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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO DE FACTORES QUE AFECTAN LAS OPERACIONES

DE PRODUCCIÓN Y CAUSAN FALLAS A LOS EQUIPOS ESP

EN UN CAMPO PETROLERO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO DE PETRÓLEOS

TLGO. ANDRÉS MAURICIO CASTAÑEDA FUENTES

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE MSC

Quito, Marzo, 2015

© Universidad Tecnológica Equinoccial, 2015

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo, ANDRÉS MAURICIO CASTAÑEDA FUENTES declaro que el trabajo

aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

Andrés Mauricio Castañeda Fuentes

C.I. 1713479564

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO DE

FACTORES QUE AFECTAN LAS OPERACIONES DE PRODUCCIÓN Y

CAUSAN FALLAS A LOS EQUIPOS ESP EN UN CAMPO PETROLERO”,

que para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por

Andrés Mauricio Castañeda Fuentes, bajo mi dirección y supervisión, en

la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones

requeridas por el Reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

Ing. Fausto Ramos Aguirre

Director de Tesis

C.I. 1705134102

DEDICATORIA

A Diosito por regalarme el milagro de la vida y bendecirme con la

culminación de un peldaño más en mi existencia.

A mi esposa Ana Valeria Acosta Sánchez por estar a mi lado, brindarme

todo su apoyo y alentarme cada día a ser mejor.

A la prolongación de mi existencia, mi príncipe Benjamín Andrés Castañeda

Acosta, eres mi vida y todo lo que hago es para ti.

A mis padres Leonidas Rodolfo Castañeda Flores y Yolanda del Rocío

Fuentes Morejón quienes con su infinito amor, paciencia, comprensión y

apoyo incondicional son el ejemplo más grande de superación.

A mis hermanos Fernando y Jimmy y a toda mi familia porque sin importar

las circunstancias han estado conmigo.


AGRADECIMIENTO

A la Universidad Tecnológica Equinoccial y su Carrera de Ingeniería en

Petróleos por la formación recibida en ese mundo rodeado de cuatro

paredes llamado salón de clases.

A mis maestros por el conocimiento impartido y de manera especial al Ing.

Fausto Ramos Aguirre, director de tesis, sin su apoyo no habría podido

culminar este trabajo de investigación.

A todos muchas gracias.


i

ÍNDICE

PÁGINA

RESUMEN ................................................................................................... xiii

ABSTRACT ................................................................................................... xv

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

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

1.1. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN. ............................................ 2

1.1.1. OBJETIVO GENERAL. ..................................................................... 2

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ............................................................ 2

1.2. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO. ..................................................... 3

1.3. CAUSAS ........................................................................................... 4

1.4. MARCO REFERENCIAL .................................................................. 4

1.4.1. DIFICULTADES MÁS FRECUENTES EN TRABAJOS CON BES ... 5

1.4.1.1. Problemas de producción. .......................................................... 5

1.4.1.2. Problemas eléctricos detectados en el monitoreo. ..................... 6

1.4.1.3. Problemas detectados por el sensor. ......................................... 6

1.4.1.4. Otros problemas. ........................................................................ 6

1.4.2. DETECCIÓN DE PROBLEMAS ....................................................... 6

1.4.2.1. Problemas de producción. .......................................................... 6

1.4.2.2. Problemas eléctricos. ................................................................. 6

1.4.2.3. Problemas detectados por sensor y VSD. .................................. 7

CAPÍTULO II .................................................................................................. 8

ii

2. MARCO TEORICO ........................................................................... 8

2.1. REQUERIMIENTOS DE UN POZO PARA LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL. ............................................................................................... 8

2.2. COMPORTAMIENTO DEL POZO. ................................................. 10

2.3. PRESIÓN ESTÁTICA (Pr). ............................................................. 10

2.4. PUNTO DE BURBUJA. ................................................................... 11

2.5. CURVAS DE AFLUENCIA IPR. ...................................................... 11

2.5.1. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP). ............................................... 12

2.5.2. RELACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE

FLUIDOS (CURVA IPR). .......................................................................... 13

2.6. COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES. ................................. 15

2.7. PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD-UP). ....... 16

2.8. VOLUMEN TOTAL DE FLUIDOS. .................................................. 17

2.9. COMPONENTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO SUMERGIBLE (ESP

O BES) Y SUS APLICACIONES. ............................................................. 18

2.9.1. LA BOMBA. .................................................................................... 18

2.9.1.1. Tipos de bombas dependiendo de los impulsores. .................. 20

2.9.1.2. Tipos de bomba según su construcción. .................................. 22

2.9.1.3. Rango de operación de una bomba. ........................................ 24

2.9.1.4. Nomenclatura de una bomba. .................................................. 27

2.9.2. LA SECCIÓN DE ENTRADA O INTAKE. ....................................... 28

2.9.3. SEPARADOR DE GAS / ADMISIÓN. ............................................. 28

2.9.4. EL MOTOR DE LA BES. ................................................................. 30

2.9.5. EL PROTECTOR. ........................................................................... 31

2.9.6. CABLE DE POTENCIA. .................................................................. 33

2.10. ACCESORIOS, CONTROL ELÉCTRICO Y EQUIPO DE

SERVICIO... ............................................................................................. 34

iii

2.10.1. CONTROLADOR DEL MOTOR. ................................................... 34

2.10.2. CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE. ........................... 34

2.10.3. SENSORES DE FONDO. ............................................................. 35

2.10.4. CAJA DE CONEXIONES. ............................................................. 35

2.10.5. TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Y TRIFÁSICOS. ......... 35

2.10.6. CABEZAL DE BOCA DE POZO. .................................................. 36

2.10.7. VÁLVULA DE RETENCIÓN.......................................................... 36

2.10.8. VÁLVULA DE DRENAJE. ............................................................. 36

2.10.9. CENTRALIZADORES. .................................................................. 37

2.10.10. BANDAS PARA SUJETAR EL CABLE (FLEJES). ..................... 37

2.10.11. CABLE PLANO DE EXTENSIÓN AL MOTOR ............................ 37

2.10.12. PROTECTORES DE CABLE PLANO ......................................... 37

2.10.13. RUEDA GUÍA DEL CABLE ......................................................... 38

CAPÍTULO III ............................................................................................... 39

3. METODOLOGÍA ............................................................................. 39

3.1. RECOMENDACIÓN PRÁCTICA API 11 S2 PARA PRUEBAS DE

BOMBAS ESP. ......................................................................................... 39

3.2. JUEGO TERMINAL DEL EJE. ........................................................ 39

3.2.1. EXTENSIÓN DEL EJE AL TOPE. .................................................. 40

3.2.2. EXTENSIÓN DEL EJE AL FONDO. ............................................... 40

3.3. DEFINICIONES. ............................................................................. 41

3.3.1. PUNTO DE PRUEBA ACEPTABLE. .............................................. 41

3.3.2. LEYES DE AFINIDAD. .................................................................... 41

3.3.3. BANDA PERMISIBLE DE DESARROLLO DE LA TASA DE FLUJO

DE CABEZA . ........................................................................................... 42

iv

3.3.4. PUNTO DE MEJOR EFICIENCIA (BEP). ....................................... 42

3.3.5. CABALLOS DE FUERZA DE FRENO (BHP). ................................ 42

3.3.6. EFICIENCIA (EFF).......................................................................... 42

3.3.7. TASA DE FLUJO. ........................................................................... 43

3.3.8. PRUEBA DE FLUJO ABIERTO. ..................................................... 43

3.3.9. PRUEBA DE APAGADO. ............................................................... 43

3.4. DATOS Y CARTAS: CURVAS DE DESEMPEÑO. ......................... 43

3.4.1. LA CURVA DE ALTURA DE LA COLUMNA. .................................. 45

3.4.2. LA CURVA DE POTENCIA AL FRENO (BHP). .............................. 45

3.4.3. RANGO DE OPERACIÓN RECOMENDADO. ................................ 45

3.4.4. COLUMNA DINÁMICA TOTAL (TDH). ........................................... 45

3.4.5. CARTAS AMPERIMÉTRICAS. ....................................................... 45

3.5. PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS. ................................................ 56

3.5.1. PUNTOS DE PRUEBAS. ................................................................ 56

3.5.2. EFICIENCIA. ................................................................................... 56

3.5.3. CONSIDERACIONES ESPECIALES DE LAS PRUEBAS. ............. 56

3.5.4. ORIENTACIÓN DE LA PRUEBA. ................................................... 57

3.5.5. FLUIDO DE PRUEBA. .................................................................... 57

3.5.6. TIEMPO DE CORRIDO DE LA PRUEBA. ...................................... 57

3.5.7. VARIACIONES DE VELOCIDAD. ................................................... 57

3.5.8. REQUERIMIENTO DE PRESIÓN DE SUCCIÓN. .......................... 58

3.5.9. PRESIÓN DE INSTRUMENTACIÓN. ............................................. 58

3.6. CERTIFICACIÓN DE PRUEBAS. ................................................... 59

3.6.1. LÍMITES. ......................................................................................... 59

3.6.2. ACEPTACIÓN. ............................................................................... 59

3.7. VIBRACIONES EN SISTEMAS BES. ............................................. 60

v

3.7.1. MEDICIONES DE VIBRACIÓN. ..................................................... 61

3.7.1.1. Pruebas de proximidad. ........................................................... 61

3.7.1.2. Selección de la Localización de la Medición. ........................... 61

3.8. CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS. ............................................ 62

3.8.1. SISTEMAS ELÉCTRICOS CON CORTOCIRCUITO. ..................... 62

3.8.2. SISTEMAS ELÉCTRICOS CON EXCESIVO DESBALANCE DE

CORRIENTE. ........................................................................................... 63

3.8.3. SISTEMA ELÉCTRICO OPERANDO CON UNA FASE A TIERRA. 64

3.8.4. EXCESIVO NÚMERO DE ARRANQUES. ...................................... 64

3.8.5. INTERRUPCIONES ELÉCTRICAS. ............................................... 65

3.9. PRUEBAS DE CONTROL. ............................................................. 65

3.9.1. REVISIÓN DE LAS CORRIENTES EN EL MOTOR. ...................... 65

3.9.2. REVISIÓN DE LAS RESISTENCIAS DE AISLAMIENTO DEL

MOTOR. ................................................................................................... 66

CAPÍTULO IV ............................................................................................... 67

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS. ....................................................... 67

4.1. RECOMENDACIÓN PRÁCTICA PARA PRUEBAS DE BOMBAS

ELECTRO SUMERGIBLES ...................................................................... 67

4.2. TRANSPORTE, MANEJO Y ALMACENAJE DEL EQUIPO ........... 67

4.2.1. CABLES. ......................................................................................... 69

4.2.2. CABLES TERMINALES DE EXTENSIÓN DEL MOTOR

(PLANOS)…. ............................................................................................ 70

4.3. EQUIPO DE SUPERFICIE Y MISCELANEOS. .............................. 70

4.3.1. TRANSFORMADORES. ................................................................. 70

4.3.2. PANELES DE CONTROL DEL MOTOR. ........................................ 71

vi

4.3.3. EQUIPAMIENTO Y ACCESORIOS. ............................................... 71

4.4. PRUEBAS DE RENDIMIENTO. ...................................................... 71

4.5. ANÁLISIS DE FALLAS DEL EQUIPO BES. ................................... 72

4.5.1. EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE OPERACIÓN DEL

EQUIPO. ................................................................................................... 72

4.5.2. INSPECCIÓN, PRUEBAS Y DESARMADO DEL EQUIPO. ........... 73

4.5.3. INSPECCIÓN EXTERNA DE LOS COMPONENTES..................... 74

4.5.3.1. Presencia de escala. ................................................................ 75

4.5.3.2. Corrosión – erosión . ................................................................ 75

4.5.3.3. Daños mecánicos. .................................................................... 75

4.6. APLICACIÓN. ................................................................................. 76

4.6.1. PROBLEMAS. ................................................................................ 76

4.6.2. REPORTE DE DESARME E INSPECCIÓN. .................................. 76

4.6.2.1. Bombas. ................................................................................... 76

4.6.2.2. Intake – Separador . ................................................................. 78

4.6.2.3. Protector. .................................................................................. 78

4.6.2.4. Motor. ....................................................................................... 79

4.6.3. ANÁLISIS DE FALLAS. .................................................................. 80

4.6.4. DATOS ADICIONALES. ................................................................. 81

4.7. POZO AGUARICO 6....................................................................... 81

4.7.1. PROBLEMAS MECÁNICOS. .......................................................... 81

4.7.2. CAUSAS. ........................................................................................ 82

4.7.3. CAUSAS ELÉCTRICAS. ................................................................. 82

4.8. EQUIPO DE FONDO A TIERRA. ................................................... 82

4.8.1. PROBLEMAS DETECTADOS POR EL SENSOR DE FONDO. ..... 83

4.8.2. VIBRACIÓN ALTA. ......................................................................... 83

vii

4.8.3. TEMPERATURA ALTA DEL MOTOR............................................. 83

4.8.4. AISLAMIENTO BAJO. .................................................................... 84

4.9. ANÁLISIS DE HISTORIALES DE FALLAS DE EQUIPOS ESP . ... 87

4.9.1. ATASCAMIENTO EN BOMBAS POR CARBONATOS DE CALCIO O

SULFATO DE BARIO (ESCALA). ............................................................ 87

4.9.1.1. Shushufindi 106D. .................................................................... 87

4.9.1.2. Limpiezas ácidas y estimulación. ............................................. 88

4.9.1.3. Observaciones al desarme del equipo. .................................... 89

4.9.1.4. Reporte de servicio técnico. ..................................................... 93

4.9.2. ANÁLISIS DE FALLA POZO SSFD 106D. ...................................... 93

4.10. ESTADÍSTICAS DE INTERVENCIÓN DE RIGS DE WORKOVER

PARA EXTRAER EQUIPOS BES ............................................................ 95

CAPÍTULO V.............................................................................................. 101

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................ 101

5.1. CONCLUSIONES ......................................................................... 101

5.2. RECOMENDACIONES ................................................................. 103

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................... 105

NOMENCLATURA ..................................................................................... 106

GLOSARIO ................................................................................................ 108

ANEXOS .................................................................................................... 113

viii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 01. Fuerzas que actúan sobre el impulsor 26

Tabla 02. Nomenclatura de las bombas 27

Tabla 03. Tolerancia para los instrumentos utilizados durante la prueba

de una bomba 58

Tabla 04. Límites de pruebas aceptables de la bomba desde las curvas

publicadas 60

Tabla 05. Valores de resistencia de aislamiento medidos entre fase –

tierra 66

Tabla 06. Equipos ESP fuera de servicio 85

Tabla 07. Datos del Pozo Shushufindi 106D 87

Tabla 08. Reporte de servicio técnico 93

Tabla 09. Equipo con falla directa de la bomba 95

Tabla 10. Equipos con falla directa de motor 95

Tabla 11. Equipos con falla directa del cable 97

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 01. Bomba y sus componentes 19

Figura 02. Etapa o bomba centrífuga 20

Figura 03. Impulsor radial 21

Figura 04. Impulsor de flujo mixto 21

Figura 05. Impulsor de flujo axial 22

Figura 06. Tipos de bomba según su construcción 22

Figura 07. Bomba de construcción flotante 24

Figura 08. Curva de rendimiento de una bomba 25

Figura 09. Fuerzas que actúan sobre el impulsor 25

Figura 10. Separador de gas rotativo 29

Figura 11. Protector de sello positivo o bolsa 32

Figura 12. Controlador de frecuencia variable 34

Figura 13. Juego terminal del eje 40

Figura 14. Curva de una bomba electro sumergible a 60 Hz 44

Figura 15. Carta amperimétrica: normal 47

Figura 16. Carta amperimétrica: fluctuaciones de energía 48

Figura 17. Carta amperimétrica: bloqueo por gas 48

Figura 18. Carta amperimétrica: descarga de fluido de control 49

Figura 19. Carta amperimétrica: bajo nivel de fluido (Caso I) 50

Figura 20. Carta amperimétrica: bajo nivel de fluido (Caso II) 50

Figura 21. Carta amperimétrica: exceso de ciclos de operación 51

Figura 22. Carta amperimétrica: gas libre en la bomba 51

Figura 23. Carta amperimétrica: apagado inmediato por baja carga 52

Figura 24. Carta amperimétrica: falla en apagado por baja carga 53

Figura 25. Carta amperimétrica: sobre carga 53

Figura 26. Carta amperimétrica: manejo de sólidos 54

Figura 27. Carta amperimétrica: excesivos intentos de arranque 55

Figura 28. Carta amperimétrica: emulsiones o cargas en superficie 55

Figura 29. Ubicación de los soportes de caucho dentro de las cajas 67

x

Figura 30. Ubicación del equipo dentro de las cajas 68

Figura 31. Forma correcta de transportar equipos en la plataforma 69

Figura 32. Utilización de la barra de equilibrio al movilizar un carrete con

grúa 69

Figura 33. Movilización del carrete con montacargas 70

Figura 34. Pedazos metálicos del separador 77

Figura 35. Shaft - Tube suelto y consumido. Eje severamente desgastado

78

Figura 36. Curva de rendimiento bomba Reda – Pozo Atacapi 12D 81

Figura 37. Difusor con sólidos que reaccionan con HCl 89

Figura 38. Impulsor con sólidos que reaccionan con HCl 89

Figura 39. Separador de gas con presencia de sólidos en su interior 90

Figura 40. Rotor separador con sólidos adheridos 90

Figura 41. Inductor con sólidos adheridos 90

Figura 42. Bolsa llena con fluido del pozo 91

Figura 43. Zapata con severo desgaste radial 91

Figura 44. Ejes con marcas de desgaste en sector de bujes guías y sello

superior e inferior 92

Figura 45. Sólidos encontrados en cámara intercambiadora 92

Figura 46. Motor: zapatas con marcas de desgaste y calentamiento 92

Figura 47. Base y cabeza de motor con aceite contaminado 93

Figura 48. Fallas en componentes Cía. Schlumberger 99

Figura 49. Fallas en componentes Cía. Centrilift 100

xi

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

Ecuación 1. Índice de Productividad (IP) 13

Ecuación 2. Ecuación de caudal, IP constante 13

Ecuación 3. Ecuación de Vogel – IPR 14

Ecuación 4. IP cuando Pwf < Pb 15

Ecuación 5. Ecuación de caudal cuando Pwf < Pb 15

Ecuación 6. Leyes de afinidad 41

Ecuación 7. Eficiencia de la bomba 43

Ecuación 8. Columna Dinámica Total 46

xii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 01. 114

Reporte de análisis de falla

ANEXO 02. 115


ANEXO 03. 116


ANEXO 04. 117


xiii

RESUMEN

Son cientos los pozos en el Distrito Amazónico que son manejados por la

Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

“Petroamazonas EP” y otras extranjeras que utilizan Bombeo Electro

Sumergible (BES) como medio de producción de petróleo. Baker-Centrilift,

Schlumberger-Reda y General Electric, son las encargadas de suministrar

los equipos requeridos y son las responsables de la operación y

mantenimiento de cada uno de los componentes del sistema en un

determinado pozo.

En el Bombeo Electro Sumergible, cada operación, desde el escogimiento

de los componentes, manufactura, funcionamiento, mantenimiento y fallas

tienen un proceso, un procedimiento recomendado a seguir con el fin de

lograr una mayor eficiencia del sistema en cada aspecto, y, de haber

problemas, tratar de solucionarlos y prevenirlos.

Es necesario aplicar de manera correcta cada procedimiento, de este modo

obtendremos un beneficio, tanto en el aspecto operativo como en el

económico.

El presente trabajo recopila todas las recomendaciones a tomarse en cuenta

en una prueba de Bomba Electro Sumergible, que se encuentran en

vigencia, una vez publicadas por el American Petroleum Institute (API).

Estas recomendaciones prácticas son aquellas consideradas generalmente

necesarias para el éxito en la operación del BES.

Este trabajo abarca un amplio campo de análisis técnico con respecto a las

fallas de los equipos y accesorios, que con frecuencia se presentan en el

equipo de Bombeo Electro Sumergible, daños o fallas tales como:

mecánicas, eléctricas, externas, como también fallas del material, y es así

que se tiene problemas como: pérdida de aislamiento, ruptura del eje de los

xiv

equipos de fondo, sobrecalentamiento del motor, formación de escala y

adherencia de la misma al housing, contaminación del motor con el fluido del

pozo, incremento o baja de voltaje, taponamiento de los agujeros de succión,

desgaste o erosión del material del equipo, desgaste de las etapas de la

bomba, atascamiento del equipo, problema en los empalmes, bajo

aislamiento, temperatura altas del motor, entre otros.

También se ofrece una descripción resumida de cada uno de los

componentes y su importancia dentro del sistema de Bombeo Electro

Sumergible, tanto en superficie como en subsuelo.

Se realiza una descripción de la recomendación práctica dada por el

American Petroleum Institute (API) para Pruebas de Bombas Electro

Sumergibles y se mencionan explicaciones del procedimiento a seguir en

una prueba de bomba.

En lo concerniente a los análisis de fallas, se puntualiza con amplitud los

problemas y se sugiere soluciones viables para extender la vida operativa de

los equipos BES.

En el capítulo final se presentan las conclusiones y las recomendaciones

generales de acuerdo al análisis y evaluación de las fallas sin descuidar los

correctivos que son necesarios implementar para minimizar las fallas en los

equipos BES.

xv

ABSTRACT

There are hundreds of wells in the Amazonian district, which are handled by

the Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

“Petroamazonas EP” and other foreign companies who use Electro

Submersible Pump (ESP) as a means of oil production. Baker-Centrilift,

Schlumberger-Reda and General Electric, are responsible for providing the

required equipment and are responsible for the operation and maintenance

of each system component in a particular well.

At Electro Submersible Pump, in every operation, from the selection of the

components, manufacture, operation, maintenance and failures have a

process and recommended procedure to follow in order to achieve greater

efficiency of the system in every aspect, and, having problems, try to solve

and prevent them.

In ESP operations it is necessary to apply every procedure correctly; this

mode will obtain an operating and economic benefit.

This work collects all the recommendations to be taken into account in a test

of an Electro Submersible Pump, which are in force, once published by the

American Petroleum Institute (API). These practical recommendations are

those considered generally necessary for success in the operation of the

ESP.

This work covers a wide range of technical analysis with respect to

deficiencies in the equipment and accessories, which often occur in the

Electro Submersible Pump (ESP), damage or faults such as: mechanical,

electrical, external, and also fail the material, and so has problems as: loss of

isolation, rupture of the teams bottom axis overheating of the engine, scale

formation and adhesion to the housing, pollution of the motor with the fluid

from the well, increase or low voltage, tamponed of suction holes, wear or

xvi

erosion of material from the equipment, wear and tear on the stages of the

bomb, binding equipment, problem in the joints under isolation, high

temperature of the engine among others.

Also this provides a summary description of each of the components and

their importance within the Electric Submersible Pumping system, both

surface and subsurface.

It provides a description of the practical recommendation given by the

American Petroleum Institute (API) for evidence of Electro Submersible

Pumps and mentioned explanations of the procedure to follow in a pump

proof.

As regards the analysis of failures, says broadly the problems and suggests

feasible solutions pair extend the operational life of the ESP teams.

The final chapter presents conclusions and general recommendations

according to the analysis and evaluation of failures without neglecting the

corrections that are needed then to minimize failures in the ESP.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Las bombas multietapas conocidas como ESP por sus siglas en inglés

(Electrical Submersible Pump), se han constituido en el levantamiento

artificial más usado en los campos de compañías operadoras privadas, al

igual que en los campos de la empresa estatal Petroamazonas EP.

La preferencia frente a otros sistemas de levantamiento artificial, es la

adaptabilidad a casi todas las condiciones de producción de un yacimiento,

debido a que pueden producir desde 200 hasta 30.000 barriles de fluido por

día, a profundidades de hasta 15000 pies de profundidad, con presiones de

fondo mayores y menores al punto de burbuja.

Hoy en día contamos con programas de diferentes empresas que nos

facilitan el dimensionamiento con mayor precisión de los equipos ESP.

La tecnología de los VSD (Variable Speed Controller) ha mejorado mucho en

los últimos años, permitiendo adaptarse a los cambios de producción de un

pozo, ya sea controlando la presión de fondo o el caudal productivo de éste,

controlando la frecuencia de operación o encontrando la frecuencia óptima,

permitiendo manejar los equipos automáticos con mucha facilidad, incluso se

puede llevar la información a un computador central. El controlador de

velocidad o frecuencia variable actualmente nos permite operar la bomba

electro sumergible sobre un amplio rango de frecuencias, en vez de estar

limitado a la frecuencia de línea. Podemos sacar provecho de esto para

seleccionar un tamaño de bomba y de motor capaz de manejar un amplio

rango de condiciones de la aplicación.

2

Lo que se hace con los controladores de velocidad variable es diseñar una

bomba basándonos en ciertas condiciones de flujo, las cuales determinarán

dentro de que rango de frecuencia se debe de operar, seleccionando un

motor que sea lo suficientemente grande para proveer la potencia (HP)

requerida a la frecuencia teórica máxima para la aplicación.

1.1. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.1.1. OBJETIVO GENERAL

Detectar y analizar los daños más frecuentes en las operaciones de

producción de pozos de petróleo por BES (Bombeo Electro

Sumergible).

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Describir los componentes del BHA electro sumergible.

Escoger y tabular la información de los pozos que fueron intervenidos

por fallas a los equipos BES.

Analizar otras posibles causas de fallas del equipo BES durante la

operación.

Describir la Norma 11 S2 de las recomendaciones prácticas

consideradas para las operaciones con bombeo electro sumergible de

acuerdo a lo dispuesto por el API.

Elaborar un procedimiento de inspección y reparación del equipo

electro sumergible.

Realizar un análisis de fallas.

Ofrecer recomendaciones para optimizar el período de vida de los

equipos.

3

1.2. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO

El presente documento pretende visualizar los daños que con frecuencia se

presentan en los equipos BES analizando las causas directas e indirectas

que lo originaron y definir un procedimiento de operación de estos equipos

que redunden en un mayor tiempo de operación en el pozo y

consecuentemente, reducir los costos de operación.

Este trabajo se orienta a establecer elementos de juicio para que las

empresas productoras mantengan un riguroso manejo en las completaciones

e instalaciones de equipos BES dentro de un pozo, con el objetivo de alargar

la vida útil del mismo y elevar la rata de producción.

El análisis de los daños más comunes que afectan a equipos BES se enfoca

en conocer el por qué de estas fallas y ofrecer recomendaciones que ayuden

a solucionar desde la fabricación y la seleccion de cada componente de

acuerdo al tipo de fluido a manejarse y capacitar al personal técnico para el

seguimiento adecuado durante la operacion en el pozo.

Las bombas centrífugas multietapas, de flujo radial o de flujo mixto, están

diseñadas para levantar volúmenes de petróleo y/o agua, con un mínimo de

reparaciones y tiempos de parada. El número de etapas en la bomba está

determinado por la presión requerida en la cabeza del pozo, la profundidad

de levantamiento y el volumen de fluido a ser producido. Adicionalmente,

determinar si se cumple la recomendación práctica determinada por las

Normas API concerniente al levantamiento artificial para los procesos

relacionados a pruebas de bombas BES.

Todo el proceso, desde la instalación, el tiempo de funcionamiento de los

equipos (Runlife) y la reparación de los equipos electro sumergibles,

evidencian regulares rendimientos y altos costos de operación. Esta es la

razón por la que se requiere investigar si estos bajos rendimientos se deben

4

a que no se está implementando los correctivos necesarios que conlleven a

optimizar el funcionamiento y el tiempo de vida de los mismos.

1.3. CAUSAS

Los problemas en el equipo de Bombeo Electro Sumergible (BES) son

producidos por varias causas y se dan desde la fabricación del equipo, fallas

relacionadas al diseño, al ensamblaje, manipulación, transporte,

almacenamiento del equipo, entre otras; y es debido a: la gran longitud del

equipo, mala manipulación del equipo en el momento del izaje hacia la mesa

de ensamblaje, mal ensamblaje del equipo en superficie, sobrecalentamiento

del motor, presencia de sólidos en el yacimiento, desgaste de las etapas,

hueco en la tuberia de producción debido a la presencia de elementos

corrosivos, efectos contaminantes del yacimiento (efectos abrasivos y

corrosivos), errores humanos (entrenamiento deficiente del personal

técnico), inapropiada transportación y manipulación del equipo, inapropiado

almacenamiento, falta de supervisión durante la bajada del equipo, fluidos

del reservorio, factores climáticos, etc.

1.4. MARCO REFERENCIAL

Para poner un pozo a producir se baja una herramienta para cañonear y se

perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se

encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y

se extrae direccionando el fluido del pozo mediante una tubería de menor

diámetro conocida como tubing o tubería de producción.

Si el yacimiento tiene energía suficiente (presión), este fluirá por sí solo; en

este caso, se instala en la cabeza del pozo un conjunto de válvulas para

regular el paso del petróleo. Si no existe esa presión, se emplean métodos

5

de levantamiento artificial, entre estos está el método eléctrico llamado

también BES o ESP.

Este sistema BES, está formado por el equipo de fondo y equipo de

superficie. El equipo de superficie está constituido por: transformador,

tablero de control o variador de frecuencia, arrancadores automáticos, caja

de venteo; mientras que el equipo de fondo está constituido por: sensor,

motor, separador de gas, sección sellante o protector, bombas y cable de

potencia. Cada componente, ya sea del equipo de fondo o del equipo de

superficie cumplen un papel muy importante. El equipo de fondo cumple con

la función de levantar el fluido a superficie, y el equipo de superficie es el

encargado de proveer la energía eléctrica al motor para su funcionamiento.

Durante el monitoreo de los equipos y con ayuda de algunos instrumentos

electrónicos, pantalla del variador de frecuencia, pantalla del sensor de

fondo, cartas amperimétricas, se logra detectar y evaluar los problemas que

están sucediendo en el fondo del pozo. Muchas veces estos problemas

implican la remoción del equipo de fondo del pozo (Pulling).

Los problemas más frecuentes con las BES o ESP y que ocurren durante el

tiempo de operación, son problemas que pueden ser resueltos de manera

inmediata, o problemas que duran algunos días, suspendiendo la producción

del pozo para poder cambiar el equipo BES de fondo.

1.4.1. DIFICULTADES MÁS FRECUENTES EN TRABAJOS CON BES

1.4.1.1. Problemas de producción

Pozo con baja producción.

Pozo sin producción.

6

1.4.1.2. Problemas eléctricos detectados en el monitoreo

Incremento del amperaje de consumo del equipo de fondo.

Excesivo amperaje de consumo o el equipo no arranca.

Caída brusca del amperaje del equipo de fondo.

Equipo con fases desbalanceadas.

Equipo de fondo a tierra, etc.

1.4.1.3. Problemas detectados por el sensor

Alta vibración.

Alta o baja presión de intake.

Alta temperatura del motor.

Bajo aislamiento, etc.

1.4.1.4. Otros problemas

Problemas de reservorio.

Problemas de pozos, etc.

1.4.2. DETECCIÓN DE PROBLEMAS

1.4.2.1. Problemas de producción

Son detectados durante la prueba y monitoreo de los pozos.

1.4.2.2. Problemas eléctricos

Podemos detectarlos con ayuda de dispositivos electrónicos de superficie,

con la ayuda de instrumentos con los cuales se realizan medidas para

comprobar el estado de los circuitos eléctricos.

7

1.4.2.3. Problemas detectados por sensor y VSD

Se detectan por el monitoreo de la información de los paneles de superficie

de los sensores. Así:

Alta vibración: el sensor nos da lecturas de la vibración expresadas

en unidades (g), cuando el equipo alcanza valores sobre los 3g,

debemos de tomar medidas correctivas para evitar problemas

mayores con el equipo de fondo, de igual manera cuando estos

valores son muy variables también es un indicativo de que el equipo

está operando inapropiadamente respecto a la vibración.

Alta temperatura del motor: uno de los factores más importantes a

controlar es la temperatura de operación del motor, el sensor nos

permite visualizar estas temperaturas las cuales deberán estar debajo

de la temperatura máxima permisible de operación del motor.

Bajo aislamiento: el sensor de fondo también nos da valores de la

corriente de fuga, con la cual podemos evaluar el estado de

aislamiento de todos los componentes del circuito eléctrico (cable,

motor, cable de extensión, empalmes, etc.).

CAPÍTULO II

8

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1. REQUERIMIENTOS DE UN POZO PARA

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

La producción es la actividad de la industria petrolera que se ocupa de

realizar todos los procesos para llevar el petróleo desde el yacimiento hasta

el pozo, y desde éste a la superficie, tratando de extraer la mayor cantidad

de fluido al menor costo posible.

Un pozo productor de petróleo es una facilidad conformada por la tubería de

producción, el revestimiento, el cabezal del pozo, el reductor, la línea de flujo

y algunos accesorios a instalar en la tubería de producción.

Durante la producción primaria, el flujo de fluidos dentro del yacimiento

ocurre por energía propia de éste. Usualmente, 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 más 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.

9

Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de

llegar a las instalaciones de superficie, es necesario implementar un sistema

artificial de producción, acorde a las características del campo. Se debe

efectuar un estudio en el que se involucre los diferentes sistemas artificiales,

como son: Bombeo Mecánico Convencional (BMC), Bombeo Electro

Sumergible (BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), Bombeo

Hidráulico (BH) y Levantamiento Artificial por Gas (LAG), los que ayudan a

vencer las caídas de presión y mantener el pozo fluyendo.

Incluso sí, con un sistema de producción implementado, existe una baja

aportación de hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse la

posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de presión, o bien, de

desplazamiento.

Existen varios parámetros a considerar para la selección del sistema de

levantamiento artificial más adecuado, pero en este trabajo sólo se tomarán

en cuenta aquellos pozos que utilizarán el sistema de Bombeo Electro

Sumergible.

El Bombeo Electro Sumergible ha probado ser un sistema artificial de

producción eficiente y económico. En la industria petrolera,

comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene

ventajas y desventajas, sin embargo, por diversas razones no siempre

puede resultar ser el mejor método de levantamiento artificial

Una instalación de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de

condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios

adecuados para cada caso.

Un pozo candidato a producir artificialmente con Bombeo Electro Sumergible

debe reunir características que no afecten su funcionamiento como las altas

relaciones gas – aceite, las altas temperaturas, la presencia de arena en los

10

fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son

factores indeseables.

El Bombeo Electro Sumergible trabaja sobre un amplio rango de

profundidades y bajo una amplia variedad de condiciones del pozo. Su

aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias

para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas – aceite;

se distingue porque su unidad de impulso o motor está directamente

acoplada con la bomba en el fondo del pozo. El sistema opera sin

empacador, sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo

inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de

disparos.

En consecuencia, es posible la aplicación de Bombeo Electro Sumergible en

pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de

producción, alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación

agua – petróleo, y baja relación gas – líquido (RGL). En caso de alta RGL,

se puede emplear este método utilizando un separador de gas.

2.2. COMPORTAMIENTO DEL POZO

Los yacimientos de crudo son formaciones de rocas, en donde los espacios

vacíos son llenados con petróleo bajo una cierta cantidad de presión. Los

yacimientos están clasificados como de: presión natural, alta presión y baja

presión. Se han visto casos donde un pozo recién perforado comienza a fluir

naturalmente (alta presión). La idea es entender que el yacimiento está

presurizado.

2.3. PRESIÓN ESTÁTICA (Pr)

11

Es la presión promedio del yacimiento o la presión máxima en la roca. Es

una medida de la energía total disponible en el yacimiento. Mientras mayor

es la Pr, habrá más disponibilidad de energía para producir los fluidos. La

presión estática es el valor inicial de energía. Si perforamos en el yacimiento

y comienza la migración de fluidos, la presión declinará a la salida del

yacimiento. Si no existe una presión menor en las perforaciones, no habría

flujo ya que debe haber un diferencial de presión para que se produzca el

movimiento de fluidos.

2.4. PUNTO DE BURBUJA

El petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos que varía de moléculas

pequeñas a grandes. Las pequeñas como el metano y etano son gas en

condiciones de superficie, pero se pueden disolver en fluido de fondo. Si

tomamos el fluido del yacimiento, que inicialmente es todo líquido y bajamos

la presión, los componentes pequeños como el metano pueden migrar y

formar gas. La presión a la cual las burbujas de gas comienzan a aparecer

se llama “Presión de burbuja” (Pb).

Dentro del diseño de cualquier tipo de levantamiento artificial, uno de los

primeros pasos y más importante es determinar o estimar la productividad

del pozo a la profundidad deseada de operación, esta tasa de producción no

debe crear condiciones de agotamiento de nivel o un excesivo nivel de

fluido.

2.5. CURVAS DE AFLUENCIA IPR

Estas curvas permiten conocer el potencial de la formación, este es un factor

muy importante en la evaluación del pozo. En cualquier diseño de los

diferentes sistemas de levantamiento artificial es de vital importancia estimar

12

la productividad del pozo a la profundidad deseada de operación.

Esta tasa de producción no debe exceder ni tener agotamiento del nivel del

fluido. El régimen de producción se puede determinar por varios métodos:

Índice de Productividad (IP o J): considera el flujo similar al de una

sola fase en yacimientos donde Pwf ≥ Pb (todo el gas se encuentra en

solución), el comportamiento está determinado por la IP constante.

IPR: donde Pwf < Pb, condiciones en las cuales se genera un flujo

bifásico por lo cual no se puede usar correctamente la relación lineal

IP. Se determina la relación del comportamiento de afluencia IPR.

Otros métodos han sido desarrollados para calcular el IPR de un

pozo, entre ellos el método de Standing para pozos con daño “skin”.

2.5.1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)

El Índice de Productividad IP se define como el caudal de producción en

barriles por día que puede lograrse por cada psi de reducción en la presión

de fondo del pozo.

El índice de productividad ha sido utilizado para estimar la capacidad de los

pozos. Por tanto el IP es una medida del potencial del pozo o de su

capacidad de producir.

El caudal de producción no siempre cambia según la presión de fondo con

producción en forma lineal como parecería suceder en la ecuación del IP.

En resumen el IP puede utilizarse cuando:

El pozo produce sólo petróleo o sólo agua.

13

Las presiones de fondo con producción están por encima del punto de

burbuja.

No se dispone de mejores datos.

Se lo representa con la siguiente fórmula:

𝐼𝑃 = 𝑞𝑜

Pr − 𝑃𝑤𝑓 𝑐𝑢𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑃𝑤𝑓 ≥ 𝑃𝑏

[Ec. 1]

Donde:

qo = Tasa de flujo, bls

Pr = Presión promedio del yacimiento, psi

Pwf = Presión de fondo (al caudal de prueba), psi

Pr – Pwf = Diferencia de presión de fondo (drawdown) (∆P), psi

Valores de IP

IP < 0,5 Bajo

0,5 ≤ IP ≤1,5 Intermedio

IP > 1,5 Alto o bueno

Asumiendo un IP constante, podemos transformar la ecuación anterior para

resolver nuevas tasas de producción (qo) en base a nuevas presiones de

flujo (Pwf):

𝑞𝑜 = 𝐼𝑃 (Pr − 𝑃𝑤𝑓) [Ec. 2]

2.5.2. RELACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE

FLUIDOS (CURVA IPR)

En 1968, J.V. Vogel desarrolló un modelo matemático para calcular el IPR

de un yacimiento con empuje de gas disuelto. El resultado de su estudio es

14

una curva de referencia sin dimensiones que se ha convertido en una

herramienta efectiva en la definición del comportamiento de afluencia del

pozo. La ecuación empírica desarrollada por Vogel es la siguiente:

𝑞𝑜

𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥= 1 − 0,2 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟) − 0,8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟)

2

[Ec. 3]

Donde:

qo = Tasa de flujo, bls

Pwf = Presión de fondo fluyente, psi

Pr = Presión promedio del yacimiento, psi

qmax = Caudal máximo de producción (a Pwf = 0), bls

En los pozos que producen bajo empuje hidráulico, el IP permanece

constante para una amplia variación en la tasa de flujo, de tal forma que ésta

es directamente proporcional a la presión diferencial de fondo.

En pozos con alta tasa de flujo o en yacimientos con empuje de gas en

solución, la proporcionalidad no se mantiene y el IP disminuye, esto se debe

a:

Efecto de la turbulencia por el aumento de la tasa de flujo.

Aumento de la viscosidad con la caída de presión por debajo del

punto de burbuja.

Reducción de la permeabilidad debido al daño de formación.

El índice de productividad se puede calcular usando una versión modificada

de la ecuación de Vogel para yacimientos en los cuales la presión de prueba

se encuentra por debajo de la presión del punto de burbuja.

15

𝐼𝑃 = 𝑞𝑜

Pr − 𝑃𝑏 + (𝑃𝑏1,8) . [1 − 0,2 (

𝑃𝑤𝑓𝑃𝑟 ) − 0,8 (

𝑃𝑤𝑓𝑃𝑟 )

2

]

[Ec. 4]

Para calcular cualquier caudal de flujo mayor a qb (donde Pwf < Pb), la

ecuación de Vogel se puede expresar de la siguiente manera:

𝑞𝑜 = 𝑞𝑏 + (𝑞𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏). [1 − 0,2 (𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟) − 0,8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟)

2

]

𝑞𝑜 = 𝑞𝑏 + 𝐼𝑃 . 𝑃𝑏

1,8 . [1 − 0,2 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟) − 0,8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟)

2

]

[Ec. 5]

Donde:

qo = Caudal de flujo a una determinada presión, bls

Pwf = Presión de flujo, psi

Pb = Presión de burbuja, psi

qmax = Caudal máximo de producción (a Pwf = 0), bls

La relación de Vogel trabaja bien en pozos con cortes de agua bajo el 50%.

Para cortes de agua más altos, se ha desarrollado un método, el cual toma

un promedio aritmético de las ecuaciones del IP e IPR para obtener un “IPR

Compuesto”.

2.6. COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES

El comportamiento de las presiones (estáticas y fluyentes) nos permiten

hacer una evaluación de las condiciones del reservorio: caídas de presiones

del yacimiento a través del tiempo o ganancia de presión en caso de

recuperación mejorada, que nos permite proyectar producción de petróleo,

16

agua y gas a futuro; y prever proyectos de recuperación mejorada e

implementación de algún tipo de levantamiento artificial en un determinado

momento de la vida productiva del campo.

La presión estática del yacimiento (Pr) y la fluyente (Pwf), son obtenidas

mediante medidores de presión mecánicos (Ameradas) y Electrónicos

(Memory Gages).

2.7. PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN

(BUILD-UP)

Cuando las pruebas de producción lo ameritan, es decir cuando el pozo es

capaz de producir a flujo natural y tiene un bajo corte de agua, es

recomendable tomar presiones fluyentes y estáticas del pozo realizando una

prueba de restauración de presión. Si el pozo no fluye, al menos debe

tomarse presiones estáticas en el proceso de evaluación de formaciones

mediante bombeo hidráulico, en un momento considerado adecuado, con los

elementos ubicados con wireline en el BHA, el procedimiento aplicado es

similar a lo indicado cuando el pozo se encuentra a flujo natural. Luego se

registra la presión de fondo fluyente durante un tiempo que se estime

conveniente, el mismo que es aprovechado generalmente para efectuar una

prueba de producción del pozo. Concluido el tiempo de flujo, se cierra el

pozo y se inicia la restauración de presión del mismo durante cierto tiempo,

se sacan los elementos de presión mecánicos o electrónicos a tiempos

preestablecidos que normalmente son los mismos que cuando se bajaron,

para así registrar las presiones estáticas.

Al finalizar el Build-up, la herramienta es sacada del pozo y éste es abierto

para que continúe fluyendo. Las cartas de presión o registros electrónicos

son analizadas mediante métodos de ingeniería.

17

El análisis de los Build-up registrados a las arenas productoras de un pozo,

es uno de los parámetros importantes del yacimiento, que permite conocer el

comportamiento real del mismo, consecuentemente poder adoptar

decisiones inmediatas con el objeto de mantener su presión y regular la

producción del pozo.

El correcto análisis de los datos obtenidos, es un proceso en el cual el pozo

produce un volumen a una cierta presión fluyente y luego se produce un

cierre para obtener la presión estática, permitiendo obtener los parámetros

básicos del yacimiento para la toma adecuada de decisiones.

Los métodos más comunes para la evaluación son: El método de Horner,

MDH y Curvas tipos.

Del análisis de las pruebas de restauración de presión se obtienen los

siguientes resultados:

Los pozos han tenido daños muy altos o moderados.

Los parámetros como Pwf, Pr, qo, son los valores más realistas que se

utilizan para hacer los respectivos diseños de levantamiento artificial.

Como es lógico el Índice de Productividad Actual (IPA), antes de remover

el daño es menor al Índice de Productividad Ideal (IPI). Las pérdidas de

presión debido al daño de formación (P skin), cuando tienden a cero, no

hay ganancia después de remover el daño.

La pendiente depende del criterio y experiencia del que la interpreta.

2.8. VOLUMEN TOTAL DE FLUIDOS

Cuando la presión a la entrada de la bomba, sea menor que la presión de

burbuja, es necesario determinar el efecto del gas en el volumen de fluido a

bombear a fin de seleccionar la bomba apropiada, para lo cual hay que

18

determinar los volúmenes de petróleo, agua y gas libre a producir.

La mayor preocupación es el gas libre en el fluido a producir, ocupa un

espacio en el impulsor que es normalmente ocupado por el crudo. Esto

reduce la eficiencia volumétrica, lo que significa que si queremos producir 1

barril de petróleo en la superficie, necesitaremos producir más en el fondo.

En conclusión, para obtener un correcto diseño del equipo es necesario

considerar todas las propiedades del fluido a producir, Presión, Volumen y

Temperatura (PVT), reflexionar las limitaciones físicas y utilizar varias

correlaciones.

2.9. COMPONENTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO

SUMERGIBLE (BES O ESP) Y SUS APLICACIONES

Los componentes básicos de subsuelo de un sistema de BES son: motor,

protector, intake, bomba, cable de conexión del motor y cable de potencia.

Entre los elementos complementarios del sistema están el separador de gas,

manejador avanzado de gas AGH y la unidad sensora de presión y

temperatura, DMT. Algunos de los accesorios comúnmente usados son

válvulas check y bleeder, centralizadores, protectores de cable, “Y” tool,

empacaduras, conectores eléctricos y sistemas de inyección de químicos.

2.9.1. LA BOMBA

Una bomba centrífuga es una máquina que mueve fluidos rotándolos con un

impulsor rotativo dentro de un difusor que tiene una entrada central y una

salida tangencial. La trayectoria del fluido es una espiral que se incrementa

desde la entrada en el centro a la salida tangente al difusor. El impulsor

transmite energía cinética al fluido.

19

En el difusor, parte de la energía cinética es transformada en energía

potencial (altura) por medio de un incremento del área de flujo. Una bomba

centrífuga crea presión por medio de la rotación de una serie de álabes en

un impulsor.

El alma del sistema BES es la bomba centrífuga, de tipo multietapa, y el

número de éstas depende de cada aplicación específica. La geometría de la

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

etapas determina el levantamiento total generado (TDH). Las bombas se

construyen en un amplio rango de capacidades para diferentes tamaños de

tuberías de revestimiento.

Cada etapa tiene un impulsor y un difusor. La parte rotativa, el impulsor o

impeler, genera fuerzas centrífugas que aumentan la velocidad del fluido

(energía cinética), y la parte estacionaria, el difusor, dirige el fluido de la

forma adecuada al siguiente impulsor, transformando parte de la energía

cinética en energía potencial elevando la presión de descarga.

Figura 01. Bomba y sus componentes

Weatherford, 2006. Electric Submersible Pumping Systems

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

diámetro exterior del impulsor. El difusor dirige el fluido hacia el siguiente

impulsor. El impulsor es fijo al eje. El difusor es estático dentro de la carcasa

o housing de la bomba.

20

Dependiendo del tipo de etapa, el impulsor tiene de 7 a 9 alabes, los que

proveen un movimiento suave al fluido. Además, el número de los alabes

siempre es diferente en el difusor que en el impulsor para prevenir la

vibración.

Figura 02. Etapa o bomba centrífuga

REDA, 2001. Curso Avanzado de Operaciones BES.

Los impulsores determinan la tasa de flujo que la bomba es capaz de

manejar para un diseño específico.

2.9.1.1. Tipos de bombas dependiendo de los impulsores:

Flujo Radial: en bombas centrífugas de flujo radial, la bomba crea un

diferencial de presión únicamente por la acción de la fuerza centrífuga

sobre el fluido.

Flujo Mixto: en bombas centrífugas de flujo mixto, la bomba crea un

diferencial de presión por la acción combinada del impulsor y de la

fuerza centrífuga sobre el fluido.

Flujo Axial: en bombas centrífugas de flujo axial, la bomba crea un

diferencial de presión únicamente por la acción del impulsor.

La diferencia entre estos tres tipos de impulsores está definida por los

ángulos del álabe en el impulsor y el tamaño y la forma de los pasajes

internos para el flujo.

21

Los impulsores radiales (panqueca) tienen los ángulos cercanos a 90°, los

cuales son encontrados usualmente en bombas de bajas tasas de flujo.

Figura 03. Impulsor radial

ACE INTERNACIONAL, 2013. Curso BES para Operadores de Producción

Un impulsor de flujo mixto tiene los ángulos de los álabes cercanos a 45°,

los cuales son usualmente encontrados en las bombas para altas tasas de

flujo.

Figura 04. Impulsor de flujo mixto


Los impulsores axiales tienen una geometría diferente y se pueden ver como

una forma de hélice.

22

Figura 05. Impulsor de flujo axial


2.9.1.2. Tipos de bomba según su construcción:

Construcción Flotante: Cada impulsor es libre de moverse hacia

arriba y hacia abajo en el eje como si “flotara” en el mismo.

Construcción Compresión: Cada impulsor está rígidamente fijo al

eje de tal manera que se mueve solidariamente con el mismo. Todos

los impulsores están “comprimidos” conformando un cuerpo rígido.

Figura 06. Tipos de bomba según su construcción


23

Bomba de compresión: todos los impulsores están fijados rígidamente al

eje de manera que si un impulsor trata de moverse hacia arriba o abajo,

tratará de mover el eje en esa dirección.

Durante el ensamblaje y debido a la gravedad, el impulsor normalmente está

descansando en su correspondiente difusor inferior. Por esta razón, el eje de

la bomba es “levantado” con espaciadores en el acople de tal manera que el

impulsor no toca el difusor en el equipo ensamblado.

Esto hace que todo el empuje desarrollado en el eje de la bomba sea

transferido directamente al eje del protector.

Tradicionalmente, este tipo de bomba ha sido usado en aplicaciones con

muy alto empuje descendente (ej. bomba con muchas etapas).

Por qué usar bombas de compresión:

Algunas etapas generan demasiado empuje para ser manejado por

una arandela de empuje en la etapa.

Algunos fluidos (ej. propano líquido) no tiene suficiente capacidad de

lubricación para lubricar la arandela de empuje.

Si hay abrasivos o corrosivos, sería beneficioso manejar el empuje en

un área lubricada por aceite de motor en vez del fluido del pozo.

Ocasionalmente en pozos con mucho gas, el volumen de flujo cambia

tan drásticamente dentro de la bomba que una parte de una bomba

de flotación podría estar con severo empuje descendente, mientras

que otras no. Una bomba de compresión podría mejorar esta

situación.

Ya que todo el empuje es manejado por el protector, el rango de

operación puede ser extendido ampliamente, sin incremento del

desgaste o reducción de la vida útil, en la medida que el protector

tenga la capacidad suficiente para manejar el empuje desarrollado.

24

Bomba de flotación: en vista que los impulsores flotantes son libres de

moverse en el eje, hacia arriba o hacia abajo, lo único que lo detiene es el

difusor superior o el inferior. Las “arandelas de empuje” son usadas para

proveer, en todos los pares de superficie entre el impulsor y el difusor, para

absorber el empuje generado.

Figura 07. Bomba de construcción flotante


Por qué usar bombas de flotación:

En vista que cada etapa maneja su propio empuje, un gran número de

etapas se puede poner en una bomba sin tener que preocuparse

acerca de la capacidad del cojinete de empuje del protector.

Las bombas de flotación son muy buenas en ambientes

medianamente abrasivos, ya que previenen que los sólidos entren a

la zona del cojinete radial.

Las bombas de flotación son más flexibles bajo el punto de vista de

manufactura, ya que la tolerancia acumulada no es un problema.

El ensamblaje en el campo no requiere espaciamiento.

2.9.1.3. Rango de Operación de una bomba

La geometría interna de la bomba controla cuánto volumen puede pasar a

través de la misma.

25

Figura 08. Curva de rendimiento de una bomba


Para determinar si una bomba está operando en Downtrhust o en Uptrhust

tenemos que volver a revisar el impulsor de la bomba y otro concepto

adicional conocido como empuje en las etapas de la misma: un Impulsor

tiene tres fuerzas actuando sobre él. La suma de estas tres fuerzas es el

empuje total.

Figura 09. Fuerzas que actúan sobre el impulsor


26

Veamos cuales son estas fuerzas:

Fuerza Dirección del esfuerzo

Gravedad actuando sobre la masa

del eje y del impulsor Siempre descendente

La fuerza neta resultante del

diferencial de presión actuando

sobre la etapa

Puede ser descendente o

ascendente o cero (cero ocurre a

flujo abierto – sin presión a la

descarga)

La fuerza del momento del fluido

entrando en la etapa

Puede ser ascendente o cero (cero

ocurre a la presión de cierre – o

condiciones de no flujo)

Tabla 01. Fuerzas que actúan sobre el impulsor


En general, mayores diámetros de impulsor generarán mayor empuje

descendente que impulsores más pequeños para la misma tasa de flujo,

porque tienen una superficie más grande sobre la cual la diferencia de

presión puede actuar. También tienen más masa.

El método de manejo del empuje ejercido por la bomba varía dependiendo

del tipo de construcción del impulsor: Compresoras o Flotantes

Sin embargo, no solamente el empuje es producido en los impulsores.

También por el diámetro que tiene el eje, éste sufre un empuje producto de

una fuerza descendente dado por el peso de la columna de fluido.

Por lo anterior, el empuje total será la suma del empuje en el impulsor y el

del eje.

Si la etapa es de "compresión", el empuje no es relevante al

determinar el rango de operación.

27

En la bomba de compresión, no podemos separar el empuje del

impulsor y el del eje, ya que forman un solo cuerpo integrado.

Las bombas de gran diámetro tienen ejes de mayor diámetro, por lo

tanto, para una misma cantidad de trabajo ellas tienen mayor empuje

en el eje.

Por otro lado, las bombas de mayor diámetro, pueden y deben usar

protectores más grandes los cuales pueden manejar cargas de

empuje mucho más altas.

Debemos considerar el empuje del eje de una bomba de construcción

flotante o el empuje total de una bomba de una bomba de compresión

cuando se selecciona el protector.

El operar una bomba fuera del rango requiere una bomba y motor

más grandes así como más electricidad para la operación.

2.9.1.4. Nomenclatura de una bomba

La descripción numérica se usa para referirse a la tasa de flujo de las

bombas en el punto de mejor eficiencia en barriles por día (BPD). Cada

fabricante identifica la serie con una letra, seguida de otras letras o números

que corresponden al modelo.

Serie Centrilift SLB

338 DC A

400 F D

513 G G

562 K HN

675 HC J

875 I M (862)

1025 J P (1125)

Tabla 02. Nomenclatura de las bombas


28

Ejemplo:

Una bomba DN1300 (SLB) define:

D = Serie 400; por lo tanto, 4” de diámetro externo

N = El material de la etapa, en este caso es Ni – resist

1300 = Tasa de flujo en el punto de mejor eficiencia (BEP)

(60 Hz : 3500 RPM) en barriles por día

2.9.2. LA SECCIÓN DE ENTRADA O INTAKE

Lo ideal sería que un pozo produzca con una presión de sumergencia

superior a la presión de burbujeo, para mantener los gases en solución a la

entrada de la bomba. Sin embargo, esto normalmente no ocurre, por lo cual

los gases deben separarse del fluido mediante un separador de gas antes de

la entrada de la bomba para alcanzar una máxima eficiencia del sistema.

2.9.3. SEPARADOR DE GAS / ADMISIÓN

La función del separador de gas es para proporcionar una vía para el fluido

del pozo hacia la bomba, pero también separa y elimina el gas antes que

llegue a la bomba. El gas en un pozo sale de la solución en forma similar a

como el CO2 sale como burbujas de un refresco cuando se quita la tapa.

Cuando la presión del fluido disminuye suficientemente, el gas comienza a

salir de la solución. El gas no es necesariamente bueno para la bomba. Las

burbujas de gas ocupan un espacio valioso en el impulsor y los pasajes de

flujo.

Si hay demasiado gas, las burbujas afectan el rendimiento de la bomba,

desplazando el líquido y causando que la bomba se trabe por el gas; lo que

provocará:

29

Pérdida de producción

Ciclos de encendido y apagado por la insuficiente carga sobre el

motor.

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.

El Separador de Gas Rotatorio, es el más efectivo, utiliza la fuerza centrífuga

para el proceso de separación.

Un inductor en forma de taladro proporciona elevación (presión) sobre el

fluido. A medida que el fluido sube en el separador, las paletas en el

conjunto del inductor fuerzan al fluido más denso a ir hacia fuera, mientras el

gas menos denso tiende a moverse hacia el diámetro interno del eje. El

fluido más pesado entonces es conducido por orificios en el cabezal hacia el

diámetro interno de la bomba y el gas menos denso es dirigido a través de

otro conjunto de orificios hacia el exterior del separador, y de nuevo dentro

del anillo del pozo.

Figura 10. Separador de gas rotativo

REDA, 2001. Curso Avanzado de Operaciones BES.

30

2.9.4. EL MOTOR DE LA BES

Es un motor eléctrico colocado en la parte inferior del sistema, recibe la

energía desde una fuente superficial, a través del cable. Son motores de

inducción, trifásicos, tipo jaula de ardilla, con dos polos. Estos motores giran

a 3475 rpm a 60 Hz; están llenos completamente de aceite mineral

altamente refinado o con aceite sintético, el cual lubrica los cojinetes y

provee resistencia dieléctrica y conductividad térmica para disipar el calor

generado hacia el housing del motor. El voltaje de diseño y operación de

estos motores puede ser tan bajo como 230V, o tan alto como 5000V. Los

requerimientos de amperaje pueden variar entre 12 y 110Amps. El motor

puede ser utilizado con corriente alterna a 60 Hz o 50 Hz. La cantidad de HP

simplemente incrementará la longitud del motor.

El motor consta de rotores, usualmente de 12 a 18 pulgadas de largo,

montados sobre un eje y ubicados en un campo magnético (estator)

construido dentro del housing.

Los motores están disponibles en cinco series diferentes: 375, 456, 540, 562

y 738 para aplicaciones en pozos con casing de diámetro externo de

4.50",5.50", 6.625", 7.00", 8.625” y mayores, respectivamente.

El comportamiento de los motores cambia de acuerdo a la carga a la que

están sometidos. Cada tipo de motor tiene sus curvas de rendimiento de

velocidad, factor de potencia, eficiencia y amperaje en función del porcentaje

de carga.

El motor tiene un cojinete de empuje o thrust bearing que soporta la carga de

los rotores y eje, y al igual que el cojinete de un protector también es de

zapata sólida.

31

Se dispone de diferentes tipos de motores para cubrir la demanda en

diferentes tipos de aplicaciones y condiciones de operación. El rango de

potencia de los motores cubre aplicaciones desde 7.5 HP hasta 1,170 HP en

casing de 7 pulgadas.

Los factores que se consideran en el proceso de selección del motor

incluyen:

Serie del motor,

Tipo de motor,

Configuración del motor, voltaje, amperaje, sección simple o tándem.

Características de operación a las condiciones de diseño y máxima

temperatura de operación del motor.

En la selección del aceite a usarse intervienen tres factores principales: la

temperatura de fondo (BHT), la temperatura de operación del motor (MOT) y

la potencia del motor. En ciertas condiciones también la temperatura

ambiente puede ser decisiva.

2.9.5. EL PROTECTOR

El Protector está ubicado entre el intake de la bomba y el motor. Tiene tres

funciones principales:

Proveer un sello y equilibrar las presiones interna y externa para

evitar que el aceite del motor sea contaminado por el fluido del pozo,

actuando también como un reservorio de aceite para el motor.

Soportar la carga axial (empuje) desarrollada por la bomba.

Transmitir el torque desarrollado en el motor hacia la bomba, a través

del eje del protector.

32

El diseño de laberinto utiliza la diferencia entre gravedad específica de los

fluidos del pozo y el aceite del motor, por lo que están separados aunque

estén en contacto.

La cámara del laberinto está aislada de la rotación del eje por un tubo

exterior al eje, por lo tanto no se mezcla cuando gira la unidad.

Hay aplicaciones donde el sistema de laberinto no es aplicable. Por ejemplo,

en casos donde el fluido del pozo es más liviano que el aceite del motor, el

aceite del motor iría al fondo de la cámara y sería desplazado rápidamente

por el fluido del pozo.

Los protectores de 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 del

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.

Figura 11. Protector de Sello Positivo o Bolsa

REDA, 2001. Curso Avanzado de Operaciones B.E.S.

La bolsa adapta su

volumen como

sea necesario y al

mismo tiempo

mantiene los dos

fluídos físicamente

separados.

Bolsa de

Elastómero

33

Este tipo de protectores utilizan una bolsa, la cual está 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.

Se debe tener cuidado en las aplicaciones de este tipo de protector en pozos

con fluidos que contienen químicos o que son tratados continuamente con

químicos, ya que esto produce que la goma se dañe. Si el sello positivo se

rompe, el motor puede ser contaminado fácilmente con el fluido del pozo.

2.9.6. CABLE DE POTENCIA

La potencia es transferida al motor electro sumergible por medio de un cable

de potencia trifásico, el cual se fija a la tubería de producción por medio de

flejes o con protectores sujetadores especiales. Este cable debe ser

pequeño en diámetro, bien protegido de la exigencia mecánica y resistente

al deterioro de sus características físicas y eléctricas por efecto de los

ambientes calientes y agresivos de los pozos.

Su función es además transferir las señales de presión, temperatura, etc.

desde el instrumento sensor de fondo a la superficie. Los cables están

disponibles en una variedad de tamaños de conductor, que permiten una

eficiente adecuación a los requerimientos del motor. Todos los cables están

fabricados con especificaciones rigurosas empleando materiales

especialmente diseñados para diferentes aplicaciones.

34

2.10. ACCESORIOS, CONTROL ELÉCTRICO Y EQUIPO DE

SERVICIO

2.10.1. CONTROLADOR DEL MOTOR

Es un dispositivo de protección y control de operación, que consiste en:

arrancador del motor, protección por sobrecarga y baja carga, una llave

manual para desconectarlo, retardo de tiempo y amperímetro registrador.

2.10.2. CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE

Por lo general hay pozos que trabajan a velocidad constante para un mismo

ciclaje; pero en otros casos, otros pozos son dinámicos en cuanto a

parámetros de presión de fondo, producción, relación gas – aceite y otros.

El controlador de velocidad variable permite alterar la frecuencia del voltaje

que alimenta al motor y por lo tanto modificar su velocidad. El rango de

ajuste de la frecuencia es de 30 Hz a 90 Hz, lo que implica su amplio rango

de velocidades y por lo tanto, los caudales que son posibles manejar. Una

alta frecuencia incrementa la velocidad del motor, el caudal y la presión; una

baja frecuencia, los disminuye.

Figura 12. Controlador de Frecuencia Variable

REDA, 2001. Curso Avanzado de Operaciones B.E.S.

35

2.10.3. SENSORES DE FONDO

Existen diferentes tipos de dispositivos que tienen la capacidad de

monitorear continuamente la presión de fondo de pozo a la profundidad de

operación de la bomba, determinar la temperatura de pozo y operación y

detectar fallas eléctricas, tales como cortos a tierra.

Este sistema no requiere cables especiales, dado que todas las señales son

enviadas a los instrumentos de superficie a través del cable de potencia

regular.

2.10.4. CAJA DE CONEXIONES

Llamada caja de venteo, cumple las siguientes funciones:

Provee un venteo a la atmósfera para que el gas pueda migrar a la

superficie por el interior del cable de potencia del pozo.

Provee un lugar donde conectar el cable de potencia que viene del

controlador, con el cable de potencia que viene del pozo.

2.10.5. TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Y TRIFÁSICOS

La distribución de la energía eléctrica en los campos petroleros se realiza

generalmente a voltajes intermedios, como 6000 voltios o más. Debido a que

el equipo BES funciona con voltajes entre 500 y 4000 voltios, se requiere la

variación del voltaje de distribución.

El tamaño del transformador seleccionado depende de las medidas del

voltaje en superficie calculado. Los auto – transformadores elevadores de

voltaje trifásico son los elegidos normalmente para elevar el voltaje desde un

sistema de bajo voltaje, mientras que se elige usualmente un banco de tres

transformadores monofásicos para reducir desde una fuente de energía de

36

alto voltaje hasta el requerido en superficie.

2.10.6. CABEZAL DE BOCA DE POZO

Este elemento soporta todo el peso del equipo ESP de fondo (motor, sello,

cable) y la tubería de producción (tubing). El cabezal de boca de pozo está

equipado con un dispositivo que permite sellar positivamente alrededor del

cable y el tubing, para evitar las fugas de gas.

2.10.7. VÁLVULA DE RETENCIÓN

Se puede usar una válvula de retención (check) para mantener una columna

completa de fluido sobre la bomba; generalmente ubicada de 2 a 3 tramos

de tubería por encima de la descarga de la bomba, para mantener una

columna llena de fluido sobre la bomba; si la válvula de retención no ha sido

instalada, cuando la bomba se detenga, la pérdida de fluido desde el tubing

a través de la bomba puede originar una rotación en reversa de la unidad

sumergible. Si se intenta poner en marcha durante esta rotación inversa, se

puede quemar el motor o el cable, o romper el eje. En aquellas instalaciones

donde no se use válvula de retención, se debe dar bastante tiempo al fluido

como para que equilibre niveles a través de la bomba antes de intentar re-

arrancar.

2.10.8. VÁLVULA DE DRENAJE

Cuando se utilice una válvula de retención en la tubería de producción, se

recomienda instalar una válvula de drenado inmediatamente por arriba de la

válvula de retención (check) para evitar la eventual remoción de la tubería

con todo el fluido contenido en él. Si no se usa válvula de retención y el pozo

no tiene problemas de arena, no hay razón para usar dicha válvula, dado

que el fluido drenará a través de la bomba a medida que se vaya sacando el

equipo de fondo.

37

2.10.9. CENTRALIZADORES

Se utilizan para centrar el motor y la bomba a efectos de tener un buen

enfriamiento, y en algunos casos para impedir que el cable se dañe por

rozamiento contra la pared del pozo. También los centralizadores ayudan a

prevenir que se dañe el recubrimiento especial para corrosión durante la

instalación.

Si se usan centralizadores, estos deben permanecer fijos, que no giren o se

muevan hacia arriba o hacia abajo en el tubing.

2.10.10. BANDAS PARA SUJETAR EL CABLE (FLEJES)

Los flejes se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería de

producción. Se utiliza generalmente un intervalo de 15 pies entre los flejes.

También se utilizan los flejes para fijar el cable de extensión del motor a la

bomba y al sello; se recomienda el uso de un fleje cada 18 pulgadas y el

empleo de guarda cables para máxima protección.

2.10.11. CABLE PLANO DE EXTENSIÓN DEL MOTOR

El cable plano de extensión del motor pasa desde el motor a lo largo de la

sección sello, el separador de gas, y la bomba, más un mínimo de 6 pies por

encima de la cabeza de descarga de la bomba. Se utiliza el cable plano

debido al limitado espacio anular entre el diámetro exterior del equipo y el

diámetro interior de la tubería de revestimiento, aunque, si el espacio existe,

existe también cable redondo.

2.10.12. PROTECTORES DE CABLE PLANO

Se utilizan protectores especiales para el cable por protección mecánica.

38

Son para proteger el cable plano, con una longitud de por lo menos igual a la

longitud de la bomba más 9 pies.

2.10.13. RUEDA GUÍA DEL CABLE

Se cuelga en el mástil o torre. Ayuda a evitar el daño del cable cuando se

instala o se saca el equipo del pozo; tiene un radio de curvatura adecuado

para el cable de mayor sección.

CAPÍTULO III

39

CAPÍTULO III

3. METODOLOGIA

3.1. RECOMENDACIÓN PRACTICA API 11 S2 PARA

PRUEBAS DE BOMBAS ESP

La recomendación práctica API 11 S2, cubre las pruebas de aceptación a

seguir fijadas como especificaciones mínimas de bombas eléctricas

sumergibles.

Esta recomendación práctica, provee líneas de guía y procedimientos para

cubrir las pruebas de desempeño de las bombas eléctricas ESP para

establecer la consistencia del producto.

De acuerdo con lo establecido en ésta recomendación práctica, la desviación

de las curvas de rendimiento de la bomba se comparan con las curvas

patrón del catálogo.

La siguiente prueba de aceptación es recomendada para asegurarse que las

bombas han sido correctamente manufacturadas y ensambladas.

3.2. JUEGO TERMINAL DEL EJE

Es el máximo desplazamiento axial permitido, medido desde el tope de la

cara de la brida de la cámara de sellado al final del eje.

La primera medida se toma desde la cara de la brida al final (se toma con el

40

eje empujado hacia abajo, de tal manera que la zapata de empuje esté

firmemente contra la rolinera de empuje inferior).

La segunda medida se toma desde la cara de la brida al final, (se toma con

el eje empujado totalmente hacia arriba, de tal manera que la zapata de

empuje esté firmemente contra la rolinera de empuje superior).

La diferencia entre ambas medidas es el juego terminal del eje; estas

medidas son tomadas en todos los componentes del sistema de Bombeo

Electro Sumergible durante el procedimiento de ensamblaje y cada medida

tomada tiene un rango de permisión ajustada a las especificaciones del

manufacturero.

Figura 13. Juego Terminal del Eje

API, 2000. Manual de Recomendaciones Prácticas para B.E.S.

3.2.1. EXTENSIÓN DEL EJE AL TOPE

Se mide desde la cara de la brida de tope al final del eje con el eje en

posición hacia arriba. Esta medida deberá estar dentro de las tolerancias

especificadas por el manufacturero.

3.2.2. EXTENSIÓN DEL EJE AL FONDO

41

Se mide desde la cara de la brida de tope al final con el eje en posición hacia

abajo. Esta medida deberá estar dentro de las tolerancias especificadas por

el manufacturero.

3.3. DEFINICIONES

3.3.1. PUNTO DE PRUEBA ACEPTABLE

Son los puntos de pruebas que están dentro del criterio permisible de

aceptación de la prueba de la bomba.

3.3.2. LEYES DE AFINIDAD

Son las interrelaciones entre el desempeño de la bomba y las razones de

velocidad de la bomba. Para propósitos de prueba, las razones de velocidad

son entre los rpm fijados y los rpm probados.

probado freno de HP probada rpm

fijada rpm freno de HP ajuste de Velocidad

probada cabeza probada rpm

fijada rpm cabeza de ajuste de Velocidad

prueba de flujo probada rpm

fijada rpm flujo del ajuste de Velocidad

3

2

x

x

x

[Ec. 6]

Al cambiar la velocidad operacional de una bomba centrífuga, las

características de desempeño de la bomba cambiarán respectivamente.

Estos cambios se pueden predecir mediante el uso de las Leyes de Afinidad,

42

las cuales gobiernan el desempeño de la bomba centrífuga, a medida que

ocurren cambios en la velocidad de operación.

Las leyes mostraron que para condiciones dinámicamente similares o

relativamente comunes, algunos parámetros adimensionales permanecían

constantes. Cuando se aplican a cada punto sobre una curva de desempeño

altura de columna – caudal, estas leyes demuestran como con cambios de

velocidad de operación: la capacidad es directamente proporcional a la

velocidad; la altura de columna generada es proporcional al cuadrado de la

velocidad; la potencia al freno es proporcional al cubo de la velocidad; y la

potencia generada por el motor es directamente proporcional a la velocidad.

3.3.3. BANDA PERMISIBLE DE DESARROLLO DE LA TASA DE FLUJO

DE CABEZA

Una región a cada lado de la curva de desempeño de la tasa de flujo de

cabeza publicada.

Los límites de esa banda son definidos por una serie de vectores con su

origen sobre la curva de desempeño de flujo de cabeza publicada. Los

vectores son definidos por la aplicación de las tolerancias de cabeza y flujo.

3.3.4. PUNTO DE MEJOR EFICIENCIA (BEP)

Define los parámetros de desempeño de la bomba al máximo valor sobre la

curva de eficiencia.

3.3.5. CABALLOS DE FUERZA DE FRENO (BHP)

La potencia requerida por la bomba corregida para un fluido con una

gravedad especifica de 1.0.

3.3.6. EFICIENCIA (EFF)

43

Medida de la potencia de salida dividida para la potencia de entrada.

Solamente para la bomba:

BHP * C

flujo) de (tasa * cabezaEFF

[Ec. 7]

Donde: C es una constate de conversión de unidades.

3.3.7. TASA DE FLUJO

La tasa volumétrica de fluido entregado por la bomba.

3.3.8. PRUEBA DE FLUJO ABIERTO

Tasa de flujo máximo obtenible bajo prueba. Esta tasa está entre la máxima

tasa de flujo recomendable y flujo abierto.

3.3.9. PRUEBA DE APAGADO

Tasa de flujo mínima de la bomba obtenible bajo prueba. Este punto está

entre flujo cero y el mínimo flujo recomendable.

3.4. DATOS Y CARTAS: CURVAS DE DESEMPEÑO

La bomba tiene, para una velocidad y una viscosidad del fluido estándares,

una curva de desempeño que indica la relación entre la altura de columna

desarrollada por la bomba y el gasto que circula a través de la bomba; ésta

curva se basa en el desempeño actual de la bomba en condiciones

específicas. En una curva típica de rendimiento se puede apreciar el

comportamiento de la eficiencia de la bomba, la cabeza de descarga, los

caballos de fuerza de frenado y el rango óptimo de operación en función de

la taza de flujo.

44

La capacidad de descarga de la bomba electro sumergible depende de la

velocidad de rotación (rpm), tamaño del impulsor, diseño del impulsor,

número de etapas, la cabeza o columna dinámica en contra de la cual la

bomba debe operar y las propiedades físicas del fluido a bombear. La altura

de columna dinámica total de la bomba es el producto del número de etapas

por la altura de columna generada por cada etapa.

En vista de que las pruebas son realizadas en bombas multietapas, las

curvas publicadas representan el desempeño de una o más etapas de cada

tipo de bomba.

Las curvas están basadas sobre agua fresca a 60°F (gravedad especifica =

1.0) dan un rango de operación recomendado para la bomba y están

comúnmente disponibles para operaciones en 50 Hz y 60 Hz.

La figura muestra una típica curva de desempeño para una bomba de una

sola etapa, operando a 60 Hz, resaltando el rango de operación

recomendado, además de otras características de la bomba.

Figura 14. Curva de una bomba electro sumergible a 60 Hertz.

CENTRILIFT, 1996. Curso de Bombeo Eléctrico Sumergible

RANGO DE OPERACION

EFICIENCIA DE LA BOMBA

ALTURA DE COLUMNA

POTENCIA AL FRENO (BHP)

ALTURA DE

COLUMNA (ft)

60HERTZ

RPM @ 60 Hz = 3500, Graveda especifica = 1.00

Bomba electrosumergible de Centrilift

Serie 513

45

3.4.1. LA CURVA DE ALTURA DE LA COLUMNA

Es trazada utilizando los datos de desempeño reales. Como puede

observarse, cuando la capacidad aumenta, la altura de columna total (o

presión) que la bomba es capaz de desarrollar se reduce. Generalmente, la

columna más alta que una bomba puede levantar, se desarrolla en un punto

en que no hay flujo a través de la bomba; esto es, cuando la válvula de

descarga está completamente cerrada.

3.4.2. LA CURVA DE POTENCIA AL FRENO (BHP)

Se traza con base en los datos de la prueba de desempeño real. Esta es la

potencia real requerida por la bomba centrífuga, tomando como base los

mismos factores constantes que se mencionaron anteriormente, para

entregar el requerimiento hidráulico.

3.4.3. RANGO DE OPERACIÓN RECOMENDADO

Localizado entre los flujos máximo y mínimo recomendados. Este es el

rango en el cual la bomba opera con mayor eficiencia. Si la bomba se opera

a la izquierda del rango de operación a una tasa de flujo menor, la bomba

puede sufrir desgaste por empuje descendente (downthrust). Si la bomba se

opera a la derecha del rango de operación a una tasa de flujo mayor, la

bomba puede sufrir desgaste por empuje ascendente (upthrust).

3.4.4. COLUMNA DINÁMICA TOTAL (TDH)

Es la altura total requerida para bombear la capacidad de fluido deseada.

Esta altura hace referencia a los pies de líquido bombeado y se obtiene con

la suma de la elevación neta del pozo, la pérdida de carga por fricción en la

tubería y la presión de descarga en la cabeza del pozo.

46

TDH = Hd + Ft + Pd

[Ec. 8]

Donde:

Hd: Es la distancia vertical en pies o metros, entre la cabeza del pozo y el

nivel estimado de producción

Ft: Es la columna requerida para vencer las perdidas por fricción en la

tubería.

Pd: Es la presión necesaria para superar la presión existente en la línea de

flujo.

Típicamente los fabricantes publican ecuaciones polinómicas representativas

de las curvas para la cabeza y caballos de fuerza de freno.

La representación numérica para la eficiencia es un valor calculado desde

esos polinomios para la cabeza y caballos de fuerza de freno a una tasa de

flujo dada. Usar las ecuaciones polinómicas es más preciso que usar las

curvas publicadas; por lo tanto, debería usarse para verificar la conformidad

de los puntos de prueba certificados.

3.4.5. CARTAS AMPERIMÉTRICAS

Una carta amperimétrica correctamente interpretada puede mostrar cambios

importantes en las condiciones de operación de los equipos.

Refleja las alteraciones y desbalances que se presentan en la interacción

entre el equipo de fondo y el pozo, y permite efectuar acciones correctivas

sin necesidad de sacar el equipo del pozo.

Para el análisis de cartas amperimétricas, asumiremos la operación de un

motor con una corriente de placa de 40 Amperios, cargado a 100% de su

capacidad. Para este equipo se han ajustado los valores de sobrecarga a 46

47

Amperios (115% del valor de placa) y el de baja carga a 32 Amperios (80%

de la corriente de operación).

Operación normal: esta es una carta de amperaje normal. Tiene el

pico de arranque seguido de una línea suave y simétrica a 40

amperios. Esto representa una condición ideal

Figura 15. Carta amperimétrica: normal


Fluctuaciones de energía: picos periódicos que cruzan el trayecto

normal de operación. La causa más común, son cargas periódicas del

sistema que pueden ser consecuencia de descargas eléctricas

cayendo, fluctuaciones en la fuente primaria, o encendido de otros

elementos conectados a la misma fuente.

48

Figura 16. Carta amperimétrica: fluctuaciones de energía


Bloqueo por gas: el gas comienza a entrar en la bomba causando un

bloqueo por gas. La variación en la gravedad especifica causa

oscilación del amperaje. Usualmente un episodio de bloqueo por gas

lleva a una parada por baja carga

Figura 17. Carta amperimétrica: bloqueo por gas


49

Descarga de fluido de control: se está descargando fluido de

control. La alta gravedad de este fluido lleva a un incremento de

corriente mientras este es desplazado completamente. Se debe

ajustar el setting de sobrecarga por encima del 115 % mientras se

desplaza, y arrancar a una frecuencia menor de la de operación.

Figura 18. Carta amperimétrica: descarga de fluido de control


Bajo nivel de fluido (Caso I): este es un caso donde la bomba opera

a una rata mayor que el aporte del pozo. Se reduce el nivel de fluido y

el gas comienza a separarse llegando a un bloqueo por gas. Las

posibles soluciones son: recircular fluido, profundizar la bomba,

rediseñar la bomba u operar el equipo a menor frecuencia.

Bajo nivel de fluido (Caso II): Este es un caso similar al anterior,

pero sin presencia de gas. Simplemente el nivel de fluido cae y se

presenta un descenso en la corriente de operación. El pozo no

alcanza a llenar el anular para cargar la bomba, y el intento de

arranque es fallido. El sistema es muy grande para la aplicación y

debe ser rediseñado o el pozo estimulado.

50

Figura 19. Carta amperimétrica: bajo nivel de fluido (Caso I)


Figura 20. Carta amperimétrica: bajo nivel de fluido (Caso II)


Exceso de ciclos de operación: en este caso se presentan varios

ciclos de operación de muy corta duración. Pueden ser causados por

el uso de un motor demasiado grande, taponamiento de la tubería,

válvulas cerradas o fugas en el tubing. Esta situación es muy

perjudicial para el equipo, y debe ser corregida inmediatamente.

51

Figura 21. Carta amperimétrica: exceso de ciclos de operación


Gas libre en la bomba: El equipo está operando cerca de los niveles

de diseño, pero con presencia de gas dentro de la bomba, o en

ocasiones por la producción de fluidos emulsionados. Este fenómeno

representa también una disminución en la producción en superficie

Figura 22. Carta amperimétrica: gas libre en la bomba


52

Apagado inmediato por baja carga: el fluido no tiene la suficiente

densidad o volumen para cargar el motor por encima del setting de

baja carga. Si se sabe que hay fluido disponible en el intake, es

posible corregir esta situación disminuyendo el valor del setting de

baja carga. Posibilidad de un eje roto

Figura 23. Carta amperimétrica: apagado inmediato por baja carga


Falla en apagado por baja carga: la unidad bombea fluido al pozo

hasta el punto en que no hay fluido para producir, pero el equipo

continua funcionando sin carga hasta que se genera suficiente calor

para quemar el motor y se activa la alarma de sobrecarga. Este es un

caso donde la alarma de baja carga fue ajustada a un valor muy bajo.

53

Figura 24. Carta amperimétrica: falla en apagado por baja carga


Sobre carga: Incremento en la gravedad del fluido o en la viscosidad:

formación de emulsiones, producción de arena. Problemas eléctricos

o mecánicos en el equipo de subsuelo o de superficie. Hasta que la

causa de la sobrecarga no haya sido determinada, no se debe

intentar arrancar el equipo.

Figura 25. Carta amperimétrica: sobre carga


54

Manejo de sólidos: Partículas sólidas que ingresan a la bomba

(scala, arena, lodo, etc.) El pozo debe ser limpiado siempre para

remover los materiales extraños antes de arrancar la bomba. Es

recomendable inicialmente producir el pozo a una rata baja, para

crear el drawdown suavemente.

Figura 26. Carta amperimétrica: manejo de sólidos


Excesivos intentos de arranque: cuando se presenta parada por

sobrecarga, no se debe intentar rearrancar hasta descubrir y dar

solución a las causas. Estos rearranques pueden llegar a destruir

piezas del equipo que aún están en buen estado.

55

Figura 27. Carta amperimétrica: excesivos intentos de arranque


Emulsiones o cargas en superficie: una posible causa es la

formación de emulsiones dentro de la bomba, que son desalojadas

periódicamente. Disminución en el voltaje de superficie debido a otros

equipos conectados a la misma línea, que se encuentran en un ciclo

de encendido y apagado o máximo y mínimo. Defectos en el sistema

de control del generador.

Figura 28. Carta amperimétrica: emulsiones o cargas en superfie


56

3.5. PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

3.5.1. PUNTOS DE PRUEBAS

Las pruebas de desempeño deben ejecutarse en los siguientes cinco puntos

en la curva de desempeño publicada:

Prueba de flujo abierto

Tasa de flujo máxima recomendada

Flujo fijado (generalmente BEP)

Tasa de flujo mínima recomendada

Prueba apagado.

Los datos de los ítems deberían ser certificados.

Pruebas para esos puntos deben ser ejecutadas dentro de ± 2% del flujo

especificado. La cabeza y los caballos de fuerza del freno deberían

reportarse a la tasa de flujo real de la prueba antes que a la tasa de flujo

especificada.

3.5.2. EFICIENCIA

La eficiencia de la bomba debería ser calculada a la tasa de flujo del punto

de prueba.

3.5.3. CONSIDERACIONES ESPECIALES DE LAS PRUEBAS

Donde hay secciones de bombas en tándem, éstas deben ser

probadas como bombas individuales, y cada sección debería

evaluarse como una bomba independiente.

Cuando se prueben bombas con pocas etapas (generalmente menos

de 10), las pérdidas de succión deben ser consideradas.

57

El uso de agua fresca para la prueba puede dar como resultado

daños causados por congelamiento o corrosión durante el embarque

y almacenamiento.

3.5.4. ORIENTACIÓN DE LA PRUEBA

Las curvas de desempeño publicadas están basadas en pruebas verticales;

si se conduce una prueba horizontal pueden resultar diferencias en el

desempeño. La experiencia de la industria tiende a indicar que la cabeza no

cambia apreciablemente, pero los HP pueden incrementarse durante la

prueba horizontal, esta pequeña diferencia ya está controlada por el

operador, el equipamiento y la calibración.

3.5.5. FLUIDO DE PRUEBA

Las curvas de desempeño publicadas de las bombas están basadas en agua

fresca a 60°F, por lo que si se usan otros fluidos para realizar las pruebas;

éstas deberán ser corregidas para desempeño con agua fresca, ya que

existen relaciones para corregir desde un fluido de prueba a una prueba en

agua estándar.

3.5.6. TIEMPO DE CORRIDO DE LA PRUEBA

Las pruebas deberían establecerse en el rango de operación y el equipo

debe funcionar un tiempo suficiente largo para alcanzar lecturas de cabeza y

caballos de fuerza estables.

3.5.7. VARIACIONES DE VELOCIDAD

Las bombas pueden ser probadas con motores estándar, que son diferentes

a los usados en la práctica. Como resultado podemos tener algunas

variaciones de velocidad desde el valor nominal de 3500 rpm para potencia

58

de 60 Hz. Todas las pruebas deben ser corregidas a la velocidad nominal de

3500 rpm.

Las leyes de afinidad son usadas para corregir los valores fijados o para

otras frecuencias de la línea de potencia. Si se desean pruebas para otras

frecuencias que 60 Hz, el mismo procedimiento será aplicado con ajustes

proporcionales (ejemplo: usar 2916 rpm para 50Hz, con el mismo porcentaje

de tolerancias).

3.5.8. REQUERIMIENTO DE PRESIÓN DE SUCCIÓN

La presión de succión de la bomba debe estar sobre el mínimo requerido por

el fabricante.

Si existe cualquier limitación de succión o de descarga, esta deberá ser

especificada por el fabricante.

3.5.9. PRESIÓN DE INSTRUMENTACIÓN

Todas las mediciones están inevitablemente sujetas a imprecisiones. La

tabla provee la máxima tolerancia para los instrumentos usados durante la

prueba.

Tabla 03. Tolerancia para los instrumentos utilizados durante la prueba de

una bomba


CantidadLimite (en % de

plena escala)

Tasa de flujo ± 1.0%

Cabeza total ± 1.0%

Entrada de potencia electrica ± 2.0%

RPM + 0.5%

59

Los caballos de freno de la bomba deberían tener una precisión de ± 3.0%,

la eficiencia calculada de la bomba no debería exceder el ± 5.0%.

3.6. CERTIFICACIÓN DE PRUEBAS

3.6.1. LÍMITES

Los límites listados en la tabla deben aplicarse a las curvas de desempeño

publicadas por los manufactureros. Los límites se muestran gráficamente en

las figuras.

3.6.2. ACEPTACIÓN

El desempeño de cabeza de tasa de flujo de la bomba es aceptable si

la certificación de los puntos de prueba están dentro de la banda

permisible del desempeño de la tasa de flujo de cabeza.

El desempeño de los caballos de freno de la bomba es aceptable si

los caballos de fuerza de la bomba están dentro de la tolerancia de

los límites en los puntos de prueba certificados.

La eficiencia de la bomba calculada desde los resultados de las

pruebas es aceptable si es mayor que el límite especificado al flujo de

operación establecido.

Cuando las pruebas son conducidas usando instrumentos que reúnen

los criterios de precisión, y los valores observados durante las

pruebas reúnen los criterios de certificación de pruebas, la prueba de

la bomba es aceptable.

60

Tabla 04. Límites de pruebas aceptables de la bomba desde las curvas

publicadas


1 El rango de operación recomendado se define como el máximo rango de

operación publicado por el fabricante. Si este rango no está definido, use

± 20% del rango de operación.

Las pruebas de aceptación de bombas electro sumergibles van

acompañadas en conjunto con las pruebas de vibración correspondientes a

la Recomendación Práctica sobre Vibraciones en Sistemas de Bombas

Electro Sumergibles API 11 S8; que en síntesis expresa lo siguiente:

3.7. VIBRACIÓN EN SISTEMAS BES

La vibración se define como el movimiento de un cuerpo alrededor de un

punto de equilibrio. La vibración hacia los lados con respecto a la longitud

del equipo electro sumergible se denomina vibración lateral.

La vibración que tuerce el eje del equipo BES es una vibración torsional.

Puede ser el resultado de fuerzas causadas por desbalances, por fricción

entre partes o fricción del fluido. Estas fuerzas se encuentran en cualquier

máquina que tenga partes móviles. Los modos de vibración pueden ser

Curva Limite Donde es aplicable

Cabeza - tasa de flujo± 5% Cabeza

± 5% tasa de flujo

Sobre el rango de

operación

recomendado1

BHP - tasa de flujo ± 8% BHP

Sobre el rango de

operación

recomendado1

Eficiencia de la

bomba - tasa de flujo90% de eficiencia A flujo de operación

61

axiales, laterales (transversos), torsionales o combinaciones de los tres. La

vibración torsional se origina cuando se arranca y cuando se cambia la

velocidad.

Las altas velocidades de operación, como las que se dan con un controlador

de frecuencia variable, incrementarán la vibración debido al desbalance.

Las fuerzas debidas a un peso desbalanceado son proporcionales al

cuadrado de la frecuencia de operación. Los fabricantes toman

precauciones para mantener la concentricidad requerida y prevenir el

desbalance. También balancean las partes rodantes más pesadas, para

minimizar los efectos del desbalanceo en el equipo BES. El desbalance

excesivo, y la vibración resultante, provocarán el desgaste de cojinetes y el

anillo sellante de las etapas.

3.7.1. MEDICIONES DE VIBRACIÓN

3.7.1.1. Pruebas de proximidad

Deben ser montadas dentro de la carcasa de la maquinaria para medir el

desplazamiento relativo entre el eje y la carcasa, no son generalmente

usadas para medir vibraciones de BES debido a las dificultades de montaje.

3.7.1.2. Selección de la Localización de la Medición

Las mediciones de vibración deben ser tomadas en varias localizaciones a lo

largo de los componentes del sistema BES:

Bomba: Es de gran utilidad conducir la prueba de vibración con las

pruebas de aceptación. Como mínimo se deberían tomar mediciones

en el punto medio de la carcasa, en los topes de las localizaciones

radiales de la rolinera y en el fondo de las localizaciones radiales de la

62

rolinera. La tasa de flujo de la bomba debe ser mantenida constante.

Separador de gas / Succión: Debe hacerse una medición de

vibración en el punto medio de la carcasa, en la localización del tope

radial de la rolinera y en el fondo radial de la rolinera.

Protector o Sección de Sello: Al mínimo, las mediciones deberían

tomarse en el punto medio de la carcasa, en la localización del tope

radial de la rolinera y en el fondo radial de la localización de la

rolinera. (< 0,015 pulg./s)

Motor: Debería tomarse una medición en el punto medio de la

carcasa en la localización del tope radial de la rolinera y en el fondo

radial de la localización de la rolinera.

3.8. CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS

Durante la operación del equipo BES pueden ocurrir diversos problemas que

pueden impactar negativamente en los costos y rentabilidad del proyecto

BES. Si es que no se identifican o no se realizan las medidas preventivas del

caso para evitar las fallas prematuras, y considerando la importancia y lo

gravitante de un equipo BES en operación, no se podría obtener el mejor

tiempo de vida útil.

3.8.1. SISTEMAS ELÉCTRICOS CON CORTOCIRCUITO

Durante el equipo BES en operación existen diferentes factores que influyen

en que se ocasione los cortocircuitos, tales como:

Operar un equipo con continuos paros por sobrecarga, debido a la

presencia de sólidos o atascamientos.

63

Operar un equipo con cables golpeados durante la introducción del

equipo BES. En este punto es muy importante notar que una cosa es

tomar mediciones de continuidad y aislamiento con el megaohmetro

sin haber energizado los cables y otra cosa es que el cable trabaje

golpeado y debilitado en su aislamiento y las condiciones de presión y

temperatura, es justamente en donde ocurren los cortocircuitos de los

cables.

Operar un equipo por excesivo consumo de corriente que puede

superar el amperaje nominal de los penetradores. Es muy importante

considerar este punto, ya que por ejemplo si el amperaje nominal del

motor es 120 amperios y el del penetrador es de 100 amperios, hay

que cuidar y setear los parámetros de control y de protección con

respecto al amperaje del penetrador y no del motor, generalmente no

toman en cuenta estas especificaciones de los penetradores y es allí

donde ocurren los problemas de cortocircuito.

Inadecuadas conexiones en los empalmes o cuando se instalan los

penetradores, pigtails. Si no hay una buena conexión de los

nicopress, lo que ocurre que cuando entra en operación el equipo

BES, justo en esa zona mal conectada y apretada se está generando

un arco y por consiguiente hay incremento de temperatura,

ocasionando recalentamiento y produciendo los cortocircuitos.

3.8.2. SISTEMAS ELÉCTRICOS CON EXCESIVO DESBALANCE DE

CORRIENTE

Los desbalances se deben a varios factores tales como:

Tipo de cable que se utiliza en la completación del pozo y la

profundidad que se instala. De acuerdo a la configuración de los

cables de potencia, el cable que genera menos desbalance es el tipo

redondo por su geometría helicoidal.

Defectuosa conexión eléctrica.

64

Condiciones de humedad en el momento de hacer conexiones o

hacer empalmes.

3.8.3. SISTEMA ELÉCTRICO OPERANDO CON UNA FASE A TIERRA

Se denomina también single phase. Las causas pueden ser diversas, entre

ellas conexiones inadecuadas, excesivos desbalances, presencia de

emulsiones, cables golpeados durante la introducción ocasionando

debilitamiento en el aislamiento, entre otros factores.

Existen casos en que un pozo puede seguir operando con una fase a tierra

pero por lo delicado de la situación se recomienda no parar el pozo ya que al

momento de re-arrancar el pozo las posibilidades son muy bajas.

En cuanto al monitoreo, es recomendable que se opere a una frecuencia

moderada, no a la máxima frecuencia y que se realice un ajuste apropiado y

optimizado de los parámetros de control, operación y protección en el

variador de frecuencia, ya que el hecho de operar a excesivas frecuencias

aumentará el recalentamiento que ya existe en las dos fases que quedan

operando y por consiguiente se acelerará la falla total del equipo BES.

3.8.4. EXCESIVO NÚMERO DE ARRANQUES

Dentro de la parte eléctrica debemos tener en cuenta que tanto el motor, los

cables y el resto del sistema eléctrico tienen rangos permisibles máximos de

corriente, voltaje y es justamente en los arranques en donde se presentan

corrientes puntuales máximas y si son repetitivas, esto puede ocasionar

daño en cualquier punto del sistema eléctrico, más aún se agrava el

problema cuando no se ha realizado un ajuste apropiado de los parámetros

de control y de protección en el variador de frecuencia.

El máximo número de arranques en un pozo debe ser de tres intentos y

65

entre arranque y arranque se debe dejar un tiempo prudencial de 20 o 30

minutos. Posterior a ello si el equipo no arranca se debe realizar un análisis

minucioso e integral del sistema entre todas las áreas técnicas involucradas

en la operación, para establecer bajo un procedimiento específico, las

alternativas finales de arranque.

3.8.5. INTERRUPCIONES ELÉCTRICAS

Los efectos son diversos, entre los que se pueden citar:

Pérdida paulatina del aceite dieléctrico en el protector durante las

paradas, esto se debe a la contracción y expansión térmica del fluido.

En pozos que producen sólidos (arena), éstos tienden a precipitarse

sobre las etapas de la bomba ocasionando problemas de arranque,

atascamientos de eje y en algunos casos roturas del eje.

Para pozos que trabajan con determinados cortes de agua, el motor

electrosumergible puede trabajar con el aceite dieléctrico

emulsionado. El fenómeno que se presenta es que el agua tiende a

precipitarse a la parte inferior del motor ocasionando contacto directo

con el sistema eléctrico (cortocircuito) y no volviendo a arrancar.

3.9. PRUEBAS DE CONTROL

3.9.1. REVISIÓN DE LAS CORRIENTES EN EL MOTOR

Corrientes desequilibradas en el motor causan una reducción del torque al

arranque del motor, desconexión por sobrecarga, vibración excesiva y un

rendimiento de trabajo inferior, que causa que el motor falle antes de tiempo.

Bajo condiciones de funcionamiento normal el desequilibrio entre las líneas

no debe exceder de 5% de desequilibrio.

66

Promedio de corriente = suma de las corrientes medidas en cada fase / 3

% de corriente desequilibrada = (máx. diferencia de amperaje promedio /

promedio de corrientes) x 100

3.9.2. REVISIÓN DE LAS RESISTENCIAS DE AISLAMIENTO DEL

MOTOR

Si el sistema BES cuenta con un sensor de fondo, la medición de la

resistencia de aislamiento con altos voltajes no debería realizarse ya que

podría dañar el sensor. Es conveniente corroborar con la compañía

prestadora de servicios si es o no factible realizar la prueba de aislamiento al

motor.

A continuación se muestra una tabla con los valores típicos de resistencia de

aislamiento medidos entre cada fase del motor y tierra.

VALOR

MEGAOHM CONDICIÓN DEL MOTOR Y LOS CONDUCTORES

0.5 – 1.0 El motor está en condiciones razonablemente buenas

0.02 – 0.5 El motor o los conductores pueden estar dañados

0.01 – 0.02

Un motor o cables dañados. El motor puede que

arranque pero probablemente no funcione por mucho

tiempo

0.0 – 0.01 Un motor que ha fallado, o con el aislamiento del

cable completamente destruido

Tabla 05. Valores de resistencia de aislamiento medidos entre fase – tierra


CAPÍTULO IV

67

CAPÍTULO IV

4. ANALISIS DE RESULTADOS

4.1. RECOMENDACIÓN PRÁCTICA PARA PRUEBAS DE

BOMBAS ELECTRO SUMERGIBLES

El manejo inapropiado de los componentes de un sistema de bombeo

eléctrico sumergible puede traer efectos catastróficos y normalmente muy

costosos. Los golpes y mal manejo de los equipos pueden causar

dobladuras en los alojamientos (housings), ejes, roturas de sellos, etc.

4.2. TRANSPORTE, MANEJO Y ALMACENAJE DEL

EQUIPO

Normalmente cada componente (bombas, motores, secciones de

sellado y separadores de gas), está en su propia caja metálica de

embalaje.

Los componentes deben estar adecuadamente soportados en puntos

a ¼ de la distancia de cada lado terminal de la caja de embalaje.

Figura 29. Ubicación de los soportes de caucho dentro de las cajas

REDA, 1995. Manual de bombeo eléctrico sumergible

68

Las cajas de embarque deben ser levantadas en dos puntos de izado

y de manera horizontal.

Las cajas de embalaje con el equipo estarán horizontales durante el

transporte.

Todas las cajas de embalaje del equipo deben ser marcadas por el

manufacturero con el objeto de indicar el lado final que debe ir hacia

el cabezal del pozo.

Al descargar las cajas; siempre es conveniente mantener un área de

5 a 6 pies libres alrededor del pozo como espacio de trabajo. No

permitir que los soportes de caucho, que vienen en el interior de las

cajas como seguridad, sean removidos de las mismas.

Figura 30. Ubicación del equipo dentro de las cajas


Las cajas y los carretes de cable deben ser movilizados y cargados

en el camión.

Las cajas no deben ser arrastradas, golpeadas o dejadas caer cuando

se las maneje.

Cuando se cargan las cajas, todas deben ser puestas en la

plataforma con el extremo pintado de rojo hacia la parte delantera del

camión. Se deben usar piezas de madera para separar las filas de

cajas, y asegurar las cajas como se indica en la figura a continuación:

69

Figura 31. Forma correcta de transportar equipos en la plataforma


4.2.1. CABLES

El método recomendado para levantar un carrete de cable, es insertar un

pedazo de tubo adecuado a través del centro de la bobina para que sirva

como un eje, el carrete puede ser levantado mediante una polea de potencia

con una barra espaciadora y un cable de izado o cadena de deslizamiento

amarrada a este eje.

Las cadenas nunca deben pasar sobre el tope del carrete o tocar el cable.

Figura 32. Utilización de la barra de equilibrio al movilizar un carrete con

grúa


Cuando movilice un carrete con montacargas, inserte las uñas entre los

rigidizadores del carrete. El carrete debe ser asentado suavemente sobre la

plataforma y se deben usar trozos de madera para evitar que ruede. El

70

carrete se debe asegurar pasando las cadenas por el interior del carrete,

entre los rigidizadores. Nunca se debe transportar un carrete acostado.

Únicamente debe ser levantado un carrete de cable a la vez.

Figura 33. Movilización del carrete con montacargas


Al carrete del cable nunca debe permitírsele que ruede entre objetos que

puedan romper o causar daños al cable o al carrete.

Debe haber un espaciamiento mínimo de 4 pulgadas entre la última capa del

cable y la brida del carrete a fin de proteger al cable de daños.

4.2.2. CABLES TERMINALES DE EXTENSIÓN DEL MOTOR (PLANOS)

Los cables de extensión de los terminales del motor deben ser embarcados

en forma separada en una caja junto al carrete para asegurar su protección

física. Cada terminal del cable de extensión debe ser sellado.

4.3. EQUIPO DE SUPERFICIE Y MISCELÁNEOS

4.3.1. TRANSFORMADORES

Los transformadores deben ser provistos de orejas de izado para

carga y descarga.

71

Los transformadores deben ser izados con cables o barras de izado.

Tapas cobertoras empernadas, deben ser localizadas en el sitio

cuando se usan cables y una barra de despliegue debe usarse para

mantener al transformador en posición vertical.

Donde grúas o equipo de izado no está disponible, los

transformadores deben ser arrastrados mediante el movimiento de

rodillos colocados sobre los patines con gatos hidráulicos; debe

cuidarse el no virar los transformadores.

4.3.2. PANELES DE CONTROL DEL MOTOR

Al momento del transporte de los controladores del motor se debe

prevenir el movimiento, cortaduras o vibración excesiva,

asegurándolos a la cama del camión.

Nunca debe colocarse nada sobre la tapa del controlador del motor.

El interior de los paneles de control deben permanecer limpios y

secos.

4.3.3. EQUIPAMIENTO Y ACCESORIOS

Los accesorios deben ser empacados en cajas y etiquetados para su

identificación.

Si se piensa almacenar el equipo de manera prolongada es necesario

el uso de absorbentes de humedad o inhibidores de corrosión o

ambos.

4.4. PRUEBAS DE RENDIMIENTO

Estas pruebas se realizan en los talleres de servicio a los equipos BES,

equipos que llegan del campo para una inspección preliminar antes de su

desarme y reparación. Si la inspección preliminar no refleja ningún daño

72

evidente y el desgaste no es excesivo, entonces es probado en el banco de

pruebas.

Con las curvas obtenidas se compara con las curvas tipo del mismo equipo

cuando nuevo y se puede determinar si la bomba puede ser re-usada sin

necesidad de someterla a una reparación mayor; en muchos casos una

mínima reparación sin desarmar la bomba es suficiente.

4.5. ANÁLISIS DE FALLAS DEL EQUIPO BES

El análisis de la falla del equipo BES, comienza desde el momento en que se

recibe el reporte de que la unidad ha dejado de operar. Es recomendable

que un técnico de campo verifique la BES e identifique el problema.

Cuando el problema es en superficie, el técnico de campo restablece las

condiciones de operación (alarmas, válvulas cerradas, fusibles quemados,

seteo inapropiado) y pone a la unidad en servicio y lo reporta al

Departamento de Ingeniería de la compañía operadora. Si hay un problema

en el fondo (cortocircuito, bombas atascadas, etc.) el técnico reporta el

problema y realiza recomendaciones al Departamento de Ingeniería y se

determinan las acciones a tomar de acuerdo a un análisis particular del

pozo.

En algunos casos la unidad puede entrar en operación en cortísimo tiempo.

Sin embargo, habrá ocasiones en que el problema no podrá ser resuelto tan

pronto y será necesario sacar la BES del pozo, ya sea porque existe un daño

en el fondo, por falta de aporte del pozo, para redimensionar el equipo o

para hacer algún trabajo de reacondicionamiento en el pozo.

4.5.1. EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE OPERACIÓN DEL

EQUIPO

73

Después de ser recuperado el equipo BES del pozo, el análisis de las fallas

es muy importante, pues a través de este análisis se puede llegar a

determinar la o las causas de la falla y por tanto de los componentes del

sistema que están causando problemas. También es fundamental,

determinar las condiciones del equipo cuando este estuvo operando antes

de la falla. Es necesario examinar la información de operación. Por ejemplo:

las cartas amperimétricas, las pruebas de producción, la presión y

temperatura de fondo, registros de nivel de fluido, los reportes de instalación

y sacada del equipo del pozo y cualquier otra información que puede haber

afectado al comportamiento del equipo.

Identificar los puntos débiles permite al proveedor (fabricante) mejorar la

calidad de las partes defectuosas que causan problemas al cliente y corregir

procedimientos, seleccionar equipos de acuerdo a las condiciones

específicas del pozo y tomar las medidas correctivas necesarias, las cuales

reflejarán en una operación eficiente y por tanto mayor tiempo de operación

de BES.

Si de la inspección preliminar refleja daño evidente, por ejemplo, un motor

cortocircuitado, eje roto, etc.; hay casos en que la causa de la falla puede no

ser muy evidente y es difícil determinarla.

4.5.2. INSPECCIÓN, PRUEBAS Y DESARMADO DEL EQUIPO

La revisión y análisis de bases de datos de operación, reportes de

instalación, recuperación e inspección y desarme de los equipos de

instalaciones anteriores, en algunos casos determinan una decisión de sacar

el equipo que está aún operando.

Una vez que el equipo ha sido recuperado, es necesario enviarlo a los

talleres de servicio para la inspección. Esta debe ser lo más pronto posible

después de la recuperación del equipo, con el fin de que se pueda obtener la

74

mayor información, pues el equipo estará en las condiciones en que se

recuperó y además porque permitirá hacer recomendaciones oportunas para

la siguiente completación a instalarse en el pozo; así como equipo resistente

a la abrasión, resistente a altas temperaturas, etc.

Es deseable que uno o más representantes del cliente estén presentes

durante todo el proceso de mayor interés.

Las operaciones a realizarse en los talleres de servicio son:

Inspección preliminar,

Pruebas de los componentes (en banco de pruebas si es aplicable) y

Desarmado de los componentes

El objetivo es determinar las condiciones generales de los componentes, si

tienen daños evidentes como ejes rotos, agujeros en los alojamientos

(housings), depósitos de materiales externos, etc. y evaluar la posibilidad de

probarlos en un banco de pruebas o desmantelarlos directamente.

4.5.3. INSPECCIÓN EXTERNA DE LOS COMPONENTES

Dependiendo de la naturaleza de la falla, o si la causa de la falla no es

evidente, podría ser necesario desmantelar todos los componentes de la

BES para determinar la causa y re-usar uno o más componentes.

Se registran los datos de placa de cada uno de los componentes y sus

condiciones externas.

Se inspecciona minuciosamente cada componente externo: los housings,

bases y cabezas para evaluar especialmente la presencia de uno de los

siguientes tres problemas:

75

4.5.3.1. Presencia de escala

El espesor de la escala formada.

El área cubierta: que porcentaje de la superficie externa total o de

dónde a dónde.

Taponamiento de los orificios de entrada del "intake", total o parcial,

% taponado.

Es la escala soluble en ácido.

4.5.3.2. Corrosión – erosión

Tamaño y profundidad de las picaduras. Verificación de las picaduras

para saber si alguna atraviesa completamente el housing.

Área corroída. Qué porcentaje de la superficie externa tiene

picaduras. Distribuidas o localizadas, y en dónde.

Se ven muestras evidentes de erosión y/o abrasivos en los orificios

del intake y/o en las cabezas de las bombas.

4.5.3.3. Daños mecánicos

Huecos en el housing, base o cabeza.

Housing doblado.

Rozamiento o presencia de metal removido por fricción entre el

equipo y el casing.

Presencia de metal fundido en los housings, debido a cortocircuito en

el cable.

Hendiduras o huellas de la armadura del cable por contacto con el

casing.

Se deben inspeccionar los extremos estriados de los ejes y sus respectivos

couplings y la condición de las placas de seguridad.

76

En la inspección de los anillos “O” rings, se debe chequear si están picados,

cortados, duros o frágiles, recalentados, aplastados, quemados y si tienen

muestras de contaminación con fluido del pozo.

4.6. APLICACIÓN

Pozo: Atacapi 12 Campo: Libertador

Arena: “U”- Inferior API: 32

Tiempo en operación: 390 días Retirado: 17 Enero 2006.

Instalado: 5 diciembre 2005 Razón: Pérdida de producción.

La instalación del equipo se realiza con todos los procedimientos para el

arranque de acuerdo a la recomendación API 11 S1; el cable tiene capilar

para inyección de químico pero lamentablemente no es utilizado. El pozo

queda operando con 2049 Voltaje promedio, 25 Amperios, Presión de

Fondo=2150psi, Ti=231°F, Tm=251°F. Producción estabilizada: 631 BFPD,

64% BSW.

4.6.1. PROBLEMAS

Incrementos de “PIP” debido a la presencia de gas que bloquea a la

bomba.

También incremento de la temperatura del motor “Tm”, ya que la

bomba al quedar sin fluido y cavitando, empieza a sobrecalentarse,

dispersando su temperatura al resto de componentes.

4.6.2. REPORTE DE DESARME E INSPECCIÓN

4.6.2.1. Bombas

Housing

77

Exteriormente en buen estado.

Eje

En la bomba inferior, eje con desgaste severo debido al desgaste de

las 5 etapas inferiores causada por el manejo de los residuos

metálicos provenientes seguramente del Shaft-Tube del separador.

Desgaste en área de empuje descendente, Down thrust (DT).

Los impulsores y difusores presentan desgaste leve por DT. Las

arandelas de downthrust no pudieron ser identificadas. Las 5 etapas

inferiores con severo desgaste en esta área, causado por los residuos

metálicos provenientes del separador de gas.

Desgaste en área de empuje ascendente Upthrust (UT).

Impulsores y difusores presentan leve desgaste por UT. No se

encontraron las arandelas de UT.

Desgaste Radial. En general presenta desgaste radial moderado en

los Hub y en los faldones de los impulsores. Las dos etapas inferiores

con el Hub desprendido.

Sólidos en la bomba

Gran cantidad de pedazos de metal provenientes probablemente del

separador de gas.

Figura 34. Pedazos metálicos del separador de gas

Schlumberger, departamento de Artificial Lift

78

4.6.2.2. Intake – Separador

Se encontró con severo desgaste:

El Shaft-Tube fuera de su alojamiento en la base y consumido en un

80%.

Impeler pick up severamente desgastado.

Los cojinetes ARZ superior e inferior no se pudieron identificar.

Los fragmentos de metal del separador en la bomba desgastaron las 5

etapas inferiores.

Figura 35. Shaft-Tube suelto y consumido. Eje severamente desgastado.

Schlumberger, departamento de Artificial Lift

4.6.2.3. Protector

Protector superior

Cámaras de Laberinto: Primera: con fluido de pozo

Segunda: con aceite trabajando

Tercera: con aceite trabajando

Condición Mecánica:

79

Cojinete de empuje axial: la zapata de Downthrust sin desgaste. Leve

desgaste en la zapata de Upthrust. Todos los sellos mecánicos sin

fugas.

Protector Inferior

Cámaras:

Primera: Exterior de la bolsa: con aceite trabajando. Interior: aceite

limpio.

Segunda: Exterior de la bolsa: con aceite trabajando. Interior: aceite

limpio.

Tercera de laberinto: con aceite limpio.


Cojinete de empuje axial: sin desgaste.

Todos los sellos mecánicos sin fugas.

4.6.2.4. Motor


Cojinete Axial: en buenas condiciones, sin desgaste.

Pruebas:

Aislamiento fase a tierra: C: 2000MO; A>2000MO; B>2000MO

Resistencia fase a fase: A-B = 2,20; B-C = 2,20; C-A = 2,20

Rigidez dieléctrica aceite: 15 KV

Hermeticidad a 10psi: no hay fugas en base y cabeza y Pothead y

FillValve.

80

Al motor se le realizará lavado (flushing), prueba dinámica y eléctrica

para reconfirmar su buen estado mecánico y listo para una nueva

aplicación.

4.6.3. ANÁLISIS DE FALLA

Localización de la falla:

Sección: Intake – Separador RF.

Parte: Shaft-Tube, tubo protector del eje.

Secuencia de la falla:

El Shaft-Tube se desajusta de su alojamiento en la base del

separador, resultado de la alta temperatura por cavitación de la

bomba.

El shaft-Tube gira y roza contra el eje del separador y empieza a

desgastarse y a desintegrarse.

Los residuos del Shaft-Tube suben a la bomba y causan desgaste y

ruptura de las etapas inferiores de la bomba.

Con los impulsores inferiores desgastados, la bomba pierde gran

parte de su capacidad de levantamiento.

Causa Raíz:

Según la información recopilada del campo, periódicamente se

evacuaba gas por el casing, la acumulación de gas en el anular es

originado por la liberación de gas al operar el sistema BES cerca al

punto de burbuja (1115 psi) entre 1123 psi @ 1226 psi, esto ocasiona

bloqueo de gas en la succión de la bomba permitiendo que las

mismas giren sin fluido causando el incremento de temperatura en las

bombas, temperatura que es transmitida al resto del equipo.

81

4.6.4. DATOS ADICIONALES

La bomba es armada y llevada al banco de pruebas.

Figura 36. Curva de Rendimiento Bomba REDA – Pozo Atacapi 12D

Petroamazonas EP, Departamento de Producción

La curva de eficiencia obtenida sale del rango permisible a partir del primer

punto. Lo que no es grave ya que tenemos una mejor eficiencia. Además

tenemos en la curva de cabeza una desviación del rango permisible en el

segundo y tercer punto que no es significativa.

4.7. POZO AGUARICO 6

4.7.1. PROBLEMAS MECÁNICOS

Etapas de la bomba con excesivo desgaste por fricción de los componentes

internos (impulsor – difusor) y/o otros componentes del equipo de fondo, que

generan picos altos de amperaje.

82

4.7.2. CAUSAS

Comúnmente por mal dimensionamiento, falta de previsión en la evaluación

de los datos del pozo, características del fluido y un pobre seguimiento en la

supervisión del equipo.

4.7.3. CAUSAS ELÉCTRICAS

Inadecuado voltaje de alimentación. Cuando el operador no selecciona o

supervisa el voltaje adecuado a la salida del transformador, o este no está

proporcionando el voltaje correspondiente al TAP seleccionado. Si el motor

recibe un voltaje mayor, entonces incrementa el consumo de amperaje.

4.8. EQUIPO DE FONDO A TIERRA

Se menciona que un equipo está “a tierra”, cuando las lecturas eléctricas

tanto fase-fase como fase a tierra, registrado en superficie, nos dan valores

fuera de los rangos permisibles. Estas lecturas nos muestran un desbalance

mayor en las lecturas fase-fase y al equipo no se puede ni debe intentar re-

arrancar.

Por ejemplo:

Lecturas Fase-Tierra: “0” Mega ohmios (tomada con el Megger).

Lectura Fase-Fase: Desbalanceada (tomada con multímetro).

Los valores mencionados arriba nos indican que el equipo de fondo tiene

problemas eléctricos graves y que ya no re-arrancará, por consiguiente es

necesario remplazar el equipo para poner nuevamente a producir el pozo.

Los problemas se pueden presentar por:

83

Motor a tierra, por corto circuito.

Cable de potencia a tierra, por cortocircuito.

Cable de extensión a tierra, por cortocircuito.

Empalmes a tierra, por cortocircuito.

Conectores eléctricos de los motores cortocircuitados

El Pod Head (enchufe) del motor cortocircuitado

Conectores eléctricos de superficie a tierra, por cortocircuito

4.8.1. PROBLEMAS DETECTADOS POR EL SENSOR DE FONDO

El sensor del equipo BES detecta varios parámetros importantes, que sirven

al operador para determinar el comportamiento del equipo en el pozo.

Además ofrece información para determinar problemas que inducirían a

fallas de la BES

4.8.2. VIBRACIÓN ALTA

Este problema posiblemente se deba a la presencia de sólidos, desgaste de

la bomba, desgaste de los bujes internos del motor, sello, separador de gas.

Si las lecturas de vibración se han incrementado sobrepasando los valores

permisibles de trabajo entonces se debe tener mucho cuidado con el equipo

de fondo. Es importante considerar el tiempo de operación del equipo,

análisis de fluidos del pozo, frecuencia de operación, longitud del equipo,

etc.

Generalmente se detecta el problema, pero muchas veces no es posible

detener el equipo porque está operando, pero es un aviso para estar

preparados para cambiar por un nuevo equipo cuando el equipo falle.

4.8.3. TEMPERATURA ALTA DEL MOTOR

El factor más importante que se debe controlar es la temperatura de

84

operación del motor, si esta se eleva sobrepasando los valores permisibles

de operación, se debe corregir el problema o apagar el equipo. Si el

problema no se corrige es preferible remover el equipo antes que éste

presente una falla mayor.

4.8.4. AISLAMIENTO BAJO

El sensor de fondo ofrece valores de la corriente de fuga, por lo que se

puede evaluar el estado de aislamiento de todos los componentes del

circuito eléctrico (cable, motor, cable de extensión, empalmes, etc.)

También es un aviso para estar preparados para remplazar con un equipo

nuevo, en caso de una falla.

85

EQUIPOS ESP FUERA DE SERVICIO

MARCA POZO FECHA

INSTALACION

FECHA

DAÑO

FECHA

RECUPERACION

DIAS

DURACION

ETAPAS

BOMBA HP OBSERVACION

REDA SSF 01 11-feb-03 21-mar-07 31-mar-07 1499 108 330 CABLE DE SUBSUELO CON BAJA

RESISTENCIA

REDA SSF 01 04-abr-07 09-abr-09 12-abr-09 738 96 330 BAJA RESISTENCIA BAJO

SUPERFICIE

REDA SSF 01 22-abr-09 14-ago-09 17-ago-09 114 187 450 TUBERIA ROTA

CENT SSF 106D 15-sep-06 02-sep-07 05-sep-07 352 374 152 MOTOR CON FASE A TIERRA

CENT SSF 106D 20-sep-07 11-mar-08 14-mar-08 173 332 228 TUBING COMUNICACION CON CSG

CENT SSF 106D 18-mar-08 13-may-08 18-may-08 56 332 152 TUBING COMUNICACION CON CSG

CENT SSF 106D 23-may-08 16-jul-08 25-jul-08 54 332 152 TUBING COMUNICACION CON CSG

CENT SSF 106D 15-sep-08 24-may-09 26-may-09 251 123 165 BOMBA ATASCADA

CENT SSF 106D 11-jun-09 06-sep-09 06-sep-09 87 293 152 TUBING COMUNICACION CON CSG

REDA SSF 110D 15-jul-06 04-jun-07 09-jun-07 324 314 100 MLE FASE A TIERRA

REDA SSF 110D 12-jun-07 11-jul-07 18-jul-07 29 314 100 BSW ALTO

REDA SSF 110D 06-ago-07 24-oct-07 27-oct-07 79 387 125 TUBING COMUNICACION CON CSG

REDA SSF 110D 01-nov-07 26-feb-08 28-feb-08 117 392 125 MOTOR CON BAJO AISLAMIENTO

REDA SSF 110D 05-mar-08 03-ago-08 10-ago-08 151 387 125 TUBERIA ROTA

REDA SSF 56 05-dic-05 21-jun-08 24-jun-08 929 398 216 MOTOR CON BAJO AISLAMIENTO

REDA SSF 56 26-jun-08 27-feb-09 03-mar-09 246 398 225 BAJA RESISTENCIA BAJO SUPERFICIE

REDA SSF 56 06-mar-09 23-ago-09 23-ago-09 170 407 225 BAJO SUPERFICIE FASE A TIERRA

86

Continua

MARCA POZO FECHA

INSTALACION

FECHA

DAÑO

FECHA

RECUPERACION

DIAS

DURACION

ETAPAS

BOMBA HP OBSERVACIONES

REDA SSF 71 08-oct-02 18-mar-07 22-mar-07 1622 202 330 TUBING COMUNICACION CON CSG

REDA SSF 71 25-mar-07 08-ago-07 13-ago-07 136 220 450 TUBERIA ROTA

REDA SSF 71 25-ago-07 04-may-08 06-may-08 253 237 450 CABLE DE SUBSUELO CON

CORTOCIRCUITO

REDA SSF 71 11-may-08 01-jun-08 07-jun-08 21 256 660 CABLE DE SUBSUELO BAJA

RESISTENCIA

REDA SSF 71 11-jun-08 31-dic-08 05-ene-09 203 256 660 TUBERIA ROTA

REDA SSF 73 06-may-05 07-nov-07 09-nov-07 915 154 330 CABLE DE SUBSUELO FASE A TIERRA

REDA SSF 73 12-nov-07 26-ago-08 28-ago-08 288 314 330 BOMBA REMORDIDA CON ESCALA

CENT SSF 92 10-may-05 02-sep-07 04-sep-07 845 117 330 MLE CON CORTOCIRCUITO

CENT SSF 92 12-sep-07 10-ene-08 18-ene-08 120 117 380 TUBERIA ROTA

CENT SSF 92 30-ene-08 09-mar-08 11-mar-08 39 138 380 TUBING COMUNICACION CON CSG

CENT SSF 92 18-mar-08 26-may-08 01-jun-08 69 166 418 TUBERIA ROTA

REDA SSF 94 30-nov-06 11-abr-07 15-abr-07 132 195 450 MOTOR CON CORROSION

REDA SSF 94 18-abr-07 20-jul-07 23-jul-07 93 209 450 TUBING COMUNICACION CON CSG

REDA SSF 94 27-jul-07 05-ene-08 08-ene-08 162 217 450 TUBING COMUNICACION CON CSG

Tabla 06. Equipos ESP fuera de servicio


87

4.9. ANÁLISIS DE HISTORIALES DE FALLAS DE EQUIPOS

ESP

4.9.1. ATASCAMIENTO EN BOMBAS POR CARBONATOS DE CALCIO O

SULFATO DE BARIO (ESCALA)

4.9.1.1. Shushufindi 106D

Pozo: SHUSHUFINDI 106D

Fecha de Instalación: 12 Septiembre 2006

Fecha de daño: 02 Septiembre 2007

Días Operación: 352 días

Razón: Bombas atascadas (escala)

DATOS DEL POZO

Formación Productora: U INFERIOR BFPD: 1150

API: 29.9 PIP: 1418 psi

Water Cut: 1% Tubing: 3 1/2"

GOR: 328 scf/bbl Casing: 9 5/8" + 7"

Punto de burbuja: 1118 psia WHP: 170 psi

Sólidos: Scala BHT: 219 °F

Frecuencia: 60 Hz Viscosidad: 2.219 Cp

Pr: 2838 psi Perforaciones: 9330 ft

PI: 0.846 BFPD/psi Prof. Asentamiento: 9000 ft

Tabla 07. Datos del Pozo Shushufindi 106D


El equipo BES fue instalado el 12 de septiembre de 2006, para una

producción de 1150 BFPD. El comportamiento del pozo en producción no

fue el esperado, puesto que empezó a declinar hasta registrarse 600 BFPD

88

el 27 de Agosto del 2007.

Mediante reporte de los técnicos, se recomendó analizar las características

del fluido, a fin de que se inyecte algún tipo de químico, que evite la

formación de escala.

4.9.1.2. Limpiezas ácidas y estimulación

Este pozo tuvo serios problemas para arrancar, por el atascamiento en las

bombas, razón por la que en varias ocasiones se realizan limpiezas ácidas y

estimulación con ácido clorhídrico al 15% y solventes a la arena U Inferior.

A pesar de los trabajos, el equipo de fondo continuó con síntomas de

atascamiento severo. Posteriormente, se evidenció que el pozo estaba

trabajando con una fase a tierra, como consecuencia de la degradación en el

aislamiento eléctrico, por la serie de arranques en condiciones de

atascamiento, hasta que el equipo BES luego de 352 días de operación se

detuvo definitivamente por bajo aislamiento y por atascamiento en bombas

por la escala.

Se realizó el pulling del equipo BES que sale en las siguientes condiciones:

El MLE (Motor Lead Extension - Cable Eléctrico de Extensión) con

perforaciones en la armadura exponiendo el cobre al exterior,

probablemente provocado por golpes en la bajada del equipo o por el

deterioro a lo largo de la armadura, debido a la utilización de químicos

en el pozo (HCl 15%).

El giro y extensión del eje del motor son normales, eléctricamente

éste se encuentra con bajo aislamiento a tierra y balanceado entre

fases.

En brida del sello, se encuentra presencia de escala y también a lo

largo del MLE.

89

4.9.1.3. Observaciones al desarme del equipo

Bombas

Giro de eje duro, extensión fuera de rango, impulsores con sólidos

adheridos en superficie, al igual que la cavidad de difusores. Éstos

sólidos reaccionan con HCl, se evidencia marcas de desgaste radial

en zona de cubo y faldón, desgaste en los asientos de los difusores,

por manejo con sólidos.

Figura 37. Difusor con sólidos que reaccionan con HCl


Figura 38. Impulsor con sólidos que reaccionan con HCl


Separador de gas

Elementos internos: álabe guía, rotor separador e inductor presentan

90

sólidos adheridos que reaccionan con HCl, se evidencia desgaste

radial en bujes.

Figura 39. Separador de gas con presencia de sólidos en su interior


Figura 40. Rotor separador con sólidos adheridos


Figura 41. Inductor con sólidos adheridos


91

Sellos

Todas las cámaras llenas con fluido de pozo, fuelles de sellos

mecánicos expandidos y quebradizos. Cojinetes con severas marcas

de desgaste y calentamiento. Presenta marcas de desgaste radial en

sector de bujes guías, así como gran cantidad de sólidos en sector de

cámara intercambiadora de calor (carbonatos).

Figura 42. Bolsa llena con fluido del pozo


Figura 43. Zapata con severo desgaste radial


92

Figura 44. Ejes con marcas de desgaste en sector de bujes guías y sello

superior e inferior


Figura 45. Sólidos encontrados en cámara intercambiadora


Motor

Se observa sólidos adheridos al housing que reaccionan con HCl,

eléctricamente en buen estado.

Figura 46. Motor: zapatas con marcas de desgaste y calentamiento


93

Figura 47. Base y cabeza de motor con aceite contaminado


Sensor

Externamente sin pittings de corrosión ni marcas de arrastre,

eléctricamente en buen estado.

4.9.1.4. Reporte de servicio técnico

El informe indica que es una falla indirecta, no atribuible al equipo en sí, que

se resume en lo siguiente:

Componente que falló

Subcomponente que falló

Causa general de la falla

Causa especifica de la falla

MLE Aislamiento Mecánico /

trabajos en el pozo

Golpe / tratamiento

quimico

Tabla 08. Reporte de Servicio Técnico


4.9.2. ANÁLISIS DE FALLA POZO SSFD 106D

Después de 352 días de operaciones el equipo BES presentó problemas por

bajo aislamiento, condición que se generó debido a las características a las

cuales las bombas se encontraban operando, presencia de sólidos, mismos

que atascaban el giro de las bombas, a pesar de los tratamientos químicos y

94

limpieza en el pozo, los sólidos encontrados como evidencia del

desensamble corroboran el atascamiento de las mismas.

El motor se encontró eléctrica y mecánicamente en mal estado,

suscitándose los problemas de bajo aislamiento en el MLE (Motor Lead

Extension – Cable Eléctrico de Extensión), el cual según reporte de pulling,

presenta un daño mecánico (golpe) que pudo haber sufrido cuando se bajó

el equipo, además del tratamiento químico que se inyectó al pozo. Estas

condiciones afectaron la armadura del cable, permitiendo la migración del

fluido de pozo hacia el EPDM (Etileno Propileno Dienemetileno – Aislamiento

del Conductor) y la subsiguiente falla del MLE por bajo aislamiento.

En los anexos de este trabajo de investigación se adjuntan los reportes de

servicios realizados en dicho pozo.

95

4.10. ESTADÍSTICAS DE INTERVENCIÓN DE RIGS DE WORKOVER PARA EXTRAER EQUIPO BES

FALLA DE BOMBA

POZO FECHA

INSTALACION FECHA DAÑO

FECHA

RECUPERACION

DIAS

DURACION FALLA

CUYABENO 14 03-jun-07 05-jul-08 08-jul-08 398 BOMBA

Tabla 09. Equipo con falla directa de la bomba


FALLA DE MOTOR

POZO FECHA


FECHA

RECUPERACION

DIAS

DURACION FALLA

SECOYA 34 26-oct-07 11-ene-08 14-ene-08 77 MOTOR

SHUSHUFINDI 110D 01-nov-07 26-feb-08 29-feb-08 117 MOTOR

SACHA 38 19-jun-07 2-abr-08 5-abr-08 288 MOTOR

SECOYA 01 16-mar-06 5-abr-08 9-abr-08 751 MOTOR

SECOYA 31 14-oct-06 19-abr-08 23-abr-08 553 MOTOR

SHUSHUFINDI 56 5-dic-05 20-jun-08 23-jun-08 928 MOTOR

96

Continua

POZO FECHA


FECHA

RECUPERACION

DIAS

DURACION FALLA

CONONACO 25 20-mar-04 17-jul-08 30-jul-08 1580 MOTOR

CONONACO 24 03-oct-05 6-Aug-08 13-Aug-08 1038 MOTOR

SACHA 175 H 04-mar-07 6-Aug-08 10-Aug-08 521 MOTOR

CULEBRA 01-25 11-Apr-05 27-Jan-08 03-feb-08 1,021 MOTOR

SACHA 177D-01 04-jul-06 19-jun-08 22-jun-08 716 MOTOR

SACHA 153 06-jul-07 04-sep-08 06-sep-08 426 MOTOR

ANACONDA 01 16-Aug-06 27-Aug-08 30-Aug-08 742 MOTOR

Tabla 10. Equipos con falla directa del motor


97

FALLA DE CABLE

POZO FECHA


FECHA

RECUPERACION

DIAS

DURACION FALLA

SACHA 189-01 16-feb-05 13-ene-08 20-ene-08 1,061 CABLE

SACHA 172D-02 10-mar-07 04-mar-08 08-mar-08 360 CABLE

PICHINCHA 05-03 13-jun-07 02-mar-08 07-mar-08 263 CABLE

SECOYA 16-06 1-dic-07 04-mar-08 06-mar-08 94 CABLE

GUANTA 05 16-nov-07 17-may-08 17-may-08 183 CABLE

CULEBRA 06-05 11-ene-04 15-jun-08 17-jun-08 1617 CABLE

FRONTERA 02-08 19-oct-07 08-jul-08 10-jul-08 263 CABLE

PICHINCHA 8 18-ago-07 25-jul-08 30-jul-08 342 CABLE

SHUSHUFINDI 70 16-feb-07 19-feb-08 22-feb-08 368 CABLE

CONONACO 9 31-may-07 02-mar-08 06-mar-08 276 CABLE

SHUSHUFINDI 107 26-abr-06 30-abr-08 05-may-08 735 CABLE

VHR 9 24-mar-06 24-abr-08 30-abr-08 762 CABLE

SHUSHUFINDI 71 24-ago-07 04-may-08 06-may-08 254 CABLE

CONONACO 27 6-dic-03 04-may-08 07-may-08 1611 CABLE

VHR 09 24-mar-06 24-abr-08 02-may-08 762 CABLE

CONONACO 27 08-may-08 05-jun-08 13-jun-08 28 CABLE

98

Continúa

POZO FECHA


FECHA

RECUPERACION

DIAS

DURACION FALLA

SHUSHUFINDI 96H 26-oct-07 03-jul-08 03-jul-08 251 CABLE

SHUSHUFINDI 91 17-oct-06 15-ago-08 17-ago-08 668 CABLE

SHUSHUFINDI 73 12-nov-07 26-ago-08 28-ago-08 288 CABLE

SHUSHUFINDI 59 15-ene-07 30-ago-08 02-sep-08 593 CABLE

Tabla 11. Equipos con falla directa del cable


99

FALLAS EN COMPONENTES CIA. SCHLUMBERGER

72 EXTRACCIONES

TUBERIA MOTOR CABLE RESERVORIO OTROS

34 9 12 12 5

0

5

10

15

20

25

30

3534

912 12

5

Figura 48. Fallas en Componentes Cía. Schlumberger


100

FALLAS EN COMPONENTES CIA. CENTRILIFT

44 EXTRACCIONES

TUBERIA MOTOR CABLE RESERVORIO BOMBA

27 4 8 4 1

0

5

10

15

20

25

30 27

4

8

41

Figura 49. Fallas en componentes Cía. Centrilift


CAPÍTULO V

101

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Una vez realizado este estudio se determinó lo siguiente:

5.1. CONCLUSIONES

Se cumplieron los objetivos específicos que tienen que ver con la

descripción de un sistema de levantamiento artificial eléctrico

sumergible y cada una de sus partes.

De igual manera, se realizó la descripción de la recomendación

práctica considerada para las pruebas de bombas electro sumergibles

y operaciones relacionadas con las mismas, de acuerdo a lo

dispuesto en las normas API.

En lo referente a la aplicación, se concluyó lo siguiente: el manejo,

transporte y almacenaje de los equipos se realizó de acuerdo al

procedimiento; todas las medidas de seguridad fueron tomadas no

sólo en fábrica, sino también en la locación. Las herramientas

utilizadas fueron las correctas y en general no existió ninguna mala

práctica. De las observaciones realizadas en esta área se obtuvo:

o La descripción de los procedimientos de instalación del equipo

BES

o Descripción del corrido y halado del equipo BES.

o Formas de reportes de halado de equipo. (contienen toda la

información necesaria y son fáciles de llenar y entender tanto

para el cliente como para el operador).

102

Cada pozo es diferente, y al producirse una falla en el sistema entra

mucho en juego el conocimiento y experiencia del operador; el tiempo

y el rendimiento de toda la operación dependerán de esto, así que es

necesario actuar con mucha responsabilidad y seguir los

procedimientos.

Todas las pruebas que se realizaron tanto a cables, secciones

sellantes y en especial las pruebas de desempeño que se llevaron a

cabo a las bombas fueron realizadas con los mejores equipos y la

más alta tecnología. También existió un alto control de calidad a cada

componente y se determinó que se encontraban en las mejores

condiciones eléctricas y físicas para su operación, por lo que todo el

procedimiento fue minuciosamente aplicado.

Se debe tener en cuenta que las etapas de una bomba están

diseñadas de tal manera que mantienen una fuerza de empuje axial

descendente en el impulsor en todo su rango de funcionamiento y

ésta fuerza puede variar desde un valor bajo en el punto de operación

máximo, con una fuerza de empuje creciente hacia el punto mínimo

de operación. Están diseñadas de esta manera para asegurar un

funcionamiento hidráulico estable. Por lo tanto, la bomba debe

funcionar dentro del rango de operación recomendado para

proporcionar una óptima vida útil. Las bombas que funcionan fuera de

este rango, tendrán una vida útil reducida y pueden tener un efecto

negativo en los otros componentes del sistema electro sumergible.

Se encontró grandes problemas al momento de transportar los

carretes de cable desde la fábrica a la locación o viceversa; los

carretes en la mayoría de veces no tuvieron cinta de seguridad en sus

extremos y no fueron envueltos con cinta plástica. Al llegar el cable a

su destino, se tiene que fue robado. No existió el debido control para

evitar este daño y al final nadie se hizo responsable.

103

En resumen, las recomendaciones prácticas consideradas para el

bombeo eléctrico sumergible de acuerdo a lo dispuesto en las normas

API se cumplieron en su mayoría. Los bajos rendimientos fueron

ocasionados por diversas razones tales como: el incumplimiento de

algunas normas, el mal diseño de un sistema, pero sobre todo por el

mal estado de los equipos que en su mayoría fueron reutilizados.

5.2. RECOMENDACIONES

Petroamazonas debería realizar los diseños para un determinado

pozo y éste ser enviado a la compañía prestadora de servicios para

que provea de los equipos requeridos.

Se debería analizar con más detenimiento si es conveniente o no el

adicionamiento o cambio de algún componente en el sistema ya

diseñado.

En el caso del robo de cable debería existir mayor control colocando

cinta plástica y un sello de seguridad en cada extremo del cable.

Adicional etiquetar correctamente los carretes con el tamaño del cable

y llevar un control más riguroso en el tiempo de transporte de los

carretes.

En todos los Teardowns a realizarse hay que notificar con varios días

de anticipación para poder tener un representante del cliente en dicha

operación y así conocer las causas del daño del equipo y poder tomar

las medidas correctivas entre ambas partes.

En pozos con producción de arena se debería instalar bombas en lo

posible de flujo mixto.

104

Se debe evitar instalar motores serie 562 en casing de 7” y menos en

pozos desviados por el riesgo de atascamiento de este housing

dentro del casing.

Se debería ser más rigurosos al momento de la aceptación de una

determinada bomba, ya que como vimos en los ejemplos, el rango

permisible en las pruebas de desempeño no es respetado en su

totalidad y esta condición puede reducir el rendimiento y desempeño

esperado en un sistema, lo que conllevará a una mayor probabilidad

de falla y por consiguiente un menor tiempo de vida del sistema.

105

BIBLIOGRAFÍA

Centrilift, (1996) Manual de operaciones de equipo de bombeo

eléctrico. Institucional

Weatherford, (2006) Electric Submersible Pumping Systems.

Institucional

API, (2000) Manual de Recomendaciones Prácticas para BES.

Institucional

REDA, (1995) Manual de bombeo eléctrico sumergible. Institucional

REDA, (2001) Curso avanzado de operaciones BES. Institucional

Bradley Howard, (1992) Spe Handbook, Texas, Institucional

ACE INTERNACIONAL, (2013) Curso BES para Operadores de

Producción, Manta, Institucional

Brown Kermit, (1980) The Technology of Artificial Lift Methods, Tulsa,

Institucional.

Cole Frank W, (1969) Reservoir Engineering Manual, Texas,

Institucional

Ing. Corrales Marco. (2003) Fundamentos de la ingeniería para el

levantamiento artificial con bombas electro sumergibles, Quito,

Universidad Tecnológica Equinoccial, Institucional

Baker Hughes, (1996) Manual de Bombeo Eléctrico Sumergible,

Institucional

106

NOMENCLATURA

API American Petroleum Institute

ESP Electrical Submersible Pump

VSD Variable Speed Controller

BES Bombeo Electro Sumergible

BHA Bottom Hole Assembly

BHT Bottom Hole Temperature

BMC Bombeo Mecánico Convencional

BCP Bombeo de Cavidad Progresiva

BH Bombeo Hidráulico

BPM Barriles por minuto

BPPD Barriles de petróleo por día

BSW Porcentaje de agua y sedimentos

csg Casing

DT Down thrust

ft Pie

GF Gas de formación

HP Horse power (caballo de poder)

hrs Horas

in Pulgada

IP – J Índice de productividad

IPR Relación de comportamiento de afluencia

min Minutos

Pc, Pwh Presión de cabeza

Pi Presión inicial

Pr Presión de reservorio

PSI Libras / pulgadas2

LAG Levantamiento Artificial por Gas

GOR Relación gas – petróleo

GLR Relación gas – liquido

Pb Presión de burbuja

107

Pwf Presión de fondo fluyente

PVT Presión, Volumen, Temperatura

TDH Total Dinamique Head

rpm Revoluciones por minuto

MOT Motor temperature

UT Up thrust

Hz Hertz

PIP Pump Intake Pressure

WHP Well Head Pressure

MLE Motor Lead Extension

KV Kilo vatios

EPDM Etileno Propileno Dienemetileno

108

GLOSARIO

Aislantes

Un aislante es una sustancia a través de la cual los electrones tienen gran

dificultad en desplazarse. Este tipo de materiales, como el caucho, vidrio,

algunos plásticos, fibra, y papel seco prácticamente no permiten que ningún

electrón fluya a través de ellos.

Altura de columna

La altura de columna puede también considerarse como la cantidad de

trabajo necesario para mover un líquido de su posición original a la posición

requerida.

Amperio

Un amperio es la tasa de flujo de una corriente eléctrica representada por el

movimiento de una cantidad unitaria de electrones por segundo.

Arenamiento

Introducción de arena en el equipo BES.

BES

Bombeo Electro sumergible.

Cavitación

Se puede definir como el proceso de formación de una fase gaseosa en un

líquido cuando es sujeto a una reducción de presión a una temperatura

109

constante. Un líquido se encuentra en cavitación cuando se observa la

formación y crecimiento de burbujas de vapor (gas) como consecuencia de

reducción en presión.

Centralizador

Los centralizadores son frecuentemente utilizados en aplicaciones del

sistema ESP para ubicar el equipo en el centro del pozo y son

especialmente útiles en pozos desviados, para eliminar el daño externo y

para asegurar la refrigeración uniforme del equipo. Hay varios tipos de

centralizadores disponibles en la industria diseñados para proteger al cable y

el equipo electro sumergible evitando la fricción con las tuberías del pozo.

Conductores

Un conductor es una sustancia que permite a los electrones fluir libremente a

través de ella. Cada sustancia es un conductor de electricidad, pero los

electrones fluyen más fácilmente a través de algunos materiales tales como

el oro, plata, cobre, hierro, y otros metales. Los alambres y los cables son

las formas más comunes de conductores.

Corriente

Cuando un potencial o voltaje de fuerza suficiente es aplicado a una

sustancia, causa el flujo de electrones. Este flujo de electrones se llama

corriente eléctrica. La cantidad de flujo de corriente se mide en amperios.

Corte de Agua

Es calculado en la superficie como el porcentaje del volumen de agua en

relación al volumen de los otros fluidos del pozo.

110

Eficiencia de un Motor

Es la relación entre la potencia obtenida y la potencia consumida y se

expresa generalmente como un porcentaje.

Potencia

Es la energía necesaria para mantener el flujo de corriente. La potencia

eléctrica se mide en vatios. 746 vatios son equivalentes a un caballo de

fuerza.

Presión

Es la fuerza por unidad de área de un fluido. Las unidades más comunes

para expresar a la presión son libras por pulgada cuadrada (psi) y Kg/cm2.

Presión Atmosférica

Es la fuerza ejercida en una unidad de área por el peso de la atmósfera. La

presión a nivel del mar es 14.7 psi.

Presión de Burbuja

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

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

Presión Manométrica

Es la presión diferencial indicada por un manómetro, a diferencia de la

presión absoluta. La presión manométrica y la presión absoluta están

relacionadas, siendo la presión absoluta igual a la presión manométrica más

la presión atmosférica.

111

Resistencia

La resistencia se puede comparar con la fricción encontrada por un flujo de

agua a través de una tubería.

Transformadores

Un transformador es un dispositivo en el cual el voltaje de un sistema de

corriente alterna puede cambiarse. Consiste en un núcleo de acero rodeado

por devanados de alambre aislado. Generalmente, tanto el núcleo como los

devanados están inmersos en aceite que sirve de aislador y ayuda a enfriar

el transformador.

Vatio

Un vatio es una unidad bastante pequeña de potencia; en consecuencia,

cuando se habla de la potencia requerida por los motores, se utiliza el

término kilovatio (KW), un kilovatio son mil vatios.

Voltaje

Es el trabajo requerido para mover una carga positiva de un Culombio desde

un terminal al otro a través del dispositivo. La unidad de tensión es el voltio

y se representa por V.

Vibración y Desgaste

La vibración se define como el movimiento de un cuerpo alrededor de un

punto de equilibrio. La vibración hacia los lados con respeto a la longitud del

equipo electro sumergible se denomina vibración lateral. La vibración que

tuerce el eje del equipo ESP es una vibración torsional. Puede ser el

resultado de fuerzas causadas por desbalances, por fricción entre partes o

112

fricción del fluido.

Válvula de Retención

Puede utilizarse una válvula de retención, generalmente ubicada de 2 a 3

tramos de tubería por encima de la descarga de la bomba, para mantener

una columna llena de fluido sobre la bomba. Si la válvula de retención falla -

o si no se instala - la pérdida de fluido de la tubería a través de la bomba

puede causar una rotación inversa de la unidad sub superficial cuando el

motor está parado.

Válvula de Drenado

Cada vez que se utilice una válvula de retención en la tubería de producción,

se recomienda instalar una válvula de drenado inmediatamente por arriba de

la válvula de retención para evitar la eventual remoción de la tubería con

todo el fluido contenido en él. Si no hay válvula de retención no hay razón

para que exista una válvula de drenado, ya que el fluido de la tubería por lo

general es drenado a través de la bomba cuando se realiza la remoción.

113

ANEXOS

114

ANEXO 01. Reporte de análisis de fallas

Estimulación ácida con HCl al 15% y solventes

Se evidencia que el equipo estaba manejando sólidos

115


Reporte de servicio técnico en campo SSFD

Recomendación para analizar características del fluido producido

116


Reporte de servicio técnico campo SSFD

Se detecta pozo operando con una fase a tierra

117


Reporte de servicio técnico campo SSFD

Pozo a workover (bajo aislamiento + atascamiento de bombas)

universidad tecnolÓgica...

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