t-ute-132

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS DE LOS PROBLEMAS DE ARENA EXISTENTES EN LAS

BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES INSTALADAS EN LOS POZOS DEL

CAMPO LIBERTADOR DE PETROPRODUCCIÓN”

TESIS DE GRADO

PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

AUTOR:

JOHAN ANDRÉS RAMÍREZ CORONEL

DIRECTOR:

ING. MARCO CORRALES PALMA

QUITO - ECUADOR

2008

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor:

______________________

Johan Andrés Ramírez Coronel

AUTOR

III

CERTIFICACIÓN

Que la presente tesis de grado fue desarrollada en su totalidad por el señor Johan Andrés

Ramírez Coronel.

_________________________

Ing. Marco Corrales Palma

DIRECTOR DE TESIS

IV

CERTIFICADO

A QUIEN INTERESE

Quito, Noviembre 20, 2008

Certifico que el Señor: Johan Andrés Ramírez Coronel, egresado de la carrera de

Tecnología de Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial, permaneció en el

Campo Libertador desde el 10 de Junio del 2008, en el desarrollo del su proyecto de

Tesis “ANÁLISIS DE LOS PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE ARENA

EXISTENTES EN BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES EN LOS POZOS DEL

ÁREA LIBERTADOR DE PETROPRODUCCIÓN”, tema que será de gran aporte a la

empresa por su aplicabilidad.

Debo indicar que por el trabajo realizado y por el interés demostrado en el desarrollo del

mencionado proyecto durante su permanencia en el Departamento de Ingeniería de

Petróleos Área Libertador, considero que el mencionado egresado, se perfila como un

excelente profesional.

Atentamente,

Ing. Lenin Pozo

Jefe de Ingeniería de Petróleos Área Cuyabeno.

PETROPRODUCCIÓN.

V

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios por guiar mis pasos por el

camino del bien, a mis padres Holger y Cecilia

por su apoyo incondicional recibido en todo momento

de mi vida estudiantil, a mis hermanos y todos y

cada uno de mis familiares, que de una u otra manera

me apoyaron para poder salir adelante con mi

carrera universitaria.

Agradezco a todos los miembros del

Departamento de Ingeniería en Petróleos del campo

Libertador, que con sus conocimientos y experiencia me

supieron ayudar, mi voz de agradecimiento al

Ing. Lenin Pozo y al Ing. Marco Corrales por la orientación,

ideas y consejos recibidos, que me ayudaron mucho

para poder realizar mi proyecto de tesis.

VI

DEDICATORIA

A Dios por haberme dado salud y

vida para poder realizar con éxito este

proyecto de tesis, a mis padres por haber

confiado en mí, por su apoyo incondicional,

en cada momento difícil de mi vida y

a toda mi familia, porque de una u

otra manera me apoyaron mucho

en mi vida estudiantil

VII

CONTENIDO

CARÁTULA ........................................................................................................................... I

DECLARATORIA ............................................................................................................... III

CERTIFICACIÓN ................................................................................................................ IV

CERTIFICADO ..................................................................................................................... V

AGRADECIMIENTO .......................................................................................................... VI

DEDICATORIA .................................................................................................................. VII

CONTENIDO .................................................................................................................... VIII

ÍNDICE GENERAL ............................................................................................................. IX

ÍNDICE DE GRÁFICOS ..................................................................................................... XV

ÍNDICE DE TABLAS ....................................................................................................... XVI

ÍNDICE DE ANEXOS .................................................................................................... XVIII

RESUMEN ........................................................................................................................ XIX

SUMMARY......................................................................................................................... XX

VIII

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I ............................................................................................................................... 2

1. CARACTERÍSTICAS DEL ÁREA LIBERTADOR ............................................................ 2

1.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 2

1.2. PROBLEMA ...................................................................................................................... 3

1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................................... 3

1.4. OBJETIVO GENERAL .................................................................................................... 4

1.5. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................................. 4

1.6. JUSTIFICACIÓN .............................................................................................................. 5

1.7. HIPÓTESIS ....................................................................................................................... 5

1.8. MARCO CONCEPTUAL.................................................................................................. 5

1.9. CARACTERIZACIÓN LITOLÓGICA DE LAS ARENAS PRODUCTORAS ............... 8

1.9.1. ARENA “Ti” .............................................................................................................. 8

1.9.2. ARENA “Ts” ............................................................................................................. 8

1.9.3. ARENA “Ui” ............................................................................................................. 8

1.9.4. ARENA “Um” ............................................................................................................ 8

1.9.5. ARENA “Us” ............................................................................................................. 9

1.10. ANÁLISIS DE NÚCLEOS DE ARENAS CON PROBLEMA DE PRODUCCIÓN DE

SÓLIDOS ................................................................................................................................. 9

1.10.1. ESTUDIO SEDIMENTOLÓGICO INTEGRAL DE LA ARENISCA “T

PRINCIPAL” DEL CAMPO ATACAPI ............................................................................. 9

1.10.2. ESTUDIO SEDIMENTOLÓGICO INTEGRAL DE LA ARENISCA “U

INFERIOR” DEL CAMPO ATACAPI ............................................................................. 10

1.10.3. ESTUDIO SEDIMENTOLÓGICO DE LA ARENISCA “U inf” DEL

CAMPO SECOYA ............................................................................................................. 11

1.10.4. ESTUDIO MINERALÓGICO POR DIFRACCIÓN DE RAYOS-X DE LA

IX

ARENISCA “U” DEL CAMPO SHUSHUQUI ................................................................ 12

1.11. APLICACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LOS

POZOS DEL ÁREA LIBERTADOR DE PETROPRODUCCIÓN ....................................... 12

1.12. POZOS CON PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE ARENA DEL ÁREA

LIBERTADOR ....................................................................................................................... 14

CAPÍTULO II ........................................................................................................................... 16

2. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON BOMBA ELECTRO-

SUMERGIBLE ......................................................................................................................... 16

2.1. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ................................................................................ 16

2.2. FUNDAMENTOS DE BES ............................................................................................. 16

2.2.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DE

FONDO CENTRALIZADOR ........................................................................................... 17

2.2.1.1. SENSOR DE FONDO ..................................................................................... 18

2.2.1.2. MOTOR ELECTROSUMERGIBLE ................................................................ 18

2.2.1.2.1. COMPONENTES DEL MOTOR.............................................................. 20

2.2.1.2.2. CAPACIDAD Y SERIE DEL MOTOR .................................................... 21

2.2.1.3. SECCIÓN SELLANTE .................................................................................... 21

2.2.1.3.1. COMPONENTES INTERNOS DEL SELLO ........................................... 22

2.2.1.4. SUCCIÓN O SEPARADOR DE GAS ............................................................. 22

2.2.1.5. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ............................................................... 23

2.2.1.6. CABLE DE POTENCIA .................................................................................. 25

2.2.1.7. ACCESORIOS .................................................................................................. 26

2.2.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DE

SUPERFICIE ..................................................................................................................... 27

X

2.2.2.1. GENERADOR ELÉCTRICO ........................................................................... 27

2.2.2.2. CAPACIDAD DEL GENERADOR ................................................................. 28

2.2.2.2.1. VOLTAJE DE LA UNIDAD .................................................................... 28

2.2.2.3. TRANSFORMADORES .................................................................................. 28

2.2.2.4. VARIADORES DE FRECUENCIA ................................................................ 29

2.2.2.5. CAJA DE VENTEO ......................................................................................... 30

2.2.2.6. PENETRADORES ........................................................................................... 30

2.2.2.7. CONJUNTO CABLE DE POTENCIA/CONECTOR SUPERFICIAL............ 30

2.2.3. TECNOLOGÍAS BES PARA EL CONTROL DE ARENA ................................... 31

2.2.3.1. BOMBA ESTABILIZADA PARA TRABAJOS PESADOS ........................... 31

2.2.3.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA ESTABILIZADA PARA

TRABAJOS PESADOS ............................................................................................ 33

2.2.3.2. BOMBA ESTABILIZADA PARA CONDICIONES NORMALES DE

TRABAJO ..................................................................................................................... 35

2.2.3.3. BOMBA ESTABILIZADA PARA CONDICIONES SEVERAS DE

TRABAJO ..................................................................................................................... 36

2.2.3.4. BOMBA ESTABILIZADA PARA TRABAJOS EXTREMOS ...................... 37

2.2.3.5. BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÓN ZIRCONIA ........................... 39

2.2.3.5.1 RUN LIFE MEJORADO ............................................................................ 39

2.2.3.5.2. BENEFICIOS DE ZIRCONIA & SILICÓN CARBIDE RADIAL

BEARINGS REDUCE DESGASTE ABRASIVO ................................................... 41

2.2.3.5.2.1. REDUCE DESGASTE CORROSIVO .............................................. 41

2.2.3.5.2.2. INCREMENTA ESTABILIDAD EN EL EJE ................................... 41

2.2.3.5.3. PROPIEDADES DE ZIRCONIA & SILICÓN CARBIDE ...................... 41

2.2.3.5.4. OPCIONES DE COJINETE DE EMPUJE ............................................... 42

2.2.3.5.5. TIPOS DE CONSTRUCCIÓN DE LA ETAPA ............................................ 42

XI

2.3. COMPARACIÓN DE APLICACIONES Y BENEFICIOS CON OTROS TIPOS DE

BOMBA ................................................................................................................................. 43

2.4. SISTEMAS MECÁNICOS PARA CONTROL DE ARENA REJILLAS O LINERS

RANURADOS ....................................................................................................................... 44

2.4.1. LIMITACIONES DE REJILLAS O LINERS RANURADOS ................................ 45

2.4.2. VENTAJAS DE LAS REJILLAS SOLAS O LINERS RANURADOS .................. 46

2.4.3. DESVENTAJAS DE LAS REJILLAS SOLAS O LINERS RANURADOS .......... 46

2.5. REJILLAS PRE-EMPACADAS ..................................................................................... 47

2.5.1. VENTAJAS DE USAR REJILLAS PRE–EMPACADAS: ..................................... 47

2.5.2. DESVENTAJAS DE USAR REJILLAS PRE–EMPACADAS: ............................. 48

2.5.3. PROBLEMAS AL USAR REJILLAS PRE–EMPACADAS: ................................. 48

2.5.4. DISEÑOS DE REJILLAS PRE-EMPACADAS ..................................................... 49

2.6. REJILLA DOBLE: .......................................................................................................... 49

2.7. REJILLA PRE-EMPACADA SENCILLA ...................................................................... 49

2.8. REJILLA SLIM-PACK ................................................................................................... 50

2.9. COMPLETACIONES A HOYO REVESTIDO CON EMPAQUE CON GRAVA ......... 50

2.9.1. VENTAJAS DE UNA COMPLETACIÓN A HOYO REVESTIDO CON

EMPAQUE CON GRAVA ................................................................................................ 51

2.9.2. DESVENTAJAS DE UNA COMPLETACIÓN A HOYO REVESTIDO CON

EMPAQUE CON GRAVA ................................................................................................ 52

2.10. TÉCNICAS PARA COLOCAR LA REJILLA FRENTE A LAS PERFORACIONES . 52

2.10.1. SISTEMAS CONVENCIONALES – EMPACADOS CON AGUA ..................... 53

2.10.2. SISTEMAS DE EMPAQUE POR LECHADA DE CEMENTO ........................... 53

2.11. DAÑOS AL POZO ........................................................................................................ 53

2.12. COMPLETACIONES A HOYO ABIERTO AMPLIADO CON EMPAQUE CON

GRAVA .................................................................................................................................. 54

XII

2.12.1. VENTAJAS DE LOS EMPAQUES CON GRAVA EN HOYO ABIERTO

AMPLIADO ....................................................................................................................... 56

2.12.2. DESVENTAJAS DE LOS EMPAQUES CON GRAVA EN HOYO ABIERTO

AMPLIADO ....................................................................................................................... 57

2.12.3. PAUTAS PARA LA SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS AL EMPAQUE

CON GRAVA EN HOYO ABIERTO AMPLIADO ......................................................... 58

CAPÍTULO III .......................................................................................................................... 63

ANÁLISIS DE POZOS CON PROBLEMAS DE ARENA EN EL ÁREA LIBERTADOR

DE PETROPRODUCCIÓN ..................................................................................................... 63

3.1. POZO ATACAPI – 13 ..................................................................................................... 63

3.1.1. ANTECEDENTES ................................................................................................... 63

3.1.2. REPORTE DE PULLING W.O. # 05 ...................................................................... 64

3.1.3. REPORTE DE TEAR DOWN ................................................................................. 65

3.2. POZO SECOYA – 17....................................................................................................... 67

3.2.1. ANTECEDENTES ................................................................................................... 67


3.2.3. REPORTE DE TEARDOWN W.O. # 15 ................................................................ 70

3.3. POZO SECOYA – 20....................................................................................................... 71

3.3.1. ANTECEDENTES ................................................................................................... 71

3.3.2. REPORTE DE PULLING W.O. 07 ......................................................................... 73

3.3.2.1. REPORTE DE TEARDOWN W.O. 07 ............................................................ 74

3.4. POZO SHUSHUQUI – 18 ............................................................................................... 76

3.4.1. ANTECEDENTES ................................................................................................... 76


3.4.3. REPORTE DE TEARDOWN W.O. # 04 ............................................................... 78

XIII

3.5. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO ATACAPI – 13 ................................... 79

3.6. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO SECOYA – 17 .................................... 87

3.7. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO SECOYA – 20 .................................. 101

3.8. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO SHUSHUQUI – 18 ........................... 112

CAPÍTULO IV ........................................................................................................................ 121

4. APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS PARA EL CONTROL DE ARENA .................. 121

4.1. POZO ATACAPI – 13 ................................................................................................... 121

4.2. POZO SECOYA – 17 .................................................................................................... 121

4.3. POZO SECOYA – 20..................................................................................................... 122

4.4. POZO SHUSHUQUI – 18 ............................................................................................. 123

CAPÍTULO V .......................................................................................................................... 126

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................... 126

5.1. CONCLUSIONES ......................................................................................................... 126

5.2. RECOMENDACIONES ................................................................................................ 128

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................... 131

CITAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................................... 131

ANEXOS .................................................................................................................................. 132

XIV

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 2.1 Campos electromagnéticos .......................................................................... 19

Gráfico 2.2 Separador de gas Centrífugo ........................................................................ 23

Gráfico 2.3 Etapas ........................................................................................................... 24

Gráfico 2.4 Cable de potencia trifásico ........................................................................... 26

Gráfico 2.5 Taps .............................................................................................................. 29

Gráfico 2.6 Etapa con apertura 30% más ancha ............................................................. 32

Gráfico 2.7 Aspas de bomba Estabilizada para Trabajos Extremos ............................... 35

Gráfico 2.8 Rejilla ........................................................................................................... 44

Gráfico 2.9 Tipos de rejillas ............................................................................................ 50

Gráfico 2.10 Completación a hoyo revestido con empaque con grava ........................... 51

Gráfico 2.11 Completación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava .............. 55

Gráfico 3.1 Cabeza de bomba superior e inferior atascadas por arena ........................... 65

Gráfico 3.2 Gran cantidad de sólidos en impulsores y difusores de bomba compresora 66

Gráfico 3.3 Impulsor con capa de sólidos adheridos ...................................................... 67

Gráfico 3.4 Etapas en la cabeza taponadas con sólidos .................................................. 70

Gráfico 3.5 Impulsores taponados con sólidos ............................................................... 70

Gráfico 3.6 Difusores taponados con sólidos .................................................................. 71

Gráfico 3.7 Sólidos encontrados en superficie de impulsores y cavidad de difusores ... 74

Gráfico 3.8 Gran cantidad de sólidos en difusores de la bomba ..................................... 75

Gráfico 3.9 Sólidos secos que se encontraron en la bomba ............................................ 75

Gráfico 3.7 Presencia de arena en difusores e impulsores .............................................. 79

XV

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1 Producción por sistemas de levantamiento ..................................................... 13

Tabla 1.2 Estado de pozos ............................................................................................... 13

Tabla 2.1 Característica beneficio, Bomba Estabilizada Para Trabajos Extremos ......... 33

Tabla 2.2 Resistencia de materiales ................................................................................ 42

Tabla 2.3 Comparación de aplicaciones y beneficios con otros tipos de bomba ............ 43

Tabla 2.2 Diferenciales de presión .................................................................................. 58

Tabla 3.1 Resultados aplicación de químicos a sólidos presentes en la bomba .............. 64

Tabla 3.2 Pruebas iniciales de producción ...................................................................... 80

Tabla 3.3 Pruebas de producción .................................................................................... 81






Tabla 3.9 Informe técnico ............................................................................................... 86

Tabla 3.11 Pruebas de producción .................................................................................. 87








XVI








Tabla 3.26 Informe Técnico ............................................................................................ 99



Tabla 3.29 Informe Técnico .......................................................................................... 100




Tabla 3.33 Pruebas Iniciales de producción .................................................................. 101

Tabla 3.34 Pruebas de producción ................................................................................ 102









XVII









ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1 Historiales De Producción De Pozos Con Problemas De Producción De Arena ....... 133

Anexo 2 Completaciones De Pozos Con Problemas De Producción De Arena ....................... 151

XVIII

RESUMEN

El campo Libertador está situado en la región Amazónica, al Noroeste del Campo

Shushufindi y Norte del río Aguarico. A junio del 2008, en el campo Libertador están

produciendo 132 pozos, con un potencial de producción diario de 40299 BPPD.

La producción viene de tres arenas reservorio de edad cretácica, pertenecientes a la

formación Napo “Us”, “Ui” y “T” las mismas que reciben soporte de presión de un

sistema de empuje lateral, el que ha mantenido la presión sobre el punto de burbuja.

En el presente trabajo y en el Capítulo 1, se menciona la litología de las arenas

productoras de petróleo con problemas de aporte de sólidos (arena), también se analiza

el tipo de sólidos y se propone diferentes técnicas para el mejor manejo de sólidos.

En el capítulo 2 se analiza el Sistema de Bombeo Electro sumergible (BES) y cada uno

de sus elementos y las diferentes tecnologías aplicables en combinación con el sistema

BES para el control de arena, con el fin de encontrar la tecnología adecuada para

manejar el tipo de sólidos presentes en los pozos del campo Libertador de

Petroproducción.

En el capítulo 3 se realizará una aplicación de las tecnologías utilizadas para el control

de arena, dentro de las cuales podemos mencionar tubos ranurados, mallas y bombas

especiales para el mejor manejo de sólidos (arena), además veremos los daños

ocasionados por el aporte de sólidos de la formación, a bombas convencionales que han

sido instaladas sin ningún elemento mecánico para el control de arena en su

completación.

En el capítulo 5 se añaden las conclusiones y recomendaciones, que están analizadas y

basadas según las aplicaciones que se realizarán en el capítulo 4.

XIX

XX

SUMMARY

The Libertador Field is located in the Amazonian Region, to the Northwest of the Field

Shushufindi and Norte of the Aguarico River. To June of the 2008, in the Libertador

Field they are producing 132 wells, with a daily potential of production of 40299 BPPD.

The production comes from three reservoir sands of cretaceous age, pertaining to the

formation Napo “US”, “Ui” and “T” same that receive support of pressure of a system

of lateral push, the one that has maintained the pressure on the bubble point.

In the present Project and Chapter 1, the lithology of producing petroleum sands is

mentioned with problems of solid contribution (sand), also I analyze the type of solids

and I propose different techniques for the best solid handling.

In Chapter 2 the System of Electric submersible Pumping is analyzed (ESP) and each

one of its elements and the different applicable technologies in combination with the

system ESP for the sand control, with the purpose of finding the technology adapted to

handle the type of solid presents in wells of the Libertador Field of Petroproducción.

In Chapter 3 an application of the technologies used for the sand control will be made,

within which we can mention tubes ranurados, mallas and special pumps for the best

solid handling (sand), in addition we will see the damages caused by the solid

contribution of the formation, to conventional pumps that have been installed without

no mechanical element for the sand control in their end process.

In Chapter 5 add to the conclusions and recommendations, that they analyzed and based

according to the applications that were made in Chapter 4.

CAPÍTULO I

CAPÍTULO I

1. CARACTERÍSTICAS DEL ÁREA LIBERTADOR

Las características del área Libertador se describen en este capítulo.

1.1. INTRODUCCIÓN

El Área Libertador fue descubierta en el año de 1980 por la Corporación Estatal

Petrolera Ecuatoriana (CEPE), con la perforación de los pozos SEC-01 (entre enero y

febrero de 1980), SHU-01 (entre febrero y marzo de 1980) y SSQ-01 (entre octubre y

noviembre d 1980).

El Área Libertador se encuentra formada por los siguientes campos: Shuara, Pichincha,

Secoya, Shushuqui, Atacapi, Parahuacu, Tetete, Tapi, Frontera, Cuyabeno, Sansahuari,

VHR, Pacayacu, Carabobo, Ocano, Peña Blanca, Singue, Chanangue y Alama.

Los campos Ocano, Peña Blanca, Singue, Chanangue, Alama y Carabobo continúan

cerrados durante el año 2008.

El campo Libertador está situado en la región Amazónica en línea recta con la ciudad de

Quito, al Noroeste del Campo Shushufindi y Norte del río Aguarico. Su área es

aproximadamente 20 Km. de dirección Norte-Sur por 5 Km. De Este-Oeste.

Hoy en día en el campo Libertador existe un total de 217 pozos perforados, de los

cuales 55 están cerrados, 13 se encuentran abandonados, uno esperando abandono, 16

2

re-inyectores y 132 pozos están produciendo actualmente con un potencial de

producción diario de 40299 BPPD.

La producción viene de tres arenas reservorio de edad cretácica, pertenecientes a la

formación Napo “Us”, “Ui” y “T” las mismas que reciben soporte de presión de un

sistema de empuje lateral, el que ha mantenido la presión sobre el punto de burbuja.

Cabe indicar que la arena “BT” también aporta a la producción del campo pero en una

cantidad reducida.

El 40.1% de la producción total del campo proviene de la arena “T”, el 53.5% le

corresponde a la arena “Ui” y el 6.4% proviene de la arena “Us”.

Con respecto a la producción del agua de formación, el mayor porcentaje 56.9% le

corresponde a la arena “Ui”, el 41.4% le corresponde a la arena “T” y el 1.7% proviene

de la arena “Us”.

1.2. PROBLEMA

La producción de arena en algunos pozos productores de petróleo del área Libertador de

Petroproducción y cómo afecta esto a la eficiencia del sistema de levantamiento

artificial electro-sumergible.

1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Al momento de producir el fluido (agua, petróleo y gas) del pozo existe una baja en la

eficiencia del sistema BES, ocasionando daños en los elementos que componen el

3

sistema, dando como resultado paradas de producción para remediar con trabajos de

reacondicionamiento, pérdidas de producción y consecuentemente incremento en los

costos de producción.

1.4. OBJETIVO GENERAL

Determinar las posibles soluciones para el control de arenas y sólidos en las bombas

electro-sumergibles en los pozos del área Libertador de Petroproducción, con el uso de

diferentes tecnologías existentes para mejorar su eficiencia.

1.5. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Analizar cada uno de los pozos del área Libertador con tendencia a la

producción de arena.

• Analizar el efecto causado por la producción de arena en los componentes del

sistema BES.

• Realizar comparaciones de diferentes pozos para determinar el grado de

eficiencia de los métodos usados para minimizar el daño en las bombas por


• Proponer cuál de los métodos usados para minimizar los daños en la bomba

electro sumergible por producción de arena es más efectivo.

4

1.6. JUSTIFICACIÓN

La producción de arena en los pozos productores del área Libertador disminuye la

eficiencia en el sistema de levantamiento artificial BES, ocasionando problemas

operativos con las consecuentes pérdidas de producción e incrementando los costos de

producción.

1.7. HIPÓTESIS

Si se logra soluciones mecánicas para filtrar la producción de arena que causa

problemas graves a los equipos BES y mantener la producción, consecuentemente se

disminuirá los trabajos de reacondicionamiento y se reducirán los costos de producción

de petróleo.

1.8. MARCO CONCEPTUAL

• Rotor: Es uno de los componentes internos del motor eléctrico-sumergible y

es el que genera los HP del motor. Por ejemplo en un motor de 180 HP y si

el motor consta de 10 rotores, cada uno de ellos está aportando 18 HP.

• Estator: Es el bobinado del motor electro-sumergible y viene encapsulado, y

está diseñado para trabajar a diferentes temperaturas y para su aplicación en

los pozos BES se debe tener en cuenta varios factores, tales como la

temperatura de fondo del pozo, la posición de sentado, etc.

• Arcillas: son minerales muy pequeños con una micro estructura en capas y

un gran área de superficie, los materiales arcillosos están formados por

5

http://www.monografias.com/trabajos10/fimi/fimi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/todorov/todorov.shtml#INTRO

http://www.monografias.com/trabajos14/propiedadmateriales/propiedadmateriales.shtml

pequeñas partículas que son clasificadas según su estructura dentro de un

grupo específico denominado minerales arcillosos.

• Bomba Electro-sumergible: Son del tipo centrífugo de múltiples etapas,

cada etapa consiste de un impulsor (dinámico) y un difusor (estático). El

número de etapas determina la carga total generada y la potencia requerida.

• Arenamiento: fenómeno donde material de la formación viaja hacia el pozo

y la superficie como parte de los fluidos producidos.

• Arenisca: roca sedimentaria clástica formada por granos de arena cuyo

tamaño varía entre 2 – 0,0625mm.

• Completación: es la preparación de un pozo para ponerlo en producción

económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada

horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo,

permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a través de

la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo.

El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco

abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento. Otra

definición.- Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner

el pozo en condiciones de producir.

• Corte de agua: representa el porcentaje de agua que se produce con un

barril de petróleo.

• Diferencial de presión: (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre la

presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de

producción del mismo.

6

• Fino: es aquella partícula que posea un tamaño entre el rango de 44 a 74

micrones.

• Gradiente de Presión Esta es la presión que ejerce el fluido por cada pie de

altura del fluido.

• Presión Es la fuerza por unidad de área de un fluido. Se puede considerar

como un esfuerzo de compresión. Las unidades más comunes para expresar

a la presión son libras por pulgada cuadrada (psi) y Kg/cm2. De acuerdo con

el principio de Pascal, si la presión se aplica a al superficie de un fluido, esta

presión es transmitida igualmente en todas las direcciones.

• Presión de Entrada a la Bomba (PIP) En las operaciones con bombas

electrocentrífugas nos interesa saber los pies de fluido sobre la bomba o la

presión de entrada a la bomba. Para definir correctamente este dato, es

importante saber la gravedad específica o gradiente del fluido en el espacio

anular de la tubería de revestimiento. Si se conoce el gradiente del fluido o

la gravedad específica, podemos estimar la presión de entrada de la bomba o

el nivel de fluido sobre la bomba.

• Presión de Burbuja (Pb)

La presión de burbuja de un hidrocarburo es la presión más alta a la cual las

primeras moléculas de gas salen de solución y forman una burbuja de gas.

Esta presión depende en parte de las propiedades del fluido. El gas y el aceite

conforman una mezcla de múltiples componentes y las cantidades de gas-

aceite están determinadas por un equilibrio gas-líquido.

7

1.9. CARACTERIZACIÓN LITOLÓGICA DE LAS ARENAS PRODUCTORAS

Se hace una determinación de las arenas productoras.

1.9.1. ARENA “Ti”

Arena cuarzosa en secuencias métricas grano-decrecientes de grano grueso a muy fino,

con estratificación cruzada en intercalaciones lutáceas. Tiene un importante contenido

de glauconita, la misma que parece ya en la parte media y superior del cuerpo de “Ti”.

1.9.2. ARENA “Ts”

Se define como una arena cuarzo-glauconítica métrica de grano muy fino, masivas a

onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante presencia de cemento calcáreo.

1.9.3. ARENA “Ui”

Arena cuarzosa, en partes algo micácea, grano-decreciente, limpia, masiva y con

estratificación cruzada a la base, laminada al techo.

1.9.4. ARENA “Um”

Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación cruzada, ondulada y en

partes masiva hacia la base con delgadas intercalaciones lutáceas bioturbada hacia

arriba.

8

1.9.5. ARENA “Us”

Se define como una arena cuarzosa con frecuentes bioturbaciones y la presencia de

intercalaciones de lutita, a la base una secuencia grano-creciente y hacia arriba una

secuencia grano-decreciente de areniscas.

En cuanto a las arcillas contenidas en la matriz de las arenas se definieron los siguientes

minerales en orden de importancia:

- Arena “T”: Caolinita, ilita, clorita y esmectita.

- Arena “Ui”: Caolinita, esmectita, clorita e ilita.

- Arena “Us”: Caolinita, esmectita, ilita y clorita.

1.10. ANÁLISIS DE NÚCLEOS DE ARENAS CON PROBLEMA DE

PRODUCCIÓN DE SÓLIDOS

El análisis de núcleos de arena se señala a continuación.

1.10.1. ESTUDIO SEDIMENTOLÓGICO INTEGRAL DE LA ARENISCA “T

PRINCIPAL” DEL CAMPO ATACAPI

• DESCRIPCIÓN GENERAL: El 86% del núcleo corresponde a la arenisca “T

Principal” son areniscas de grano medio superior a grueso inferior y el restante

14% son sedimentos finos arcillosos.

• GRANULOMETRÍA DE LAS ARENISCAS: Las areniscas representan un

86% de la longitud del núcleo. Poseen tamaño de grano entre medio – superior

9

(en facies de barra de marea principalmente, planicie arenosa de marea y

areniscas glauconíticas de plataforma) y grueso inferior (en las facies de la barra

de marea y planicie arenosa de marea).

• REDONDEZ: Observando la curva de redondez se puede ver que los granos de

la arenisca son principalmente sub-angulares o sub-redondeados (en fases de

barra y planicie arenosa de marea) a excepción del tope del núcleo donde las

areniscas son sub-redondeadas (facies de areniscas glauconíticas de plataforma).

• CONSOLIDACIÓN: La curva de consolidación muestra que los sedimentos

arenosos, poseen una consolidación uniforme dura.

1.10.2. ESTUDIO SEDIMENTOLÓGICO INTEGRAL DE LA ARENISCA “U

INFERIOR” DEL CAMPO ATACAPI

SEDIMENTOLOGÌA:

• DESCRIPCIÓN GENERAL: Aproximadamente el 94% del núcleo de la

arenisca “U inf” de 57’ son sedimentos arenosos y el restante 6% son

sedimentos arcillosos (principalmente) y limosos. El 84% del núcleo muestra

saturación con hidrocarburos líquidos.

• GRANULOMETRÍA DE LAS ARENISCAS: Las areniscas representan el

94% de la longitud del núcleo. Poseen tamaños de grano comprendidos entre

grueso superior a fino superior, principalmente grueso inferior a medio inferior.

Ninguno de los tamaños es específico de las facies de los ambientes

identificados (facies de barra de marea, de planicie arenosa de marea, de canal

de marea y plataforma clástica arenosa somera).

10

• REDONDEZ: Observando la curva de redondez se ve que para todas las facies

arenosas identificadas en el núcleo, los granos de la arenisca son principalmente

sub-angulares a sub-redondeados.

• CONSOLIDACIÓN: La curva de consolidación muestra que los sedimentos

arenosos poseen una consolidación uniforme dura.

1.10.3. ESTUDIO SEDIMENTOLÓGICO DE LA ARENISCA “U inf” DEL

CAMPO SECOYA

SEDIMENTOLOGÍA:

• DESCRIPCIÓN GENERAL: Aproximadamente el 78% corresponde a

areniscas, el 13% son sedimentos finos arcillosos y limosos que en algunos

intervalos se hallan interestratificados con areniscas blancas de grano fino algo

bioturbados y sedimentos carbonosos 0.2% (laminaciones milimétricas), cabe

anotar que un 8.8% pertenece a un espesor faltante en diferentes partes del

núcleo.

• GRANULOMETRÍA DE LAS ARENISCAS: Los tamaños de grano indican

cierta variabilidad. Están principalmente entre medio inferior a superior, en

menos proporción grueso inferior y eventualmente fino inferior a superior.

También se encuentran granos gruesos el cuarzo flotante.

• REDONDEZ: Los granos son generalmente subangulares a subredondeados.

• CONSOLIDACIÓN: La curva de consolidación indica que los sedimentos

arenosos poseen una consolidación moderada a friable y eventualmente dura.

11

1.10.4. ESTUDIO MINERALÓGICO POR DIFRACCIÓN DE RAYOS-X DE LA

ARENISCA “U” DEL CAMPO SHUSHUQUI

RESULTADOS:

• POZO SHUSHUQUI – 16: Profundidad 8986.5’ arenisca con laminaciones

obscuras color gris, grano fino superior, consolidación dura, no saturada de

hidrocarburos. Su composición mineralógica es la siguiente: Cuarzo96%, grupo

caolín 2%, microcleno 1%, pirito 1% y trazas de anesilo.

• POZO SHUSHUQUI – 16: Profundidad 8995’ la muestra es una arenisca con

laminaciones de color gris de grano fino superior a medio inferior, consolidación

dura, no saturada de hidrocarburo. Su composición mineralógica es: Cuarzo

81%, grupo caolín 8%, pirito 7%, farfalos de hierro 2%, microcleno 1% y

anatasa 1%.

• POZO SHUSHUQUI – 16: Profundidad 9011.5’ La muestra es una caliza gris

obscura con trazos de bivolvas. Su composición mineralógica es la siguiente:

Calcio 94%, cuarzo 6%, trazas de pirito.

• POZO SHUSHUQUI – 16: Profundidad 9014.5’. La muestra es una caliza gris

obscura con trazas de bivolvas. Su composición mineralógica es la siguiente:

Calcita 98%, cuarzo 2% y trazas de pirito.

1.11. APLICACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

EN LOS POZOS DEL ÁREA LIBERTADOR DE PETROPRODUCCIÓN

Actualmente en el área Libertador de Petroproducción, la producción total se obtiene a

través de tres tipos de sistemas de levantamiento artificial, principalmente se produce

12

con un sistema de bombeo electro-sumergible, ya que el 69.49% de la producción total

en el área Libertador se produce con este sistema, el 29.27% se produce con un sistema

de bombeo hidráulico y el 1.25% restante se produce de tres pozos con gas lift.

Tabla 1.1 Producción por sistemas de levantamiento

MÉTODO NÚMERO DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN

POZOS BPPD BAPD TOTAL

PPF 0 0 0 0

PPS 93 31,441 88,609 120,050

PPH 47 9675 32,051 41,726

PPM 0 0 0 0

PPG 3 492 203 695

TOTAL 143 41,608 120,863 162,471 Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Johan Ramírez

Tabla 1.2 Estado de pozos

PRODUCIENDO 142 CERRADOS 62 ABANDONADOS 13 ESPERANDO S. ABANDONO 1 INYECTORES 0 REINYECTORES 18 TOTAL 236

Fuente: Petroproducción


13

14

1.12. POZOS CON PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE ARENA DEL ÁREA

LIBERTADOR

Los pozos que presentan problemas de producción de arena según análisis de cada pozo

con BES son:

- ATACAPI – 13

- SECOYA – 17

- SECOYA – 20

- SHUSHUQUI - 18

CAPÍTULO II

CAPÍTULO II

2. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON BOMBA ELECTRO-

SUMERGIBLE

A continuación se refiere al sistema de levantamiento artificial con bomba-

electrosumergible.

2.1. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Cuando el pozo deja de producir por flujo natural, se requiere el uso de una fuente

externa de energía para conciliar la oferta con la demanda de energía. La utilización de

esta fuente es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el

separador, es lo que se denomina levantamiento artificial.

El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos

de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el

diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor

afluencia de fluidos, sin que generen problemas de producción: arenamiento,

conificación de agua, etc.

2.2. FUNDAMENTOS DE BES

El Bombeo electro-sumergible es un sistema integrado de levantamiento artificial, es

considerado como un medio económico y efectivo para levantar altos volúmenes de

fluido desde grandes profundidades en una variedad de condiciones de pozo. Es más

16

aplicable en yacimientos con altos porcentajes de agua y baja relación gas-petróleo; sin

embargo en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la

producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos gasíferos, en pozos con fluidos

abrasivos, en pozos de altas temperaturas y de diámetro reducido, etc.

Los componentes del sistema de bombeo electro-sumergible pueden ser clasificados en

dos partes, el equipo de fondo y el equipo de superficie. El equipo de fondo cuelga de la

tubería de producción y cumple la función de levantar la columna de fluido necesaria

para producir el pozo, consiste principalmente de un motor eléctrico, un sello, un

separador de gas y una bomba electro-centrífuga. Un cable de poder transmite la energía

eléctrica de la boca del pozo hasta el motor. El equipo de superficie provee de energía

eléctrica al motor electro-sumergible y controla su funcionamiento. Los principales

componentes de superficie son los transformadores, el tablero o variador de control y la

caja de venteo. Varios componentes adicionales normalmente incluyen la cabeza de

pozo, empacadores, protectores de cable y flejes, válvulas de retención y de drenaje,

entre otros.

2.2.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

DE FONDO

2.2.1.1. CENTRALIZADOR

Estructura metálica, normalmente de hierro dulce o de acero según las condiciones del

pozo lo requieran.

17

Su función principal es orientar el equipo sumergible dentro de la tubería de

revestimiento y evitar el bamboleo de la completación.

Se encuentra conectado al final del último motor o del Sensor de fondo.

2.2.1.2. SENSOR DE FONDO

Dispositivo electrónico capaz de soportar altas presiones y de enviar señales a superficie

a través del cable eléctrico que suministra potencia al equipo BES.

Este sensor, no solamente detecta presiones de succión y descarga también es capaz de

interpretar las temperaturas del aceite dieléctrico del motor y de la succión (intake),

vibración, corriente de fuga, y flujo.

2.2.1.3. MOTOR ELECTROSUMERGIBLE

El motor eléctrico sumergible es trifásico, del tipo de inducción (inducción de barras),

asincrónico con rotor en jaula de ardilla y de dos polos. Trabaja con aceite mineral

altamente refinado, que posee una alta rigidez dieléctrica y provee una buena

lubricación en los cojinetes del motor y el conjunto de empuje. Otra propiedad, es que

tiene una alta conductividad térmica por lo que facilita la refrigeración del motor.

Bajo condiciones normales de operación, el motor opera aproximadamente a 3500 rpm

a 60 Hz, 2915 a 50 Hz.

18

Gráfico 2.1 Campos electromagnéticos

Fuente: Centrilift


A las bobinas y laminaciones se las conoce como Estator. Dentro de la circunferencia

interna del estator se encuentra localizado lo que se llama el rotor.

El rotor también esta hecho de un tubo cilíndrico con laminaciones de hierro silicio

dejando un espacio mínimo entre el diámetro externo del rotor y el diámetro interno del

estator. Este espacio se lo conoce como entre-hierro, se requiere de este espacio para la

fricción entre el rotor y el estator.

19

El entre-hierro se optimiza, para asegurar una compensación equilibrada entre la

fricción y la pérdida de fluido en el espacio del entre-hierro y la potencia requerida para

poder transmitir la potencia magnética a través de este espacio hacia el rotor.

Los rotores van montados sobre el eje y fijados frente al campo magnético del estator

(láminas de hierro silicio). Alojados en las regiones externas del rotor se encuentran los

conductores eléctricos, o barras, que corren en forma paralela al bobinado del estator y

están unidas, o en corto-circuito.

2.2.1.3.1. COMPONENTES DEL MOTOR

Los principales componentes del motor son:

- Rotores

- estator

- cojinete

- eje

- zapata

- bujes

- carcaza

- “T” Rings

- aceite dieléctrico

- bloque aislante

- accesorios

20

2.2.1.3.2. CAPACIDAD Y SERIE DEL MOTOR

Los motores se construyen para satisfacer diferentes capacidades de diseño, series y

diámetros: 450, 456, 540, 725, etc. La serie indica el diámetro exterior máximo del

equipo.

2.2.1.4. SECCIÓN SELLANTE

Parte vital del ensamble del equipo sub-superficial conecta al eje del motor con la de las

bombas, entre sus funciones tiene la de evitar la migración del fluido de pozo dentro de

los motores a través de una serie de sellos.

Permite y absorbe la expansión del aceite dieléctrico que se encuentra en el motor

resultado de las gradientes de temperatura.

Ecualiza la presión del anular de la tubería de revestimiento con el aceite dieléctrico.

Esta ecualización de presión con el motor evita que fluidos del pozo migren dentro del

motor por las junturas.

Como barrera de separación o aislamiento del fluido del pozo a través de una serie de

arreglos mecánicos llamados cámaras. Estas cámaras pueden ser de 2 tipos de bolsa o

laberínticos.

BAKER HUGHES-CENTRILIFT, Manual Técnico de Ventas, 2005

21

2.2.1.4.1. COMPONENTES INTERNOS DEL SELLO

Los componentes principales de un sello son:

- carcasa (housing)

- sellos mecánicos

- cojinete de empuje (Thrustbearing)

- sistema laberíntico

- bolsas elastómeras

- aceite dieléctrico

- eje

- cabezal

- base

- accesorios

2.2.1.5. SUCCIÓN O SEPARADOR DE GAS

El separador de gas está ubicado, entre el protector o sección sellante y la bomba. Su

finalidad es separar una fracción significativa del gas libre en el fluido, y al mismo

tiempo actuar como succión para la bomba.

Básicamente existen 2 tipos de separadores de gas:

Estáticos o laberínticos, que al igual que los sellos, el arreglo mecánico interno que

tienen estos separadores permiten que el gas tomado en la admisión del separador

continúe su migración ascendente orientándolo hacia el anular, mientras fuerzan al

fluido del pozo a entrar a una cámara inferior por diferencia de densidad, nuevamente,

para luego ser impulsados hacia arriba.

22

Separadores centrífugos porque la separación se realiza gracias al proceso de

centrifugación que obliga al gas a pegarse al eje mientras separa al fluido por diferencia

de gravedad específica hacia las paredes del dispositivo separador para luego orientar

este gas separado del fluido hacia el anular, el fluido a su vez es dirigido hacia las

bombas.

Gráfico 2.2 Separador de gas Centrífugo

Fuente: Centrilift


Las eficiencias de los separadores de gas tienen un rango del 80 al 95%, sin embargo la

eficiencia del sistema es afectada por los volúmenes manejados, su composición y

propiedades.

2.2.1.6. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

Son del tipo centrífugo de múltiples etapas, cada etapa consiste de un impulsor

(dinámico) y un difusor (estático). El número de etapas determina la carga total

generada y la potencia requerida.

23

El tipo de etapa empleado determina el caudal nominal del diseño. El número de etapas

determina la altura total de elevación y la potencia requerida por el motor.

Cada etapa provee una altura de levantamiento de fluido Ej. Si para producir 2500

barriles tenemos una carga dinámica de 3000 pies y la bomba seleccionada levanta 30

pies por etapa, el número total de etapas requeridas es 3000 pies / 30 pies/etapa = 100

etapas.

La bomba tiene un rango de operación óptimo. Si se opera por encima o debajo de ese

rango, el empuje ascendente o descendente reduce la duración efectiva de la bomba,

razón por la cual es muy importante determinar con precisión la productividad para

recomendar el diseño óptimo.

Gráfico 2.3 Etapas

Fuente: Centrilift


Cuando es necesario usar más etapas de las que caben en un solo alojamiento o housing,

entonces las bombas se construyen en tándem; Es decir, una bomba se emperna sobre la

otra y en este punto se empernan los ejes, mediante este método es posible producir

fluidos desde profundidades de más de 10 000 ft.

24

La bomba centrifuga trabaja por medio de la transferencia de energía del impulsor al

fluido desplazado.

IMPULSOR.- Es la parte rotativa que genera fuerzas centrifugas que aumentan la

velocidad del fluido (energía potencial más energía cinética).

DIFUSOR.- Es la parte estacionaria que dirige el fluido de la forma adecuada al

siguiente impulsor. Transforma parte de la energía cinética en energía potencial o

presión.

El fluido entra al impulsor por medio de un orificio interno, cercano al eje y sale por el

diámetro exterior del impulsor.

Se intercalan varias etapas (bombas multi-etapas) para obtener la altura de la columna

(TDH) deseada.

2.2.1.7. CABLE DE POTENCIA

El trifásico, transmite la energía eléctrica al sistema, los conductores son de tipo sólido

o trenzado, pueden ser de diferente diámetro de acuerdo a la aplicación requerida,

normalmente para la alimentación de potencia se requiere cable #1 y el de conexión al

motor suele ser #5, #4, #6.

Su configuración puede ser plana o redonda, se sabe que el cable redondo ayuda a

eliminar el desbalance entre las fases. Su uso depende de factores mecánicos y de

diámetros.

25

Gráfico 2.4 Cable de potencia trifásico

Fuente: Centrilift


Tienen protección mecánica por una carcaza. El cable normalmente va cubierto por un

blindaje de acero galvanizado, aunque se fabrican con blindaje de monel para

contrarrestar el ataque de elementos corrosivos, como el ácido sulfhídrico o corrosión.

El aislamiento y la cubierta están diseñados especialmente para que resistan la

penetración de gases y agua.

2.2.1.8. ACCESORIOS

La única parte exterior visible que puede ser dañada mecánicamente el proceso de la

instalación, la parte más delicada de la completación es el cable de potencia.


26

Por su conexión externa, está sujeta a enganches, golpes, dobleces y otras acciones en el

transcurso de la introducción de la completación. Existen accesorios que tratan de

minimizar estos riesgos y que se convierten en necesarios en ciertas operaciones entre

los cuales podemos mencionar:

- Protectores metálicos o de hule

- flejes de ¾” o de 1 ¼”

- guarda cables

- saddles

- acoplamientos

- elastómeros

- válvula de retención

- válvula de drenaje

2.2.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

DE SUPERFICIE

2.2.2.1. GENERADOR ELÉCTRICO

Un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de potencial

eléctrico entre dos de sus puntos, llamados polos, terminales o bornes. Los generadores

eléctricos son máquinas destinadas a transformar la energía mecánica en eléctrica. Esta

transformación se consigue por la acción de un campo magnético sobre los conductores

eléctricos dispuestos sobre una armadura (denominada también estator). Si

27

http://es.wikipedia.org/wiki/Diferencia_de_potencial

http://es.wikipedia.org/wiki/Polo

http://es.wikipedia.org/wiki/Terminal

http://es.wikipedia.org/wiki/Borne

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_mec%C3%A1nica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Campo_magn%C3%A9tico

mecánicamente se produce un movimiento relativo entre los conductores y el campo, se

generara una fuerza electromotriz (F.E.M.).

2.2.2.2. CAPACIDAD DEL GENERADOR

El Generador eléctrico debe tener una capacidad nominal en KVA’s minino de un 20 ó

30% adicional a la carga conectada, factor de potencia en atraso no menor a 0.85, sin

exceder la elevación de temperatura garantizada.

2.2.2.2.1. VOLTAJE DE LA UNIDAD

El voltaje de generación dependerá de la capacidad del generador este podrá ser a 480 ó

4160 ó 13,800 Voltios con picos de voltaje permisibles de +20%, además debe ser

construido de acuerdo con las Normas NEMA MG-1 Y MG-2.

2.2.2.3. TRANSFORMADORES

Un transformador es una máquina estática, mediante la cual se puede convertir por

inducción magnética un voltaje en otro de diferente valor y de la misma frecuencia,

manteniendo la potencia aproximadamente constante.

Los transformadores usados en un sistema BES son del tipo sumergidos en aceite y auto

refrigerados.

Las configuraciones usadas son tres: Un banco de tres transformadores monofásicos, un

transformador estándar trifásico o un autotransformador trifásico.

Los transformadores usados en el sistema BES están equipados por una serie de “taps”

para permitir un amplio rango de salidas de voltaje.

28

http://es.wikipedia.org/wiki/Fuerza_electromotriz

Gráfico 2.5 Taps

Fuente: Centrilift


2.2.2.4. VARIADORES DE FRECUENCIA

Un variador de frecuencia (siglas VFD, del inglés: Variable Frecuency Drive o bien

AFD Adjustable Frecuency Drive) es un sistema para el control de la velocidad

rotacional de un motor de corriente alterna (AC) por medio del control de la frecuencia

de alimentación suministrada al motor. Un variador de frecuencia es un caso especial de

un variador de velocidad.

Los variadores de frecuencia son también conocidos como drivers de frecuencia

ajustable (AFD), drivers de CA, microdrivers o inversores. Desde que el voltaje es

variado a la vez que la frecuencia, a veces son llamados drivers VVVF (variador de

voltaje variador de frecuencia).

La información mínima requerida por un especialista para la selección o

especificación de un variador de frecuencia son:

Tipo de Variador:

- Número de pulsos (6, 12, 18, 24)

- Tecnología (VVI VSI, PWM)

29

http://es.wikipedia.org/wiki/Idioma_ingl%C3%A9s

http://es.wikipedia.org/wiki/Motor_de_corriente_alterna

http://es.wikipedia.org/wiki/Frecuencia

http://es.wikipedia.org/wiki/Variador_de_velocidad

2.2.2.5. CAJA DE VENTEO

La caja de venteo (conexiones) tiene tres funciones:

- Funciona como un punto de conexión entre el penetrador del cabezal, el

cable "pigtail" y el cable de superficie permanente, permitiendo que los

espacios internos de estos cables esté completamente sellados para prevenir

la migración de gases desde el cabezal al cuarto de control.

- Permite el acceso al sistema eléctrico del cabezal para pruebas de rutina y la

localización de averías; así como facilitar un medio local de aislamiento

fuera de línea.

- Funciona como punto de desconexión del equipo del cabezal desde el

sistema eléctrico de superficie durante una intervención o reparación del

pozo.

2.2.2.6. PENETRADORES

El penetrador del cabezal forma un sellado entre el colgador de tubo (tubing hanger) y

el bonete adaptador; o bien entre el empacador si se trata del penetrador de la bola

colgadora.

2.2.2.7. CONJUNTO CABLE DE POTENCIA/CONECTOR SUPERFICIAL

El conjunto cable de potencia/conector superficial interconecta la caja de venteo con el

penetrador de la bola colgadora (cabezal).

30

El conector superficial puede ser del tipo desmontable y construido en fábrica en

conjunto con el cable de potencia superficial o bien puede ser del tipo ensamblable en

campo.

2.2.3. TECNOLOGÍAS BES PARA EL CONTROL DE ARENA

Hoy en día la producción de arena en los pozos del área Libertador se ha convertido en

un problema que afecta a la eficiencia del sistema de levantamiento artificial electro-

sumergible, por tal razón algunos fabricantes han desarrollado tecnologías para lograr

optimizar el run life (vida útil) de éste tipo de sistema de levantamiento, entre los cuales

podemos describir los siguientes:

2.2.3.1. BOMBA ESTABILIZADA PARA TRABAJOS PESADOS

Este tipo de de bombas ofrece una tecnología para aplicaciones de servicio severo de

bombeo, suministrando un menor costo total de posesión y mantenimiento mediante la

extensión de la vida útil del sistema de bombeo electro-sumergible.

El rango de diseños de bombas resistentes a la abrasión brinda un nivel ideal de

protección para cualquier aplicación.

El diseño de las aperturas maximizadas en las aspas de éste tipo de bomba optimiza los

canales de flujo e incluye tecnología de supresión de partículas giratorias como una

primera línea de defensa para contrarrestar los ambientes abrasivos en el fondo del

pozo.

31

Las aperturas más anchas en las etapas de flujo radial ayudan a prevenir obstrucciones

de arena así como disminuyen las velocidades erosiónales de fluidos abrasivos. Las

pestañas de supresión de partículas giratorias en los difusores reducen el daño del corte

de arena en las etapas y reducen el potencial para perforaciones de carcasa y pérdida del

sistema ESP en el fondo del pozo.

Gráfico 2.6 Etapa con apertura 30% más ancha

Fuente: Centrilift


32

Tabla 2.1 Característica beneficio, Bomba Estabilizada Para Trabajos Extremos

CARACTERÍSTICA BENEFICIO Aspas de apertura ensanchada Reduce la obstrucción de las bombas y

el desgaste abrasivo para optimizar la vida útil de la bomba, extendiendo la aplicación del rango BES en fluidos

viscosos

Mayor carga por etapa Máximo abatimiento de fluidos en pozos con alto contenido de gas, incrementando productividad y

ganancias por pozo

Diseño de cojinetes robustecidos, pestañas de supresión de partículas

giratoria

El mejor manejo de abrasivos en su clase, extiende la vida útil de la bomba,

minimizando los costos totales por mantenimiento, mejorando el rango

operacional para flujos de entradas de características variables

Diseño de más alta presión Expande las capacidades de emplazamiento profundo lo cual

extiende el rango de aplicación BES

Rango extendido de operación Incrementa la vida útil en condiciones variables en el pozo, minimizando los

posibles reemplazos de sistema



2.2.3.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA ESTABILIZADA PARA

TRABAJOS PESADOS

El diseño de ésta bomba es ideal para pozos con condiciones moderadas de abrasión en

el fondo del pozo donde se requiere el soporte radial adicional.

33

Éste diseño incorpora cojinetes de Carburo de Tungsteno resistentes a la abrasión tanto

en la entrada como en la salida así como a lo largo del eje de la bomba (basado en una

proporción calculada de largo sobre diámetro (L/D)).

Las áreas más vulnerables en una bomba son la sección superior y la inferior. La

extensión más larga del eje sin soporte se encuentra localizada en el extremo superior,

requiriendo que el cojinete superior soporte una mayor carga radial. El cojinete superior

también está sujeto a abrasivos que caen de nuevo a la bomba cuando ocurre una

parada.

La base de la bomba también tiene una extensión larga del eje sin soporte y los sólidos

tienden a acumularse en esta área de entrada. Los cojinetes adicionales de Carburo de

Tungsteno en las partes superior e inferior y a lo largo del eje proveen una

estabilización radial mejorada, reduciendo la tendencia a vibración.

Las etapas de flujo radial usan transportadores instalados en el eje con cojinetes de

Carburo de Tungsteno espaciados a lo largo de la bomba mientras que las etapas de

flujo mixto usan difusores con bujes en el eje de Carburo de Tungsteno.

Los cojinetes adicionales de más larga duración reducen el efecto de desgaste abrasivo

en la bomba, lo cual disminuye la degradación de la bomba. Ésta configuración provee

estabilización radial mejorada, reduciendo la inestabilidad del eje causada por

acumulación de sólidos (slugging).

34

Gráfico 2.7 Aspas de bomba Estabilizada para Trabajos Extremos

Fuente: Centrilift


2.2.3.2. BOMBA ESTABILIZADA PARA CONDICIONES NORMALES DE

TRABAJO

El diseño de la Bomba Estabilizada para Condiciones Normales de Trabajo es ideal para

pozos con condiciones ligeras de abrasión.

Ésta bomba incorpora en el eje cojinetes de Carburo de Tungsteno resistentes al

desgaste en la entrada, descarga y centro de la torre de la bomba, suministrando soporte

de eje radial mejorado.

Las áreas más vulnerables dentro de una bomba son las secciones superior e inferior. La

mayor longitud del eje sin soporte se encuentra localizada en el extremo superior,

requiriendo que el cojinete superior soporte una mayor carga radial. El cojinete superior

35

también está sujeto a abrasivos que caen de nuevo a la bomba cuando ocurre una

parada.

La parte inferior de la bomba también tiene una parte de mayor longitud del eje sin

soporte y los sólidos tienden a acumularse en esta área de entrada. Los cojinetes

adicionales de Carburo de Tungsteno en la parte superior, centro y base de la bomba

proveen una estabilización radial mejorada, reduciendo la tendencia a la vibración.

2.2.3.3. BOMBA ESTABILIZADA PARA CONDICIONES SEVERAS DE

TRABAJO

El diseño de la bomba Estabilizada para Condiciones Severas de Trabajo es ideal para

pozos con condiciones de fondo altamente abrasivas, requiriendo estabilización radial y

protección contra el empuje de descenso.

El diseño de flujo radial incorpora mangas bridadas de Carburo de Tungsteno y bujes

instalados en un módulo de soporte espaciado a lo largo de la bomba, basado en una

proporción calculada de longitud sobre diámetro (L/D).

Los cojinetes adicionales de Carburo de Tungsteno en las partes superior e inferior y a

lo largo del eje proveen una estabilización radial mejorada, reduciendo la tendencia a

vibración.

Existen distintas ventajas para el módulo de empuje fijo versus diseños de compresión:

- Carga reducida en el eje de la bomba y en el cojinete de sello, extendiendo la vida

útil del sistema ESP

36

- Construcción simplificada de la bomba

- Incremento en la resistencia a empuje debido a que el desgaste de la bomba es

transferido a cada juego de etapas vs. Al cojinete de sello

El mayor soporte contra empuje con los cojinetes de Carburo de Tungsteno brinda

varias ventajas:

- La protección contra desgaste por empuje descendiente extiende el rango de

operaciones de la bomba e incrementa la vida útil del sistema ESP en condiciones

variables de pozo

- Evita desgaste que resulta del empuje descendiente de la bomba, y protege los

cojinetes radiales contra abrasivos en los fluidos

- Resiste acumulación de escamas en la superficie de los cojinetes

2.2.3.4. BOMBA ESTABILIZADA PARA TRABAJOS EXTREMOS

El diseño de la bomba Estabilizada para Trabajos Extremos es ideal para pozos con

condiciones de extrema abrasión.

Las etapas de flujo mixto para altas tasas de flujo incorporan mangas bridadas y

pedestal de Carburo de Tungsteno en cada etapa para disminuir el empuje y el desgaste

radial.

Para contrarrestar el empuje descendente, las etapas de flujo radial usan módulos de

Carburo de Silicón con cojinetes radiales de Carburo de Tungsteno que son altamente

resistentes al desgaste abrasivo.

37

Estos módulos están espaciados a lo largo de la bomba basada en una proporción

calculada de longitud sobre diámetro (L/D). Tanto el diseño de flujo radial como el de

flujo mixto incluyen cojinetes de Carburo de Tungsteno en la entrada y salida así como

en cada etapa.

Existen varias ventajas del módulo de empuje fijo vs. los diseños de compresión:

- Carga reducida sobre el eje de la bomba y el cojinete de sello, extendiendo la vida

útil del sistema ESP

- Construcción simplificada de la bomba

- Empuje incrementado debido a que el desgaste en la bomba es transmitido en cada

etapa vs. al cojinete de sello

- El factor incrementado de seguridad en los modelos expande el rango de

aplicaciones operacionales.

La extensión más larga de eje sin soporte se encuentra localizada en el extremo

superior, requiriendo que el cojinete superior soporte una mayor carga radial. El cojinete

superior también está sujeto a abrasivos que caen de nuevo a la bomba cuando ocurre

una parada.

La base de la bomba también tiene una larga extensión de eje sin soporte y los sólidos

tienden a acumularse en esta área de entrada.


38

Los cojinetes adicionales de Carburo de Tungsteno en las partes superior e inferior y a

lo largo de la bomba proveen una estabilización radial mejorada, reduciendo la

tendencia a la vibración.

El mayor soporte contra empuje mediante uso de cojinetes de

Carburo de Tungsteno brinda varias ventajas, que incluyen:

- El máximo nivel de protección contra el empuje descendiente, extendiendo el

rango de operaciones de la bomba en condiciones extremas, aumentando la vida

útil del sistema ESP en condiciones variables de pozo

- Evita el desgaste del impulsor de la bomba y de los cojinetes radiales por causa

de abrasivos en los fluidos

- Resiste acumulación de escamas en la superficie de los cojinetes

2.2.3.5. BOMBAS RESISTENTES A LA ABRASIÓN ZIRCONIA

Las bombas resistentes a la abrasión zirconia (ARZ), reducen las fallas debido a los

sólidos producidos en el fluido.

2.2.3.5.1 RUN LIFE MEJORADO

La tecnología resistente a la abrasión incorpora 5 nuevos diseños para incrementar el

tiempo de vida de las bombas.

- Zirconia es un material patentado con únicas propiedades de dureza y

resistencia.

39

- Compliant bearing design es un diseño de shaft bearing para soportar el rigor

de ambientes duros.

- Ensamblaje de la bomba/Diseño de etapas: Tres métodos de construcción:

o Standard

o Enhanced Stability (ES)

o Full ARZ

El diseño de la etapa depende si una "radial" o "mixed" flow pump es usada.

- Construcción de etapas: Flotadora y Compresora.

- Impeller Metallurgy

COJINETE DE EMPUJE RADIAL DEL EJE

Basados en la experiencia y análisis de fallas, la causa más común de fallas en pozos

con sólidos abrasivos (arena) es el desgaste del cojinete de empuje radial del eje en la

bomba, el intake o ambos. A medida que el cojinete de empuje se desgasta, la vibración

en el eje incrementa:

- El acelerado desgaste de difusores e impellers dan un efecto de "snow ball"

debido a desgaste y vibración.

- Pérdida de eficiencia hidraúlica.

- La vibración causa liqueo en los sellos del eje permitiendo a los fluidos del

pozo moverse hacia dentro del motor housing resultando en un eventual

quemado del envainado.

- La rotación excéntrica causa más altas cargas al cojinete de empuje.

Para prevenir esto, se ha diseñado nuevos shaft bearings para estabilizar el eje y

minimizar la abrasión induciendo el desgaste del cojinete de empuje.

40

2.2.3.5.2. BENEFICIOS DE ZIRCONIA & SILICÓN CARBIDE RADIAL

BEARINGS REDUCE DESGASTE ABRASIVO

Zirconia (1200HV) & Silicón Carbide (2600HV) es más duro que la arena (800HV) y el

coeficiente de desgaste es 700 veces menor que los aceros blancos. Ésta tecnología

reduce substancialmente el desgaste causado por sólidos en el fluido producido.

2.2.3.5.2.1. REDUCE DESGASTE CORROSIVO

Los cojinetes de empuje radial tienden a sufrir una erosión por corrosión debido a la

película de óxido formada. Partiendo que Zirconia es un no-metal base cerámica, no

sufre corrosión como otros metales duros y metales sintéticos como carburo de

tungsteno.

2.2.3.5.2.2. INCREMENTA ESTABILIDAD EN EL EJE

Debido a la reducción del desgaste, el eje es estabilizado y la vibración es limitada. Esto

virtualmente elimina fugas en los sellos del eje en el protector y evita un eventual

quemado del motor.

2.2.3.5.3. PROPIEDADES DE ZIRCONIA & SILICÓN CARBIDE

Zirconia es un no-metal base cerámica. Porque es endurecido por un proceso patentado,

Zirconia es única entre las cerámicas.

41

Tabla 2.2 Resistencia de materiales

Material Vickers Dureza (HV)

Coeficiente promedio de

desgaste

Corrosion in 15% HCI

Tenacidad de impacto

Zirconia 1200 0.19 .02% 3.5

Silicon Carbide 2600 0.045 .004% 0.5

Tungsten Carbide 1600 0.035 > 4% 1.5

White Iron 1000 132.4 na na



2.2.3.5.4. OPCIONES DE COJINETE DE EMPUJE

Se ofrece tres opciones de bearing:

- Zirconia running en Zirconia

- Zirconia running en Silicón Carbide

- Silicón Carbide running en Silicon Carbide

La aplicación de la mejor opción depende y debe ser basada en la mejor combinación

de:

- Dureza

- Resistencia a la corrosión

- Coeficiente de Desgaste

- Costo

2.2.3.5.5. TIPOS DE CONSTRUCCIÓN DE LA ETAPA

Etapa flotadora:

- Cada Etapa resiste su propia carga.

42

- Eje con libre movimiento axial.

- Fácil Instalación.

Etapa compresora:

- La carga de las etapas es transmitida por el eje.

- Downthrust es controlado por el cojinete de empuje del protector.

- Eje debe ser fijado en la Instalación.

2.3. COMPARACIÓN DE APLICACIONES Y BENEFICIOS CON OTROS

TIPOS DE BOMBA

Tabla 2.3 Comparación de aplicaciones y beneficios con otros tipos de bomba

Standard Pump ES Enhanced Stability Pump

Full ARZ Pump

Aplicación

Condiciones benignas sin fluidos corrosivos y sólidos.

Pequeñas cantidades de sólidos o corrosión esperada.

Configuración de Bomba para condiciones abrasivas.

Cabeza y Base.

Eje (Monel o Inconel) running con Ni-Resist bearings.

Zirconia o Silicon Carbide sleeve running con compliant Zirconia bearings.

Zirconia sleeve o Silicon Carbide running con compliant Zirconia bearings

Etapas

Impeller hub running contra ID de difusor, Ni-Resist contra Ni-Resist

El mismo que el estándar.

Los bearing de las etapas a través de la longitud del eje son espaciados aproximadamente. 9.5 in [241.3 mm]

Beneficios

Para condiciones benignas, el diseño standar con dureza incrementada “synthane washers” provee excelente run life.

Los bearings de cabeza y base están expuestos al flujo. ARZ bearings en la cabeza, base e intakes de las bombas mejoran enormemente el run life.

El soporte al eje mejora enormemente. Los stage bearings están sujetos a menor desgaste porque no están en el camino del flujo. Esto incrementa la estabilidad del eje.



43

2.4. SISTEMAS MECÁNICOS PARA CONTROL DE ARENA REJILLAS O

LINERS RANURADOS

Las rejillas o "liners" ranurados sin empaques con grava, constituyen la manera más

sencilla de controlar la producción de arena en pozos horizontales dependiendo

lógicamente del grado de consolidación de la arena a producir.

Este mecanismo debe emplearse, sólo si se tiene una arena bien distribuida y limpia,

con un tamaño de grano grande, porque de lo contrario la rejilla o forro terminará

taponándose.

Las rejillas y "liners" actúan como filtros de superficie entre la formación y el pozo,

puesto que el material de la formación se puentea a la entrada del “liner”.

Las rejillas y los "liners" ranurados previenen la producción de arena basados en el

ancho de las ranuras o aperturas para el flujo, denominado también calibre, creando así

un filtro que permite la producción de petróleo.

Gráfico 2.8 Rejilla

Fuente: Centrilift


44

2.4.1. LIMITACIONES DE REJILLAS O LINERS RANURADOS

Una de las limitaciones más rápidamente identificables de las rejillas solas o “liner”

ranurado como una técnica de control de arena, es la corrosión de las ranuras antes de

que ocurra el puenteo.

Si los puentes que se han formado no son estables, pueden romperse cuando cambie la

tasa de producción o cuando se cierre el pozo.

Ahora bien, debido a que los puentes pueden romperse, es posible que la arena de la

formación se reorganice, lo cual, con el tiempo, tiende a ocasionar la obstrucción de la

rejilla o “liner”. Por tanto, cuando se utilice esta técnica para controlar arena de

formación, el diámetro de la rejilla o “liner” debe ser lo más grande posible, con el fin

de minimizar la magnitud de la reorganización de los granos que pueda ocurrir.

Para que una rejilla o “liner” ranurado sean eficaces, deberán utilizarse exclusivamente

en formaciones de permeabilidad relativamente elevada, que contengan poca o ninguna

arcilla y cuyos granos de arena sean grandes y estén bien distribuidos.

Si la formación presenta suficiente arcilla, los puentes de arena que se forman en la

rejilla o en el “liner” podrían obstruirse.

Si el rango de tamaño de las partículas de arena es amplio y/o diverso, es posible que la

rejilla o “liner” ranurado se obstruya con granos de arena.

Los pozos de petróleo y/o gas con arenas bastantes sucias y con tamaños de granos

pequeños, son normalmente formaciones no-uniforme. Esto no permitirá un apropiado

puenteo de la arena de la formación sobre la rejilla o “liner”.

45

En la mayoría de los casos algún puenteo ocurrirá pero con una reducción de la

producción debido a la invasión de las partículas más pequeñas en las aberturas de las

rejillas de alambre enrollado.

Esto en efecto limita el uso de rejilla sola o “liner” como una técnica para controlar la

arena de la formación.

Las arenas parcialmente consolidadas y las arenas no consolidadas se derrumbarán y

llenaran las perforaciones y el espacio entre el revestidor y la rejilla con la subsecuente

reducción de la permeabilidad en las perforaciones y en el espacio del

revestimiento/rejilla.

La selección entre rejilla y “liner” ranurado se basa fundamentalmente en factores

económicos. El “liner” ranurado es menos costoso, pero presenta limitaciones de

anchura de las ranuras y, por lo general, tiene menos área de flujo disponible. Por su

parte, las rejillas pueden tener aberturas mucho más grandes y un área de flujo mayor,

pero resultan más costosas.

2.4.2. VENTAJAS DE LAS REJILLAS SOLAS O LINERS RANURADOS

- Fáciles de correr.

- Pueden ofrecer un control de arena razonablemente bueno en condiciones

adecuadas.

2.4.3. DESVENTAJAS DE LAS REJILLAS SOLAS O LINERS RANURADOS

- Si el puente que se ha formado no es estable, y se rompe, el “liner” o rejilla puede

obstruirse con el tiempo debido a la reorganización de la arena de Formación.

46

- En pozos de alta tasa hay la posibilidad de que ocurra una falla del “liner” o rejilla

por erosión antes de que se forme el puenteo.

- Adecuados únicamente para formaciones de granos grandes y bien distribuidos, alta

permeabilidad y poca o ninguna arcilla.

2.5. REJILLAS PRE-EMPACADAS

Las rejillas pre-empacadas son un filtro de dos etapas con las envolturas externas e

internas de la rejilla que entrampan el medio filtrante.

El medio filtrante (típicamente grava) no deja pasar los granos de la formación más

pequeños, esta arena actúa como agente puenteante cuando se produce arena de

formación mientras que la envoltura exterior de la rejilla filtra los granos de la

formación más grandes.

Las rejillas pre-empacadas se aplican en zonas donde la utilización del empaque con

grava es difícil (zonas largas, pozos muy desviados, pozos horizontales y Formaciones

heterogéneas).

2.5.1. VENTAJAS DE USAR REJILLAS PRE–EMPACADAS:

- A pesar de ser pre-empacadas no se aumenta el radio externo de las rejillas.

- En algunos casos son menos costosas que las tuberías ranuras de gran diámetro.

- Poseen mayor capacidad de flujo por pie.

47

2.5.2. DESVENTAJAS DE USAR REJILLAS PRE–EMPACADAS:

- Es muy propensa a daños físicos durante su asentamiento en el pozo.

- La grava consolidada es poco resistente a la erosión.

- La grava consolidada al igual que los sistemas de consolidación plástica son poco

resistentes a la acción de ácidos, vapor, etc.

- Productividad de los pozos se reduce cuando las aberturas se taponan.

2.5.3. PROBLEMAS AL USAR REJILLAS PRE–EMPACADAS:

La utilización de las rejillas pre-empacadas implica tener presente dos posibles

problemas:

a) Taponamiento: si la rejilla no se encuentra protegida es muy probable que la

misma se tapone con finos de la formación durante el proceso de formación del

puente arena.

b) Daños de la grava pre-empacada: si el pozo es demasiado inclinado, o las rejillas

se colocan en pozos horizontales de radio corto se generan fracturas en la grava

consolidada que generarán un bajo desempeño de la misma.

Las pautas a seguir para utilizar rejillas pre-empacadas son prácticamente las mismas

que rigen el empleo de rejillas solas o “liners” ranurados, formaciones altamente

permeables de granos de arena grandes y bien distribuidos, con poco o ningún

contenido de arcillas u otros finos.

Debe considerarse la aplicabilidad de las rejillas pre-empacadas en pozos de radio corto,

en los cuales, la grava recubierta de resina y consolidada podría agrietarse mientras se

empuja a través de los grandes ángulos de inclinación del pozo.

48

Este agrietamiento podría afectar la capacidad de filtración de arena que posee la rejilla,

lo cual resulta particularmente cierto en el caso de la rejilla pre-empacada simple, donde

el agrietamiento de la grava recubierta de resina y consolidada puede hacer que la grava

se salga de la camisa perforada, exponiendo directamente la rejilla interior a la

producción de arena de Formación.

2.5.4. DISEÑOS DE REJILLAS PRE-EMPACADAS

Existen diferentes diseños de rejillas pre-empacadas, los más comunes incluyen rejillas

pre-empacadas de rejilla doble, rejillas pre-empacadas de rejilla sencilla y slim-pack.

2.6. REJILLA DOBLE:

Consiste en una rejilla estándar y una camisa adicional sobre la primera camisa.

El espacio anular entre las dos camisas se rellena con grava revestida con resina. Todo

el ensamblaje de la rejilla se coloca en un horno y se calienta para permitir que la grava

revestida se consolide.

2.7. REJILLA PRE-EMPACADA SENCILLA:

Posee, en primer lugar, una rejilla estándar. En este caso, se instala un tubo perforado

especial sobre la camisa.

Este tubo está envuelto en un papel especial para sellar los orificios de salida, y la

región anular entre la camisa y el tubo perforado se llena con grava revestida con resina.

El ensamblaje se cura en un horno y se saca el papel que está alrededor del tubo

exterior.

49

2.8. REJILLA SLIM-PACK:

Es similar a la rejilla estándar, con dos excepciones importantes. En primer lugar,

alrededor de la parte exterior de la base de tubería perforada se enrolla una rejilla de

malla muy fina y se asegura antes de instalar la camisa.

En segundo lugar, el espacio entre la camisa y la rejilla de malla fina se llena con arena

de empaque revestida con resina. Después se lleva la rejilla a un horno, para curar la

grava revestida y obtener una capa fina de grava consolidada entre la camisa de la rejilla

y la tubería base.

Gráfico 2.9 Tipos de rejillas

Fuente: Centrilift


2.9. COMPLETACIONES A HOYO REVESTIDO CON EMPAQUE CON

GRAVA

Este método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para

establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo

50

de las perforaciones y un empaque de grava con una distribución adecuada de arena es

colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones.

Después de esto, la arena del empaque de grava en las perforaciones y en el anular de la

rejilla-revestidor filtra la arena y/o finos de la formación mientras que la rejilla filtra la

arena del empaque con grava. La siguiente figura muestra una completación típica a

hoyo revestido con empaque con grava:

Gráfico 2.10 Completación a hoyo revestido con empaque con grava

Fuente: Centrilift


2.9.1. VENTAJAS DE UNA COMPLETACIÓN A HOYO REVESTIDO CON

EMPAQUE CON GRAVA

- Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos

productores.

- Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de

gas y agua.

51

- La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con

efectividad.

- Es posible hacer completaciones múltiples.

2.9.2. DESVENTAJAS DE UNA COMPLETACIÓN A HOYO REVESTIDO CON

EMPAQUE CON GRAVA

- Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en

el hoyo.

- Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de inyección se

mezcla con el fluido de completación a base de calcio usado durante el empaque con

grava.

- Pérdida de fluidos durante la completación causa daño a la formación.

- Erosión / corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier

superficie expuesta.

2.10. TÉCNICAS PARA COLOCAR LA REJILLA FRENTE A LAS

PERFORACIONES

Una variedad de técnicas son usadas para colocar la rejilla frente a las perforaciones y

controlar la colocación de la grava. La elección de la técnica más adecuada dependerá

de las características particulares del pozo tales como profundidad, espesor del

intervalo, presión de la formación, etc.

52

Los numerosos sistemas de fluidos y herramientas están disponibles para mejorar la

producción final del pozo empacado con grava. Las diferentes técnicas más conocidas

se listan a continuación:

2.10.1. SISTEMAS CONVENCIONALES – EMPACADOS CON AGUA

- Circulación en reverso

- Circulación Crossover

- Técnica de Washdown

2.10.2. SISTEMAS DE EMPAQUE POR LECHADA DE CEMENTO

- Técnica de Squeeze

- Técnica de un viaje

- Técnica de Washdown

2.11. DAÑOS AL POZO

Desafortunadamente, la eficiencia de una completación con empaque con grava,

independientemente de la técnica que se utilice, genera daño al pozo en muchos casos.

El daño cercano a la boca del pozo como un resultado de la completación con empaque

con grava podría atribuirse a varios mecanismos o más probablemente, es el resultado

acumulativo de una variedad de ellos. Estos podrían incluir el taponamiento del

empaque y la pérdida del fluido durante la completación.

53

El taponamiento del empaque ocurre principalmente por la migración de finos desde la

formación, que invaden el empaque con grava cuando el pozo es colocado en

producción.

Asimismo, la pérdida de fluido durante el empaque con grava es un problema serio,

sobre todo en zonas de alta permeabilidad. Esta pérdida de fluido puede producir una

variedad de mecanismos de daños tales como:

- Problemas de depositación de escama por la interacción del agua de la formación

con los fluidos perdidos durante la fase de completación.

- Daño debido a la alta viscosidad de los fluidos perdidos.

- Daño debido a la presencia de partículas sólidas como carbonato de calcio o sal

usados como aditivos para controlar pérdidas de fluidos, bombeados antes del

empaque con grava, que pueden crear problemas de taponamiento del medio poroso

por sólidos. Esto también crea otros problemas como potencial puenteo en el

empaque.

2.12. COMPLETACIONES A HOYO ABIERTO AMPLIADO CON EMPAQUE

CON GRAVA

El empaque con grava en “Hoyo Abierto Ampliado” implica perforar por debajo de la

zapata o cortar el revestimiento de producción a la profundidad de interés, repasar la

sección del hoyo abierto, ampliándolo al diámetro requerido, para luego colocar una

rejilla frente al intervalo ampliado, y posteriormente circular la grava al espacio entre la

rejilla o “liner” ranurado y el hoyo ampliado.

54

De tal forma que la rejilla o “liner” ranurado funcione como dispositivo de retención de

la grava y el empaque con grava como filtro de la arena de la formación. La siguiente

figura muestra un esquema genérico de una completación a Hoyo Abierto Ampliado.

Gráfico 2.11 Completación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava

Fuente: Centrilift


La operación descrita, permite aumentar las dimensiones del hoyo. La razón

fundamental que justifica esta operación en un hoyo abierto es la de remover el daño

presente en la zona más cercana al pozo.

El hoyo de mayor diámetro también aumenta ligeramente la productividad del pozo,

pero esta mejora no es muy significativa en la mayoría de los casos. La ampliación del

hoyo se puede llevar a cabo simplemente para lograr una mayor holgura entre la rejilla y

el hoyo abierto.

En cualquier caso, deberá realizarse con un fluido que no cause daño a la formación.

Los lodos de perforación tradicionales sólo deberían ser utilizados como última

alternativa y se deberán planificar tratamientos para la remoción del daño antes de

empacar con grava o poner el pozo a producir.

55

Los problemas de la ampliación de hoyo tienen que ver más con problemas

operacionales que con aspectos referentes al tiempo de realización, costos o

productividad.

Los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado permiten evitar todas las

dificultades y preocupaciones asociadas con el empaque de las perforaciones en hoyos

revestidos y reducen las operaciones de colocación de grava a una tarea relativamente

simple, de empacar el espacio anular entre el “liner” y el hoyo ampliado.

Debido a que estos empaques no tienen túneles de perforación, los fluidos de

perforación pueden converger hacia y a través del empaque con grava radialmente

(360º), eliminando la fuerte caída de presión relacionada con el flujo lineal a través de

los túneles de perforación.

La menor caída de presión que ocurre a través del empaque en un Hoyo Abierto

Ampliado garantiza prácticamente una mayor productividad, en comparación con el

empaque en Hoyo Revestido para la misma Formación y/o condiciones.

2.12.1. VENTAJAS DE LOS EMPAQUES CON GRAVA EN HOYO ABIERTO

AMPLIADO

- Bajas caídas de presión en la cara de la arena y alta productividad.

- Alta eficiencia.

- No hay gastos asociados con tubería de revestimiento o cañoneo.

- Menos restricciones debido a la falta de túneles de perforación.

56

2.12.2. DESVENTAJAS DE LOS EMPAQUES CON GRAVA EN HOYO

ABIERTO AMPLIADO

- Es difícil excluir fluidos no deseables como agua y/o gas.

- No es fácil realizar la técnica en Formaciones no consolidadas.

- Requiere fluidos especiales para perforar la sección de hoyo abierto.

- Las rejillas pueden ser difíciles de remover para futuras re-completaciones.

- La habilidad para controlar la colocación de tratamientos de estimulación es difícil.

La siguiente figura muestra las caídas de presión teóricas de los Empaques con Grava en

Hoyo Revestido y Hoyo Abierto Ampliado, suponiendo los siguientes casos:

completamente empacado (Pre-empacado), parcialmente empacado (Sin pre-empaque),

perforaciones que se llenan con arena de formación y hoyo abierto ampliado con

empaque con grava.

Como la siguiente figura indica, los empaques con grava en hoyos abiertos ampliados

no originan prácticamente ninguna caída de presión adicional, y los fluidos de

formación convergen en el pozo, mejorando la productividad en comparación con los

casos de pozos revestidos con empaque.

57

Tabla 2.2 Diferenciales de presión

Fuente: Centrilift


2.12.3. PAUTAS PARA LA SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS AL

EMPAQUE CON GRAVA EN HOYO ABIERTO AMPLIADO

A pesar de su potencial para lograr pozos de alta productividad, los empaques con grava

en hoyo abierto ampliado no son apropiados para todos los yacimientos y formaciones.

La mayor desventaja de la completación en Hoyo Abierto Ampliado es la imposibilidad

de aislar fácilmente la producción no deseada de agua y/o gas.

A diferencia de las completaciones en Hoyo Revestido, las cuales pueden ser

cañoneadas de manera precisa y selectiva sólo en las zonas de interés, las

completaciones en Hoyo Abierto Ampliado ofrecen un control bastante menor sobre

cuáles son los fluidos (agua, petróleo o gas) que están fluyendo del frente de la

formación.

Además, en un pozo de Hoyo Revestido, las operaciones correctoras (como la

cementación forzada, el taponamiento o empaques dobles) para aislar la producción no

58

deseada de fluido, pueden llevarse a cabo con una probabilidad de éxito razonablemente

buena.

Estas operaciones correctoras, descritas anteriormente, en un Hoyo Abierto Ampliado

(con la posible excepción del taponamiento) son más arriesgadas y con mayores

probabilidades de fracaso. Considerando esto, las completaciones en hoyo abierto

ampliado son más apropiadas para formaciones que producirán un fluido monofásico

(petróleo o gas) durante un período largo de tiempo, debido al bajo riesgo que

representa el reacondicionamiento para eliminar la producción no deseada de algún

fluido.

Un requerimiento esencial de los empaques con grava en hoyo abierto ampliado es

mantener la estabilidad del hoyo durante la fase de completación. La falta de estabilidad

del hoyo es una razón principal por la cual se dificulta grandemente el procedimiento de

empacar con grava un Hoyo Abierto Ampliado, con mayor frecuencia en Formaciones

no consolidadas y que se dilatan fácilmente.

Los hoyos inestables dificultan la corrida del ensamblaje para el empaque con grava y

pueden evitar una colocación correcta de la grava si la formación se derrumba alrededor

de la rejilla. Es necesario evitar los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado

para las Formaciones con limitaciones de arena y lutitas, especialmente si las últimas

tienden a hincharse y/o derrumbarse.

Durante la colocación de la grava, la lutita podría mezclarse con la arena del empaque,

lo cual reduce la permeabilidad de la grava y afecta el comportamiento del pozo.

59

También en este caso, la escogencia del fluido de completación apropiado puede

generar algunos de los problemas asociados con formaciones que tienen limitaciones de

arena y lutita.

El fluido utilizado para la perforación del Hoyo Abierto es decisivo en el éxito de la

completación. Los siguientes son los requerimientos generales de un fluido de

perforación ideal:

a) Compatible con la roca yacimiento (no dañino).

b) Buenas propiedades de suspensión de sólidos.

c) Baja pérdida de fricción.

d) Baja pérdida de filtrado.

e) Densidad fácilmente controlable.

f) Fácilmente disponible.

g) Bajo costo.

h) No tóxico.

i) Removible fácilmente de la formación.

Los sistemas a base de agua y saturados con sal y los de carbonato de calcio, presentan

buenos resultados durante la perforación.

El aspecto decisivo es que el fluido de perforación debe causar un daño mínimo en la

cara de la formación. Los fluidos de perforación cargados de sólidos deben formar

rápidamente un revoque muy impermeable para así minimizar las pérdidas de filtrado.

Es necesario que el revoque se remueva fácilmente antes y después del empaque con

grava.

60

61

En algunos casos, las salmueras limpias han demostrado ser excelentes fluidos de

perforación no dañinos. Cuando el Hoyo Abierto vaya a ser ampliado, se puede utilizar

el lodo estándar como fluido de perforación, siempre y cuando la operación de

ampliación remueva la porción de la formación invadida por el lodo y dañada.

En un Hoyo Abierto Ampliado, la rejilla ó “liner” se asienta, generalmente, a un pie o

dos del fondo del pozo. Se debe evitar asentar la rejilla en condiciones de compresión,

para evitar su pandeo, el cual sería perjudicial para la centralización. Si la rejilla no se

asienta en el fondo, o si el fondo del pozo es “blando”, las presiones hidráulicas creadas

durante la colocación de la grava pueden generar fuerzas suficientes como para hacer

que la rejilla se desplace hacia abajo.

CAPÍTULO III

CAPÍTULO III

ANÁLISIS DE POZOS CON PROBLEMAS DE ARENA EN EL ÁREA

LIBERTADOR DE PETROPRODUCCIÓN

3.1. POZO ATACAPI – 13

3.1.1. ANTECEDENTES

El pozo ATACAPI – 13 empieza a producir desde el 22 de agosto del 2004, de la arena

U inferior, con un sistema de levantamiento BES (DN 1750) con una producción de

1766 BFPD, 1483 BPPD, BSW de 16%.

A partir de ésta fecha, la producción ha venido declinando gradualmente por el periodo

de 8 meses, durante este tiempo se hicieron 4 trabajos de workover para evitar que siga

declinando la producción, la última producción registrada para “Ui” fue: 853 BFPD,

102 BPPD, BSW de 88%, por lo que se decide cambiar de zona productora.

El 8 de abril del 2007 en el Workover No. 4 se cambia de arena productora de la arena

“Ui” a la “Ts”, y la producción de esta zona fue: 221 BFPD, 155 BPPD, BSW 30%. Se

bajó una bomba FC-450.

El 21 de abril del 2007 se inicia el Workover No. 5 con el objetivo de cambio de

sistema de levantamiento de PPS a PPH por motivo de aporte de sólidos de la

formación.

El 22 de Abril del 2007 se realiza el pulling del equipo BES, observándose un

atascamiento de la bomba compresora debido a la abundante presencia de sólidos finos

63

y consistentes que no reaccionan con solventes (JP-1 y Xileno), no presenta ninguna

reacción con HCl al 15 % y sólo se disuelven con Ácido Fluorhídrico (HF), que

confirma que se trata de arcilla que corresponde a la parte cementante de la arena

productora.

Tabla 3.1 Resultados aplicación de químicos a sólidos presentes en la bomba

LOCACIÓN REACCIÓN OBSERVACIÓN

ATA - 13

JP1 / XILENO NEGATIVA

HCl (Conc / 15%) LEVE

HF POSITIVA Fuente: Petroproducción


Los sólidos presentes son arcillas de la parte cementante de la arena productora.

El 28 de abril del 2007 finalizan Workover No. 5, el pozo queda completado para

bombeo hidráulico se bajó una bomba Jet 10 J, queda con una producción estabilizada

de: 264 BFPD, 211 BPPD y BSW de 20%.

3.1.2. REPORTE DE PULLING W.O. # 05

Giro de todo el conjunto trabado, giro de bomba superior suave, giro de bomba

compresora trabado, el giro del resto del equipo es suave.

Se observa residuos químicos y arena dentro de la bomba compresora, y el separador de

gas, la presencia de arena bloqueo la entrada de fluido al separador. También se observa

residuos químicos y arena en el housing de bomba superior, el motor se encuentra

balanceado y con bajo aislamiento el sensor se encuentra eléctricamente en buenas

64

condiciones. El taponamiento del separador de gas y la bomba compresoras debido a la

presencia de arena ocasionó una baja producción, al operar el equipo fuera del rango

esperado, la velocidad del fluido no es adecuado para refrigerar el motor, lo que provoca

el bajo aislamiento del mismo.

3.1.3. REPORTE DE TEAR DOWN

Bomba superior, presenta giro duro, extensión fuera de rango, sin juego axial del eje,

con leves daños en estrías del mismo. Vanos de difusores e impulsores completamente

taponados con sólidos (arena fina). Las superficies de todas las 173 etapas presentan una

capa gruesa de arena. Al ser lavadas, blasteadas y llevadas a control de calidad se

determinó que 60 % de éstas continuaban con sólidos adheridos en el interior de los

vanos de los impulsores y difusores; lo cual obstruye el paso del fluido y por ende no

pueden ser reutilizadas.

Gráfico 3.1 Cabeza de bomba superior e inferior atascadas por arena

Fuente: Centrilift


65

La bomba inferior, presenta giro duro, en base y cabeza se encontró una capa formada

por la gran cantidad de sólidos (arena) los mismos que estuvieron adheridos al eje de la

bomba, por tal razón las etapas quedan atascadas en éste. De las pocas etapas que

pudieron ser recuperadas, se observó que los vanos de los impulsores se encontraban

completamente taponados con sólidos (arena), mostrando severo desgaste en cubo y

faldón por las condiciones en las que la bomba operó.

Gráfico 3.2 Gran cantidad de sólidos en impulsores y difusores de bomba

compresora

Fuente: Centrilift


Separador de gas, giro atascado, agujeros de succión taponados con sólidos (arena y

químicos), todos los elementos internos: álabe guía, rotor separador, inductor presentan

desgaste por erosión ocasionado por el manejo de arena. Sello superior e inferior con

marcas de desgaste y calentamiento. Motor eléctricamente en malas condiciones, T-

rings con marcas de desgaste y calentamiento a causa de la pobre velocidad del fluido a

lo largo de las paredes del motor a consecuencia de la baja producción y trabajo en

66

condiciones de sobrecarga eléctrica por el atascamiento de las bombas. El sensor

mostró en la electrónica de fondo signos de calentamiento.

Gráfico 3.3 Impulsor con capa de sólidos adheridos

Fuente: Centrilift


3.2. POZO SECOYA – 17

3.2.1. ANTECEDENTES

El pozo SECOYA – 17 empieza a producir desde el 8 de octubre de 1990, este pozo

produjo inicialmente de la arena “Ui”, con una completación a flujo natural y con una

producción de: 1290 BFPD, 1289 BPPD y BSW 0.1%.

El primero de junio de 1992 en su primer workover el objetivo fue cambiar de

completación de flujo natural a gas lift, se produjo con este sistema hasta el 8 de junio

del 2005, donde se tienen problemas por comunicación en el primer mandril y el pozo

no produce. Por tal razón entra en workover No. 12.

67

El 28 de junio del 2005, en el workover No. 12, debido a la alta productividad y al alto

BSW, se cambia el sistema de levantamiento de PPG a PPS.

El primero de agosto del 2005 la bomba se apaga por sobre corriente y además presenta

atascamiento.

El 6 de agosto del 2005 se inicia el workover No. 13 el objetivo fue reparar BES, sacan

bomba TE-1500, la bomba presenta giro duro, hay presencia de arena depositada sobre

pernos de unión Separador de Gas-Sello Superior.

El 10 de agosto del 2005 finalizan workover No. 13, bajan la misma bomba TE-1500

(91 etapas). El trabajo resulta exitoso se recupera la producción en +/- 460 BLS. El

pozo produce por 34 días hasta el 13 de septiembre del 2005, BES Off por

atascamiento.

El 31 de agosto del 2005 inicia workover No. 14 nuevamente el objetivo es reparar

BES, sacan bomba TE-1500, la bomba presenta eje sin giro con severa corrosión, Sello

Superior se encuentra destruido y con presencia de sólidos. Sello superior e inferior se

encuentran sin giro.

Según reporte de Tear Down en cada una de las etapas de la bomba se encuentra fluido

del pozo emulsionado más arena. Los impulsores presentan desgaste severo por

abrasión (arena).

El 13 de septiembre del 2005 finaliza workover No. 14, bajaron 2 bombas FC-1200 (86

+ 209 etapas), en la completación de fondo se bajo un tubo ranurado para el control de

arena, el trabajo resultó exitoso se recupera la producción del pozo.+/- 416 bls. El pozo

produce por 57 días hasta el 09 de noviembre del 2005, BES Off por atascamiento.

68

El 1 de noviembre del 2005 inicia workover No. 15 el objetivo fue cambio de sistema

de levantamiento artificial de PPS a PPG por presencia de sólidos, sacan equipo BES

FC-1200, se encontró presencia de sólidos en bombas y separador de gas.

El 9 de noviembre del 2005 finalizan workover No.15, bajan completación definitiva

para gas lift, el trabajo resulta exitoso, se incrementa la producción de 171 BPPD a 305

BPPD.

El pozo produce con éste sistema sin problemas mecánicos hasta el 27 de marzo del

2007, donde presenta problemas mecánicos en la completación Gas Lift. Se considera

cambiar de sistema por problemas en facilidades de Gas Lift.

El 11 de mayo del 2007 en el workover No. 18 se cambia nuevamente la completación

de PPG a PPS. Se baja equipo BES, descritas en el capítulo 2.4, 2 bombas P-12 X H6

(185 + 117) etapas, serie 400, estas bombas son estabilizadas para trabajos extremos,

además se bajo 2 tubos ranurados para optimizar el trabajo de la bomba especial en la

completación de fondo. Con ésta completación el pozo produce hasta la fecha actual.


Giro del conjunto OK, giro individual del equipo y extensión de ejes OK; motor

eléctricamente bueno.

Sello únicamente las cámaras superior y media contaminadas el resto de cámaras con

aceite trabajado.

Los dos carretos eléctricamente y mecánicamente buenos.

69

3.2.3. REPORTE DE TEARDOWN W.O. # 15

El eje de la bomba se encuentra con rozamiento y sin desplazamiento axial. Las etapas

taponadas con sólidos, 30 etapas quedan sumergidas en agua y surfactante por 3 días sin

lograr que se destapen.

Gráfico 3.4 Etapas en la cabeza taponadas con sólidos

Fuente: Centrilift


En el eje del separador, los elementos internos se encuentran cubiertos con sólidos que

no reaccionan con HCL ni se disuelven en agua.

Gráfico 3.5 Impulsores taponados con sólidos

Fuente: Centrilift


70

El sello se encuentra en buenas condiciones.

El eje del motor se encontró con giro normal y medida de extensión dentro de rango.

Eléctricamente se encuentra con las fases balanceadas.

Gráfico 3.6 Difusores taponados con sólidos

Fuente: Centrilift



3.3.1. ANTECEDENTES

El pozo SECOYA – 20 empieza a producir desde el 21 de agosto de 1991, este pozo

produjo inicialmente de la arena T, con una completación a flujo natural, 1149 BFPD,

1135 BPPD y BSW 1.2%, el primero de junio de 1992 en su primer workover el

objetivo fue cambiar de completación a flujo natural a gas lift. Produce con gas lift hasta

agosto del 2002.

El 22 de agosto del 2002 se inicia el workover No. 3, su objetivo fue cambiar la

completación de PPG a PPS.

71

El 27 de noviembre del 2002 finalizan workover No. 3, bajaron 2 Bombas GN-2100

(61+ 61) etapas, el trabajo resulta exitoso se incrementa la producción del pozo de 866

BPPD a 1115 BPPD, el BSW aumenta de 1% a 2.2 %.

El 9 de diciembre del 2005, se cambia de PPS a PPG, se trabaja con este sistema hasta

julio del 2007, se registra bajo aporte por problemas mecánicos en el fondo del pozo y

hueco en tubería por lo que se decide cambiar completacion a PPS. El pozo queda en

producción con PPS desde julio del 2007.

El 26 de agosto del 2007 inician workover No. 7 el objetivo fue reparar BES, sacan

equipo BES, bomba FC-450 sale con giro duro (atascado) y con presencia de arena en

su interior, el run life de ésta bomba fue 25 días.

El 7 de septiembre del 2007 finalizan workover No. 7 Bajaron en la completación BES

una bomba FC-450 (211 etapas), y en la completación de fondo 2 tubos ranurados de 3

½” para controlar la producción de arena. Este equipo tubo un run life de 9 días.

El trabajo resulta no satisfactorio a los 9 días de finalizar el workover 07, se rompe el

eje de la bomba debido a presencia de arena.

El 23 de septiembre del 2007 se inicia el workover No. 8 el objetivo fue reparar BES y

bajar malla para control de arena, sacan equipo BES, la bomba FC-450 sale con giro

trabado por presencia de arena en su interior y eje roto, resto de equipo se encuentra en

buen estado.

El 7 de octubre del 2007 finalizan workover No. 8 Bajaron en la completación de fondo

una bomba FC-450 (231 más 173 etapas), esta completación incluye una malla para

controlar la producción de arena.

72

El trabajo resulta no satisfactorio el pozo se queda BES off a las 6 horas de acabado el

workover No. 8.

El 12 de octubre del 2007 se inicia el workover No. 9 el objetivo fue reparar BES, sacan

equipo BES, Bomba FC-450 presenta giro trabado, debido a posible presencia de arena

en las etapas de la bomba.

Se cambia sistema de levantamiento de PPS a PPG, por problemas de producción de

arena.

El 20 de octubre del 2007 se finaliza el workover No. 9, se bajó BHA de producción

para Gas Lift con 6 Mandriles Daniels y packer "Arrow" en tubería de 3 1/2" hasta

8971’. Se incrementa la producción de 165 BPPD a 342 BPPD después del workover.

Finalmente quedó produciendo con gas lift hasta la presente fecha.

3.3.2. REPORTE DE PULLING W.O. 07

El equipo sale en las siguientes condiciones: descarga con su rosca interna en buen

estado. Giro de todo el conjunto duro - trabado, bomba upper / single giro duro -

trabado, con presencia de arena en su interior.

Separador de gas mecánicamente en buen estado, sello mecánicamente en buen estado

giro OK, motor eléctrica y mecánicamente OK, Se encuentra arena en todas las bridas

del equipo, es decir entre bomba - Separador, separador - sello y sello - motor. El cable

de potencia se encuentra en buen estado eléctrico y mecánico.

73

3.3.2.1. REPORTE DE TEARDOWN W.O. 07

La bomba se encuentra externamente con leves señales de corrosión, sin marcas de

arrastre. Giro duro, extensión fuera de rango, cabeza llena de sólidos (arena), al igual

que el top bearing, Base con señales de corrosión. Impulsores y difusores con sólidos en

sus cavidades. Presentan desgaste radial en zona de cubo y faldón a consecuencia de la

abrasión del sólido en el equipo.

Gráfico 3.7 Sólidos encontrados en superficie de impulsores y cavidad de difusores

Fuente: Centrilift


El separador de gas se encuentra externamente con señales de corrosión a lo largo de

todo el separador (abrasión), elementos internos con sólidos adheridos y desgaste por

abrasión, bujes con desgaste radial.

74

Gráfico 3.8 Gran cantidad de sólidos en difusores de la bomba

Fuente: Centrilift


Sello superior externamente con señales de corrosión, Giro OK, cámaras llenas con

fluido de pozo. Sello inferior externamente con señales de corrosión, Giro OK, cámaras

llenas con aceite trabajado. Motor externamente presenta severo golpe por operaciones

con cuñas y marcas de arrastre. Eléctricamente en buen estado. Sensor externamente sin

señales de corrosión ni marcas de arrastre.

Gráfico 3.9 Sólidos secos que se encontraron en la bomba

Fuente: Centrilift


75

3.4. POZO SHUSHUQUI – 18

3.4.1. ANTECEDENTES

El pozo empieza a producir desde el 11 de septiembre del 2004, este pozo produjo

inicialmente de la arena Napo U inferior, con una completación de fondo con un sistema

de bombeo electro-sumergible, se bajó 2 Bombas TE-2700 (45 + 98 etapas). Produjo

2974 BFPD, 1368 BPPD y BSW 54%.

El 11 de octubre del 2004 inicia su primer workover con el objetivo de rediseñar BES,

sacan BES TE-2700, se encuentra las dos bombas taponadas con sólidos y el separador

de gas con giro muy duro.

El 18 de octubre del 2004 finaliza el workover No. 1, se bajó una bomba electro-

sumergible FC-1200 (262 etapas). Se recupera la producción de 343 BPPD a 384 BPPD

y el BSW disminuye de 75% a 68% después del workover.

El 11 de enero del 2006, en el workover 2, se cambio la completacion de fondo por

comunicación tubing-casing. Se bajo mismo tipo de bomba FC-1200, este equipo tuvo

un run life de 386 días, además esta completacion incluye un tubo ranurado como

elemento mecánico para el control de arena.

El 4 de febrero del 2007 se inicia el workover No. 3 con el objetivo de cambiar la

completación por posible eje roto. Sacan equipo BES FC-1200, desarman el equipo y se

encuentra la bomba y separador de gas con giro normal, el giro en la cabeza del sello

superior normal, pero en la base de sello inferior sin giro esto nos indica que

posiblemente el eje está roto.

76

El 12 de febrero del 2007 finalizan el workover No. 3, se bajó 2 bombas convencionales

P8XH6 (91 + 91 etapas) más bomba compresora (16 etapas). El trabajo resultó exitoso,

se recuperan +/- 300 BPPD.

El 14 de abril del 2007 luego de un chequeo del generador el pozo no arranca debido a

que la bomba se encuentra atascada, se bombean 60 Bls de crudo a través de la BES con

unidad de bombeo. El trabajo resulta sin éxito la bomba continúa atascada, se cambian

el VSD, luego se Intentan varios arranques sin éxito. Posteriormente realizan limpieza

de la BES con CTU, el pozo arranca exitosamente, produce hasta mayo del 2007.

El 25 de mayo del 2007 se encuentra BES off fase a tierra.

El 27 de mayo del 2007 se inicia workover No. 4 el objetivo fue reparar BES, sacan

equipo BES, luego desarman equipo P8XH6 bomba superior sale con giro duro, Taper

con arena interna y giro duro.

El 3 de junio del 2007 finalizan workover No. 4, se bajó la misma bomba convencional

P8XH6, además esta completacion incluye un tubo ranurado como elemento mecánico

para el control de arena. El trabajo resulta exitoso de recuperan +/- 300 BPPD.

En el workover 5 y 6 se cambio la completacion por comunicación tubing-casing, se

bajo la misma bomba P8XH6 en ambos casos. Además en las dos completaciones que

se bajaron en los W.O. 5 y 6 incluyen un tubo ranurado como elemento mecánico para

el control de arena.

El 23 de enero del 2008 la bomba queda atascada por presencia de sólidos, se realiza

workover 7, cambian de sistema de PPS a PPH, el 11 de febrero del 2008 terminan

workover.

El pozo produce con PPH hasta la presente fecha.

77


Giro del conjunto duro, con arrastre. Bomba upper giro duro con arrastre, bomba

inferior giro normal, bomba tapper giro duro.

Separador de gas giro OK. Sello todas las cámaras se encuentran con aceite trabajado,

aparte de la cámara superior que se encontró con agua.

Motor extensión de eje y giro OK, aceite quemado, eléctricamente malo, con bajo

aislamiento. Sensor de fondo con aceite quemado.

3.4.3. REPORTE DE TEARDOWN W.O. # 04

Se encontró arena en base y cabeza de la bomba. Giro de eje duro, impulsores y

difusores presentan desgaste por trabajo con sólidos (arena fina alojada en cavidad de

difusores), así como en vanos de impulsores semi-taponados por presencia de ésta arena

fina. La bomba inferior sale externamente con daños en el housing (señales de

corrosión). Se encontró arena en base de la bomba. Giro de eje duro. Impulsores y

difusores presentan desgaste por trabajo con sólidos (arena fina alojada en cavidad de

difusores), así como en vanos de impulsores semi-taponados por presencia de ésta arena

fina.

78

Gráfico 3.7 Presencia de arena en difusores e impulsores

Fuente: Centrilift


Separador presenta leves señales de corrosión, elementos internos: álabe guía, inductor,

rotor separador con sólidos adheridos (residuos químicos) y marcas de desgaste por

trabajo con sólidos especialmente en rotor separador, bujes con desgaste radial.

Sello superior giro de eje OK, extensión dentro de rango. Housing con leves señales de

corrosión, todas las cámaras con aceite trabajado.

Sello inferior todas las cámaras con aceite contaminado.

Motor sale con giro de eje normal, se encuentra aceite trabajado en base y cabeza de

motor, eléctricamente se encuentra balanceado fase-fase, externamente presenta leves

señales de corrosión.

3.5. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO ATACAPI – 13

COMPLETACIÓN ORIGINAL: 20 – AGOSTO - 2004

PRUEBAS INICIALES:

79

Tabla 3.2 Pruebas iníciales de producción

FECHA ARENA INTERVALO HRS BPPD BSW API OBSERVACIONES3-Ago-04 “Ti” 9572’-9582’ 25 0 100 Buen soplo 8-Ago-04 “Ui” 9381’-9330’ 17 1089 19 29.5



COMPLETACIÓN Y PRUEBAS:

- Toman registros de control de cemento: CCL-VDL-CBL. Cemento malo en arena

“Ti” y buen cemento en “Ui”.

- Punzonan con cañones convencionales el intervalo de:

- Arena “Ti”: 9593’- 9596’ (3’) a 3 DPP para sqz.

- Realizan squeeze a arena “Ti” con 100 sxs. de cemento tipo G, peso de la lechada

15.6 LPG, bls. a la formación 4, bls. reversados 15, Presión de cierre 3200 psi.

- Punzonan con cañones TCP el siguiente intervalo

- Arena “Ti”: 9572’ - 9582’ (10’) a 5 DPP

- Evalúan arena “Ti” con Jet-10A: BFPD = 1368, BPPD = 0, BSW = 100%.

- Asientan CIBP a 9566’

- Punzonan con cañones TCP los siguientes intervalos

o Arena “Ui”: 9381’ - 9390’ (9’) a 5 DPP

o Arena “Ui”: 9360’ - 9370’ (10’) a 5 DPP

- Evalúan arena “Ui” con elementos de presión y Jet-9A: BFPD=1344, BPPD=1089,

BSW = 19 %, API = 29.5°, Salinidad = 79600 ppmCl-

- Cierran pozo para restauración de presión por 14 hrs.

- Bajan BES Reda DN-1750 (66 etapas), 1 Motor (100 HP, 1245 Volt, 47 Amp)

80

W.O. # 01 (17-DIC-04): REPARAR EQUIPO BES

- Sacan completación BES en tubería de 3½’’. Equipo total con giro suave con leve

presencia de sólidos, Motor eléctricamente, Ok. Cable en buen estado. No se

evidencia corrosión externa.

- Bajan Equipo BES GC-1700 (81 etapas), Motor (114 HP, 2330 Volt, 30 Amp).

Tabla 3.3 Pruebas de producción

PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW API METD. Pc ANTES 06-Dic-04 “Ui” 825 44 29.5 PPS 80 DESPUÉS 17-Dic-04 “Ui” 745 56 29.5 PPS 80



W.O. # 02 (23-ABR-05): REPARAR EQUIPO BES

- Sacan equipo BES: Equipo total con giro suave. Químico acumulado alrededor del

Intake. Cable con bajo aislamiento. Sensor de fondo abierto. Equipo eléctricamente.

Ok. Encuentran hueco en tubo bajo la camisa de circulación. Se desechan 90 tubos

por corrosión generalizada, de acuerdo a registro Kinley.

- Bajan equipo BES: 1 Bomba GC-1700 ( 81 etapas), Motor (114 HP, 2330 Volt, 30

Amp) hasta 9045'.

- Realizan prueba de Producción de arena "Ui" a estación:

BFPD = 1512, BSWF = 100 %, PC = 110 psi, Amp = 24 Hz = 53, Volt =

2037, THE = 6, Salinidad = 3000 ppm Cl-

81


PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW API METD Pc ANTES 15-Abr-05 “Ui” 109 68 29.5 PPS 100 DESPUÉS 27-Abr-05 “Ui” 404 76 29.5 PPS 70



W.O # 03 (23– ENE – 2006): SQUEEZE A “Ui”. REPUNZONAR ARENA “Ui”

DE ACUERDO A GR. EVALUAR. REDISEÑAR BES.

- Sacan completación BES REDA, mecánicamente y eléctricamente en buen estado.

- Realizan Sqz a “Ui” con 75 sxs de cemento tipo G. Bls en la formación = 4.5, Bls

de retorno = 7. Presión de cierre 3600 psi

- Toman registros CBL-GR. Se encuentra intervalo inferior de “Ui” con cemento en

buen estado.

- Con conjunto TCP repunzonan intervalo de “Ui”:

o Arena “Ui”: 9338’ – 9342’ (4’) @ 5 DPP

o Arena “Ui”: 9360’ – 9372’ (12’) @ 5 DPP

- Evalúan arena “Ui” con elementos de presión:

o TR= 1831, BFPD= 792, BPPD=649, BSW=18%, SAL=16000, THE=28

- Recuperan elementos (Pws=3200 psi, Pwf=1255 psi). Continúan evaluando arena

“Ui”:

o TR= 3550, BFPD= 816, BPPD=767, BSW=6%, SAL=16000, THE=109

- Bajan completación definitiva con BES CENTRILIFT. Equipo:(4) Bombas FC-925

(88+88+88+20) etapas, Motor de 152 HP, 2325 V, 40 Amp, cable capilar No 2.

Bajan hasta 9038'.

82


PRUEBA FECHA ZONA BFPD BSW °API Pc. OBSERVACIÓN Antes 24-12-05 COMUNICACIÓN TBG-CSG Después 27-01-06 “Ui" 463 3% 29.5 120 LIMPIÁNDOSE LUEGO DE W.O.



W.O # 04 (08– ABR – 2007): PUNZONAR "Ts" INTERVALO 9544' - 9552' (08').

EVALUAR. DISEŇAR EQUIPO BES

- Sacan BES Centrilift. No se encuentra presencia de escala ni corrosión externa.

Pequeña capa de químico cristalizado en la unión del separador y sello, pero no

obstaculiza la succión. Todo el equipo se encuentra mecánica y eléctricamente OK,

de la misma forma el cable.

- Intentan bajar conjunto TCP, no pasa a 3000' por contra presión. Sacan. Con unidad

de cable eléctrico bajan cañones convencionales de 4-1/2" con cargas de alta

penetración y punzona el siguiente intervalo de “Ts”:

- Arena "T Sup." 9544' - 9552' ( 8' ) a 5 DPP

- Bajan conjunto de evaluación con R-3 y Compression packer. Asientan packer R-3

a 9463' y C. Packer a 9270'. OK. Desplazan bomba jet 10-I Evalúan arena "T Sup."

al tanque bota en la locación:

o TBR = 785, BFPD = 528, BSW = 0.1 %, BPPD = 528, THE = 29

- Reversan bomba jet. Bajan elementos de presión hasta 9235'. Desplazan bomba jet

10-I. Evalúan "T Sup." con elementos de presión al tanque bota en la locación:

o TBR = 1803, BFPD = 456, BSW = 2,0 %, BPPD = 447, THE = 76

83

- Cierran el pozo por 18 horas para Build-Up de arena "T Sup." W/L recupera

elementos de presión (Pwf=736 psi, Pws=2463 psi). Desplazan bomba jet 10-I y

continúan evaluando "T Sup." al tanque bota en la locación:

o TBR =2635, BFPD = 408, BSW = 2,0 %, BPPD = 400, THE = 123

- Bajan completación de fondo con 2 packers FHL de 3-1/2", ON-OFF connector

hasta 9500'. Asientan packers FHL a 9267' y 9460', prueban anular con 800 PSI,

OK. Prueban admisión a "T Sup." con 1500 PSI la presión cae 800 PSI en un

minuto. Desconectan ON-OFF. Sacan.

- Bajan equipo BES: Bomba compresora (20 etapas) + Bomba FC-450 (173 etapas),

Motor, 114 HP, 2330 V, 30 A.

- Realizan prueba de producción a la estación:

o BFPD = 384, BSW = 100 %, Amp = 25, Volt = 1740,

Pwf = 1917 PSI, THE = 8

- Finalizan operaciones en el pozo Atacapi-13 el 08-Abril-2007 a las 06H00.


PRUEBA FECHA ZONA BFPD BPPD BSW °API Pc OBSERVACIÓN Antes 22-mar-07 “Ui” 853 102 88 29.5 110 COMÚN. TBG-CSG Después 10-abr-07 “Ts” 221 155 30 33.6 130 LIMPIAN LUEGO WO



W.O. # 05 (28– ABR – 2007): CAMBIO DE SISTEMA PPS A PPH

- Sacan BES FC-450: giro de la bomba compresora trabado por presencia de arena.

Separador de gas taponado con arena y químicos. Motor con bajo aislamiento a

tierra.

84

- Bajan conjunto de pesca con Overshot, sacan completación de fondo.

- Con unidad de cable eléctrico repunzonan el siguiente intervalo:

Arena "T Sup." : 9544' - 9552' ( 8' ) a 5 DPP

- Bajan completación de producción para Power Oil 2 packers Arrow y cavidad

Guiberson PL-II. Asientan packers a 9262' y 9461' con 3000 PSI, OK. Prueban

anular con 800 PSI, OK. Realizan prueba de admisión a "T Sup." con 2000 PSI,

presión cae 700 PSI en un minuto.

- Desplazan bomba jet 10 J . Realizan prueba de producción de arena "T Sup." con

MTU a la estación:

TBR=173, BFPD=288, BSW=100 %, THE=7, Pi=3500 Psi, BIPD=1728


PRUEBA FECHA ZONA BFPD BPPD BSW API OBSERVACIÓN Antes 20–Abr–07 “Ts” BES OFF FASE A TIERRA Después 29–Abr–07 “Ts” 240 127 47 33.6 UNIDAD MTU



W.O # 06 (03– AGO – 2007): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR HUECO EN

TUBERÍA

- Sacan completación de bombeo hidráulico.

- Bajan BHA de limpieza en tubería de 3 ½” Clase “A” hasta 9560’. Circulan.

Limpian. Sacan.

85

- Bajan completación de bombeo hidráulico hasta 9537’. Abren camisa de “Ts”.

Desplazan Jet 10J hasta cavidad. Realizan prueba de producción de “Ts” al tanque

bota en locación:

TBR = 185, BFPD = 744, BSW = 100%, THE = 6


PRUEBA FECHA ZONA BFPD BPPD BSW API OBSERVACIÓN Antes 27-Jul-07 “Ts” COMUNICACIÓN TUBING-CASING SOBRE CAVIDAD Después 08–Ago–07 “Ts” COMUNICACIÓN TUBING-CASING BAJO PACKER



RESULTADO DE MUESTRA SÓLIDA DEL POZO ATACAPI – 13

ANTECEDENTES:

El 22 de Abril del 2007 se realiza el pulling a la BES del pozo ATA – 13, observándose

un atascamiento de la bomba compresora debido a la abundante presencia de sólidos

finos y consistentes que no reaccionan con solventes (JP-1 y Xileno), no presenta

ninguna reacción con HCl (conc y 15 %) y sólo se disuelven con Ácido Fluorhídrico

(HF), que confirma que se trata de arcilla que corresponde a la parte cementante de la

arena productora.

INFORME TÉCNICO:

Tabla 3.9 Informe técnico

LOCACIÓN REACCIÓN OBSERVACIÓN

ATA - 13

JP1 / XILENO NEGATIVA

HCl (Conc / 15%) LEVE

HF POSITIVA



86

RECOMENDACIÓN:

Los sólidos presentes son arcillas de la parte cementante de la arena productora. Se

sugiere revisar la cristalografía de los núcleo (cores) para correlacionar si se trata de

arcillas migratorias y validar las caracterizaciones realizadas.

3.6. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO SECOYA – 17

FECHA DE COMPLETACION : 08 – OCTUBRE – 1990

PRUEBAS INICIALES :

Tabla 3.10 Pruebas Iníciales de producción

FECHA METODO ARENA BPPD BAPD BSW API PC 08-Oct-90 PPF Ui 1289 1 0.1 % 28.6 70



W.O. # 01 (01- Jun -1992): CAMBIO DE COMPLETACIÓN DE FLUJO

NATURAL A BOMBEO NEUMÁTICO

- Desasientan empacaduras y sacan BHA de Flujo Natural.

- Bajan completación definitiva para gas lift.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API PC ANTES 16-May-92 Ui PPF 614 0.1 % 28.6 95 DESPUES 24-May-93 Ui PPG 1560 0.0 % 28.5 200



W.O. # 02 (25- Oct -1999): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR POSIBLE

HUECO EN TUBERÍA @ +/- 2500’.

- Sacan BHA de gas lift, tubería sale corroida. Mandriles 1 y 3 con huecos.

- Bajan completación definitiva para gas lift.

87


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API PC ANTES 19-Oct-99 Ui PPG 433 50 % 28.6 170 DESPUES 05-Nov-99 Ui PPG 657 38 % 28.5 200



W.O. # (03 18-Abr-2000): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR HUECO EN

TUBERÍA.

- Sacan BHA de gas lift, tubería sale con corrosión externa.

- Cia. Schlumberger punzona el intervalo:Arena “ Us “ de 8930’ – 8936’ ( 6’ ) @ 5

DPP.

- Bajan completación definitiva para gas lift con tuberia clase “ A “.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API PC ANTES 10-Abr-00 Ui PPG 354 40 % 28.5 150 DESPUES 21-Abr-00 Ui+Us PPG 749 40 % 28.0 150



WO N° 04 (22-Mar-2001): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR HUECO EN

TUBERÍA @ 5250’

- Desasientan dos empacaduras con 130000 lbs. Sacan BHA de gas lift. Tubería sale

aparentemente en buen estado. .

- Arman y bajan completación definitiva para gas lift en tuberia de 3 ½”.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API PC ANTES 10-Dic-00 Ui+Us PPG CERRADO POR HUECO EN TUBERIA. DESPUES 27-Mar-01 Ui+Us PPG 819 45 % 28.0 250



88

W.O. # 05 (05-Noviembre-2001): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR HUECO

EN TUBERÍA

- Sacan tubería 3 ½” con mandriles, punta de tubo sale con total colapso y arrancada a

4009’.

- Se recupera luego de varios intentos pescado 100% con cauchos de packers rotos.

- Acondicionan pozo. Arman y bajan completación definitiva para gas lift en tuberia

de 3 ½”.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API PC ANTES 17-Oct-01 Ui+Us PPG CERRADO POR HUECO EN TUBERIA. DESPUES 12-Nov-01 Ui+Us PPG 792 40 28.0 250



W.O. # 06 (13-Agosto-2002): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR HUECO EN

TUBERÍA A +/- 4300’

- Sacan BHA de producción. Se recupera 1 mandril, 1 tubo corto de 3 ½” + 139

tubos de 3 ½” + 24’ de un tubo de 3 ½” totalmente colapsado (recuperados + /-

4443’). Se observa corrosión interna en los últimos tubos.

- Se recupera luego de varios intentos pescado 100% con cauchos de packers rotos.

- Acondicionan pozo. Arman y bajan completación definitiva para gas lift en tuberia

de 3 ½”.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API PC ANTES 25-Jul-02 Ui PPG CERRADO POR HUECO EN TUBERIA. DESPUES 31-Ago-02 Ui PPG 487 40 28.0 160



89

W.O. # 07 (02-Nov.-2003): CAMBIO DE COMPLETACIÓN DE GAS LIFT POR

DAÑO EN EL PRIMER MANDRIL

- Desasientan empacaduras con 130000 libras de tensión , salen 1° y 5° mandril con

hueco

- Bajan broca + Scraper hasta 9297’

- Bajan BHA definitivo para producir por Gas Lift

- Asientan dos Packer @ 8871’ y 8972’ prueban ok.

- Desplazan bomba Jet D-7 evalúan arena “ Ui “


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API PC ANTES 14-03-04 Ui PPG Cerrado desde 14 de Marzo de 2004 DESPUES 10-11-03 Ui PPG 567 50 28.0 240



W.O. # 08 (20-MAR-04): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR DAÑO EN

PRIMER MANDRIL

- Sacan BHA de producción por Gas Lift. Presenta corrosión interna en tubing.

- Bajan BHA para producir por Gas Lift. Asientan Compac Packer y Packer “FH”

- Desplazan Jet-12L. evalúan arena “Ui”: TR=476, BFPD=1176, BSWF=100%,

THE=10.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API PC ANTES 13-MAR-04 Ui PPG 100 50 28.0 200 DESPUES 29-MAR-04 Ui PPG 326 60 28.0



90

W.O. # 12 (28-JUN-05): CAMBIO DE LEVANTAMIENTO DE PPG A PPS

- Sacan BHA de producción por Gas Lift.

- Bajan tubería Siderca Pta. Libre, corren registro Kinley (47 tubos malos cambian).

- Bajan BHA de evaluación, asientan packers. Desplazan Jet 10J, evalúan arena “Ui”

con B´UP:

o TBR= 2676; BFPD= 864; BSWF= 51%; BPPD= 423; SALINIDAD=

35000ppmcl; THE=87; (48 hrs con elementos).

- Bajan BHA de fondo hasta 8991´, asientan packers FHL a 8973´ y C- Packer a

8874´

- Arman equipo BES: 1 bomba TE-1500(98 etapas ), 1 Motor (160 HP, 1115 Volt,

88.5 Amp)

- Bajan BES en tubería Siderca de 3 ½” hasta 8653´.

- Retiran BOP, arman cabezal. Realizan prueba de rotación ok. Realizan prueba de

producción de arena “Ui”:

o TBR= 290; BFPD= 1728; BSWF= 276 %; BPPD= 84; API= 28, THE=

8; AMP=51-57-59; Pwf= 1324.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API ANTES 08-06-05 No Produce DESPUES 08-07-05 Ui PPS 519 60 28.0



91

W.O. # 13 (10-AGO-05): REPARAR BES

- Sacan BES TE-1500 en tubería de 3 ½” Siderca: Bomba presenta giro duro.

Separador de gas: giro normal, presencia de arena depositada sobre pernos de unión

Sep Gas-Sello Sup. Sello Superior: 1era cámara con fluido del pozo, 2da cámara con

aceite, eje roto. Sello inferior: 2 cámaras con aceite recalentado. Motor

eléctricamente ok, giro normal, aceite recalentado. Sensor Sentir ok. Cable

eléctricamente bueno. Tubería de 3 ½” limpia no presenta corrosión ni escala.

- Arman equipo BES: 1 bomba TE-1500(98 etapas ), 1 Motor (160 HP, 1115 Volt,

88.5 Amp)

- Bajan BES en tubería Siderca de 3 ½” hasta 8653´.

- Retiran BOP, arman cabezal. Realizan prueba de rotación ok. Realizan prueba de

producción de arena “Ui”.

o TBR= 313; BFPD= 1200; BSWF= 10 %; API= 28, THE= 6; VOLT=

1274-1289-1261; AMP=59-58-51; Pwf= 1575.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API Antes 01-08-05 BES OFF Despues 16-08-05 Ui PPS 469 58 28.0



W.O. # 14 (13-SEP-05): REPARAR BES

- Sacan BES TE-1500 en tubería de 3 ½” Siderca: Bomba presenta eje sin giro

con severa corrosión. Separador de gas: giro normal con severa corrosión. Sello

Superior: destruido y con presencia de sólidos, eje sin giro. Sello inferior: sin

giro, cámaras contaminadas. Motor eléctricamente ok, giro normal. Sensor de

92

Presión, con corrosión severa (La corrosión del equipo fue causada por la

limpieza ácida realizada el 31-Ago-06, luego del mismo no arrancó, sin lograr

arrancar BES). Centralizador desprendido por corrosión, junto con protectores y

zunchos. No se puede megar cable eléctrico.

Nota: Según reporte de Tear Down en cada una de las etapas de la bomba se

encuentra fluido del pozo emulsionado + arena. Los impulsores e impelers

presentan desgaste severo por abrasión (arena).

- Bajan BHA de pesca hasta 8840’, recuperan 2 protectores y 24 zunchos

- Arman + bajan BHA moledor. Muelen centralizador + On-off + 2’ tubo 2 7/8’’.

Circulan y sacan

- Arman BHA de pesca. Desasientan packers. Sacan BHA de fondo

- Arman + bajan BHA de limpieza hasta 9280’. Circulan. Sacan

- Arman + bajan BHA de fondo con 2 packers Arrow.

- Arman equipo BES: 2 bomba FC-1200 (86 + 209 etapas ), 1 Motor (165 HP,

2230 Volt, 43 Amp)

Bajan BES en tubería Siderca de 3 ½” hasta 8752’.

- Retiran BOP, arman cabezal. Realizan prueba de rotación ok. Realizan prueba

de producción de arena “Ui”.

o TBR= 320; BFPD= 1224; BSW= 98 %; BPPD= 24, THE= 6; VOLT=

2057; AMP=30; PSI= 1684.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API ANTES 31-Ago-05 BES OFF DESPUES 18-Sep-05 Ui PPS 433 60 28.0



93

W.O. # 15 (9-NOV-05): CAMBIO DE PPS A PPG

- Sacan equipo BES FC-1200. Siderca quebrando. Desarman: Bombas, Separador,

Protector y motor con giro normal. Cable y motor eléctricamente Ok. Presencia de

sólidos en bombas y separador de gas. No se detecta falla en equipo BES

- Sacan completación de fondo.

- Bajan completación definitiva para gas lift con 6 mandriles de 1" y packers HS y FH

hasta 9045´.

- Realizan prueba de admisión a "Ui" con 2000 psi cae 500 psi por minuto. Wire line

abre camisa de 3 ½" a 8818´.

- Realizan prueba de producción de arena "Ui" por 17 horas con bomba jet-9B a la

estación.

o TBR = 482, BFPD = 912, BPPD = 255, BSW = 72%, THE= 19


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API ANTES 01-Nov-05 Ui BES OFF bajo aporte DESPUES 17-Nov-05 Ui PPG 367 60 28.0



W.O. # 16 (29-May-06): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR FUGA EN

TERCER MANDRIL Y/O HUECO EN TUBERÍA

- Rig CEPE No 02, inicia operaciones el 26 de Mayo del 2006 a las 02:00 hrs.

- Desasientan empacaduras HS a 8881' y FH a 8988'. Sacan completación de Gas

Lift: hueco en tercer mandril, tubería limpia no presenta corrosión o escala.

94

- Bajan completación definitiva para Gas Lift con 6 mandriles Daniels de 1.5" y

empacaduras HS y FH. Midiendo calibrando y probando con 3000 PSI cada 20

paradas hasta 9059´. (Mandriles a 2595', 4586', 6246', 7495', 8278', 8784').

- Retiran BOP. Arman cabezal. Prueban. Ok. Asientan empacaduras a HS a 8887' y

FH a 8989´. Prueban. Ok. Wireline abre camisa a 9024´("Ui"). Realizan prueba de

admisión a "Ui" con 2000 PSI, cae 800 PSI/min.

- Wireline abre camisa de 3 ½" a 8817´. Desplazan Bomba jet 10-K. Realizan prueba

de producción de arena "Ui" al tanque bota de la locación:

o TBR = 192 BFPD=768 BSW= 100% Salinidad=3000 ppm Cl-

THE= 19

- Finalizan operaciones el 29 de Mayo del 2006 a las 01:00 horas.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API ANTES 22-May-06 Ui PPG 145 55 28.0 DESPUES 03-Jun-06 Ui PPG 330 55 28.0



W.O. # 17 (05-Mar-07): CAMBIO DE COMPLETACIÓN DE GAS LIFT POR

ROTURA EN TUBERÍA DE 3 1/2" A 1330'

- Rig CEPE No 02, inicia operaciones el 06 de Noviembre del 2006 a las 22H00.

- Controlan pozo con agua tratada y filtrada de 8.3 LPG a 1325'. Desarman cabezal.

Arman BOP, prueban Ok. Sacan 1325' tubería de 3 1/2" (tubería rota).

- Bajan BHA moledor con Junk Mill y BHA de pesca en varias corridas,

recuperando partes de tubería de 3 ½”, queda pescado a 2614’ .

95

- Bajan tubería de 3 1/2" punta libre (20 tubos). Retiran BOP. Arman cabezal,

prueban, Ok.

- Suspenden Operaciones el 10 de Noviembre del 2006 a las 23H00.

- Reinician Operaciones el 23 de Febrero del 2007 a las 10H00.

- Bajan BHA moledor con Junk Mill y BHA de pesca en varias corridas con

diferentes herramientas. Recuperan 100% de BHA de producción gas lift pescado.

Tubería presenta corrosión interna moderada. Primera Camisa 2 7/8" sale en mal

estado.

- Bajan completación definitiva para Gas Lift con 6 mandriles Daniels de 1.5" y

empacaduras "HS" y "FH" en tubería de 3 1/2" clase "A". Midiendo calibrando y

probando con 3000 PSI cada 20 paradas hasta 9052´. (Mandriles a 2588', 4582',

6236', 7489', 8274', 8780').

- Realizan prueba de producción de arena "Ui" al tanque bota de la locación:

TBR = 315 BFPD=1200 BSW= 100% THE= 6

BIPD=2112 PI= 3500 Psi

- Finalizan operaciones el 05 de Marzo del 2007 a las 14H00.


PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API ANTES 05-Nov-06 No aporta lineas de flujo e inyeccion congeladas (tuberìa rota) DESPUES 26-03-26 Ui PPH 311 59.5 28



W.O. # 18 (11-May-07): CAMBIO DE COMPLETACIÓN DE PPG A PPS

- Desasientan packer "HS" y "FH" a 8880' y 8983' respectivamente. Sacan

completación de gas lift en Tbg de 3 1/2": no se observan novedades en los seis

96

mandriles daniels de 3 1/2", además la tubería sale en buen estado. Se encuentra

pescado (válvula de 1.5" + kick over tool) en el tubo # 223.

- Cía. Halliburton corre registro de inspección de casing cast-v en "modo imagen"

desde 9260' hasta superficie. se encuentra daño severo desde 9014' hasta 9030' (zona

de punzados de la arena "Ui") y mala cementación en el mismo.

- Existe zona de alta corrosión a 8232'. además se encuentra anomalía en el Casing a

2829' (Casing con posible desgaste severo de material pero con buena cementación

detrás mismo).

- Bajan BHA de prueba en Tbg de 3 1/2". asientan Ret. Matic a 3054'. prueban anular

con 700 psi, OK (no hay hueco en anomalía detectada en el Casing a 2829').

- Reasientan Ret. Matic a 8977'. prueban anular con 600 psi, ok. prueban admisión de

arena "Ui" con 2 bls de agua: 0.6 bpm @ 1600 psi. Desasientan packer y sacan BHA

de prueba. Bajan retenedor de cemento y stinger. Asientan retenedor @ 8978'.

prueban admisión de arena "Ui" con 10 bls de agua: 1 bpm @ 2500 psi. Se acopla

stinger y se realiza cementación forzada a la arena "Ui" con 13 bls de lechada de

cemento tipo "G" (3 bls a la formación, 2 bls en cámara y 8 bls se reversan).

- Cemento queda presurizado con 2600 psi. Sacan stinger en tbg de 3 1/2". Bajan

BHA moledor en Tbg de 3 1/2" hasta 8978'. Muelen retenedor de cemento hasta

8980' (2'). Continúan moliendo cemento duro desde 8980' hasta 9030' (50'). Bajan

libre desde 9030' hasta 9290' (260'). Circulan para limpieza. Sacan BHA moledor.

- Repunzonan el siguiente intervalo:

- ARENA "UI": 9014' - 9030' (16') @ 5 DPP

- Evalúan arena "Ui" hacia el tanque bota de la locación:

97

- BFPD = 1104 THE = 139 BSW f = 72 % SALINIDAD =

36000 PPM BPPD = 309 TBR = 6380

- Sacan BHA de evaluación

- Bajan completación de fondo.

- Arman y bajan equipo BES centrilift: bombas centrilift p-12 x h6 (185 + 117)

etapas. Se realiza prueba de rotación, OK. se realiza prueba de producción de la

arena "U sup" hacia la estación:

- BFPD = 1416 PC = 150 AMP = 38-39-39 BPPD = 0 PRESIÓN

INTAKE = 1937 FREC = 50 HZ BSW = 100%


ZONA FECHA Pc BFPD BPPD SALIN BSW API BOMBA "Ui" 18-Mar-07 PESCADO DE HERRAMIENTA WIRELINE (KICK OVER TOOL) A 1800'"Ui" 13-May-07 210 1066 171 40000 84.0 28.0 HZ=50 (BES P12XH6)



RESULTADOS DE MUESTRAS CON SÓLIDOS PRESENTES EN EL POZO

SCY – 17

ANTECEDENTES:

En referencia al pozo SECOYA – 17, el 05 de Marzo del 2007 se cambió la

completación de PPG a PPS, en los monitoreos consecutivos se ha detectado la

presencia de sólidos por lo que se realizó su caracterización.

98

INFORME TÉCNICO:

Tabla 3.26 Informe Técnico

EXTRACCIÓN POR SOLVENTES NORMA ASTM D 473-59 P1 (Peso dedal + vacío) (g) 16.4012 P2 (Peso dv + P muestra) (g) 30.3623 P3 (Pesp dv + P sólidos) (g) 16.6147 RESULTADOS % SÓLIDOS 1.53%




SST (ENSAYO MEMBRANA FILTRANTE)

Pi (Peso inicial) (g) 0.0880

Pf (Peso final) (g) 0.2529

Volumen muestra (ml) 250

RESULTADO % SÓLIDOS 0.066%




TOTAL SÓLIDOS POZO SECOYA – 17 EXTRACCIÓN POR SOLVENTES 1.53 SST 0.066 TOTAL SÓLIDOS PRESENTES 1.596%



RESULTADOS DE MUESTRAS DE FLUIDOS DEL POZO SCY – 17

ANTECEDENTES:

Haciendo un alcance al informe anterior, en referencia al posible arenamiento del Pozo

SCY – 17, el 06 de Mayo del 2007 se realizó ensayos estandarizados en el laboratorio

de corrosión de Lago Agrio de una muestra de los fluidos de este pozo.

99

INFORME TÉCNICO:


EXTRACCIÓN POR SOLVENTES NORMA: ASTM D 473- 59

P1 (Peso dedal vacío) (g) 16.4813

P2 (Peso dv + P muestra) (g) 25.6672

P3 (Pesp dv + P sólidos (g) 16.4292

RESULTADO % SÓLIOS 0.027%




SST (ENSAYO DE MEMBRANA FILTRANTE)

Pi (Peso inicial) (g) 0.0848

Pf (Peso final) (g) 0.1070

Volumen muestra (ml) 100

RESULTADO % SÓLIOS 0.022%




TOTAL SÓLIDOS POZO SECOYA – 17 EXTRACCIÓN POR SOLVENTES 0.027 SST 0.022 TOTAL SÓLIDOS PRESENTES 0.049% / 490 ppm




PRUEBA DE VERIFICACIÓN SOLUBILIDAD EN HF (40%) TOTAL



100

CONCLUSIONES:

La parte aportante de sólidos de las dos fases tanto oil como acuosa es considerable

aproximadamente 220 ppm, y según los ensayos realizados y pruebas de verificación, se

concluye que los sólidos presentes en las muestras corresponden a la arena de la

formación, lo que ocasiona problemas en los equipos de subsuelo.

3.7. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO SECOYA – 20

PRUEBAS INICIALES

Tabla 3.33 Pruebas Iníciales de producción

FECHA ARENA INTERVALO BPPD BSW MET. NI NF 21-AGO-91 “T” 9203’ – 9210’ 1135 1.2 PPF 23-Ago-91 “BT” 8310’ – 8319’ 0 100 PPH 4000 2800



Nota: “BT” queda con tapón balanceado

COMPLETACIÓN ORIGINAL

- Inician operaciones el 12-agosto –1991

- Corren registro de CBL, VDL, CCL, GR, y PET.

- Punzonan el siguiente intervalo:

Arena TP : 9254’ - 9258’ (4’)

- Realizan Squeeze a “TP”

- Realizan registro CBL, VDL, CCL, GR, y PET.

- Punzonan el siguiente intervalo:

Arena TP : 9203’ - 9210’ (7’)

9215’- 9234’ (19’)

- Evalúan TP a flujo natural. con B’ups

101

BPPD = 1135 BFPD = 1149 BSW = 1.2%

- Punzonan arena “BT” 8310’ -8319’ (9’)

8324’- 9330’ (6’) @ 4 DPP

- Pistonean: NI=4000’, NF=2800’, NCT=99, SAL=65000PPMCl, BR=307

- Realizan tapón balanceado a “BT”

- Limpian pozo hasta 9373’

- Bajan BHA para producir por PPF

- Terminan operaciones 31-agosto-1991

W.O. # 01 (09-ENERO-95): CAMBIO DE COMPLETACION DE FONDO DE

FLUJO NATURAL A BOMBEO NEUMATICO

- Inician operaciones el 31 de diciembre de 1994.

- Corren registro de inspección de Casing VS1-GR, Casing Ok.

- Evalúan Tinf con B’up : BFPD=1440 , BPPD=893 , BSW=38.0% , TE=25hrs ,

SAL=6800 PPMCl

- Termina operaciones el 9 de enero de 1995


PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW Pc METODO ANTES 03-Dic-94 “Ti” 293 34 CTK PPF DESPUES 23-Ene-95 “Ti” 1240 30 200 PPG



W.O. # 02 (10-MAR-00) AISLAR ENTRADA DE AGUA A TI. CAMBIO DE BHA

POR POSIBLE HUECO EN TUBERIA

- Rig Cepe-02 inicia operaciones el 16 de Diciembre de 1999.

102

- Desasientan packer con 120000 lbs. Sacan BHA de gas Lift. Tuberia sale con severa

corrosión.

- Bajan retenedor de cemento @ 9170’. Prueban admisión @ “Ti”: 1.9 BPM con 3500

psi. Realizan cementación forzada @ “Ti”: 16.5 bls a la formación, 2.5 bls en

cámara y 10 bls reversados.

- Suspenden operaciones el 22 de Febrero del 2000 @ las 21:00 hrs.

- Reinician operaciones el 2 de Marzo del 2000 @ las 00:00 hrs.

- Bajan cañones de 4 ½” de alta penetración @ punzonar los intervalos:

Arena “ Ti “ 9230’-9238’ ( 8’ ) @ 5 DPP

9203’-9210’ ( 7’ ) @ 5 DPP

Arena “ Ui“ 9036’-9048’ (12’) @ 5 DPP

- Arman y bajan BHA de evaluación, asaientan RBP @ 9347’, Rt/Matic @ 9134’ y

Compresión Packer @ 8932’. Evaluan “Ti” con bomba Jet E8: Tot,Rec.= 3152 bls,

BFPD= 1584, BPPD= 143, BSWf= 91 %, Salin.= 6550 ppm Cl-, HE= 32.

- Reversan bomba Jet, Controlan pozo. Desasientan RtMatic y recuperan RBP.

Reasientan RBP @ 9134’, RtMatic @ 8932’ y Compresión Packer @ 8730’.

Evaluan “Ui” con bomba Jet E8: Tot.Rec.= 445 bls, BFPD= 1320, BSWf= 2 %,

BPPD= 1294, HE= 8. Toman B’up por 16 hrs. Cartas, ok.

- Arman y bajan completación para Gas Lift para producir de arena “Ui”.

- Terminan operaciones el 10 de Marzo del 2000 @ las 06:00 hrs.


PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC MÉTODO ANTES 14-DIC-99 “Ti” 283 70 160 PPG DESPUÉS 13-Mar-00 Ui 1058 00.0 220 PPG



103

W.O. # 03 (27-NOV-02): CAMBIO DE TIPO DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL DE PPG @PPS

- Rig Triboilgas -05 inicia operaciones el 22 de Noviembre del 2002.

- Desasientan packer con 150000 lbs. Sacan 3 ½’’ tubería con BHA de gas Lift.

Tuberia atrancándose . Recuperado 100%.

- Técnico Reda baja equipo BES : 2 BOMBAS GN-2100 ( 61+61 ) etapas; Motor 180

HP, 1354 Volt, 83 Amp. Realizan empate de cable @ 4400’

- Desarman BOP. Instalan CSGSpool + Donald Reda y Quick conector. Arman

cabezal.

- Realizan prueba de rotación a equipo BES

- Realizan prueba de producción a la arena “Ui” por 7 horas a la estación

- TBR: 577 bls; BFPD: 1968 bls; BPPD: 787 bls; BSW: 60%

- Pc: 200 psi; Amp: 54 ; Volt: 1511 ; Hz: 60 ; PHD: 1062 psi

- Termina operaciones el 27 de Noviembre de 2002


PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC MET. ANTES 20-NOV-02 Ui 569 1.0 160 PPG DESPUÉS 28-Nov-02 Ui 1115 2.2 150 PPS



W.O. # 04 (11-SEP-04) REPARAR BES POR FASES A TIERRA

- Sacan equipo BES. Todo el equipo con giro suave y limpio, una fase con bajo

aislamiento.

- Bajan BHA de evaluación. Evalúan arena “Ui” a tanque bota en locación.

104

- TR=2084, BFPD=406, BPPD=382, BSW=6%, SALINIDAD=25000 PPM CL-,

THE=66

- Reversan jet. Bajan elementos de presion. Toman prueba con Build Up:


THE=45

- Cierran pozo por 16 horas.

- Reversan Jet. Recuperan elementos Pwf = 1080 psi, Pws = 1987 psi. Bajan jet.

Continúan evaluando arena “Ui”:


THE=207

- Bajan completación definitiva para Gas Lift en tubería B. Realizan prueba de

producción con jet de camisa de arena “Ui”:

- TR=195, BFPD=600, BPPD=42, BSW=93%, THE=8

- Finalizan operaciones a las 06:00 del 11-Sep-04


PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC MÉTODO ANTES 23-AGO-04 Ui BES off fases a tierra DESPUÉS 21-Nov-04 Ui 533 12.0 180 PPG



W.O. # 05 (12-DIC-05) CAMBIO DE COMPLETACION POR DAÑO EN

TERCER MANDRIL Y/O HUECO EN TUBERIA

- Desasientan packer "Arrow" @ 9000' con 150,000 lbs. Sacan BHA de Gas Lift,

tubería sale con presencia de corrosión.

105

- Bajan BHA de limpieza Midiendo, Calibrando y Probando con 3000 psi cada 20

paradas hasta 9100´. Detectan tubos con huecos @ 5940', 6820', 7160' y 8320'.

Circulan @ 9100'. Limpian. Sacan quebrando tubería a los caballetes.

- Bajan tubería de 3 1/2" clase B punta libre Midiendo, Calibrando y Probando con

3000 psi c/20 paradas hasta 9000´. Sacan.

- Bajan BHA de producción para Gas Lift con 6 Mandriles Daniels y packer "Arrow"

en tubería de 3 1/2" clase "B" hasta 9067´. Retiran BOP. Instalan cabezal. Wire line

recupera st/valve a 8957´. Cierran camisa de "Ui" @ 9033'. Asientan packer,

"Arrow" a 8995´. Prueban anular con 600 psi, ok. Abren camisa de "Ui". Prueban

admisión en "Ui" con 2000 psi Presión cae 800 psi/min. Wire line abre camisa de

circulación a 8957'.

- Retiran Subestructura. Arman líneas de producción de Gas Lift. Cambian fluido del

pozo por crudo limpio.

- Finalizan operaciones el 12-Dic-2005 a las 15:00 hrs.


PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC MÉTODO ANTES 09-DIC-05 Ui Inicia W.O. daño en tercer mandril DESPUÉS 16-Dic-05 Ui 289 18 180 PPG



W.O. # 06 (16-JUL-07) PUNZONAR Y REPUNZONAR ARENA “Ui” CON

TCP. DISEÑAR EQUIPO BES

- Inician operaciones el 04 de Julio del 2007 a las 00:00

- Desasientan Packer Arrow con 130.000 lbs, Sacan completación de Gas Lift,

presenta corrosión, huecos @ 7150’ y 7243’, presencia de escala @ 7150’ hasta

8360’, 5to mandril @ 8294’ con hueco.

106

- Bajan conjunto TCP con cañones de 4 ½” en tubería de 3 ½” Clase “A” con 3200’

de colchón de agua. Sueltan barra detonadora. Punzonan los siguientes intervalos:

- Arena “Ui”: 9028’ - 9032’ (4’) @ 5 DPP (Punzonan)

- Arena “Ui”: 9036’ - 9048’ (12’) @ 5 DPP (Repunzonan)

- Pozo no fluye, soplo moderado

- Desplazan bomba Jet 9A. Evalúan arena "Ui" al tanque

- TBR = 924, BFPD = 528, BPPD=248, BSW = 53%, THE = 36 HRS

- Reversan Jet, bajan elementos. Desplazan Jet 9A. Continúan evaluando arena "Ui"

- TBR = 457, BFPD = 528, BPPD=312, BSW = 41%, THE = 21 HRS, con elementos

- Cierran pozo por 16 Hrs para B'UP. Reversan Jet.

- Reversan Jet. Controlan pozo. Sacan conjunto TCP

- Arman y bajan equipo BES FC-450 midiendo, calibrando y probando con 3000 PSI

cada 20 paradas hasta 8866’.

- Retiran BOP. Arman cabezal. OK. Realizan prueba de producción de Equipo BES a

arena " Ui ":

- TBR = 135, BFPD = 456, BSW = 100 %, PC = 120 PSI, Hz = 50, Amp = 18,

20, 20, Volt f/f= 2002, 1999, 2002, P intake = 1714 PSI, TM=277°F THE = 6 hrs.

- Finalizan operaciones en el pozo el 16 de Julio del 2007 a las 04h00.

-


PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC MÉTODO ANTES 03-JUL-07 Comunicación TBG-CSG DESPUÉS 27-Jul-07 Ui 303 18 140 PPS



107

W.O. # 07 (07-SEP-07): REPARAR BES

- Inician operaciones el 26 de Agosto del 2007 a las 20:00

- Sacan equipo BES FC-450: Bomba atascada, presencia de arena. Separador de gas y

Sellos giro normal. Motor y Sensor Centinel eléctricamente Ok.

- Bajan BHA de evaluación. Desplazan bomba Jet 9A. Evalúan arena "Ui" al tanque

TBR = 3095, BFPD = 432, BPPD=346, BSW = 20%, THE = 127 HRS

Nota: durante la evaluación, al c/bomba nozzle se encuentra taponado con arena.

- Bajan completación de fondo con 2 tubos ranurados, asientan packer a 8930’.

- Arman y bajan equipo BES FC-450 midiendo, calibrando y probando con 3000 PSI

cada 20 paradas hasta 8713’.

- Retiran BOP. Arman cabezal. OK. Realizan prueba de producción de Equipo BES a

arena " Ui ":

BFPD = 480, BSW = 100 %, PC = 100 PSI, Hz = 52, Amp = 19, 21, 19 Volt

f/f= 1881, 1882, 1879, P intake = 1960 PSI, THE = 6 hrs.

- Finalizan operaciones en el pozo el 07 de Septiembre del 2007 a las 21h00.


PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC MÉTODOANTES 17-Ago-07 BES Atascada DESPUÉS 15-Sep-07 Ui 165 18 180 PPS



W.O. # 08 (07-0CT-07): REPARAR BES Y BAJAR MALLA PARA CONTROL

DE ARENA

- Sacan BES. Bombas salen con giro trabado por presencia de arena y eje roto.

- Bajan BHA de evaluación. Evalúan arena “Ui” contra tanque bota en locación:

108

- TBR = 833, BFPD = 504, BSW = 26%, BPPD = 373, THE = 31

- Bajan completación de fondo con screen gravel pack. Evalúan arena “Ui” contra

tanque bota en locación:

- TBR = 668, BFPD = 384, BSW = 26%, BPPD = 284, THE = 37

- Reversan Jet. Bajan elementos de presión. Continúan evaluando “Ui” contra tanque

bota en locación:

o TBR = 1207, BFPD = 432, BSW = 28%, BPPD = 311, THE = 67 (30 hr

con elementos)

- Reversan Jet. Recuperan elementos (Pwf=850 psi). Continúan evaluando “Ui”

contra tanque bota en locación:

o TBR = 1988, BFPD = 408, BSW = 26%, BPPD = 302, THE = 114

- Bajan BES FC-450, Prueban rotación, ok. Realizan prueba de producción de “Ui”

con BES a la estación:

o BFPD = 480, BSW=100%, HZ=50, AMP=38/43/44, PSI=1825

- Finalizan operaciones el 07 de Octubre de 2007 a las 16h00


PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC MÉTODO ANTES 18-Sep-07 Ui BES con eje roto DESPUÉS 08-Oct-07 Ui BES fases desbalanceadas y a tierra



W.O. # 09 (20-OCT-07): REPARAR BES

- Sacan BES Centrilift. Equipo sale: Giro del conjunto duro; Descarga condiciones

externas ok; Bomba Upper: condición externa, ok, giro, ok; Bomba Lower:

109

condición externa, ok, giro trabado, debido a posible presencia de arena en las etapas

de la bomba.

- Separador de Gas en perfectas condiciones tanto en giro como su condición externa;

Sello Upper y Lower sale con el aceite dieléctrico en perfectas condiciones. Motor

eléctricamente malo y mecánicamente en buenas condiciones; Sensor Centinel y

cable, ok. Se recupera st. Valve en NO-GO totalmente taponado con arena.

- Bajan BHA de evaluación hasta 8808'. Asientan R-Matic a 8805', Prueban, ok.

Prueban admisión a "Ui" con 1500 psi, Presión cae 400 psi/min. Wire line abre

camisa de circulación a 8735'. Desplazan Jet 10I. Evalúan arena "Ui" contra tanque

bota en locación:

- TBR = 1636, BFPD = 480, BPPD = 384, BSW = 20%, THE = 62,

SALINIDAD = 14500 PPM CL-

- Reversan Jet. Controlan pozo. Desasientan R-Matic a 8805'. Sacan BHA de

evaluación.

- Bajan BHA de pesca con Campana ON-OFF de 5 1/2" x 2 7/8" hasta 8899'.

Enganchan ON-OFF Conector. Tensionan hasta 120000 lbs, desasientan Packer

"FH" a 8931'. Sacan completación de fondo con malla para control de arena.

- Bajan BHA de producción para Gas Lift con 6 Mandriles Daniels y packer "Arrow"

en tubería de 3 1/2" hasta 8971´. Abren camisa de circulación a 8862'. Desplazan

Jet 10I. Realizan prueba de producción de arena "Ui" con Jet a la estación:

- TBR = 75, BFPD = 456, BSW = 100%, THE = 4

- Finalizan operaciones el 20 de Octubre a las 00:00 hrs.

110


ARENA FECHA BPPD BAPD BSW API HORAS "Ui" 07-oct-07 BES OFF fases a tierra (Produce por 6 horas luego de W.O. N°8) "Ui" 28-oct-07 Pozo cerrado debido a posible packer desasentado



W.O. # 10 (01-NOVIEMBRE-2007): CAMBIO DE COMPLETACION GAS LIFT

POR PACKER DESASENTADO

- Desasientan empacadura a 8901' con 80000 lbs de tensión (centralizadores de Tbg-

hanger no estaban ajustados). Sacan BHA de Gas Lift

- Bajan BHA definitivo de Gas Lift con 6 mandriles "Daniels" y empacadura "FH" en

Tbg de 3-1/2", hasta 8945'.

- Realizan prueba de producción de la arena "Ui": con unidad MTU:

- TBR = 148, BFPD = 600, BSW = 100%, THE = 6

- Finalizan operaciones el 01 de Noviembre del 2007 a las 20:00 hrs.


ARENA FECHA BFPD BPPD BAPD BSW GE API OBSERV. "Ui" 28-oct-07 Prueban Tbg con 3000 psI ok prueban BHA. Packer desasentado "Ui" 03-nov-07 432 310 122 28.3 27.5 Produce con MTU



111

3.8. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO SHUSHUQUI – 18

COMPLETACIÓN INICIAL: 10-SEPTIEMBRE-2004

PRUEBAS INICIALES:


FECHA ARENA BFPD BPPD BSW SALIN. MÉT. PC 13-Ago-04 "Ts" 216 203 6 10000 PPH 80 21-Ago-04 "Ui" 1368 629 54 20000 PPH 80 27-Sep-04 "Um" 240 0 100 PPH 80



COMPLETACIÓN Y PRUEBAS:

- Toman registros de control de cemento CBL, CCL, VDL y GR, cemento bueno en

zona de interés.

- Con TCP punzonan el siguiente intervalo: 9285’ – 9294’ (9’) a 5 DPP de arena “Ts”

con carga tipo 51B cañón de 4 ½”. Soplo moderado

- Evalúan arena “Ts” con bomba jet:

BFPD=216, BPPD=203, BSWf=6 %, TR=428 bls., Salinidad=7000 ppm Cl-.

- Realizan estimulación a arena “Ts” con RMA.

- Evalúan arena “Ts” con bomba jet:

BFPD=1080, BPPD=134, BSWf=88 %, TR=1721 bls., Sal=7000 ppm Cl-.

- Con TCP punzonan el siguiente intervalo:

Arena “Ui” a 5 DPP (9136’ – 9146’) (10’).

- Evalúan arena “Ui” con bomba National Jet-9A:

BFPD = 1128, BPPD = 461, BSW = 59 %, TR = 2959 bls. THE = 68 horas,

Salinidad = 2600 ppm Cl-

112

- Asientan CIBP a 9122’.

- Con TCP punzonan el siguiente intervalo:

Arena “Um” a 5 DPP (9100’ – 9110’) (10’).

- Evalúan arena “Um” con bomba jet:

BFPD=240, BPPD=0, BSWf=100 %, TR=210 bls.

- Muelen CIBP desde 9122’ a 9124’

- Bajan completación de fondo con dos packers “FH”.

- Bajan equipo BES ESP: 2 Bombas TE-2700 (45 + 98 etapas), Motor: 160 HP, 1115

V, 88.5 Amp

- Realizan prueba de rotación, ok

- Realizan prueba de producción de arena “Us” a la estación Shushuqui:

BFPD = 2232, BPPD = 45, BSW = 98 %, TE = 6 horas, Hz= 50, Amp= 49

- Terminan operaciones.

W.O. # 01 (18-OCT-05): EVALUAR ARENA "Ui". REDISEÑAR BES.

- Sacan BES TE-2700, técnico desarma equipo: Dos bombas taponadas con sólidos,

separador de gas con giro muy duro, sello inferior con aceite limpio. Motores

eléctricamente en buen estado, sensor .Ok. Ánodos de sacrificio presentan un

desgaste de un 30% varias partes tiene puntos profundos. La parte exterior de los

equipos no presentan corrosión.

- Bajan BHA de prueba con ON-OFF campana hasta 9010'. Conectan campana ON-

OFF. W/line abre camisa de circulación + bajan elementos de presión. Desplazan

bomba hasta a 8973'. Evalúan arena "Ui":

113

- TR = 1700, BFPD = 912, BPPD = 228, BSWF = 75%, Sal = 16000 ppmCl-,

THE = 28

- Reversan Jet, cambian de geometría a 11K, W/line recupera elementos de presión

(Pwf = 1786 psi a 9008'). Desplazan bomba jet. Continúan evaluando "Ui":

- TR = 2334, BFPD = 1056, BPPD = 338, Bsw = 68 %, Sal = 28200 ppmCl-,

THE = 53.

- Reversan Jet. Sacan tubería.

- Bajan BES Centrilift FC-1200 (262 etapas), motor 130 HP, 2145 V, 35 Amp. hasta

8877'.

- Realizan prueba de rotación. OK. Realizan prueba de producción de "Ui" a la

estación:

- BFPD = 1488, BSW = 100 %, AMP = 29, Volt. = 2174. HZ = 57.5, THE = 10


PRUEBA ARENA FECHA BFPD BPPD BSW OBSERV. ANTES " Ui " 30-09-04 E.W.O. DESPUÉS " Ui " 23-10-04 1200 384 68 FC-1200



W.O. # 2 (11-ENE-06): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR

COMUNICACIÓN TBG-CSG

- Sacan BES FC-1200, técnico desarma equipo: Dos bombas limpias, con giro duro.

Protectores con giro normal. Corrosión localizada en la segunda cámara del

protector inferior, motor limpio y con giro normal.

114

- Bajan overshot, enganchan completación de fondo, desasientan 2 packers “FH”,

Sacan.

- Bajan BHA de evaluación con PHD packer y C-packer, asientan empacaduras,

abren camisa, evalúan arena “Ui” : BFPD= 864, BPPD= 199, BSW=77%, sal.

32.000 ppm Cl-. TE= 44 hrs.

- Reversan bomba jet, bajan std. Valve con elementos, desplazan nuevamente jet,

toman prueba multiratas: BFPD= 624, BPPD= 400, BSW=36%, sal. 37.150 ppm Cl-

. TE= 57 hrs, Pwf= 1763 psi @ 9080´.

- Bajan BHA de fondo con 2 packers FHL, asientan empacaduras a 9116´ y 9047´.

- Bajan BES Centrilift FC-1200, (209 + 68) etapas + bomba compresora (16 etapas),

motor 190 HP / 2415 V / 48 Amp.

- Terminan operaciones el 11 de enero del 2006.


PRUEBAS YACIMIENTO FECHA BFPD BPPD Bsw OBSERVACIONES

ANTES " Ui " 31-12-05 231 92 60 Bajo aporte E.W.O

DESPUÉS " Ui " 12-01-06 1053 421 60 FC-1200 Fuente: Petroproducción


- Trabajo Exitoso

W.O. # 3 (12-FEB-07): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR POSIBLE EJE

ROTO DE LA BES

- Sacan BES FC-1200, desarman equipo: Bombas y separador de gas con giro

normal. Giro en la cabeza del sello superior normal, pero en la base de sello inferior

115

sin giro (posible eje roto). Housing de sello inferior y motor presentan una fina capa

de escala. Motor y sensor eléctricamente OK.

- Bajan overshot, enganchan completación de fondo, desasientan 2 packers “FH”,

Sacan corriendo registro electromagnético de corrosión (No se detectan tubos con

corrosión severa).

- Bajan BHA de fondo con 2 packers FH, asientan empacaduras a 9118´ y 9048´.

- Bajan BES Centrilift P8XH6, (91 + 91) etapas + bomba compresora (16 etapas),

motor 152 HP / 2325V / 40 Amp.

- Terminan operaciones el 12 de Febrero del 2007.


PRUEBA ARENA FECHA BFPD BPPD Bsw OBSERVACIONES

ANTES " Ui " 02-02-07 No aporta Posible eje roto

DESPUÉS " Ui " 18-02-07 768 292 62 P8XH6 Fuente: Petroproducción


- Trabajo exitoso.

W.O. # 4 (03-JUN-07): REPARAR BES

- Equipo SAXON-07 inicia operaciones el 27 de Mayo de 2007 a las 00:00.

- Sacan y desarman equipo P8X en tubería 3½": Bomba superior con giro duro, Taper

con arena interna, giro duro; sello con las cámaras con aceite trabajado y agua en la

cámara superior; Motor con aceite trabajado, con bajo aislamiento, Sensor con

aceite quemado; Separador con químico en la base.

116

- Bajan BHA de pesca con ON-OFF campana hasta 9013'. Circulan. Enganchan

conector ON-OFF. Tensionan con 145000 lbs. Desasientan empacaduras "FH".

Sacan completación de fondo. Tubo bajo ON-OFF con corrosión severa ( Huecos )

- Bajan completación de fondo con 2 empacaduras "FH" hasta 9193'. Asientan

empacaduras @ 9119' y 9049'.

- Bajan BES Centrilift P8XH6 en tubería 3½", midiendo, calibrando y probando con

3000 psi cada 16 paradas hasta 8904'. Realizan empates de cable a 3902' y 7438'.

Equipo BES bajado: Centralizador 7". Sensor Centinel serie 450. Motor: 190 HP,

2415 V, 48 A serie 562. Sello serie 513. Separador de gas serie 513. Bombas: (2)

P8H6 (73 + 147 etapas) serie 400

- Realizan prueba de Producción de arena "Ui" con BES P8XH6 a la estación: BFPD

= 912, BSW = 100%, PC = 35 psi, Hz = 50, Amp = 32/30/28, Volt =

1790/1785/1780, Pwf = 2280, THE = 6

- Finalizan operaciones el 3 de Junio de 2007 a las 06h00.



ANTES " Ui " 25-05-07 BES OFF FASES A TIERRA

DESPUÉS " Ui " 25-06-07 675 257 62 P8H6 Fuente: Petroproducción


Trabajo Exitoso

117

W.O. # 5 (16-JUL-07): CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR COMUNICACIÓN

TBG-CSG

- Inicia operaciones equipo CEPE-02 el 11 de julio del 2007, a las 06:00 hrs.

- Sacan equipo BES P8XH6 en Tubing de 3 1/2". desarman BES reda: equipo en

general sale sin presencia escala ni corrosión, motor y sensor de fondo

eléctricamente y mecánicamente en buen estado, protectores e intake salen con giro

normal y suave, bombas presentan giro normal, cable eléctricamente en buen

estado.

- Bajan 2 bombas electrosumergibles p8h6 (147+73 etapas) en Tbg de 3 1/2", en

tubería de 3 ½” clase “a”, hasta 8909'. se realiza prueba de rotación, Ok.

- se realiza prueba de producción de la arena "Ui" hacia la estación:

BFPD=984, BSW=100%, Pc=30 psi, P intake=2130 psi, Amp=27-26-26,

Frec=52hz

- Finalizan operaciones en el pozo Shushuqui - 18 a las 20:00 hrs del dia 16-julio-

2007.



ANTES " Ui " 08-07-07 384 146 62 Comunicación TBG-CSG



118

119

W.O. # 06 (08-OCT-07) CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR

COMUNICACIÓN TBG-CSG

- Inicia operaciones equipo CPEB-1 el 03 de octubre del 2007, a las 19:00 hrs.

- Sacan equipo BES p8h6 en Tubing de 3 1/2". desarman BES reda: equipo sale sin

presencia de escala ni corrosión, motor y sensor de fondo eléctricamente y

mecánicamente en buen estado, protector con giro normal, separador de gas

presenta giro duro y bomba upper giro suave y bomba lower giro trabajado, cable

eléctricamente en buen estado.

- bajan equipo BES p8x (147 + 73 etapas) tipo "ferrítico" en Tbg de 3 1/2" clase "a",

hasta 8915'. se realiza prueba de rotación, ok.

- se realiza prueba de producción de la arena "ui" hacia la estación:

BFPD=912, BSW=100%, pc=64 psi, p intake=2013, amp=26-27-26, Frec=55 HZ

- finalizan operaciones en el pozo Shushuqui - 18 a las 22:00 Hrs del día 08-octubre-

2007.


PRUEBAS ARENA FECHA BFPD BPPD Bsw OBSERVACIONES

ANTES " Ui " 01-10-07 172 62 64 Comunicación Tbg-Csg



CAPÍTULO IV

CAPÍTULO IV

4. APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS PARA EL CONTROL DE ARENA

4.1. POZO ATACAPI – 13

El yacimiento productor con problemas de aporte de arena y finos es “Ts” éste es un

yacimiento de baja productividad por lo que se baja un equipo BES FC-450, el mismo

que trabajo 12 días. Si comparamos la productividad entre PPS y PPH podemos notar

que el sistema PPH es más eficiente en el manejo de sólidos ya que en el caso del

sistema PPH tipo Jet no presenta elementos mecánicos móviles. El run life, la

productividad y los costos de producción son menores en el sistema PPH, considerando

que en el campo Atacapi existen facilidades para PPH, por lo que sería la opción

adecuada.

Entonces se descarta el uso de tecnologías BES para el control de arena por lo

mencionado anteriormente.

Al tratarse de sólidos finos las tecnologías de mallas tampoco serían eficientes en el

control de arena.


El yacimiento productor, con problemas de aporte de arena y finos es “Ui”, en este pozo

hasta junio del 2008, se han realizado 18 trabajos de W.O. de los cuales 3 son debido al

atascamiento de la bomba por problemas de producción de arena, por lo que se ha

tenido que cambiar 3 equipos BES consecutivamente desde el W.O. # 12, 13 y 14, en

los cuales el run life del equipo BES ha sido de 44, 34 y 56 días respectivamente.

121

Cabe recalcar que únicamente en la completación que se bajo en el W.O. # 14 se agregó

un tubo ranurado como elemento mecánico para el control de arena.

Posteriormente el cambio de sistema a PPG, fue exitoso como solución al problema de

arenamiento, ya que éste sistema al no tener elementos móviles es tolerable a la


Al tener problemas en facilidades de superficie para gas lift se decide probar

nuevamente el sistema PPS, aplicando la tecnología de bombas para trabajos extremos,

más el uso de separadores mecánicos con tubo ranurados en la completación de fondo.

Este sistema ha funcionado perfectamente hasta la fecha actual, por lo que se demuestra

que es la mejor alternativa para la producción en pozos de condiciones extremas, como

es el caso de este pozo.

Podemos evidenciar esto, ya que se ha producido con otros tipos de bombas y con la

misma protección mecánica para la producción de arena y no se ha tenido buenos

resultados, en todos los casos la bomba se encontró atascada con arena.

Esta bomba se bajó el 11 de mayo del 2007 en el W.O. 18 y actualmente funciona

correctamente con una producción estabilizada de 1117 BFPD, 223 BPPD y un BSW de

80%. Tiene un run life de un año y un mes.


El yacimiento productor con problemas de producción de arena y finos es “Ui”, en este

pozo se han realizado hasta junio del 2008, 10 trabajos de W.O. de los cuales 3 son

debido al atascamiento de la bomba por presencia de arena. El equipo BES que se bajo

en el W.O. # 06 tuvo un run life de 52 días, el equipo BES del W.O. 07 tuvo un run life

122

de 30 días, en esta completación se incluyó 2 tubos ranurados y el equipo BES que se

bajó en el W.O. 08 tuvo un run life de 6 horas, en ésta completación se incluyo una

malla como elemento mecánico para el control de arena, por lo que se cambió de

sistema de levantamiento a PPG, por la abundante presencia de sólidos. Hasta la fecha

actual este pozo produce con el sistema PPG, con algunos problemas de fugas en

mandril.

Este pozo muestra condiciones agresivas de arenamiento, por lo que sería un buen

candidato para aplicar la bomba estabilizada para trabajos extremos, las condiciones del

pozo son las mismas que las del pozo Secoya – 17, en donde la bomba estabilizada para

trabajos extremos funciona perfectamente.

4.4. POZO SHUSHUQUI – 18

El yacimiento productor con problemas de aporte de arena y finos es “Ui”, en este pozo

se han realizado hasta junio del 2008, 6 trabajos de W.O. de los cuales 4 son debido al

atascamiento de la bomba por presencia de arena, por lo que se ha cambiado 4 equipos

BES. El equipo BES que se bajo en la completación inicial tuvo un run life de 19 días.

El equipo BES que se bajo en el W.O. # 01 tuvo un run life de 438 días. El equipo BES

del W.O. 02 tuvo un run life de 386 días, el equipo BES que se bajo en el W.O. 03 tuvo

un run life de 101 días y el equipo BES que se bajo en el W.O. 04 tuvo un run life de 34

días, en este W.O. se bajo en la completación un tubo ranurado, el cual trabajó

exitosamente en el control de arena. El W. 05 y W. 06 fue por comunicación tubing-

casing y manteniendo el mismo problema de presencia de sólidos en las bombas, a pesar

de que en estos dos trabajos de W.O. se bajó en la completación un tubo ranurado, por

123

lo que se decide en el W.O. 07 cambiar de sistema de levantamiento de PPS a PPH, por

la abundante presencia de sólidos. Hasta la presente fecha el pozo produce con PPH.

Este pozo tenía una producción con PPS de: BFPD 782, BPPD 266, BSW 66% y con el

sistema PPH produce: BFPD 744, BPPD 253, BSW 66%.

Este pozo muestra condiciones agresivas de arenamiento, por lo que sería un buen

candidato para aplicar la bomba estabilizada para trabajos extremos, las condiciones del

pozo son las mismas que las del pozo Secoya – 17, en donde la bomba estabilizada para

trabajos extremos funciona perfectamente.

124

CAPÍTULO V

125

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

• Uno de los problemas frecuentes que se tiene en el Campo Libertador de

Petroproducción es el atascamiento de bombas Electrosumergibles por el aporte

de arena de formación, como sucedió en el pozo Atacapi – 13, en su

completación tenía una bomba FC – 450; ésta es una completación convencional

por lo que no tenía ninguna protección ante el aporte de arena de formación.

Este equipo tuvo un tiempo de vida de 12 días. En este pozo no se intentó probar

otras tecnologías BES aptas para trabajar con sólidos ni elementos mecánicos

para el control de arena.

• Con el mismo problema de arenamiento tenemos el pozo Secoya – 17, en este

pozo se bajó un tubo ranurado en la completación de fondo con un equipo FC-

1200, éste equipo tuvo un tiempo de vida de 48 días, lo que demuestra que la

aplicación del elemento mecánico (tubo ranurado) para el control de arena

también en este pozo no ha funcionado. Las bombas que se encontraron

atascadas por aporte de arena de formación fueron una FC-1200 con un tiempo

de vida de 48 días y dos TE-1500, con un tiempo de vida de 34 días la primera y

la segunda 6 días.

126

• El pozo Secoya – 20 es un pozo con un arenamiento agresivo, lo cual podemos

evidenciar en fotografías tomadas en el teardown de los equipos en el Capítulo

3, los elementos mecánicos para el control de arena que se aplicó fueron: tubos

ranurados y mallas los cuales no dieron resultado, ya que el tamaño de grano de

arena proveniente de la formación es menor al tamaño de los sistemas mecánicos

para el control de arena. Como se vio en el Capítulo 4 en la página No. 88, las

bombas que tuvieron problemas de atascamiento fueron una GN-2100 con un

tiempo de vida de 633 días y tres FC-450, la primera tuvo un tiempo de vida de

33 días, la segunda 9 días y la tercera 6 horas, todas son convencionales,

quedaron atascadas a pesar de tener elementos mecánicos para el control de

arena, por lo tanto no son aplicables en pozos con estas condiciones de trabajo.

• Otro de los casos de arenamiento fue el pozo Shushuqui – 18, en éste pozo la

aplicación de elementos mecánicos para el control de arena en la completación

de fondo como tubos ranurados, ha dado resultados exitosos, ya que después del

atascamiento de la bomba electrosumergible, se colocó un tubo ranurado en la

completación, controlando la producción de arena. Las bombas que se quedaron

atascadas por el arena proveniente de la formación son una TE-2700 con un

tiempo de vida de 19 días, FC-1200 con un tiempo de vida de 438 días y una

P8XH6 con un tiempo de vida de 34 días, las cuales son bombas convencionales

y no están diseñadas para trabajar con sólidos, en el caso de la bomba P8XH6

trabajó perfectamente después de haberse colocado un tubo ranurado en la

completación para controlar el aporte de arena.

127

5.2. RECOMENDACIONES

• En el pozo Atacapi – 13 la producción con Bombeo Hidráulico es estable, se

recomienda continuar trabajando con este tipo de bombeo ya que este sistema

con bomba Jet no tiene partes móviles, de tal forma que puede manejar de una

mejor manera los sólidos, además considerando que el campo Atacapi tiene

facilidades de superficie para el sistema de Bombeo Hidráulico, y por ende los

costos operativos con este sistema serán menores.

• Se recomienda utilizar la nueva generación de bombas ESP como la del pozo

Secoya – 17, que continua produciendo con el equipo de fondo actual, trabaja

con una bomba estabilizada para trabajos extremos y un elemento mecánico para

el control de arena (tubo ranurado) en la completacion de fondo, ésta

combinación ha dado resultados exitosos en el control de arena.

• Debido a que en el Área Libertador existe la tendencia de desaparecer el sistema

de Bombeo hidráulico por problemas en equipos de superficie, en el pozo

Secoya – 20 se podría intentar cambiar a Bombeo Electrosumergible utilizando

la combinación de tubos ranurados en la completación de fondo con una bomba

estabilizada para trabajos extremos. En el pozo Secoya – 20 se recomienda

monitorear y realizar análisis físico-químico, para determinar la composición de

los sólidos (arena) y el tamaño, para con esos datos enviar a los fabricantes para

el diseño de la bomba para trabajos extremos a ser aplicada.

128

129

• En el pozo Shushuqui – 18, se puede utilizar elementos mecánicos para control

de arena en combinación de una bomba electrosumergible convencional, ya que

se ha podido demostrar que los tubos ranurados funcionan correctamente en el

control de arena y la bomba no sufre ningún daño.

• Se recomienda en el Área Libertador realizar un estudio de todos los pozos que

tengan antecedentes de arenamiento, para determinar parámetros físico-químicos

de los sólidos producidos y enviar los resultados a todos los fabricantes de

bombas electrosumergibles y elementos mecánicos para control de arena, para

que utilicen esta información y realicen sus diseños mucho más eficientes y

aplicables al problema de arenamiento que existe en el Área Libertador.

BIBLIOGRAFÍA

131

BIBLIOGRAFÍA

1. BAKER HUGHES-CENTRILIFT, Manual Técnico de Ventas, 2005

2. SCHLUMBERGER, Artificial Lift., Curso Básico Bombeo Electro-Sumergible

3. I Foro de Manejo y Control de Arena, Barinas, Venezuela 28/4/2006

4. Archivos del Departamento de Ingeniería de Petróleos del Campo Libertador de

Petroproducción.

5. Archivos del Laboratorio de Petrofísica de Petroproducción, San Rafael.

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

- BAKER HUGHES-CENTRILIFT, Manual Técnico de Ventas, 2005

ANEXOS

ANEXO 1

HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE POZOS CON PROBLEMAS DE

PRODUCCIÓN DE ARENA

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ATACAPI – 13

FECHA PC BFPD BPPD BSW ZONA MET. OBSERVACIONES 20-jun-04 INICIA PERFORACIÓN 14-jun-04 TERMINA PERFORACIÓN

26-jul-04 INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBA INICIALES

20-ago-04

FINALIZA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES BAJAN BOMBA DN 1750 (66 ETAPAS) SERIE 400 MOTOR 100 HP, 1245 VOLT. 47 AMP. SERIE 540 RANGO (1200-2250). POZO SIN STD. VALVE

22-ago-04 100 1766 1483 16.0 Ui PPS 23-ago-04 Ui PPS SALINIDAD 73000 PPMCL- 25-ago-04 75 1454 1221 16.0 Ui PPS 28-ago-04 70 1523 1273 16.0 Ui PPS 4-sep-04 75 1512 1149 24.0 Ui PPS SALINIDAD=90800 PPMCL- 7-sep-04 75 1382 981 29.0 Ui PPS SE TOMA NIVEL A 1023' 20-sep-04 80 1415 1005 29.0 Ui PPS

6-nov-04 CALIBRADOR 2.79" HASTA NO-GO, OK + INCREMENTA FRECUENCIA DE 60 A 62 HZ

27-nov-04 80 1476 856 42.0 Ui PPS SALINIDAD=74000 PPMCL- 5-dic-04 80 1474 825 44.0 Ui PPS SALINIDAD=78000 PPMCL-

10-dic-04

SE CIRCULA CON CRUDO LIMPIO (150 bls) TBG-CSG (100 BLS) SE ARRANCA BES SIN ÉXITO. SE ASIENTA STD. VALVE EN NO-GO A 8940'. SE PRUEBA TBG CON 600 PSI,OK

11-dic-04 SE ABRE CAMISA DE CIRCULACIÓN

12-dic-04 INICIA W.O # 01

17-dic-04 FINALIZA W.0 BAJAN 1 BOMBA GC-1700 (81 ETAPAS) 1 MOTOR: 114 HP, 1300VOLT, 53 AMP.

17-dic-04 80 1693 745 56.0 Ui PPS SALINIDAD=76000 PPMCL- 30-dic-04 90 1658 663 60.0 Ui PPS 15-ene-05 90 1646 658 60.0 Ui PPS SALINIDAD=86100 PPMCL-

25-ene-05 CALIBRADOR 31/2"(2.79") HASTA NO-GO A 8966',OK

26-ene-05 90 1670 668 60.0 Ui PPS

133

1-feb-05 90 1640 656 60.0 Ui PPS

26-feb-05 110 1652 661 60.0 Ui PPS CAMBIAN A LÍNEA DE ALTA + CALIBRADOR 2.75" HASTA NO-GO, OK

28-feb-05 100 1646 658 60.0 Ui PPS 5-mar-05 110 1570 628 60.0 Ui PPS SALINIDAD=81850 PPMCL- 28-mar-05 110 1568 564 64.0 Ui PPS 11-abr-07 110 1029 329 68.0 Ui PPS

12-abr-05

SE CHEQUEA TBG CON 400 PSI, PRESIÓN CAE A 200 PSI/4MIN.+RECUPERA STD. VALVE. SALE CANASTA DESGASTADA (90%) + BAJA NUEVO STD. VALVE, CAMISA DE CIRCULACIÓN

15-abr-05 55 341 109 68.0 Ui PPS

REALIZAN PRUEBA DE PRESIÓN CON CAMIÓN BOMBA BAJAN 65 BLS DE AGUA. POZO NO SE PREZORIZA DETECTAN COMUNICACIÓN TBG-CSG.

16-abr-05 BES OFF. FASES A TIERRA E.W.O (COMUNICACIÓN TBG-CSG)

17-abr-05 REALIZAN REGISTRO KINLEY + ABRE CAMISA DE CIRCULACIÓN

18-abr-05 INICIA W.O #02

24-abr-05 TERMINA W.O BAJAN 1 BOMBA GC-1700 (81 ETAPAS) 1 MOTOR 114HP, 2330 VOLT. 30AMP

24-abr-05 128 1558 623 60.0 Ui PPS

27-abr-05 1682 404 76.0 Ui PPS SE SUBE FRECUENCIA DE 53 A 56 HZ. SALINIDAD=80000 PPMCL-

12-may-05 120 1665 400 76.0 Ui PPS SALINIDAD=82500 PPMCL- 30-may-05 118 1764 423 76.0 Ui PPS 19-jun-05 118 1758 422 76.0 Ui PPS 24-jun-05 118 1866 448 76.0 Ui PPS SALINIDAD=86400 PPMCL- 29-jun-05 110 1811 435 76.0 Ui PPS 15-jul-05 130 1764 423 76.0 Ui PPS 31-jul-05 128 1729 415 76.0 Ui PPS 9-ago-05 130 1764 423 76.0 Ui PPS 20-ago-05 130 1768 424 76.0 Ui PPS SALINIDAD=84400 PPMCL- 30-ago-05 130 1744 419 76.0 Ui PPS 2-sep-05 130 1705 409 76.0 Ui PPS

7-sep-05 CALIBRADOR 3"(2.79") HASTA NO-GO A 8974',OK

16-sep-05 130 1772 425 76 Ui PPS 18-sep-05 140 1725 414 76 Ui PPS 8-oct-05 140 1823 437 76.0 Ui PPS 29-oct-05 140 1776 426 76.0 Ui PPS 4-nov-05 142 1752 350 80.0 Ui PPS SALINIDAD=78800 PPMCL- 17-nov-05 130 1752 210 88.0 Ui PPS 20-nov-05 130 1729 207 88.0 Ui PPS 1-dic-05 128 1688 209 88.0 Ui PPS 14-dic-05 120 1674 201 88.0 Ui PPS

23-dic-05 W/L CAMBIA STD.VALVE + CHEQUEA CAMISA DE CIRCULACIÓN, OK. POSIBLE

134

COMUNICACIÓN TBG-CSG.

24-dic-05 REALIZAN PRUEBA DE TBG CON CAMIÓN BOMBA SE DETERMINA COMUNICACIÓN TBG-CSG. E.W.O

6-ene-06 INICIA W.O # 03

23-ene-06

FINALIZA W.O BAJAN (3) BOMBAS FC 925 (88+88+88 ETAPAS) MOTOR: 152 HP-2325 VOLT. 40 AMP.

25-ene-06 120 741 669 74.0 Ui PPS 27-ene-06 120 463 449 3.0 Ui PPS SALINIDAD=5800 PPMCL- 29-ene-06 120 441 428 3.0 Ui PPS 10-feb-06 120 416 404 3.0 Ui PPS 24-feb-06 120 392 380 3.0 Ui PPS 3-mar-06 120 318 308 3.0 Ui PPS 21-mar-06 100 394 382 3.0 Ui PPS 29-mar-06 100 400 388 3.0 Ui PPS 9-abr-06 100 382 371 3.0 Ui PPS 27-abr-06 90 382 371 3.0 Ui PPS 10-may-06 90 361 350 3.0 Ui PPS 31-may-06 90 361 350 3.0 Ui PPS 8-jun-06 100 359 348 3.0 Ui PPS 11-jun-06 100 353 342 3.0 Ui PPS SALINIDAD=60000 PPMCL- 29-jun-06 90 306 297 3.0 Ui PPS

5-jul-06 W/L RECUPERA STD. VALVE DE NOGO A 8937' (STD DURO PARA SALIR)

7-jul-06 90 329 319 3.0 Ui PPS 22-jul-06 85 349 338 3.0 Ui PPS SALINIDAD=11500 PPMCL- 4-ago-06 90 323 313 3.0 Ui PPS 10-ago-06 80 362 351 3.0 Ui PPS SALINIDAD =60000 PPMCL- 22-ago-06 85 356 345 3.0 Ui PPS 1-sep-06 80 376 365 3.0 Ui PPS 6-sep-06 80 384 372 3.0 Ui PPS 5-oct-06 110 238 231 3.0 Ui PPS SALINIDAD = 60000 PPMCL- 30-oct-06 100 894 107 88.0 Ui PPS SALINIDAD = 86250 PPMCL- 12-nov-06 110 900 108 88.0 Ui PPS 21-nov-06 110 941 113 88.0 Ui PPS 2-dic-06 110 917 110 88.0 Ui PPS 19-dic-06 110 945 113 88.0 Ui PPS 4-ene-07 110 933 112 88.0 Ui PPS 20-ene-07 110 947 114 88.0 Ui PPS 28-ene-07 110 941 113 88.0 Ui PPS 4-feb-07 110 925 111 88.0 Ui PPS 10-feb-07 110 955 115 88.0 Ui PPS 10-feb-07 CAMBIAN TARJETA EN VSD 13-feb-07 110 902 108 88.0 Ui PPS 26-feb-07 110 853 102 88.0 Ui PPS 12-mar-07 110 883 106 88.0 Ui PPS 15-mar-07 110 926 111 88.0 Ui PPS 19-mar-07 110 847 102 88.0 Ui PPS 22-mar-07 110 853 102 88.0 Ui PPS 23-mar-07 Inicia WO # 4. 8-abr-07 Finaliza WO # 4: 1 BOMBA FC-450

135

(173 ETAPAS) + 1 TAPER (20 ETAPAS). MOTOR: 100 HP, 2145 V, 27 AMP

10-abr-07 80 221 155 30.0 Ts PPS 11-abr-07 130 215 166 23.0 Ts PPS 12-abr-07 130 212 165 22.0 Ts PPS 13-abr-07 130 235 228 3.0 Ts PPS SALINIDAD = 3750 ppmCl- 17-abr-07 120 212 206 3.0 Ts PPS 20-abr-07 BES OFF. FASES A TIERRA. E.W.O Inicia WO # 5

28-abr-07 Finaliza WO. Bajan BHA para PPH. Pozo produce con unidad MTU por falta de línea de fluido motriz.

30-abr-07 140 264 106 60.0 Ts PPH 6-may-07 60 336 268 20.3 Ts PPH 28-may-07 60 240 228 5.0 Ts PPH 12-jun-07 60 264 227 14.0 Ts PPH 22-jun-07 60 264 211 20.0 Ts PPH 30-jun-07 60 240 190 21.0 Ts PPH 6-jul-07 60 240 190 50.8 Ts PPH SALINIDAD = 11000 ppmCl- 19-jul-07 60 264 243 21.0 Ts PPH 27-jul-07 60 192 175 9.0 Ts PPH

27-jul-07

Recuperan bomba + desplazan St/valve de cavidad y prueba tubería, detectan comunicación Tbg-Csg. Cierran pozo. Espera W.O.

29-jul-07 Inicia W.O # 06

3-ago-07

Sale de W.O Cavidad Guiberson PL-II Bomba Jet 10J. Arman líneas + Instalan MTU + Inicia Producción con MTU.

4-ago-07 528 0 100.0 Ts PPH Salinidad = 90000 ppm Cl-

5-ago-07

C/Bomba mismo tipo para chequeo de Camisas. W/L Chequea Camisa de 2 3/8" @9501',ok + Chequean Camisa de 2 3/8" @9337, ok + Cierra Camisa @9337',ok

6-ago-07 BSW=90% Salinidad=79900 ppmcl- 7-ago-07 432 43 90.0 Ts PPH 8-ago-07 504 81 84.0 Ts PPH

8-ago-07

Se reversa Bomba Jet + W/L recupera Std./Valve @9198'. Prueban TBG con 3000 Psi, presión cae 1200 Psi/min + Prueban retorno, ok. Pozo E.W.O por comunicación bajo packer. Pozo queda sin Bomba ni Std. Valve

10-ago-07 Inicia W.O. N°7

13-ago-07 Termina W.O. Inician evaluación con unidad MTU

14-ago-07 60 240 36 85.2 Ts PPH Evaluando con unidad MTU

15-ago-07 60 240 101 58.0 Ts PPH

Evaluando con unidad MTU, Suspenden evaluación. Inician producción con sistema centralizado de power oil de Estación Atacapi

16-ago-07 80 190 80 57.9 Ts PPH Produce con sistema centralizado P.O. 20-ago-07 90 220 204 7.3 Ts PPH Produce con sistema centralizado P.O.

136

29-ago-07 90 212 192 9.4 Ts PPH Produce con sistema centralizado P.O. 27-sep-07 90 171 155 9.4 Ts PPH Produce con sistema centralizado P.O. 4-oct-07 80 160 144 10.4 Ts PPH 10-nov-07 80 171 155 9.4 Ts PPH 7-dic-07 80 157 141 10.2 Ts PPH



HISTORIAL DE PRODUCCIÓN SECOYA – 17

FECHA BFPD BPPD BSW MET. ZONA OBSERVACIONES 25-Oct-99 Sale de WO # 02 13-Nov-99 929 576 38.0 PPG Ui

10-Abr-00 590 354 40.0 PPG Ui Toman GLS, detecta hueco @ +/- 4000’.

11-Abr-00 569 341 40.0 PPG Ui 18-Abr-00 Inicia WO # 03. 18-Abr-00 Sale de W.O. 21-Abr-00 1248 749 40.0 PPG Ui + Us 12-Jul-00 1072 643 40.0 PPG Ui + Us 16-Jul-00 850 510 40.0 PPG Ui + Us Salinidad 41050 ppm de CL-..

27-Jul-00 773 464 40.0 PPG Ui + Us Golpean set de Valvulas mas toman GLS

04-Ago-00 914 503 45.0 PPG Ui + Us

14-Ago-00 677 372 45.0 PPG Ui + Us Cambian set de valvulas. Pozo chocado

23-Ago-00 601 349 42.0 PPG Ui + Us Golpean segunda válvula

24-Ago-00 226 136 40.0 PPG Ui + Us Toman GLS. Detecta hueca a +/- 5250’

25-Ago-00 733 425 42.0 PPG Ui + Us Bajan tapón en primer mandril. Pozo chocado.

13-Sep-00 709 390 45.0 PPG Ui + Us 15-Oct-00 660 363 45.0 PPG Ui + Us Salinidad = 48.200 PPM Cl. 27-Oct-00 615 338 45.0 PPG Ui + Us 18-Nov-00 429 236 45.0 PPG Ui + Us 26-Nov-00 237 130 45.0 PPG Ui + Us 17-Mar-01 Entra a W.O. # 04 22-Mar-01 Sale de W.O.

26-Mar-01 BSW= 29% Salinidad= 40600 ppmCl

27-Mar-01 Se toma GLS. Ok. 27-Mar-01 1489 819 45 PPG Ui + Us 05-Abr-01 1557 856 45 PPG Ui + Us 12-May-01 1489 819 45 PPG Ui + Us

20-May-01 BSW = 30% Salinidad = 45000 ppmCl

31-May-01 BSW = 26% Salinidad = 49733 ppmCl

08-Jun-01 1531 842 45 PPG Ui + Us 14-Jul-01 1410 846 40 PPG Ui + Us

137

02-Ago-01 Se chequea tuberia. Ok. 12-Ago-01 1297 778 40 PPG Ui + Us

24-Ago-01 BSW = 32% Salinidad= 50000 ppmCl

07-Sep-01 BSW = 34% Salinidad= 50946 ppmCl

12-Sep-01 Se toma GLS

15-Sep-01 Cmbia 2da valvula por otra recalibrada

20-Sep-01 1263 758 40 13-Oct-01 1055 633 40

18-Oct-01 Bajan bloque impresor detecta hueco en tuberia @ 4050’. Pozo espera W.O.

20-Oct-01 Inicia W.O. # 05 05-Nov-01 Sale de W.O. # 05 12-Nov-01 1320 792 40 PPG Ui + Us Salinidad = 49800 ppm cl- 08-Dic-01 1337 802 40 PPG Ui + Us Chequean tubería, limpia, Ok. 17-Dic-01 1327 796 40 PPG Ui + Us 09-Ene-02 Golpean set de válvulas 27-Ene-02 966 580 40 PPG Ui + Us 16-Feb-02 863 518 40 PPG Ui + Us 04-Mar-02 Cierran camisa de Us 11-Mar-02 880 528 40 PPG Ui 11-Abr-02 857 514 40 PPG Ui FECHA BFPD BPPD BSW MET. ZONA OBSERVACIONES 04-May-02 902 541 40 PPG Ui 23-May-02 Chequean tubería, limpia, Ok. PPG Ui 01-Jun-02 869 522 40 PPG Ui 12-Jul-02 829 497 40 PPG Ui

23-Jul-02 Bajan bloque impresor detecta hueco en tuberia @ 4330’. Pozo espera W.O.

05-Ago-02 Inicia W.O. # 06 13-Ago-02 Sale de W.O. 22-Ago-02 775 465 40 PPG Ui

08-Ene-03 Chequean tubería, detectan escala a 8938’.

10-Ene-03 Realizan limpieza al Tbg. con HCL al 15%

14-Ene-03 1325 795 40 PPG Ui 22-Feb-03 1222 733 40 PPG Ui 15-Mar-03 Chequea tubería, limpia, Ok. 23-Mar-03 1335 801 40 PPG Ui 22-Abr-03 1344 806 40 PPG Ui 19-May-03 1311 787 40 PPG Ui 06-Jun-03 Chequea tubería, limpia, Ok. 23-Jun-03 1364 818 40 PPG Ui 11-Jul-03 1311 787 40 PPG Ui 05-Ago-03 Chequean tubería, limpia, Ok. 06-Ago-03 1270 762 40 PPG Ui 08-Sep-03 588 353 40 PPG Ui Cambian 1ra válvula por válvula 09-Sep-03 882 529 40 PPG Ui Golpean set de válvulas 14-Sep-03 771 463 40 PPG Ui Chequean tubería + camisas, Ok.

138

28-Sep-03 Toman GLS detectan liqueo en 1er mandril

24-Oct-03 Toman GLS detectan daño en 1er mandril

25-Oct-03 Recuperan válvula de 1er mandril + asientán tapón.

27-Oct-03 412 222 46 PPG Ui 29-Oct-03 Inicia W.O. # 07 02-Nov-03 Sale de W.O. 17-Nov-03 1499 749 50 PPG Ui 02-Mar-04 1215 608 50 PPG Ui 08-Mar-04 1301 651 50 PPG Ui

10-Mar-04

Golpean set de válvulas. Chequean tubería, encuentran obstrucción de escala a 8936’, golpeando llegan hasta el tapón ciego.

12-Mar-04 Chequean camisas, Ok. Toman GLS, detectan fuga en 1er mandril.

13-Mar-04 200 100 50 PPG

Ui

Recuperan válvula de 1er mandril + asientan tapón. Detectan posible daño en 1er mandril.

14-Mar-04

Bajan bloque impresor, detectan tapón de 1er mandril al fondo, recuperan tapón, intentan asentar tapón en mandril, sin éxito. Abren camisa de circulación. Pozo espera W.O.

20-Mar-04 Termina W.O. N° 8 29-Mar-04 815 326 60 PPG Ui Toman GLS

30-Mar-04 788 315 60 PPG Ui Cambian 1° y 2° válvulas + golpean set de válvulas

13-Abr-04 759 304 60 PPG Ui 18-Abr-04 889 356 60 PPG Ui Golpean set de válvulas 20-May-04 859 344 60 PPG Ui 11-Ago-04 251 100 60 PPG Ui Toman GLS. Fuga por 1° mandril 14-Ago-04 306 122 60 PPG Ui Luego de golpear set de válvulas 20-Ago-04 165 66 60 PPG Ui 21-Ago-04 Toman GLS. 27-Ago-04 315 126 60 PPG Ui FECHA BFPD BPPD BSW MET. ZONA OBSERVACIONES 01-Sep-04 Chequean camisas, Ok. 11-Sep-04 329 132 60 PPG Ui 28-Sep-04 Inicia W.O. # 09

04-Oct-04 Sale de W.O. Bajan completación para Gas Lift. (Limpiando pozo con bomba Jet)

04-Oct-04 648 0 100 PPH Ui Salinidad = 4800 ppm cl- 05-Oct-04 552 0 100 PPH Ui Salinidad = 8000 ppm cl-

05-Oct-04 456 0 100 PPH Ui Bomba se tapona a las 18 Hrs. Se intenta recuperar con unidad de W/L sin éxito.

06-Oct-04

Se intenta recuperar bomba con la unidad de swab tensionando hasta 4500 lbs. Sin éxito. Queda tensionado con 4500 lbs. Desde las 20 hrs.

139

07-Oct-04

Se intenta recuperar bomba sin éxito. Se rompe pin. Finaliza las operaciones de swab a las 08 hrs. Pozo esperando W.O.

08-Oct-04 Inicia W.O. # 10

11-Oct-04 Finalizan W.O. # 10. Desplazan Jet-10J para evaluar con unidad MTU

12-Oct-04 960 29 97 PPH Ui 13-Oct-04 960 538 44 PPH Ui

23-Oct-04 816 490 40 PPH Ui Suspenden Evaluación. Recuperan Jet

24-Oct-04 Recuperan tapones + asientan Válvulas

25-Oct-04 1254 602 52 PPG Ui 25-Nov-04 1329 532 60 PPG Ui Toman GLS 26-Nov-04 Se golpea 3° y 4° válvula 27-Nov-04 1423 569 60 PPG Ui 25-Dic-04 1352 541 60 PPG Ui 22-Ene-05 817 327 60 PPG Ui Toman GLS 29-Ene-05 1023 409 60 PPG Ui Golpean Set de válvulas

30-Ene-05 Cambian 1° y 3° válvulas + bajan bloque impresor

07-Feb-05 658 263 60 PPG Ui

08-Feb-05

Recuperan St. Valve. Cierran + abren camisa de Ui. Chequean camisa de circulación + golpean set de válvulas

09-Feb-05 729 292 60 PPG Ui

10-Feb-05 Toman GLS. Detectan hueco a +/- 4900’

11-Feb-05 917 367 60 PPG Ui Toman GLS. Hueco confirmado a +/- 5500’

12-Feb-05 617 247 60 PPG Ui

14-Feb-05 Corren registro Kinley. Confirman hueco @ +/- 5600´.

21-Feb-05 Inicia. W.O.#11 28-Feb-05 Termina W.O. 07-Mar-05 545 109 80 PPG Ui 08-Mar-05 1168 467 60 PPG UI SE toma GLS 23-Mar-05 1218 609 50 PPG UI 10-Abr-05 1247 623 50 PPG UI

08-May-05 1305 652 50 PPG UI Calibrador de 2.75” hasta camisa de circulación OK.+ Calibrador 2.25” hasta tapon ciego OK.

18-May-05 1258 629 50 PPG UI

26-May-05 982 491 50 PPG UI Chequean camisa de Ui OK.+ golpean set de válvulas

01-Jun-05 776 388 50 PPG UI

03-Jun-05 906 453 50 PPG UI Toman GLS. Fuga por 1era y 2da válvula

05-Jun-05 PPG UI Cambian 1era y 2da vál. + bloque impresor hasta tapon ciego OK.

06-Jun-05 PPG UI Bajan bloque impresor hasta Tapon Ciego. No marca nada al salir se obstruye @ 8850´(x-over)

07-Jun-05 24 12 50 PPG UI

140

FECHA BFPD BPPD BSW MET. ZONA OBSERVACIONES

07-Jun-05 PPG UI Recuperan Válvula de 1er mandril + asientan tapon en varios intentos (posible daño en bolsillo de mandril)

08-Jun-05 PPG UI Arrancan pozo. No produce. Comunicación en 1er mandril .EWO

11-Jun-05 Inicia. W.O.#11

27-Jun-05 Termina W.O. Cambian de PPG A PPS. TE-1500 ( 98 ETAPAS, 160 HP, 88.5 Amp, 1115 Volt )

28-Jun-05 1203 481 60 PPS Ui

17-Jul-05 1254 502 60 PPS UI Se cambia cable de superficie. Se recupera st/valve. ( Limpio )

25-Jul-05 1335 534 60 PPS UI 28-Jul-05 1294 518 60 PPS UI

01-Ago-05 Bomba se apaga por sobre corriente. Bomba presenta atascamiento.

02-Ago-05

Realizan limpieza a la BES con camiòn bomba. Arrancan BES Frec=20 HZ, 102 Amp (Equipo sobrecargado). Amperaje cae a 23 Amp. No aporta. Posible eje roto.

06-Ago-05 INICIA W.O. # 13 10-Ago-05 Finliza W.O. # 13 15-Ago-05 1117 559 50 PPS UI 16-Ago-05 1117 469 58 PPS UI

29-Ago-05 PPS

UI

Pozo Off por sobrecorriente existe mucha variacion de sobrecorriente con picos de corriente altos se baja Hz hasta 46 bomba se estabiliza pero no levanta presiòn. Se arranca inverso sin éxito .

30-Ago-05 PPS UI Se recupera Std. Vàlve

31-Ago-05 PPS UI Realizan limpieza a la BES. Pozo no arranca EWO

13-Sep-05 PPS UI Terminan W.O. 18-Sep-05 1082 433 60 PPS UI 20-Sep-05 1068 427 60 PPS UI 05-Oct-05 627 251 60 PPS UI Se recupera Std. Valve 16-Oct-05 894 358 60 PPS UI 22-Oct-05 862 645 60 PPS UI

25-Oct-05 PPS

UI

Incrementan Frecuencia de 55 @ 58 Hz se cofirma amperaje en (27/31/28) . se obtiene una prueba baja + se incrementa Hz @ 63 . Se apaga Equipo se mide back spin marca cero. Posible eje roto. Pozo Off.

26-Oct-05 851 340 60 PPS UI Arrancan pozo OK 28-Oct-05 472 189 60 PPS UI 30-Oct-05 447 179 60 PPS UI 31-Oct-05 427 171 60 PPS UI

01-Nov-05 POZO OFF POR BAJO APORTE EWO

09-Nov-05 Termina W.O. N° 15 Cambian de PPS a PPG, se bajan mandriles de 1”

141

14-Dic-05 677 305 55 PPG UI 13-Ene-06 677 305 55 PPG UI 27-Mar-06 517 233 55 PPG UI 27-Abr-06 488 220 55 PPG UI

18-May-06 188 85 55 PPG UI Toman GLS, se detecta fuga en 3° mandril

21-May-06 165 74 55 PPG UI

Luego de cambiar 3° válvula. Persiste pérdida de producción. Espera W.O. por fuga en 3° mandril y/o hueco en tubería.

23-May-06 253 114 55 PPG UI 26-May-06 Inicia W.O. # 16 29-May-06 Finliza W.O. 02-Jun-06 717 322 55 PPG UI FECHA BFPD BPPD BSW MET. ZONA OBSERVACIONES 20-Jun-06 750 338 55 PPG UI Salinidad = 41500 ppm cl- 10-Jul-06 1072 484 55 PPG UI 24-Jul-06 894 402 55 PPG UI 27-Jul-06 Chequean tubería, Ok. 09-Ago-06 1317 593 55 PPG UI Salinidad = 42000 ppm cl- 27-Ago-06 1348 606 55 PPG UI 04-Sep-06 1235 556 55 PPG UI 24-Sep-06 1340 603 55 PPG UI 08-Oct-06 1135 511 55 PPG UI 16-Oct-06 1111 500 55 PPG UI 24-Oct-06 1223 550 55 PPG UI Salinidad = 38000 ppm cl- 28-Oct-06 1035 466 55 PPG UI

05-Nov-06

Pozo congelado lineas de inyección y de flujo. W-line baja bloque impresor. NO pasa a 1330’. Marca rotura de tubería. Pozo E.W.O.

10-Nov-06 Suspenden W.O Nº17 23-Feb-07 Reinicia W.O. 5-Mar-07 Finaliza W.O. Nº 17

7-Mar-07

Sacan tapones + Bajn valvulas de Gas Lift. Intentan arrancar pozo con Gas Lift, sin èxito. Bajan presion del sistema. Recuperan tapones + asientan tapones-

12-Mar.07 1344 0 100 PPH

UI

Queda produciendo con MTU de Cìa Pride con jet 11K para limpiar pozo.

16-Mar-07 888 163 81.7 PPH UI 21-Mar-07 864 397 54.4 PPH UI

23-Mar-07

Suspenden evaluaciòn con MTU de Cìa. San Antonio + Reinician evaluaciòn con unidad MTU de Cìa. SERTECPET. Desplazan Jet 11K.

27-Mar-07 768 311 59.5 PPH UI Finalizan produccion con MTU. Recuperan Jet 11K

28-Mar-07

W/L recupera tapones, asienta 1era valvula, intenta asentar 2da valvula , sin éxito. Con kick over tool intentan recuperar valvula, al sacar queda pescado kick over tool + martillos y barras a 1800’. Intenta

142

pescar sin éxito.

29-Mar-07 Swab pesca barras y martillos+Intentan pescar kick over tool, sin èxito.

30-Mar-07

Intentan pescar kick-over tool a 1800’ , sin éxito. Bajan bloque impresor (sale marca de rosca kick over), intentan enganchar sin éxito. E. W.O

22-Abr-07 Inicia W.O. # 18

11-May-07 Finliza W.O. cambian de PPG a PPS (2 bombas P12X)

14-May-07 1105 221 80 PPS UI 15-May-07 1125 225 80 PPS UI Salinidad = 38500 ppm cl- 24-May-07 1074 215 80 PPS UI 13-Jun-07 1270 254 80 PPS UI 23-Jun-07 1054 211 80 PPS UI 15-Jul-07 1169 234 80 PPS UI 25-Jul-07 1117 223 80 PPS UI

27-Jul-07 Recupera St. Valve (presencia de arena)

28-Jul-07 1064 213 80 PPS UI 07_Ago-07 1172 234 80 PPS UI 20-Ago-07 1134 227 80 PPS UI 11-Sep-07 1041 208 80 PPS UI 23-Sep-07 1076 215 80 PPS UI 16-Oct-07 958 192 80 PPS UI 28-Oct-07 800 160 80 PPS UI 04-Nov-07 829 166 80 PPS UI 15-Nov-07 870 174 80 PPS UI 10-Dic-07 1117 223 80 PPS UI 23-Dic-07 1098 220 80 PPS UI 18-Ene-08 960 192 80 PPS UI 25-Ene-08 995 199 80 PPS UI 18-Feb-08 970 194 80 PPS UI 23-Feb-08 992 198 80 PPS UI 10-Mar-08 1109 222 80 PPS UI 21-Mar-08 907 181 80 PPS UI 05-Abr-08 1019 204 80 PPS UI 20-Abr-08 941 188 80 PPS UI 09-May-08 1000 200 80 PPS UI 31-May-08 1058 212 80 PPS UI 06-Jun-08 1070 214 80 PPS UI 19-Jun-08 1053 211 80 PPS UI



143

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN SECOYA – 20 FECHA BFPD BPPD BSW ZONA METD OBSERVACIONES 10-Mar-00 Pozo sale de W.O. 13-Mar-00 1058 1058 0.0 Ui PPG 01-Abr-00 1089 1089 0.0 Ui PPG 22-Abr-00 998 997 0.1 Ui PPG 14-May-00 978 978 0.0 Ui PPG

17-Jun-00 983 983 0.0 Ui PPG 23-Jul-00 978 978 0.0 Ui PPG 05-Ago-00 967 967 0.0 Ui PPG 16-Sep-00 1102 1102 0.0 Ui PPG 30-Sep-00 Chequea TBG, calibradores no pasan a 5972’

07-Oct-00 Realizan limpieza al TBG con HCL al 15% 08-Oct-00 1077 1076 0.1 Ui PPG

14-Oct-00 744 744 0.0 Ui PPG Chequean tubería (calibrador 2.86” encuentra obstrucción a 6018’ y 6035’, pasa golpeando) + GLS.

24-Nov-00 940 932 0.8 Ui PPG 18-Dic-00 940 932 0.8 Ui PPG 26-Ene-01 812 808 0.5 Ui PPG 11-Feb-01 793 789 0.5 Ui PPG 15-Feb-01 Chequean tubería, presencia de escala a 5860’ 17-Feb-01 Realizan limpieza al tubing con HCL al 15%. 23-Mar-01 998 992 0.6 Ui PPG 16-Abr-01 959 953 0.6 Ui PPG 26-Abr-01 Chequean tubería, presencia de escala a 7284’ 22-May-01 964 945 2.0 Ui PPG

21-Jul-01 1199 1181 1.5 Ui PPG 17-Ago-01 1090 1077 1.2 Ui PPG 23-Sep-01 1089 1075 1.2 Ui PPG Chequean tubería, presencia de escala a 7300’ 19-Oct-01 1090 1078 1.2 Ui PPG 23-Nov-01 1094 1081 1.2 Ui PPG 21-Dic-01 1068 1057 1.0 Ui PPG 25-Ene-02 Chequean tubería, presencia de escala a 6025’ 27-Ene-02 1021 1011 1.0 Ui PPG 03-Feb-02 Chequean tubería, presencia de escala a 6010’ 23-Feb-02 1077 1066 1.0 Ui PPG 11-Mar-02 1128 1112 1.0 Ui PPG 21-Mar-02 1167 1155 1.0 Ui PPG Pozo continúa en producción. 11-Abr-02 1154 1142 1.0 Ui PPG 05-May-02 1122 1111 1.0 Ui PPG

22-May-02 1073 1062 1.0 Ui PPG Se Chequea Tbg Calibrador de 2.75” OK

02-Jun-02 1089 1078 1.0 Ui PPG 08-Jun-02 1026 1016 1.0 Ui PPG 13-Jul-02 875 866 1.0 Ui PPG 22-Ago-02 Inicia W.O Nº 03

27-Nov-02 Finaliza W.O Nº 03. Bajan completación para PPS

28-Nov-02 1140 1115 2.2 Ui PPS

144

25-Ene-03 1229 1204 2.0 Ui PPS 20-Feb-03 1235 1210 2.0 Ui PPS 26-Abr-03 1170 1135 3.0 Ui PPS 21-Jun-03 1152 1118 3.0 Ui PPS 17-Jul-03 1111 1033 7.0 Ui PPS 26-Sep-03 1035 952 8.0 Ui PPS 26-Oct-03 1058 973 8.0 Ui PPS FECHA BFPD BPPD BSW

ZONA METD. OBSERVACIONES 23-Nov-03 1011 930 8.0 Ui PPS 20-Dic-03 909 836 8.0 Ui PPS 22-Ene-04 858 789 8.0 Ui PPS 28-Mar-04 768 707 8.0 Ui PPS 21-May-04 694 638 8.0 Ui PPS

12-Jun-04 729 671 8.0 Ui PPS 23-Jul-04 675 621 8.0 Ui PPS 14-Ago-04 829 763 8.0 Ui PPS 23-Ago-04 BES OFF. Fases a tierra 25-Ago-04 Inicia W.O Nº 04

11-Sep-04 Finaliza W.O Nº 04. Bajan completación para PPG

29-Oct-04 627 552 12.0 Ui PPG 21-Nov-04 606 533 12.0 Ui PPG 11-Dic-04 592 521 12.0 Ui PPG 01-Feb-05 459 404 12.0 Ui PPG 26-Mar-05 417 367 12.0 Ui PPG 10-Abr-05 410 361 12.0 Ui PPG 27-Abr-05 Se Chequea Tbg Calibrador de 2.75” OK 12-May-05 388 342 12.0 Ui PPG

11-Jun-05 306 269 12.0 Ui PPG 26-Jul-05 310 273 12.0 Ui PPG 07-Ago-05 323 284 12.0 Ui PPG 25-Ago-05 188 165 12.0 Ui PPG Toman GLS. Fuga en tercer mandril 02-Sep-05 341 300 12.0 Ui PPG 15-Oct-05 270 238 12.0 Ui PPG 21-Nov-05 140 19 12.0 Ui PPG Toman GLS

22-Nov-05 Detectan fugas por 3° mandril. Cambian 3ra y 4ta válvulas + Golpean Set.

24-Nov-05 165 145 12.0 Ui PPG 26-Nov-05 159 140 12.0 Ui PPG 09-Dic-05 Inicia W.O. # 05 12-Dic-05 Termina W.O. Bajan BHA para PPG 16-Dic-06 353 289 18.0 Ui PPG 18-Ene-06 347 285 18.0 Ui PPG 22-Feb-06 171 140 18.0 Ui PPG Toman GLS. Posible hueco en 3er mandril. 23-Feb-06 Cambian válvula en 3er mandril 27-Mar-06 188 154 18.0 Ui PPG 18-May-06 247 203 18.0 Ui PPG

24-Jul-06 382 313 18.0 Ui PPG 24-Sep-06 347 284 18.0 Ui PPG 23-Oct-06 341 280 18.0 Ui PPG Salinidad = 28000 PPM Cl-

145

11-Dic-06 353 289 18.0 Ui PPG 08-Ene-07 357 293 18.0 Ui PPG 29-Mar-07 318 261 18.0 Ui PPG 01-Abr-07 329 270 18.0 Ui PPG 06-May-07 Chequean TBG. Ok. + Golpean set de válvulas

28-May-07 306 251 18.0 Ui PPG

10-Jun-07 306 251 18.0 Ui PPG 22-Jun-07 470 385 18.0 Ui PPG 29-Jun-07 Chequean TBg, Ok. Golpean set de válvulas. 30-Jun-07 412 338 18.0 Ui PPG

03-Jul-07 Pozo no aporta. Tiene comunicación tubing-casing. Espera W.O.

04-Jul-07 Inicia W.O # 06

16-Jul-07 Sale de W.O Bomba FC-450 (231 etapas) 1 motor (100 HP- 2145V. – 27 AMP). Bajan tubería clase “A”

24-Jul-07 470 385 18 Ui PPS Psi=1018 27-Jul-07 370 303 18 Ui PPS Psi=1021 10-Ago-07 320 262 18 Ui PPS Psi= 1350

17-Ago-07 100 82 18 Ui PPS

Psi=1923. Prueban tubería con 700 Psi con la BES, ok . W/L recupera Std-Valve (presencia de escala). Realizan limpieza al intake con HCL al 15% con Coiled Tubing. Intentan arrancar BES, sin éxito. Bomba atascada.

18-Ago-07 Realizan limpieza a la BES con solventes y HCL al 15% con Coiled Tubing. Intentan arrancar, sin éxito. Bomba atascada.

26-Ago-07 Inicia WO # 07 07-Sep-07 Termina W.O # 07 12-Sep-07 274 206 25 Ui PPS Salinidad = 22500 ppm Cl 15-Sep-07 201 165 18 Ui PPS Salinidad = 39000 ppm Cl

16-Sep-07 Bes OFF por baja carga. Presencia de arena. (std-valve).

18-Sep-07 Circulan en directa. Arrancan BES, sin éxito posible eje roto. E.W.O

23-Sep-07 Inicia W.O # 08

07-Oct-07

Termina W.O # 08 a las 16H00 Se baja equipo BES Centrilift FC-450. Pozo queda en producción. Bes OFF bajo aislamiento a tierra + fases desbalaceadas.

08-Oct-07 Megan equipo BES bajo el quick connector confirman bajo aislamiento. W/L abre camisa de circulación. E.W.O

12-Oct-07 Inicia W.O # 09

20-Oct-07

Termina W.O # 09. Pozo completado para Gas Lift. Bajan bomba jet 10I a camisa para producir con unidad MTU por falta de línea de inyección de gas.

21-Oct-07 480 342 28.8 Ui PPH

27-Oct-07 Pescan Jet + Cierran camisa + asientan Std. Valve de camisa + prueban tubing con 3000 Psi, ok.

28-Oct-07 Sacan Std. Valve de 3 ½” + Bajan Std. Valve

146

de 2 7/8” + Prueban BHA con 3000 Psi. Abren camisa. Detectan Packer Desasentado.

29-Oct-07 Inicia W. O # 10

01-Nov-07

Termina W.O # 10. Pozo completado para Gas Lift. Bajan bomba jet 10I hasta camisa de circulación para producir con MTU por falta de línea de inyección de gas.

02-Nov-07 300 131 78.2 Ui PPH 04-Nov-07 384 326 14 Ui PPH Bsw=84% Salinidad=28500 ppmCl-

09-Nov-07 W/L Recupera bomba jet 1oI. Circulan CSG-TBG. Intentan llenar pozo, sin éxito.

10-Nov-07 Bajan Std. Valve + Desplazan jet 10I. Continúa produciendo con MTU.

15-Nov-07 192 159 17.2 Ui PPH Suspenden producción con unidad MTU. Recuperan bomba Jet + Tapones de mandriles.

16-Nov-07 Asientan Set de válvulas. Cierran camisa, ok + Recuperan Std. Valve, ok.

17-Nov-07 Reinicia producción con sistema Gas Lift. 19-Nov-07 382 229 40 Ui PPG BSW= 28% Salinidad=38900 ppmCl- 21-Nov-07 132 98 26 Ui PPG BSW= 24% Salinidad=40350 ppmCl-

24-Nov-07 288 213 26 Ui PPG

03-Dic-07 Toman G.L.S. detecta liqueo en 4ta y 5 ta válvula Pwf= 1650 Psi.

04-Dic-07 329 243 26 Ui PPG Golpean Set de Válvulas 17-Dic-07 206 152 26 Ui PPG 18-Dic-07 Golpean Set de Válvulas 19-Dic-07 227 168 26 Ui PPG

20-Dic-07 Realizan limpieza de mandriles con solventes + CTU

05-Ene-08 314 232 26 Ui PPG 05-Ene-08 Toman GLS 06-Ene-08 329 243 26 Ui PPG 12-Ene-08 310 229 26 Ui PPG 27-Ene-08 259 192 26 Ui PPG 16-Feb-08 265 196 26 Ui PPG 26-Feb-08 267 198 26 Ui PPG 17-Mar-08 288 213 26 Ui PPG 24-Mar-08 262 194 26 Ui PPG 07-Abr-08 274 203 26 Ui PPG 28-Abr-08 277 205 26 Ui PPG



147

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN SHUSHUQUI – 18

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA PWF METODO OBSERVACIONES

10-09-04 Termina Completación y Pruebas Iniciales

11-09-04 1862 410 78 Ui 1170 PPS Salinidad = 38000 ppmCl

12-09-04 1835 551 70 Ui 1170 PPS Instalan Sensor de fondo Sentry-III

14-09-04 1685 505 70 Ui 1164 PPS 19-09-04 1573 393 75 Ui 1111 PPS Salinidad = 37000 ppmCl 26-09-04 1317 329 75 Ui 1028 PPS

27-09-04 1372 343 75 Ui 1029 PPS Recuperan St. Valve. Limpio. Presencia de sulfuro de hierro en el sombrero

30-09-04

Realizan limpieza a la Bes con Hcl al 15%, intentan arrancar pozo pero se apaga por varias ocasiones. Equipo con problemas en fondo del pozo. E.W.O.

11-10-04 Inicia W.O. 18-10-04 Sale de W.O. 23-10-04 1200 384 68 Ui 1194 PPS

01-11-04 1282 410 68 Ui 1194 PPS Calibrador de 2.75” hasta nogo @ 8745´ ok

21-11-04 1217 389 68 Ui 1139 PPS Salinidad = 36000 ppmcl

30-11-04 1196 383 68 Ui 1140 PPS Calibrador de 2.75” hasta nogo @ 8745´ ok

20-12-04 1176 376 68 Ui 1142 PPS 26-01-05 1133 362 68 Ui 1148 PPS 10-02-05 1129 361 68 Ui 1147 PPS 12-03-05 1082 346 68 Ui 1170 PPS 04-04-05 1109 355 68 Ui 1162 PPS

06-04-05 1051 336 68 Ui 1210 PPS Paraffin cutter de 3 ½” (2.75”) hasta nogo @ 8745´ok

13-05-05 839 294 65 Ui 1260 PPS 29-05-05 639 224 65 Ui 2018 PPS Chequean tubería, ok

02-06-05 Ui PPS Recuperan st. valve, ok. Realizan limpieza a la BES con HCl

03-06-05 1164 407 65 Ui 1235 PPS

09-07-05 1094 437 60 Ui 1331 PPS Chequean tubería, ok

11-08-05 1070 428 60 Ui 1345 PPS

07-09-05 964 386 60 Ui 1482 PPS

19-10-05 604 242 60 Ui 1977 PPS Prueban tubería con 500 psi. Cae 150 psi en 15 min. Posible comunicación tubing-casing

11-11-05 568 227 60 Ui 1965 PPS Prueban tubería con 800 psi. Cae 100 psi/min. Comunicación tubing-casing

13-11-05 578 231 60 Ui 2004 PPS

19-12-05 435 174 60 Ui 2183 PPS Chequean tubería, ok

24-12-05 461 184 60 Ui 2193 PPS

31-12-05 231 92 60 Ui 2196 PPS A 60 HZ

02-01-06 Inician W.O # 02

148

11-01-06

Terminan W.O # 02 , quedan 2 bombas FC-1200 (209 + 68 etapas) + 1 taper (16 etapas), Motor de 190 HP / 2415 V / 48 amp

12-01-06 1053 421 60 Ui 1904 PPS A 55 HZ

23-01-06 1035 414 60 Ui 1005 PPS

31-01-06 Cambian Std. Valve

16-02-06 984 394 60 Ui 1130 PPS

26-03-06 873 349 60 Ui 1135 PPS

19-04-06 880 352 60 Ui 1300 PPS

04-05-06 886 354 60 Ui 1118 PPS A 55 HZ

28-06-06 835 334 60 Ui 1160 PPS

19-07-06 850 340 60 Ui 1134 PPS

14-08-06 853 341 60 Ui 1102 PPS Salinidad = 42500 ppm Cl-

25-09-06 832 333 60 Ui NR PPS

09-10-06 Prueban tbg con BES a 1000 psi, ok. Incrementan frecuencia de 55 a 60 HZ

10-10-06 906 362 60 Ui NR PPS

22-10-06 900 342 60 Ui NR PPS

26-11-06 964 366 60 Ui NR PPS

04-12-06 Chequean tbg con calibrador de 2.75” hasta NO-GO, ok.

18-12-06 955 363 60 Ui NR PPS

29-01-07 956 363 60 Ui NR PPS

02-02-07

Cambian Std. Valve, chequean tbg con camion de bombeo y 2500 psi, ok. Prenden equipo BES, pozo no aporta, equipo electricamente, ok. Posible eje roto.

04-02-07 Inicia Wo#03

12-02-07 Termina WO #03: 2 Bombas P-8XH6

18-02-07 768 292 62 Ui 1249 PPS Frecuencia=55 HZ

19-03-07 811 308 62 Ui 1218 PPS Frecuencia=57 HZ

29-03-07 Wireline recupera STD-Valve de Nogo.

30-03-07 792 301 62 Ui 1216 PPS

01-04-07 804 306 62 Ui 1183 PPS

08-04-07 798 303 62 Ui 1190 PPS

14-04-07 Luego de chequeo de Generador. Pozo no arranca. Bes atascada.

15-04-07

Bombean 60 Bls de crudo a través de la BES con Unidad de Bombeo. Sin éxito continua atascamiento. Cambian VSD. Intentan varios arranques sin

149

éxito.

16-04-07 Realizan limpieza a la BES con CTU

18-04-07 843 320 62 Ui 2280 PPS

29-04-07 796 302 62 Ui NR PPS Produce con fase a tierra. Frec=56 HZ

04-05-07 784 298 62 Ui NR PPS

17-05-07 588 223 62 Ui NR PPS

20-05-07 835 317 62 Ui 1324 PPS Toman nivel de fluido (Nivel a 5111’, Pintake=1324 PSI). Suben frecuencia a 58 HZ

22-05-07 815 310 62 Ui NR PPS

25-05-07 BES OFF FASES A TIERRA.

27-05-07 Inicia WO # 04

03-06-07 Termina WO # 04

09-06-07 725 276 62 Ui 1530 PPS Bes P8H6

25-06-07 676 257 62 Ui 1680 PPS Bes P8H6

04-07-07 637 242 62 Ui 1696 PPS

07-07-07 465 177 62 Ui 1982 PPS

08-07-07 384 146 62 Ui 2056 PPS

08-07-07

Prueban tbg con camion bomba con 2000 psi, cae a 1200 psi/min. comunicación tbg. pozo no aporta



150

ANEXO 2

COMPLETACIONES DE POZOS CON PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE

ARENA

151

DIAGRAMA ATACAPI - 13

W.0. No.06ATACAPI - 13

ARENA "U Inf." ( 5 DPP )9338' - 9342' ( 4' )

9360' - 9372' ( 12' )

9381' - 9390' ( 9' ) SQZ. WO-03

7" CASING, C-95, 26 LBS-FT, 212 TUBOS

DV-TOOL CEMENTAD CON 1000 Sxs. TIPO "G"

ZAPATO GUIA SUPERFICIAL, CEMENTADO CON 956 Sxs, CEMENTO TIPO "A".

10-3/4" CSG.SUP. J-55, 40,5 LBS/FT, 55 TUBOS.

COMP. ORIGINAL: 20-AGO-2004 W.O. No. 03 : 23-ENE-2006 W.O. No. 04 : 08-ABR-2007W.O. No. 05 : 28-ABR-2007W.O. No. 06 : 03-AGO-2007

PT (D) = 9760'

2538'

ZAPATA GUIA, CEMENTADA CON 600 Sxs PT (L) = 9760'

COLLAR FLOTADOR 9664'

9758'

E.M.R. = 991'E.S. = 961'M.R. = 30'

7354'

3-1/2", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT/295 tubos, CLASE "A" W.O # 06

9183'

9566' CIBP ( PI )

9465'

9337'

9501'

9537'

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 4 TUBOS

2-3/8" x 2-7/8" CROSS OVER

2-7/8", TAPON CIEGO

2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID = 1.87"

7" X 2-7/8", PACKER, ARROW

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO

2-7/8" x 2-3/8" CROSS OVER

2-3/8" x 2-7/8" CROSS OVER2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID = 1.87"2-7/8" x 2-3/8" CROSS OVER

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 2 TUBOS


2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO

2-7/8", CAVIDAD GUIBERSON PL-II

2-7/8", SAFETY JOINT

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO

3 1/2" x 2 7/8" CROSS OVER

9268'

ARENA "T Inf." ( 5 DPP )9572' - 9582' ( 10' )

9593' - 9596' ( 3' ) SQZ ( PI )

ARENA "T Sup." ( 10 DPP )9544' - 9552' ( 8' )

9233'



152

DIAGRAMA ATACAPI - 13

W.0. No.07ATACAPI - 13

ARENA "U Inf." ( 5 DPP )9338' - 9342' ( 4' ) 9360' - 9372' ( 12' ) 9381' - 9390' ( 9' ) SQZ. WO-03



COMP. ORIGINAL: 20-AGO-2004 W.O. No. 04 : 08-ABR-2007W.O. No. 05 : 28-ABR-2007W.O. No. 06 : 03-AGO-2007W.O. No. 07 : 13-AGO-2007

2538'

ZAPATO GUIA DE FONDO, CEMENTADO CON 600 Sxs TIPO "G"PT (L) = 9760'

COLLAR FLOTADOR

PT (D) = 9760'

9664'

9758'

E.M.R. = 991'E.S. = 961'M.R. = 30'

7354'

3-1/2", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT/295 TUBOS

9183'

9566' CIBP ( PI )

9469'

9339'

9507'

9542'

3 1/2", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO

3 1/2", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 4 TUBOS

2 3/8" x 3 1/2" CROSS OVER

3-1/2", TAPON CIEGO

2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID = 1.87"

7" X 2 7/8", PACKER, ARROW

3 1/2", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO

3 1/2" x 2 3/8" CROSS OVER

2 3/8" x 3 1/2" CROSS OVER2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID = 1.87"3 1/2" x 2 3/8" CROSS OVER

3-1/2, EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 2 TUBOS" EUE N 80 9 3 LBS/FT 2 TUBOS


3 1/2", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO

2 7/8", CAVIDAD GUIBERSON PL-II

3 1/2", SAFETY JOINT

3 1/2", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO

3 1/2" x 2 7/8" CROSS OVER

9270'

ARENA "T Sup." ( 10 DPP )9544' - 9552' ( 8' )

ARENA "T Inf." ( 5 DPP )9572' - 9582' ( 10' ) 9593' - 9596' ( 3' ) SQZ ( PI )

9233'

2 7/8" x 3 1/2" CROSS OVER

3 1/2" x 2 7/8" CROSS OVER

2 7/8" x 3 1/2" CROSS OVER

3 1/2" x 2 7/8" CROSS OVER

2 7/8" x 3 1/2" CROSS OVER

7" CASING, C-95, 26 LBS-FT, 212 TUBOS

DV-TOOL CEMENTAD CON 1000 Sxs. TIPO "G"



COMP. ORIGINAL: 20-AGO-2004 W.O. No. 04 : 08-ABR-2007W.O. No. 05 : 28-ABR-2007W.O. No. 06 : 03-AGO-2007W.O. No. 07 : 13-AGO-2007

3-1/2", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT/295 TUBOS

2 7/8", CAVIDAD GUIBERSON PL-II

3 1/2" x 2 7/8" CROSS OVER



153

DIAGRAMA SECOYA - 17

E.M.R. : 863' E.S. : 842' M.R. : 21'

10 3/4", CASING SUPERFICIAL H-40, 32.75 #/P, 25 TUBOS J-55, 40,5 #/P, 50 TUBOS

2487' ZAPATO GUÍA SUPERFICIALCEMENTADO CON 800 SXS TIPO "A"

7", CASING 2588' C-95, 26 #/P, LTC, 8 RD, 238 TUBOS

4582'

6236'

7489' MANDRILES DANIELS: 3 1/2" x 9.1' x 1.5"

8274'

8780' 3 ½'' EUE, 9.2 #/P 281 TUBOS + 1 PJ

3 ½'' EUE, CAMISA (ID=2.81")3 ½'' EUE, N-80, 9.3 #/P, 1 TUBO

3 ½'' x 2 7/8" EUE, N-80, X-OVER2 7/8'' EUE, N-80, TUBO DE SEGURIDAD

2 7/8''' EUE, N-80, 1 TUBO8879'8880' 7'' x 3 1/2"' EUE, PACKER "HS" CON REDUCCION A 2 7/8"8884'

2 7/8''' EUE, N-80, 1 TUBO

2 7/8'' EUE, CAMISA (ID=2.31")

2 7/8'' EUE, N-80, 2 TUBOS

8981'8983' 7'' x 2 7/8'' EUE, PACKER "FH"8987'

2 7/8'' EUE, N-80, 1 TUBO

9017' 2 7/8'' EUE, CAMISA (ID=2.31")

2 7/8'' EUE, N-80, 1 TUBO

9052' 2 7/8'' EUE, TAPÓN CIEGO

COTD

COLLAR FLOTADORPT(D)=9410'PT(L)=9414' ZAPATO GUÍA DE FONDO

CEMENTADO CON 1600 SXS TIPO "G"

8847'

W.O. # 17: 05-MAR-2007

SECOYA - 17

WO # 17

8812'

W.O. # 15: 09-NOV-2005W.O. # 16: 29-MAY-2006

9403'

9297'

8915'

9382'

ARENA " Ui " a 4 DPP 9014' - 9030' ( 16' )

8930' - 8936' ( 6' ) ARENA "Us" a 4 DPP



154




155




156




157

DIAGRAMA SHUSHUQUI - 18

COMPL. ORIG. : 10-Sep-04E.M.R. = 942' WO. No 02:E.S. = 912' WO. No 03:

WO. No 04: WO. No 05: WO. No 06:

10 3/4'' CASING SUPERFICIALK-55, 40.5 #/P , 57 TUBOS

ZAPATO GUÍA SUPERFICIALCEMENTADO CON 966 SXS TIPO "A"

7" CASING DE PRODUCCIÓN CABLE ELÉCTRICO PLANO # 4 CON CAPILAR C-95, 26 #/P, 204 TUBOS

3½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 283 TUB CLASE "A"

3½" EUE, CAMISA (ID = 2.81")3½" EUE, N-80, 1 TUBO

8825'3½" EUE , NO-GO (ID=2.75")

3½" EUE, N-80, 1 TUBO

3½" x 2 3/8" EUE, CROSS - OVER 8857' 2 3/8" EUE, DESCARGA, SERIE 400

BOMBA P8X ( 73 ETAPAS ), SERIE 400

BOMBA P8X ( 147 ETAPAS ), SERIE 4008880'8883' SEPARADOR DE GAS , SERIE 513

PROTECTOR, SERIE 513

MOTOR, SERIE 562, 152 HP, 2325 V, 40 ASENSOR CENTINEL, SERIE 4507" CENTRALIZADOR

2 7/8" EUE, ON-OFF CONECTOR 9047' 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO9049' 7" X 2 7/8" EUE, "FH" PACKER

ARENA "Um" @ 5 DPP 9054'9100' - 9110' ( 10' ) 2 7/8" EUE, N-80, 2 TUBOS

9117'9119' 7" X 2 7/8" EUE, "FH" PACKER9124' 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO CORTO9130'

ARENA "Ui" @ 5 DPP9136' - 9146' ( 10' )

3 ½" EUE, N-80, 1 TUBO

3 ½" EUE, TAPON CIEGOARENA "Ts" @ 5 DPP 9230' 7'' CIBP (P.I)9285' - 9294' ( 9' )

9389' COLLAR FLOTADOR

ZAPATO GUÍA DE FONDO CEMENTADO CON 450 SXS TIPO " G "

8896'

SHUSHUQUI - 18W.O. No 06

8791'

8856'

11-ene-06

3-jun-0716-jul-078-oct-07

PT (L) = 9446'

12-feb-07

PT (D) = 9430'

8915'8909'

2504'

9014'

9425'

9193'

8865'

2 7/8"x 3 ½" X-OVER3 ½" EUE, N-80, 1 TUBO RANURADO

2 7/8" NO-GO (ID=2.25")



158

DIAGRAMA SHUSHUQUI - 18

COMPL. ORIG. : 10-Sep-04E.M.R. = 942' WO. No 03:E.S. = 912' WO. No 04:

WO. No 05: WO. No 06: WO. No 07:

10 3/4'' CASING SUPERFICIALK-55, 40.5 #/P , 57 TUBOS

ZAPATO GUÍA SUPERFICIALCEMENTADO CON 966 SXS TIPO "A"

7" CASING DE PRODUCCIÓN C-95, 26 #/P, 204 TUBOS

3½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 287 TUBOS

+ 1 TUBO CORTO

2 7/8" x 3 1/2" EUE X-OVER2 7/8" EUE, CAVIDAD GUIBERSON PL II

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

9006' 2 7/8" EUE, TUBO DE SEGURIDAD

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

9041' 7" X 2 7/8" EUE, PACKER ARROW

ARENA "Um" @ 5 DPP9100' - 9110' ( 10' ) 2 7/8" EUE, N-80, 2 TUBOS

9112' 7" X 2 7/8" EUE, PACKER ARROW2 7/8" EUE, N-80, TUBO CORTO

ARENA "Ui" @ 17 DPP 9128'9136' - 9146' ( 10' )

2 7/8" EUE, N-80, 3 TUBOS

9228' 7" X 2 7/8" EUE, PACKER ARROW

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

ARENA "Ts" @ 5 DPP 2 3/8" x 2 7/8" EUE, X-OVER9285' - 9294' ( 9' ) 9265' 2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=1.87 )

9300' 2 3/8" EUE, TAPON CIEGO

9389' COLLAR FLOTADOR

ZAPATO GUÍA DE FONDO CEMENTADO CON 450 SXS TIPO " G "

8927'

9425'

8-oct-07

PT (L) = 9446'

11-feb-08

2 3/8" EUE, N-80 1 TUBO

2504'

PT (D) = 9430'

16-Jul-07

12-Feb-0703-Jun-07

SHUSHUQUI - 18W.O. No 07

2 3/8" EUE CAMISA DESLIZABLE (ID=1.87)2 3/8" x 2 7/8" EUE, X-OVER.

2 3/8" x 2 7/8" EUE, X-OVER.



159

t-ute-132

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