¨del contenido del presente trabajo se responsabiliza el...

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 Ü¨ 16

2.3.2.2.1.1. Ü¨ SUPERIOR-G2 17

2.3.2.2.1.2. Ü¨ MEDIA 17

2.3.2.2.1.3. Ü¨ 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


XV



4.11.3. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI -41 103



4.11.3.3. COMETARIOS 109

4.11.4. HISTORIAL POZO SHUSHUFINDI-109D 111




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


PARA EL MOTOR 119



PARA EL CABLE 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


PARA LA BOMBA 122



PARA EL MOTOR 124



PARA EL CABLE 125



BOMBAS POZO SSFD-84 125


POZO SSFD-84 126

4.12.3. ANÁLISIS DEL POZO SSFD-41 127


PARA LA BOMBA 127



PARA EL MOTOR 129



PARA EL CABLE 130

XVII


4.12.3.7. ANÁLISIS DE LA VIDA ÚTIL DE

LAS BOMBAS POZO SSFD-41 130


POZO SSFD-41 131

4.12.4. ANÁLISIS DEL POZO SSFD-109D 131


PARA LA BOMBA 132



PARA EL MOTOR 133



PARA EL CABLE 134



BOMBAS POZO SSFD-109D 134


POZO SSFD-109D 134

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 136

5.1. CONCLUSIONES 136

XVIII

5.2. RECOMENDACIONES 139

GLOSARIO DE TERMINOS 141

BIBLIOGRAFÍA 148

ANEXOS 150

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° 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



XXII









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° 33 BOMBA SSFD-51 117

TABLA N° 34 MOTOR SSFD-51 119

TABLA N° 35 CABLE SSFD-51 120







TABLA N° 42 BOMBA SSFD-109D 131

TABLA N° 43 MOTOR SSFD-109D 133

XXIII

TABLA N° 44 CABLE SSFD-109D 134

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



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.



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



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



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


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



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



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


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


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


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


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


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


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



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



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



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



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



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



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”



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



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


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


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



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



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



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


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



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



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



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



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



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



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



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



87

FIGURA N° 17 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-51



88

TABLA N° 14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SSFD-51

92



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



93

MOTOR

TABLA N° 16 Motor

SERIE VOLT AMP HP

562 2300 39,5 150



CABLE

TABLA N° 17 Cable

PERFIL TIPO AWR NUMERO

PLANO REDA 3/8¨ 4



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




97




98

TABLA N° 19 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SSFD-84

99




BOMBA

TABLA N° 20 Bomba

SERIE TIPO ETAPAS

400 FC-450 95

400 FC-450 231



100

MOTOR

TABLA N° 21 Motor

SERIE VOLT AMP HP

450 1293 54 102



CABLE

TABLA N° 22 Cable


PLANO REDA 3/8¨ 2



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




104




105

TABLA N° 24 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO SSFD-41

107




BOMBA

TABLA N° 25 Bomba

SERIE TIPO ETAPAS

400 P8XH6 277



108

MOTOR

TABLA N° 26 Motor

SERIE VOLT AMP HP

152 2325 40 152



CABLE

TABLA N° 27 Cable


PLANO REDA 3/8¨ 2



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.


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



112

FIGURA N° 20 DIAGRAMA DEL POZO SSFD-109D



113

TABLA N° 29 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SSFD-109D

114




BOMBA

TABLA N° 30 Bomba

SERIE TIPO ETAPAS

400 DC-1100 108

400 DC-1100 219



MOTOR

TABLA N° 31 Motor

SERIE VOLT AMP HP

562 2300 39,5 150



115

CABLE

TABLA N° 32 Cable


PLANO REDA 3/8¨ 2



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


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



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



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.


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


PLANO REDA 3/8¨ 4



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.


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.


BOMBA


SERIE TIPO ETAPAS

400 FC-450 95

400 FC-450 231






las cuales el equipo quedo fuera de operación fue por la presencia de corrosión externa,

escala y giro semiduro en la bomba.

123



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.


el separador de gas se encuentro en buenas condiciones, este es un punto a favor para

mantener la eficiencia del BES.


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


SERIE VOLT AMP HP

450 1293 54 102



124


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.



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



PLANO REDA 3/8¨ 2



125


Cable circuitado en el pot head por la alta corrosión de la formación. Quedando en la

locación guía y descarga del equipo recuperado.


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.


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.


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.


BOMBA


SERIE TIPO ETAPAS

400 P8XH6 277






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



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.


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.


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


SERIE VOLT AMP HP

152 2325 40 152



129



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.



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



PLANO REDA 3/8¨ 2



130


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.


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.


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.


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



132




las cuales el equipo quedo fuera de operación y es corrosión interna, el motor

eléctricamente en buen estado, giro suave en la bomba.


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





se encontró lo siguiente: motor y sensor eléctricamente en buen estado, corrosión y

erosión en sello y motor.


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


PLANO REDA 3/8¨ 2




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.


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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Petróleo” Quito.

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149

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http://repositorio.eppetroecuador.ec/handle/20000/23/browse?type=subject&order=ASC&rpp=20&value=CAMPO+SHUSHUFINDI-AGUARICO

http://repositorio.eppetroecuador.ec/handle/20000/23/browse?type=subject&order=ASC&rpp=20&value=CAMPO+SHUSHUFINDI-AGUARICO

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

157

ANEXO N° 14 Daño en casing por corrosión y picaduras

¨del contenido del presente trabajo se responsabiliza el...

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