universidad tecnolÓgica equinoccial facultad de...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TEMA:

DETERMINACIÓN DE FALLAS DE LOS EQUIPOS ELECTRO

SUMERGIBLES EN EL CAMPO (P) PARA MEJORAR EL TIEMPO

DE VIDA DE LOS MISMOS OPERADO POR PETROAMAZONAS

TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

AUTOR: PAÚLO SILVA TÚQUERES

DIRECTOR: ING. IRVING SALAZAR L.

QUITO – ECUADOR

ABRIL – 2011

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el Autor.

PAÚLO CÉSAR SILVA TÚQUERES

C.I. 171707434-6

IV

CERTIFICADO

En calidad de Director de Tesis de Grado asignado por las autoridades competentes de

la Facultad de Ciencias de Ingeniería de la Universidad Tecnológica Equinoccial

declaro que la Tesis titulada “DETERMINACIÓN DE FALLAS DE LOS EQUIPOS

ELECTROSUMERGIBLES EN EL CAMPO (P) PARA MEJORAR EL TIEMPO

DE VIDA DE LOS MISMOS OPERADO POR PETROAMAZONAS” fue en su

totalidad desarrollada y presentada por el Sr. Paúlo César Silva Túqueres para lo cual

dejo constancia de su autenticidad.

__________________________

ING. IRVING SALAZAR L.

V

CARTA DE LA EMPRESA

VI

DEDICATORIA

Primero a Dios, ya que siempre ha guiado mi vida en todo momento, a mis amados

padres. Señora Ruth Túqueres Paredes y Señor Vidal Silva Túqueres, ellos con su

comprensión, ayuda y amor incondicional han contribuido todos estos años para mi

formación moral, profesional y humana. También quiero dedicarle a mi esposa: Señora

Silvana López, a mi hijo. Andy Vidal Silva López, a mis hermanos: Laura, Raúl y

Diego por brindarme su ayuda en todo momento de mi carrera, a todos ellos les debo

poder finalizar satisfactoriamente la culminación de este proyecto de titulación como

Tecnólogo en Petróleos.


VII

AGRADECIMIENTO

Agradezco primeramente a Dios por guiar y ayudarme en todos los momentos de mi

vida desde el inicio de mi formación.

Quiero agradecer de manera especial al Ing. Irving Salazar director de este proyecto,

quién supo guiarme hasta el final del mismo con toda su experiencia laboral y tiempo.

También quiero agradecer de forma muy especial a la Compañía Petroamazonas

Ecuador S.A, quien apoyó mi trabajo para poder culminar mi proyecto de titulación.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, a todos sus docentes, alumnos y

compañeros; que han sido la puerta a un campo profesional pleno de nuevos retos y

expectativas.

Mil Gracias


VIII

ÍNDICE GENERAL

CARÁTULA: ................................................................................................................... II

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

CERTIFICADO .............................................................................................................. IV

CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V

DEDICATORIA ............................................................................................................. VI

AGRADECIMIENTO .................................................................................................. VII

ÍNDICE GENERAL..................................................................................................... VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO............................................................................................. IX

ÍNDICE DE IMÁGENES ............................................................................................ XIV

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

ÍNDICE DE ECUACIONES ..................................................................................... XVII

ÍNDICE DE ANEXOS ............................................................................................... XVII

RESUMEN ................................................................................................................ XVIII

SUMMARY ................................................................................................................. XIX

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................. 1

1.2. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO ....................................................................... 2

1.3. OBJETIVO GENERAL .................................................................................... 3

1.3.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .......................................................................... 3

1.4. HIPÓTESIS ............................................................................................................ 4

1.5. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES .................................................................. 4

1.6. METODOLOGÍA .................................................................................................. 4

1.6.1. TIPO DE ESTUDIO ....................................................................................... 4

1.6.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ............................................................... 5

1.6.3. FUENTES Y TÉCNICAS DE INFORMACIÓN ........................................... 5

1.7. ALCANCE ............................................................................................................. 6

1.8. IDEA A DEFENDER ............................................................................................ 6

CAPÍTULO II ................................................................................................................... 7

2. UBICACIÓN DEL CAMPO ........................................................................................ 7

2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ............................................................................... 7

2.2. INTRODUCCIÓN AL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ............................ 8

2.3. PRINCIPIO DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ...... 10

2.4. MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE ......................................................................................... 11

2.5. SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ........................................ 12

X

2.6. TEORÍA DE OPERACIÓN DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ......... 12

2.7. FUNCIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ............ 13

2.8. VENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .................................. 14

2.9. DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .......................... 15

2.10. PARÁMETROS PARA LA APLICACIÓN DEL SISTEMA BES O ESP ....... 16

CAPÍTULO III ................................................................................................................ 17

3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ........................................................................... 17

3.1. SELECCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ............ 17

3.2. APLICACIONES DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ......................... 18

3.3. DIAGRAMA DE LOS EQUIPOS DE SUPERFICIE Y SUBSUELO DEL

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ....................................................................... 18

3.4. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ...... 20

3.5. COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 21

3.5.1. EQUIPOS DE SUPERFICIE ........................................................................ 21

3.5.1.1. TRANSFORMADOR ............................................................................ 21

3.5.1.1.1. TRANSFORMADOR MONOFÁSICO ......................................... 22

3.5.1.1.2. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO ............................................... 23

3.5.1.2. VARIADOR DE FRECUENCIA .......................................................... 23

3.5.1.3. CAJA DE UNIÓN O DE VENTEO ...................................................... 24

3.5.1.4. CABEZAL DEL POZO ......................................................................... 25

3.5.2. EQUIPOS DE SUBSUELO .......................................................................... 26

3.5.2.1. SENSOR DE PRESIÓN ........................................................................ 26

3.5.2.2. MOTOR ................................................................................................. 27

XI

3.5.2.2.1. COMPONENTES DEL MOTOR ................................................... 27

3.5.2.2.2. ESTATOR ....................................................................................... 28

3.5.2.2.3. ROTOR ........................................................................................... 29

3.5.2.3. CABLE ................................................................................................... 31

3.5.2.3.1. TIPOS DE CABLES ....................................................................... 32

3.5.2.3.2. CABLE PLANO ............................................................................. 32

3.5.2.3.3. CABLE REDONDO ....................................................................... 33

3.5.2.3.4. COMPONENTES DEL CABLE .................................................... 33

3.5.2.3.5. CONDUCTORES DEL CABLE .................................................... 34

3.5.2.4. SECCIÓN SELLANTE (PROTECTOR) .............................................. 35

3.5.2.4.1. FUNCIONES DEL PROTECTOR ................................................. 36

3.5.2.4.2. TIPOS DE PROTECTORES .......................................................... 36

3.5.2.4.2.1. PROTECTOR TIPO SELLO POSITIVO (BOLSA) ................. 36

3.5.2.4.2.2. PROTECTOR TIPO LABERINTO .......................................... 37

3.5.2.4.2.3. PROTECTOR MODULAR ....................................................... 38

3.5.2.5. SEPARADOR DE GAS ......................................................................... 41

3.5.2.5.1. TIPOS DE SEPARADORES .......................................................... 41

3.5.2.5.1.1 SEPARADOR DE GAS ESTÁTICO ......................................... 41

3.5.2.5.1.2. SEPARADOR DE GAS ROTATIVO O CENTRÍFUGO ......... 42

3.5.2.6. BOMBA ................................................................................................. 44

3.5.2.6.1. ETAPA DE LA BOMBA ............................................................... 46

3.5.2.7. EQUIPOS / ACCESORIOS DE FONDO ADICIONALES .................. 48

3.5.2.8. DIAGRAMA DEL POZO...................................................................... 49

XII

CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 50

4. DETERMINACIÓN DE FALLAS DE LOS EQUIPOS DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE ............................................................................................. 50

4.1. DETERMINACIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA

BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ......................................................................... 50

4.2. PARÁMETROS PARA CALCULAR LA PROFUNDIDAD DE

ASENTAMIENTO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ............................ 51

4.2.1. EJEMPLO DE CÁLCULO ........................................................................... 52

4.3. COSTOS DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ................. 57

4.4. INFORME DE INSPECCIÓN EN EL TALLER (TEAR DOWN) ..................... 58

4.5. REPORTE DE DESARME, INSPECCIÓN Y ANÁLISIS DE FALLA (DIFA)

DEL POZO "C" EN EL CAMPO P ............................................................................ 58

4.5.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO .................................................................... 59

4.5.2. ANTECEDENTES ........................................................................................ 60

4.5.3. REPORTE DE INSPECCIÓN Y FOTOGRAFÍAS ...................................... 60

4.5.3.1 Bombas .................................................................................................... 60

4.5.3.1.1 Bomba Superior ............................................................................... 60

4.5.3.1.2. Bomba Inferior ................................................................................ 63

4.5.3.2. SEPARADOR DE GAS ......................................................................... 68

4.5.3.3. PROTECTORES .................................................................................... 69

4.5.3.3.1 PROTECTOR SUPERIOR LSPBP ................................................. 69

4.5.3.3.2. PROTECTOR INFERIOR BPBSL ................................................. 70

4.5.3.4. MOTOR ................................................................................................. 71

4.6. CONDICIÓN FINAL DEL EQUIPO BES INSPECCIONADO ................ 72

XIII

4.7. ESTADO ACTUAL DEL POZO ................................................................ 73

4.7.1. RESUMEN DE EVENTOS ...................................................................... 73

4.8. REPORTE DE RUN ................................................................................... 74

4.9. REPORTE DE PULLING .......................................................................... 75

4.10. ANÁLISIS DE DATA DEL POZO "C" UBICADO EN EL CAMPO P .. 76

4.11. ANÁLISIS DE LAS MUESTRAS SÓLIDAS .......................................... 77

4.12. DETALLE DE LOS PARÁMETROS DE FONDO .................................. 78

CAPÍTULO V ................................................................................................................. 79

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 79

5.1. CONCLUSIONES ............................................................................................... 79

5.2. RECOMENDACIONES ...................................................................................... 80

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................ 81

GLOSARIO .................................................................................................................... 82

SIMBOLOGÍA ................................................................................................................ 84

ANEXOS ........................................................................................................................ 86

XIV

ÍNDICE DE IMÁGENES

IMAGEN Nº 2.1 UBICACIÓN BLOQUE-15 POR PROVINCIA ................................. 7

IMAGEN Nº 2.2 UBICACIÓN BLOQUE-15 ................................................................ 8

IMAGEN Nº 3.1 EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ....................... 19

IMAGEN Nº 3.2 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS ..................................... 22

IMAGEN Nº 3.3 TRANSFORMADOR TRIFÁSICO .................................................. 23

IMAGEN Nº 3.4 CONTROLADOR DE VARIACIÓN DE VELOCIDAD ................. 24

IMAGEN Nº 3.5 CAJA DE UNIÓN O DE VENTEO .................................................. 25

IMAGEN Nº 3.6 CABEZAL DEL POZO ..................................................................... 26

IMAGEN Nº 3.7 MOTOR BES ...................................................................................... 27

IMAGEN Nº 3.8 COMPONENTES DEL MOTOR ...................................................... 28

IMAGEN Nº 3.9 ESTATOR .......................................................................................... 29

IMAGEN Nº 3.10 ROTOR ............................................................................................ 30

IMAGEN Nº 3.11 CABLE ............................................................................................ 31

IMAGEN Nº 3.12 CABLE PLANO Y REDONDO ...................................................... 33

IMAGEN Nº 3.13 COMPONENTES DEL CABLE ..................................................... 34

IMAGEN Nº 3.14 TIPOS DE CONDUCTORES .......................................................... 35

IMAGEN Nº 3.15 SECCIÓN SELLANTE “PROTECTOR” ....................................... 35

IMAGEN Nº 3.16 PROTECTOR TIPO SELLO POSITIVO ........................................ 37

IMAGEN Nº 3.17 PROTECTOR TIPO LABERINTO ................................................. 38

IMAGEN Nº 3.18 SISTEMA DE PROTECTORES MODULARES ........................... 39

IMAGEN Nº 3.19 SEPARADOR DE GAS ESTÁTICO .............................................. 41

IMAGEN Nº 3.20 SEPARADOR DE GAS ROTATIVO O CENTRÍFUGO ............... 42

XV

IMAGEN Nº 3.21 CORTE DE UN SEPARADOR DE GAS ....................................... 43

IMAGEN Nº 3.22 COMPOSICIÓN DE UNA ETAPA ................................................ 45

IMAGEN Nº 3.23 IMPULSOR ..................................................................................... 45

IMAGEN Nº 3.24 DIFUSOR ........................................................................................ 46

IMAGEN Nº 3.25 ETAPA DE LA BOMBA ................................................................ 46

IMAGEN N° 3.26 ETAPA DE FLUJO RADIAL .......................................................... 47

IMAGEN N° 3.27 ETAPA DE FLUJO MIXTO ............................................................ 47

IMAGEN N° 3.28 COMPLETACION DEL POZO ....................................................... 49

IMAGEN Nº 4.1 CURVAS BFPD / (Pr - Pwf) ............................................................. 54

IMAGEN Nº 4.2 BASE Y CABEZA DE LA BOMBA ................................................ 61

IMAGEN Nº 4.3 ETAPAS ............................................................................................ 62

IMAGEN N° 4.4 ETAPAS CON BUJES FISURADOS ................................................ 62

IMAGEN N° 4.5 WASHER CRISTALIZADAS ........................................................... 63

IMAGEN N° 4.6 ETAPAS CON MATERIAL NO MAGNÉTICO .............................. 64

IMAGEN N° 4.7 MATERIAL NO MAGNÉTICO ........................................................ 65

IMAGEN N° 4.8 ETAPAS ESTABILIZADAS ............................................................. 65

IMAGEN N° 4.9 MATERIAL NO MAGNÉTICO ........................................................ 66

IMAGEN N° 4.10 PIN DE BRONCE INCRUSTADO ................................................ 66

IMAGEN N° 4.11 MATERIAL EXTRAÑO ................................................................ 67

IMAGEN N° 4.12 WASHER CRISTALIZADAS ......................................................... 67

IMAGEN N° 4.13 SEPARADOR CON MATERIAL MAGNÉTICO .......................... 68

IMAGEN N° 4.14 SEPARADOR CON EJE ROTO ...................................................... 68

IMAGEN N° 4.15 AGUA Y MATERIAL NO MAGNÉTICO ..................................... 69

IMAGEN N° 4.16 ACEITE INTERIOR EN LAS BOLSAS ......................................... 70

XVI

IMAGEN N° 4.17 ACEITE EN EL INTERIOR DEL MOTOR .................................... 71

IMAGEN N° 4.18 ANÁLISIS DE DATA DEL POZO ................................................. 76

IMAGEN N° 4.19 IMÁGENES DE MATERIAL NO MAGNÉTICO .......................... 77

IMAGEN N° 4.20 PARÁMETROS DE FONDO .......................................................... 78

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N° 4.1 PARÁMETROS DEL POZO ................................................................ 52

TABLA N° 4.2 COSTOS DEL EQUIPO DE FONDO (ESP) ....................................... 57

TABLA N° 4.3 EQUIPO INSTALADO ........................................................................ 59

TABLA N° 4.4 BOMBA SUPERIOR ............................................................................ 61

TABLA N° 4.5 BOMBA INFERIOR ............................................................................. 63

TABLA N° 4.6 PROTECTORES ................................................................................... 69

TABLA N° 4.7 PROTECTOR INFERIOR BPBSL ....................................................... 70

TABLA N° 4.8 MOTOR ................................................................................................ 71

TABLA N° 4.9 MEDIDAS ELÉCTRICAS DEL MOTOR ........................................... 72

TABLA N° 4.10 EQUIPO INSPECCIONADO ............................................................. 72

TABLA N° 4.11 REPORTE DE RUN ........................................................................... 74

TABLA N° 4.12 REPORTE DE PULLING ................................................................... 75

XVII

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN 4.1: GRAVEDAD ESPECÍFICA PROMEDIO ........................................ 52

ECUACIÓN 4.2: CONVERSIÓN DE LA Pwf a ft ........................................................ 53

ECUACIÓN 4.3: CÁLCULO DEL ND1........................................................................ 53

ECUACIÓN 4.4: PRESIÓN DE ENTRADA ................................................................. 54

ECUACIÓN 4.5: PRESIÓN DE ENTRADA ................................................................. 55

ECUACIÓN 4.6: CONVERSIÓN psi a ft ...................................................................... 55

ECUACIÓN 4.7 CÁLCULO DEL ND2 ......................................................................... 56

ECUACIÓN 4.8: DIFERENCIAL ENTRE SD Y ND2 ................................................. 56

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1. REPORTE DE RUN .................................................................................... 87

ANEXO 2. REPORTE DE PULLING ........................................................................... 88

ANEXO 3. ANÁLISIS DE DATA DEL POZO ............................................................. 89

ANEXO 4. CARTA AMPEROMÉTRICA .................................................................... 90

ANEXO 5. ANÁLISIS DE LAS MUESTRAS SÓLIDAS ............................................ 91

XVIII

RESUMEN

La aplicación del sistema artificial de bombeo electrosumergible requiere del

conocimiento y comprensión de la parte eléctrica y electrónica, con la finalidad de

analizarlo y enfocarlo, el bombeo electrosumergible como un sistema integral en donde

todos los parámetros del yacimiento-pozo-equipo BES de fondo, equipo BES de

superficie están íntimamente relacionados y correlacionados. La estrecha coordinación

técnica y la buena comunicación del personal del área de electricidad – electrónica con

el personal del área de Ingeniería de Petróleos (Operaciones – Producción) es uno de los

factores preponderantes y de vital importancia para optimizar el sistema y obtener

largos tiempos de vida útil de los equipos BES.

Básicamente el bombeo electrosumergible está conformado por una bomba centrífuga

multi-etapa manejada por un motor eléctrico, ya que esta crea una cantidad relativa de

presión constante que incrementa el levantamiento del fluido hacia la superficie, y la

cantidad de fluido que pasa a través de la bomba puede variar dependiendo de la presión

sostenida en el sistema.

La parte técnica del trabajo se ha llevado a cabo en la República del Ecuador, Región

Amazónica en las provincias de Orellana y Sucumbíos donde está ubicado el Campo P,

que corresponde al Bloque-15, actualmente pertenece al estado ecuatoriano UAOT

Bloque-15 / Petroecuador.

XIX

SUMMARY

The application of the artificial system of electrosubmergible pumping requires of the

knowledge and understanding of the electric and electronic part, with the purpose of to

analyze it and to focus it the pumping submergible electro like an integral system where

all the parameters of the location-well-team background ESP - I equip surface ESP they

are intimately related and correlated. The narrow technical coordination and the good

communication of the personnel of the area of electricity-electronic with the personnel

of the area of Engineering of Petroleum (Operations-Production) it is one of the

preponderant factors and of vital importance to optimize the system ESP and to obtain

long times of useful life of the ESP Systems.

Basically the Electrosubmergible Pumping is conformed by a centrifugal pump multi-

stage managed by an electric motor, since this he/she believes a relative quantity of

constant pressure that increases the rising of the fluid toward the surface, and the

quantity of fluid that passes through the bomb it can vary the pressure sustained in the

system depending.

The technical part of the work has been carried out in the Republic of the Ecuador,

Amazon Region in the counties of Orellana and Sucumbíos where this located the Field

P that corresponds to the Block-15, at the moment it belongs to the Ecuadorian state

UAOT Block-15 / Petroecuador.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

El sistema integrado de levantamiento artificial de bombeo electrosumergible (BES o

ESP), tiene como objetivo principal recuperar el fluido de reservorio hacia la superficie

por medio de una bomba centrífuga multi–etapa que transforma el movimiento rotatorio

provisto por un motor eléctrico en energía de presión.

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES) o Electrical

Submersible Pump (ESP) es uno de los principales sistemas que se aplican en la

industria petrolera ecuatoriana para levantar fluidos del yacimiento a la superficie, en tal

virtud se necesita desarrollar ampliamente el diseño y funcionamiento del mismo para

que su aplicación sea rentable y evitar posibles problemas en la operación; entonces se

procederá a mencionar los problemas eléctricos y mecánicos que generan paradas

forzadas en los equipos electrosumergibles y las posibles causas de falla de los

componentes; se determinará el tiempo promedio de vida de un equipo

electrosumergible; y se mencionarán los tratamientos que se realizan al pozo con la

finalidad de proteger y así mejorar la vida útil de los equipos electrosumergibles.

2

1.2. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO

Debido a la importancia que tiene la producción diaria de hidrocarburos para la empresa

en necesario innovar constantemente los sistemas a través de los cuales dicha

producción se lleva a cabo. El diseño de un sistema de levantamiento artificial adecuado

para las características de un pozo determinado tiene incidencia en la producción y en el

futuro rendimiento del mismo.

El conocimiento de las propiedades de un yacimiento son la base para el diseño de un

sistema adecuado de bombeo electrosumergible, pues determinan las características

mecánicas de éste, lo que se busca es la optimización del rendimiento de los equipos y

del levantamiento y/o producción del crudo a través del mejoramiento de un sistema

preexistente.

A través de la observación del funcionamiento del sistema y de las variables

operacionales que éste puede arrojar se determinarán acciones correctivas con el fin de

mejorar su desempeño, es de importancia considerable aquella información recabada en

gráficas del funcionamiento del equipo así como en manuales del fabricante del mismo.

3

1.3. OBJETIVO GENERAL

El presente trabajo tiene por objetivo analizar y determinar las posibles fallas de los

equipos electrosumergibles en el Campo P, para optimizar la producción de petróleo

diaria y reducir costos de operación.

1.3.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Objetivo Específico 1

Analizar los posibles problemas y/o fallas de los equipos electrosumergibles tanto de

superficie y subsuelo, mediante el historial de reportes en los pozos.


Identificar los diferentes componentes y accesorios que conforman un sistema estándar

de bombeo electrosumergible.


Interpretar, manejar los estudios de levantamiento artificial y determinar el costo

beneficio de las posibles fallas en el Campo P.


Caracterizar las propiedades del yacimiento como la temperatura (T), viscosidad (φ),

permeabilidad (K), saturación (S), presión estática del reservorio (Pr) y presión de fondo

fluyente (Pwf).

4

1.4. HIPÓTESIS

El diseño, selección y mejoramiento del sistema de bombeo electrosumergible

hacen posible la optimización del pozo.

La presión, profundidad y temperatura a la que funcionarán los equipos de

bombeo electrosumergible son factores determinantes para seleccionar la

completación del pozo.

1.5. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

Variable Dependiente

Optimización de la producción en el Campo P operado por Petroamazonas.

Variable Independiente

Determinación de las posibles fallas de los equipos del sistema integrado de

levantamiento artificial de bombeo electrosumergible.

1.6. METODOLOGÍA

1.6.1. TIPO DE ESTUDIO

El desarrollo del siguiente trabajo está basado en estudios Bibliográficos, Descriptivos y

de Campo.

5

1.6.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN:

Método Histórico

Este método es importante porque se obtendrá la información con hechos anteriores.

Método Analítico

Utilizado fundamentalmente para la elaboración de las conclusiones y recomendaciones

del estudio.

1.6.3. FUENTES Y TÉCNICAS DE INFORMACIÓN

Fuente

Son hechos y/o documentos a los que acude el investigador para obtener información.

Técnicas

Son medios empleados para recolectar los datos necesarios para llevar a cabo la

investigación.

Técnicas más utilizadas:

Entrevistas,

Internet y/o Páginas electrónicas de la Industria Petrolera,

Textos y/o Manuales de Ingeniería y

Otros de acuerdo a su trabajo, etc.

6

1.7. ALCANCE

El presente trabajo contemplará exclusivamente la parte técnica del procedimiento a

seguir para la selección de los equipos de bombeo electrosumergible para el pozo C,

también se realizará un análisis de cada uno de los componentes del sistema en la

locación determinada para el proyecto en el Campo P y analizar las posibles fallas que

se presentan en los equipos cuando se encuentran en operación.

1.8. IDEA A DEFENDER

Con la información sobre las fallas de los equipos de bombeo electrosumergible, se

optimizará la vida útil de los equipos.

CAPÍTULO II

7

CAPÍTULO II

2. UBICACIÓN DEL CAMPO

El presente estudio se realizará en la república del Ecuador, Región Amazónica en la

provincias de Orellana y Sucumbíos.

2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

En la siguiente figura se puede apreciar la ubicación del campo P, aquí se encuentra

ubicado el Bloque-15, que actualmente pertenece al estado ecuatoriano UAOT Bloque-

15 / Petroecuador.

IMAGEN Nº 2.1 UBICACIÓN BLOQUE-15 POR PROVINCIA

FUENTE: ARCHIVO OEPC ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

8

El Bloque-15 tiene los siguientes límites:

Norte: Campos de Petroproducción.

Sur: Bloque-14.

Sur-Oeste: Bloque primavera-Yuca Sur de Petróleos Sudamericanos.

Este: Campos de Petroproducción.

Oeste: Campos de Petroproducción.

IMAGEN Nº 2.2 UBICACIÓN BLOQUE-15

FUENTE: ARCHIVO OEPC ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

2.2. INTRODUCCIÓN AL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciado por las

características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del

medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado.

9

La explotación convencional, incluye la recuperación natural ó primaria, que puede

ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria,

que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del

yacimiento.

Mientras que para la recuperación mejorada contempla métodos térmicos, químicos y la

inyección de gases; debido a que el petróleo es un recurso no renovable; los pozos que

se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión

natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada

para la recuperación del petróleo que en la mayoría de los yacimientos representa de un

60% al 70% por recuperar, por lo cual es conveniente un sistema artificial.

En esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energía propia de él,

en ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los

fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial

de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier

proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada.

Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la

explotación del campo a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma

natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas por

daños en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operación, generalmente

este daño es removido mediante limpieza y estimulaciones; cuando no se tiene daño en

la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales,

10

es necesario implantar un sistema artificial de producción, acorde a las características

del campo.

Más allá de cualquier método de levantamiento artificial utilizado para el término de la

producción del yacimiento, es importante estudiar detalladamente todos los parámetros

que incluyen el uso del mismo, así como las ventajas o desventajas de su aplicación y el

tiempo operacional del sistema; es por ello que se procederá a desglosar los tópicos más

importantes que involucra el estudio y/o aplicación acerca del sistema de levantamiento

artificial de bombeo electrosumergible.

2.3. PRINCIPIO DE LOS SISTEMAS DE 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.

11

2.4. MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE

El sistema de bombeo electrosumergible (BES), es un método de levantamiento

artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos en el

ámbito mundial; sin embargo, es uno de los métodos de extracción de crudo que exige

mayor requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el adecuado

comportamiento del sistema.

El método de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible, tiene como

principio fundamental levantar el fluido del reservorio hasta la superficie, mediante la

rotación centrífuga de la bomba electrosumergible.

Este sistema posee la capacidad de manejar grandes volúmenes de crudo, desde 150

hasta 100.000 barriles por día (BPD), desde profundidades hasta de 15.000ft.

Además de esto, el sistema BES permite controlar y programar la producción dentro de

los límites del pozo, a través del empleo del variador de frecuencia. Otro de los

beneficios que proporciona este método, es la indicación continúa de las condiciones de

presión y temperatura en el pozo, gracias a las señales transmitidas por el sensor de

presión y temperatura ubicado en el fondo del pozo.

12

2.5. SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El método de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible (BES), tiene como

principio fundamental impulsar el fluido del reservorio hacia la superficie, mediante la

rotación centrífuga de la bomba. Este método puede utilizarse para producir fluidos de

alta viscosidad, crudos con gas y pozos con alta temperatura.

Una unidad típica convencional del sistema de bombeo electrosumergible se compone

básicamente de los equipos de subsuelo, equipos de superficie, cables y componentes

superficiales.

2.6. TEORÍA DE OPERACIÓN DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial que utiliza un

motor eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba centrífuga. Este sistema

combina las ventajas de las presiones de entrada extremadamente bajas de los sistemas

de bombeo y las tasas de producción elevadas que se obtienen con los sistemas de

levantamiento a gas. Las bombas centrífugas no desplazan una cantidad específica de

fluido como las bombas de desplazamiento positivo, pero en cambio crean una relativa

cantidad de presión constante que incrementa el levantamiento del fluido hacia la

superficie.

La cantidad de fluido que pasa a través de la bomba puede variar dependiendo

de la presión sostenida en el sistema.

13

La cantidad de fluido necesaria y la presión para levantar líquidos a la superficie

están determinadas por el tipo y el número de etapas de la bomba.

El ESP está trabajando en el hueco del pozo suspendido de la sarta de

producción; por lo tanto si la unidad de ESP falla, la tubería de producción y la

bomba de producción deben ser sacadas juntas para reparación y consiguiente

cambio de equipo.

2.7. FUNCIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

La principal función de un sistema de bombeo electrosumergible es levantar los fluidos

del yacimiento a la superficie; y es un sistema integrado de levantamiento artificial.

El ESP o BES, es considerado como un medio económico y efectivo para levantar

grandes volúmenes de fluido desde grandes profundidades en una variedad de

condiciones del pozo y es más aplicable en yacimientos con altos porcentajes de agua y

baja relación gas-petróleo; sin embargo en la actualidad estos equipos han obtenido

buenos resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos con gas, en

pozos con fluidos abrasivos, en pozos con altas temperaturas y diámetros reducidos.

14

2.8. VENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Es un sistema efectivo y económico para levantar grandes volúmenes de fluidos

en pozos muy profundos, con una gran variedad de grados API.

Son usados para producir caudales tan bajos como 150BPD y tan altos como

100.000BPD.

Puede producir fluidos de alta viscosidad, alta relación gas-petróleo y altas

temperaturas de formación.

Con el variador de velocidad se puede controlar las tasas de producción.

Es fácil realizar tratamientos anticorrosivos.

Son simples para la operación.

Se pueden instalar medidores de presión de fondo, lecturas que son transmitidas

a la superficie vía cable.

Aplicable en operaciones costa afuera.

Disponible en diferentes tamaños.

Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.

Su vida útil puede ser muy larga.

Trabaja bien en pozos desviados.

No causan destrucciones en ambientes urbanos.

Su tecnología es la más complicada y cara pero son preferidos en caso de tener

que elevar grandes caudales.

15

2.9. DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Entre las desventajas tenemos que en pozos de alta temperatura, exige el uso de

un recubrimiento del cable.

Las bombas se las puede instalar y recuperar solo con taladro de

reacondicionamiento, es necesario sacar la tubería de producción.

Cuando hay producciones de gas y sólidos su rendimiento disminuye.

La abrasión del equipo es un serio problema debido a la formación de escalas y

arenas.

Son solamente aplicables con energía eléctrica.

Los motores de superficie trabajan con voltajes muy altos.

Impracticable para pozos de bajo volumen.

Su costo para una instalación individual es más costosa.

Tiene limitaciones en cuanto al tamaño del casing.

No es fácilmente analizable.

No se puede asentar sobre el nivel del fluido.

Inversión inicial muy alta.

Alto consumo de potencia.

No es rentable en pozos de baja producción.

Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.

Susceptible a la producción de gas y arena.

Su diseño es complejo.

Las bombas y motor son susceptibles a fallas.

16

En cuanto al costo de instalación, es el más alto, pero el mantenimiento de

superficie es mínimo y limitado a los componentes electrónicos de los

variadores de velocidad y protecciones eléctricas.

2.10. PARÁMETROS PARA LA APLICACIÓN DEL SISTEMA BES O ESP

1. Temperatura: <350ºF para motores y cables especiales.

2. Presencia de gas: saturación de gas libre < 10%.

3. Presencia de arena: < 200ppm (preferiblemente 0).

4. Viscosidad: límite cercano a los 200cp.

5. Profundidad: 6000ft – 15000ft.

6. Tipo de completación: Tanto en pozos verticales, como desviados.

7. Volumen de fluido: hasta 100.000BPD.

CAPÍTULO III

17

CAPÍTULO III

3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

En este capítulo se describe la selección, las aplicaciones y los componentes del sistema

artificial de bombeo electrosumergible tanto de superficie como de subsuelo.

3.1. SELECCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electrosumergible consiste en:

seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción deseada, de

asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos desde el pozo hasta la

estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento y la

eficiencia del bombeo.

El ingeniero o supervisor tienen en mente varios objetivos al seleccionar equipos de

levantamiento artificial; generalmente, el objetivo primordial es seleccionar el equipo

que permita al pozo producir al mayor volumen deseado mientras que el objetivo

secundario pudiera ser efectuar el trabajo de la manera más económica posible tomando

en cuenta las limitaciones existentes. Otro posible objetivo pudiera ser llevar al pozo a

un agotamiento económico con el sistema seleccionado; es posible que todos estos

objetivos no sean compatibles en una misma instalación.

18

3.2. APLICACIONES DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El sistema ESP puede ser utilizado en:

Pozos verticales y desviados.

Profundidades hasta de 15.000ft.

No es peligroso en áreas urbanas.

Bajas presiones de producción en el fondo del pozo.

Altas tasas de producción y alta productividad.

Altas tasas de producción y bajas presiones de producción en el fondo del pozo.

Altas presiones de producción en el fondo del pozo y altas tasas de producción.

3.3. DIAGRAMA DE LOS EQUIPOS DE SUPERFICIE Y SUBSUELO DEL

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

En el siguiente gráfico se puede visualizar los equipos de superficie y subsuelo del

bombeo electrosumergible.

19

IMAGEN Nº 3.1 EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

FUENTE: ARCHIVO SLB/REDA ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

20

3.4. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

En el Bloque-15 (Campo P), el sistema de levantamiento artificial que se usa es el de

bombeo electrosumergible, casi en su totalidad está completado con este sistema. Una

bomba electrosumergible transforma el movimiento rotatorio provisto por un motor

eléctrico en energía de presión para poder levantar los fluidos de la formación hacia la

superficie.

El objetivo de cualquier programa de levantamiento artificial debe consistir en

desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo, bajo las

condiciones existentes de la energía natural del yacimiento. Se considera al bombeo

electrosumergible como un sistema de levantamiento artificial para altas tasas de

bombeo aplicables a yacimientos cuyo mecanismo principal de producción sea por

empuje de agua ó por mantenimiento de presión por inyección de agua, en ambos casos

se pueden esperar; alto porcentaje de agua en su producción diaria, también índices de

productividad (IP) mayores de 1. La experiencia y los adelantos técnicos logrados a

través de los años están permitiendo que este tipo de levantamiento artificial se aplique

también a pozos con fluidos de alta viscosidad, profundos, con alta temperatura y alto

contenido de CO2, etc.

La razón fundamental para optar la completación de un pozo con un sistema de bombeo

electrosumergible se debe a que, en el momento de perforar el pozo y tomar los datos

necesarios de presiones y demás parámetros, se determina que la caída de presión entre

el reservorio y la cavidad del pozo, que es la energía que provoca que un pozo produzca,

21

y si está, no es lo suficientemente grande como para que dicho pozo produzca

naturalmente, entonces se hace necesario implantar un sistema de Levantamiento

Artificial.

3.5. COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Para que un sistema de bombeo electrosumergible funcione es necesario contar con un

conjunto de equipos tanto en subsuelo como en superficie.

3.5.1. EQUIPOS DE SUPERFICIE

A continuación se describen los equipos de superficie del sistema BES.

3.5.1.1. TRANSFORMADOR

Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al voltaje requerido en la

superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo; algunos están equipados con

interruptores “taps” que les dan mayor flexibilidad de operación y obtener el voltaje

deseado; se puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres

transformadores monofásicos.

El tamaño de un transformador depende del voltaje del sistema de energía primario y

del voltaje requerido en superficie; el transformador es usado para cambiar el voltaje de

22

la red de distribución al requerido por los equipos de fondo y deben ser diseñados para

ser utilizado con el variador de frecuencia. Debe ser dimensionado para que su potencia

nominal sea igual o mayor que la requerida por el equipo de fondo; el transformador

envía el voltaje correcto al tablero de arranque para que el motor opere apropiadamente;

esto está basado en la potencia requerida en KVA.

3.5.1.1.1. TRANSFORMADOR MONOFÁSICO

Normalmente cuando se usan transformadores de una sola fase para corriente de tres

fases, se conectan tres transformadores juntos (uno por fase); un banco de tres

transformadores monofásicos generalmente se usa para reducir la energía de alto voltaje

hasta el requerido en superficie.

IMAGEN Nº 3.2 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS


23

3.5.1.1.2. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO

Los transformadores de elevación trifásicos son elegidos para aumentar el voltaje desde

un sistema de bajo voltaje de tres fases.

IMAGEN Nº 3.3 TRANSFORMADOR TRIFÁSICO


3.5.1.2. VARIADOR DE FRECUENCIA

El controlador de variación de velocidad permite la flexibilidad para controlar el flujo

en el fondo del pozo. Provee una relación constante entre el voltaje y la frecuencia para

mantener condiciones apropiadas de operación. El VSD admite alterar la frecuencia del

motor y por lo tanto modificar su velocidad.

El rango de ajuste de la frecuencia es de 30Hz a 80Hz; permite incrementar la

frecuencia del sistema de bombeo electrosumergible de velocidad variable, brindando

un potencial extraordinario de incremento de producción, una reducción de tiempos de

parada y un incremento en las ganancias.

24

IMAGEN Nº 3.4 CONTROLADOR DE VARIACIÓN DE VELOCIDAD


3.5.1.3. CAJA DE UNIÓN O DE VENTEO

Provee una conexión para el cable de superficie desde el tablero de control al cable de

potencia en el pozo; permite ventear cualquier cantidad de gas que haya migrado a

través del cable de potencia.

Provee fácil acceso para puntos de medición para chequeo de los parámetros eléctricos

del equipo de fondo y se instala a una distancia mínima de 15ft del pozo.

25

IMAGEN Nº 3.5 CAJA DE UNIÓN O DE VENTEO


3.5.1.4. CABEZAL DEL POZO

El cabezal del pozo es el equipo que se instala en la superficie; el propósito de colocar

el cabezal es para suspender la sarta de tubería dentro del pozo, monitorear y controlar

altas presiones que frecuentemente se presentan en el pozo.

El cabezal de pozo está diseñado de tal manera que soporte el peso del equipo de

subsuelo y mantenga el control del pozo en el anular y tubing; su selección se realiza en

base al diámetro del casing y tubing, carga máxima recomendada, presión de superficie

y profundidad máxima de fijación.

26

IMAGEN Nº 3.6 CABEZAL DEL POZO

FUENTE: ARCHIVO PAM ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

3.5.2. EQUIPOS DE SUBSUELO

A continuación se describen los equipos de subsuelo del sistema ESP.

3.5.2.1. SENSOR DE PRESIÓN

El sensor de presión es un instrumento que tiene dos componentes principales: una

unidad de lectura en superficie y un instrumento de fondo que censa la presión y

temperatura. El sensor bridado (empernado) a la base del motor, envía una señal a través

del bobinado del motor y el cable hasta la unidad de superficie; además contiene un

“display” (pantalla), que muestra los valores de presión (psi), temperatura (°F),

vibraciones del motor. El sistema es útil cuando el índice de productividad (IPR) del

pozo es dudoso o cuando hay presencia de gas que crea problemas de diseño. En estos

casos la unidad puede usarse para determinar las presiones reales de succión a diferentes

caudales y comparar así con los valores usados para diseñar el equipo BES/ESP.

27

Si se usa un variador de velocidad VSD, la reducción de velocidad puede ser

programada para minimizar problemas provocados por el gas libre, indicados

probablemente por una muy baja lectura de la presión de succión.

3.5.2.2. MOTOR

El motor eléctrico es del tipo de inducción, asincrónico con rotor en jaula de ardilla,

trifásico y de dos polos.

IMAGEN Nº 3.7 MOTOR BES


3.5.2.2.1. COMPONENTES DEL MOTOR

El motor se compone de varios rotores, tipo jaula de ardilla, usualmente de 12 a 18

pulgadas (0.30m a 0.46 m) de longitud, los que van montados sobre un único eje y a su

vez ubicados y alineados dentro de los respectivos bobinados eléctricos o estatores que

están montados en el interior de la carcaza de acero o housing.

28

En motores simples (una sola sección) se pueden obtener potencias máximas de hasta

400HP con un largo máximo de 33ft aproximadamente (10m), mientras que con

motores en tándem se pueden lograr potencias de hasta 750HP con un largo de 90ft

aproximadamente (27m). La potencia requerida se obtiene incrementando la longitud

del motor.

IMAGEN Nº 3.8 COMPONENTES DEL MOTOR

FUENTE: MANUAL / ING. MARCO CORRALES P. ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

3.5.2.2.2. ESTATOR

El estator es el núcleo del campo eléctrico del motor; y está compuesto por el bastidor o

carcaza, el núcleo del estator y el bobinado.

29

El material del bastidor forma la cubierta del motor y está roscado en ambos extremos

para instalar el cabezal y la base. El núcleo del estator está formado por un número de

laminaciones sometidas a compresión para asegurar la estabilidad mecánica. Las

laminaciones son láminas delgadas de acero o bronce; el estator es bobinado

manualmente por técnicos altamente especializados. Cada estator es bobinado en tres

fases para desarrollar el voltaje y amperaje apropiado de acuerdo al diseño.

IMAGEN Nº 3.9 ESTATOR


3.5.2.2.3. ROTOR

El rotor es un dispositivo que rota dentro del núcleo del estator; está compuesto de un

grupo de electro-imanes colocado en un cilindro con dos polos enfrentados a los polos

del estator.

30

IMAGEN Nº 3.10 ROTOR


El rotor está hecho de laminaciones para rotar, las cuales son de diámetro más pequeño

que las del estator, estas laminaciones forman el núcleo de hierro del rotor; dentro de

cada ranura se encuentran barras de cobre con anillos de soporte en ambos extremos.

Las barras se conectan entre sí por un anillo de cobre en ambos extremos, dependiendo

del motor los anillos en los extremos se mantienen en posición ya sea con soldadura o

por medio de un proceso de compresión y deformación de los extremos de las barras de

cobre para formar un cuerpo rígido.

El rotor simplemente gira por atracción y repulsión magnética, ya que sus polos

intentan seguir el campo magnético giratorio generado por el estator.

No hay ninguna conexión interna al rotor, sin embargo con el flujo de corriente,

los polos eléctricos del rotor; son inducidos por el campo magnético creado en el

estator.

31

3.5.2.3. CABLE

La energía eléctrica necesaria para impulsar el motor se lleva desde la superficie por

medio de un cable conductor, el cual debe elegirse de manera que satisfaga los

requisitos de voltaje y amperaje para el motor en el fondo del pozo, y que reúna las

propiedades de aislamiento que impone el tipo de fluidos producidos. El cable de

potencia permite la alimentación eléctrica al motor de fondo; conecta el motor

sumergible con la potencia generada en superficie.

IMAGEN Nº 3.11 CABLE


El cable de potencia es uno de los componentes más importantes y sensibles en el

sistema de BES. Su función es transmitir la energía eléctrica desde la superficie al

motor y transmitir las señales de presión, temperatura, etc., desde el instrumento sensor

de fondo a la superficie.

32

Todos los cables Reda utilizan conductores de cobre estañado. Las tres fases son

aisladas individualmente, el aislamiento está físicamente pegado con adhesivo al

conductor. El cable de potencia consiste de tres conductores que se extienden desde el

tope del cable plano del motor hasta el cabezal del pozo; el tamaño del cable se basa en

el amperaje y la caída de voltaje; la temperatura de fondo es crítica para la selección del

cable. Los conductores pueden tener además una barrera protectora y/o una fibra

trenzada sobre el aislamiento; luego los conductores son encamisados para proveer

protección mecánica y química, y finalmente se envuelven los conductores con

armadura metálica.

3.5.2.3.1. TIPOS DE CABLES

A continuación se describen los tipos de cables del sistema BES.

3.5.2.3.2. CABLE PLANO

Conductor: Propiedades eléctricas y lleva cobre revestido.

Material de Aislamiento: Protege y cubre los conductores; posee un alto

aislamiento termoplástico dieléctrico.

Chaqueta de Barrera: Protege y cubre el aislamiento termoplástico del grado

eléctrico.

Material de la Chaqueta: Elastómero diseñado considerando temperatura,

químicos y gas.

Armadura Externa: La protección externa que sostiene todo junto, es de acero

galvanizado.

33

3.5.2.3.3. CABLE REDONDO

Armadura: Acero Galvanizado.

Tubo: Capilar de acero inoxidable.

Armadura: Acero galvanizado, perfil redondo.

Los cables capilares se diseñan para funcionar en un amplio rango de temperaturas;

estos cables incorporan el tubo capilar para tratamiento abajo en el fondo del pozo.

IMAGEN Nº 3.12 CABLE PLANO Y REDONDO


3.5.2.3.4. COMPONENTES DEL CABLE

Conductor

Aislamiento

Barrera

Chaqueta

Armadura

34

IMAGEN Nº 3.13 COMPONENTES DEL CABLE

Conductor

Chaqueta

Barrera

Aislamiento

Tubo de

Inyeccion

(Opcional)

Armadura


3.5.2.3.5. CONDUCTORES DEL CABLE

El cable de potencia que se usa en las aplicaciones del sistema ESP tiene las siguientes

configuraciones:

Sólido: Es un conductor de diámetro pequeño y de bajo costo; tiene un bajo

estrés interfacial eléctrico.

Trenzado (Redondo): Este conductor tiene mayor flexibilidad y mayor

resistencia a daños.

Compactado: El cable conductor tiene una reducción hasta del 10% en diámetro

versus el conductor trenzado redondo.

35

IMAGEN Nº 3.14 TIPOS DE CONDUCTORES


3.5.2.4. SECCIÓN SELLANTE (PROTECTOR)

El protector es el componente del equipo que típicamente se instala arriba del motor;

está ubicado entre el intake (bomba) y el motor. El protector es una pieza vital en el

ensamblaje, si no es seleccionada apropiadamente puede reducir la vida útil del equipo;

y su propósito principal es aislar al motor del fluido del pozo.

IMAGEN Nº 3.15 SECCIÓN SELLANTE “PROTECTOR”


36

3.5.2.4.1. FUNCIONES DEL PROTECTOR

Une la bomba (succión) con el motor a través de su alojamiento o housing y,

transmite el movimiento del motor a la bomba por medio de su eje.

Aloja un cojinete de empuje que absorbe el eventual empuje descendente o

ascendente de la bomba.

Aísla el fluido del pozo del aceite del motor, aunque permitiendo el equilibrio de

presión entre ambos para evitar pérdidas a través de sellos o juntas del motor.

Permite la dilatación térmica del aceite del motor debido al calor generado

durante los periodos de marcha y la contracción del mismo cuando el equipo se

desconecta.

3.5.2.4.2. TIPOS DE PROTECTORES

A través del tiempo se han venido utilizando los protectores en diferentes

configuraciones para cumplir con los requerimientos de las diferentes aplicaciones.

3.5.2.4.2.1. PROTECTOR TIPO SELLO POSITIVO (BOLSA)

El diseño con “sello positivo”, incorpora una bolsa de un material elástico que actúa

como separación física entre el aceite del protector (en contacto con el del motor) y el

fluido del pozo. La bolsa se contrae según la temperatura del aceite del motor,

manteniendo siempre el equilibrio de presiones con el equilibrio del pozo.

37

Los protectores con bolsa generalmente tienen sistemas laberínticos entre la bolsa y el

motor, de modo que una rotura de la misma no es necesariamente grave.

IMAGEN Nº 3.16 PROTECTOR TIPO SELLO POSITIVO


3.5.2.4.2.2. PROTECTOR TIPO LABERINTO

Utiliza la diferencia de gravedad específica entre el fluido del pozo y el aceite del

motor, para mantenerlos separados a pesar de que entran en contacto directo. Esto se

logra por medio de conductos donde el aceite del motor se dilata desplazando al fluido

del pozo en una zona de interfase en la parte superior del protector.

Estos protectores tienen dos o más cámaras y puede conectarse más de un protector en

serie para aumentar su efectividad. Toda vez que el aceite del motor se contrae, ingresa

algo del fluido del pozo pero queda alojado en la parte inferior de las cámaras o trampas

por tener mayor gravedad específica.

38

IMAGEN Nº 3.17 PROTECTOR TIPO LABERINTO


3.5.2.4.2.3. PROTECTOR MODULAR

El protector modular es una combinación de protectores tipo laberinto y de sello

positivo, utilizados para cubrir necesidades en aplicaciones específicas.

El protector modular se denomina de acuerdo al número y tipo de cámaras que tenga y a

la forma en la que estas estén conectadas.

Serie

Paralelo

39

El sistema "modular" es realmente muy simple; consiste de una cabeza, base, eje,

sección de sello (tipo laberinto o bolsa) y un cojinete de empuje. Con pocos módulos o

partes es posible fabricar muchas configuraciones.

La "L" se utiliza para cámara tipo laberinto y la "B" para cámaras de tipo bolsa. En

cuanto al tipo de conexión, la "P" significa conexión en “PARALELO” y la "S"

significa conexión en "SERIE". En ocasiones se encuentran también las letras “HL”, lo

que indica que el protector tiene un cojinete de “alta carga”.

IMAGEN Nº 3.18 SISTEMA DE PROTECTORES MODULARES


Some of t

he Possible C

ombinations

LSLSBBSBSL BPBSLSLLSBBSLB L

Bag

Chamber

Labyrinth

Chamber

Shafts

Head

Base

Seal Body

Common Parts

Thrust Only

40

En las cámaras de tipo “laberinto” se utiliza la diferencia entre la gravedad específica

del fluido del pozo y el aceite del motor para mantenerlos separados, a pesar de que

están en contacto directo ya que el protector está abierto al intake en su parte superior.

El fluido del pozo es generalmente inmiscible con el aceite del motor, por esta razón

aunque haya un contacto directo no hay tendencia para contaminar el aceite del motor.

Los protectores tipo laberinto tampoco deben ser aplicados en pozos horizontales o

altamente desviados. El diseño de la separación de la gravedad requiere que la unidad

esté en posición vertical o casi vertical. Mientras mayor es el ángulo menor será la

capacidad de expansión de aceite.

Para aplicaciones donde las gravedades específicas del fluido del pozo y del aceite de

motor son similares o en pozos bastante desviados, se utilizan protectores de "sello

positivo" ó "bolsa" los cuales mantienen separados físicamente los dos fluidos.

Esta bolsa es hecha de un elastómero de alta temperatura y alto rendimiento que puede

resistir las severas condiciones típicamente encontradas en los pozos de petróleo. La

bolsa mantiene el fluido del pozo en el exterior y el aceite limpio del motor en el

interior. Cuando el aceite del motor se expande o se contrae, la bolsa simplemente se

infla o se contrae para adaptarse al cambio de volumen.

41

3.5.2.5. 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.

3.5.2.5.1. TIPOS DE SEPARADORES

A continuación se menciona los distintos tipos de separadores de gas del sistema BES.

3.5.2.5.1.1 SEPARADOR DE GAS ESTÁTICO

El separador de gas estático invierte el sentido del flujo dentro de su alojamiento de

modo que algo del gas libre es separado debido a la diferencia de gravedades

específicas.

IMAGEN Nº 3.19 SEPARADOR DE GAS ESTÁTICO


42

3.5.2.5.1.2. SEPARADOR DE GAS ROTATIVO O CENTRÍFUGO

El separador de gas rotativo o centrífugo utiliza un inductor/centrifugador que separa el

gas del líquido por su diferencia de densidades. La mezcla gas/líquido entra al separador

y es dirigida hacia el inductor. El inductor comprime la mezcla y la mueve a través de la

zona de transición hacia el centrifugador; en este el líquido es expulsado radialmente y

dirigido hacia la primera etapa de la bomba.

El gas asciende por el centro a lo largo del centrifugador, es tomado por un divisor de

flujo y escapa al espacio anular por un conducto de cruce. El casco o alojamiento del

separador es de acero de bajo contenido de carbono pero con revestimiento de

plomo/estaño para impartirle resistencia a la corrosión y a la erosión, el eje es de Monel.

IMAGEN Nº 3.20 SEPARADOR DE GAS ROTATIVO O CENTRÍFUGO


43

Los separadores de gas son también secciones de entrada pero tienen algunos

componentes adicionales diseñados para evitar el paso de gas libre hacia la bomba y

desviarlo de la succión hacia el espacio anular.

El uso del separador de gas permite una operación de bombeo más eficiente en pozos

gasificados, ya que reduce los efectos de disminución de capacidad de carga en las

curvas de comportamiento, evita la cavitación a altos gastos, y evita las fluctuaciones

cíclicas de carga en el motor producidas por la severa interferencia de gas.

Durante la selección del separador de gas, se debe tomar en cuenta el volumen total que

va a manejar el separador y verificar que esté dentro del rango de operación

recomendado en el cual el separador es eficiente. En la imagen 3.21 podemos observar

que, el gas separado es venteado al espacio anular entre la bomba y el casing; el fluido

de mayor densidad es dirigido hacia la bomba por el impulsor que está solidario al eje.

IMAGEN Nº 3.21 CORTE DE UN SEPARADOR DE GAS


44

3.5.2.6. BOMBA

Las bombas centrífugas no desplazan una cantidad específica de fluido como las

bombas de desplazamiento positivo, pero en cambio crean una cantidad relativa de

presión constante que incrementa el levantamiento del fluido hacia la superficie. La

cantidad de fluido que pasa a través de la bomba puede variar dependiendo de la presión

sostenida en el sistema.

La cantidad de fluido necesaria y la presión para levantar líquidos a la superficie están

determinadas por el tipo y número de etapas de la bomba.

La selección del ESP requiere del entendimiento del presente y futuro del desarrollo del

pozo, en particular el índice de productividad, presión de reservorio, el punto de

burbuja, la rata de flujo y la presión de cabeza requerida.

Las bombas electrosumergibles son bombas centrífugas de etapas múltiples; el tipo o

geometría de la etapa determina el volumen de fluido que maneja la bomba y el número

de etapas determina el levantamiento total generado (TDH).

Una bomba centrífuga imprime energía al fluido mediante la rotación de un impulsor

dentro de un difusor. La rotación de los componentes convierte la velocidad

(movimiento) en presión (cabeza), cada conjunto de impulsor y difusor conforman una

etapa.

45

IMAGEN Nº 3.22 COMPOSICIÓN DE UNA ETAPA


El principio de operación de una bomba es el siguiente: El impulsor toma el fluido y le

imprime energía cinética (velocidad) al fluido.

IMAGEN Nº 3.23 IMPULSOR


46

El difusor convierte esta energía cinética en energía potencial (presión).

IMAGEN Nº 3.24 DIFUSOR


3.5.2.6.1. ETAPA DE LA BOMBA

Una etapa es el conjunto de un impulsor y un difusor. La función de cada etapa es llevar

el fluido de un nivel a otro incrementando su energía hasta alcanzar una presión de

descarga que permita que el fluido llegue a superficie; el tipo de etapa empleado

determina el caudal nominal de diseño. El número de etapas determina la altura total de

elevación y la potencia requerida del motor.

IMAGEN Nº 3.25 ETAPA DE LA BOMBA


47

Las etapas pueden ser de flujo radial o flujo mixto.

En una etapa de flujo radial, el ángulo de los pasajes de flujo es cercano a los 90 grados,

este tipo de etapa es más utilizado en aplicaciones de bajo caudal.

IMAGEN N° 3.26 ETAPA DE FLUJO RADIAL


En una etapa de flujo mixto, el ángulo de los pasajes de flujo es cercano a los 45 grados;

este tipo de etapa es más utilizada en aplicaciones de alto caudal.

El número de etapas requeridas según el diseño, se ensamblan sobre un eje y se alojan

en un housing de un tamaño adecuado para este número específico de etapas.

IMAGEN N° 3.27 ETAPA DE FLUJO MIXTO


48

3.5.2.7. EQUIPOS / ACCESORIOS DE FONDO ADICIONALES

Sensores de presión y temperatura.

Válvula check.

Válvula de drenaje.

Packers (empacadores) de fondo (Twin seal).

Penetradores eléctricos (Penetrator Mandrel).

Protectores de cable.

Flejes metálicos.

Tubería para inyección de químicos.

“Y-Tools”.

Centralizador.

49

3.5.2.8. DIAGRAMA DEL POZO

IMAGEN N° 3.28 COMPLETACIÓN DEL POZO

FUENTE: ARCHIVO PAM ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

CAPÍTULO IV

50

CAPÍTULO IV

4. DETERMINACIÓN DE FALLAS DE LOS EQUIPOS DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE

En este capítulo se detalla las diferentes fallas de los equipos del sistema BES.

4.1. DETERMINACIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA

BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

La selección del BES o ESP requiere del entendimiento del presente y futuro del

desarrollo del pozo, en particular el índice de productividad, la presión de reservorio, el

punto de burbuja, la rata (caudal) y la presión de cabeza requerida.

La selección de la bomba está basada en parte en el diámetro del casing; el tamaño

apropiado puede ser determinado por las especificaciones del fabricante; determinar el

tamaño y los requerimientos de energía para el equipo de fondo está en función de la

rata de flujo y la presión de descarga requerida para la aplicación.

El incremento de presión de la bomba será igual a la diferencia entre la presión

disponible en el intake y la presión de descarga de la bomba que típicamente se expresa

en términos equivalentes de pies (ft) o metros (m) de levantamiento.

51

El levantamiento real desarrollado y la eficiencia (relación de la energía hidráulica

transmitida al fluido a la energía administrada a la bomba) de un ESP dependen del

diseño particular de la bomba.

La bomba es por tanto escogida de acuerdo con la eficiencia publicada por el fabricante

y presentada la curva de comportamiento de la bomba; que proporciona el caudal de

flujo, la eficiencia de la bomba y para una etapa, el levantamiento desarrollado y la

potencia al freno (BHP) requerido por un fluido con una gravedad específica de 1.0.

La cabeza (altura) entregada por etapa depende del diámetro del sistema y de la

geometría del impulsor y el difusor; el número total de etapas requerido es por tanto el

levantamiento total requerido dividido para el levantamiento entregado por etapa.

4.2. PARÁMETROS PARA CALCULAR LA PROFUNDIDAD DE

ASENTAMIENTO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

En la tabla siguiente se evidencia los parámetros que se toma en cuenta para calcular la

profundidad de asentamiento de la bomba electrosumergible.

52

TABLA N° 4.1 PARÁMETROS DEL POZO

Pr 3654 Psi

Pwf 3174 Psi

Q 257 BFPD

GOR 200 SCF/SBL

BHT 200 °F

SGg 0.7

BSW 20%

SGo 0.898

SGw 1.1

P.perf 9200 FT


4.2.1. EJEMPLO DE CÁLCULO

Aquí se desarrolla un ejercicio para calcular la profundidad de asentamiento de la

bomba electrosumergible.

ECUACIÓN 4.1: GRAVEDAD ESPECÍFICA PROMEDIO


SG = % H2O * SG H2O + % OIL * SG OIL

SG = 0.2 * 1.1 + 0.8 * 0.898

SG = 0.4509 + 0.4818

SG = 0.938

53

Transformación de la Pwf a ft

ECUACIÓN 4.2: CONVERSIÓN DE LA Pwf a ft


ECUACIÓN 4.3: CÁLCULO DEL ND1


ft = Pwf * 2.31/ SG

ft = 3174 psi * 2.31 / 0.938

ft = 7817

ND1 = P.perf – ft

ND1 = 9200 ft – 7817 ft

ND1 = 1383ft

54

IMAGEN Nº 4.1 CURVAS BFPD / (Pr - Pwf)


* Según la curva del IPR del gráfico, para 852 BFPD obtenemos una Pwf de 1665 ft;

ahora ubicamos la bomba a 2000 ft sobre el dato de la amerada (registrador de presión)

que es 9185 ft, la profundidad de asentamiento (SD) de la bomba electrosumergible será

7185 ft.

La presión de entrada a la BES (PIP) para los 850 BFPD.

ECUACIÓN 4.4: PRESIÓN DE ENTRADA


psi = Pwf * SG / 2.31

55

ECUACIÓN 4.5: PRESIÓN DE ENTRADA


Transformando de psi a ft

ECUACIÓN 4.6: CONVERSIÓN psi a ft


psi = 2000 ft * 0.938 / 2.31

psi = 1876 / 2.31

psi = 812

PIP = Pwf - psi

PIP = 1665 psi – 812 psi

PIP = 853 psi

ft = PIP * 2.31 / SG

ft = 853 psi * 2.31 / 0.938

ft = 1970.43 / 0.938

ft = 2100.67

ft = 2101

56

ECUACIÓN 4.7 CÁLCULO DEL ND2


NA = Dato de profundidad de la amerada.

Diferencia entre el SD y el ND2

ECUACIÓN 4.8: DIFERENCIAL ENTRE SD Y ND2

FUEN E: MANUAL / ING. MARCO CORRALES P. ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

ND2 = NA – PIP

ND2 = 9185 ft – 2101 ft

ND2 = 7084 ft

DIF = SD – ND2

DIF = 7185 ft – 7084 ft

DIF = 101ft

57

4.3. COSTOS DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (FONDO)

Los costos estimados son los siguientes:

TABLA N° 4.2 COSTOS DEL EQUIPO DE FONDO (ESP)

ITEM

DESCRIPCIÓN

NUMERO

SERIE

LISTA DE

PRECIOS

ADDE

RS

PRECIO FINAL

SIN

NACIONALIZACIÓN

%

NAC

PRECIO

FINAL

TOTAL Página Precio

Unitario

1 400 Series, Discharge PMP 400, Ferritico 2 3/8 eue FPXDISCH N/A 91 $ 126.62 0% $ 126.62 0% $ 126.62

2 400 Series, PUMP, P12 104 STG CENT PMXSSDH6; USD H6 (5%) C (15%) X (25%) 01F·21208 94 $ 6,653.43 45% $ 9,647.47 0% $ 9,647.47

3 400 Series, PUMP, P12 226 STG CENT PMXSSDH6; USD H6 (5%) C (15%) X (25%) 01F·20965 94 $ 12,717.93 45% $ 1 8,441.00 0% $ 18,441.00

4 400 Series, INTK 400PINTXSSD FER H6 41F-55351 76 $ 1,109.76 0% $ 1,109.76 0% $ 1,109.76

5 SEAL 400 Series, FST3XGHLPFSH6 H6 (5%), X(25%),AFLAS(5%), G (10%) HL (877.29) 31F-161494 104 $ 17,425.63 45% $ 25,267.16 0% $ 25,267.16

6 450, Series, MOTOR FMHAUGX 102 HP 1293V- 54 AMP, USD, X (25%) G (10%) 21F-81535 105 $ 21,005.81 35% $ 28,357.84 0% $ 28,357.84

7 450, Series, MOTOR FMHALGX 102 HP 1293V- 54 AMP, USD, X (25%) G (10%) 21F-89527 105 $ 21,005.81 35% $ 28,357.84 0% $ 28,357.84

8 CENTINEL ASM 5000 X 450 11617945 79 $ 8,830.63 0% $ 8,830.63 0% $ 8,830.63

9 CABLE CELF FLAT WITH 3/8 CAP 9505 FT 102431644A/ 102652354KG/102652352A

103

$ 10.63

0%

$ 101,047.66

0%

$ 116,204.80

10 MOTOR LEAD CABLE TWO PIECE KHT 5KV 110 FT 11590138 102 $ 7,589.00 0% $ 7,589.00 15% $ 8,727.35

11 SURFACE POWER CONNECTOR UPPER PIGTAIL 12FT ,5 KV 137360SE 96 $ 2,050.64 0% $ 2,050.64 15% $ 2,050.64

12 MANDREL , SPECIAL UB 15 133075 96 $ 5,488.49 0% $ 5,488.49 0% $ 5,488.49

13 DOWN HOLE LOWER PIGTAIL 128881pz 96 $ 2,352.21 0% $ 2,352.21 0% $ 2,352.21

Precio de venta BES de Fondo $ 254,961.83

Tarifa diaria BES de Fondo $ 247.54

ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T

58

4.4. INFORME DE INSPECCIÓN EN EL TALLER (TEAR DOWN)

En este informe se detallan los problemas encontrados en un equipo sometido a

inspección luego de haber sido extraído del pozo por algún tipo de falla y lo que se

busca es encontrar la razón por la cual el equipo se paró.

El Tear Down se lo realiza a todas las partes del equipo de bombeo electrosumergible,

pero este informe empieza desde el reporte del pulling del equipo, es decir mientras el

equipo es sacado del pozo un técnico verifica visualmente el estado del equipo.

4.5. REPORTE DE DESARME, INSPECCIÓN Y ANÁLISIS DE FALLA (DIFA)

DEL POZO "C" EN EL CAMPO P

Pozo: C "YANAQUINCHA OESTE A2"

Campo: P "YANAQUINCHA"

Área: BLOQUE 15

Run Life: 2 días

Fecha de Instalación: 9 de Noviembre.

Fecha de Pulling: 13 de Noviembre.

Razón del Pulling: Pérdida de producción.

Causa de la falla: Material no magnético de tamaño considerable y pin de standing

valve incrustados en las etapas de la bomba.

59

4.5.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

El equipo que se encontraba instalado en el pozo C del campo P es el siguiente:

TABLA N° 4.3 EQUIPO INSTALADO

BOMBAS Superior Inferior

Serial Number 2FN9B00476 29N4F01218

Serie 400 400

Tipo 66 CRCT-AFL-INC-ES-3ZZ-RLOY 66 CRCT-AFL-INC-ES-3ZZ-RLOY

Etapas D725N D725N

# de Etapas 194 194

INTAKE

Serial Number 4BN8H02610

Serie 400

Tipo RF-ARZ-RLOY

PROTECTOR Superior Inferior

Serial Number 3FN9A00450 3FN9A00451

Serie 540 540

Tipo LSBPB INC-RLOY-AFL-RS-SS-HD

BPBSL INC-RLOY-AFL-RS-SS-HD

MOTOR

Serial Number 1DN5F01485

Serie 540

HP 200

Volts/Amps 2175 / 56

Tipo SK UT RLOY AS AFL

SENSOR Phoenix

Type XT1

Serial Number XT1-19527


60

4.5.2. ANTECEDENTES

Este equipo fue instalado en el Pozo C del Campo P el 09 de Noviembre, el mismo que

se arranca sin problemas.

El día 11 de Noviembre se saca el equipo del pozo encontrándose un giro duro de todo

el conjunto y housings limpios, la bomba superior presenta giro suave, mientras que la

bomba inferior presenta giro duro. En el separador de gas se encuentra el eje roto y los

bujes rotos en la cabeza, el protector superior con agua en la primera cámara; en el

exterior de las bolsas con aceite contaminado, el aceite limpio en el interior de las

bolsas; el segundo protector con aceite limpio en todas sus cámaras. El motor en buenas

condiciones mecánicas y eléctricas.

4.5.3. REPORTE DE INSPECCIÓN Y FOTOGRAFÍAS

En esta parte se puede observar los reportes de inspección, así como sus fotografías.

4.5.3.1 Bombas

A continuación se describen las diferentes bombas que existen instaladas en el pozo C

del campo P.

4.5.3.1.1 Bomba Superior

Rotación del eje: giro libre.

Posición y juego axial del eje dentro del rango como se muestra en la siguiente

tabla:

61

TABLA N° 4.4 BOMBA SUPERIOR

Medidas Actuales Tolerancia del Plano

Head: 1/32" flush - 2/32"

Base: 25/32" 24/32" - 26/32"

Play: 1/64" 1/64" - 2/32"


DESGASTE

Se presenta desgaste radial leve debido a la cantidad y tamaño de material no magnético

40.8% y material magnético 20.7% que se encontró en el equipo.

BASE Y CABEZA

Tanto en la base como en la cabeza de la bomba se encontró los bujes fisurados, lo cual

indica una alta vibración durante la operación del equipo, esto se produce debido al

material que se encuentra manejando las bombas.

IMAGEN Nº 4.2 BASE Y CABEZA DE LA BOMBA

FUENTE: REPORTE DE INSPECCIÓN, SLB/REDA ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

Buje de zirconio roto en la

base y desgastado en la

cabeza debido a la cantidad

de material no magnético y

de tamaño considerable que

se encontró en las etapas.

62

ETAPAS

Se observa material no magnético a lo largo de todas las etapas de la bomba superior.

IMAGEN Nº 4.3 ETAPAS


IMAGEN N° 4.4 ETAPAS CON BUJES FISURADOS


Como se indica en la figura 4.3

se encontró material no

magnético a lo largo de toda la

bomba.

Las etapas estabilizadas

presentan todos sus bujes

fisurados lo cual es producto de

una alta vibración en el equipo,

debido a la cantidad y tamaño

de material no magnético

presente en las bombas.

63

IMAGEN N° 4.5 WASHER CRISTALIZADAS


4.5.3.1.2. Bomba Inferior

Rotación del eje: giro duro.


tabla:

TABLA N° 4.5 BOMBA INFERIOR


Head: 3/64" flush - 2/32"

Base: 25/32" 24/32" - 26/32"

Play: 1/64" 1/64" - 2/32"


DESGASTE

Se presenta desgaste radial leve debido a que el equipo tenía 03 etapas estabilizadas las

cuales no permitieron un desgaste radial mayor. Las etapas presentan erosión y

adicionalmente los álabes de los impulsores y difusores se encuentran deformados por

Las washer se encuentran

cristalizadas, lo cual indica

que en las bombas existió

una temperatura elevada de

trabajo.

64

los que pudo pasar el material no magnético de tamaño considerable junto con el pin de

bronce.

BASE Y CABEZA

Tanto en la base como en la cabeza de la bomba se encontró los bujes fisurados, lo cual

indica una alta vibración durante la operación del equipo, esto se produce debido al

material que manejaron las bombas.

ETAPAS

Se observa material no magnético de tamaño considerable a lo largo de todas las etapas

de la bomba, adicionalmente un pin de bronce incrustado en la cuarta etapa de la bomba

desde la cabeza, el cual deforma completamente al difusor.

IMAGEN N° 4.6 ETAPAS CON MATERIAL NO MAGNÉTICO


Como se indica en la imagen 4.6 se encontró

material no magnético de tamaño

considerable en la cabeza de la bomba

inferior. Este material tiene la característica

de frágil, ya que se lo podía romper

fácilmente sin la ayuda de herramienta

alguna.

65

El material no magnético encontrado en el interior de las etapas tiene como

característica principal que es sumamente frágil como se puede observar en la fotografía

tiene fisuras y es posible romperlo con la mano, el cual no corresponde a ninguno de los

materiales de las partes internas de la bomba.

IMAGEN N° 4.7 MATERIAL NO MAGNÉTICO


Todas las etapas estabilizadas presentan bujes de zirconio desgastados, lo cual es

producto de la alta vibración presente en el equipo debido a la cantidad y tamaño de

material no magnético que maneja la bomba.

IMAGEN N° 4.8 ETAPAS ESTABILIZADAS


El material no magnético encontrado

en el interior de las bombas que se

observó era frágil, en la figura se

observa con fisuras.

Las etapas estabilizadas presentan

todos sus bujes de zirconio con

desgaste, lo cual es producto de una

alta vibración en el equipo, debido a

la cantidad y tamaño de material no

magnético presente en las bombas.

66

En el interior de la bomba, se encontró el cuarto difusor desde la base completamente

deformado y roto debido a la incrustación de un pin de bronce y material no magnético

en su mayoría.

IMAGEN N° 4.9 MATERIAL NO MAGNÉTICO


IMAGEN N° 4.10 PIN DE BRONCE INCRUSTADO


Como se indica en la figura 4.9 se

encontró material no magnético de

tamaño considerable y un pin de

bronce incrustado en el difusor, que

al intentar atravesar este lo deformó y

rompió.

Este pin de bronce se encontró

incrustado en el cuarto difusor desde la

base, el cual deforma hasta llegar a la

rotura de los pasajes de flujo del

difusor.

67

En el interior de las etapas se encontró gran cantidad de material extraño lo cual sumado

al no aporte de la formación dio lugar a una temperatura elevada de trabajo en el equipo.

IMAGEN N° 4.11 MATERIAL EXTRAÑO


IMAGEN N° 4.12 WASHER CRISTALIZADAS


Las etapas se encontraron con gran

cantidad de material extraño en su

interior.

Las washer se encuentran

cristalizadas, lo cual indica que en

las bombas existió una temperatura

elevada de trabajo.

68

4.5.3.2. SEPARADOR DE GAS

El eje en el separador de gas se encuentra roto debido al desgaste que sufre producto de

la cantidad y tamaño de material no magnético que maneja el equipo, lo cual debido a la

alta vibración rompe los bujes y esto desestabiliza al eje llegando hasta la rotura del

mismo.

IMAGEN N° 4.13 SEPARADOR CON MATERIAL MAGNÉTICO


IMAGEN N° 4.14 SEPARADOR CON EJE ROTO


En la entrada del separador de gas

se puede observar gran cantidad de

material magnético.

La rotura del eje del separador de gas

se da debido al desgaste radial severo

que sufre producto de la cantidad de

material magnético que manejaron las

bombas lo cual causa una vibración

alta de operación.

69

4.5.3.3. PROTECTORES

A continuación se describen los tipos de protectores que existen.

4.5.3.3.1 PROTECTOR SUPERIOR LSPBP

Rotación del eje: giro libre


tabla:

TABLA N° 4.6 PROTECTORES


Head: 20/64”" 16/64” - 23/64”

Base: 1 9/32" 1 7/32” - 1 9/32”

Play: 2/32" 1/32 “- 2/32”


Condición interna de las cámaras

La primera cámara contiene agua y en las bolsas se observó agua, en el exterior de las

bolsas y en el interior de las mismas se presenta aceite trabajado.

IMAGEN N° 4.15 AGUA Y MATERIAL NO MAGNÉTICO


En el interior de la primera

cámara se encontró agua y

material no magnético lo

cual se comprobó con un

imán en el momento del

desensamble.

70

El thrust bearing y runner no presentan desgaste, el eje presenta desgaste en el área de

contacto con los bujes esto es debido a la vibración que soportó el equipo.

4.5.3.3.2. PROTECTOR INFERIOR BPBSL



tabla:

TABLA N° 4.7 PROTECTOR INFERIOR BPBSL


Head: 20/64”" 16/64” - 23/64”

Base: 1 9/32" 1 7/32” - 1 9/32”

Play: 1/32" 1/32 “- 2/32”


Condición interna de las cámaras

El exterior y el interior de las bolsas presentan aceite limpio al igual que la cámara

inferior; las bolsas en buenas condiciones al igual que los sellos mecánicos.

IMAGEN N° 4.16 ACEITE INTERIOR EN LAS BOLSAS


El aceite que se encontraba

en el interior de las bolsas

completamente limpio.

71

4.5.3.4. MOTOR


Posición del eje dentro del rango como se muestra en la siguiente tabla:

TABLA N° 4.8 MOTOR


Head: 1 1/32” 30/32“ - 1 3/32”

Base: 5/32” 2/32” - 10/32”

Play: 8/32” 7/32” - 10/32”


El thrust bearing presenta un desgaste normal de operación debido a los arranques del

motor. El aceite en el interior del motor se encuentra limpio y con alta resistencia

dieléctrica 20KV.

IMAGEN N° 4.17 ACEITE EN EL INTERIOR DEL MOTOR


El aceite en el interior del motor

se encontraba completamente

limpio y con alta resistencia

dieléctrica.

72

Las medidas eléctricas del motor son las siguientes:

TABLA N° 4.9 MEDIDAS ELÉCTRICAS DEL MOTOR

Medidas Eléctricas Sin Pot head

Fase - Fase 1.1 Ω balanceado

Fase - Tierra 2000 M Ω A–B–C


4.6. CONDICIÓN FINAL DEL EQUIPO BES INSPECCIONADO

En la siguiente tabla se muestra la condición final del equipo BES inspeccionado.

TABLA N° 4.10 EQUIPO INSPECCIONADO

COMPONENTE CONDICIÓN

Bombas serie 400

388 (194 +194) etapas

D725N

66CR-CT-AFL-INC-ES-3ZZ-RLOY

En el interior de las bombas se encontró material:

en el cuarto difusor de la bomba del lado de la

cabeza un pin de bronce incrustado en los pasajes

de fluido, adicionalmente a lo largo de toda la

bomba se observó material magnético de tamaño

considerable, lo cual causa vibración en el equipo

concluyendo en rotura de bujes tanto de la base y

la cabeza como en las etapas estabilizadas.

Bombas requieren reparación mayor.

Separador de Gas

RF-ARZ-RLOY Series 400

Eje roto producto de la alta vibración y rotura de

bujes en el separador de gas.

Separador de Gas requiere reparación mayor.

Protectores serie 540,

LSBPB/BPBSL

INC- RLOY-AFL-RS-SS-HD

Protector LSBLB con agua y material no

magnético en la primera cámara, en el exterior de

las bolsas con aceite contaminado; aceite limpio en

el interior de las bolsas, y el protector BPBSL con

aceite limpio en sus tres cámaras.

Protectores requieren reparación intermedia

Motor serie 540,

SK-UT-RLOY-AS-AFL-DOM

200 HP / 2175 V / 56 A

En el motor se observa el aceite limpio y las

medidas eléctricas dentro del rango, resistencia

fase - fase 1.7 ohms balanceado y resistencia fase -

tierra 2000 Mohms.

Motor requiere reparación menor.

Cable 1/1 ELB G5F

WCAP3/8SS

Cables en buenas condiciones eléctricas.

Aislamiento mayor a 2000 Mohms.

Sensor

XT1 -19527

Sensor en buenas condiciones eléctricas.

Sensor requiere reparación menor.


73

4.7. ESTADO ACTUAL DEL POZO

Equipo apagado, sin flujo en superficie, en proceso de PULLING.

Posible falla mecánica en la bomba y/o taponamiento, no aporte de la formación.

4.7.1. RESUMEN DE EVENTOS

El día 09 de Noviembre se le da arranque al equipo BES, se realiza prueba de

giro, encontrando el “1” como correcto, produciendo aproximadamente

1200BPD, con una frecuencia de operación de 50 Hz, luego de ello el flujo

empieza a descender y al cabo de 12 Hrs el pozo deja de fluir.

Se procede a incrementar frecuencia y estimular en la cabeza del pozo chocando

la válvula Wing, a una frecuencia de 60 Hz pozo fluye alrededor de 300 BPD

manteniéndose por 30 minutos, luego el pozo vuelve a quedarse sin fluido, pues

la PIP llega a caer hasta 104 psi notándose una clara falta de aporte de la

formación.

Se apaga manualmente para registrar comportamiento de presiones, las cuales se

recuperan lentamente hasta alrededor de 1040 psi, luego de lo cual se vuelve

arrancar el pozo, y esta vez a pesar de estar operando a 65 Hz (en ambos

sentidos de giro) se notan cambios en presiones de fondo mínimos, no así las

temperaturas de motor e intake las cuales se elevan rápidamente. Se descarta

algún tipo de recirculación en camisa o tubing bajando un Standing y

presurizando hasta 2.000 psi, prueba OK.

Se apaga el pozo manualmente quedando para workover.

74

4.8. REPORTE DE RUN

En la siguiente tabla se presenta el reporte de RUN.

TABLA N° 4.11 REPORTE DE RUN

FUENTE: REPORTE DE INSTALACIÓN, SLB/REDA ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

75

4.9. REPORTE DE PULLING

En la siguiente tabla se presenta el reporte de PULLING.

TABLA N° 4.12 REPORTE DE PULLING

FUENTE: REPORTE DE PULLING, SLB/REDA ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

76

4.10. ANÁLISIS DE DATA DEL POZO "C" UBICADO EN EL CAMPO P

En la siguiente imagen se puede observar el análisis de Data del Pozo.

IMAGEN N° 4.18 ANÁLISIS DE DATA DEL POZO

FUENTE: REPORTE DE DATA, SLB/REDA ELABORADO POR: PAÚLO SILVA T.

77

4.11. ANÁLISIS DE LAS MUESTRAS SÓLIDAS

En la siguiente imagen se observa el material no magnético.

IMAGEN N° 4.19 IMÁGENES DE MATERIAL NO MAGNÉTICO


78

4.12. DETALLE DE LOS PARÁMETROS DE FONDO

En la imagen siguiente se detallan los parámetros de fondo.

IMAGEN N° 4.20 PARÁMETROS DE FONDO


CAPÍTULO V

79

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

En este proyecto está detallado los problemas/soluciones del pozo C ubicado en

el campo P, donde se observó que existió un tiempo de no aporte de la

formación, tiempo que causó una temperatura elevada de trabajo al no existir

refrigeración adecuada al equipo con el fluido del pozo.

En los archivos registrados se analizó que hubo un determinado tiempo que

corresponde al no aporte de la formación, se incrementa la frecuencia de 40Hz a

60Hz sin obtener resultados, obteniendo para todos los casos el mismo amperaje.

El eje del separador de gas se encontró roto, y se puede observar claramente que

esto fue producto de un desgaste severo que sufrió debido a la cantidad de

material extraño que se envió a la EPN para su respectivo análisis.

Los bujes de zirconio a lo largo de todo el equipo se presentan fisurados o con

desgaste moderado lo cual es producto de la vibración alcanzada, producto del

material que estaban manejando las bombas.

El material encontrado en el interior de las bombas es sumamente frágil, lo cual

no corresponde a ninguno de los materiales de las partes internas de las bombas

incluyendo a las etapas que se consideran material no magnético, sin embargo se

envía la muestra a la EPN para ser analizada.

80

Luego del análisis químico realizado a la muestra tomada de la bomba inferior,

se encontró hidrocarburos en un 6%, material magnético 20.7%, y material no

magnético un 40.8%.

5.2. RECOMENDACIONES

Antes de instalar el equipo BES, se recomienda realizar limpieza al pozo con

scrapper rotatorio para evitar la acumulación de sólidos o taponamiento del

intake/bomba, por residuos presentes en el mismo.

Recomiendo bombear una píldora viscosa de 50 barriles más desplazar la

capacidad del pozo.

Realizar un análisis de reservorios más profundo para determinar el aporte

aproximado del pozo y dimensionar el equipo de bombeo electrosumergible

más adecuado "Convencional, Redaloy".

81

BIBLIOGRAFÍA

1. CORRALES PALMA MARCO, Manual Didáctico de Levantamiento

Artificial, Edición 2007.

2. MARTÍNEZ ALMEIDA RAMIRO, PETROPRODUCCIÓN. Distrito

Amazónico, Texto Guía de Bombeo Electrosumergible.

3. REDA-SCHLUMBERGER, Manual de Equipos, Quito-Ecuador, 2001.

4. SCHLUMBERGER REDA, Manuales de Levantamiento Artificial.

5. Schlumberger: Completion: Manual de Herramientas.

82

GLOSARIO

Árbol de Navidad.- El arreglo de tuberías y válvulas en la cabeza del pozo que

controlan el flujo de aceite, gas y evitan reventones.

Cabeza de pozo (Wellhead).- Equipo de control instalado en la parte superior del pozo.

Pozo (Well).- Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a

efecto de explorar o para extraer aceite o gas.

Presión (Pressure).- El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por

peso (gravedad) o mediante el uso de fuerza; se mide como fuerza entre el área, tal

como newton/metro².

Presión absoluta (Absolute pressure).- Es la presión manométrica más la presión

atmosférica.

Presión atmosférica (Atmospheric pressure).- Es el peso de la atmósfera sobre la

superficie de la tierra.

Presión manométrica (Gauge pressure).- Es la presión que registra un dispositivo de

medición normal, dicho dispositivo mide la presión en exceso de la atmosférica.

Ruido (eléctrico).- Componente no deseado de una señal que interfiere en el contenido

de la información; cualquier falso voltaje o corriente que surge de fuentes externas y

que aparecen en los circuitos de un dispositivo.

Tubería de descarga.- Tubería mediante la cual se transportan los hidrocarburos desde

el cabezal del pozo hasta el cabezal de recolección de la batería de separación, a la

planta de tratamiento o a los tanques de almacenamiento.

83

Tuberías de revestimiento.- Serie de tubos que se colocan en el pozo mientras

progresa la perforación para prevenir derrumbes de las paredes y para la extracción de

los hidrocarburos en la fase de la producción.

Válvulas de Control.- En general se usan para regular y/o distribuir el suministro de

fluido de potencia a uno o más pozos; son elementos de seguridad.

Válvula de contrapresión.- Válvula que se utiliza para mantener automáticamente una

presión de manera uniforme en su entrada.

Válvula de presión diferencial.- Válvula utilizada para regular automáticamente una

diferencia de presión uniforme entre dos puntos específicos en una tubería.

Válvula de retención (check).- Válvula utilizada para controlar el flujo en una

dirección seleccionada y evitar que el líquido fluya en la dirección contraria.

Venteo del gas.- Consiste en el no aprovechamiento del gas surgente de un pozo de

producción de petróleo, se quema (tipo antorcha) por motivos de seguridad.

Viscosidad.- Resistencia de un líquido al movimiento o flujo.

Yacimiento (Reservoir).- Acumulación de aceite y/o gas en una roca porosa tal como

la arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (aceite, gas y

agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas

siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el aceite la parte intermedia

y el agua la parte inferior.

84

SIMBOLOGÍA

API, American Petroleum Institute / Instituto Americano del Petróleo.

B, Bolsa.

BES, Bomba Electrosumergible.

BFPD, Barriles de fluido producidos por día.

BHP, Brake Horse Power / Potencia requerida por la bomba.

BPD, Barriles por día.

BHT, Bottom Hole Temperature.

BSW, Basal Sediment Water / Contenido de agua y sedimentos.

cp, Centipoise.

CO2, Nitrógeno.

DP, Differential Pressure, Diferencial de presión.

EPN, Escuela Politécnica Nacional.

ESP, Electrical Submersible Pump.

GOR, Relación Gas Petróleo.

HL, High Level / Alta carga.

Hz, Hertzios.

HP, Potencia del motor.

IP, Índice de Productividad.

IPR, Inflow Performance Relationship.

K, Permeabilidad.

KVA, Kilovoltios.

L, Laberinto.

85

m, Metros.

MWT, Motor Winding Temperature.

NA, Dato de la profundidad de la amerada.

ND, Nivel Dinámico.

OEPC, Occidental Exploration and Production Company.

P, Paralelo.

PAM EP, Petroamazonas Empresa Pública.

psi, Per Square Inch, Libra por pulgada cuadrada.

PDP, Pump Discharge Pressure / Presión de descarga de la bomba.

PIP, Pump Intake Pressure / Presión de entrada a la bomba.

Pr, Presión estática del reservorio.

Pwf, Presión de fondo fluyente.

Q, Caudal.

R.E.D.A, (Russian Electrical Dynamo of Arutunoff Company).

S, Saturation / Saturación.

SD, Profundidad de asentamiento.

SG, Gravedad específica.

SGg, Gravedad específica del gas.

SGo, Gravedad específica del petróleo.

SGw, Gravedad específica del agua.

SRO, Lectura en superficie.

SSV, Válvula de seguridad en superficie.

T, Temperature / Temperatura.

TDH, Altura dinámica total.

86

TTV, Tubing Test Valve / Válvula de prueba de tubería.

ºF, Fahrenheit.

UAOT, Unidad de Administración y Operación Temporal.

VSD, Variable Speed Drive / Variador de frecuencia.

WHP, Well Head Pressure / Presión de Cabeza del Pozo.

(φ), Viscosidad.

(') ft, Feet Tubing / Pies de tubería.

("), Pulgadas.

ANEXOS

87

ANEXO 1. REPORTE DE RUN

88

ANEXO 2. REPORTE DE PULLING

89

ANEXO 3. ANÁLISIS DE DATA DEL POZO

90

ANEXO 4. CARTA AMPEROMÉTRICA

91

ANEXO 5. ANÁLISIS DE LAS MUESTRAS SÓLIDAS

universidad tecnolÓgica equinoccial facultad de...

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