSPECCIÓN EN EL TALLER (TEAR DOWN)
El procedimiento de Tear Down consiste en el desmantelamiento en su totalidad de los
equipos, esto se lo realiza en los talleres del fabricante; este procedimiento se lo realiza
mediante inspecciones mecánicas y eléctricas de cada uno de las diferentes partes del
equipo.
La inspección del equipo empieza con el desmantelamiento del motor al cual se lo
realiza una prueba eléctrica para constatar el estado de su funcionamiento, se realiza un
chequeo de rotación del eje y el estado del aceite. También se realiza una prueba de
presión con una bomba al vacio aplicando una presión de 10 psi durante 5 minutos para
comprobar si existen fugas por las uniones.
Luego se realiza el desmantelamiento de los protectores, se chequea el estado y cantidad
de aceite que se encuentra en sus cámaras, una prueba de rotación a los ejes y un
chequeo eléctrico.
En el Intake se verifica si existe presencia de sólidos en su interior se realiza una
prueba eléctrica.
78
A continuación se desarma las bombas, a las cuales se les realiza una prueba eléctrica,
se verifica la rotación y el estado de los ejes, estado del aceite y un chequeo mecánico
de las etapas.
Al sensor se lo realiza una verificación de su funcionamiento mediante pruebas
eléctricas.
3.9.2. PROBLEMAS MÁS FRECUENTES ENCONTRADOS EN TALLER
Recalentamiento de ejes.
Atascamiento y/o desgaste de etapas.
Atascamiento y/o desgaste de ejes.
Contaminación del aceite.
Rotura de ejes.
3.9.3. DIAGNOSTICO DE FALLAS COMUNES EN TALLER
Presencia de arena.
Presencia de escala.
Vibración excesiva.
Falta de refrigeración.
Presencia de agua en el aceite.
Sellos rotos.
79
CAPÍTULO IV
4. POSIBLES FALLAS QUE PUEDEN AFECTAR A LA EFICIENCIA DE
DEL EQUIPO BES
Las posibles fallas son las siguientes:
4.1. POZO CON BAJA O SIN PRODUCCIÓN
Causa de la baja producción que puede ser por daños mecánicos del equipo.
Hueco en la tubería de producción o fugas a través de las roscas de la tubería.
Problema de reservorio o de equipo de fondo.
Ruptura del eje de algunos de los componentes del equipo de fondo.
4.2. INCREMENTO DEL CONSUMO DE AMPERAJE
Cambio del API del crudo.
Presencia de carbonatos o precipitados químicos entre las etapas de la bomba.
Incremento del corte de agua del pozo.
Presencia de emulsiones.
4.3. CAUSAS ASOCIADAS AL EQUIPO DE FONDO
Causas eléctricas.
Causas mecánicas.
80
4.4. EXCESIVO CONSUMO DE AMPERAJE EN EL ARRANQUE
Equipo sentado en un dog-leg.
Inadecuado voltaje de alimentación.
Problemas en el equipo de fondo.
Problemas del VSD o transformador.
Motor subdimensionado.
Presencia de materiales extraños en el pozo.
4.5. CAÍDA DEL CONSUMO DE AMPERAJE
Causas asociada al reservorio o fluidos del pozo:
Incremento del GOR del pozo.
Causas asociadas al equipo de fondo:
Etapas desgastadas.
Caída brusca en el consumo de amperaje, ruptura de la bomba u otro
componente del equipo.
4.6. FASES DESBALANCEADAS
Fase-fase
Problemas en los empalmes
Problemas en el cable de potencia o cable de extensión.
Problemas en los conectores moto-motor (TANDEM).
81
Bobinados del motor desbalanceadas.
Problema en el cable de superficie.
Problemas en los motores de superficie.
4.7. EQUIPO DE FONDO A TIERRA
Empalmes a tierra.
Cable de potencia a tierra.
Cable de extensión a tierra.
Conectores de los motores cortocircuitados.
Conectores de superficie a tierra.
Cortocircuito en el pod head del motor.
Motor a tierra.
4.8. PROBLEMAS DETECTADOS POR EL SENSOR QUE CAUSARIAN
FALLAS AL BES
Alta temperatura del motor.
Alta vibración.
Bajo aislamiento.
4.9. OTRAS RAZONES DEL PULLING
Alto corte de agua.
82
Problemas mixtos.
4.10. FACTORES QUE CAUSAN LAS FALLAS EN LOS EQUIPOS DE
FONDO
Es muy importante conocer cuáles son estos factores que causan los daños al equipo, a
continuación tenemos varios:
4.10.1. CAUSAS DE FALLAS ASOCIADAS A LA GEOMETRIA DEL POZO
Altas curvaturas del pozo.
Daños en el casing.
Altos dog-legs.
Problemas en los colgadores de liner
Problemas combinados.
4.10.2. CAUSAS DE FALLAS ASOCIADAS A LA FABRICAIÓN DE LOS
EQUIPOS
Problemas relacionados con el control de calidad.
Problemas relacionados con los materiales de fabricación.
Problema durante la manufactura de los equipos.
Problemas relacionados por inapropiado diseño de partes internas de un
determinado equipo.
83
Problemas relacionados por fallas humanas.
4.10.3. CAUSAS DE FALLAS RELACIONADA AL DISEÑO
Equipos subdimensionados.
Dimensiones externas inapropiadas del equipo.
Equipos sobredimensionados.
Inapropiada configuración de los equipos.
Inapropiada selección de los materiales para los equipos.
4.10.4. CAUSAS DE FALLAS ASOCIADAS AL ENSAMBLAJE DEL EQUIPO
Mala alineación del equipo de workover.
Problemas por malos procedimientos durante el ensamblaje del equipo en boca
del pozo.
Problemas durante la bajada del equipo.
Problemas por no seguir los programas establecidos.
4.10.5. CAUSAS DE FALLAS ASOCIADAS AL MANIPULEO, TRANSPORTE
Y ALMACENAMIENTO.
Inapropiados procedimientos de manipuleo y transporte del equipo.
Inapropiado Racks de almacenamiento.
84
Falta de supervisión en el manipuleo, transporte y almacenamiento de los
equipos.
Problemas en los equipos que sirven para levantar o izar los equipos:
montacargas, barras espaciadoras, eslingas, etc.
Personal inexperto con un pobre o inadecuado entrenamiento.
4.10.6. CAUSAS DE FALAS ASOCIADAS AL MONITOREO DE LOS EQUIPOS
Fallas debido a malas prácticas operativas.
Excesivos arranques y paradas de los equipos.
Fallas frecuentes de los equipos de superficie.
Mal ajuste de los parámetros del VSD.
Personal encargado del monitoreo inexperto y pobremente entrenado.
4.10.7. CAUSAS DE FALLAS ASOCIADAS A LA CALIDAD DE LA ENERGIA
SUMINISTRADA
Voltajes desbalanceados.
Sobre voltaje o bajo voltaje.
Presencia de armónicos elevados.
85
4.11. POZOS A SER ANALIZADOS
En este análisis, se encuentra la tabla correspondiente al historial del pozo dado por
Petroproducción a través de la Dirección Nacional de Hidrocarburos, el comentario de
los técnicos y también el análisis realizado en esta investigación.
86
4.11.1. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI-51
Razón: RECUPERAR TUBERIA Y COMPLERTACIONES BES
Fecha: 10-Sep-10
Campo: Shushufindi
Pozo: SSFD –51
TABLA N° 13 DATOS DEL POZO SSFD-51
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
87
FIGURA N° 17 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-51
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
92
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.11.1.1. EQUIPOS DE FONDO
BOMBA
TABLA N° 15 Bomba
SERIE TIPO ETAPAS
400 D475N 174
400 D475N 195
400 D5-21 21
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
93
MOTOR
TABLA N° 16 Motor
SERIE VOLT AMP HP
562 2300 39,5 150
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
CABLE
TABLA N° 17 Cable
PERFIL TIPO AWR NUMERO
PLANO REDA 3/8¨ 4
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.11.1.2. PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN
a. Mover la torre de reacondicionamiento a la locación.
b. Controlar el pozo con agua el sistema de inyección tratada con NE-118, (usar
4Gls/100Bls), + magnacide, máxima turbidez 10MTU. Desarmar cabezal, armar
BOP, probar.
c. Sacar completación BES chequear en superficie presencia de escala y corrosión,
reportar.
d. Bajar tapón CIBP de 7¨ en 3 ½¨ tubería, asentar a 8300 pies, sacar tubería.
e. Desarmar BOP. Armar cabezal probar.
94
f. Finalizar operaciones.
4.11.1.3. COMENTARIOS
15-Jul-2001
Se realizó un tratamiento anti-escala en “U” y “T”
Tratamiento anti-incrustante.
Se sacó el BES, con circuito en el conector del paker, motor y unidad buena,
bomba un poco atascada.
Probaron BES y se apaga circuitado.
30-Ene-2004
Sacaron BES, motor gira con dificultad, corto circuito en empate entre cable y
flat cable, cable bueno.
Presencia de corrosión.
23-Febr-2005
Sacaron BES con fuerte corrosión, bombas remordidas, aceite limpio,
eléctricamente bien, cable en perfecto estado.
Sacaron completación de fondo con dificultad.
Se realizó cementación forzada a 9150 pies.
22-Mar-2007
Sacaron BES con motor y unidad PSI contaminado.
Motor con baja resistencia, protector contaminado.
Presencia de arena en el flange de la unidad, cable bueno.
Estimulan arena U
95
22-Nov-2007
Sacaron BES, tubería con presencia de corrosión interna.
Protector, motor, unidad PSI 100% pescado.
01-Febr-2008
Sacaron BES, bomba y cable salieron en buen estado, aceite contaminado, motor
eléctricamente malo.
29-Jun-2008
Sacaron BES, bombas salieron atascadas con residuo químico solidificado.
08-Ene-2009
Sacaron BES, presenta desgastes severos en extremos en todo el equipo por
corrosión, por efectos de limpiezas acidas, separador de gas malla erosionada.
96
4.11.2. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI -84
Razón: REPARAR EQUIPO BES
Fecha: 14-Dic-10
Campo: Shushufindi
Pozo: SSFD –84
TABLA N° 18 DATOS DEL POZO SSFD-84
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
97
FIGURA N° 18 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-84
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
99
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.11.2.1. EQUIPOS DE FONDO
BOMBA
TABLA N° 20 Bomba
SERIE TIPO ETAPAS
400 FC-450 95
400 FC-450 231
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
100
MOTOR
TABLA N° 21 Motor
SERIE VOLT AMP HP
450 1293 54 102
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
CABLE
TABLA N° 22 Cable
PERFIL TIPO AWR NUMERO
PLANO REDA 3/8¨ 2
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.11.2.2. PROCEDIMEINTOS DE OPERACIÓN
a. Mover torre de reacondicionamiento a la locación.
b. Controlar el pozo con fluido especial, agua filtrada y tratada de 8,3 plg. (turbidez
máx.= 10 NTU).
c. Desarmar cabezal. Instalar preventores, probar. Sacar Completación eléctrica
sumergible de 3½¨ tubería. Chequear en superficie presencia de escala y
corrosión, reportar a la Coordinación de Ing. Petróleos de ser necesario un
programa alterno será ejecutado.
101
d. Bajar broca y raspatubos hasta +/- 9105 pies (9110 CIBP no taponar). Circular
taponar y sacar.
e. Bajar completación BES similar a la anterior en 31/2¨ tubería. Midiendo
calibrando y probando con 3000PSI cada 20 paradas.
f. Desarmar preventores. Instalar cabezal, probar. Realizar prueba de rotación.
g. Realizar prueba de producción y funcionamiento de equipo BES por +/- 6 horas
estabilizadas.
h. Dar por terminadas las operaciones.
4.11.2.3. COMETARIOS
12-Mar-1998
Corte químico a 9020 pies.
Tubos salieron con alta corrosión.
Realizaron cementación forzada a la arena “T”.
Se reparó el cabezal por fuga de gas.
12-Ene-1999
Sacaron BES breve presencia de escala.
Corrosión externa en todo el equipo.
10-Feb-2000
Sacaron completación de fondo, normal.
Realizaron tratamiento anti-escala.
09-May-2002
Sacaron BES, todo el equipo presenta corrosión.
102
Cambiaron del BES, hueco en tubería, todo el equipo presenta corrosión.
10-Feb-2002
Sacaron BES, presencia de escala en todo el equipo, cámaras con fluido del
pozo.
Separador de gas ok.
Cable y motor eléctricamente ok.
20-Abr-2003
Sacaron BES, motor con giro duro contaminado con leve corrosión.
Parámetros eléctricos malos, separador corroído en tres partes, bomba giro ok.
PHD eléctricamente malo, cables de potencia con bajo aislamiento.
18-Nov-2005
Sacaron BES, tubería salió con corrosión, bombas salieron limpias con giro
normal.
Intake con corrosión severa, erosión en orificios de descarga y dos huecos en el
cuerpo del intake.
Protectores con presencia leve de escala, corrosión leve en el housing, housing
del motor presentó señales de roce y corrosión moderada.
Cable circuitado en el pot head. PDH bueno.
08-Sep-2008
Sacan BES, equipo eléctricamente y mecánicamente ok.
Tubería con desgaste de rosca 30%.
Leve presencia de sólidos en el separador de gas, cable ok.
103
4.11.3. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI-41
Razón: RECUPERAR COMPLERTACIONES BES
Fecha: 04-Oct-10
Campo: Shushufindi
Pozo: SSFD –41
TABLA N° 23 DATOS DEL POZO SSFD-41
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
104
FIGURA N° 19 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-41
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
107
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.11.3.1. EQUIPOS DE FONDO
BOMBA
TABLA N° 25 Bomba
SERIE TIPO ETAPAS
400 P8XH6 277
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
108
MOTOR
TABLA N° 26 Motor
SERIE VOLT AMP HP
152 2325 40 152
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
CABLE
TABLA N° 27 Cable
PERFIL TIPO AWR NUMERO
PLANO REDA 3/8¨ 2
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.11.3.2. PROCEDIMEINTOS DE OPERACIÓN
a. Mover la torre de reacondicionamiento a la locación.
b. Controlar el pozo con agua filtrada y tratada de 8,3 LPG. Máxima turbidez = 1
NTU.
c. Desarmar cabezal, armar BOP, probar, sacar completación BES. Chequear en
superficie. Presencia de escala. Corrosión. Estado eléctrico y mecánico.
Reportar a la coordinación de Ing. Petróleos.
d. Bajar topón CIBP de 7¨ en tubería de 31/2¨. Asentar a 8000 pies. Sacar tubería
quebrando caballetes.
109
e. Dejar dos tubos colgados. Desarmar BOP. Armar cabezal y probar.
f. Finalizar operaciones.
4.11.3.3. COMENTARIOS
12-Sep-1991
Se reparó la instalación REDA y tratamientos de solventes a la formación. Se
sacó el equipo reda, bombas remordidas, con escala y el empate bajo de la
empaquetadura circuitada.
Realizaron nuevo tratamiento con solventes a “U”.
12-Jul-1994
Sacaron equipo REDA, problemas sobre la empaquetadura.
Sacaron instalación REDA, daño en la conexión del lower pigtail en el cabezal,
se bajó una nueva instalación reda, bombas DN-750.
28-Nov-1997
Sacaron BES, bombas remordidas, intake limpio, protectores sin aceites, motor
gira normal, con aceite contaminado, baja resistencia a tierra, bajaron nuevo
equipo Reda, Bombas DN-1300.
Sacaron BES, bombas remordidas, motor y psi baja resistencia a tierra,
presencia de corrosión en el equipo.
18-Ago-1998
Realizaron tubing punch, tubería se halla con escala en cinco primeros tubos.
110
Sacaron BES, salió con daño el flat cable.
29-Jul-1999
Sacaron BES, salió motor remordido, con corrosión e incrustaciones.
25-Jul-2000
Sacaron BES, presencia de agua en sello, cable con bajo aislamiento.
20-Ago-2002
Sacaron BES, primera bomba con giro duro por presencia de sólidos y giro
suave en el resto del equipo, sello y motor contaminados con fluidos del pozo,
cortocircuito en la parte inferior del empalme mle-lower del paker.
14-Nov-2003
Sacaron BES en buen estado, repararon BES cortocircuito en Hydrahead.
29-Oct-2005
Sacaron BES, repararon, motor eléctricamente malo, eje del intake desprendido,
bombas trabadas, inferior con señas de rozamiento.
29-Oct-2005
Salió BES, motor desbalanceado, bajo aislamiento, con corrosión parte inferior,
eje de las bombas con giro duro, cable golpeado.
22-Feb-2009
Sacaron BES, reparación, giro normal, motor desbalanceado y con bajo
aislamiento, capilar desconectado en el packer salió golpeado a 1973 pies, no se
recupera centralizador.
111
4.11.4. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI-109D
Razón: CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR COMUNICACIÓN TBG-CSG
Fecha: 09-Sep-10
Campo: Shushufindi
Pozo: SSFD –109D
TABLA N° 28 DATOS DEL POZO SSFD-109D
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
112
FIGURA N° 20 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-109D
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
114
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.11.4.1. EQUIPOS DE FONDO
BOMBA
TABLA N° 30 Bomba
SERIE TIPO ETAPAS
400 DC-1100 108
400 DC-1100 219
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
MOTOR
TABLA N° 31 Motor
SERIE VOLT AMP HP
562 2300 39,5 150
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
115
CABLE
TABLA N° 32 Cable
PERFIL TIPO AWR NUMERO
PLANO REDA 3/8¨ 2
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.11.4.2. PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN
a. Mover torre de reacondicionamiento a la locación.
b. Controlar pozo con fluido especial. Retirar cabezal. Instalar BOP. Probar. De ser
necesario repara o cambiar válvulas de cabezal.
c. Sacar completación electrosumergible en 31/2¨ tbg. Chequear en superficie
presencia de escala, corrosión, sólidos y/o daños mecánicos. De ser necesario
realizar estimulación. Reportar a Coordinación de Ing. Petróleos.
d. Bajar broca y raspatubos en tubería de 31/2 hasta 10295 pies. Circular, limpiar
y sacar quebrando tubería. En ultimo W.O. se bajo tubería SEC, TN-70, clase A.
e. Bajar equipo BES, en 31/2¨ tubería clase “A”. Diseñada de acuerdo a la plantilla
de asignación de equipos y parámetros de pozo. Midiendo, calibrando y
probando con 3000 Psi cada 20 paradas.
f. Retirar BOP. Instalar cabezal. Probar. Realizar prueba de rotación de la bomba.
g. Realizar pruebas de producción y funcionamiento de la bomba por 6 horas
estabilizadas.
h. Dar por finalizadas las operaciones.
116
4.11.4.3. COMENTARIOS
02-Nov-2007
Chequearon casing y aislar corte de agua. Completaron de acuerdo a resultados.
Sacaron BES, equipo con giro suave, cable eléctrico ok, descarga con hilos de
rosca destruidos.
Cambiaron de completación por comunicación TBG-CSG.
05-Mar-2008
Sacaron equipo BES FC- 1200 en 31/2¨ tubería. Giro de todo el conjunto
normal.
Bombas con giro normal, separador de gas con giro normal, sello superior,
cámaras con aceite contaminado.
Sello inferior, cámara superior con aceite contaminado, cámaras media E
inferior con aceite limpio.
Motor y sensor eléctricamente en buen estado, corrosión y erosión en sello y
motor.
Guardacables corroídos, se recuperaron todos los protectores cannon.
Tubería presento picaduras por corrosión.
08-Sep-2009
Sacan equipo BES DN-1100 en 31/2¨ tubería, giro de todo el conjunto normal,
bombas con giro normal, separador de gas con giro suave.
Sello superior, cámara con agua, motor y sensor eléctricamente bueno.
Tubería presentó corrosión en pin y cajas.
117
08-Feb-2010
Sacaron completación dual concéntrica: Equipo BES bomba superior salió
mecánicamente y eléctricamente en buen estado. Presencia de escala en
separador de gas y toda tubería.
Parte de tercera bomba se quedó pescada en capsula de 7¨ por presencia de
escala.
4.12. ANALISIS DE LOS POZOS SSFD-51 / -84 / -41 / -109D
4.12.1. ANÁLISIS DEL POZO SSFD-51
BOMBA
TABLA N° 33 Bomba SSFD-51
SERIE TIPO ETAPAS
400 D475N 174
400 D475N 195
400 D5-21 21
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.12.1.1. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA LA BOMBA
Una vez que el equipo fue sacado a superficie, y llevado al taller de la empresa
fabricante, se procedió a realizar el Teard Down, detectando que una de las razones por
las cuales el equipo quedo fuera de operación fue por la presencia de residuos químicos
solidificados, alta corrosión interna y giro semiduro en la bomba.
118
4.12.1.2. COMENTARIO
Obtenidos los datos del reporte del pulling realizado al pozo SSFD -51, podemos notar
que el problema del equipo el cual afectó a la eficiencia del BES se debió también a que
esta bomba ya cumplió su ciclo de vida, efectos de limpiezas ácidas que provocaron
desgaste en las paredes de la bomba, el cual provocó una corrosión y abrasión más fácil
al equipo. Sin embargo, la presencia de arena posiblemente fue un componente más
para el daño del equipo.
De acuerdo a los datos registrados en el reporte del pulling realizado al pozo SSFD-51,
el separador de gas se encontró en malas condiciones ya que tuvo una erosión muy alta
por efectos de limpieza acida, siendo uno de los problemas del daño del equipo que
afecta en la eficiencia del BES.
Con los datos obtenidos del reporte del pulling realizado al pozo SSFD -51, se registró
que las cámaras del protector tienen aceite contaminado, siendo esta una de las causas
del daño del equipo, ya que el aceite pierde su viscosidad y aún más con el fluido de
formación que entra a la cámara del aceite, y se debió también a su largo periodo de
trabajo.
119
MOTOR
TABLA N° 34 Motor SSFD-51
SERIE VOLT AMP HP
562 2300 39,5 150
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.12.1.3. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA EL MOTOR
De acuerdo a lo registrado en el reporte del pulling por parte de la empresa fabricante,
se encuentra lo siguiente: cortocircuito en empate entre cable y flat cable lo cual no
permitió realizar mediciones, baja resistencia del motor, motor contaminado, con giro
duro, con presencia de aceite trabajado.
4.12.1.4. COMENTARIO
Con los datos registrados en el reporte del pulling realizado al pozo SSFD-51, el motor
tuvo problemas debido a la variación de energía que recibe el motor y fue provocado
por un mal aislamiento y también se tuvo un cortocircuito, esto son problemas muy
delicados que afectan a la eficiencia del BES.
120
CABLE
TABLA N° 35 Cable SSFD-51
PERFIL TIPO AWR NUMERO
PLANO REDA 3/8¨ 4
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.12.1.5. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA EL CABLE
Existió degradación en la armadura del cable por estar en contacto de inyección
química. Quedaron en la locación guía y descarga del equipo recuperado.
4.12.1.6. COMENTARIO
Se tuvo problemas con el cable por un desgaste ya que se tuvo en el pozo una inyección
química, como también se debió a una mala aislación, problemas con la formación
cuando se procedió a subir y bajar el equipo, el cable ya no pudo ser reutilizable porque
sus fases pueden estar dañadas, por lo tanto debe ser descartada.
4.12.1.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE LAS BOMBAS POZO SSFD-51
El workover realizado el 22 de marzo del 2007 puso en producción al pozo SSFD-51
con dos bombas D475N, luego de 11 meses se procedió a realizar un workover para
cambiar a dos bombas D475N en la fecha 1 de febrero del 2008, en estos 11 meses la
121
salinidad del agua de formación subió de 29500 ppm-Cl a 32500 ppm-Cl y el BSW de
54% a 75%. En el siguiente workover realizado el 29 de julio del 2008, seis meses más
tarde, se realizó un cambio a dos bombas D475N, el BSW sube a un promedio de 88%,
sube la frecuencia a 62 Hz y finalmente en el workover, 8 de enero del 2009, se cambió
a dos bombas D475N, la salinidad subió de 4050 ppm-Cl a 19750 ppm-Cl se subió la
frecuencia de 60 a 65 Hz y el poso declino la producción el 7 de febrero del 2009.
Las bombas que estuvieron en el pozo SSDF-51 tuvieron un promedio de operación de
8 meses y esta se debió a alta salinidad que provocó mucha corrosión y el alto contenido
de BSW provocó desgaste e incrustamiento de sedimentos.
4.12.1.8. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN POZO SSFD-51
El workover realizado el 22 de marzo del 2007, el pozo SSFD-51 tuvo una producción
de 212 BPPD, 248 BAPD y un BSW de 54%, el 27 de octubre del 2007 el pozo tuvo
una producción de 89 BPPD, 266 BAPD y un BSW de 75%, la producción declinó y se
cambio de la arena ¨BT¨ a la arena ¨T¨. El 22 de noviembre del 2007 el pozo produjo
296 BPPD, 19 BAPD y un BSW del 6% y el 11 de enero del 2008 el pozo produjo 52
BPPD, 3 BAPD y un BSW del 6%. El 3 de febrero del 2008 se realizó un cambio de
bombas, el pozo tuvo una producción de 107 BPPD, 136 BAPD y un BSW de 56% y el
19 de julio del 2008 el pozo tuvo una producción de 54 BPPD, 14 BAPD y un BSW del
20%. El 29 de junio del 2008 se realizó un cambio de bombas y la producción del pozo
fue de 51 BPPD, 377 BAPD y un BSW del 88% y el 5 de diciembre del 2008 el pozo
tuvo una producción de 16 BPPD, 101 BAPD y un BSW del 86%.
122
Como se pudo observar en el historial de producción, cuando se realiza un cambio de
bombas, en los primeros días estas tienen un buen funcionamiento pero con el pasar del
día disminuye la producción y esto se debe a los altos contenidos de salinidad, gas,
sedimentos y a la declinación del campo.
4.12.2. ANÁLISIS DEL POZO SSFD-84
BOMBA
TABLA N° 36 Bomba SSFD-84
SERIE TIPO ETAPAS
400 FC-450 95
400 FC-450 231
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.12.2.1. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA LA BOMBA
Una vez que el equipo fue sacado a superficie, y llevado al taller de la empresa
fabricante, se procedió a realizar el Teard Down, detectando que una de las razones por
las cuales el equipo quedo fuera de operación fue por la presencia de corrosión externa,
escala y giro semiduro en la bomba.
123
4.12.2.2. COMENTARIO
Obtenidos los datos del reporte del pulling realizado al pozo SSFD -84, podemos notar
que el problema del equipo el cual afectó a la eficiencia del BES se debió también a que
esta bomba ya cumplió su ciclo de vida, efectos de corrosión interna y escala en el
equipo. La presencia de arena es un componente más para el daño del equipo ya que
este produce desgaste y erosión en el equipo.
De acuerdo a los datos registrados en el reporte del pulling realizado al pozo SSFD-84,
el separador de gas se encuentro en buenas condiciones, este es un punto a favor para
mantener la eficiencia del BES.
Con los datos obtenidos del reporte del pulling realizado al pozo SSFD -84, se registró
que las cámaras del protector tienen fluido del pozo, siendo esta una de las causas del
daño del equipo, ya que el aceite pierde su viscosidad, se debió también a su largo
periodo de trabajo lo cual afectó a la eficiencia del equipo BES.
MOTOR
TABLA N° 37 Motor SSFD-84
SERIE VOLT AMP HP
450 1293 54 102
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
124
4.12.2.3. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA EL MOTOR
De acuerdo a lo registrado en el reporte del pulling por parte de la empresa fabricante
para el pozo SSFD-84, tenemos motor con giro duro contaminado con leve corrosión,
con giro duro, con presencia de aceite malo.
4.12.2.4. COMENTARIO
Con los datos registrados en el reporte del pulling realizado al pozo SSFD-84, el motor
tuvo problemas debido a la leve corrosión y es provocado por un mal aislamiento, estos
son problemas que afectan a la eficiencia del BES.
También se tiene el intake con corrosión severa, erosión en los orificios de descarga y
dos huecos en el cuerpo del intake.
CABLE
TABLA N° 38 Cable SSFD-84
PERFIL TIPO AWR NUMERO
PLANO REDA 3/8¨ 2
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
125
4.12.2.5. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA EL CABLE
Cable circuitado en el pot head por la alta corrosión de la formación. Quedando en la
locación guía y descarga del equipo recuperado.
4.12.2.6. COMENTARIO
Se tuvo problemas con el cable por una alta corrosión, esto se debió a una mala
aislación, problemas con la formación cuando se procedió a subir y bajar el equipo, el
cable ya no pudo ser reutilizable porque sus fases pueden estar dañadas, por lo tanto
debe ser descartada.
4.12.2.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE LAS BOMBAS POZO SSFD-84
El 8 de enero del 2008 se realizó una limpieza del BES y se cambia de bomba a una
D745N, la salinidad es de 10300 ppm-Cl y un BSW de 81%. El 14 de agosto de 2008 se
realizó un workover y se cambio a dos bombas FC-450, la salinidad fue de 22300 ppm-
Cl y un BSW de 28%, el 17 de septiembre del 2008 se reguló la frecuencia de 56 a 54
Hz por declinación. El 31 de enero del 2009 se apagó BES, encendido sin éxito y se
realizó limpieza al BES con solventes y ácido. El 3 de septiembre del 2009 BSW 7.6%
y salinidad de 8550 ppm- Cl. El 28 de septiembre del 2009 se produjo un desbalance de
corriente se volvió a prender con éxito y el 18 de enero del 2010 la salinidad subió a
36050 ppm-Cl y el BSW al 10%. El 5 de julio del 2010 falló el VSD por tres horas, el
pozo presentó sobrecorriente en arranques y se bajó la frecuencia a 58 Hz. El 14 de
126
diciembre del 2010 el BES se apagó por falla en el sistema de generación eléctrica, se
intentó arrancar por varias ocasiones sin éxito, bajo aislamiento.
El pozo SSFD-84 se encontró problemas de salinidad que dañaron muy rápido a la
bomba, así mismo como problemas con la generación eléctrica que provocó que las
bombas se remuerdan y sea difícil el arrancar de nuevo el equipo BES, no se tuvo
problemas con el BSW ya que al la fecha 14 de diciembre del 2010 de tuvo un 18% de
BSW.
4.12.2.8. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN POZO SSFD-84
El 8 de enero del 2008 el pozo SSFD-84 tuvo una producción de 730 BFPD, 139 BPPD
y un BSW de 81%, el 28 de julio del 2008 la producción fue de 205 BFPD, 39 BPPD y
un BSW del 81%. El 10 de septiembre del 2008 luego de rediseñar el BES la
producción fue de 342 BFPD, 246 BPPD y un BSW de 28%, el 30 de enero del 2009 el
pozo tuvo una producción de 237 BFPD y 213 BPPD. El 2 de febrero del 2009 luego de
que se realizó una limpieza del BES la producción aumento a 456 BFPD, 410BPPD y
un BSW del 10%, el 12 de diciembre del 2010 el pozo mantuvo la producción 537
BFPD, 440 BPPD con un BSW del 18%.
127
La producción de este pozo fue muy buena ya que se tuvo reacondicionamientos
acertados, se logro bajar el BSW de un 81% al 18%, el problema de este pozo fue la
generación eléctrica que provocó daños en los equipos BES.
4.12.3. ANÁLISIS DEL POZO SSFD-41
BOMBA
TABLA N° 39 Bomba SSFD-41
SERIE TIPO ETAPAS
400 P8XH6 277
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.12.3.1. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA LA BOMBA
Una vez que el equipo fue sacado a superficie, y llevado al taller de la empresa
fabricante, se procedió a realizar el Teard Down, detectando que una de las razones por
las cuales el equipo quedo fuera de operación fue por la presencia de escala y corrosión,
bombas remordidas, bomba con giro duro por presencia de sólidos con señas de
rozamiento.
128
4.12.3.2. COMENTARIO
Obtenidos los datos del reporte del pulling realizado al pozo SSFD -41, podemos notar
que el problema del equipo el cual afectó a la eficiencia del BES se debió a la corrosión
que se forma muy rápido en el equipo, como también a la escala que se acumuló muy
rápido en el equipo e incrustaciones que dañan al equipo, estos son los factores que en
la actualidad afecta en gran proporción al equipo BES.
De acuerdo a los datos registrados en el reporte del pulling realizado al pozo SSFD-41,
el separador de gas se encontró en malas condiciones ya que tuvo una corrosión muy
alta, siendo uno de los problemas de daño del equipo que afectó en la eficiencia del
BES, así mismo la tubería estuvo muy corroída, ejes del intake dañado.
Con los datos obtenidos del reporte del pulling realizado al pozo SSFD -41, se registró
que las cámaras del protector no tenían aceite, siendo esta una de las causas del daño
del equipo, y se debió también a su largo periodo de trabajo.
MOTOR
TABLA N° 40 Motor SSFD-41
SERIE VOLT AMP HP
152 2325 40 152
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
129
4.12.3.3. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA EL MOTOR
De acuerdo a lo registrado en el reporte del pulling por parte de la empresa fabricante,
se encontró que el motor y tuvieron baja resistencia a tierra, motor remordido por
presencia de corrosión e incrustaciones, motor desbalanceado, lo cual no permitió
realizar mediciones, baja resistencia del motor, motor contaminado, con giro duro.
4.12.3.4. COMENTARIO
Con los datos registrados en el reporte del pulling realizado al pozo SSFD-41, el motor
tuvo problemas debido a la variación de energía que recibe el motor provocado por un
mal aislamiento, la corrosión y las incrustaciones fueron problemas diarios que
afectaron a la eficiencia del BES.
CABLE
TABLA N° 41 Cable SSFD-41
PERFIL TIPO AWR NUMERO
PLANO REDA 3/8¨ 2
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
130
4.12.3.5. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA EL CABLE
Existió cable con bajo aislamiento, cable golpeado, cortocircuito en la parte inferior del
empalme mle-lower del paker, degradación en la armadura del cable. Quedaron en la
locación guía y descarga del equipo recuperado.
4.12.3.6. COMENTARIO
Se tiene problemas con el cable por un desgaste ya que el cable a estado en contacto con
los fluidos del pozo, como también se debe a una mala aislación, problemas con la
formación cuando se procede a subir y bajar el equipo, el cable ya no puede ser
reutilizable porque sus fases pueden estar dañadas, por lo tanto debe ser descartada.
4.12.3.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE LAS BOMBAS POZO SSFD-41
El 25 de marzo del 2006 se realizó en el pozo SSFD-41 un workover quedando equipo
BES con dos bombas FC-925, serie 400. El 9 de marzo del 2009 detectaron una fase a
tierra y un pequeño liqueo por la base del quick conector. El 1 de julio del 2007 daño en
el transformador y portafusibles en línea de alta. El 24 de febrero del 2008 se apagó por
8 horas el equipo BES por sobrecorriente, arranca en reversa y directa con
sobrecorriente. El 18 de mayo del 2008 se produjo un cortocircuito en el transformador.
El 22 de febrero del 2009 se realizó workover, se cambio de zona productora ¨U¨ a ¨T¨,
se bajó bomba P8XH6, serie 400. El 23 de mayo del 2009 el equipo se apago por 6
horas por alta temperatura 340°F. El 12 de julio del 2009 se apago el equipo por
131
problemas de generación eléctrica. 19 de julio del 2009 se declino la producción y
PWF, se bajo la frecuencia de 56 a 54 Hz y la salinidad fue de 45700 ppm-Cl.16 de
julio del 2009, pozo con bajo aporte, trabajó bajo rango de bomba. 4 de agosto del 2009
se apago BES bajo aporte del pozo.
Los problemas que se tuvieron en este pozo fueron por acumulación de escala que
provocó taponamiento por lo tanto subida de la temperatura, problemas con la energía
eléctrica y un BSW del 89% que uno de los principales factores para dañar los equipos,
especialmente la bomba. El promedio de vida de estas bombas fue de 5 a 6 meses.
2.12.3.8. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN POZO SSFD-41
La producción de este pozo se fue disminuyendo, el 29 de marzo del 2006 se tuvo una
producción de 820 BFPD, 361 BPPD con BSW del 56% y término su producción el 4
de agosto del 2009 con 179 BFPD, 20 BPPD y un BSW del 89%, esto se debió a bajo
aporte del pozo y a que cada vez de va depletando el campo Shushufindi y también se
debió al equipo de bombeo electrosumergible.
4.12.4. ANÁLISIS DEL POZO SSFD-109D
BOMBA
TABLA N° 42 Bomba SSFD-109D
SERIE TIPO ETAPAS
400 DC-1100 108
400 DC-1100 219
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
132
4.12.4.1. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA LA BOMBA
Una vez que el equipo fue sacado a superficie, y llevado al taller de la empresa
fabricante, se procedió a realizar el Teard Down, detectando que una de las razones por
las cuales el equipo quedo fuera de operación y es corrosión interna, el motor
eléctricamente en buen estado, giro suave en la bomba.
4.12.4.2. COMENTARIO
Obtenidos los datos del reporte del pulling realizado al pozo SSFD -109D, podemos
notar que el equipo tuvo un mínimo problema que afecta a la eficiencia del BES, el
equipo presenta un poco de corrosión e incrustaciones que ha afectado en un porcentaje
mínimo a la eficiencia de la bomba pero que si puede causar serios problemas en lo
posterior.
De acuerdo a los datos registrados en el reporte del pulling realizado al pozo
SSFD.109D, el separador de gas se encontró en buenas condiciones, pero se tuvo
problemas con la tubería, caja y pin, ya que se tuvo presencia de escala y picaduras, esto
afectó a la producción y al equipo BES.
Con los datos obtenidos del reporte del pulling realizado al pozo SSFD -109D, se
registró que las cámaras del protector tuvo agua, siendo esta una de las causas del daño
del equipo.
133
MOTOR
TABLA N° 43 Motor SSFD-109D
SERIE VOLT AMP HP
562 2300 39,5 150
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.12.4.3. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA EL MOTOR
De acuerdo a lo registrado en el reporte del pulling por parte de la empresa fabricante,
se encontró lo siguiente: motor y sensor eléctricamente en buen estado, corrosión y
erosión en sello y motor.
4.12.4.4. COMENTARIO
Con los datos registrados en el reporte del pulling realizado al pozo SSFD-109D, el
motor no tuvo problemas, tuvo corrosión y erosión en el sello y motor que si no se
hubiera cambiado el equipo se tendría problemas muy graves a largo tiempo que
afectaría a la eficiencia del BES.
134
CABLE
TABLA N° 44 Cable SSFD-109D
PERFIL TIPO AWR NUMERO
PLANO REDA 3/8¨ 2
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
ELABORADO POR: Suntaxi Miguel S.
4.12.4.5. ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE PARA EL CABLE
El cable eléctrico se encontró en buen estado, guardacables corroídos, se recuperaron
todos los protectores. Se mantuvieron en la locación guía y descarga del equipo
recuperado.
4.12.4.6. COMENTARIO
No se tuvo problemas con el cable, por lo tanto se puede volver a utilizar, luego de
realizar las respectivas pruebas.
4.12.4.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE LAS BOMBAS POZO SSFD-109D
El workover realizado el 12 de diciembre del 2008 al pozo SSFD-109D, se bajo una
completación dual para producir de dos arenas ¨TI¨ y ¨UI¨, en la arena ¨UI¨ tres bombas
DN-1750, serie 400, trabaja a una frecuencia de 52 Hz, un BSW de 22% y salinidad de
15200 ppm-Cl. El 12 de febrero del 2010 se completó el pozo con BES normal DC-
135
1100 para producir de la arena ¨UI¨, con un BSW de 18%. El 25 de agosto del 2010 el
pozo declina producción y se regula la frecuencia de 57 a 60 Hz pero sigue
produciendo.
Este pozo es uno de los pocos en el cual se mantuvo la eficiencia del equipo BES sus
bombas se mantienen pero ya van a cumplir su ciclo de operación que en mejor de los
casos es de 900 a 950 días en operación.
4.12.4.8. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN POZO SSFD-109D
Este pozo fue declinando su producción, el 12 de diciembre del 2008 tuvo una
producción de 1365 BPPD y 300 BAPD al 6 de septiembre del 2010 este pozo tuvo 135
BPPD y 30 BAPD.
En este pozo se pudo observar que la producción no fue afectada por el equipo BES si
no por causas naturales.
136
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
El campo Shushufindi es uno de los más importantes con los que cuenta el País,
tanto por su producción de crudo liviano y gas como por las reservas con las que
cuenta, manteniendo en la actualidad una producción promedio de 38.000 BPPD y
15.000 PCSD de gas en formación.
El Bombeo Electrosumergible abarca el 90% del sistema de levantamiento artificial
utilizado en el campo Shushufindi por lo tanto del buen funcionamiento de los
equipos y de las bombas depende mantener la producción del campo.
En algunos pozos se baja la frecuencia (esto produce el efecto down thrust) para
evitar recuperar agua de formación debido a que no se tienen las facilidades para
tratarla, como resultado se pierde producción y se afecta la vida útil del equipo.
La producción de agua en el campo ha ido incrementando progresivamente en los
últimos años, a tal punto que menos de la décima parte del campo se
encuentra libre de inundación de agua. Esto ha ido dificultando procesos de
producción, tanto en instalaciones, como trabajos de operación, debido a la
corrosión de las líneas de flujo y equipos BES, obstrucción por depositación
137
de escala, incrementando así, el consumo de químicos, mayor demanda de
energía eléctrica y problemas con el medio ambiente.
Los equipos controlados con switchboard tienen más durabilidad que los
controlados con variadores de frecuencia. Esto se debe a que el Sistema de Bombeo
Electrosumergible se vuelve más frágil con el uso de variadores de frecuencia ya
que se producen una serie de vibraciones que disminuyen el tiempo de vida útil del
equipo.
Las razones por las cuales los pozos del campo Shushufindi son sometidos a
Workover, es por el alto contenido de gas que al mezclarse con otros componentes
del petróleo forma el ácido sulfhídrico, volviéndose altamente corrosivo, por lo cual
se debe tener mayor precaución para evitar que el equipo de fondo deje de trabajar
por problemas como: fisuras en la tubería debido a la corrosión, daños de armadura
del cable, y corrosión de los equipos, también es debido a las fallas en la generación
eléctrica, por esta razón cada que existe un problema energético, se produce los
apagones en los pozos, afectando de esta manera a los equipos de fondo, ya que al
apagarse y volverlo a re-arrancarlos se triplica el amperaje nominal, acción que
podría poner en cortocircuito tanto al cable como al motor.
La parte del equipo que mayormente se daña es el sello o protector, que colapsa al
ser invadido por el fluido de formación en todas sus cámaras.
138
Los cortocircuitos producidos en los equipos, son debido a fallas operacionales. En
este punto la gente operativa debe poner mayor atención para corregir y minimizar
las fallas eléctricas.
El motor quemado, producido por falla del protector que tiene las cámaras casi
vacías, sin aceite dieléctrico, o muchas de las veces se encuentran invadidas de
fluido.
La fase a tierra en el cable produce problemas cuando los componentes del fluido
del pozo más los químicos inyectados dañan paulatinamente los componentes
aisladores que dispone el cable.
139
5.2. RECOMENDACIONES
Ejecutar trabajos de pruebas de pozos para poder contar con datos actualizados de
los pozos del campo Shushufindi, obteniéndose de este modo índices de
productividad y declinación a medida que avanza la producción, lo que permitirá
diseñar y mantener los equipos.
Se deben tener presente los problemas que existen en las facilidades de
producción ya que no se ha dado renovación de equipos y tuberías, además
de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han cumplido el
tiempo de vida útil, deberían ser cambiados.
La mayor o menor duración de los equipos electrosumergible también está dada por
Arenamiento, fase a tierra, gas y el número de arranques efectuados por el operador
de campo, por lo que se recomienda que se los realice máximo dos arranques; sino
arranca el equipo reportar al técnico para que efectué la revisión y prenda el equipo.
Realizar un estudio e implementar un Sistema de Generación Eléctrica con
capacidad suficiente para abastecer la energía requerida por los pozos que se
encuentran en funcionamiento y por los pozos futuros que serán perforados para
entrar en operación en el Campo Shushufindi.
Usar equipos que posean protección ferrifica, esto ayudará a contrarrestar los
efectos corrosivos de los fluidos provenientes de la formación.
140
Instruir al personal sobre las condiciones en las cuales se va a realizar el trabajo,
especialmente el cuidado del equipo al momento de subirlo a la plataforma de
reacondicionamiento, la velocidad al momento de bajar el equipo al pozo, y el
diseño del pozo, para que el equipo no sufra golpes, ni raspones, así mismo cuidar
que el sunchado del cable no sea excesivamente ajustado para evitar daños en el
cable.
Se recomienda mantener un tratamiento químico (demulsificantes, sulfactantes,
etc.) eficiente para mitigar la formación de incrustaciones, actividad bacterial y
más aún el incremento de sólidos suspendidos puesto que estos son un indicativo de
corrosión.
Se recomienda realizar un control periódico de la salinidad del agua de
producción, principal causante del problema de corrosión en las bombas, para
disminuir el uso de químicos y mejorar la producción.
Cuando un pozo entra a reacondicionamiento por problemas en el equipo eléctrico
de subsuelo, se recomienda rediseñar el equipo electrosumergible, para lo cual el
pozo deberá ser evaluado con datos de producción, índice de producción y presiones
actualizadas, ya que los yacimientos se depletan (promedio Campo Shushufindi
anual 4.6%) y el corte de agua aumenta; de esta manera se evitará que los equipos
usados estén sobredimensionados.
141
GLOSARIO DE TERMINOS
Aislantes
Un aislante es una sustancia a través de la cual los electrones tienen gran dificultada en
desplazarse. Este tipo de materiales, como el caucho, plásticos, vidrio, fibra y papel
seco prácticamente no permiten que ningún electrón fluya a través de ellos.
Aislamiento Eléctrico
Capacidad que tiene un cuero de impedir la perdida de corriente desde su cuerpo hacia
el medio externo.
Altura de columna
La altura de columna puede también considerarse como la cantidad de trabajo necesario
para mover un líquido de su posición original a su posición requerida.
Amperio
Un amperio es la tasa de flujo de una corriente eléctrica representada por el movimiento
de una cantidad unitaria de electrones por segundo.
Arenamiento
Introducción de arena en el equipo BES.
Artificial
Hecho por el hombre.
Bes
Bombeo electrosumergible.
142
Campo
Terreno extenso sin edificar fuera de las poblaciones.
Capacitancia
Se define en términos generales como la propiedad de un dispositivo o circuito eléctrico
que le permite almacenar energía eléctrica de un campo electrostático y liberar esta
energía posteriormente.
Caudal
Es el movimiento de los fluidos de un punto a otro debido a una diferencia de presión
existentes entre estos dos puntos.
Cavitación
Se define como el proceso de formación de una fase gaseosa en un líquido cuando es
sujeto a una reducción de presión a una temperatura constante. Un líquido entra en
cavitación cuando se observa la formación de burbujas de gas como consecuencia en la
reducción en la presión.
Columna dinámica total (TDH)
Es la altura total requerida para bombear la capacidad de flujo deseada. Esta altura hace
referencia al trabajo requerido para levantar la columna vertical de fluido determinada.
Conductores
Un conductor es una sustancia que permite a los electrones fluir libremente a través de
ella. Oro, plata, cobre, hierro y otros.
143
Corriente (I)
Cuando un potencial o voltaje de fuerzas suficientes es aplicado a una sustancia, causa
el flujo de electrones. Este flujo de electrones se llama corriente eléctrica. La cantidad
de flujo de corriente se mide en amperios.
Cuantificación
Expresión numérica de una magnitud.
Deficiencia
Defecto, imperfección, carencia.
Deductivo
De la deducción, relacionado con ella o que procede por ella.
Densidad
Es el peso específico tomado como unidad de medida el agua.
Eficiencia de un motor
Es la relación entre la potencia obtenida y la potencia consumida y se expresa
generalmente como un porcentaje.
Frecuencia
Se llama al número de ciclos generados en un segundo se lo conoce como frecuencia de
la tensión o de la corriente y se expresa en ciclos por segundo y se mide en Hertz.
Mayor numero de ciclos por segundo, mas alta es la frecuencia.
Etapas
Cada uno de los trayectos recorridos entre dos paradas de un viaje, trecho.
144
Fluido
Cuerpo cuyas moléculas tienen entre sí poca coherencia, y toma siempre la forma del
recipiente donde está contenido.
Inductancia
Se define como la propiedad de un elemento o circuito eléctrico que se opone a
cualquier cambio de corriente en el circuito.
Levantamiento
Acción y efecto de levantar.
Método
Modo estructurado y ordenado de obtener un resultado, descubrir la verdad y
sistematizar los conocimientos.
Operativa
Que produce el efecto que se pretendía, está en activo.
Petróleo
Líquido natural oleaginoso e inflamable, constituido por una mezcla de hidrocarburos,
que se extrae de lechos geológicos continentales y marítimos.
Potencia
Es la energía necesaria para mantener el flujo de corriente. La potencia eléctrica se mide
en vatios. 746 vatios son equivalentes a un caballo de fuerza.
145
Pozo
Excavación que se hace en la tierra ahondando hasta encontrar una vena de un fluido
como petróleo, agua aprovechable.
Presión
Es la fuerza por unidad de área de un fluido. Las unidades más comunes para expresar a
la presión son libras por pulgada cuadrada (psi) y Kg/cm2.
Presión absoluta
Es la suma de la presencia manométrica y la presión atmosférica. La presión absoluta en
un vacio perfecto es cero.
Presión atmosférica
Es la fuerza ejercida en una unidad de área por el peso de la atmosfera. La presión a
nivel del mar es 14.7 psi.
Presión de burbuja
La presión de burbuja de un hidrocarburo es la presión más alta a la cual las primeras
moléculas de gas salen en solución y forman una burbuja de gas.
Presión manométrica
Es la presión diferencial indicada por un manómetro, a diferencia de la presión absoluta.
La presión manométrica y la presión absoluta están relacionadas, siendo la presión
absoluta igual a la presión manométrica más presión atmosférica.
Producción
Obtención de hidrocarburos de la naturaleza.
146
Sedimentos
Materia que tras haber estado suspensa en un líquido se posa en el fondo del recipiente
que la contiene.
Rango
Amplitud de la variación de un fenómeno entre un mínimo y un máximo claramente
especificados.
Rentable
Que produce renta o beneficio suficiente para recuperar la inversión realizada.
Resistencia (R)
La resistencia se puede comparar con la fricción encontrada por un flujo de agua a
través de una tubería.
Rotor
El rotor también está hecho de un tubo cilíndrico de laminaciones de acero con un
espacio mínimo entre el diámetro exterior y el diámetro interior del estator.
Técnica
Conjunto de métodos.
Transformador
Un transformador es un dispositivo en el cual el voltaje de un sistema de corriente
alterna puede cambiarse. Consiste en un núcleo de acero rodeado por devanado de
alambre aislado. Tanto el núcleo como los vedados están inmersos en aceite que sirve
de aislador y ayuda a enfriar los transformados.
147
Torque
Indica la disponibilidad de la potencia utilizada en el desarrollo de un trabajo específico
en un determinado espacio de tiempo.
Vatio
Un vatio es una unidad bastante pequeña de potencia, en consecuencia cuando se habla
de la potencia requerida por los motores, se utiliza el término kilovatio (KW), un
kilovatio es mil vatios.
Viscosidad
Resistencia de los fluidos al movimiento.
Voltaje (V)
Es el trabajo requerido para mover una carga positiva de un Culumbio desde un
terminal al otro a través del dispositivo. La unidad de tensión es el voltio y se representa
por V.
148
BIBLIOGRAFÍA
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&biw=1152&bih=522&q=Localizaci%C3%B3n+del+campo+ShushufindiAguar
ico&aq=f&aqi=&aql=&oq=&pbx=1&fp=b241dc8fd1f08d5f
2. http://www.google.com/#hl=es&xhr=t&q=da%C3%B1os+en+equipo+BES+sch
lumberger&cp=32&pf=p&sclient=psy&aq=f&aqi=&aql=&oq=da%C3%B1os+e
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4. http://biblioteca.universia.net/html_bura/ficha/params/id/52150647.html
5. http://repositorio.eppetroecuador.ec/handle/20000/23/browse?type=subject&ord
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150
ANEXOS
ANEXO N° 1 Pozo que produce por flujo natural.
ANEXO N° 2 Pozo con la necesidad de levantamiento artificial.
151
ANEXO N° 3 Curva de desempeño de la bomba serie 538-etapas.
ANEXO N° 4 Presión, temperatura y amperaje durante las operaciones críticas de
puesta en marcha de la bomba.
152
ANEXO N° 5 Aumento del tiempo de actividad del pozo.
ANEXO N° 6 Identificación de problemas a través de las técnicas de supervisión
de la bomba eléctrica sumergible.
153
ANEXO N° 7 Falla del generador en los pozos.
ANEXO N° 8 Protección de las bombas ante la presencia de sólidos producidos.
154
ANEXO N° 9 Comparación de los puntos de operación actual y óptimo en las
curvas de producción de una bomba electrosumergible.
155
ANEXO N° 10 Cabeza de bomba superior e inferior atascadas por arena
ANEXO N° 11 Grandes cantidades de sólidos en impulsores y difusores de bomba
compresora
156
ANEXO N° 12 Impulsor con capa de sólidos adheridos
ANEXO N° 13 Gran cantidad de sólidos en difusores de la bomba