QUITO, OCTUBRE 2013 - Repositorio Digital: Página de … · 2014-01-24 · anÁlisis de fallas de equipos electrosumergibles empleados en el campo shushufindi octubre 2013 . autor:

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL.

CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE FALLAS DE EQUIPOS ELECTROSUMERGIBLES EMPLEADOS EN EL

CAMPO SHUSHUFINDI OCTUBRE 2013

AUTOR:

BONILLA VALENCIA MAURICIO FERNANDO

QUITO, OCTUBRE 2013

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR



ANÁLISIS DE FALLAS DE EQUIPOS ELECTROSUMERGIBLES EMPLEADOS EN EL

CAMPO SHUSHUFINDI OCTUBRE 2013

Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar el Grado o Título de Ingeniero

de Petróleos

AUTOR:

BONILLA VALENCIA MAURICIO FERNANDO

TUTOR

ING. PATRICIO IZURIETA

QUITO, OCTUBRE 2013

ii

iii

iv

DEDICATORIA

La presente tesis de grado la dedico de manera muy especial a mis padres, ya que ellos

fueron el pilar fundamental para que esta meta se haga realidad, a mis hermanos que

pese a las difíciles circunstancias por las que algún momento pasamos me supieron

dar fuerzas para seguir adelante, a mis tíos por sus buenos consejos, a mis primos por

su apoyo incondicional y a mis amigos que estuvieron presentes en los buenos y malos

momentos, a todos en general gracias por sus enseñanzas y momentos compartidos

junto a mí.

A mis Abuelitos que con su sabiduría me sirvieron de ejemplo a seguir. A mi Mami que

con sus desvelos estuvo siempre pendiente de mí. Mi Papi que me supo guiar y dar

todo su apoyo, a mi Ñaño especialmente que más que un hermano es como si fuera mi

padre y madre a la vez, con quien muchos de los buenos momentos los he pasado y que

siempre ha estado ahí para brindarme sus consejos, a mi Ñaña y mi Guaty quienes día

a día me dan las fuerzas para seguir adelante. A mis tíos que estuvieron pendientes

cuando más los necesitamos. A mis primos (VIP) que han sido como mis hermanos. A

mis amigos y amigas del básquet con quienes hemos disfrutado innumerables

momentos y han estado pendientes de mí, y a mis compañeros con quienes pase la

mayor parte en la formación de mi vida profesional. A todas esas personas que

influyeron directa o indirectamente para que este logro hoy día sea una realidad.

Gracias por toda su buena voluntad y apoyo incondicional.

v

AGRADECIMIENTO

A Dios, al Niñito Jesús y a la Virgencita del Quinche por haber escuchado mis

oraciones y guiarme en aquellos momentos difíciles donde únicamente la fe

predominaba para que este largo camino de mi vida profesional pueda llegar a ser hoy

día una realidad.

Al Ing. Patricio Izurieta, Tutor del Trabajo de Grado, ya que su guía fue el eje

fundamental para la culminación exitosa de este trabajo.

A los Ingenieros Carlos Rodríguez, Marco Guerra e Iván Bedoya que con su gran

experiencia aportaron significativamente en la elaboración de este Trabajo de Grado.

Al Ingeniero Víctor Hugo Paredes por su ardua gestión realizada para la obtención de

dicha tesis.

Un especial agradecimiento a la empresa BAKER HUGHES INTERNATIONAL,

especialmente al Área de ALS (Artificial Lift System): a los Ingenieros Vladimir

Coello, Carlos Andrango, Diego Guerra, Marco Guerra y Técnicos de Campo por su

incondicional colaboración con esta tesis y a todo el equipo de trabajo de la Línea

ALS (Centrilift) quienes con su desinteresado apoyo colaboraron en este proyecto.

vi

vii

ÍNDICE DE CONTENIDO

CONTENIDO

pp.

DEDICATORIA ......................................................................................................... iv

AGRADECIMIENTO .................................................................................................. v

LISTA DE CUADROS ................................................................................................ xi LISTA DE GRÁFICOS .............................................................................................. xii

LISTA DE ANEXOS ................................................................................................. xiv

ABREVIATURAS Y SIGLAS ................................................................................... xv

RESUMEN DOCUMENTAL .................................................................................... xvi

ABSTRACT ............................................................................................................. xvii INTRODUCCIÓN .................................................................................................. xviii CAPÍTULO I ............................................................................................................... 1

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

1.1 ENUNCIADO DEL PROBLEMA ............................................................................................... 1

1.2 ENUNCIADO DEL TEMA ......................................................................................................... 1

1.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ......................................................................................... 1

1.4 OBJETIVOS ................................................................................................................................ 2

1.4.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................................................... 2

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................... 2

1.5 JUSTIFICACIÓN......................................................................................................................... 3

1.6 HIPÓTESIS ....................................................................................................... 3

1.7 CARACTERIZACIÓN DE LAS VARIABLES .......................................................................... 3

1.7.1 VARIABLE INDEPENDIENTE ................................................................................................. 3

1.7.2 VARIABLE DEPENDIENTE ..................................................................................................... 3

1.8. FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD ...................................................................................... 3

1.8.1. FACTIBILIDAD .............................................................................................................. 3

viii

1.8.2. ACCESIBILIDAD ........................................................................................................... 4

CAPÍTULO II .............................................................................................................. 5

2. MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 5

2.1 MARCO INSTITUCIONAL ........................................................................................................ 5

2.2 MARCO LEGAL ......................................................................................................................... 6

2.3 MARCO ÉTICO .......................................................................................................................... 6

2.4. MARCO REFERENCIAL ........................................................................................................... 6

2.4.1. Ubicación del Campo Shushufindi ................................................................................... 6

2.4.2. Descripción del Campo Shushufindi ................................................................................ 7

2.4.3. Historia del Campo Shushufindi .................................................................................... 11

2.4.4. Estratigrafía del campo Shushufindi. .............................................................................. 11

2.5. Ciclo de vida de un equipo ESP ................................................................................................. 14

2.6. Curva de la bañera asociado con el Run Life de las ESP ........................................................... 15

2.7. Confiabilidad .............................................................................................................................. 18

2.8. Método DMAIC para facilitar las investigaciones de incidentes ............................................... 19

2.8.1. Definir (Define) .............................................................................................................. 19

2.8.2. Medir (Measure) ............................................................................................................. 19

2.8.3. Analizar (Analize) .......................................................................................................... 19

2.8.4. Mejorar (Improve) .......................................................................................................... 19

2.8.5. Controlar (Control) ......................................................................................................... 19

2.9. Fundamentos Teóricos de las Bombas Electrosumergibles ....................................................... 19

2.10. Componentes del Equipo de Superficie ..................................................................................... 21

2.10.1. Conector del Cabezal ..................................................................................................... 21

2.10.2. Caja de venteo (tipos de conexiones) ............................................................................. 22

2.10.3. Controlador del motor (VSD)......................................................................................... 23

2.10.4. Transformadores ............................................................................................................. 24

2.11. Componentes de Equipo de Fondo (Subsuelo) .......................................................................... 25

2.11.1. Centralizador .................................................................................................................. 25

2.11.2. Sensor de fondo .............................................................................................................. 25

2.11.3. Motor Electrosumergible ................................................................................................ 27

2.11.4. Sección sellante (sello ó protector) ................................................................................ 29

2.11.5. Separador de gas ............................................................................................................. 31

ix

2.11.6. Intake .............................................................................................................................. 32

2.11.7. Bomba electrosumergible ............................................................................................... 33

2.11.8. Descarga ......................................................................................................................... 35

2.11.9. Cable de Potencia (Power Cable) ................................................................................... 35

2.11.10. Cable eléctrico Extensión motor (Motor Lead Extension MLE) ............................... 38

2.12. Acuerdo API 11-S ...................................................................................................................... 39

2.13. Pulling Operacional (extraer el equipo electrosumergible del pozo) de un Equipo Electrosumergible .................................................................................................................................. 40

2.14. Causas por las que se producen un pulling ................................................................................. 41

2.15. Importancia del monitoreo de la Información de falla ............................................................... 44

2.16. Análisis previo a Tear Down ...................................................................................................... 45

2.17. Análisis e Inspección durante el desensamble de un equipo BES .............................................. 46

2.18. Mediciones eléctricas ................................................................................................................. 46

2.19. Prueba de giro, extensión, balance según normativa API 11-S .................................................. 48

2.19.1. Árbol de Fallas ............................................................................................................... 48

2.19.2. Análisis de Causa Raíz ................................................................................................... 51

2.19.3. Recopilación de información obtenida del Tear Down .................................................. 53

2.19.4. Análisis de Data Operacional y tendencia Operativa ..................................................... 56

2.19.5. Establecer Causa Raíz y acciones de mejora .................................................................. 57

2.19.6. Matrices de Control ........................................................................................................ 57

2.19.6.1. MTBF ..................................................................................................................... 57

2.19.6.2. Cálculo según el método de Herd Johnson: ........................................................... 58

2.19.7. Sistema de Gestión de Mejora ........................................................................................ 60

CAPÍTULO III .......................................................................................................... 61

DISEÑO METODOLÓGICO ..................................................................................... 61

3. DISEÑO METODOLÓGICO ........................................................................... 61

3.1. TIPO DE ESTUDIO................................................................................................................... 61

3.2. UNIVERSO Y MUESTRA ........................................................................................................ 61

3.3. MÉTODOS Y TÉCNICAS ........................................................................................................ 61

3.4. PROCESAMIENTO DE DATOS .............................................................................................. 62

3.5. ANALISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ...................................................................... 62

CAPÍTULO IV .......................................................................................................... 64

x

4.1. Información general del equipo BES ......................................................................................... 64

4.1.1. Identificación de los problemas de falla de los equipos BES ......................................... 64

4.1.2. Clasificación de los problemas de falla de los equipos BES .......................................... 72

4.1.3. Análisis Técnico de fallas generadas en la operación del equipo BES Causa Indirecta 77

4.1.3.1. Casos relevantes de los problemas en el campo ................................................... 103

4.1.3.2. Caso relevante pozo Shushufindi 73 corrida 12 Causa Directa............................ 106

4.1.4. Aplicación de la matriz de control MTBF .................................................................... 121

4.1.5. Sugerir un plan de mejora para la reducción de fallas de los equipos BES ................. 132

4.1.6. Métodos de control y seguimiento ............................................................................... 132

4.1.7. Inyección de Químicos para mejorar el Run Life de los Equipos Electrosumergibles .. 138

CAPITULO V .......................................................................................................... 140

5.1. NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ......................................................................... 140

5.2. CERTIFICACIÓN DE CALIDAD .......................................................................................... 141

5.3. PLANES DE CONTINGENCIA ............................................................................................. 143

CAPÍTULO VI ........................................................................................................ 144

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................ 144

6.1. CONCLUSIONES ................................................................................................................... 144

6.2. RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 146

CAPÍTULO VII ....................................................................................................... 148

7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y WEBGRAFIA .................................. 148

7.1. BIBLIOGRAFIA CONSULTADA .......................................................................................... 148

7.2. BIBLIOGRAFÍA CITADA ...................................................................................................... 149

7.3. WEBGRAFÍA .......................................................................................................................... 149

CAPITULO VIII ...................................................................................................... 151

8.1. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ................................................................................... 151

8.2. PRESUPUESTO ...................................................................................................................... 152

8.3. UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR ...................................................................... 153

ANEXO D ............................................................................................................................................ 154

8.4. GLOSARIO DE TÉRMINOS .................................................................................................. 154

xi

LISTA DE CUADROS

TABLA Pág.

Tabla 1: Producción por estaciones campo Shushufindi ..................................................... 8 Tabla 2: Producción por Levantamiento Artificial - Campo Shushufindi .............................. 8 Tabla 3: Condiciones del motor del equipo BES .............................................................. 47 Tabla 4: Nomenclatura PAM - Campo Shushufindi ......................................................... 62 Tabla 5: Identificación de fallas del sistema BES- Campo Shushufindi .............................. 65 Tabla 6: Razones de pulling del sistema BES- Campo Shushufindi ................................... 70 Tabla 7: Clasificación de las fallas según la censura - Campo Shushufindi ......................... 73 Tabla 8: Descripción general pozo Shushufindi 69 .......................................................... 77 Tabla 9: Historial de reacondicionamiento pozo Shushufindi 69 ....................................... 77 Tabla 10: Historial de producción del pozo Shushufindi 69 ............................................. 78 Tabla 11: Comentarios generales del Historial del pozo Shushufindi 69 ............................ 79 Tabla 12: Amperajes del motor y variador de velocidad del pozo Shushufindi 69 ............... 82 Tabla 13: Run life del pozo Shushufindi 69 .................................................................... 83 Tabla 14: Descripción del equipo pozo Shushufindi 69 .................................................... 85 Tabla 15: Inspección y desensamble de la Bomba superior del pozo Shushufindi 69 ........... 86 Tabla 16: Inspección y desensamble de la Bomba media del pozo Shushufindi 69 .............. 87 Tabla 17: Inspección y desensamble de la Bomba baja del pozo Shushufindi 69 ................. 88 Tabla 18: Inspección y desensamble del Intake y Separador de Gas del pozo Shushufindi- 69 .................................................................................................................................. 89 Tabla 19: Inspección y desensamble del Sello o Protector del pozo Shushufindi- 69 ........... 90 Tabla 20: Inspección y desensamble del Motor del pozo Shushufindi- 69 .......................... 91 Tabla 21: Inspección y desensamble del Sensor Centinel del pozo Shushufindi- 69 ............. 92 Tabla 22: Información general del pozo Shushufindi- 69 .................................................. 93 Tabla 23: Descripción del equipo del pozo Shushufindi- 69 .............................................. 93 Tabla 24: Caracterización de la falla del pozo Shushufindi- 69 ......................................... 96 Tabla 25: Conclusiones y Recomendaciones del pozo Shushufindi- 69 .............................. 97 Tabla 26: Información general del pozo Shushufindi- 73 corrida 12 ................................ 106 Tabla 27: Descripción del equipo del pozo Shushufindi- 73 corrida 12 ............................ 107 Tabla 28: Caracterización de la falla del pozo Shushufindi- 73 corrida 12 ........................ 110 Tabla 29: Conclusiones y Recomendaciones del pozo Shushufindi- 73 corrida 12 ............. 111 Tabla 30: Cálculo del MTBF y Run Life del Campo Shushufindi .................................... 123 Tabla 31: Porcentajes de fallas de las partes del equipo BES debido a los factores indirectos Campo Shushufindi .................................................................................................... 131

xii

LISTA DE GRÁFICOS

GRÁFICO Pág.

GRAFICO 1: Ubicación del Campo Shushufindi ................................................................ 7 GRAFICO 2: Mapa de Ubicación de los Pozos del Campo SSFF ...................................... 10 GRAFICO 3: Columna Estratigráfica zona de Interés Campo Shushufindi ......................... 13 GRAFICO 4: Ciclo de vida de una bomba electrosumergible............................................ 14 GRAFICO 5: Curva de la bañera asociada al run life de las ESP ....................................... 16 GRAFICO 6: Ciclo de vida de una bomba electrosumergible............................................ 17 GRAFICO 7: Ciclo de vida de una bomba electrosumergible............................................ 17 GRAFICO 8: Sistema de una bomba electrosumergible ................................................... 21 GRAFICO 9: Conector de cabezal ................................................................................. 22 GRAFICO 10: Caja de venteo ....................................................................................... 23 GRAFICO 11: Control del Motor VSD .......................................................................... 24 GRAFICO 12: Transformador ....................................................................................... 25 GRAFICO 13: Sensor Well Lift, Baker Hughes .............................................................. 26 GRAFICO 14: Motor, Baker Hughes ............................................................................. 27 GRAFICO 15: Dimensionamiento del motor de acuerdo a la bomba ................................. 29 GRAFICO 16: Partes de la sección Sellante .................................................................... 30 GRAFICO 17: Partes del separador de gas...................................................................... 32 GRAFICO 18: Intake ................................................................................................... 33 GRAFICO 19: Impulsor y Difusor ................................................................................. 33 GRAFICO 20: Estabilizado de la bomba electrosumergible .............................................. 34 GRAFICO 21: Curva de Comportamiento de la Bomba ................................................... 35 GRAFICO 22: Cable .................................................................................................... 36 GRAFICO 23: MLE (Motor Lead Extension) ................................................................. 38 GRAFICO 24: Cable MLE ........................................................................................... 39 GRAFICO 25: Corrosión partes equipo BES .................................................................. 44 GRAFICO 26: Corrosión partes equipo BES .................................................................. 49 GRAFICO 27: Corrosión partes equipo BES .................................................................. 50 GRAFICO 28: Análisis Causa Raíz ............................................................................... 52 GRAFICO 29: Esquema General de Aplicación de un ACR ............................................. 53 GRAFICO 30: Desgaste Radial ..................................................................................... 54 GRAFICO 31: Desgaste por empuje descendente ............................................................ 55 GRAFICO 32: Desgaste erosivo .................................................................................... 55 GRAFICO 33: Razones de pulling por año Vs Run Life................................................... 71 GRAFICO 34: Total Razones de Pulling en función del tiempo de operatividad ................. 72 GRAFICO 35: Producción pozo Shushufindi 69 ............................................................. 80 GRAFICO 36: Presión de Intake, THP, Tm, Tint pozo Shushufindi 69 .............................. 81 GRAFICO 37: Rango de frecuencia, voltaje, amperaje pozo Shushufindi 69 ...................... 83

xiii

GRAFICO 38: Producción pozo Shushufindi 69 ............................................................. 84 GRAFICO 39: Bomba superior, Shushufindi 69 .............................................................. 98 GRAFICO 40: Bomba media, Shushufindi 69 ................................................................. 99 GRAFICO 41: Bomba inferior, Shushufindi 69 ............................................................. 100 GRAFICO 42: Separador de gas, Shushufindi 69 .......................................................... 100 GRAFICO 43: Sello o Protector, Shushufindi 69 ........................................................... 101 GRAFICO 44: Motor, Shushufindi 69 .......................................................................... 102 GRAFICO 45: Sensor, Shushufindi 69 ......................................................................... 102 GRAFICO 46: Bomba Superior, Shushufindi 73 corrida 12 ............................................ 112 GRAFICO 47: Bomba inferior, Shushufindi 73 corrida 12 ............................................. 113 GRAFICO 48: Separador de gas, Shushufindi 73 corrida 12 ........................................... 114 GRAFICO 49: Sello superior, Shushufindi 73 corrida 12 ............................................... 115 GRAFICO 50: Sello inferior, Shushufindi 73 corrida 12 ................................................ 116 GRAFICO 51: Motor, Shushufindi 73 corrida 12 .......................................................... 120 GRAFICO 52: Sensor, Shushufindi 73 corrida 12 ......................................................... 120 GRAFICO 53: Relación del MTBF, Shushufindi 69 ...................................................... 128 GRAFICO 54: Razones indirectas de pulling, Shushufindi 69......................................... 129 GRAFICO 55: Run Life, Shushufindi 69 ...................................................................... 129 GRAFICO 56: Fallas en los Componentes, Shushufindi 69 ............................................ 131 GRAFICO 57: Carta amperimétrica Normal ................................................................. 133 GRAFICO 58: Carta amperimétrica Bloqueo por gas ..................................................... 134 GRAFICO 59: Carta amperimétrica condición Bomba apagada ...................................... 135 GRAFICO 60: Carta amperimétrica paradas intermitentes .............................................. 136 GRAFICO 61: Carta amperimétrica Sobre Corriente ..................................................... 137 GRAFICO 62: Carta amperimétrica carga errática ......................................................... 138

xiv

LISTA DE ANEXOS

ANEXO Pág.

ANEXO A CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ............................................................. 151 ANEXO B PRESUPUESTO ................................................................................................. 152 ANEXO C Recolección de datos de equipos Electrosumergibles empleados en el Campo Shushufindi. ............................................................................................................................................... 153 ANEXO D GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................ 154 ANEXO E MODELO DE ÁRBOL DE FALLAS, PRESENCIA DE EVIDENCIA FÍSICA156 ANEXO F MODOS DE FALLA .......................................................................................... 157 ANEXO G EQUIPO BES ..................................................................................................... 158 ANEXO H REPORTE DE SERVICIO ............................................................................... 159 ANEXO I CARTA AMPERIMÉTRICA SHUSHUFINDI 69 ............................................. 160 ANEXO J REPORTE DE INSTALACIÓN ......................................................................... 161 ANEXO K REPORTE DE ARRANQUE ............................................................................. 162 ANEXO L REPORTE DE PULLING .................................................................................. 163 ANEXO M HOJA DE VIDA…...………………………………………………….164

xv

ABREVIATURAS Y SIGLAS

ALS: Artificial Lift System

API: American Petroleum Institute.

BES / ESP : Bombeo Electrosumergible

BFPD: Barriles de fluido por día.

BHI: Baker Hughes International

BPPD: Barriles de petróleo por día.

BSW: Basic sediments and water.

CHP: Presión de caising

HS&E: salud, seguridad y medioambiente

ID: Diámetro interior.

OD: Diámetro exterior.

Pb: Presión de burbuja

Pd: Presión de descarga.

Psia: Presión absoluta, libras por pulgadas cuadradas absolutas.

PST: Presón estática del reservorio

Pwf: Presión de fondo fluyente

Pws: Presión de fondo

THP: Presión de cabeza

xvi

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre el análisis de fallas de los equipos Electrosumergibles. El OBJETIVO GENERAL es

investigar las fallas que generalmente tienen los equipos Electrosumergibles del campo Shushufindi.

El PROBLEMA identificado durante el proceso de investigación es: De qué manera el análisis de

fallas ayuda a los equipos Electrosumergibles, en el Campo Shushufindi. La HIPÓTESIS dice: El

análisis de fallas de los equipos Electrosumergibles ocasionará un descenso en los problemas

mecánicos y eléctricos que puedan suscitarse a futuro. Esta solución ofrece la oportunidad de poder

aumentar la vida útil de los equipos Electrosumergibles, a tal punto de reducir el número de trabajos de

reacondicionamiento debido a fallas mecánicas, eléctricas.

MARCO TEÓRICO: se presenta la misión y visión de la empresa Baker Hughes. Marco ético; se

menciona el respeto a los principios éticos, mismos, que no afectarán los intereses de la compañía, ni

de los autores de estudios similares, y en el MARCO REFERENCIAL se presentan los principios,

procedimientos, métodos, ecuaciones, cuadros diagramas, definiciones, que se recolectaron de distintas

fuentes bibliográficas correspondientes al bombeo Electrosumergible. MARCO METODOLÓGICO:

Para el análisis e interpretación de datos se realizaron gráficas y tablas generadas por el autor, en base a

los datos obtenidos de la aplicación de las fórmulas del MTBF Mean Time Before Failures (Tiempo

medio entre fallas).

CONCLUSIÓN GENERAL: las ventajas que tiene el realizar un análisis de falla es que por medio de

esta información, podemos tomar acciones correctivas para evitar o disminuir su incidencia de fallas en

los componentes de los equipos electrosumergibles.

RECOMENDACIÓN GENERAL: Es de suma importancia el poder establecer el valor de la censura

para cada una de las fallas puesto que de esto dependerán los cálculos posteriores del MTBF.

Descriptores:

EQUIPOS ELECTROSUMERGIBLES

ANÁLISIS DE FALLAS

MTBF

SISTEMAS COMPONENTES DE LA BES

RUN LIFE

CATEGORÍAS TEMÁTICAS: <CP-INGENIERÍA EN PETRÓLEOS><CP-LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL><CS-BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE>

xvii

ABSTRACT

This thesis is focused on the analysis of electrosubmersible equipment failures. The MAIN

OBJECTIVE is to investigate the failures that generally take place with electrosubmersible equipment

in Shushufindi field. The PROBLEM identified during the research process is how the failure analysis

helps electrosubmersible equipment at Shushufindi oil field. The HYPOTHESIS says: The analysis of

electrosubmersible equipment failures will cause a decrease in the mechanical and electrical problems

that may arise in the future. This solution offers the opportunity to extend the runlife of the

components of electrosumergible pump , so it will reduce the number of workovers due to mechanical,

electric.

THEORETIVAL FRAMEWORK: it is centered on the mission and vision of Baker Hughes

Company. FRAMEWORK; it is mentioned the respect to the ethical principles which will not

overthrow the interests of the company neither authors of studies related. Finally, the conceptual

framework that presents the principles, procedures, methods, equations, diagrams, tables, definitions

collected from literature review about electrosumergible pumping. METHODOLOGICAL

FRAMEWORK: The data analysis and data interpretation were developed by means of graphs and

tables generated by the author. This information is based on data extracted from the application of

MTBF formulas (Mean Time Before Failures).

GENERAL CONCLUSION: the advantages of failure analysis is that using this information, we take

corrective actions to prevent or reduce the incidence failures on electrosubmersible equipment.

GENERAL RECOMMENDATION: It is very importance to establish the value of censure for each

of failures because this depends later calculations of MTBF.

WORDS:

ELECTROSUBMERSIBLE EQUIPMENT

ANALYSIS OF FAILURES

MTBF

ESP SYSTEMS COMPONENTS

RUN LIFE

THEMATIC CATEGORIES: <CP-PETROLEUM ENGINEERING><CP-ARTIFICIAL LIFT><CS-

ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP>

xviii

INTRODUCCIÓN

Los avances tecnológicos constantemente tratan de dar opciones que ayuden a solucionar cualquier

problema que se presente durante la vida útil de un pozo, así como también para incrementar y

optimizar la producción de los fluidos del pozo, es decir evitando producir fluidos indeseados (agua de

formación), los cuales únicamente acarrean costos de tratamiento y reinyección.

Un avance en la tecnología de equipos electrosumergibles, tienen como objetivo determinar con

exactitud y detalle los distintos tipos de fallas que presentan los equipos BES, debido a las condiciones

presentes en el reservorio.

En el capítulo II se detalla el marco institucional que respalda la investigación y la revisión

bibliográfica necesaria para la realización de este estudio, además de los análisis de los reportes y tipos

de fallas.

En el capítulo III se identifica la metodología que se realiza en el Campo Shushufindi para los equipos

seleccionados que presentan los diferentes tipos de fallas.

En el Capítulo IV se puntualiza el análisis e interpretación de datos, los cuales son descritos de acuerdo

al orden de los objetivos, además se realizó el análisis y predicción de las fallas mediante la matríz de

control del MTBF (Mean Time Before Failures) que presentan los equipos electrosumergibles en el

campo de estudio.

En el Capítulo V se presenta las normas de seguridad industrial y control ambiental que cumplen los

equipos en las operaciones de levantamiento artificial.

En el Capítulo VI se define las conclusiones y recomendaciones de esta investigación, los resultados

nos ayudarán en el estudio para prevenir posibles fallas que se presenten en los equipos

electrosumergibles.

En el Capítulo VII se detalla todas las fuentes bibliográficas y webgráficas que son necesarias para el

desarrollo teórico de la investigación.

En el Capítulo VIII se muestran los anexos que ayudarán a una mejor comprensión en la investigación.

1

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 ENUNCIADO DEL PROBLEMA

¿Cómo analizar las fallas de los equipos Electrosumergibles empleados en el campo Shushufindi?

1.2 ENUNCIADO DEL TEMA

Análisis de fallas de equipos Electrosumergibles empleados en el Campo Shushufindi, Junio 2013.

1.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

“Los equipos tanto superficiales como de subsuelo están sujetos a diversos problemas como

consecuencia de su configuración, materiales y funcionamiento, los mismos que ocasionan un desgaste

natural debido al uso en un tiempo considerado prudencial. “ (Quiroga S. Kleber H., 2004)

“Sin embargo, los problemas en los equipos pueden manifestarse anticipadamente debido a un desgaste

o corrosión acelerados por presencia de parafina, incrustaciones, arena, agua y/o gas y por la acción de

los químicos utilizados en tratamientos de estimulación y reparación de pozos.” (Quiroga S. Kleber H.,

2004)

“Alrededor de un 70% del petróleo producido en la actualidad proviene de los campos maduros del

Ecuador, éste es el caso del Campo Shushufindi que al momento se encuentra bajo la operación de la

Estatal Ecuatoriana PETROPRODUCCION (actual PETROAMAZONAS EP)”. (Almeida Amparo,

2010)

Con el fin de lograr un beneficio para la empresa y un desarrollo efectivo de este trabajo se ha fijado el

Campo Shushufindi como nuestro campo de aplicación.

Las empresas petroleras no solo se encargan de la extracción y tratamiento del petróleo, sino también

de incrementar y mantener la producción y evitar la producción de agua. Por esta razón es necesario

2

realizar un análisis de fallas de los equipos electrosumergibles, los cuales ayudarán a mantener en

óptimas condiciones a los pozos para asegurar de esta forma la máxima producción de los mismos.

Cuando por necesidades de reparación, mal funcionamiento o malas condiciones, se tenga que cambiar

totalmente el equipo de subsuelo de algún sistema de levantamiento artificial o parte de él, como

bombas, sellos, motor, etc. Ó también por desperfectos debido a corrosión, arena, escala, es

indispensable el uso de instrumentación confiable y precisa que mejore la eficiencia de las operaciones

diarias con menor tiempo de inactividad, menores costos y mayor seguridad.

Ante lo descrito se plantea la siguiente pregunta de investigación:

¿De qué manera el análisis de fallas ayuda a los equipos electrosumergibles, en el Campo Shushufindi,

junio 2013?

1.4 OBJETIVOS

1.4.1 OBJETIVO GENERAL

Investigar las fallas que generalmente presentan los equipos Electrosumergibles en el campo

Shushufindi a fin de disminuir las pérdidas de producción prolongando la vida útil de las mismas.

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Determinar las causas más frecuentes por las que fallan los equipos Electrosumergibles.

• Diferenciar los tipos de fallas presentados por los equipos Electrosumergibles (directas e

indirectas).

• Identificar los parámetros que deben cumplir los equipos Electrosumergibles para un óptimo

funcionamiento al momento de ser instalado en un pozo.

• Analizar los factores que inciden en los equipos Electrosumergibles para que se produzcan las

fallas.

• Aplicar el MTBF (Mean Time Before Failures) para los equipos analizados del campo

Shushufindi.

• Exponer las ventajas de realizar un análisis de fallas de los Equipos Electrosumergibles en

forma general.

3

1.5 JUSTIFICACIÓN

En la actualidad el desarrollo de la industria petrolera está encaminado en incrementar, mantener y

optimizar la producción de petróleo, al menor costo y tiempo posible.

Este estudio, busca determinar cuán importante es el análisis de las fallas que presentan los Equipos

Electrosumergibles, a fin de que de esta manera se prevea posibles fallas en los equipos instalados en

un pozo determinado, teniendo como objeto de estudio los equipos Electrosumergibles utilizados en el

Campo Shushufindi.

Con los resultados obtenidos, se determinará cuales son los factores que inciden para que se produzca

una falla de los Equipos Electrosumergibles.

1.6 HIPÓTESIS

El análisis de fallas de los equipos Electosumergibles ayudará a solucionar los problemas mecánicos y

eléctricos que puedan suscitarse a futuro, y ahorrar costos en cambio de equipos y reparación de los

mismos.

1.7 CARACTERIZACIÓN DE LAS VARIABLES

1.7.1 VARIABLE INDEPENDIENTE

Problemas mecánicos y eléctricos (fallas de los equipos BES)

Parámetros de la formación.

1.7.2 VARIABLE DEPENDIENTE

Vida útil de los Equipos Electrosumergibles.

1.8. FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD

1.8.1. FACTIBILIDAD

La investigación a realizar fué factible porque se contó con el talento humano del investigador y el

apoyo técnico capacitado en la operación de equipos electrosumergibles por parte de la compañía

BAKER, además de los recursos bibliográficos, web gráficos y tecnológicos.

El proyecto se realizó en un tiempo de 3 meses suficientes para la investigación.

4

1.8.2. ACCESIBILIDAD

Fue accesible porque los datos necesarios para la investigación fueron proporcionados por la empresa

BAKER HUGHES INTERNATIONAL. Por lo que el proyecto realizado contó con el respaldo

pertinente, ya que brindó la posibilidad de acceder a sus instalaciones y recolectar e interpretar

información, previa carta de solicitud y autorización de los directivos de la empresa.

5

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2. MARCO TEÓRICO

2.1 MARCO INSTITUCIONAL

“Baker Hughes sirve a la industria del petróleo y gas natural en todo el mundo con servicios de

consultoría para yacimientos, así como con productos y tecnologías de perforación y evaluación,

terminaciones y producción, la estructura de Baker Hughes está constituida por dos elementos

principales: la geografía y las líneas de productos. La empresa opera en más de 80 países y

brinda servicios a empresas petroleras operadoras independientes, nacionales e

internacionales.”(Baker Hughes Incorporated, 2012)

La red de servicios está organizada en geomercados que operan dentro de regiones, cada uno

encabezado por un presidente regional que reside en la región, cerca de los clientes. Los equipos

directivos de los geomercados y de las regiones trabajan para comprender las necesidades de los

clientes: coordinar la entrega de productos individuales y soluciones de servicios integrales que

incluyen las tecnologías correctas de Baker Hughes para cada proyecto.

Es política de BAKER HUGHES INTERNATIONAL conducir sus actividades considerando la

protección de la gente, de los bienes, de la propiedad intelectual y del medio ambiente. El

cumplimiento de este compromiso es facilitado por medio de Sistemas de Gestión de Salud,

Seguridad y Medio Ambiente que promueve.

La responsabilidad, el compromiso, la contribución individual de empleados, niveles

gerenciales en planes y objetivos medibles que apuntan a la mejora continua para alcanzar cero

incidentes, conservación de energía de recursos naturales y prevención de la contaminación. La

integración de salud, seguridad y medio ambiente en todas las actividades empresariales junto

con la capacidad, controles y medidas de protección fundamentadas en una evaluación

responsable de los riesgos de salud, seguridad e impacto sobre el medio ambiente.

6

2.2 MARCO LEGAL

La Compañía está comprometida a cumplir con todas las leyes aplicables de todos los lugares

donde realice actividades comerciales, contando con un reglamento interno de trabajo. BAKER

HUGHES INTERNATIONAL establece un cumplimiento estricto del reglamento por parte de

todo el personal de la empresa, pasantes, tesistas, contratistas y servicios complementarios, con

aplicación en todas sus áreas de trabajo: administrativas, bases y locaciones donde Baker Hughes

International preste sus servicios en el Ecuador.

2.3 MARCO ÉTICO

Baker Hughes valora su reputación como compañía ética con altos estándares. La integridad es

el primer valor fundamental y proporciona la base para la cultura de Baker Hughes.

El presente estudio respetó los principios éticos, no afectó los intereses de la compañía, ni de los

autores de estudios similares. Respetando el medio ambiente. Este compromiso benefició a

empleados, clientes, accionistas y a las comunidades.

2.4. MARCO REFERENCIAL

2.4.1. Ubicación del Campo Shushufindi

El Campo Shushufindi está localizado en la Región Amazónica en la provincia de

Sucumbios, cantón Shushufindi, aproximadamente a 150 Km al Este de Quito. Está ubicado

al sur del Campo Atacapi, al Sur-Oeste del Campo Libertador y al Nor-Este del Campo

Sacha.

7

GRAFICO 1: Ubicación del Campo Shushufindi

Fuente: Ingeniería de Petróleos Campo Shushufindi. Junio 2012

2.4.2. Descripción del Campo Shushufindi

El campo Shushufindi es uno de los campos petroleros más grandes del Oriente

ecuatoriano. Es un anticlinal fallado en dirección Norte – Sur, de 35 Km de largo y 12 Km

de ancho.

En el campo Shushufindi, los intervalos U, T y G2, son reservorios probados que tienen

hidrocarburos y se hallan a una profundidad aproximada de 8800 pies, con espesores

aproximados entre 50 – 70 pies cada uno, separadas por lutitas y calizas las cuales impiden

su comunicación entre si y permite que se comporten independientemente una de otra.

El reservorio Basal Tena de la formación Tena, se presenta en determinadas áreas del campo

en forma lenticular, por lo que es considerado productor en menor escala.

En el campo Shushufindi al 30 de noviembre del 2011 la producción promedia fue de 59290

BPPD y 90029 BAPD.

El siguiente cuadro indica la producción por estaciones del área Shushufindi.

8

Tabla 1: Producción por estaciones campo Shushufindi


Elaborado por: Mauricio Bonilla

Con respecto a la producción obtenida mediante los diferentes tipos de levantamiento

artificial utilizados en este campo, se presenta un cuadro que resume los valores de los

mismos.

Tabla 2: Producción por Levantamiento Artificial - Campo Shushufindi

9



En el área de Shushufindi para el 2012 se obtuvieron 178 pozos de los cuales 110 pozos se

encontraban produciendo por diferentes sistemas de levantamiento artificial, mientras que 24 pozos se

encontraban cerrados.

10

GRAFICO 2: Mapa de Ubicación de los Pozos del Campo SSFF


11

2.4.3. Historia del Campo Shushufindi

El Campo Shushufindi fue descubierto por el Consorcio TEXACO-GULF en 1968 con la

perforación del pozo Shushufindi 01, ubicado en las coordenadas geográficas:

Latitud 00° 10’ 12, 62” S

Longitud 76° 38’ 19, 11” W

La perforación del pozo Shushufindi 01 inició el 4 Diciembre de 1968 hasta una profundidad

de 9772 pies, las pruebas se efectuaron a partir del 10 de Enero, y se completó el 13 de Enero de

1969, se obtuvo una producción de 2621 BPPD, de 32.5 API provenientes de los reservorios “T”

y “U”, luego fueron perforados los pozos SFD-2 y SFD-3. La etapa de desarrollo inició con la

perforación de más de 20 pozos hasta el año 1972. En Agosto del mismo año inicia la producción

de aproximadamente 10000 BPPD y un BSW de 1.47 % provenientes de 10 pozos, que hasta

Diciembre se incrementa aproximadamente a 70000 BPPD con 20 pozos productores. En 1973

La tasa producción se incrementó aproximadamente a 100000 BPPD, con aproximadamente 30

pozos productores.

En 1974 y 1975 el número de pozos llega a 50, hasta 1987 la producción del campo llega a 120000

BPPD con pozos que producen más de 4000 BPPD. Hasta 1996 se perforan 23 pozos adicionales

de los cuales se obtuvieron excelentes resultados, esperando con ello incrementar la producción la

misma que continua disminuyendo debido al avance del acuífero que inunda continuamente los

pozos de la periferia del campo, registrándose en 1997 una producción de 85000 BPPD.

Actualmente han aumentado el número de pozos cerrados debido a la baja producción de

petróleo y alta producción de agua, daños producidos en los pozos, y algunos de ellos se los ha

hecho Inyectores o Reinyectores del agua producida junto con el petróleo.

2.4.4. Estratigrafía del campo Shushufindi.

En este campo encontramos principalmente las siguientes formaciones:

La formación Napo, los reservorios Napo T, Napo U, el reservorio Basal Tena en la formación

Tena.

Formación Napo

Está ubicada sobre la formación Hollín e infrayace con una ligera discordancia erosional a la

formación Tena. Posee una serie de calizas fosilíferas intercaladas con areniscas calcáreas y

lutitas negras, ha sido depositada en un ambiente marino, lo que indica que es una

excelente roca madre. Su potencia aproximada es de 1080 pies. Se la subdivide para su estudio

en 3 partes:

12

Napo Inferior: Es una sucesión de areniscas cuarzosas que presenta estratificación cruzada

e incrustaciones de lutitas de color variable y glauconita. Las areniscas son de grano fino

a medio, con formas subangulares y subredondeadas, su potencia varía entre 490 – 788 pies.

Napo Medio: Está constituida principalmente por una serie de calizas masivas o en capas

muy gruesas con una coloración gris claro. La potencia estimada es de 263 – 295 pies.

Napo Superior: Está constituida principalmente por lutitas grises a negras, intercalada

por calizas de coloración gris obscura, parcialmente fosilíferas. La potencia aproximada es de

720 pies. Los reservorios productores de la formación Napo tienen un empuje parcial de

agua y estos son: Arenisca “U”, Arenisca “T”, Arenisca “M1” y Arenisca “G2”

Formación Tena

Está ubicada sobre la formación Napo en todo el Oriente ecuatoriano, definida por areniscas

que marcan la entrada a la formación Napo, está constituida por limolita roja ó café,

areniscas cuarzosas claras y un tamaño de grano medio a fino, la matriz es arcillosa. Su

potencia está entre 1640 – 3280 pies.

13

GRAFICO 3: Columna Estratigráfica zona de Interés Campo Shushufindi


14

2.5. Ciclo de vida de un equipo ESP

El ciclo de vida de un equipo electrosumergible, radica generalmente en que se cumplan a plena

cabalidad ocho actividades de tal manera que el equipo mantenga una alta confiabilidad para poder

cumplir con su función bajo condiciones definidas en un tiempo determinado.

Estas actividades se describen a continuación:

GRAFICO 4: Ciclo de vida de una bomba electrosumergible

Fuente: Artificial Lift Systems, Baker Hughes, Febrero 2013

Diseño y especificaciones.- esta actividad se la puede cumplir con ayuda de Ingeniera de

Aplicaciones la cual con su experiencia previa realiza un dimensionamiento y toma las

debidas consideraciones para el uso de materiales especiales en el caso de ser necesario.

Fabricación.- esta actividad comprende en la realización de una orden de producción,

Inspección de las partes del equipos certificación, y pruebas para posteriormente generar el

despacho del equipo.

15

Instalación.- comprende todo lo referido a procedimientos de Campo, personal competente,

soporte del técnico, soporte del cliente, y por último contar con la documentación HS&E(

salud, seguridad y medioambiente)

Arranque.- es muy importante esta actividad y consiste en un procedimiento específico de la

Operadora

Operación.- de igual manera que la anterior actividad esta debe contar con el personal

competente para llevar a cabo la operación del equipo con normalidad.

Pulling.- comprende la remoción del equipo BES a fin de poder constatar y evidenciar las

condiciones en las que el equipo dejo de funcionar con normalidad, y así generar reportes

que ayuden a determinar la causa raíz por la que sale el equipo BES

Tear down y análisis.- esta actividad se sustenta en la aplicación de normativas API y

procedimientos de BHI(Baker Hughes International), en la cual están inmerso el cliente

siendo testigo del trabajo realizado por los expertos en tear down y análisis de fallas de

ALS (Artificial Lift System), y así generar recomendaciones y plan de acción correctivas.

Diseño o Modificación de procedimientos.- esto se realiza como medida correctiva una vez

obtenida la mayor cantidad de evidencia, además de contar con experiencia mundial, para

así realizar una evaluación de riesgos y modificar el diseño del equipo BES, de esta manera

se cierra el ciclo de vida de un equipo electrosumergible y se vuelve al principio del ciclo.

2.6. Curva de la bañera asociado con el Run Life de las ESP

Operar un equipo BES con largo tiempo de vida útil por ejemplo 2 años no es lo mismo que operar un

equipo que tenga dos meses de operación: debemos tener en cuenta que las condiciones eléctricas del

sistema cambian su condición por reducción en su capacidad de aislamiento, invasión de fluidos

externos del pozo, desgaste natural por ejemplo de los bujes del motor, desgaste natural de las etapas

de las bombas, desgastes radiales, pérdida paulatina del film hidrodinámico en la zapata del protector,

entre otros factores. Para estos casos de equipos con largo tiempo de vida útil es muy importante

optimizar todos sus parámetros de control, operación y protección del variador de frecuencia,

minimizar las paradas por realizar mantenimiento en los equipos de superficie, controlar la frecuencia y

16

no operar a su máxima velocidad. Dependiendo de la producción del pozo en algunos casos es mejor

perder un poco de producción pero alargar el tiempo de vida útil de los equipos BES.

Curva de la bañera: La función H(t) es una función estadística de riesgo aplicada a dispositivos

mecánicos. Representa la probabilidad de falla del dispositivo o equipo.

GRAFICO 5: Curva de la bañera asociada al run life de las ESP


Esta gráfica representa tres etapas claramente definidas a continuación

Fallas prematuras iniciales: Estas fallas pueden deberse a diferentes razones como equipos defectuosos, instalaciones incorrectas, errores de diseño del equipo, desconocimiento del equipo por parte de los operarios o desconocimiento del procedimiento adecuado.

Fallas normales: se producen debido a causas aleatorias externas. Estas causas pueden ser mala operación, condiciones inadecuadas u otros.

Fallos de desgaste: esta etapa se caracteriza por tener una tasa de errores rápidamente creciente. Las fallas se producen por desgaste natural del equipo debido al transcurso del tiempo.

A continuación se presenta la clasificación a nivel mundial para los equipos electrosumergibles conforme fallan en un determinado tiempo. Para lo cual se presenta la siguiente figura que corresponde a fallas prematuras a nivel mundial (1-30 días)

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Este gáfico muestra el ciclo de vida que tiene una bomba electrosumergible de acuerdo a la curva de la bañera es decir que estos porcentajes de falla se debe a fallas infantiles.

Fallas prematuras a nivel mundial (181-365 días)




SE DESCONOCE 15% ERROR DEL

OPERADOR 4%

ERROR DEL SERVICIO

8% CONDICIONES DEL POZO

41%

UNIDAD BES 32%

FALLAS PREMATURAS (1-30 DÍAS)

SE DESCONOCE 9%

ERROR DEL OPERADOR

9%

ERROR DEL SERVICIO

3% CONDICIONES

DEL POZO 54%

UNIDAD BES 22%

MALA APLICACIÓN

2% OTROS

1%

FALLAS PREMATURAS (181-365 DÍAS)

18

2.7. Confiabilidad

La confiabilidad es la capacidad de una Instalación o un sistema integrado por: procesos, tecnología, y

gente para cumplir su función dentro de los límites de diseño y bajo un contexto operacional

específico.

También se la define como la probabilidad de que un equipo trabaje normalmente sin presentar algún

tipo de falla por un periodo o intervalo de tiempo se define como la confiabilidad de dicho equipo bajo

unas condiciones operativas determinadas.

La Confiabilidad Operacional depende de los siguientes factores:

Confiabilidad Humana

Se requiere de un alto Compromiso de la Gerencia para liderar los procesos de capacitación,

motivación e incentivación de los equipos de trabajo, generación de nuevas actitudes, seguridad,

desarrollo y reconocimiento, para lograr un alto involucramiento de los talentos humanos.

Confiabilidad de los Procesos

Implica la operación de equipos entre parámetros, o por debajo de la capacidad de diseño, es decir sin

generar sobrecarga a los equipos, y el correcto entendimiento de los procesos y procedimientos

Mantenibilidad de equipos

Es decir la probabilidad de que un equipo pueda ser restaurado a su estado operacional en un período

de tiempo determinado. Depende de la fase de diseño de los equipos (Confiabilidad inherente de

diseño), de la confiabilidad de los equipos de trabajo.

Confiabilidad de equipos

Determinada por las Estrategias de Mantenimiento, la efectividad del Mantenimiento.

El enfoque de la cultura de la Confiabilidad Operacional permitirá entre otras cosas:

Solución de problemas recurrentes en equipos e instalaciones, que afectan los costos y la efectividad de

Operaciones

19

Determinación de tareas que permitan minimizar los riesgos de los procesos, equipos, y medio

ambiente.

2.8. Método DMAIC para facilitar las investigaciones de incidentes

Esta es una Metodología adoptada por BHI (Baker Hughes International) para facilitar las

investigaciones de incidentes. DMAIC (Define, Measure, Analyze, Improve, and Control).

2.8.1. Definir (Define)

Definir el objetivo o asunto de un proyecto de investigación que requiera ser direccionado y

documentado el cual implica una desviación.

2.8.2. Medir (Measure)

Medir el impacto, recurrencia e importancia del incidente o proyecto de investigación. También

validar la información disponible.

2.8.3. Analizar (Analize)

Analizar la información disponible (evidencias) para determinar las causas raíces o defecto.

Determinar que acciones se requieren para determina el Analisis Causa Raíz.

2.8.4. Mejorar (Improve)

Mejora, identificar las acciones correctivas y el plan de implementación que pueda corregir y

eliminar la recurrencia de nuevas desviaciones

2.8.5. Controlar (Control)

Controlar, revisar el seguimiento y cumplimiento de las acciones correctivas definidas en el paso

anterior para evitar recurrencia.

2.9. Fundamentos Teóricos de las Bombas Electrosumergibles

El sistema de bombeo electrosumergible, es un medio efectivo y económico para lograr recuperar

considerables volúmenes de fluidos a grandes profundidades.

DEFINE Report

Incident

MEASURE What

failed?

ANALYZE Confirm

Root Cause Identify Owner

IMPROVE Develop

Corrective Actions

CONTROL Implement

and Monitor

20

Su aplicación es mayor en yacimientos con altos volúmenes de fluido, altos cortes de agua y una baja

relación gas – petróleo (GOR), sin embargo en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes

resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos con fluidos abrasivos, altas

temperaturas y que disponen de un diámetro reducido.

La principal función del sistema de bombeo electrosumergible para la extracción del petróleo, es

proporcionar la energía adicional al fluido del yacimiento mediante el uso de bombas centrifugas

multi-etapa (principio de la centrífuga), donde su caudal de operación es controlado mediante

variadores de velocidad instalados en la superficie del pozo.

El bombeo electrosumergible presenta las siguientes ventajas:

• Capacidad de manejar altos volúmenes.

• Facilidad de operar en superficie.

• Trabaja bien en pozos desviados.

• Profundidades altas.

El bombeo Electrosumergible presenta las siguientes desventajas:

• Costo inicial muy alto.

• Con el 10% de gas libre se puede bloquear la bomba requiriendo la instalación de un separador

de gas.

• Cualquier daño en la unidad se debe hacer un servicio a pozo.

• Altas temperaturas, corrosión y manejo deficiente conllevan a la falla del cable.

• Fluidos con arena son difíciles de manejar.

21

GRAFICO 8: Sistema de una bomba electrosumergible

Fuente: Bombeo Electrosumergible Baker Hughes ALS, junio 2013

En el campo Shushufindi, se encuentran instalados equipos de superficie y de fondo de BAKER de la

línea ALS (Artificial Lift System), donde sus características de operación eléctrica y mecánica se

ajustan a las condiciones de operación de cada pozo.

2.10. Componentes del Equipo de Superficie

“El equipo de superficie se compone de máquinas eléctricas que regulan la energía eléctrica, según los

parámetros de operación del equipo de fondo.” (Hughes, 2010)

2.10.1. Conector del Cabezal

La conexión del cable de potencia que viene de la caja de venteo, se realiza mediante un conector

llamado “Quick Conector”, donde se realiza el empalme de los cables eléctricos de superficie y de

fondo.

22

GRAFICO 9: Conector de cabezal

Fuente: Google, Bombeo Electrosumergible, junio 2013 2.10.2. Caja de venteo (tipos de conexiones)

La caja de venteo o también conocida como juntion box realiza tres funciones las cuales se

describen a continuación:

1. Sirve como punto de conexión entre el bobinado secundario del transformador elevador y el

cable eléctrico de potencia proveniente del fondo del pozo.

2. Otra función de la caja de venteo es la de ventear a la atmósfera el gas que se encuentre en la

armadura de protección del cable eléctrico de potencia que proviene del pozo, de tal manera

que pueda evitar que se produzca algún accidente.

3. Se puede realizar mediciones eléctricas del equipo de fondo, facilitando este tipo de acciones.

Quick conector

Cable de potencia de superficie

Linea de drenaje

23

GRAFICO 10: Caja de venteo

Fuente: Modulos Well LIFT PAM – Centrilift, 20 Agosto 2012

2.10.3. Controlador del motor (VSD)

El controlador del motor o también conocido como variador de velocidad permite ajuste fino del

comportamiento de la unidad de acuerdo con las propiedades del pozo para maximizar la eficiencia

y minimizar inestabilidad. Arranca la unidad lentamente reduciendo los esfuerzos mecánicos y

eléctricos, estos aparatos permiten variar la velocidad del equipo entre 30 y 90 Hz, con lo cual se

puede cambiar el caudal, la altura de columna dinámica o ambas, dependiendo de las aplicaciones.

Protege el equipo de fondo contra baja y alta corriente y protege contra transientes y desbalances de

voltaje y corriente. Retarda el remplazo y redimensionamiento de equipos puesto que se reduce el

desgaste.

24

GRAFICO 11: Control del Motor VSD

Fuente: Curso Básico ESP, Enero 2011

2.10.4. Transformadores

El Transformador convierte el voltaje y la corriente del suministro eléctrico a un nivel apropiado de

acuerdo con el requerimiento del sistema, además tiene múltiples ‘taps’ para seleccionar el voltaje

apropiado, este a su vez es diseñado especialmente para trabajar con Variadores de Velocidad

(VSC) los cuales posee la empresa de Baker Hughes.

En el equipo de superficie del bombeo electrosumergible se instalan dos transformadores el primer

transformador reduce el voltaje de distribución de 13,8 kV al voltaje de 480 V, necesario para el

funcionamiento del variador de velocidad, mientras que el segundo transformador eleva el voltaje de

salida del variador (480V variable en frecuencia) al voltaje que requiere el motor electrosumergible

con las respectivas conexiones que vienen dadas en Delta o Estrella.

25

GRAFICO 12: Transformador

Fuente: Modulos Well LIFT PAM – Centrilift, 20 Agosto 2012

2.11. Componentes de Equipo de Fondo (Subsuelo)

2.11.1. Centralizador

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

requieran. En condiciones severamente corrosivas es recomendable usar acero ferrítico o acero

inoxidable.

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

bamboleo del aparejo

2.11.2. Sensor de fondo

Es un dispositivo electrónico capaz de soportar altas presiones y de enviar señales a superficie a través

del cable eléctrico que suministra potencia al equipo BES.

Se conecta al motor de fondo a través de un cable de alimentación y un cable de señal.

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

temperaturas del aceite dieléctrico del motor y de la succión (intake), vibración, corriente de fuga, y

flujo.

El sensor de presión de fondo (Pressure Heaters Detectors) PHD, hoy en día ya no se lo utiliza, este

sensor opera acoplado al motor y eléctricamente está conectado al centro de acople del motor. Emplea

26

un transductor de presión a una señal eléctrica, esta señal se transmite a superficie a través del cable de

potencia.

Baker Hughes actualmente cuenta con el WellLIFT que es el nuevo sensor de fondo de Centrilift para

equipos BES, el cual consiste de:

- Un sensor de fondo o Motor Gauge Unit (MGU)

- Un dispositivo de descarga o Discharge Gauge Unit (DGU)

- Un panel de Alto Voltaje en Superficie o High Voltage Surface Interface (HVI Panel)

- Un paquete electrónico decodificador en superficie

El WellLIFT proporciona en superficie los parámetros como presión de intake, temperatura de fluido,

temperatura del sistema electrónico, temperatura del motor, vibración en X & Y, toda esta información

es proporcionada con la ayuda del mismo programa WellLIFT como se muestra en la siguiente figura:

GRAFICO 13: Sensor Well Lift, Baker Hughes

FUENTE: PICO, Julio, Vsd Inst. Modulos Well Lift PAM, Junio 2013

27

2.11.3. Motor Electrosumergible

GRAFICO 14: Motor, Baker Hughes

FUENTE: Curso Básico ESP, Enero 2011

En las aplicaciones de sistemas artificiales, el motor eléctrico sumergible es trifásico, del tipo de

inducción (inducción de barras) que se encuentra lleno de aceite para enfriamiento y lubricación.

Este motor resiste altos esfuerzos de torsión de arranque permitiendo que llegue a su velocidad de

operación en menos de 15 ciclos, impidiendo de esta manera la sobrecarga prolongada de la línea

eléctrica.

La profundidad de colocación se limita normalmente por encima del fluido entrante y en zonas donde

se tenga una sección con desviaciones uniformes y sin alta pata de perro (dogleg).

Cuando se instala frente a las perforaciones, se debe usar camisa de motor. Bajo condiciones normales

de operación, el motor opera aproximadamente a 3500 rpm a 60 Hz, 2915 a 50 Hz.

• Partes del motor Electrosumergible

Los principales componentes del motor son: Rotores, estator, cojinete, eje, zapata, bujes, carcaza, "T"

Rings, aceite dieléctrico, bloque aislante, accesorios, etc.

28

Rotor: como su nombre lo indica rota y es el que genera los HP del motor. Por ejemplo en un motor de

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

Estator: Es el bobinado del motor electrosumergible y viene encapsulado, como su nombre lo indica

este permanece estático y está diseñado para trabajar a diferentes temperaturas y para su aplicación en

los pozos BES se debe tener en cuenta varios factores, tales como la temperatura de fondo del pozo, la

posición de sentado, la longitud, etc.

Cojinetes del motor: Son elementos estáticos, cuya función principal es fijar y centralizar el conjunto

de rotores. Los cojinetes se encuentran configurados entre rotor y rotor.

Eje: Este componente se encarga de hacer girar a todo el sistema rotorico. La configuración del eje es

hueco para la circulación del aceite dieléctrico a lo largo del motor, con la finalidad de brindar

lubricación y enfriamiento. Los ejes son fabricados de diferentes materiales como el inconel, monel,

etc.

Zapata del motor: conocida también como cojinete de empuje (Thrust bearing) y su función principal

es soportar la carga axial del conjunto de rotores.

Bloque aislante: (Insulation block) Es el componente del motor superior (upper tandem) donde se

conecta el pot head y el cable de extensión del motor Electrosumergible MLE. La conexión durante la

instalación del equipo BES, es muy delicada debido a que una mala instalación del cable de extensión

o alguna migración de alguna suciedad o fluido al motor superior puede ocasionar cortocircuito en el

bloque aislante.

Aceite dieléctrico: Provee la lubricación y enfriamiento de los componentes internos del motor

Electrosumergible. Está diseñado para trabajar a diferentes temperaturas. En toda aplicación del

sistema BES siempre se debe de usar aceite nuevo y abierto en el pozo cuando se empiece a realizar el

servicio a los motores, ya que un aceite dieléctrico expuesto a las condiciones atmosféricas existe un

proceso de degradación del aceite dieléctrico, perdiendo sus propiedades dieléctricas y no es apto para

la aplicación en el sistema BES.

Carcaza del motor: Es fabricado de diferentes materiales, tales como acero con bajo contenido de

carbono, acero ferrítico, acero inoxidable, etc. En toda aplicación del sistema BES se debe tener muy

29

en cuenta las condiciones en que va a operar el equipo de fondo para seleccionar el tipo de material de

la carcaza del motor.

Bujes Se encuentran localizados entre el eje y el cojinete (rotor-rotor) y el elemento dinámico que gira

junto con el rotor. El material que es fabricado es de menor resistencia que el cojinete del motor,

generalmente es de bronce.

• Dimensionamiento del Motor de acuerdo a la Bomba

GRAFICO 15: Dimensionamiento del motor de acuerdo a la bomba

FUENTE: Curso Básico ESP, Baker Hughes Enero 2011

2.11.4. Sección sellante (sello ó protector)

Conecta la cabeza del motor con el intake o saparador de gas, entre sus funciones tiene la de evitar la

migración del fluido de pozo dentro de los motores a través de una serie de sellos que impiden la

contaminación del mismo.

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

de presión con el motor evita que fluidos del pozo migren dentro del motor por las junturas.

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

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

bolsa crea una barrera mecánica contra el fluido del pozo impidiendo que este pase a través de ellas.

30

Estas bolsas están llenas con aceite dieléctrico que cuando se expande sella prácticamente el anular

interno del sello actuando como un empacador “packer”.

La cámara laberíntica separa el fluido por diferencia de densidades impidiendo de esta manera que

cualquier fluido que hubiera pasado por las cámaras de bolsa migren hacia los motores.

Absorbe el empuje descendente de las bombas a través de un cojinete de deslizamiento el cual utiliza

un film de aceite hidrodinámico para su lubricación durante su operación. El empuje descendente de la

bomba es causado por la acción de las etapas durante el empuje del fluido y del peso de las mismas

sobre la flecha.

• Partes del sello

GRAFICO 16: Partes de la sección Sellante


Los componentes principales de un sello son la carcaza (housing), sellos mecánicos, cojinete de

empuje (Thrustbearing), sistema laberíntico, bolsas elastómeras, aceite dieléctrico, eje, cabezal, base y

accesorios etc.

31

Sello mecánico: La función principal de los sellos mecánicos es de evitar la migración de fluido del

pozo a las cámaras inferior del sello y por consiguiente que no llegue este fluido hacia el motor

electrosumergible. Los sellos mecánicos están ubicados desde la parte superior hasta la parte inferior y

su número depende del diseño requerido para la operación.

Cojinete de empuje ( Thrust bearing) : Ó conocido también como zapata, cuya función principal es

absorber la carga axial de la bomba, y la capacidad de carga depende del tipo de bomba que esté

instalada, por ejemplo la distribución de la carga axial la bomba flotante es diferente a la carga axial de

la bomba tipo compresión. Los principales componentes de la zapata son el rodete (Thrust runner),

cojinete superior y cojinete inferior y un film de aceite hidrodinámico para su lubricación durante su

operación.

Eje: Su función principal es hacer girar el sistema. La configuración del eje es hueco para la

circulación del aceite dieléctrico a lo largo del protector, con la finalidad de brindar lubricación y

tienen comunicación con el motor electrosumergible. Los ejes son fabricados de diferentes materiales

como el inconel, monel, etc.

Carcaza del sello: Es la coraza del sello en que vienen alojados sus componentes internos. Es

fabricado de diferentes materiales, tales como acero con bajo contenido de carbono, acero ferrítico,

acero inoxidable, etc. En toda aplicación del sistema BES se debe tener muy en cuenta las condiciones

en que va a operar el equipo de fondo para seleccionar el tipo de material de la carcaza del sello, por

ejemplo en pozos de alto corte de agua hay que tener en cuenta el grado de corrosión, tener en cuenta la

corrosión galvánica, las químicas que se inyectarán, entre otros factores.

2.11.5. Separador de gas

Generalmente el separador de gas se utiliza en pozos que presentan altos volúmenes de gas y se hace

necesaria su presencia para que ayude a eliminar el gas libre (no en solución).

• Partes del separador de gas

Los Separadores de Gas se usan en aplicaciones donde el gas libre causa interferencia con el

rendimiento de la bomba. Estas unidades separan gran parte del gas libre del caudal que entra a la

bomba. En el esquema de un separador de gas rotativo el fluido ingresa por acción de un inductor a

una cámara centrifuga rotativa, una vez que el fluido ingresa a dicha cámara se le transmite un

movimiento rotativo que por acción de las fuerzas centrifugas los fluidos que posean una gravedad

32

específica mayor se alojaran en las paredes de la cámara centrifuga desplazando de esta manera al

gas hacia el centro de la cámara. El gas es separado del fluido en estado líquido por un divisor

ubicado al final del separador, este gas es dirigido hacia el espacio anular entre el equipo y la

tubería de revestimiento. El fluido más pesado que el gas es direccionado hacia la entrada de la

bomba para que pueda llegar a superficie, mientras que el gas es venteado en superficie.

GRAFICO 17: Partes del separador de gas


2.11.6. Intake

El siguiente componente a considerar es la succión o intake. Esta es la puerta de acceso de los fluidos

del pozo hacia la bomba, para que esta pueda desplazarlos hasta la superficie.

Las succiones estándar solamente cumplen con las funciones de permitir el ingreso de los fluidos del

pozo a la bomba y transmitir el movimiento del eje en el extremo del sello al eje de la bomba.

33

GRAFICO 18: Intake


2.11.7. Bomba electrosumergible

La bomba puede ser operada a diferentes velocidades, bien sea debido a restricciones en la fuente

de poder o intencionalmente para modificar su rendimiento, esta bomba cuelga de la tubería de

producción, levanta el fluido a la superficie y es de tipo multi-etapas centrifugas la cual está

constituida de impulsores y difusores dimensionada de acuerdo a la producción del pozo.

• Componentes mecánicos de la Bomba Electrosumergible

Básicamente la bomba electrosumergible consta de impulsores y difusores.

Los impulsores: rotan con el eje a las mismas RPM del motor

Los difusores: son estáticos y suministran el fluido a la siguiente etapa además convierte la energía

de alta velocidad y baja presión, en energía de baja velocidad y alta presión.

GRAFICO 19: Impulsor y Difusor


Las bombas son ensambladas como una pila comprimida de etapas con un eje impulsor todo dentro

del ‘housing’

Una etapa entrega una cantidad determinada de flujo y cabeza a cierto RPM del motor

34

GRAFICO 20: Estabilizado de la bomba electrosumergible

FUENTE: Manual Electric Submersible Pumps Baker Hughes, Aplicaciones y Autograph, 2011

• Curva de Comportamiento de la Bomba Electrosumergible

El comportamiento de una bomba está determinado por tres parámetros principales.

1. Flujo

2. Levantamiento (o “Cabeza”) o Presión de descarga

3. Potencia ‘al freno’ (BHP) o carga del motor

De estos parámetros se puede calcular la Eficiencia Hidráulica, y a su vez estos parámetros se

presentan en forma gráfica como se tiene a continuación para una sola etapa.

35

GRAFICO 21: Curva de Comportamiento de la Bomba

Fuente: Manual Electric Submersible Pumps Baker Hughes, Aplicaciones y Autograph, 2011

2.11.8. Descarga

Es un adaptador entre las bombas electrosumergibles y la tubería de producción.

En su base tiene conexión para la descarga del well lift, el sello entre unidades es metal – metal por

medio de pernos como el resto del equipo BES y en su parte superior es roscado. Existen diferentes

tipos de roscado de acuerdo a las necesidades del pozo así como los diámetros suministrados. El tipo

de medidas de rosca que se usa mayormente es el 3½ EUE y 4½ EUE.

Como componente del sistema BES, este acople guarda las mismas condiciones de fabricación que el

resto del equipo BES en lo que se refiere al tamaño y material.

2.11.9. Cable de Potencia (Power Cable)

El cable de potencia está constituido por el cable de potencia y la extensión de motor, este puede

ser redondo o plano.

36

El cable tiene tres conductores de cobre aislados y enchaquetados contenidos por una armadura

metálica, además una aplicación típica debe sustentar los requerimientos eléctricos, dimensión

física y de temperatura.

A continuación se presentan los distintos tipos de cables

GRAFICO 22: Cable


• Componentes del cable de potencia

CABLE TIPO PLANO

1 - Conductor (Cobre)

2 - Aislamiento (Polipropileno o EPDM)

3 - Chaqueta (Nitrilo o EPDM) & Cinta

4 - Armadura (Galvanizado, Inoxidable, o Monel)

Beneficios: Bajo perfil para instalaciones con poco espacio

CABLE DE TIPO REDONDO



3 - Chaqueta (Nitrilo o EPDM) & Cinta

4 - Armadura (Galvanizado, Inoxidable, o Monel)

Beneficios: Menos desbalance de corriente & se calienta menos que el cable equivalente

plano

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CABLE DE TIPO - BARRERA ESTIRADA


2 - Aislación (EPDM)

3 - Fluoro-barrera Estirada (Baja o Alta Temp)

4 - Chaqueta (Nitrilo o EPDM)

5 - Armadura (Galvanizada, Inoxidable, o Monel)

Beneficios: A diferencia de las cintas, la barrera estirada bloquea el fluido, mejora la

resistencia a descompresión, y mejora las Propiedades eléctricas

CABLE DE TIPO - VAINA DE PLOMO



3 - Vaina de Plomo

4 - Cinta o Entretejido (unicamente para EPDM)

5 - Armadura (Galvanizada, Inoxidable, o Monel)

Beneficios: La vaina de plomo bloquea los gases & proteje el conductor de H2S

Disponible en perfil redondo con chaqueta EPDM

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CABLE TIPO - TUBO CAPILAR

Propiedades y Beneficios

1 - Disponible con cualquier cable estándar

2 - Hay varios tamaños de tubos capilares

3 - Disponible para perfil plano o redondo

4 - Permite tratamiento químico

5 - Con uno o dos tubos capilares

6 - Cables de instrumentación se puede insertan en tubos Capilares de algunos tamaños.

7 - La capa de armadura exterior protege los tubos capilares

2.11.10. Cable eléctrico Extensión motor (Motor Lead Extension MLE)

Este cable es construido especialmente para ser instalado en toda la longitud del equipo de fondo

debido a que este es más delgado y disminuye el diámetro del conjunto que un cable de potencia.

Posee una cabeza de conexión (POT HEAD) que va conectado al motor en uno de sus extremos y

por el otro extremo se empalma al cable de potencia que se encuentra en un carreto.

GRAFICO 23: MLE (Motor Lead Extension)


39

Componentes del cable tipo extensión del motor

1.- Armadura: Monel o acero galvanizado.

2.- Malla: Entretejido sintético.

3.-Vaina de plomo: Vaina de plomo para problemas de gases y fluidos ácidos.

4.- Aislación: Goma EPDM (DL90), Alto módulo y alta rigidez dieléctrica.

5.- Película de poliamida: Doble capa solapada al 50% para mejores propiedades de aislamiento

eléctricas.

6.- Conductor: Barra sólida de cobre.

GRAFICO 24: Cable MLE

FUENTE: Manual Electric Submersible Pumps Baker Hughes, 2011

2.12. Acuerdo API 11-S

“Las recomendaciones prácticas del Instituto Americano del Petroleo (API), son publicadas, para

facilitar las amplias posibilidades de prueba y prácticas de la ingeniería y sus prácticas de

operación. Estas operaciones prácticas: no intentan, obviar la necesidad del criterio de la ingeniería,

para cuando y donde se debe utilizar, las mismas.” (API, JUNIO 1993)

En este acuerdo se dan consideraciones de aplicación, selección y compatibilidad del aceite del

motor usado en la sección de la cámara de sellado. Además de recomendaciones para las pruebas de

aceptación en cuanto a juego, desplazamiento axial, extensión del eje, de tal manera que se

encuentren dentro de las tolerancias especificadas por el manufacturero, así como también

indicaciones para la realización de una prueba de presión de aire, calibración del motor, etc.

40

2.13. Pulling Operacional (extraer el equipo electrosumergible del pozo) de un Equipo

Electrosumergible

El pulling consiste en la operación de sacar el equipo BES del pozo, esta operación se debe hacer bajo

ciertos procedimientos y cuidados extremos, con la finalidad de recuperar el equipo BES en su

totalidad en buena condición física, así como también la tubería de producción y el cable de potencia.

La inspección preliminar en el pozo nos da las primeras variables para identificar la probable causa de

falla del equipo BES y las acciones técnicas que debemos tener en cuenta para el subsiguiente diseño

del equipo BES.

La decisión de sacar el equipo BES se realiza debido a las siguientes causas que pasan en la operación

BES tales como:

1. Por tener problemas en las lecturas eléctricas del cable de potencia en la bajada del equipo BES, ya

sea porque el cable se fuera tierra o tiene alto desbalance fuera de los rangos permisibles para operar.

2. Por tener problemas con las lecturas del sensor de fondo y es muy indispensable tener este sensor

para la evaluación del pozo. En algunos pozos se continúa bajando aún con el sensor malogrado.

3. Problema en el equipo de fondo comprobado ya sea mecánico, eléctrico, diseño, manufactura, del

pozo, etc. Entre otros factores.

La recuperación del equipo BES es una operación que se debe hacer con el mayor cuidado posible

debido a que hay equipos y accesorios que pueden ser golpeados o destruídos durante la recuperación

del equipo BES tales como:

- El cable de potencia

- El cable de extensión del motor

- El Sensor

- Los empalmes

- Tubo capilar etc. Todos estos elementos externos al equipo BES pueden provocar muchos problemas

si es que no se recuperan adecuadamente, ya que en algunos casos ha pasado que hay atascamientos y

en casos extremos pérdida de pozo.

Por otra parte, hay que tener en cuenta que los equipos que se recuperan son enviados a los talleres de

mantenimiento para ser inspeccionados o reparados, y el objetivo principal es obtener un alto

porcentaje de recuperación para disminuir costos de mantenimiento, así mismo realizar un análisis real

de la causa de la falla.

41

2.14. Causas por las que se producen un pulling

• Fallas Mecánicas

Todos los equipos BES son muy sensibles a los daños mecánicos principalmente los equipos de fondo,

ya que por su configuración cilíndrica cualquier personal lo puede confundir con cualquier tubo de

producción, construcción, perforación, etc. Un motor BES tiene un estator cubierto con epoxi que al ser

golpeado, la resina se quiebra ocasionando canalizaciones que al ser energizado el motor puede causar

problemas y definitivamente el tiempo de vida útil se reduce.

• Fallas Eléctricas

Todos los equipos y accesorios eléctricos tales como cable de extensión del motor MLE, penetradores,

cintas de empalme, elastómeros, etc. Durante el transporte, almacenamiento y en el pozo deben de estar

lo suficientemente protegidos contra la lluvia, humedad, aceites, etc. Para evitar fallas prematuras

como consecuencia de usar accesorios eléctricos en mala condición.

Sistemas eléctricos con cortocircuito

Durante el equipo BES en operación hay diferentes factores que influyen en que se ocasione los corto

circuito, tales como:

1. Operar un equipo con continuos paros por sobrecarga, debido a presencia de sólidos o

atascamientos.

2. 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 a las condiciones de presión y temperatura, es justamente en donde ocurren los

cortocircuitos de los cables.

3. Inadecuada realización de los emplames. Si no hay un buen ponchado (ajuste) en los nicopress, lo

que ocurre es que cuando entra en operación el equipo BES, justo en esa zona mal ponchada se genera

puntos calientes lo cual debilita el encintado y genera un corto circuito en el cable de potencia dejando

no operativo el equipo BES.

42

Excesivo número de arranques que repercuten en el sistema BES.

Este problema es muy común en diferentes operaciones del sistema BES, ya que cuando se para un

pozo, proceden a arrancar un pozo repetidamente, sin tener en cuenta las consecuencias que pueden

ocurrir en el equipo de fondo, en el cable de potencia, cable de extensión, empalmes, conexiones en el

motor, altos torques, etc.

Dentro de la parte eléctrica deberemos 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.

Interrupciones Eléctricas

Los efectos que producen las interrupciones eléctricas cuando un pozo BES está en operación son

diversos, entre los que se pueden citar:

1. Pérdida paulatina del aceite dieléctrico en el protector durante las paradas, esto se debe a la

contracción y expansión térmica del fluido, siendo reemplazado el volumen desplazado por un

volumen igual de fluido, si se trata de agua se va posicionándose cada vez en la parte inferior de las

cámaras del protector, hasta que puede migrar hacia el motor y causar problemas eléctricos, reduciendo

el tiempo de vida útil del equipo de fondo.

2. En pozos que producen sólidos (arena), las interrupciones eléctricas son tremendamente negativas ya

que la arena tiende a precipitarse sobre las etapas de la bomba y esto va a ocasionar problemas de

arranque, atascamientos de eje y en algunos casos rotura del eje.

Operar un equipo BES con cable usado y con accesorios eléctricos reusados.

Dentro de las operaciones de BES, las alternativas de reducción de costos conllevan en algunas

circunstancias a no cumplir con ciertos procedimientos, para el caso de cables y accesorios reusados no

deben de dejar de hacer por ningún motivo la inspección y reparación de los mismos.

43

Operar un equipo BES con cable de potencia, cable de extensión de motor o accesorios eléctricos

golpeados.

La operación de un equipo BES con cables o accesorios golpeados durante la instalación o

introducción del equipo BES, tiene sus repercusiones negativas en el tiempo de vida útil de los equipos

BES.

• Fallas de formación

Las fallas de formación suelen suscitarse debido a parámetros propiamente del reservorio es por

esta razón que se debe revisar los requerimientos de los programas de Ingeniería (Diseño) y

correlacionarlo con el equipo existente debido a que cada pozo es diferente y puede tener una

combinación de factores que limiten la vida del equipo.

Se deben tomar en cuenta los siguientes factores a la hora de analizar las fallas:

• Dimensionamiento del equipo BES.- es un factor crítico que se debe tomar en cuenta para

obtener un buen manejo del caudal de operación, además la data de productividad del pozo

debe ser precisa, debido a que el dimensionamiento inadecuado podría resultar en fallas

prematuras y por ende un aumento de gastos.

• Altas Temperaturas.- La temperatura de operación del motor es afectada por la velocidad del

fluido que pasa a través del espacio anular formado entre el motor y el casing del pozo, esta

velocidad deberá ser igual o superior a 1 ft/segundo, una velocidad inferior a esta producirá un

calentamiento excesivo en el motor y cable lo cual conllevará a una falla prematura del equipo

BES.

• Presencia de Gas.- Generalmente en yacimientos de empuje de gas, con el tiempo se presenta

una disminución de su presión llegando a ser menor que el punto de burbuja, esto conllevará a

que se libere el gas dentro de la bomba, lo cual generará que esta empiece a cavitar y se

bloquee por el gas dejando de producir, si este efecto se produce durante prolongados periodos

de tiempo causará aumento de temperatura en el motor, desgaste en las etapas de la bomba

dando como resultado fallas en el equipo BES.

• Viscosidad.- los fluidos altamente viscosos pueden causar varios problemas, debido a que si la

resistencia al flujo viscoso incrementa el requerimiento de energía de la bomba será mayor,

también las altas viscosidades reducirán la habilidad de la bomba a levantar fluido y su

eficiencia. Los fluidos viscosos producen mayores pérdidas por fricción y causan un trabajo

más severo de la bomba.

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• Corrosión.- esta se la puede evidenciar cuando los fluidos corrosivos afectan al equipo BES

especialmente en las siguientes partes: housings, cabezas, bases, pernos, armadura galvanizada

del cable de potencia, MLE debido a la presencia de CO2. Mientras que la presencia de H2S

reacciona químicamente con componentes de cobre causando desintegración de los

conductores en el cable, agrietamientos a ciertos aceros de ejes y pernos.

GRAFICO 25: Corrosión partes equipo BES

FUENTE: Curso de análisis de fallas, Baker Hughes Enero 2013

• Abrasión por arenas.- la presencia de este factor ocasiona desgaste abrasivo en las etapas de

la bomba, exceso de vibraciones transmitidos al eje de la bomba, fugas en el sello mecánico de

la sección del equipo SELLO, fallas en el motor debido a la migración de fluido desde los

sellos y en general falla prematura en los equipos BES.

• Deposición/precipitación.- La Deposición de partículas sobre las etapas de las bombas causan

resistencia al freno, bloquea etapas, restringe el paso al flujo normal, este tipo de acumulación

es debido a la acumulación de escala, asfaltenos, y parafinas lo cual pueden incluso llevar a

una ruptura del eje por un sobre esfuerzo.

2.15. Importancia del monitoreo de la Información de falla

La importancia de realizar un monitoreo de falla es con la finalidad de identificar rápidamente los

modelos y tipos de equipos con fallas.

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2.16. Análisis previo a Tear Down

Antes de realizar un Tear Down es recomendable verificar en las placas si el equipo es el indicado

para ser desensamblado, además realizar una inspección rápida ya que esto facilitará las pruebas

puntuales cuando sea requerido observar la falla, esto implicará menos horas-hombre, aquí se tratará de

observar golpes al equipo BES y dependiendo del impacto se considerará si este afectó las partes

internas del equipo BES, teniendo como consiguiente una repercusión en la vida útil del equipo BES.

Además el tear down consiste básicamente en el desmantelamiento de los equipos en el taller, esto

implica que se realice un destorque de cada una de las partes que conforman el equipo

electrosumergible, para posteriormente realizar los procedimientos de inspección tanto mecánicas

como eléctricas, en donde se tratará de recopilar la mayor cantidad de evidencia mediante fotografías

del equipo desarmado.

• Historial de Antecedentes

En lo posible se espera obtener la mayor cantidad de información sobre el comportamiento del

pozo, información general del mismo y descripción del equipo que está instalado.

• Reporte de Servicio

Se presenta una descripción detallada en donde constará información como datos de producción,

datos del sensor de fondo, run life, lecturas eléctricas, etc. Además de especificar las condiciones en

las que queda el pozo para posteriores trabajos de workover.

• Parámetros de Carta Amperímetra

La carta amperimétrica es la representación grafica del consumo de amperaje del motor, por

consiguiente es un valor real del comportamiento del consumo de potencia del sistema BES. Las

cartas amperimétricas pueden graficarse de muchas formas, la más conocida es la forma radial en

periodos de 24 o 7 días. Actualmente se usan software que hacen la misma labor a partir de los

datos almacenados por en VSD.

Existen otras variables como producción, presión de descarga-admisión, temperatura que en

conjunto con la carta amperimetrica, deben ser consideradas para entender el comportamiento de

operación de un ESP.

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2.17. Análisis e Inspección durante el desensamble de un equipo BES

1. Una vez que se revisó el reporte y se verificó que el equipo a entrar a tear down es el

correcto mediante la ayuda de las placas de información constatando sus seriales, se

procede a realizar la inspección del equipo desmantelado comenzando por el motor al cual

se lo realizará una prueba eléctrica para la verificación de su buen o mal funcionamiento,

también se realizará un chequeo de rotación del eje y el estado que presenta el aceite.

2. Como siguiente paso se realiza el desmantelamiento del sello o protectores, que consiste en

destorquear el equipo para proceder a desarmarlo comenzando por la cabeza del sello,

generalmente este equipo se encuentra conformado por dos secciones una superior y una

inferior, cada una de estas secciones a su vez está conformada por una cámara con bolsa,

dos cámaras laberínticas y una cámara compuesta por un conjunto de empuje. Aquí lo que

se revisa es el estado y cantidad del aceite que se encuentran en las cámaras, el estado de la

bolsa, y también se realiza una prueba de rotación y desplazamiento a los ejes, y una prueba

eléctrica al aceite que sale de las cámaras del sello.

3. En el intake se verifica la presencia de sólidos en su interior, y si cuenta con un separador de

gas de igual manera se verifica su estado y la presencia de sólidos alojados en su interior.

4. Luego se procede a desmantelar las bombas y de igual manera se comprueba la rotación del

eje, desplazamiento y se verifica el estado mecánico de las etapas de la bomba esto se

refiere al desgaste que puede presentar tanto en el cubo como en el faldón de los impulsores

de cada etapa.

5. Finalmente al sensor se le realiza una prueba eléctrica para verificar el estado de

funcionamiento, y si es el caso de un sensor PHD se lo descarta puesto que este equipo en la

actualidad ya es obsoleto.

2.18. Mediciones eléctricas

• Identificación de fases

En toda instalación eléctrica, los conductores de fase y neutro deben estar aislados eléctricamente

entre sí, adicionalmente tiene que existir una conexión que asegure la conducción de la corriente de

falla a tierra a tal punto que se minimice el riesgo de que se produzca una falla.

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• Prueba de aislamiento fase fase

La medición de resistencia de aislamiento de los conductores de una instalación eléctrica sirve para

garantizar que no existe cortocircuito antes de energizar definitivamente, para el caso del bombeo

electrosumergible es necesario constatar el aislamiento fase fase cada 2000ft a fin de descartar

cualquier golpe en el cable y de esta manera poder tener nuestras fases A-B,B-C,A-C balanciadas.

• Prueba de aislamiento fase tierra

El probador de aislamiento a tierra, o Mega óhmetro, es también uno de los primeros instrumentos

utilizados por los técnicos para evaluar y localizar fallas de aislamiento, incluyendo sistemas motrices

eléctricos de aislamiento.

A continuación se muestra una tabla con los valores típicos de resistencia de aislamiento medidos entre

cada fase del motor y tierra.

Tabla 3: Condiciones del motor del equipo BES

VALOR MEGAOHM CONDICION DEL MOTOR

2000-10000 El motor está en condiciones buenas

1000-2000 El motor no aconsejable a ser bajado en el pozo

<100 Motor con problemas de aislamiento

<10 Un motor que ha fallado por bajo aislamiento

FUENTE: Curso de análisis de fallas, Baker Hughes, Enero 2013


Además hay que considerar que a mayor temperatura tendremos un menor aislamiento, mientras que

nuestra resistencia tendrá una tendencia a aumentar.

Los parámetros de fondo son medidos con la ayuda de un run in hole en superficie, el cual nos

proporciona las lecturas de fondo como presión de intake, presión de descarga, temperatuta de intake,

temperatura de motor, etc. Y nos garantiza que nuestro sensor no haya sufrido un golpe al momento de

ser bajado el equipo en general.

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2.19. Prueba de giro, extensión, balance según normativa API 11-S

Una de las pruebas que se realiza es la del eje desplazado debido a que cuando se realizó la instalación

el eje del equipo BES que está suspendido del elevador pudo haber chocado fuertemente con una

esquina del coupling (acoplamiento) del equipo BES que está suspendido en la parte inferior con la

grampa sobre la mesa rotaria, de igual manera este procedimiento se lo realiza al momento de la

inspección antes de instalar un equipo, como también al momento de realizar el tear down en el taller

para constatar las condiciones como lo son giro, extensión, con las que sale el quipo de

funcionamiento.

2.19.1. Árbol de Fallas

Los árboles de fallas son herramientas excelentes para localizar y corregir fallas. Pueden usarse para

prevenir o identificar fallas antes de que ocurran, pero se usan con más frecuencia para analizar

accidentes o como herramientas investigativas para señalar fallas. Al ocurrirse un accidente o una falla,

se puede identificar la causa raíz del evento negativo.

A lo largo de este proceso, se usa un diagrama de árbol para grabar los eventos identificados. Las

ramas del árbol terminan cuando estén completos todos los eventos que resultan en el evento negativo.

El Análisis de Fallas con Diagramas de Árbol consta los pasos siguientes:

1. Definir el evento superior.

2. Conocer el sistema.

3. Construir el árbol.

4. Validar el árbol.

5. Evaluar el árbol.

6. Considera cambios constructivos.

7. Considera alternativas y recomiende medidas.

Defina el evento superior

Para definir el evento superior, se tiene que identificar el tipo de falla que se va a investigar.

Conozca el sistema.

Se debe estudiar toda la información disponible sobre el sistema y su ambiente

Construya el árbol de fallas.

Este paso tal vez sea el más fácil porque se usan solamente pocos de los símbolos y la construcción

práctica es muy sencilla

49

Valide el árbol.

Esto requiere a una persona que sabe mucho del proceso para verificar que el árbol esté completo y

exacto.

Evalúe el árbol de fallas.

El árbol ahora necesita examinarse para las áreas donde pueden hacerse mejoras en el análisis o donde

tal vez haya oportunidad de utilizar procedimientos o materiales alternativos para disminuir el peligro.

Estudie cambios constructivos.

En este paso, cualquier método alternativo que se implementen deben evaluarse más.

Considere alternativas y recomiende pasos.

Este es el último paso en el proceso donde se recomiendan acciones correctivas o medidas alternativas.

El modo de falla va más allá de una descripción de como el evento a ocurrido en el pasado, estos

son mas fáciles de delinear, analizando los eventos crónicos.


Fuente: Google, Julio 2013


DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

Al realizar la definición del problema debemos hacernos preguntas frecuentes como: ¿Qué ocurrió?,

¿Cuando ocurrió?, ¿Donde ocurrió?, ¿Con que frecuencia ocurrió?, ¿Qué impacto tiene?, hay que

tener en cuenta que en este proceso no deben incluir las preguntas ¿Quien?, ¿Por qué?, ¿Cómo?, ya

que esto no aplica en la definición sino en el análisis.

Falla de la Bomba

Motor falla Rodamiento falla

Sello falla Eje falla

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EVIDENCIAS FÍSICAS

Las evidencias físicas describen el evento o falla encontrados una vez que ocurre el incidente o

evento de paro imprevisto, como se muestra en el siguiente gráfico.


Fuente: Google, Julio 2013


Posterior a esto se debe realizar un resumen de la informacion inicial a ser recolectada para definir

lass evidencias fisicas reales, esto implica tener datos como:

La ubicación fisica de los problemas

La ubicación fisica de las partes

La hora del problema

Los operadores de turno durante el problema

Los técnicos que instalaron el equipo por ultima vez

Lecturas de los instrumentos

Condiciones del ambiente y de la atmosfera

Las posiciones y la forma del desgaste en las partes desgastadas

Una vez que se tienen definidas todas estas evidencias fisicas recien empieza el analisis que

consiste en el siguiente proceso:

Analizar las evidencias fisicas

Identificacion de las causas probables

Verificacion de las causas raíces

Presentacion de los hallazgos encontrados

Motor falla Rodamiento falla

Fuga en el sello evidencia Física

Analizar Síntomas

Falla de la Bomba

Evidencias Físicas

Problema

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TIPOS DE CAUSAS

• CAUSA RAIZ FÍSICA

Envuelve materiales y cosas tangibles

• CAUSA RAIZ HUMANA

Fallas generadas debido a una intervencion inadecuada

• CAUSA RAIZ LATENTE

Esta relacionado con el sistema organizacional que emplea la gente para tomar desiciones.

DESARROLLAR RECOMENDACIONES Y PLANES DE ACCIÓN

Esto se realiza con la finalidad de eliminar o reducir el impacto de la causa, de tal manera que no se

entre en conflictos con proyectos de capital ya programados.

En cuanto a los planes de accion se los realiza con la finalidad de generar soluciones alternas,

diseñar un plan de implementación y por último aplicar la solución.

PREPARACION DEL REPORTE

En esta etapa se procede a realizar un resumen del evento, y a su vez una descripción de la

recolección de datos, partes, posición, etc. Adjuntando las recomendaciones para la eliminación de

la causa raíz.

2.19.2. Análisis de Causa Raíz

ANÁLISIS CAUSA-RAÍZ (ACR)

El análisis causa raíz es una metodología disciplinada que permite identificar las causas físicas,

humanas y latentes, de cualquier tipo de falla o incidente que ocurre una o varias veces, permitiendo

adoptar las acciones correctivas que reducen los costos del proceso.

Esto significa que el análisis se realiza después de un evento ha ocurrido, además el RCA es capaz de

prever la posibilidad de un evento, incluso antes de que pudiera ocurrir.

52

GRAFICO 28: Análisis Causa Raíz

Fuente: Google proceso-de-anlisis-de-causa-raz-rca , Julio 2013


Análisis de causa raíz transforma una antigua cultura que reacciona a los problemas a una nueva

cultura que resuelve los problemas antes de que se intensifiquen, creando una reducción de la

variabilidad y una actitud para evitar riesgos.

Las causas raíz físicas son en general un componente que falló que será sustituido por necesidad por un

nuevo componente de igual fiabilidad.

Las causas raíz humanas son a menudo impulsados por los sistemas de gestión y los corrigen con la

disciplina a la persona lo que indicaría un defecto en el aprendizaje cultural. Las raíces latentes (gestión

deficiente de los sistemas) son los sistemas que están en su lugar y no trabajan o sistemas que no están

en su lugar y es necesario crear.

53

Esquema General de Aplicación de un ACR

GRAFICO 29: Esquema General de Aplicación de un ACR

Fuente: Google proceso-de-anlisis-de-causa-raz-rca, Julio 2013


2.19.3. Recopilación de información obtenida del Tear Down

Finalizado el tear down se dispone de la suficiente información para identificar cual fue el problema

por el que falló el equipo, los más frecuentes que suelen presentarse son:

• Recalentamiento de ejes.

• Atascamiento y/o desgaste de etapas.

• Atascamiento y/o desgaste de ejes.

• Contaminación del aceite.

• Rotura de ejes.

A continuación se describen casos puntuales que logramos identificar después de un tear down.

Bomba con eje roto o Bomba con eje atascado

La bomba por efecto de alta torsión durante la operación o el arranque, producto de diferentes tipos de

atascamientos puede estar expuesta y presentar los sieguientes problemas:

Constituir el equipo de trabajo

Definir Recolectar y preservar los datos

Empezar el árbol Lógico para determinar causas raíces

Desarrollar Recomendaciones y Planes de acción

Escribir reportes y hacer la presentación

54

1. Atascamiento del eje debido a la precipitación de sólidos sobre los impulsores de la bomba. Los

sólidos pueden ser arena, escala u oxidos que se precipitan de la tubería sucia de producción.

2. Atascamiento del eje debido a la formación de asfaltenos o parafinas.

3. Atascamiento del eje por la presencia de partículas metálicas en los difusores, impulsores y el propio

eje de la bomba. Esto generalmente ocurre cuando la bomba está desgastada y los efectos de severo

empuje descendente (downthrust) y los efectos de severo empuje ascendente producen fricciones

metálicas entre etapa y etapa produciendo pequeñas partículas metálicas o más conocidas como

limallas, que destruyen las demás etapas y atascan el eje.

4. Atascamiento cuando el equipo durante el arranque se posiciona directamente en empuje ascendente

y no llega a rotar.

Bomba desgastada

La bomba después de un tiempo de operación tiene un desgaste natural que depende de la forma como

se diseñó y de las condiciones del yacimiento. Por ejemplo es muy diferente el comportamiento de una

bomba cuando no hay cambios de presión del reservorio y otro es el comportamiento cuando se tiene

una caída abrupta de la presión del reservorio.

Desgaste radial.- se presenta por la Pérdida en el soporte radial a traves de la bomba y se traduce en

vibracion e inestabilidad operacional.

GRAFICO 30: Desgaste Radial

Fuente: Curso de análisis de fallas, Baker Hughes, Julio 2013

55

Desgaste por empuje descendente.- puede causar perdidas hidraulicas importantes.

GRAFICO 31: Desgaste por empuje descendente


Desgaste erosivo en los pasajes de flujo.- Comportamiento hidraulico levemente degradado. Falla

catrastofica a largo plazo. Generalmente observado en ambientes muy agresivos.

GRAFICO 32: Desgaste erosivo


El diagnóstico de una bomba desgastada se refleja en:

1. La disminución de la producción

2. Incremento del nivel de fluido, si hay sensor de fondo

3. Hay incremento en la presión de succión.

4. Reducción de amperios en la carta amperimétrica

56

5. Constantes paradas por sobrecarga (overload), esto se debe a que hay precipitación de las partículas

metálicas debido al desgaste y esto ocasiona atascamientos puntuales.

Bomba trabajando en zona de severo empuje descendente

Una bomba trabajando en severo empuje descendente significa que ya no trabaja en la zona de trabajo

óptimo y esto se puede observar en la curva de comportamiento, en donde el punto de comportamiento

se ubica la izquierda de la zona óptima de trabajo.

2.19.4. Análisis de Data Operacional y tendencia Operativa

Todos los diseños de los equipos BES están orientados a que trabajen durante la operación de la mejor

forma óptima, independientemente de que material estén usando, las modificaciones en la nueva

construcción, optimización de componentes, etc, pero hay situaciones difíciles o condiciones que no se

esperaban al inicio de la operación BES tales como:

- Producción de sólidos

- Incremento del GOR

- Mayor viscosidad de la que esperaban.

- Valor del índice de productividad menor del que esperaban

- Incremento rápido del corte de agua

- Caída brusca de la presión estática del reservorio.

- Problemas de represionamiento en el sistema

- Problemas de generación con múltiples interrupciones eléctricas

- Problemas de producción menor a la que esperaban

- Cierre de producción por problemas de coyuntura de la industria de petróleo respecto al precio del

barril de petróleo, como ha ocurrido en los últimos meses del año.

- Problemas de corrosión

- Problemas de deposición de asfaltenos, parafinas, etc.

Condiciones u problemas que se presentan en este tipo de operaciones BES.

En todos estos casos la evaluación del punto de comportamiento reviste gran interés, ya que a cada

situación especial que hemos mencionado, se le debe de dar la alternativa de optimizar su operación y

obtener un buen tiempo de vida útil del equipo BES de fondo, aún en esas condiciones adversas que se

presentan.

57

2.19.5. Establecer Causa Raíz y acciones de mejora

Durante la operación del equipo BES en operación pueden ocurrir diversos problemas y 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 ocasionando cuantiosas

pérdidas y en algunos casos cancelación de proyectos BES.

Unas de las acciones de mejora seria el mantenimiento tanto correctivo como preventivo

1. Mantenimiento Correctivo

Eliminación de fallas a medida que estas se presentan o se hacen inminentes.

2. Mantenimiento preventivo

Es la detección de las posibles fallas y su corrección antes del tiempo en que se habrían presentado, o

bien se hace la corrección de la falla en su fase inicial. Para lo anterior se requiere de análisis, estudios

y o trabajo previos.

2.19.6. Matrices de Control

La documentación de las fallas es la base del mantenimiento preventivo, a través de la estadística y su

análisis de Ingeniería para minimizar paros, reducir costos y maximizar la disponibilidad y fiabilidad

de los bienes físicos.

2.19.6.1. MTBF

Mean Time Before Failures (Tiempo medio entre fallas)

El MTBF es el tiempo esperado de operación de un equipo como consecuencia del nivel de

confiabilidad de sus componentes. Esta medición es una de las más utilizadas para el cálculo de la

función de confiabilidad, que para nuestro caso es considerado el tiempo de vida útil del equipo electro

sumergible o Run life.

Para este cálculo se debe tomar atención a los datos censurados que constituyen todos aquellos casos

en los cuales el equipo ha sido retirado antes de que este sufriere algún tipo de falla o que la falla

sufrida fue ocasionada por un agente externo al equipo de bombeo electro sumergible. Los datos

censurados son de suma importancia dentro del cálculo del MTBF y se lo deben tener en cuenta para el

cálculo estadístico con el método de análisis de supervivencia

58

El cálculo del MTBF para una muestra de N equipos se puede realizar utilizando la siguiente fórmula:

MTBF = T / n

Donde:

T = tiempo de operación total acumulada de los equipos

n = número total acumulado de fallas

Pero para la implementación de este cálculo todas las fallas descritas deben ser producto directo de la

confiabilidad de cada uno de sus componentes.

Esto sería un caso ideal pero en condiciones reales de campo muchos de los equipos son retirados por

causas que no son producto de una falla y se pueden tener fallas que no son producto de los

componentes del equipo, a este tipo de datos se los denomina censurados, a continuación daremos unos

ejemplos de este tipo de datos:

• Retiro de un equipo por rediseño

• Retiro de un equipo para trabajos de workover en el pozo

• Retiro de una unidad por abandono de pozo

• Retiro de una unidad temporal utilizada en un pozo inyector

Se pueden tener fallas en los equipos por agentes externos como:

• Falla del equipo por mala operación

• Falla del equipo por rotura de la tubería

• Falla del equipo por problemas durante la operación

• Falla del equipo por condiciones en el pozo no previstas

Censura:

1 - Para fallas directas, componentes del equipo.

0 - Para equipos operando, equipos esperando w.o., equipos apagados y equipos con fallas indirectas,

datos censurados.

Los métodos más utilizados para el análisis de supervivencia en donde se toma en cuenta los datos

censurados es el propuesto por Herd Jonson que se describe a continuación para el entendimiento del

mismo.

2.19.6.2. Cálculo según el método de Herd Johnson:

El método consiste en la clasificación descendente o ascendente de los tiempos de operación para N

equipos en una muestra que incluyen tanto fallas como datos censurados, como recomendación es

59

preferible que el orden establecido sea en forma ascendente. Para cada uno de los tiempos la función de

distribución acumulada de fallas F (t) se define como:

𝐹(𝑡𝑖) =𝑖

𝑁 + 1

De dónde:

𝑅(𝑡𝑖) = 1 − 𝐹(𝑡𝑖) =𝑁 + 1 − 𝑖𝑁 + 1

𝑅(𝑡𝑖−1) =𝑁 + 2 − 𝑖𝑁 + 1

Se suma uno debido a que el ancho del intervalo es de uno entre R (ti) y R (ti-1). A partir de estas expresiones se desarrolla una relación recursiva de 𝑅(𝑡𝑖) en términos de 𝑅(𝑡𝑖−1),

𝑅(𝑡𝑖)𝑅(𝑡𝑖−1)

=𝑁 + 1 − 𝑖𝑁 + 2 − 𝑖

La probabilidad condicional se define como:

𝑅(𝑡𝑖)𝑅(𝑡𝑖−1) =

⎩⎪⎨

⎪⎧𝑁 + 1 + 𝑖𝑁 + 2 − 𝑖 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑒𝑛𝑠𝑢𝑟𝑎 "1"

1 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑒𝑠𝑢𝑟𝑎 "0"

La función de confiabilidad para cualquier tiempo ti se define como:

𝑅(𝑡𝑖) = 𝑅 �𝑡𝑖𝑡𝑖−1

�𝑅(𝑡𝑖−1)

y recursivamente

𝑅(𝑡𝑖) = 𝑅 �𝑡𝑖𝑡𝑖−1

�𝑅 �𝑡𝑖−1𝑡𝑖−2

�𝑅 �𝑡𝑖−2𝑡𝑖−3

�… … …𝑅 �𝑡1𝑡0�

Con 𝑅(0) = 1

60

Una vez obtenida la función de confiabilidad se puede obtener el MTBF

𝑀𝑇𝐵𝐹 = � 𝑅(𝑡)𝑑𝑡 ≈�𝑅(𝑡𝑖−1)(𝑡𝑖 − 𝑡𝑖−1) … … … …𝑁

𝑖=1

∞

0

Al obtener el MTBF mediante el método de distribución de frecuencias o análisis de supervivencia se

aplica la ecuación exponencial del método de tasa de falla constante para obtener la curva exponencial

decreciente que ayudará al análisis del run life.

La función de confiabilidad aplicando el análisis de tasa de falla constante, se expresa mediante la

siguiente ecuación:

𝑅(𝑡) = 𝑒−𝑡

𝑀𝑇𝐵𝐹

2.19.7. Sistema de Gestión de Mejora

Antiguamente nos limitábamos a entender porqué fallaba el componente causante de la parada

(motor, sello, bomba, cable).

El enfoque ha cambiado a la búsqueda de la causa raíz o fundamental de la falla.

Típicamente puede ser:

– Cambios en las condiciones del pozo.

– Mal diseño (por malos datos o falta de conocimientos).

– Mala operación.

– Problemas de fabricación.

– Etc.

61

CAPÍTULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3. DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. TIPO DE ESTUDIO

El presente estudio es de carácter descriptivo ya que en el desarrollo del proyecto se describirán las

operaciones realizadas en el proceso de análisis de fallas de un equipo electrosumergible, también de

los equipos que conforman la estructura de una BES.

Es prospectivo porque los resultados de los análisis de fallas presentados en los equipos

electrosumergibles servirán a futuro como una referencia para la toma de decisiones.

Es un estudio transversal porque se realizó en un periodo de tres meses.

3.2. UNIVERSO Y MUESTRA

El universo de la investigación constituyen los equipos Electrosumergibles del campo Shushufindi y se

han tomado como muestra los equipos bajo los siguientes criterios de inclusión: a) equipos

Electrosumergibles con fallas de operación debido al tiempo de vida útil (fallas directas), b) equipos

Electrosumergibles con fallas debido a los parámetros de la formación (fallas indirectas).

3.3. MÉTODOS Y TÉCNICAS

El desarrollo del proyecto será en base a la observación y revisión de reportes de fallas de equipos

Electrosumergibles y bibliografía relacionada a los problemas suscitados por parámetros de la

formación, también se contará con la ayuda de fotografías de las evidencias de los elementos

relacionados en un equipo con falla.

62

Personal técnico que este en el área involucrada del análisis de fallas de un Equipo Electrosumergible.

3.4. PROCESAMIENTO DE DATOS

Se utilizará el programa Microsoft Excel para tabular y realizar gráficas de los problemas de fallas

encontrados en los equipos BES que son tomados como objeto de estudio.

3.5. ANALISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS

La información recolectada se utilizó para realizar:

a. Identificacion de los problemas presentados en los equipos electrosumergibles que operan en el

campo Shushufindi

Además para el presente proyecto se realizó trabajo de campo en las instalaciones de Baker Hughes

para constatar los Equipos BES que presentan los distintos tipos de falla.

A continuación se presentan los datos que conforman el activo Shushufindi con su respectiva

nomenclatura, teniendo en cuenta que el número total de equipos que conforman el activo son 416, de

los cuales se procedio a tomar una muestra de los equipos correspondientes a 30 pozos que tienen

instalados equipos electrosumergibles a cargo de la línea de ALS (Artificial Lift Sistems) de BAKER y

cuya población viene a ser el 7,2% del total de la muestra.

Además se presenta la nomenclatura de PAM, con la que se identifica a los 30 pozos tomados para el

análisis.

Tabla 4: Nomenclatura PAM - Campo Shushufindi

Nombre PAM Nomenclatura Activo AGUARICO-A011 AGRA-011 SHUSHUFINDI AGUARICO-A013 AGRA-013 SHUSHUFINDI DRAGO ESTE-A005 DRTA-005 SHUSHUFINDI DRAGO NORTE-A006 DRRA-006 SHUSHUFINDI DRAGO NORTE-A015 DRRA-015 SHUSHUFINDI DRAGO NORTE-B016 DRRB-016 SHUSHUFINDI DRAGO NORTE-C013 DRRC-013 SHUSHUFINDI DRAGO-002 DRG-002 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-014 SHS-014 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-019 SHS-019 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-023 SHS-023 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-026 SHS-026 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-028 SHS-028 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-052 SHS-052 SHUSHUFINDI

63

Nombre PAM Nomenclatura Activo SHUSHUFINDI-053 SHS-053 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-068 SHS-068 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-069 SHS-069 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-074 SHS-074 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-075 SHS-075 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-076 SHS-076 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-078 SHS-078 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-086 SHS-086 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-087 SHS-087 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-088 SHS-088 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-092 SHS-092 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-097 SHS-097 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-I119 SHSI-119 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-N130 SHSN-130 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-O131 SHSO-131 SHUSHUFINDI SHUSHUFINDI-S111 SHSS-111 SHUSHUFINDI

TOTAL ACTIVO SHUSHUFINDI 416 Fuente: Nomenclatura Pozos PAM EP, Baker Hughes. Julio 2013


64

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS DE LOS EQUIPOS BES EN BASE A

LA ESTADÍSTICA OPERACIONAL DE FALLAS

El control estadístico de las fallas y un banco de datos es de vital importancia en cualquier proyecto

BES, para realizar los correspondientes análisis de falla, cálculos de tiempo de vida promedio,

proyecciones de logística, proyecciones de alquiler de taladro de perforación o reparación, reclamo de

garantía, evaluación económica y rentabilidad del proyecto, entre otros conceptos.

En el Campo Shushufindi se utilizará el método de análisis causa-raíz (ACR) para encontrar las causas

de fallas que presentan los equipos Electrosumergibles.

Además se utilizará el MTBF para tener un estimado del tiempo de vida operativa de los equipos de

fondo.

También hay que tener en cuenta que en correlacionar todos los parámetros del sistema de fondo y de

superficie, ya que en algunos casos podemos estar arreglando o mejorando un parámetro pero se está

descontrolando otro parámetro y este parámetro es el que puede ocasionar la falla prematura.

4.1. Información general del equipo BES

4.1.1. Identificación de los problemas de falla de los equipos BES

Para la identificación de los problemas de fallas de los equipos BES, se realiza la siguiente

metodología, que consiste en el pulling en el campo y en el taller el tear down. Las principales razones

por las que se realiza pulling son:

Bajo aislamiento

Comunicación tubing casing

Fase tierra

65

Bajo aporte

Alto BSW

Atascamiento

Corrosión

Cambio de zona

Golpe en el MLE a la altura del pothead

Otros no catalogados en los anteriores

Mientras que el análisis en el desensamble o tear down realizado en los talleres es más minucioso, ya

que en este procedimiento se verifica cada uno de los componentes del equipo tanto física como

eléctricamente para poder emitir las respectivas observaciones en un reporte.

La información presentada a continuación corresponde a cada una de las fallas de 30 pozos del campo

Shushufindi desde el año 1996, hasta el año en curso 2013, teniendo un total de 136 razones de pulling

con sus respectivas observaciones a lo largo de este periodo de tiempo.

Tabla 5: Identificación de fallas del sistema BES- Campo Shushufindi

CAMPO SHUSHUFINDI

Identificación de las fallas del sistema ESP

POZO RESERVORIO RAZÓN PULLING OBSERVACIONES

SHUSHUFINDI 14 "U" Bajo Aislamiento Hueco en housing del motor

SHUSHUFINDI 14 "U" Problema Bajo Hanger Coupling Roto (Sello - Intake)

SHUSHUFINDI 14 "U" Comunicacion Comunicacion Tubing-Casing en

la parada 121

SHUSHUFINDI 14 "U" Bajo Aislamiento Arrastre del motor

SHUSHUFINDI 14 "U" Comunicacion Arrastre del motor

SHUSHUFINDI 19 U+T FASE TIERRA BOMBAS ATASCADAS CON ARENA (1/2 TUBO LLENO)

SHUSHUFINDI 19 U+T FASE TIERRA BAJO APORTE

SHUSHUFINDI 19 U+T COMUNICACION TUBING -

CASING BAJO APORTE SHUSHUFINDI 19 U+T ALTO BSW BAJO APORTE SHUSHUFINDI 19 U+T BAJO APORTE BAJO APORTE SHUSHUFINDI 19 U+T BAJO APORTE BAJO APORTE

SHUSHUFINDI 19 U+T COMUNICACION TUBING -

CASING BAJO APORTE

SHUSHUFINDI 23 "TS + TI" COMUNICACION TUBING -

CASING BAJO APORTE

66

CAMPO SHUSHUFINDI




CASING BAJO APORTE


CASING BAJO APORTE

SHUSHUFINDI 23 "TS + TI" Comunicación TBG-CSG BAJO APORTE

SHUSHUFINDI 23 "TS + TI" Sólidos en bombas Sólidos en bombas

SHUSHUFINDI 23 "TS + TI" COMUNICACIÓN Comunicación TBG-CSG

SHUSHUFINDI 23 "TS + TI" ATASCAMIENTO Sólidos en bombas / Posible falla

Mecánica

SHUSHUFINDI 26 "TS" + "TI" COMUNICACION TBG - CSG BAJO APORTE

SHUSHUFINDI 26 "TS" + "TI" COMUNICACION TBG - CSG BAJO APORTE

SHUSHUFINDI 28 "U + T" FASE TIERRA DANO EN CALE DEBIDO A

CAPILAR

SHUSHUFINDI 28 "U + T" FASE TIERRA BAJO AISLAMIENTO DEL

CABLE

SHUSHUFINDI 28 "U + T" FASE TIERRA FALLA MLE

SHUSHUFINDI 28 "U + T" FASE TIERRA FALLA CABLE

SHUSHUFINDI 28 "U + T" CORROSIÓN CORROSIÓN EN MOTOR

SHUSHUFINDI 28 "U + T" COMUNICACIÓN COMUNICACIÓN TUBING

CASING


CASING - CAE PRODUCCIÓN


CASING - HUECO EN TUBERÍA

SHUSHUFINDI 28 "U + T" FASE TIERRA CONTAMINACIÓN DE MOTOR

- SELLO CON CORROSIÓN

SHUSHUFINDI 28 "U + T" FASE TIERRA MOTORES CORTO

SHUSHUFINDI 28 "U + T" FASE TIERRA MOTORES CORTO


CASING


CASING

SHUSHUFINDI 28 "U + T" FASE TIERRA FALLA EN CABLE

SHUSHUFINDI 28 "U + T" COMUNICACIÓN COMUNICACION TUBING-

CASING

SHUSHUFINDI 28 "U + T" COMUNICACIÓN HUECO EN BHA DE

PRODUCCION, EN NO-GO

SHUSHUFINDI 52B "U INF" ATASCAMIEN CAPILAR NO PASA POR

CASING POSIBLE COLAPSO

SHUSHUFINDI 52B "U INF" CORROSION MOTOR CON CORROSION -

FALLA

SHUSHUFINDI 52B "U INF" FASE TIERRA CABLE VIEJO - BAJO

AISLAMIENTO

SHUSHUFINDI 52B "U INF" FASE TIERRA MLE FALLA

SHUSHUFINDI 52B "U INF" BOMBA BOMBA ATASCADA POR

SOLIDOS

SHUSHUFINDI 52B "U INF" BOMBA BOMBA ATASCADA POR

SOLIDOS

SHUSHUFINDI 52B "U INF" COMUNICACIÓN PRESENCIA SOLIDOS

SHUSHUFINDI 52B "U INF" ATASCAMIEN BAJA PRODUCCION

67

CAMPO SHUSHUFINDI



SHUSHUFINDI 52B "U INF" ATASCAMIEN ATASCAMIEN

SHUSHUFINDI 53 "U" ESCALA BOMBAS ATASCADAS -

MOTOR OVERLOAD

SHUSHUFINDI 53 "U" PENETRADOR CORTOCIRCUITO EN

PENETRADOR

SHUSHUFINDI 53 "U" COMUNICACION COMUNICACION TUBING -

CASING

SHUSHUFINDI 53 "U" PENETRADOR

CORTOCIRCUITO EN PENETRADOR - LOWER

PIGTAIL

SHUSHUFINDI 53 "U" BOMBA BOMBAS ATASCADAS

SHUSHUFINDI 53 "U" MOTOR BAJO AISLAMIENTO DE

MOTOR

SHUSHUFINDI 53 "U" FASE TIERRA BAJO AISLAMIENTO DE

MOTOR

SHUSHUFINDI 53 "U" FASE TIERRA CORTOCIRCUITO EN PACKER

SHUSHUFINDI 53 "U" MOTOR BAJO AISLAMIENTO DE

MOTOR

SHUSHUFINDI 53 "U" NO APORTE TAPONAMIENTO EN NO-GO.

SHUSHUFINDI 68 "T" CAMBIO ZONA WORK OVER PARA CAMBIAR

DE G2 A T SUP

SHUSHUFINDI 68 "T" FASE TIERRA MLE DANADO

SHUSHUFINDI 68 "T" SEP GAS ROTURA EN SEPARADOR DE

GAS EQUIPO A PESCA

SHUSHUFINDI 68 "T" FASE TIERRA CONECTOR

SHUSHUFINDI 68 "T" FASE TIERRA CABLE BAJO AISLAMIENTO

SHUSHUFINDI 68 "T" CORROSION MOTOR LOWER CON

CORROSION - BURNED

SHUSHUFINDI 68 "T" FASE TIERRA

MOTOR CON BAJO AISLAMIENTO; EQUIPO A

PESCA POR ROTURA SEP GAS

SHUSHUFINDI 68 "T" FASE TIERRA EQUIPO CON BAJO

AISLAMIENTO

SHUSHUFINDI 68 "T" COMUNICACION

EQUIPO OPERO CON COMUNICACION TUBING

CASING

SHUSHUFINDI 68 "T" COMUNICACION AGUJERO EN TUBERIA

SHUSHUFINDI 68 "T" FASE TIERRA

MLE PRESENTA CORTOCIRCUITO A LA

ALTURA DEL POT HEAD.

SHUSHUFINDI 68 "T" COMUNICACION TUBERIA OBALADA EN MAL

ESTADO.

SHUSHUFINDI 68 "T" BAJO AISLAMIENTO

CABLE UPPER CON BAJO AISLAMIENTO CON

RESPRECTO A TIERRA

SHUSHUFINDI 69 "U" OTROS BAJO AISLAMIENTO EN

CABLE DE POTENCIA

SHUSHUFINDI 69 "U" OTROS CAMBIO DE CABEZAL Y

CAMBIO DE COMPLETACION

SHUSHUFINDI 69 "U" MOTOR MOTOR BAJO AISLAMIENTO

SHUSHUFINDI 74 "T" BOMBAS ATASCADAS BAJA PRODUCCION

68

CAMPO SHUSHUFINDI



SHUSHUFINDI 74 "T" Ruptura de TBG Ruptura de TBG

SHUSHUFINDI 74 "T" Ruptura de TBG Ruptura de TBG

SHUSHUFINDI 74 "T" RUPTURA DE TBG RUPTURA DE TBG

SHUSHUFINDI 74 "T" BAJO AISLAMIENTO GOLPE EN CABLE

SHUSHUFINDI 74 "T" BAJO AISLAMIENTO GOLPE EN CABLE MLE

SHUSHUFINDI 74 "T" BAJO AISLAMIENTO MOTORES BAJO AISLAMIENTO

SHUSHUFINDI 74 "T" BAJO AISLAMIENTO CORTO CIRCUITO EN CABLE

MLE

SHUSHUFINDI 74 "T" BAJA PRODUCCION COMUNICACION TUBING

CASING

SHUSHUFINDI 74 "T" BAJA PRODUCCION COMUNICACION TUBING

CASING

SHUSHUFINDI 74 "T" BAJO AISLAMIENTO MOTORES BAJO AISLAMIENTO

SHUSHUFINDI 75 "T" BOMBA BOMBAS ATASCADAS

SHUSHUFINDI 75 "T" MOTOR FALLA MOTOR .

SHUSHUFINDI 75 "T" OPERACIONES

CIERRAN VALV EN SUPERFICIE, EXPLOTA

DIFUSORES BOMBA

SHUSHUFINDI 75 "T" ALTO BSW WORK OVER POR ALTO BSW

SHUSHUFINDI 75 "T" ALTO BSW WORK OVER POR ALTO BSW

SHUSHUFINDI 75 "T" FASE TIERRA MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 75 "T" BAJO AISLAMIENTO MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 75 "T" BAJO AISLAMIENTO MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 76 "T" BAJO AISLAMIENTO CABLE

POTENCIA MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 76 "T" COMUNICACION TBG-CSG BAJA PRODUCCION


SHUSHUFINDI 76 "T" BAJO AISLAMIENTO CABLE

DE POTENCIA MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 76 "T" BAJO AISLAMIENTO + BOMBAS ATASCADAS. MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 76 "T"

BAJO AISLAMIENTO - ESCALA (ALTA PRESION

CABEZA) BAJA PRODUCCION

SHUSHUFINDI 76 "T" BAJO AISLAMIENTO - ESCALA EN TUBERIA. MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 76 "T" COMUNICACION TBG-CSG. BAJA PRODUCCION

SHUSHUFINDI 78 "U" Bajo aislamiento Cable, MLE y motor con bajo

aislamiento

SHUSHUFINDI 86 "U INF" BAJO AISLAMIENTO MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 86 "U INF" COMUNICACION TBG-CSG MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 86 "U INF" BAJO AISLAMIENTO, BAJO

APORTE. MOTOR FASE A TIERRA

SHUSHUFINDI 86 "U INF" BAJO AISLAMIENTO / GOLPE EN EL MLE A LA ALTURA DEL BAJA PRODUCCION

69

CAMPO SHUSHUFINDI


POZO RESERVORIO RAZÓN PULLING OBSERVACIONES POTHEAD

SHUSHUFINDI 86 "U INF"

BAJO APORTE. COMUNICACION TUBING

CASING. BAJA PRODUCCION



SHUSHUFINDI 88 "T" CORROSION ROTURA SEP GAS POR

CORROSION

SHUSHUFINDI 88 "T" FASE TIERRA MLE FALLA


SHUSHUFINDI 88 "T" BOMBAS ATASCADAS BAJA PRODUCCION



SHUSHUFINDI 92 "T SUP" + "T

INF" CORROSION ROTURA SEP GAS POR

CORROSION

SHUSHUFINDI 92 "T SUP" + "T

INF" FASE TIERRA MLE FALLA

SHUSHUFINDI 97 "Tinf" BAJO APORTE TAPONAMIENTO DE INTAKE. OBSTRUCCION EN EL NO-GO

SHUSHUFINDI 111D "T" Comunicación Tbg - Csg

Tubería en mal estado, necesario cambio de tubería y tipo

SHUSHUFINDI 111D "T" BAJO AISLAMIENTO

EQUIPO CON ANTECEDENTES DE ATASCAMIENTO

SHUSHUFINDI 111D "T" Comunicación Tbg - Csg

Tubería en mal estado, necesario cambio de tubería y tipo

SHUSHUFINDI 119D "T INF" Falla Mecánica de la BES

Pozo se apaga por UNDERLOAD, posible eje roto

SHUSHUFINDI 119D "T INF" Bajo aislamiento Motor con bajo aislamiento

SHUSHUFINDI 119D "T INF" Com. TBG_CSG

TUBO DEL BHA SOBRE EL NOGO PRESENTA TRES

HUECOS. SHUSHUFINDI

119D "T INF" Com. TBG_CSG BAJA PRODUCCION SHUSHUFINDI

130D Ui COMUNICACION Taponamiento por solidos en la

descarga. SHUSHUFINDI

131D "U INF" COMUNICACION COMUNICACION TUBING

CASING SHUSHUFINDI

131D "U INF" COMUNICACION COMUNICACION TUBING

CASING

AGUARICO 11D "U INF" COMUNICACION Comunicación

AGUARICO 13D T INF COMUNICACION Bajo Aporte de la Formación

AGUARICO 13D T INF CIRCUITO ABIERTO Equipo a pesca daño en tuberia

DRAGO ESTE 05D "Uinf" Bajo Aislamiento Desbalance entre fases con bajo

aislamiento DRAGO NORTE

02D "Uinf" COMUNICACION COMUNICACION TUBING

CASING DRAGO NORTE

02D "Uinf" COM. TBG-CSG. BAJA PRODUCCION DRAGO NORTE

06D "Uinf" INTERVENCION POR EPP

PARA MEJORAR BAJA PRODUCCION

70

CAMPO SHUSHUFINDI


POZO RESERVORIO RAZÓN PULLING OBSERVACIONES PRODUCCION

DRAGO NORTE 13D "U" Inf COMUNICACION BAJA PRODUCCION

DRAGO NORTE 15D "Uinf" BAJO AISLAMIENTO MOTOR FASE A TIERRA

DRAGO NORTE 16D "Uinf" BAJO AISLAMIENTO MOTOR FASE A TIERRA

Total Pozos 30 Razones de Pulling 136

Fuente: Well Status_SHS, Baker Hughes. Julio 2013


Con esta información correspondiente a 30 pozos, se tiene 136 razones de pulling, las cuales se las

puede presentar clasificándolas de acuerdo a los años en las que se manifestaron dichas fallas

operativas, como se muestra a continuación:

Tabla 6: Razones de pulling del sistema BES- Campo Shushufindi

AÑO RAZONES DE

PULLING RANGO DE TIEMPO (Días)

0-90 90-365 365-730 >730 1995 2 2 1996 4 2 2 1997 5 1 1 2 1 1998 2 1 1 1999 8 4 3 1 2000 9 4 3 1 1 2001 3 1 2 2002 6 4 2 2003 11 1 6 2 2 2004 11 2 3 4 2 2005 6 2 4 2006 3 2 1 2007 3 2 1 2008 6 2 1 3 2009 14 2 3 3 6 2010 10 2 2 1 5

71

AÑO RAZONES DE

PULLING RANGO DE TIEMPO (Días)

0-90 90-365 365-730 >730 2011 15 2 8 5 2012 18 7 10 1 2013 Total 136 26 53 30 27



La tabla presenta la distribución de los diferentes tipos de causas de pulling clasificándolas en periodos

de tiempo que ayudarán a identificar el tiempo de vida en operación de cada equipo.

GRAFICO 33: Razones de pulling por año Vs Run Life

Fuente: ESP SYSTEM - WELL STATUS CAMPO SHUSHUFINDI, Baker Hughes, Julio 2013


Este gráfico representa la distribución de las razones de pulling en función del tiempo correspondiente

a cada año, para evidenciar en que año se obtuvo una mayor cantidad de pulling ya sean por razones

directas o indirectas del campo Shushufindi.

0123456789

10

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

1

4 4

1 1 2 2 2 2

7

2 2 1

3 3 4

6

3 2 2 2

3 2

8

10

2 2 1 1 1

2 2 2

4

2 1

3

1

5

1 1 1 1 2 2

4

1 1

3

6 5

Núm

ero

de E

quip

os a

Pul

ling

Tiempo (años)

Razones de Pulling por Año VS Run life 0-90 90-365 365-730 >730Periodos de Tiempo

(Días)

72

GRAFICO 34: Total Razones de Pulling en función del tiempo de operatividad



Este gráfico muestra el número total de razones de pulling correspondientes a los distintos periodos de

tiempo.

4.1.2. Clasificación de los problemas de falla de los equipos BES

Para esta clasificación se realiza una censura correspondiente a:

Fallas directas: correspondientes a un valor de “1”, para fallas directas, componentes del equipo

Fallas indirectas: correspondientes a un valor de “0”, para equipos operando, equipos en espera de w.o,

equipos apagados, y equipos con fallas indirectas como el caso de las formaciones, datos censurados.

Como datos censurados se tienen:

Retiro de un equipo debido a un rediseño

Retiro de un equipo para trabajos de reacondicionamiento

Se pueden tener fallas en los equipos por agentes externos como:

26

53

30

27

Total Razones de Pulling en Función del Tiempo de Operatividad

0-90

90-365

365-730

>730

Total Equipos 136

Periodos de Tiempo (Días)

73

Fallas por mala operación

Fallas por rotura de tubería

Fallas de los equipos durante la operación

Fallas por condiciones de formación no previstas.

Tabla 7: Clasificación de las fallas según la censura - Campo Shushufindi

CLASIFICACIÓN DE LAS FALLAS SEGÚN LA CENSURA

POZO PARTE DEL EQUIPO CON FALLA CENSURA RUNLIFE

SHUSHUFINDI 52B CAPILAR NO PASA POR CASING POSIBLE COLAPSO 0 1

SHUSHUFINDI 53 CORTOCIRCUITO EN PENETRADOR 0 1

SHUSHUFINDI 75 BOMBAS ATASCADAS 1 1

SHUSHUFINDI 75 FALLA MOTOR . 1 1 SHUSHUFINDI

130D Taponamiento por solidos en la descarga. 0 1

AGUARICO 13D Bajo Aporte de la Formación 0 4

SHUSHUFINDI 52B CABLE VIEJO - BAJO AISLAMIENTO 1 6

SHUSHUFINDI 52B BOMBA ATASCADA POR SOLIDOS 1 7

SHUSHUFINDI 75 WORK OVER POR ALTO BSW 0 10

SHUSHUFINDI 23 SOLIDOS EN LAS BOMBAS 1 13

SHUSHUFINDI 28 COMUNICACION TUBING-CASING 0 16

SHUSHUFINDI 52B BOMBA ATASCADA POR SOLIDOS 1 17

SHUSHUFINDI 68 CABLE BAJO AISLAMIENTO 1 23

SHUSHUFINDI 28 MOTORES CORTO 1 27

SHUSHUFINDI 74 COMUNICACION TUBING CASING 0 36

SHUSHUFINDI 74 GOLPE EN CABLE 1 42

SHUSHUFINDI 74 COMUNICACION TUBING CASING 0 45 SHUSHUFINDI

111D Tubería en mal estado, necesario cambio de tubería y tipo 0 47

SHUSHUFINDI 26 COMUNICACION TBG - CSG 0 50

SHUSHUFINDI 87 COMUNICACION TBG-CSG 0 56

SHUSHUFINDI 92 BAJO AISLAMIENTO 1 61

SHUSHUFINDI 74 MOTORES BAJO AISLAMIENTO 1 73

SHUSHUFINDI 52B ATASCAMIENTO BOMBA 1 76

SHUSHUFINDI 68 TUBERIA OBALADA EN MAL ESTADO. 0 79

SHUSHUFINDI 53 CORTOCIRCUITO EN PENETRADOR 0 82

SHUSHUFINDI 68 CABLE UPPER CON BAJO AISLAMIENTO CON RESPRECTO A

TIERRA 1 84

SHUSHUFINDI 28 FALLA CONECTOR 0 86

SHUSHUFINDI 86 COMUNICACIÓN TUBING CASING 0 94


SHUSHUFINDI 74 CORTO CIRCUITO EN CABLE MLE 1 104

74




SHUSHUFINDI 28 MOTORES CORTO 1 110

SHUSHUFINDI 28 HUECO EN BHA DE PRODUCCION, EN NO-GO 0 111

SHUSHUFINDI 14 Arrastre del motor 0 119



SHUSHUFINDI 86 MOTORES CORTO 1 143 DRAGO NORTE

02D COMUNICACION TUBING CASING 0 143


SHUSHUFINDI 68 WORK OVER PARA CAMBIAR DE G2 A T SUP 0 156


SHUSHUFINDI 68 EQUIPO OPERO CON COMUNICACION TUBING CASING 0 160

SHUSHUFINDI 23 WORK OVER REDISEÑO 0 170

SHUSHUFINDI 28 COMUNICACIÓN TUBING CASING - CAE PRODUCCIÓN 0 170

SHUSHUFINDI 28 CONTAMINACIÓN DE MOTOR - SELLO CON CORROSIÓN 1 177 SHUSHUFINDI

119D TUBO DEL BHA SOBRE EL NOGO PRESENTA TRES HUECOS. 0 184

SHUSHUFINDI 28 FALLA CABLE 1 191 SHUSHUFINDI 19 WORK OVER REDISEÑO 0 193

SHUSHUFINDI 75 CIERRAN VALV EN SUPERFICIE, EXPLOTA DIFUSORES BOMBA 1 195

SHUSHUFINDI 28 CORROSIÓN EN MOTOR 0 196 SHUSHUFINDI 19 COMUNICACIÓN TUBING CASING - HUECO EN TUBERÍA 0 201 DRAGO NORTE

02D WORK OVER POR ALTO BSW 0 202 SHUSHUFINDI

119D COMUNICACION TBG-CSG 0 203

SHUSHUFINDI 28 DANO EN CALE DEBIDO A CAPILAR 1 215

SHUSHUFINDI 87 COMUNICACION TBG-CSG 0 218

SHUSHUFINDI 28 COMUNICACIÓN TUBING CASING - HUECO EN TUBERÍA 0 219

SHUSHUFINDI 75 WORK OVER POR ALTO BSW 0 231 SHUSHUFINDI


SHUSHUFINDI 52B MLE FALLA 1 242


SHUSHUFINDI 53 BOMBAS ATASCADAS - MOTOR OVERLOAD 1 254 SHUSHUFINDI 19 BOMBAS ATASCADAS CON ARENA (1/2 TUBO LLENO) 1 256

SHUSHUFINDI 52B COMUNICACION TUBING CASING 0 263


SHUSHUFINDI 52B MOTOR CON CORROSION - FALLA 0 271

SHUSHUFINDI 14 Hueco en housing del motor 0 276

SHUSHUFINDI 23 Comunicación TBG-CSG 0 279

SHUSHUFINDI 69 AGUJERO EN TUBERIA 0 279

75


POZO PARTE DEL EQUIPO CON FALLA CENSURA RUNLIFE SHUSHUFINDI 19 COMUNICACION TUBING -CASING 0 283

SHUSHUFINDI 68 AGUJERO EN TUBERIA 0 286

SHUSHUFINDI 68 CONECTOR FALLA 0 294

SHUSHUFINDI 74 BAJO AISLAMIENTO EN CABLE DE POTENCIA 1 304 SHUSHUFINDI 19 Comunicación TBG-CSG 0 326

SHUSHUFINDI 119D Motor con bajo aislamiento 1 333

SHUSHUFINDI 53 BOMBAS ATASCADAS 1 335 SHUSHUFINDI

111D Tubería en mal estado, necesario cambio de tubería y tipo 0 335

SHUSHUFINDI 74 GOLPE EN CABLE MLE 1 338

SHUSHUFINDI 76 TAPONAMIENTO EN NO-GO. 0 339

SHUSHUFINDI 69 BAJO AISLAMIENTO EN CABLE DE POTENCIA 1 359

SHUSHUFINDI 23 Comunicación TBG-CSG 0 397

SHUSHUFINDI 88 MLE FALLA 1 400

SHUSHUFINDI 53 TAPONAMIENTO EN NO-GO. 0 406

SHUSHUFINDI 76 COMUNICACION TUBING - CASING 0 429


SHUSHUFINDI 53 COMUNICACION TUBING - CASING 0 458 SHUSHUFINDI


DRAGO ESTE 05D Desbalance entre fases con bajo aislamiento 1 477

SHUSHUFINDI 75 Desbalance entre fases con bajo aislamiento 1 483

AGUARICO 13D Equipo a pesca daño en tuberia 0 485

SHUSHUFINDI 53 CORTOCIRCUITO EN PACKER 0 492

SHUSHUFINDI 76 COMUNICACION TUBING -CASING 0 535

SHUSHUFINDI 68 MOTOR CON BAJO AISLAMIENTO; EQUIPO A PESCA POR

ROTURA SEP GAS 1 544 DRAGO NORTE

13D COMUNICACION TUBING -CASING 0 550 DRAGO NORTE

16D COMUNICACION TUBING -CASING 0 550

SHUSHUFINDI 75 MOTOR FASE A TIERRA 1 554

AGUARICO 11D COMUNICACION TUBING -CASING 0 566

SHUSHUFINDI 68 MOTOR LOWER CON CORROSION - BURNED 1 573

SHUSHUFINDI 14 Comunicacion Tubing-Casing en la parada 121 0 590 SHUSHUFINDI

119D Pozo se apaga por UNDERLOAD, posible eje roto 1 592

SHUSHUFINDI 76 MOTOR FASE A TIERRA 1 625 SHUSHUFINDI 19 COMUNICACION TUBING -CASING 0 650

SHUSHUFINDI 74 BOMBAS ATASCADAS 1 653

SHUSHUFINDI 68 ROTURA EN SEPARADOR DE GAS EQUIPO A PESCA 1 660

SHUSHUFINDI 28 BAJO AISLAMIENTO DEL CABLE 1 672 SHUSHUFINDI

111D EQUIPO CON ANTECEDENTES DE ATASCAMIENTO 0 693

SHUSHUFINDI 86 BAJO AISLAMIENTO DE MOTOR 1 726

76



SHUSHUFINDI 68 MLE DANADO 1 729





SHUSHUFINDI 88 ROTURA SEP GAS POR CORROSION 0 809

SHUSHUFINDI 75 MOTOR FASE A TIERRA 1 857

SHUSHUFINDI 23 Sólidos en bombas 0 904

SHUSHUFINDI 68 MLE PRESENTA CORTOCIRCUITO A LA ALTURA DEL POT

HEAD. 1 913

SHUSHUFINDI 14 Cable, MLE y motor con bajo aislamiento 1 974

SHUSHUFINDI 92 MOTOR LOWER CON BAJO AISLAMIENTO 1 983 SHUSHUFINDI 19 COMUNICACION TUBING -CASING 0 992

SHUSHUFINDI 78 Cable, MLE y motor con bajo aislamiento 1 1083 DRAGO NORTE

06D TAPONAMIENTO DE INTAKE. OBSTRUCCION EN EL NO-GO 0 1087 DRAGO NORTE

15D COMUNICACIÓN TUBING CASING 0 1088

SHUSHUFINDI 23 Sólidos en bombas / Posible falla Mecánica 1 1122


SHUSHUFINDI 86 EQUIPO CON BAJO AISLAMIENTO 1 1200


SHUSHUFINDI 97 TAPONAMIENTO DE INTAKE. OBSTRUCCION EN EL NO-GO 1 1304


SHUSHUFINDI 14 Coupling Roto (Sello - Intake) 1 1329

SHUSHUFINDI 28 FALLA EN CABLE 1 1330

SHUSHUFINDI 88 FALLA EN CABLE 1 1396

SHUSHUFINDI 52B COMUNICACIÓN TUBING CASING 0 1406



SHUSHUFINDI 68 EQUIPO CON BAJO AISLAMIENTO 1 1804


SHUSHUFINDI 69 CAMBIO DE CABEZAL Y CAMBIO DE COMPLETACION 0 2454

Fuente: Paper (Estimating MTBF using Survival Analysis Techniques) Well Status_SHS, Baker Hughes.

Julio 2013


77

4.1.3. Análisis Técnico de fallas generadas en la operación del equipo BES Causa Indirecta

Con la ayuda del historial de fallas de las bombas electrosumergibles y los reportes de tear down de

cada uno de los casos, se analizó las principales fallas que afectan al sistema de levantamiento artificial

para la producción de crudo, para evidenciar estas fallas se presentará como ejemplo el caso del pozo

Shushufindi 69 el cual tiene un run day de 2454 días y salió por causa de pulling cambio de cabezal y

cambio de completación categorizado como “otros” con respecto a la censura.

Tabla 8: Descripción general pozo Shushufindi 69

Well SHUSHUFINDI 69 Casing 7" 26 LB/FT Customer EP PETROECUADOR Tubing 3 1/2" 9.3 LB/FT Field SHUSHUFINDI No of Joint 261 + 2 BHA Perforations 9141-9172 Motor Depth 8453 FT Reservoir "U" Intake Depth 8409 FT Depth 9177 FT API 17,6 º Motor 275 HP/ 2193 V/ 75 A KMHGX Runday 295 días

Pump 330 P12X

Last installation date October 8, 2012

Cable 1SOL/5KV/DL/90/LD/B/GAL/CAP3-8/GAL/F

Accessories

SE INSTALO CAPILAR DE PRESIÓN DE DESCARGA

Intake/ Sep. Gas

513/ GRSX H6 BAR2 CAP. 1/4" DESDE CENTRALIZADOR

Sensor WELLLIFT TIPO H Transformer

400 KVA

VSC 4500 GCS/ 519 KVA/ 12P Fuente: Well Status_SHS, Baker Hughes. Julio 2013


Tabla 9: Historial de reacondicionamiento pozo Shushufindi 69

Historial de Workover y Fallas

IN OUT Runday Pulling Reason Observations 01-ene-05 26-dic-05 359 OTROS BAJO AISLAMIENTO EN CABLE DE POTENCIA 06-ene-06 27-sep-12 2456 OTROS CAMBIO DE CABEZAL Y CAMBIO DE COMPLETACION 08-oct-12 RUN Fuente: Well Status_SHS, Baker Hughes. Julio 2013


78

Tabla 10: Historial de producción del pozo Shushufindi 69

DATE QT BSW Qo Qw THP CHP P burbuja PIP T. Intake T. Motor PST GOR

BFPD % BOPD BWPD PSI PSI PSI PSI ºF ºF PSI SCF/STB

8-Oct-12 1296 100% 0 1296 52 10 1050 1338 218 252 3500 N/R

14-Oct-12 1022 76% 245 777 65 10 1050 1322 218 249 3500 N/R

21-Oct-12 1137 76% 273 864 52 10 1050 1311 218 249 3500 10

28-Oct-12 997 76% 239 758 63 10 1050 1300 218 249 3500 10

4-Nov-12 1205 76% 289 916 63 10 1050 1300 218 248 3500 10

11-Nov-12 1169 76% 281 888 53 10 1050 1277 218 247 3500 84

18-Nov-12 920 76% 221 699 53 10 1050 1277 218 247 3500 13

25-Nov-12 920 76% 221 699 55 10 1050 1288 218 247 3500 13

2-Dec-12 983 76% 236 747 58 10 1050 1277 218 247 3500 57

9-Dec-12 1083 76% 260 823 58 10 1050 1266 218 247 3500 60

16-Dec-12 1163 76% 279 884 60 10 1050 1260 210 245 3500 60

23-Dec-12 1030 76% 247 783 60 10 1050 1260 210 245 3500 74

29-Dec-12 1003 76% 241 762 60 10 1050 1268 210 245 3500 74

6-Jan-13 1074 76% 258 816 60 10 1050 1268 210 245 3500 78

13-Jan-13 997 76% 239 758 50 10 1050 1285 210 246 3500 245

20-Jan-13 1020 76% 245 775 65 10 1050 1280 220 246 3500 323

27-Jan-13 1017 76% 244 773 65 10 1050 1276 220 246 3500 58

3-Feb-13 1017 76% 244 773 50 10 1050 1306 218 246 3500 58

10-Feb-13 979 76% 235 744 55 10 1050 1312 220 246 3500 107

17-Feb-13 1062 76% 255 807 50 10 1050 1321 220 246 3500 17

24-Feb-13 1062 76% 255 807 50 10 1050 1321 220 246 3500 17

3-Mar-13 882 76% 212 670 50 10 1050 1321 220 246 3500 17

10-Mar-13 832 76% 200 632 75 10 1050 1325 220 246 3500 64

17-Mar-13 772 76% 185 587 100 10 1050 1272 220 249 3500 373

24-Mar-13 777 76% 186 591 115 10 1050 1272 218 249 3500 346

7-Apr-13 946 76% 227 719 70 10 1050 1260 218 249 3500 211

14-Apr-13 924 76% 222 702 58 10 1050 1250 218 248 3500 74

21-Apr-13 889 76% 213 676 70 10 1050 1304 218 249 3500 296

28-Apr-13 969 76% 233 736 75 10 1050 1301 218 249 3500 318

5-May-13 969 76% 233 736 60 10 1050 1327 217 249 3500 318

12-May-13 961 76% 231 730 60 10 1050 1334 217 249 3500 308

19-May-13 961 76% 231 730 60 10 1050 1369 217 249 3500 308

26-May-13 924 76% 222 702 50 10 1050 1377 218 248 3500 211

2-Jun-13 928 76% 223 705 55 10 1050 1386 218 248 3500 58

9-Jun-13 864 76% 207 657 55 10 1050 1397 218 248 3500 266

16-Jun-13 861 76% 207 654 55 10 1050 1415 217 248 3500 251

24-Jun-13 POZO ESPERA TRABAJOS DE WO POR PRESENTAR CIRCUITO ABIERTO ENTRE FASES Y BAJO AISLAMIENTO



79

Tabla 11: Comentarios generales del Historial del pozo Shushufindi 69

2012 COMENTARIOS GENERALES SHUSHUFINDI 69

08-Oct-12 SALE DE WO PARAMETROS, ESTABILIZANDOSE.

14-Oct-12 PARAMETROS, ESTABLES

22-Oct-12 SHUTDOWN POR PROBLEMAS EN LA GENERACION, FUERA DE OPERACION UNIDAD JUSTICE SUR - OESTE

31-Oct-12 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PARAMETROS ELECTRICOS NORMALES Y ESTABLES, PRODUCCION SE MANTIENE ESTABLE. INSTALACION DE SENSOR INALAMBRICO PARA MEDIR PCSG.

05-Nov-12 SHUTDOWN POR PROBLEMAS EN LA GENERACION, FUERA DE OPERACION UNIDAD JUSTICE SUR - OESTE

14-Nov-12 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PARAMETROS ELECTRICOS NORMALES Y ESTABLES, PRODUCCION SE MANTIENE ESTABLE.

21-Nov-12 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PARAMETROS ELECTRICOS NORMALES Y ESTABLES, PRODUCCION SE MANTIENE ESTABLE.

28-Nov-12 SHUTDOWN POR PROBLEMAS EN LA GENERACION.

05-Dec-12 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PARAMETROS ELECTRICOS NORMALES Y ESTABLES, PRODUCCION SE MANTIENE ESTABLE.



09-Jan-13 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PARAMETROS ELECTRICOS NORMALES Y ESTABLES, PRODUCCION SE MANTIENE ESTABLE.




06-Feb-13 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PARAMETROS ELECTRICOS NORMALES Y ESTABLES, PRODUCCION SE MANTIENE ESTABLE.

13-Feb-13 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PARAMETROS ELECTRICOS NORMALES Y ESTABLES, PRODUCCION SE MANTIENE ESTABLE. SE INCREMENTA PI SE RECOMIENDA DRENAR GA

20-Feb-13 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PARAMETROS ELECTRICOS NORMALES Y ESTABLES, PRODUCCION SE MANTIENE ESTABLE.

27-Feb-13 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PRODUCCION BAJA YA QUE LA PRESION DE CABEZA SE INCREMENTA EN 25PSI. 06-Mar-13

BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PRODUCCION BAJA YA QUE LA PRESION DE CABEZA SE INCREMENTA EN 20PSI. PRUEBA DE PROIDUCCION NO ACTUAL SEPARADOR DE PRUEBA NO OPERATIVO

09-Mar-13 INCREMENTO DE FRECUENCIA DE 51@53HZ EN RAMPA DE ACELERECION DE 48 HORAS.

20-Mar-13

BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, PRODUCCION BAJA SE REQUIERE CHEQUEO DE SEPARADOR DE PRUEBAS Y ACTUALIZAR LA PRUEBA PARA VERIFICAR SI INCREMENTO DE PRODUCCION LUEGO DEL INCREMENTO DE FRECUENCIA.

16-Apr-13 BOMBA OPERA DENTRO DE RANGO, SE ARREGLA MANIFOLD DE LA LOCACION. 08-May-13 PI CON TENDENCIA A INCREMENTARSE. 15-May-13

PERSISTE PIP CON TENDENCIA A INCREMENTARSE. PRUEBA DE PRODUCCION SALE NORMAL, SEGUIMIENTO LA PRODUCCION Y PIP.

22-May-13

PERSISTE PIP CON TENDENCIA A INCREMENTARSE, SEGUIMIENTO DE LA PRODUCCION Y PIP. ACTUALIZAR PRUEBA PARA CONFIRMAR SU PRODUCCION

26-May-13

PERSISTE PIP CON TENDENCIA A INCREMENTARSE,PRUEBAS DE PRODUCCION SALE NORMALES NO HAY PERDIDA DE PRODUCCION SE RECOMIENDA MONITOREAR PRODUCCION.

05-Jun-13 PERSISTE PIP CON TENDENCIA A INCREMENTARSE,PRUEBAS DE PRODUCCION SALE NORMALES, SE RECOMIENDA MONITOREAR PRODUCCION.REALIZAR SALINIDAD DE FLUIDO.

12-Jun-13 PERSISTE PIP CON TENDENCIA A INCREMENTARSE,PRUEBAS DE PRODUCCION TENDENCIA A BAJAR, SE RECOMIENDA MONITOREAR PRODUCCION.REALIZAR SALINIDAD DE FLUIDO. ACTUALIZAR PRUEBA.

24-Jun-13 POZO ESPERA TRABAJOS DE WO POR PRESENTAR CIRCUITO ABIERTO ENTRE FASES Y BAJO AISLAMIENTO CON RESPECTO ATIERRA POR POSIBLE DESPRENDIMIENTO DE TUBERIA.



80

GRAFICO 35: Producción pozo Shushufindi 69



Esta gráfica representa la tendencia de presión de entrada de la bomba, producción de petróleo de acuerdo al historial de producción del campo Shushufindi 69.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

8-O

ct-1

2

25-N

ov-1

2

13-J

an-1

3

3-M

ar-1

3

28-A

pr-1

3

16-J

un-1

3

Qo,

BO

PD -

PIP,

psi

QT,

BFP

D

Producción y Rango SSF 69

Series5 Gross Production Oil PIP

81

GRAFICO 36: Presión de Intake, THP, Tm, Tint pozo Shushufindi 69



Esta gráfica muestra los parámetros de fondo del pozo Shushufindi 69 hasta el momento en el que entro a trabajos de reacondicionamiento de pozo.

0

50

100

150

200

250

300

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

8-O

ct-1

2

25-N

ov-1

2

13-J

an-1

3

3-M

ar-1

3

28-A

pr-1

3

16-J

un-1

3

THP,

Tm

otor

, Tin

take

Pres

ión

inta

ke

Rango de Presion intake , THP, Tm, Tint SSF 69

PIP THP T. Intake T. Motor

82

Tabla 12: Amperajes del motor y variador de velocidad del pozo Shushufindi 69



Amp A Amp B Amp C Motor Frec. VSD A-B B-C A-C A-G B-G C-G

% Load Hz Amp VOLT VOLT

54 51 46 72,0 56,0 274 1752 1751 1756 1015 1012 1015

56 54 51 74,7 51,0 274 1752 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 274 1752 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 274 1752 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 274 1757 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 273 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 273 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 273 1757 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 273 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 273 1757 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 273 1757 1758 1760 1018 1014 1019 56 54 51 74,7 51,0 273 1757 1758 1760 1018 1014 1019

56 54 51 74,7 51,0 273 1757 1758 1760 1018 1014 1019 43 57 53 76,0 53,0 285 1820 1818 1821 1053 1047 1051 50 57 53 76,0 53,0 285 1820 1814 1816 1054 1043 1052

50 57 53 76,0 53,0 285 1814 1820 1816 1054 1043 1052 48 56 53 74,7 53,0 285 1810 1815 1807 1057 1050 1054

48 56 53 74,7 53,0 285 1810 1815 1807 1057 1050 1054 48 56 53 74,7 53,0 285 1810 1815 1807 1057 1050 1054 49 56 53 74,7 53,0 285 1822 1824 1828 1050 1052 1052

49 56 53 74,7 53,0 285 1822 1824 1828 1050 1052 1052 49 56 53 74,7 53,0 285 1822 1824 1828 1050 1052 1052

51 55 53 73,3 53,0 288 1820 1821 1830 1051 1052 1055 51 55 53 73,3 53,0 288 1820 1821 1830 1051 1052 1055

51 55 53 73,3 53,0 288 1820 1821 1830 1051 1052 1055 51 55 53 73,3 53,0 286 1820 1821 1830 1051 1052 1055

83

GRAFICO 37: Rango de frecuencia, voltaje, amperaje pozo Shushufindi 69



Esta gráfica presenta un aumento de la frecuencia de operación y por ende al aumentar la frecuencia

aumenta el voltaje y el amperaje respectivamente.

Tabla 13: Run life del pozo Shushufindi 69

60 HZ Run Life

PUMP BPD MIN BPD BEP

BPD MAX

Mínimo

Optimo

Máximo

Máx. p/gráf.

Runlife Esperado

% de avance Acum

P12 700 1200 1600 653 1120 1493 840 410 0% 0

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 1% 6 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 3% 13

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 5% 20 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 7% 27 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 8% 34

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 10% 41 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 12% 48

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 13% 55 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 15% 62 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 17% 69

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 19% 76 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 20% 82

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 22% 90 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 24% 97

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

8-O

ct-1

2

25-N

ov-1

2

13-J

an-1

3

3-M

ar-1

3

28-A

pr-1

3

16-J

un-1

3

Hz

- Am

ps

VOLT

S m

otor

Rango de Frecuencia - Voltaje - Amperaje SSF 69

VOLTAJE FRECUENCIA AMPERAJE

84

60 HZ Run Life

PUMP BPD MIN BPD BEP

BPD MAX

Mínimo

Optimo

Máximo

Máx. p/gráf.

Runlife Esperado

% de avance Acum

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 25% 104 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 27% 111

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 29% 118 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 30% 125

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 32% 132 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 34% 139 P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 36% 146

P12 700 1200 1600 595 1020 1360 765 410 37% 153 P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 39% 160

P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 41% 167 P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 44% 181 P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 46% 188

P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 48% 195 P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 49% 202

P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 51% 209 P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 53% 216

P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 54% 223 P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 56% 230 P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 58% 237

P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 60% 244 P12 700 1200 1600 618 1060 1413 795 410 61% 251

P12 700 1200 1600 0 0 0 0 410 63% 259



GRAFICO 38: Producción pozo Shushufindi 69



3%

8%

13%

19%

24%

29%

34%

39%

46%

51%

56%

61%

0%50%100%150%200%250%300%350%400%450%500%550%600%

0200400600800

10001200140016001800200022002400

8-O

ct-1

2

25-N

ov-1

2

13-J

an-1

3

3-M

ar-1

3

28-A

pr-1

3

16-J

un-1

3

Run

life,

Día

s

Runlife Acumulado del equipo ESP pozo SSF 69

Runlife acumulado equipo Meta de Runlife % Avance de Runlife

85

Esta gráfica muestra el run life del equipo el cual no sobrepasó el tiempo de garantía correspondiente a

los 410 dias de operación.

Una vez analizada esta información, se procede a utilizar el último reporte de instalación equipo BES

que se muestra en el ANEXO J para de esta manera poder recopilar la mayor cantidad de información

posible como se muestra a continuación:

Información del equipo que entra a tear down

Tabla 14: Descripción del equipo pozo Shushufindi 69

EQUIPMENT SERIAL NUMBER DESCRIPTION BOMBA 01F-06384 68 FPMTARMH6X 1:5 BOMBA 01F-10764 209 FPMTARMH6X 1:5 BOMBA 01F-10667 20 FCNPSH SEP. GAS 42G-48051 GRSXH6BAR2 SELLO 31G-98217 GST3DBXH6GHLPFS MOTOR 21K-81211 190 HP/ KMHGXHL SENSOR 55C-0001110 CENTINEL

RAZON DE PULLING:

Apagado manualmente / workover por fuga de gas en cabezal.

RUN LIFE (DIAS):

2454

FECHA DE INSTALACION: Enero 06, 2006 FECHA DE PARADA:

Septiembre 27, 2012

FECHA DE PULLING:

Septiembre 30, 2012



Tear Down de cada componente del equipo BES descrito en la parte superior.

86

Tabla 15: Inspección y desensamble de la Bomba superior del pozo Shushufindi 69

Fuente: Centrilift Disassembly and Inspection Form. Julio 2013


Customer: EPP Well: SHUSHUFINDI 69 #16

Model: 68 FPMTARMH6X 1:5 Serial #:

Fecha Instalación: Enero 06, 2006 Razon de Pulling: Apagado manualmente / workover por fuga de gas en cabezal.Fecha de Parada: Septiembre 27, 2012 Runlife (dias):Fecha de Pulling: Septiembre 30, 2012

Housing O-Rings EjeCondiciones del Housing Tipo de Corrosión Base Rotación Condicion chavetero /chaveta Movimiento Axial

X Corrosión Un lado Calentamiento X Rugoso Picaduras Cortado X AtascadoEscala X Picaduras al azar Daño Atascado 1-Lado gastado roto ExcesivoDecoloración por calor Localizada X Bueno Ruptura X Desgaste concentrico Laminado NormalMarkas de arrastre General Cabeza Normal Típico Retorcido Tubo de Compresión Erosión en Housing Erosión Calentamiento Juego del eje X bueno BuenoArena Electrica Daño X Excesivo Normal UsadoMarcas por Vibración(MLE) Ninguna X Bueno ComentariosBueno

Desgaste de Impulsor y difusor Top BearingDesgaste Upthrust Desgaste Downthrust Erosión Desgaste del Cubo Desgaste del faldon Condiciones del Bushing Condiciones buje

X Washer con marcas X Washer con marcas Brillante Leve Leve Marcado MarcadoWasher perdido Washer perdido Perdida del Metal Un-Lado X Corte seccion washer Agrietado AgrietadoWasher fatigado (giro) Washer fatigado (giro) X Desgaste en los álabes X Concentrico Desgaste Severo X Desgastado X DesgastadoDesgaste de Metal Desgaste de Metal Ninguno Desgaste a travez del cubo Roto Decoloración por calor Decoloración por calorDesgaste en superficie Desgaste en superficie Agrietamiento en la chaveta Ninguno Giro BuenoNinguno Ninguno Bueno

Cabeza Base Sujetadores CojineteAR Daños de rosca Daños de rosca Roto AR Soporte Radial AR Soporte de empujeDoblado Doblado Corrosión Ninguno NingunoTapado Tapado Perdido Agrietado @ chaveta Agrietado @ buje

X Corrosion X Corrosión X OK Astillado AstilladoErosion Erosión X Desgastado DesgastadoBueno Bueno Perdido Perdido

Bueno X Bueno

Cojinete AR Taponamiento Misc.AR Soporte Radial AR Soporte de empuje Taponamiento Material de taponamiento Taponamiento Máximo Metal con Corrosión Problema principalNinguno Ninguno X Cabeza No encontrado Ninguno X Ninguno NingunoAgrietado @ chaveta Agrietado @ Brida etapas superiores X Arena X 0-25% Acero inoxidable TaponamientoAstillado Astillado Etapas intermedias escala 25-50% Acero al carbon CorrosiónDesgastado Desgastado Etapas inferiores Asfaltenos 50-75% Bronce ErosiónPerdido Perdido Base Parafinas 75-100% Monel Desgaste Radial

X Bueno X Bueno malla Caucho Niresist Desgaste de empujeSin Taponamiento Sedimentos Desconocido

Limalla metalica X Otros (Ver ComentariosOtros (Ver comentarios)

COMMENTS:

INSPECTED BY: DATE: Octubre 24, 2012 CENTRILIFT REPRESENTATIVE:

* SOLIDOS ENCONTRADOS EN ETAPAS DE SECCION DE CABEZA, Y EJE CON SIGNOS DE FATIGA RADIAL.

Cen

trili

ft D

isas

sem

bly

and

Insp

ectio

n Fo

rm

Bomba01F-06384

2456

* PRESENCIA DE CORROSION EN HOUSING, BASE Y CABEZA.* IMPULSORES CON DESGASTE EN CUBO, FALDON Y ALABES.

87

Tabla 16: Inspección y desensamble de la Bomba media del pozo Shushufindi 69




Model: 209 FPMTARMH6X 1:5 Serial #:



X Corrosión Un lado Calentamiento X Rugoso Picaduras Cortado X AtascadoEscala X Picaduras al azar Daño Atascado 1-Lado gastado roto ExcesivoDecoloración por calor Localizada X Bueno Ruptura X Desgaste concentrico Laminado NormalMarkas de arrastre General Cabeza Normal Típico Retorcido Tubo de Compresión Erosión en Housing Erosión Calentamiento Juego del eje X bueno BuenoArena Electrica Daño X Excesivo Normal UsadoMarcas por Vibración(MLE) Ninguna X Bueno Comments: Bueno




X Corrosion X Corrosión X OK Astillado AstilladoErosion Erosión X Desgastado X DesgastadoBueno Bueno Perdido Perdido

Bueno Bueno

Cojinete AR Taponamiento Misc.AR Soporte Radial AR Soporte de empuje Taponamiento Material de taponamiento Taponamiento Máximo Metal con Corrosión Problema principalNinguno Ninguno Cabeza X No encontrado X Ninguno X Ninguno NingunoAgrietado @ chaveta Agrietado @ Brida etapas superiores Arena 0-25% Acero inoxidable TaponamientoAstillado Astillado Etapas intermedias escala 25-50% Acero al carbon CorrosiónDesgastado Desgastado Etapas inferiores Asfaltenos 50-75% Bronce ErosiónPerdido Perdido Base Parafinas 75-100% Monel Desgaste Radial

X Bueno X Bueno malla Caucho Niresist Desgaste de empujeX Sin Taponamiento Sedimentos Desconocido


COMMENTS:


* EJE CON SIGNOS DE FATIGA RADIAL.

Bomba01F-10764

Cen

trili

ft D

isas

sem

bly

an

d In

spec

tio

n F

orm

2456


88

Tabla 17: Inspección y desensamble de la Bomba baja del pozo Shushufindi 69




Model: 20 FCNPSH Serial #:



X Corrosión Un lado Calentamiento Rugoso Picaduras Cortado X AtascadoEscala X Picaduras al azar Daño Atascado 1-Lado gastado roto ExcesivoDecoloración por calor Localizada X Bueno Ruptura X Desgaste concentrico Laminado NormalMarkas de arrastre General Cabeza X Normal Típico Retorcido Tubo de Compresión Erosión en Housing Erosión Calentamiento Juego del eje X bueno BuenoArena Electrica Daño X Excesivo Normal UsadoMarcas por Vibración(MLE) Ninguna X Bueno Comments: Bueno




X Corrosion X Corrosión X OK Astillado AstilladoErosion Erosión Desgastado X DesgastadoBueno Bueno Perdido Perdido

X Bueno Bueno

Cojinete AR Taponamiento Misc.AR Soporte Radial AR Soporte de empuje Taponamiento Material de taponamiento Taponamiento Máximo Metal con Corrosión Problema principalNinguno Ninguno Cabeza X No encontrado X Ninguno X Ninguno NingunoAgrietado @ chaveta Agrietado @ Brida etapas superiores Arena 0-25% Acero inoxidable TaponamientoAstillado Astillado Etapas intermedias escala 25-50% Acero al carbon CorrosiónDesgastado Desgastado Etapas inferiores Asfaltenos 50-75% Bronce ErosiónPerdido Perdido Base Parafinas 75-100% Monel Desgaste Radial

X Bueno X Bueno malla Caucho Niresist Desgaste de empujeX Sin Taponamiento Sedimentos Desconocido


COMMENTS:


* EJE CON SIGNOS DE FATIGA RADIAL.

Bomba01F-10667

Cen

tril

ift

Dis

asse

mb

ly a

nd

In

spec

tio

n F

orm

2456


89

Tabla 18: Inspección y desensamble del Intake y Separador de Gas del pozo Shushufindi- 69




Model: GRSXH6BAR2 Serial #:


Housing O-RingsCondiciones del Housing Tipo de Corrosión Agujeros Sujetadores O-Rings Condición

X Corrosión Un lado Corrosión Rotos Falla Base-Housing RetorcidoEscala X Picaduras al azar X Erosión Corrosión Falla Cabeza-Housing DesgarradoDecoloración por calor Localizada Electricos Perdidos X Bueno CortadoMarkas de arrastre NA Ninguno X OK PerdidoErosión en Housing EndurecidoArena COMMENTS: Daño descompresiónMarcas por Vibración(MLE) X BuenoBueno

EjeRotación Juego del eje Condición del cuerpo princiEstriado superior Estriado inferior Movimiento Axial Rugoso Superior Inferior Picadura Roto Roto AtrancadoAtascado Excesivo Excesiva 1-Lado gastado Desgastado Desgastado ExcesivoRoto X Normal X Normal Desgaste concentrico X Bueno X Bueno X Normal

X Normal X TípicoCOMMENTS:

Intake Partes RotativasCondición Intake Malla Condicion del bushing Condición buje Vano Guías Inductor Difusor

X Bueno X Bueno Marcado Marcado Corrosión Corrosión CorrosiónDaño en rosca Perdido Agrietado Agrietado Desgaste Abrasivo Leve Desgaste Abrasivo Leve Desgaste Abrasivo LErosión Abollado X Desgastado X Desgastado Desgaste Abrasivo severo Desgaste Abrasivo severo Desgaste Abrasivo sCorrosión Colapsado Decoloración por calor Decoloración por calor Agrietamiento/Daño Agrietamiento/Daño Agrietamiento/Daño

Desgastado Giro libre Bueno X Desgaste X Desgaste X DesgasteRoto Bueno

Base Base BaseBase Condicion del bushing Condición buje Desgaste del espaciador Difusor Rotor CrossoverDaño en rosca X Marcado Marcado Corrosión Corrosión Corrosión CorrosiónDobléz Agrietado Agrietado Erosión X Desgaste Abrasivo Leve X Desgaste abrasivo ligero Desgaste Abrasivo Leve

Tapado Desgastado/Sobredimens X Desgaste Concentrico Lavado Desgaste Abrasivo severo desgaste abrasivo severo Desgaste Abrasivo severo

X Corrosión Decoloración por calor Desgaste Exéntrico Down Thrust Agrietamiento/Daño Agrietado Agrietamiento/DañoErosión Giro Decoloración por calor Up Thrust Desgaste Desgastado DesgasteBueno Bueno Bueno OK

COMMENTS:

INSPECTED BY: DATE: Octubre 24, 2012 CTL REPRESENTATIVE:

Cen

trili

ft D

isas

sem

bly

an

d In

spec

tio

n F

orm

INTAKE/GASSEP

* ORFICIOS DE ADMISION EROSIONADOS Y LIBRES DE SOLIDOS U OBSTRUCCIONES.* PRESENCIA DE CORROSION EN TODO EL COMPONENTE.

42G-48051

2456

90

Tabla 19: Inspección y desensamble del Sello o Protector del pozo Shushufindi- 69




Model: GST3DBXH6GHLPFS Serial #: 31G-98217

Fecha Instalación: Enero 06, 2006 Razon de Pulling: Apagado manualmente / workover por fuga de gas en cabezal.Fecha de Parada: Septiembre 27, 2012 Runlife (dias):Fecha de Pulling: Septiembre 30, 2012Condición Housing Tipo de Corrosión Localización de la Corrosión Marcas en cabeza Base / Guías O-Rings

X Corrosión Un Lado Housing superior Housing superior Daño en roscas O-Rings CondiciónDecoloración por caX Picaduras al azar Housing medio Housing medio Abollado Falla Base-Housing RetorcidoMarkas de arrastre Localizado Housing bajo Housing bajo Taponado Falla Cabeza-Housing DesgarradoHousing Erosión NA Empuje Housing Empuje Housing X Corrosión Falla en tubo sellante PerdidoArena X Todo Todo Erosión X Bueno EndurecidoBueno Ninguno X Ninguno Bueno Daño descompresión

X Bueno

Eje Juego del eje Oil Holes Bujes ValvulaRotación Superior Taponado Comentarios W Guía superior S Marcados Fuga

Rugoso Excesivo X Bueno W Guía media T Retorcidos Arandelas corroidas

Atascado X Normal Movimiento Axial W Guía baja B Rotos Arandelas demasiado apretadas

Roto Inferior Atascado W Bearing Retenedor W Desgaste concentrico Sin arandelas

X Normal Excesiva Excesivo W Base D Decoloración por caloX Bueno

X Normal X Normal W Cabeza G Bueno Posición

Contaminación: Sellos Mecánicos:Presencia de agua Color de petróleo Contaminantes Cara rotativa Cara estacionaria Fuelle

X Sección superior F Full X Ambar Bronce Marcas leves X Marcas leves RígidoEn bolsa superior H Media Verde Acero X Desgaste moderado Rayaduras Elipticas Duro

X Sección media L Baja/ Ninguna X Negro Residuos de Epoxico Desgaste severo Rayaduras Típicas SuaveEn bolsa media 1 Sección superior Emulsionado X Otros Astillado Astillado RasgadoSección Baja 2 Sección media Limpio Ninguno Agrietado Agrietado X DesgastadoSección empuje 3 Sección baja Comentarios Perdido Perdido BuenoTodo 4 Sección empuje CONTAMINACION EN CAMARAS SUPERIOR Y MEDIA. Bueno Sin desgasteNinguna A Toda CAMARAS INFERIORES CON ACEITE TRABAJADO.

Tipo Bearing Condición Bearing Componentes de empujeSnap Ring Anillos partidos X High Load desgaste ligero Upthrust Down Thrust Aceite bombaFuera de sitio Dañados Glacier / EHL X Desgaste moderado Desgaste ligero Desgaste ligero DeformadoPresencia de agua X Buenos Solid Shoe Desgaste severo X Desgaste moderadoX Desgaste moderado DerretidoCorroido Bearing retenedor Otros Almoadillas rotas Desgaste severo Desgaste severo Destruido

X Bueno Corte en los pines TipoThrust Runner Agrietado Agrietado Agrietado BuenoX Bueno X Acero Decoloración por calor Decoloración por calor Decoloración por calor X N/A

Bolsa Carbon face Bueno Bueno BuenoRígido Rasgado

duro Agujero sobresfuerzoProblema PrincipalX Esponjoso Bueno Ninguna Ataque químico Desconocida Escala

Calentamiento Pérdida de capacidad X Otra (Ver comentarios) Abrasivos Corrosión

COMMENTS:

INSPECTED BY: DATE:Octubre 24, 2012

CTL REPRESENTATIVE:

Cen

trili

ft D

isas

sem

bly

and

Insp

ectio

n Fo

rm

* CAMARAS SUPERIOR Y MEDIA DEL SELLO UPPER CON CONTAMINACION. RESTO DE CAMARAS INFERIORES CON ACEITE TRABAJADO.* AFECCION RADIAL DE EJES EN SECCIONES DE SELLOS MECANICOS.* PRESENCIA DE CORROSION EN TODO EL COMPONENTE.

Sección Sello

2456

91

Tabla 20: Inspección y desensamble del Motor del pozo Shushufindi- 69



Page 1/2Customer: EPP Well: SHUSHUFINDI 69 #16

Model: 190 HP/ KMHGXHL Serial #:


Prueba de hermeticidad Recubrimiento Housing O-RingsPrueba de fuga con aire Recubrimiento Housing Condición Housing Tipo de Corrosión Hueco Sujetadores O-RingsI-Block X Metal X Corrosión Un lado Corrosión Rotos Falla Base-Housing Rosca de cabeza Pintado Escala X Picaduras al azar Erosión Corrosión Falla cabeza-Housing Rosca de base Hemp-a-dur Decoloración por calor Localizada Electrica Perdidos X BuenoPerto de valvula de llenado Monel/Epoxy Marcas de arrastre NA X Ninguna X OKPuerto del tapon de llenado Erosión Housing CondiciónTapón de drenaje Arena RetorcidoAgujero por Corrosión Bueno DesgarradoAgujero por explosión Cortado

X Ninguno Eje PerdidoRotación Juego lateral del eje Condición cuerpo Estriado superior Movimiento Axial DuroArrastre Superior Picaduras Roto Atascado Daño descompresiónBloqueado Excesivo 1-Desgaste en un lado Usado Excesivo X BuenoRoto X Normal X Desgaste concentrico X Bueno X Normal

X Normal Inferior Típico Estriado inferior Orificios lubricaciónExcesiva Roto Taponado

X Normal Usado X BuenoX Bueno

Cabeza Superior Bloque Aislante CablesCabeza Aceite @ Top Sedimentos aceite@ sup Condiciones del Buje IBlock Cables superiores Cables inferioresDaño rosca X Ambar X limalla de bronce Marcados Agrietado Cristalizados/AgrietadosCristalizados/AgrietadosAbollado Verde Cobre fundido Agrietados Quemado Aislante derretido Aislante derretido

X Corrosión Negro Limalla de acero X Usados Fundido Rasgado RasgadoErosión Emulsionado Ninguno Decoloración por calor Picado Retorcido RetorcidoBueno Claro Giro libre X Bueno Roto Roto

Bueno X Bueno X Bueno

Base BajaAlojamiento del eje a la cabeza Base Condiciones del buje Base magnética Aceite de la base sedimentos aceite @ Base Alojamiento del eje a la base

Rasgado Daño en la rosca Marcados X Ligera presencia de limallaX Ambar X Limalla de bronce RasgadoUsado Abollado Agrietado Moderada presencia de limalla Verde Cobre fundido UsadoDepositos de bronce X Corrosión Usado Excesiva presencia de limalla Negro Limalla de acero Depositos de bronce

X Bueno Erosion Decoloración por calor Limpia Emulsionado Ninguna X BuenoBueno Giro libre Claro

X Bueno

INSPECTED BY: DATE: Octubre 24, 2012 CTL REPRESENTATIVE:

MOTOR ÁGUINA 2 DEBE SER LLENADO Page 2/2

Centrilift Disassembly and Inspection Form MOTORCojinete de empuje Empuje

Tipo Cojinete Condición Cojinete Thrust Runner Chavetas Anillos partidosX High Load X Marcas leves Cerámica agrietada Perdido Dañados

Glacier Usado-Desecho Acero usado X Bueno X BuenosSolid Shoe Roto X BuenoOtra Bueno

Selección de un rotor típico y complete lo siguiente:Rotor seleccionado Condición del Rotor Condición Cojinete Cojinete buje Orificio de lubricación CondiciónT-Ring Arandelas de empuje

X Marcados OD usado X Uso - Concentrico Taponamiento Corte Dura/quebradizaDecoloración por calor X ID usado Uso - Excentrico Desalineado Blanco Uso severoCauchoso Giro libre Decoloración por calor X Libre Daño de giro X Menor usoBueno Arqueado Arqueado X Bueno Bueno

Daño por cristalización Daño por cristalizaciónBueno Bueno

Patrón de calentamiento Localización de quemadura Estado estator Presencia de agua Metales con Corrosión Problema principalCalentamiento @ Todas Partes I-Block/Pins X Desecho/scrap X Gotas Acero inoxidable NingunoCalentamiento @ parte baja Cables superiores Reparar/ secado 25% o menos Acero al Carbono Taponamiento

X Calentamiento @ parte superEmbobinado superior Bueno 50% o menos Bronce CorrosiónNinguna Rotor Bearing #________ 75% o menos Monel Erosión

Rotor #_________ 100% o menos Niresist Uso radialEmbobinado inferior Ninguna Desgaste de empujeCables inferiores DesconocidoNo identficada X Otros (ver comentarios)

X Ninguna

COMENTARIOS:

INSPECCIONADO POR: FECHA Octubre 24, 2012 CTL REPRESENTATIVE:

* CORROSION EXTERNA EN ESTATOR, BASE Y CABEZA.

* EQUIPO CON BALANCE DE FASES OK (1.4 Ohms) y AISLAMIENTO A TIERRA (1G Ohms)* ACEITE TRABAJADO EN EL INTERIOR.

MOTOR21K-81211

2456

##ALL

92

Tabla 21: Inspección y desensamble del Sensor Centinel del pozo Shushufindi- 69



Una vez categorizada toda la evidencia encontrada al realizar el tear down se procede a redactar un

reporte del análisis de falla como se muestra a continuación.

P/N: POZO

S/N: Cliente:

S/N (módulo): Inspector:

Ensayo: Reparación Inspección X

Daño físico: Corrosión Escala Arrastre Golpes Nuevo 1: Leve

Grado: 2 2: Moderado3: Severo

Ninguno Agua Crudo Limallas

2

Fecha: Octubre 24, 2012 nulo

Ps Lv: nulo

Hora: 3:00 PM nulo

nulo

SENSOR CON PARAMETROS DE LECTURA NULOS.

Representante Cliente: Aprobado:

Rechazado: X

Representante CTL:

RC/CE-019.REV.01

HOJA DE ENSAYO DE SENSORES

Datos de Placa:

SHUSHUFINDI 69 #16

55C-0001110 EPP

OK

Condición externa:

Aciete:

Contaminación: Rigidez Dieléctrica

Corr. Fuga

Observaciones:

Presencia:

Ensayo de Medición y ComunicaciónM

edic

ión:

PSI

12,00% Intake Temp.

Motor Temp.

Aislamiento:

93

Tabla 22: Información general del pozo Shushufindi- 69

FECHA INSTALACIÓN: 6-Jan-06 FECHA ARRANQUE: 6-Jan-06

FECHA PARADA: 27-Sep-12 FECHA PULLING: 30-Sep-12

DIAS DE CORRIDA: 2454 CAUSA GENERAL DE PULLING: Baja Producción

CAUSA ESPECÍFICA DE PULLING: Apagado Manual / Fuga de gas por el cabezal FECHA DESENSAMBLE: 24-Oct-12

REPRESENTANTE CLIENTE: REPRESENTANTE CENTRILIFT:

FECHA DE REPORTE: 27-Oct-12



Tabla 23: Descripción del equipo del pozo Shushufindi- 69

EQUIPO DESCRIPCIÓN SERIALES Bomba Superior 68 FPMTARMH6X 1:5 01F-06384 Bomba Media 209 FPMTARMH6X 1:5 01F-10764

Bomba Inferior 20 FCNPSH 01F-10667 Separador de Gas GRSXH6BAR2 42G-48051

Sello GST3DBXH6GHLPFS 31G-98217 Motor 190 HP/ KMHGXHL 21K-81211 Sensor CENTINEL 55C-0001110



94

OBSERVACIONES DEL PULLING

El equipo BES sale en las siguientes condiciones:

Giro del conjunto OK, descarga OK.

Giros de Bomba Superior, Media e Inferior Ok. Con presencia de sólidos calcáreos.

Intake: Giro Ok.

Sellos: Extensión de eje ok, giro de eje ok. Sólidos en el housing la condición de aceite en las cámaras

es la siguiente:

Sello Superior: Cámara Superior (Contaminación con Fluido del Pozo)

Cámara Media (Aceite Trabajado)

Cámara Inferior (Aceite Trabajado)

Sello Inferior: Cámara Superior (Aceite Trabajado)


Cámara Inferior (Aceite Trabajado)

Motor: Giro y extensión Ok. Medidas eléctricas Fase-Fase en balance (A-B=1.3 Ohms, B-C=1.3

Ohms, C-A=1.3 Ohms), y aislamiento a tierra de fases ok (2.0 G Ohms)

Sensor: Ok.

OBSERVACIONES DEL DESENSAMBLE

BOMBA SUPERIOR

La Bomba Superior presenta marcas de corrosión en su housing, base y cabeza. El equipo tiene un giro

de eje rugoso y desplazamiento axial nulo. Se retiran los componentes Base, Cabeza y Top Bearing del

equipo, evidenciándose la afectación por la corrosión en los componentes, y además o-rings con signos

de fatiga. Se extraen los componentes internos y se observa que los o-rings de los difusores están

también fatigados, sin signos de cristalización pero varios se encuentran rotos. Existe presencia de

sólidos en las paredes de impulsores y difusores, además se observa que el paso de sólidos causó

desgaste en las etapas. Este desgaste es visualmente perceptible en las secciones de cubo, faldón y

95

alabes de impulsores. Al inspeccionarlas dimensionalmente, se verifica desgaste con medidas por

debajo del rango permisible. El eje se inspecciona y se observan signos de fatiga radial.

BOMBA MEDIA

La Bomba Media presenta marcas de corrosión en el housing, base y cabeza. El equipo tiene un giro de

eje rugoso y desplazamiento axial nulo. Al remover los componentes Base, Cabeza y Top Bearing del

equipo, se evidencia la afectación por la corrosión y además se aprecian o-rings con signos de fatiga.

Se extraen los componentes internos y se observa que los o-rings de los difusores están también

fatigados, sin signos de cristalización y varios rotos. Existe presencia de sólidos en las paredes de

impulsores y difusores, además se observa que el paso de sólidos causó desgaste en las etapas. Este

desgaste es visualmente perceptible en las secciones de cubo, faldón y alabes de impulsores. Al

inspeccionarlas dimensionalmente, se verifica desgaste con medidas por debajo del rango permisible.

El eje se inspecciona y se observan signos de fatiga radial.

BOMBA INFERIOR

La Bomba Inferior presenta marcas de corrosión en el housing, base y cabeza. El equipo tiene un giro

de eje rugoso y desplazamiento axial nulo. Al remover los componentes Base y Cabeza del equipo, se

evidencia la afectación por la corrosión y además se aprecian o-rings con signos de fatiga.

El top bearing queda atrapado en el equipo. Los componentes internos no logran ser extraídos en el

banco de desensamble de bombas ya que además del top bearing atrapado el conjunto se encuentra

atascado en el interior.

SEPARADOR DE GAS

El Separador de Gas presenta marcas de corrosión en su exterior. Los orificios de admisión están libres

de taponamiento, y con signos de erosión. Los componentes rotatorios internos presentan desgaste y el

eje muestra signos de fatiga radial.

SELLO

Los Sellos Superior e Inferior presentan afectación por corrosión en sus housings, guías centrales,

bases y cabezas. El equipo presenta un giro de eje normal y extensión de eje ok. Al inspeccionar las

cámaras el Sello Superior se evidencia contaminación con fluido del pozo en el interior. En la

inspección de cámaras del Sello Inferior, se evidencia aceite trabajado dentro de las cámaras. Las

guías, base y cabeza presentan signos de corrosión, y o-rings con signos de fatiga. Las zapatas de

96

empuje (High load bearing, upthrust ring, thrust runner) con signos de desgaste. Los sellos mecánicos

presentan desgaste moderado. Finalmente el eje se inspecciona y se observa fatiga radial en la sección

de bujes y sellos mecánicos.

MOTOR

El Motor tiene un giro de eje normal, con aceite trabajado color ambar en su interior y con presencia de

limalla metálica. El exterior del estator, la base y cabeza presentan marcas de corrosión. El equipo se

encuentra con balance entre fases (AB=1.4 Ohms, BC=1.4 Ohms, CA=1.4 Ohms) y con bajo

aislamiento a tierra (1G Ohm). Se remueven la base y cabeza del equipo y se observan hilos de roscas

ok, y o-rings teniendo buena flexibilidad. No se evidencia contaminación a través de las Fill Valves o

conector MLE en la cabeza. Al extraer el conjunto rotórico se observan rotores con rasgos de fricción;

y rotor bearings con signos de fricción interna y externa. signos de calentamiento son apreciables en el

conjunto rotórico. Los bujes de rotor bearings se inspeccionan y muestran signos de desgaste radial. El

conjunto de zapatas de empuje (Bearing Shoe y Thrust Runner) muestran signos de fricción. Al realizar

la prueba de "Galga Pasante" al estator, el resultado es favorable. Finalmente se inspecciona el eje y se

observan signos de fatiga radial

SENSOR

El sensor se ensaya en el banco de pruebas, y muestra registros de lectura nulos.

ANÁLISIS DE FALLA

CAUSA DE FALLA

No se encuentra evidencia de falla en el equipo BES. La razón de pulling de estos equipos se debió a la

fuga de gas por la válvula del cabezal. Esta válvula presentó daños severos por corrosión

Tabla 24: Caracterización de la falla del pozo Shushufindi- 69

Componente Fallado: Equipo BES No Falla Sub Componente Fallado: Equipo BES No Falla

Causa General de Falla: Equipo BES No Falla Causa Específica de Falla: Equipo BES No Falla

Tipo de Falla: Indirecta



97

Tabla 25: Conclusiones y Recomendaciones del pozo Shushufindi- 69

Bomba Superior: 68 FPMTARMH6X 1:5 S/N : 01F-06384 Corrosión del componente y Desgaste en etapas.

Bomba Media: 209 FPMTARMH6X 1:5 S/N : 01F-10764 Corrosión del componente y Desgaste en etapas.

Bomba Inferior: 20 FCNPSH S/N : 01F-10667 Corrosión del componente y Desgaste en etapas.

Separador de Gas: GRSXH6BAR2 S/N : 42G-48051 Corrosión del componente y desgaste interno.

Sello: GST3DBXH6GHLPFS S/N : 31G-98217 Corrosión del componente. Aceite trabajado en sello inferior.

Motor : 190 HP/ KMHGXHL S/N : 21K-81211 Corrosión del componente. Desgaste en conjunto rotórico.

Sensor: CENTINEL S/N : 55C-0001110 Registros Nulos de lectura.



98

EVIDENCIAS

BOMBA SUPERIOR

GRAFICO 39: Bomba superior, Shushufindi 69

Fuente: Área Desensamble (Taller ALS), Baker Hughes, Julio 2013

Sólidos encontrados en la descarga.

Medidas de faldón de impulsor por debajo de rango (1.497 - 1.500plg)

Base y Cabeza con pittings de corrosión.

O-rings con signos de fatiga en difusores.

Sólidos causando taponamiento parcial de etapas y desgaste visual en región del faldón.

99

BOMBA MEDIA

GRAFICO 40: Bomba media, Shushufindi 69


Placa de Identificación con S/N 01F-79216

Corrosión exterior presente en el equipo.

Base y Cabeza con pittings de corrosión.

Sólidos causando taponamiento parcial de etapas y desgaste visual en región del faldón.

100

BOMBA INFERIOR

GRAFICO 41: Bomba inferior, Shushufindi 69


SEPARADOR DE GAS

GRAFICO 42: Separador de gas, Shushufindi 69


Componentes internos se traban en el banco de desensamble y se

envía la bomba a SCRAP.

Placa de Identificación con S/N 01F-10667

Corrosión exterior presente en el equipo.

Corrosión en el separador de gas, erosión en orificios de admisión y desgaste de componentes internos.

101

SELLO O PROTECTOR

GRAFICO 43: Sello o Protector, Shushufindi 69


MOTOR

Eje con signos de fatiga radial.

Tubos guías con perforaciones por trabajo con fluido del pozo.

Signos de corrosión en el exterior del equipo.

Zapatas con desgaste y signos de calentamiento.

Sello Lower declarado SCRAP.

Cámaras superiores contaminadas con fluido del pozo.

102

GRAFICO 44: Motor, Shushufindi 69


SENSOR CENTINEL

GRAFICO 45: Sensor, Shushufindi 69


Prueba de galga pasante al estator OK. Zapatas de empuje con desgaste.

Bujes de rotor bearings con desgaste radial y rotor bearings con signos de fricción en cara interna.

No existen signos de contaminación en sección de conector para MLE. Desgaste interno de buje de cabeza.

Corrosión al exterior del estator. Aceite del motor con presencia de limalla metálica.

Rotores con ciertos rasgos de fricción y marcas por

calentamiento.

Placa de identificación con S/N 55-0001110

Sensor con parámetros de lectura fuera de rango y corrosión externa. Se lo declara SCRAP.

103

4.1.3.1. Casos relevantes de los problemas en el campo

Temperatura del motor continúa subiendo

Problema: El equipo fue arrancado a 55 HZ y como no producía en superficie se aumento a 60 HZ, se

dejo operando por 10 minutos más y no se observó presencia de fluido, el equipo fue instalado con un

sensor de fondo, se observó que la temperatura del motor se incrementaba desde 230 ºF hasta 280 ºF en

10 minutos de operación y continuaba aumentando. (VERA J CURAY F, 2006)

Análisis de falla:

La temperatura del motor continua subiendo porque no tiene enfriamiento debido a que no hay

producción y el fluido que es el que acarrea la temperatura generada por el motor no se desplaza hacia

arriba, por lo tanto la temperatura se sigue acumulando a la altura del motor y los otros componentes de

fondo, este seria una causa de falla debido a que la información que se usó para el dimensionamiento

de la bomba no fue la correcta por ejemplo consideramos un PI mayor que el PI real del pozo, y como

resultado seleccionamos una bomba con un menor número de etapas.

A este tipo de falla se lo puede catalogar como bomba con insuficiente cantidad de etapas, como

recomendación realizar un rediseño de la bomba, ó incrementar la frecuencia y evaluar el pozo por

unas 48 horas.

Pozo con caída brusca de producción

Problema: un pozo que tiene una producción elevada, de pronto experimentó una bajada de

producción de un día a otro. (VERA J CURAY F, 2006)

Análisis de falla:

En este caso tenemos que la producción cae drásticamente, por lo que se recomienda incrementar la

frecuencia, para lograr que el amperaje de fondo incremente y consecutivamente la presión y la

temperatura de cabeza lo hagan. Al realizar esta acción si seguimos con el mismo problema podemos

pensar que hay comunicación entre los fluidos del tubing y del caising, lo cual explicaría la baja

104

notable de la producción, ó también si hacemos la prueba de presión y si esta prueba de presion esta

bien, se deberia analizar la posibilidad de que el eje de una de las bombas se rompió.

A este tipo de falla se lo puede catalogar como hueco en la tubería de producción, como

recomendación se debe parar el equipo y programar remoción o pulling del equipo de fondo.

Pozo sin producción y caída brusca de amperaje

Pozo sin producción y caída brusca de amperaje

Problema: un pozo que tiene una producción regular, de pronto el pozo se encontró sin producción, se

revisa el VSD y este había parado por Baja Carga, se rearranca el equipo BES pero el amperaje

alcanzado era muy bajo. (VERA J CURAY F, 2006)

Análisis de falla:

En este caso tenemos que el amperaje de consumo cayó notablemente, el pozo paro por baja carga, se

rearrancó el equipo incrementando la frecuencia y bajando la protección de baja carga para permitir

que este opere unos cuantos minutos, pero no se observó aumento de amperaje, no hay producción en

superficie y no hay presión en cabeza.

A este tipo de falla se lo puede catalogar como ruptura del eje, como recomendación se debe parar el

equipo y programar remoción o pulling del equipo de fondo.

Pozo con paulatina pérdida de producción

Problema: un pozo que arrancó con una producción de regular y en los últimos dos meses ha

experimentado una pérdida de producción. (VERA J CURAY F, 2006)

Análisis de falla:

En este caso se observó que la producción ha caído paulatinamente en un lapso de tiempo y el consumo

de amperaje de igual manera. La presión del intake ha ido incrementándose, se incrementó la

frecuencia pero el pozo volvió a su última producción. Todo esto es un indicativo de pérdida de

eficiencia de la bomba lo mas común por desgaste de las etapas, lo cual puede ser posible por la

presencia de abrasivos en el fluido.

A este tipo de falla se lo puede catalogar como bomba desgastada, como recomendación depende de la

decisión de la operadora, si se decide dejar operando el equipo ó se programa una remoción o pulling.

105

Pozo sin producción

Problema: un pozo que venia produciendo regularmente se evidencia una baja notoria del consumo de

amperaje, la presión de fondo se incrementó enormemente, la temperatura del motor se incrementó

paulatinamente hasta llegar a sobrepasar los límites de operación del motor y MLE. (VERA J CURAY

F, 2006)

Análisis de falla:

Se comienza a investigar y se encontró problemas en una válvula del manifold cerrada. Las acciones a

tomar frente a este tipo de situaciones serán: cortar el ingreso de energía al VSD, desconectar los

cables en la caja de venteo y tomar lecturas eléctricas del equipo de fondo y cable de superficie y si las

lecturas eléctricas Fase-Fase están balanceadas y las lecturas Fase-Tierra dan un valor aunque sea

mínimo entonces se procederá a abrir lentamente las válvulas de la línea de superficie o manifold y se

intentara dar un arranque al equipo.

A este tipo de falla se lo puede catalogar como válvula de superficie cerrada. Por error humano o

problema mecánico de la válvula, como recomendación si las lecturas eléctricas fase-fase están

desbalanceadas entonces se deberá realizar una programación de la remoción del equipo.

Excesivo amperaje en el arranque

Excesivo amperaje en el arranque

Problema: Se observa excesivo consumo de amperaje en el arranque de la bomba e incremento

durante la operación de esta. (VERA J CURAY F, 2006)

Análisis de falla:

Se comienza a investigar y se puede evidenciar, disminución de la producción, incremento de la

temperatura del motor, incremento de la presión de intake, por último la bomba no rearranca.

A este tipo de falla se lo puede catalogar como bomba trabada por sólidos, como recomendación es

importante medir el efecto back spin en la caja de venteo ya que esto nos puede dar el mismo efecto de

bomba atascada.

Generalmente cuando una bomba esta atascada y se mide el efecto back spin este puede ser nulo

(debido al atascamiento de la bomba).

106

Excesivo amperaje en el rearranque del equipo durante el rearranque del equipo

Problema: el equipo después de 15 días de operación presenta incrementos de amperaje en cortos

periodos de tiempo, la presión de fondo se ha incrementado muy levemente, la temperatura del motor

ha subido en 1ºF. (VERA J CURAY F, 2006)

Análisis de falla:

Frente a esta situación en el que se trato de rearrancar el equipo pero no arranco, se procede analizar

los sólidos en los fluidos, realizar uno o dos intentos de rearranque, revisar y hacer pruebas al

transformador elevador, y si aun a si el equipo no arranca, programar la remoción o pulling del equipo

de fondo. A este tipo de falla se lo puede catalogar como bomba trabada por formación de escala

(Carbonatos).

4.1.3.2. Caso relevante pozo Shushufindi 73 corrida 12 Causa Directa

Tabla 26: Información general del pozo Shushufindi- 73 corrida 12

FECHA INSTALACIÓN: 8-Jun-12 FECHA ARRANQUE: 8-Jun-12

FECHA PARADA: 19-Nov-12 FECHA PULLING: 27-Nov-12

DIAS DE CORRIDA: 164 CAUSA GENERAL DE PULLING: ELÉCTRICA

CAUSA ESPECÍFICA DE PULLING: BAJO AISLAMIENTO FECHA DESENSAMBLE: 29-Dec-12

REPRESENTANTE CLIENTE: REPRESENTANTE CENTRILIFT:

FECHA DE REPORTE: 9-Jan-13



107

Tabla 27: Descripción del equipo del pozo Shushufindi- 73 corrida 12

EQUIPO DESCRIPCIÓN SERIALES BOMBA SUPERIOR 68 538P23H6SSDX 01G-14514 BOMBA INFERIOR 104 538P23H6SSDX 01G-94540

SEP. GAS GRSXH6BAR2 42G-51279 SELLO GST3DBXH6GHLPFS 31G-60113 MOTOR 380 HP/ KMHGX 21K-78971 SENSOR WELL LIFT 205-00670



OBSERVACIONES DEL PULLING

El equipo BES sale en las siguientes condiciones:

Giro del conjunto: Trabado.

Bomba Superior: Giro Ok.

Bomba Inferior: Giro Ok.

Separador de Gas: Giro Ok.

Sellos: Extensión ok, giro de eje ok. La condición de aceite en las cámaras es la siguiente:

Sello Superior: Cámara Superior (Aceite Trabajado)


Cámara Inferior (Aceite Limpio)

Sello Inferior: Cámara Superior (Aceite Limpio)

Cámara Media (Aceite Limpio)

Cámara Inferior (Aceite Limpio)

108

Motor: Extensión de eje ok. Giro de eje trabado. Eléctricamente con Bajo Aislamiento y Desbalance de

Fases. Medidas eléctricas Fase-fase en balance (A-B=1.0 Ohms, B-C=1.0 Ohms, C-A=0.7 Ohms), y

aislamiento a tierra bajo (100K Ohms).

Sensor: Medidas Eléctricas OK.

El Cable Lower presenta daños físicos y eléctricos por el tubing punch realizado para poder controlar

el pozo. Cable Upper y Middle presenta daño eléctrico sin medida fase-fase y con un bajo aislamiento

en dos fases a tierra.

OBSERVACIONES DEL DESENSAMBLE

BOMBA SUPERIOR

La Bomba Superior del equipo BES presenta su housing en condición OK. La bomba tiene un giro de

eje ok y desplazamiento axial nulo. Se retiran los componentes Base, Cabeza y Top Bearing del equipo

y se evidencia buena condición mecánica de los mismos, además se observan sus o-rings con buena

flexibilidad e hilos de roscas ok. Se extraen los componentes internos y se observa que los o-rings de

los difusores tienen flexibilidad ok y sin signos de cristalización. Las etapas se encuentran sin

taponamientos y libres de sólidos. En la inspección visual se observa desgaste en faldón de impulsores

y bore de difusores. Al inspeccionarlas dimensionalmente, se verifica el desgaste en impulsores y

difusores con medidas por debajo del rango permisible (secciones de faldón y cubo de impulsores, y

bore en difusores). El eje se inspecciona y cataloga en condición mecánica ok.

BOMBA INFERIOR

La Bomba Inferior del equipo BES presenta su housing en condición OK. La bomba tiene un giro de

eje ok y desplazamiento axial nulo. Se retiran los componentes Base, Cabeza y Top Bearing del equipo

y se evidencia buena condición mecánica de los mismos, además se observan sus o-rings con buena

flexibilidad e hilos de roscas ok. Se extraen los componentes internos y se observa que los o-rings de

los difusores tienen flexibilidad ok y sin signos de cristalización. Las etapas se encuentran sin

taponamientos y libres de sólidos. En la inspección visual se observa desgaste en faldón de impulsores

y bore de difusores. Al inspeccionarlas dimensionalmente, se verifica el desgaste en impulsores y

difusores con medidas por debajo del rango permisible (secciones de faldón y cubo de impulsores, y

bore en difusores). El eje se inspecciona y cataloga en condición mecánica ok.

109

SEPARADOR DE GAS

El Separador de gas presenta su cuerpo, base y cabeza en condición mecánica ok. Los orificios de

admisión están libres de taponamiento, y sin signos de erosión. Las paredes interiores no presentan

acumulación de sólidos adheridos. Los componentes rotatorios internos presentan signos de desgaste.

El eje se inspecciona y cataloga en condición mecánica ok.

SELLO SUPERIOR

El Sello Superior de este equipo BES presenta un giro de eje normal y extensión de eje ok. El equipo

muestra sus housings en condición ok. Al inspeccionar interiormente el equipo, se encuentra

contaminación con fluido del pozo en las cámaras superior. Las cámaras media e inferior presentan

aceite trabajado. Las zapatas de empuje Upthrust ring y high load bearing presentan condición ok de

sus superficies, mientras que la Thrust Runner presenta ligero desgaste superficial. El retenedor está

libre de sólidos en su malla. Las guías, base y cabeza se encuentran en condición ok, manteniendo o-

rings en buen estado y sin daños en las roscas. Los sellos mecánicos presentan condición ok. Los tubos

guías ok. Finalmente el eje se inspecciona y cataloga en condición mecánica ok.

SELLO INFERIOR

El Sello Inferior presenta un giro de eje normal. El equipo presenta sus cuatro housings en condición

externa ok. Al inspeccionar el sello en el interior, se encuentra que sus cámaras presentan aceite

trabajado en el interior. La rigidez dieléctrica del aceite en las cámaras estuvo entre 19.9 y 22.1 kVDC.

Las zapatas de empuje Upthrust ring y high load bearing presentan condición ok de sus superficies,

mientras que la Thrust Runner presenta ligero desgaste superficial. El retenedor está libre de sólidos en

su malla. Las base, cabeza, y guías presentan buena condición mecánica, con hilos de roscas en buen

estado y o-rings con buena flexibilidad. Los sellos mecánicos en condición ok. Los tubos guías ok.

Finalmente el eje se inspecciona y cataloga en condición mecánica ok.

MOTOR

El Motor tiene un giro de eje atascado y extensión ok. En su interior, el aceite tiene condición de

"trabajado" con rigidez dieléctrica de 19.3 kVDC, y con presencia de limalla metálica. El exterior del

estator presenta ligeras marcaciones de arrastre. El equipo se encuentra con desbalance de fases

(AB=1.3 Ohms, BC=1.1 Ohms, CA=0.6 Ohms) y aislamiento a tierra nulo (0 Ohms). La base y cabeza

muestran condición general ok, con hilos de rosca ok, o-rings en buen estado pero con desgaste radial

en sus bujes centrales, además no hay evidencia de contaminación a través del insulation block o de sus

110

fill valves. Al extraer el conjunto rotórico, se observa rotores y rotor bearings sin signos de fricción,

excepto el rotor #10 que muestra evidencia de un cortocircuito. Los rotor bearings del motor,

incluyendo los aledaños al rotor #10 presentan condición ok y sin signos de fricción en su superficie.

Los rotores #4 y #5 presentan signos de humedad en sus superficies. Los bujes de rotor bearings

presentan ligero desgaste en la pared exterior. El conjunto de zapatas de empuje (Solid Bearing y

Thrust Runner) presentan ligero desgaste superficial. Al realizar la prueba al estator con "Bore Gauge",

el resultado es negativo. Se realiza una disección para evaluación eléctrica al estator y se determina el

lugar del cortocircuito en la zona del rotor #10. La muestra obtenida de la disección del estator, permite

observar el daño en el embobinado y la resina epóxica de aislamiento. Finalmente se revisa el eje y se

cataloga scrap por presentar signos de desgaste.

SENSOR WELL LIFT

El sensor presenta exterior ok. Se ensaya en banco de pruebas y se comprueba que los parámetros de

lectura son OK.

ANÁLISIS DE FALLA

CAUSA DE FALLA

La investigación y la evidencia del Tear Down, muestran que la condición de bajo aislamiento ocurre

debido al fallo de la resina epóxica que protege al embobinado del estator en la región del rotor #10. La

pérdida de protección para el aislamiento causó un cortocircuito en el motor, lo cual derivó en la causa

de pulling del equipo BES.

Tabla 28: Caracterización de la falla del pozo Shushufindi- 73 corrida 12

Componente Fallado: Motor Sub Componente Fallado: Epóxica del embobinado

Causa General de Falla: Manufactura Causa Específica de Falla: Ensamble estator

Tipo de Falla: Directa



111

Tabla 29: Conclusiones y Recomendaciones del pozo Shushufindi- 73 corrida 12

BOMBA SUPERIOR: 68 538P23H6SSDX S/N : 01G-14514

Componente con desgaste en etapas. REPARACION

BOMBA INFERIOR: 104 538P23H6SSDX S/N : 01G-94540

Componente con desgaste en etapas. REPARACION

SEP. GAS: GRSXH6BAR2 S/N : 42G-51279 Desgaste en componentes rotatorios internos. REPARACION

SELLO: GST3DBXH6GHLPFS S/N : 31G-60113 Cámaras superiores con contaminación, cámaras inferiores con aceite trabajado. REPARACION

MOTOR: 380 HP/ KMHGX S/N : 21K-78971 Conjunto Rotórico con cortocircuito en rotor #10. Estator y Eje scrap. COMPONENTE FALLADO.

SENSOR: WELL LIFT S/N : 205-00670 Registros de lectura OK. Limpieza Y Pruebas.



112

EVIDENCIAS

BOMBA SUPERIOR

GRAFICO 46: Bomba Superior, Shushufindi 73 corrida 12


Carburos de tungsteno en condición Ok. No se encontraron

carburos rotos.

Top Bearing en condición mecánica ok. Hilos de rosca y o-

ring ok.

Faldón con desgaste. Medidas por debajo de rango mínimo

permisible (1.872plg-1.875plg).

Cubo con desgaste. Medidas por debajo de rango mínimo


Placa de identificación con S/N 01G-14514

Base en condición mecánica ok. Hilos de rosca y o-ring ok.

Cabeza en condición mecánica ok. Hilos de rosca y o-ring ok.

Etapas sin obstrucciones por sólidos. Existe desgaste visualmente perceptible en impulsor y difusor.

113

BOMBA INFERIOR

GRAFICO 47: Bomba inferior, Shushufindi 73 corrida 12



Base en condición mecánica ok. Hilos de rosca y o-ring ok.

Cabeza en condición mecánica ok. Hilos de rosca y o-ring ok.

Cubo con desgaste. Medidas por debajo de rango mínimo


Carburos de tungsteno en condición Ok. No se encontraron

carburos rotos.

Etapas sin obstrucciones por sólidos. Existe desgaste visualmente perceptible en impulsor y difusor.

114

SEPARADOR DE GAS

GRAFICO 48: Separador de gas, Shushufindi 73 corrida 12


SELLO

Componentes rotatorios internos presentan desgaste superficial.

No fisuras detectadas.

Orificios de admisión sin sólidos atrapados y libres de erosión.


Componentes del separador de gas en condición general ok.

Paredes del separador de gas sin sólidos adheridos.

Hilos de roscas en housings ok.Placa de identificación con S/N 31G-60113

Housings en condición general ok.

115

SELLO SUPERIOR

GRAFICO 49: Sello superior, Shushufindi 73 corrida 12


High Load Bearing en condición mecánica ok.

Upthrust ring en condición mecánica ok.

Thrust runner con desgaste en su superficie.

Cámaras media e inferior con aceite trabajado.

Retenedor libre de sólidos en su malla.

Tubo guía en condición mecánica ok y o-ring en buen estado.

Cámara superior contaminada con fluido del pozo y bolsa de Aflas en buen estado.

Eje en condición mecánica ok.

Base, Cabeza y Guías en condición mecánica OK. Roscas y

o-rings en buen estado.

116

SELLO INFERIOR

GRAFICO 50: Sello inferior, Shushufindi 73 corrida 12


High Load Bearing en condición mecánica ok.

Base, Cabeza y Guías en condición mecánica OK. Roscas y

o-rings en buen estado.

Upthrust ring en condición mecánica ok.

Thrust runner con desgaste en su superficie.

Retenedor libre de sólidos en su malla.

Tubo guía en condición mecánica ok y o-ring en buen estado.

Eje en condición mecánica ok.

Muestras de aceite: 1)Cámara superior. 2)Cámara media. 3)Cámara Inferior.

4)Motor.

Aceite de cámara superior con rigidez dieléctrica 22.1kVDC

Cámara superior con aceite trabajado y bolsa de Aflas en estado OK. Cámara media e inferior con aceite trabajado.



1234

117

MOTOR

Motor con desbalance entre fases (AB=1.3 Ohms, BC=1.1 Ohms, CA=0.6 Ohms)

Aislamiento a tierra Nulo (0 Ohms)

Remanentes de sólidos en el estator.

Desgaste adhesivo del material del buje de base y cabeza hacia el eje del motor.

Rotores #20, #19, #18, y rotor bearings sin signos de fricción.

Placa de identificación con S/N 21K-78971

Ligeras marcaciones de arrastre en el exterior del estator.

Desgaste en sección del buje de la cabeza de motor.

Desgaste en sección del buje de la base de motor.

Aceite con presencia de limalla metálica.

118



Rotores #12, #11, y rotor bearings sin signos de fricción. Rotor #10 con evidencia de cortocircuito en su entorno.


Rotores #6, #5, #4, y rotor bearings sin signos de fricción. Ligera presencia de humedad en rotor #4 y #5.

Rotor #10 con evidencia de cortocircuito con el estator. Nótese que los rotor bearings no presentan signos de desgaste por fricción.

119


Pruebas eléctricas en sección del estator confirman pérdida de aislamiento eléctrico.

Zapatas del motor con desgaste ligero en su superficie. Corte para disección del estator. Evidencia de cortocircuito en el

bore del estator.

Región de estator afectado por el cortocircuito en zona del rotor

#10.

Fotografía que muestra la sección de cortocircuito en rotor #10 y región del estator correspondiente a dicho rotor.

120

GRAFICO 51: Motor, Shushufindi 73 corrida 12


SENSOR

GRAFICO 52: Sensor, Shushufindi 73 corrida 12


Rigidez dieléctrica del aceite del motor = 19.9kVDC

Todas las secciones del conjunto de embobinado extraídas de la zona

afectada del estator.

Conjunto de embobinado con mayor afectación del cortocircuito donde se

evidencia daño en la epóxica del embobinado.

Sensor con parámetros de lectura Ok durante test en banco de pruebas.

121

4.1.4. Aplicación de la matriz de control MTBF

Para la aplicación de esta matriz es muy importante conocer conceptos estadísticos que nos permitan

entender el procedimiento empleado para el cálculo.

En esta matriz se analizará información de tipo cualitativo correspondiente a la descripción de las fallas

presentes en los equipos, y también se analizará información cuantitativa de tipo numérica, esta

información es conocida también como variables estadísticas.

Una variable puede tomar valores entre los elementos de un conjunto, clasificándose en variables

discretas y continuas.

Variable discreta: esta asume solo determinados valores y se la reconoce ya que corresponde a números

naturales 1, 2, 3, 4,… etc.

Mientras que la variable continua, resulta de un proceso de medición y asume cualquier valor dentro de

un intervalo.

En la matriz MTBF, se aplicará el método de distribución de frecuencias, el cual consiste en ordenar

los datos para facilitar la comprensión, análisis e interpretación de los datos obtenidos como resultado

del análisis.

Para este caso puesto que el número de datos es relativamente pequeño será más conveniente utilizar la

variable discreta, correspondiente a una distribución de frecuencias no agrupadas.

CÁLCULO DEL MTBF

Para realizar el método propuesto del MTBF mediante el análisis estadístico de distribución de

frecuencia se procederá a seguir los siguientes pasos:

1. Recopilar la información suficiente y en lo posible se indiquen cuantos días estuvieron trabajando

los equipos electrosumergibles hasta la detención de su operación.

2. Analizar las fallas que presento cada equipo BES descritas en el reporte de pulling y clasificarlas ya

sean estas directas o indirectas de acuerdo a su censura.

3. Ordenar en forma ascendente y en función de los días de operación a todos los equipos BES

analizados.

122

4. Una vez que se tienen los datos ordenados, tabularlos en una columna y nombrarla como ti, seguido

a esto procedemos a numerar los equipos fallados de acuerdo a su vida útil en la columna nombrada

como i, cabe aclarar que la censura de estas fallas debe corresponder a cada equipo analizado

anteriormente.

5. Luego procedemos al cálculo de la función de confiabilidad R (ti) de sus elementos que está dada

por la fórmula, la cual se aplicará en función de su censura.

𝑅(𝑡𝑖)𝑅(𝑡𝑖−1) =

⎩⎪⎨

⎪⎧𝑁 + 1 + 𝑖𝑁 + 2 − 𝑖 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑒𝑛𝑠𝑢𝑟𝑎 "1"

1 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑒𝑠𝑢𝑟𝑎 "0"

6. Estos valores tabulamos en la tabla correspondiente con título, r (ti/ti-1).

7. Realizamos el cálculo de la función de confiabilidad absoluta R (ti), teniendo en cuenta que el

primer valor es 1. El valor de esta función lo calculamos siguiendo el método de distribución de

frecuencias que consiste en multiplicar el primer valor del R (ti) para el valor inmediatamente inferior

del r (ti/ti-1).

8. Con estos datos procedemos a calcular para cada uno de los equipos con falla el MTBF, el cual se lo

obtiene al multiplicar el R (ti) ó distribución de frecuencia absoluta acumulada de la función de

confiabilidad por el diferencial de tiempo dti, es muy importante notar que para el cálculo del MTBF

tendremos que ir obteniendo la sumatoria de todos estos valores mediante la aplicación de la siguiente

fórmula:

𝑀𝑇𝐵𝐹 = � 𝑅(𝑡)𝑑𝑡 ≈�𝑅(𝑡𝑖−1)(𝑡𝑖 − 𝑡𝑖−1) … … … …𝑁

𝑖=1

∞

0

9. Para obtener el producto de R (ti)*dt, calculamos el diferencial de tiempo que consiste en restar el ti

del dato analizado para el ti del inmediato superior de dicho dato, este resultado lo multiplicamos para

el R (ti) de cada caso y optemos los resultados de cada equipo analizado.

10. Finalmente tabulamos los datos obtenidos y la sumatoria de todos estos datos equivalen al MTBF

por la fórmula descrita anteriormente.

123

Cálculo de la vida útil del equipo BES (Run Life)

Debido a que el MTBF es el tiempo más probable de que un equipo funcione sin presentar ningún tipo

de falla directa, ya que este parámetro está basado en la confiabilidad de los componentes de los

equipos, podemos concluir que el tiempo calculado en el MTBF es un indicador del RUN LIFE.

Es por esta razón que para expresar la función de confiabilidad aplicando el análisis de tasa de falla

constante necesitamos expresar la función de confiabilidad calculada mediante el método de

distribución de frecuencias en una función de confiabilidad dependiente del MTBF mediante la

siguiente ecuación:

𝑅(𝑡) = 𝑒−𝑡

𝑀𝑇𝐵𝐹 Esta es una función exponencial decreciente que puede ser expresada gráficamente, cuyo análisis nos

permite concluir que la función de confiabilidad decrece con respecto al tiempo de operación de los

equipos.

Tabla de resultados del cálculo del MTBF y RUN LIFE de los equipos del campo Shushufindi.

Esta tabla muestra los resultados obtenidos al haber aplicado la matriz de cálculo del MTBF el cual

viene a ser un indicador del Run Life de cada uno de los equipos electrosumergibles del campo

Shushufindi.

Tabla 30: Cálculo del MTBF y Run Life del Campo Shushufindi

CÁLCULO DEL MTBF Y RUN LIFE DE LOS EQUIPOS BES CAMPO SHUSHUFINDI i=ORDENAMIENTO DE LOS POZOS

DEACUERDO A SU VIDA ÚTIL R(ti)=DISTRIBUCIÓN DE FRECUENCIA ABSOLUTA

ACUMULADA CONFIABILIDAD

ti=TIEMPO

N=NUM TOTAL DE

FALLAS CUM 136

i ti censura r(ti/ti-

1) R (ti) MTBF CADA CASO R(ti)*dti t/MTBF

confiab R(t) R(ti)

Días 1 ó 0 R(ti)*dti(Días)

MTBF acumulado

(Días) e^-

(t/MTBF) %

0 0 1

1 1 0 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 -0,00106 0,99894 99,89385

124




ti=TIEMPO

N=NUM TOTAL DE

FALLAS CUM 136



confiab R(t) R(ti)


MTBF acumulado

(Días) e^-

(t/MTBF) %

0 0 1

2 1 0 1,0000 1,0000 0,0000 1,0000 -0,00106 0,99894 99,89385

3 1 1 0,9926 0,9926 0,0000 1,0000 -0,00106 0,99894 99,89385

4 1 1 0,9925 0,9852 0,0000 1,0000 -0,00106 0,99894 99,89385

5 1 0 1,0000 0,9852 0,0000 1,0000 -0,00106 0,99894 99,89385

6 4 0 1,0000 0,9852 2,9556 3,9556 -0,00425 0,99576 99,57609

7 6 1 0,9924 0,9777 1,9704 5,9259 -0,00637 0,99365 99,36482

8 7 1 0,9923 0,9701 0,9777 6,9036 -0,00743 0,99259 99,25935

9 10 0 1,0000 0,9701 2,9104 9,8140 -0,01062 0,98944 98,94360

10 13 1 0,9922 0,9626 2,9104 12,7245 -0,01381 0,98629 98,62887

11 16 0 1,0000 0,9626 2,8877 15,6122 -0,01699 0,98315 98,31513

12 17 1 0,9921 0,9549 0,9626 16,5747 -0,01805 0,98211 98,21077

13 23 1 0,9920 0,9473 5,7296 22,3043 -0,02443 0,97587 97,58695

14 27 1 0,9919 0,9396 3,7891 26,0934 -0,02867 0,97173 97,17328

15 36 0 1,0000 0,9396 8,4568 34,5502 -0,03823 0,96249 96,24891

16 42 1 0,9918 0,9319 5,6379 40,1881 -0,04460 0,95638 95,63755

17 45 0 1,0000 0,9319 2,7958 42,9839 -0,04779 0,95333 95,33333

18 47 0 1,0000 0,9319 1,8639 44,8478 -0,04991 0,95131 95,13105

19 50 0 1,0000 0,9319 2,7958 47,6437 -0,05310 0,94828 94,82844

20 56 0 1,0000 0,9319 5,5917 53,2353 -0,05947 0,94226 94,22611

21 61 1 0,9915 0,9240 4,6597 57,8951 -0,06478 0,93727 93,72709

22 73 1 0,9914 0,9160 11,0878 68,9828 -0,07753 0,92540 92,54019

23 76 1 0,9913 0,9080 2,7480 71,7309 -0,08071 0,92246 92,24582

24 79 0 1,0000 0,9080 2,7241 74,4550 -0,08390 0,91952 91,95239

25 82 0 1,0000 0,9080 2,7241 77,1792 -0,08709 0,91660 91,65989

26 84 1 0,9911 0,8999 1,8161 78,9952 -0,08921 0,91465 91,46541

27 86 0 1,0000 0,8999 1,7999 80,7951 -0,09133 0,91271 91,27134

28 94 0 1,0000 0,8999 7,1995 87,9947 -0,09983 0,90499 90,49917

29 100 0 1,0000 0,8999 5,3996 93,3943 -0,10620 0,89924 89,92434

30 104 1 0,9907 0,8916 3,5998 96,9941 -0,11045 0,89543 89,54314

31 108 1 0,9907 0,8833 3,5664 100,5605 -0,11470 0,89164 89,16356

32 110 1 0,9906 0,8749 1,7666 102,3271 -0,11682 0,88974 88,97438

33 111 0 1,0000 0,8749 0,8749 103,2020 -0,11788 0,88880 88,87994

34 119 0 1,0000 0,8749 6,9995 110,2015 -0,12638 0,88128 88,12800

125




ti=TIEMPO

N=NUM TOTAL DE

FALLAS CUM 136



confiab R(t) R(ti)


MTBF acumulado

(Días) e^-

(t/MTBF) %

0 0 1

35 125 0 1,0000 0,8749 5,2497 115,4512 -0,13275 0,87568 87,56823

36 143 1 0,9902 0,8664 15,7490 131,2002 -0,15187 0,85910 85,91015

37 143 1 0,9901 0,8578 0,0000 131,2002 -0,15187 0,85910 85,91015

38 143 0 1,0000 0,8578 0,0000 131,2002 -0,15187 0,85910 85,91015

39 150 0 1,0000 0,8578 6,0045 137,2047 -0,15930 0,85274 85,27385

40 156 0 1,0000 0,8578 5,1467 142,3514 -0,16567 0,84732 84,73220

41 158 0 1,0000 0,8578 1,7156 144,0670 -0,16780 0,84552 84,55242

42 160 0 1,0000 0,8578 1,7156 145,7825 -0,16992 0,84373 84,37302

43 170 0 1,0000 0,8578 8,5779 154,3604 -0,18054 0,83482 83,48171

44 170 0 1,0000 0,8578 0,0000 154,3604 -0,18054 0,83482 83,48171

45 177 1 0,9892 0,8486 6,0045 160,3649 -0,18798 0,82863 82,86339

46 184 0 1,0000 0,8486 5,9399 166,3049 -0,19541 0,82250 82,24966

47 191 1 0,9890 0,8392 5,9399 172,2448 -0,20285 0,81640 81,64048

48 193 0 1,0000 0,8392 1,6785 173,9233 -0,20497 0,81467 81,46725

49 195 1 0,9888 0,8298 1,6785 175,6018 -0,20709 0,81294 81,29440

50 196 0 1,0000 0,8298 0,8298 176,4316 -0,20816 0,81208 81,20811

51 201 0 1,0000 0,8298 4,1490 180,5806 -0,21347 0,80778 80,77803

52 202 0 1,0000 0,8298 0,8298 181,4104 -0,21453 0,80692 80,69229

53 203 0 1,0000 0,8298 0,8298 182,2402 -0,21559 0,80607 80,60664

54 215 1 0,9881 0,8199 9,9577 192,1979 -0,22833 0,79586 79,58589

55 218 0 1,0000 0,8199 2,4598 194,6577 -0,23152 0,79333 79,33273

56 219 0 1,0000 0,8199 0,8199 195,4777 -0,23258 0,79249 79,24852

57 231 0 1,0000 0,8199 9,8392 205,3168 -0,24533 0,78245 78,24497

58 232 0 1,0000 0,8199 0,8199 206,1368 -0,24639 0,78162 78,16192

59 242 1 0,9873 0,8096 8,1993 214,3361 -0,25701 0,77336 77,33622

60 244 0 1,0000 0,8096 1,6191 215,9552 -0,25913 0,77172 77,17213

61 254 1 0,9870 0,7990 8,0955 224,0507 -0,26975 0,76357 76,35688

62 256 1 0,9868 0,7885 1,5981 225,6488 -0,27188 0,76195 76,19487

63 263 0 1,0000 0,7885 5,5197 231,1684 -0,27931 0,75631 75,63053

64 266 1 0,9865 0,7779 2,3656 233,5340 -0,28250 0,75390 75,38995

65 271 0 1,0000 0,7779 3,8893 237,4233 -0,28781 0,74991 74,99069

66 276 0 1,0000 0,7779 3,8893 241,3127 -0,29312 0,74594 74,59354

67 279 0 1,0000 0,7779 2,3336 243,6463 -0,29630 0,74356 74,35625

126




ti=TIEMPO

N=NUM TOTAL DE

FALLAS CUM 136



confiab R(t) R(ti)


MTBF acumulado

(Días) e^-

(t/MTBF) %

0 0 1

68 279 0 1,0000 0,7779 0,0000 243,6463 -0,29630 0,74356 74,35625

69 283 0 1,0000 0,7779 3,1115 246,7578 -0,30055 0,74041 74,04105

70 286 0 1,0000 0,7779 2,3336 249,0914 -0,30374 0,73806 73,80553

71 294 0 1,0000 0,7779 6,2229 255,3143 -0,31223 0,73181 73,18113

72 304 1 0,9848 0,7661 7,7787 263,0930 -0,32285 0,72408 72,40804

73 326 0 1,0000 0,7661 16,8538 279,9468 -0,34622 0,70736 70,73589

74 333 1 0,9844 0,7541 5,3626 285,3094 -0,35365 0,70212 70,21198

75 335 1 0,9841 0,7421 1,5082 286,8176 -0,35578 0,70063 70,06301

76 335 0 1,0000 0,7421 0,0000 286,8176 -0,35578 0,70063 70,06301

77 338 1 0,9836 0,7300 2,2264 289,0440 -0,35896 0,69840 69,84014

78 339 0 1,0000 0,7300 0,7300 289,7740 -0,36002 0,69766 69,76600

79 359 1 0,9831 0,7176 14,5995 304,3735 -0,38126 0,68300 68,29978

80 397 0 1,0000 0,7176 27,2689 331,6425 -0,42162 0,65598 65,59831

81 400 1 0,9825 0,7050 2,1528 333,7953 -0,42481 0,65390 65,38964

82 406 0 1,0000 0,7050 4,2301 338,0254 -0,43118 0,64974 64,97430

83 429 0 1,0000 0,7050 16,2153 354,2407 -0,45560 0,63406 63,40644

84 447 0 1,0000 0,7050 12,6903 366,9310 -0,47472 0,62206 62,20586

85 458 0 1,0000 0,7050 7,7552 374,6861 -0,48640 0,61483 61,48339

86 462 0 1,0000 0,7050 2,8201 377,5062 -0,49065 0,61223 61,22275

87 477 1 0,9804 0,6912 10,5752 388,0814 -0,50658 0,60255 60,25519

88 483 1 0,9800 0,6774 4,1471 392,2285 -0,51295 0,59872 59,87246

89 485 0 1,0000 0,6774 1,3547 393,5833 -0,51508 0,59745 59,74542

90 492 0 1,0000 0,6774 4,7416 398,3248 -0,52251 0,59303 59,30291

91 535 0 1,0000 0,6774 29,1268 427,4516 -0,56818 0,56656 56,65565

92 544 1 0,9783 0,6626 6,0963 433,5479 -0,57774 0,56117 56,11671

93 550 0 1,0000 0,6626 3,9758 437,5237 -0,58411 0,55760 55,76027

94 550 0 1,0000 0,6626 0,0000 437,5237 -0,58411 0,55760 55,76027

95 554 1 0,9767 0,6472 2,6506 440,1743 -0,58836 0,55524 55,52389

96 566 0 1,0000 0,6472 7,7668 447,9411 -0,60110 0,54821 54,82078

97 573 1 0,9756 0,6314 4,5306 452,4717 -0,60854 0,54415 54,41475

98 590 0 1,0000 0,6314 10,7346 463,2062 -0,62659 0,53441 53,44114

99 592 1 0,9744 0,6153 1,2629 464,4691 -0,62871 0,53328 53,32775

100 625 1 0,9737 0,5991 20,3034 484,7725 -0,66376 0,51491 51,49117

127




ti=TIEMPO

N=NUM TOTAL DE

FALLAS CUM 136



confiab R(t) R(ti)


MTBF acumulado

(Días) e^-

(t/MTBF) %

0 0 1

101 650 0 1,0000 0,5991 14,9766 499,7491 -0,69031 0,50142 50,14205

102 653 1 0,9722 0,5824 1,7972 501,5463 -0,69350 0,49983 49,98255

103 660 1 0,9714 0,5658 4,0770 505,6232 -0,70093 0,49612 49,61235

104 672 1 0,9706 0,5491 6,7894 512,4126 -0,71367 0,48984 48,98409

105 693 0 1,0000 0,5491 11,5320 523,9446 -0,73598 0,47904 47,90373

106 726 1 0,9688 0,5320 18,1217 542,0662 -0,77102 0,46254 46,25395

107 729 1 0,9677 0,5148 1,5959 543,6622 -0,77421 0,46107 46,10681

108 760 1 0,9667 0,4977 15,9594 559,6216 -0,80713 0,44614 44,61358

109 769 0 1,0000 0,4977 4,4789 564,1005 -0,81669 0,44189 44,18919

110 785 1 0,9643 0,4799 7,9625 572,0631 -0,83368 0,43445 43,44466

111 791 0 1,0000 0,4799 2,8793 574,9424 -0,84005 0,43169 43,16870

112 809 0 1,0000 0,4799 8,6379 583,5803 -0,85917 0,42351 42,35131

113 857 1 0,9600 0,4607 23,0345 606,6148 -0,91015 0,40246 40,24649

114 904 0 1,0000 0,4607 21,6524 628,2673 -0,96006 0,38287 38,28691

115 913 1 0,9565 0,4407 4,1462 632,4135 -0,96962 0,37923 37,92270

116 974 1 0,9545 0,4206 26,8803 659,2937 -1,03440 0,35544 35,54384

117 983 1 0,9524 0,4006 3,7857 663,0794 -1,04396 0,35206 35,20573

118 992 0 1,0000 0,4006 3,6054 666,6848 -1,05352 0,34871 34,87083

119 1083 1 0,9474 0,3795 36,4546 703,1394 -1,15016 0,31659 31,65851

120 1087 0 1,0000 0,3795 1,5181 704,6575 -1,15441 0,31524 31,52431

121 1088 0 1,0000 0,3795 0,3795 705,0370 -1,15547 0,31491 31,49085

122 1122 1 0,9375 0,3558 12,9035 717,9405 -1,19158 0,30374 30,37405

123 1182 1 0,9333 0,3321 21,3478 739,2883 -1,25530 0,28499 28,49896

124 1200 1 0,9286 0,3084 5,9774 745,2657 -1,27442 0,27959 27,95934

125 1240 0 1,0000 0,3084 12,3343 757,6000 -1,31690 0,26796 26,79648

126 1304 1 0,9167 0,2827 19,7348 777,3348 -1,38487 0,25036 25,03567

127 1327 0 1,0000 0,2827 6,5012 783,8360 -1,40929 0,24432 24,43155

128 1329 1 0,9000 0,2544 0,5653 784,4013 -1,41142 0,24380 24,37971

129 1330 1 0,8889 0,2261 0,2544 784,6557 -1,41248 0,24354 24,35383

130 1396 1 0,8750 0,1979 14,9245 799,5801 -1,48257 0,22705 22,70525

131 1406 0 1,0000 0,1979 1,9786 801,5588 -1,49319 0,22465 22,46539

132 1528 0 1,0000 0,1979 24,1392 825,6980 -1,62276 0,19735 19,73532

133 1740 1 0,8000 0,1583 41,9468 867,6447 -1,84791 0,15757 15,75665

128




ti=TIEMPO

N=NUM TOTAL DE

FALLAS CUM 136



confiab R(t) R(ti)


MTBF acumulado

(Días) e^-

(t/MTBF) %

0 0 1

134 1804 1 0,7500 0,1187 10,1305 877,7753 -1,91588 0,14721 14,72128

135 2117 1 0,6667 0,0791 37,1585 914,9338 -2,24829 0,10558 10,55799

136 2454 0 1,0000 0,0791 26,6718 941,6056 -2,60619 0,07382 7,38155

MTBF TOTAL 942 38,4 %

N 136 100 %

n 115 84,56 %

Fuente: Paper (Estimating MTBF using Survival Analysis Techniques) Well Status_SHS, Baker Hughes.

Julio 2013

GRAFICO 53: Relación del MTBF, Shushufindi

Fuente: Estimating MTBF Using Survival Analysis Techniques. Julio 2013


MTBF TOTAL TOTAL DIAS RUNDÍAS RUN 942 2454

942

2454

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

RELACIÓN MTBF TOTAL

129

GRAFICO 54: Razones indirectas de pulling, Shushufindi



GRAFICO 55: Run Life, Shushufindi



N nRAZONES DE PULLING

INDIRECTAS 100 84,56

75

80

85

90

95

100

105

% R

AZO

NES

DE

PULL

ING

RAZONES DE PULLING INDIRECTAS

99,89

0

20

40

60

80

100

120

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

R (t

i) (%

)

ti (Días)

RUN LIFE

MTBF=942

130

La curva de función de confiabilidad es de tipo exponencial decreciente, como se demostró dentro de

los cálculos y por teoría el RUN LIFE equivale a la confiabilidad de dichos equipos y esta

confiabilidad a su vez depende del MTBF que es el mejor indicador de tiempo de vida útil promedio

con la que el equipo funcionará sin presentar ningún tipo de falla directa.

Como se pudo observar si la curva obtenida en función del MTBF es mucho más pronunciada la

confiabilidad de cada uno de los componentes del equipo BES disminuirá mucho más rápido con

respecto al tiempo.

En el gráfico 56 podemos observar que a medida que incrementan los días de funcionamiento del

equipo disminuye la confiabilidad de sus componentes.

El valor del MTBF es equivalente al RUN LIFE de los diferentes equipos, esto quiere decir que pasado

los 942 días el equipo presentará fallas directas en sus componentes, es de sumo valor saber interpretar

dichos resultados, además este valor lo podemos comparar con el valor máximo de días Run de los

equipos que para este caso es de 2454 días, por lo que los 942 días del valor del MTBF equivalen solo

al 38,4% del valor máximo de días Run, cabe recalcar que todos aquellos sistemas ESP que han pasado

el valor nominal del MTBF tienen un valor de confiabilidad mucho menor, por lo que sus componentes

pueden fallar bajo cualquier circunstancia.

Tenemos 115 corridas cuyos valores de días Run son menores a los 942 días calculados del MTBF que

equivalen al 84,56 % del total de las corridas, esto nos indica que la mayoría de equipos han sido

extraídos ya sean por fallas directas o indirectas antes de los días límites de funcionamiento calculados.

En cuyo caso la función de confiabilidad de sus componentes es mucho mayor de tal manera que las

fallas analizadas serán en su mayoría fallas indirectas.

Existen equipos que sobrepasan el valor de días calculado, pero cabe recalcar que el valor de

confiabilidad expresado al 100% disminuye notablemente, por esta razón dichos equipos presentarán

una falla de tipo directa en su mayoría cuando sobrepasen los 942 días de funcionamiento.

Gracias a un profundo análisis de dichas fallas hemos podido dar a conocer las principales fallas en el

sistema BES que las mencionaremos a continuación.

131

Tabla 31: Porcentajes de fallas de las partes del equipo BES debido a los factores indirectos Campo Shushufindi

FALLA CANTIDAD PORCENTAJE

(%)

motor 15 11 sello 11 8

bombas 8 6 otros 53 39 cable 9 7 MLE 7 5 pozo 28 21

sep gas 3 2 intake 2 1

136 100



FALLAS

EQUIPO BES FALLAS FACTORES

EXTERNOS 55 81 136

40 60 100 %

GRAFICO 56: Fallas en los Componentes, Shushufindi 69



11% 8%

6%

39% 7%

5%

21%

2% 1%

FALLAS EN LOS COMPONENTES (%) motor sello bombas otros cable MLE pozo sep gas intake

132

4.1.5. Sugerir un plan de mejora para la reducción de fallas de los equipos BES

Las acciones correctivas son generalmente la selección de diferentes equipos, cambio de las

condiciones de operación en la que están funcionando los equipos, mejorar el entrenamiento del

personal.

Además es necesario realizar mantenimiento preventivo a los equipos, con el fin de extender su vida

operativa y tratar de prevenir sus fallas para reducir los costos de operación.

Como plan de mejora es importante destacar que los sistemas de Monitoreo en los pozos con bombeo

eléctrico sumergible es incluido como parte de las tareas diarias, las cuales consisten en mediciones y/o

monitoreo de variables como son amperaje, voltaje, frecuencia, etc., las cuales nos darán una pauta

para prevenir posibles fallas en los equipos que se encuentran operando en campo.

4.1.6. Métodos de control y seguimiento

Metodo ESP-Watcher

La supervisión activa en tiempo real de los sistemas de bombeo eléctrico sumergible aporta valor tanto

tangible como intangile a los activos de producción, los datos de sensores de fondo de pozo, la

conectividad sin precedentes, los poderosos programas de computación y los conocimientos técnicos

oportunos ayudan a los operadores a evaluar el desempeño de las bombas, predecir su falla y controlar

la bomba a distancia. Uno de estos métodos de seguimiento es el ESP-Watcher que funciona mediante

una señal emitida desde el Variador de frecuencia (VSD), la cual es enviada por medio de una antena

colocada en cada locación hacia un satélite y a su vez transmitida a una hoja de internet, la cual es

abierta diariamente por el equipo de Operaciones, para realizar el monitoreo desde cualquier punto.

Cartas Amperimétricas

Las cartas amperimétrica, nos indican si el equipo está trabajando en las condiciones para las que

fueron diseñados, además nos indican presencia de volúmenes de gas, rotura de ejes, atascamientos por

incrustaciones o sólidos, sobrecorrientes, bajas cargas; asimismo nos muestran el momento en que los

equipos son arrancados y/o apagados.

A continuación se citan distintos tipos de cartas amperimétricas para poder diferenciar el tipo de falla

que puede estar ocurriendo en un equipo.

133

Operación Normal:

• Una carta de consumo de amperaje normal muestra un comportamiento estable y simétrico. El

consumo de arranque dura una fracción de segundos, este efecto es mucho menor para VSDs.

GRAFICO 57: Carta amperimétrica Normal

Fuente: Baker Hughes ALS, Julio 2013


Bloqueo por GAS:

Esta carta presenta 3 fases antes de ocurrir el bloqueo: A) arranque, B) operación normal, producción

al punto volumétrico deseado de diseño. C) decremento de consumo debido a disminución del volumen

de producción por debajo del punto deseado y mayor entrada de gas a la bomba, D) consumo

fluctuante decreciente debido al cambio de presión de admisión de la bomba y mayor entrada de gas.

Soluciones posibles:

• Profundizar la bomba para ganar presión y comprimir el gas en solución.

134

GRAFICO 58: Carta amperimétrica Bloqueo por gas



Pump Off: Bomba Apagada

Esta carta presenta un comportamiento similar a bloqueo por gas con la diferencia en el periodo D, el

nivel de fluido se acerca al intake de la bomba y por ende disminuye el consumo de potencia por

decremento en la taza de producción. Finalmente se produce una parada por baja carga.

Posibles causas y acciones correctivas:

Las bombas es muy grande para la aplicación / Utilizar una bomba más adecuada para la aplicación,

profundizar la completación, compresionar la columna sobre la bomba

135

GRAFICO 59: Carta amperimétrica condición Bomba apagada



Paradas intermitentes por baja-corriente.

El equipo arranca y luego de pocos minutos de produce una parada automática por bajo consumo de

corriente o baja carga. El ciclo se repite debido a la configuración automática del VSD.

Posibles causas y Acciones Correctivas.

• El fluido no ofrece suficiente densidad o volumen para incrementar la carga del motor, esto

puede solucionarse ajustando el valor de baja carga del sistema.

• Eje roto de la bomba.

• Válvula cerrada de la bomba, generalmente a cero caudal es menor el consumo de potencia.

136

GRAFICO 60: Carta amperimétrica paradas intermitentes



Parada por Sobre-corriente.

La siguiente carta muestra una parada por sobre-corriente. La sección A de la curva muestra el

momento del arranque para una configuración normal. Sección B muestra una operación normal y en

la sección C se define un incremento gradual de potencia hasta una parada final. En este caso no se

realiza un arranque programado.

Posible Causa y Acciones Correctivas:

• Este tipo de paradas se produce por incremento en la gravedad específica del fluido,

viscosidad, emulsión o producción de arena.

• Normalmente, no se recomienda arranque automático cundo ocurra una parada por sobre-

corriente debido a la severidad de la condición. Antes de hacer un arranque se recomienda

analizar la condiciones con BHI.

137

GRAFICO 61: Carta amperimétrica Sobre Corriente



Condición de carga errática.

• La siguiente carta muestra un consumo impredecible, finalmente la unidad se detiene por

sobrecarga.

Posible Causas:

• Típicamente las sobre corrientes causan cortos en motores, bloqueo de bombas, cortos en

cables, recalentamiento del sistema.

138

GRAFICO 62: Carta amperimétrica carga errática



4.1.7. Inyección de Químicos para mejorar el Run Life de los Equipos Electrosumergibles

Debido a que los equipos electrosumergibles están sujetos a problemas de arenamiento, sólidos, presencia de asfaltenos, parafinas durante su operación, suelen presentar taponamientos es por esta razón la necesidad de resolver estos casos mediante la inyección de químicos con la finalidad de limpiar la bomba o destaponear los impulsores. La concentración de los químicos, especialmente de los ácidos HCL, HF debe de ser bien formulada para evitar que se malogre los componentes internos de los equipos BES, principalmente los elastómeros, bolsas elastómeras, etc. (RamirezMarto, 2004)

Un punto muy importante que hay que tener en cuenta es el tiempo de deposición que se debe de dejar los químicos o los ácidos en la bomba cuando el equipo BES está parado y este tiempo dependerá en gran medida del tipo de concentración que se utilize principalmente con los ácidos HCL, HF. Generalmente se utiliza una concentración del 15%.

139

La inyección de diversas clases de químicos se usa para: Control de corrosión: Inyecta inhibidores de corrosión como lo son el AMI-TEC, BRINE-PAC 3N1, BRINE-PAC 1500 Control de incrustaciones: Inyecta inhibidores de scale (incrustaciones) como es el KD-700. Mejorar el API: Inyecta diluyentes cuando el petróleo es muy pesado. Destaponear cuando los impulsores de la bomba están con atascados con asfaltenos, parafinas o arena: Inyecta diesel, ácidos etc. Control de bacterias mediante la inyección de biocida o Dryocide Inhibidores de parafinas con la inyección de los químicos PAO23XUC, PAO3045UC Todas estas alternativas tienden a prevenir los problemas que puedan pasar en el sistema BES de fondo tales como: Prevenir la corrosión cuando el corte de agua del pozo apareció y se incrementó y no se instaló equipo BES con acero feerrítico o de acero inoxidable y para ello es necesario inyectar inhibidores de corrosión. La deposición de las incrustaciones sobre los motores electrosumergibles que causan problemas en el adecuado enfriamiento y para ello hay que inyectar inhibidores de incrustaciones con la finalidad de minimizar esa deposición. Cuando tenemos un crudo muy pesado, en algunas aplicaciones es necesario inyectar diluyentes. Cuando tenemos problemas de atascamiento en los impulsores por parafinas, asfaletnos, arena y no hemos tenido éxito inyectando a través de la tubería de producción, la alternativa es hacerlo a través del casing usando diesel, ácidos. Debemos tener en cuenta que los químicos, especialmente los ácidos atacan la armadura del cable, las cintas que protegen a los empalmes, el material del aislamiento de los cables. Para ello debemos tener muy en cuenta la formulación de estos productos químicos de tal manera que no dañen los cables eléctricos o empalmes del sistema. Otra alternativa es que desde el diseño se tenga en cuenta la forma de proteger a las cintas de los empalmes, generalmente se está usando una capa adicional de plomo en cada fase, asimismo tener en cuenta que el monel o el acero inoxidable son materiales resistente a los ácidos y que pueden ser recomendados para la armadura del cable de potencia o el cable de extensión del motor.

140

CAPITULO V

5. SEGURIDAD INDUSTRIAL Y CONTROL AMBIENTAL 5.1. NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL

Es política de Baker Huges conducir sus actividades considerando la protección de la gente, de los

bienes, de la propiedad intelectualy del medio ambiente.

El cumplimiento de este compromiso es facilitado por medio de sistemas de gestión de Salud,

Seguridad y Medio Ambiente que promueven:

La responsabilidad, el compromiso y la contribución individual de empleados y niveles gerenciales.

Planes y objetivos medibles que apuntan a la mejora continua para alcanzar cero incidentes,

conservación de energía, de recursos naturalesy prevención de la contaminación

La integración de Salud, Seguridad y Medio Ambiente en todas las actividades empresariales.

Capacitación, controles y medidas de protección fundamentadas en una evaluación responsable de los

riesgos de salud y seguridad, e impacto sobre el medio ambiente

Colaboración con clientes, autoridades, contratistas y otras partes interesadas para mejorar los

resultados generales.

Cumplimiento de la legislación aplicable, regulaciones y normas pertinentes de la industria.

Una cultura en la que la Autoridad para detener el trabajo es valorada como una participación

proactiva.

Inspección y evaluación de sistemas y comunicación del desempeño.

Conocimiento de niveles de alerta de crisis, planes de respuesta y manejo de crisis.

Asignación de los recursos apropiados para el cumplimiento de esta política

Identificación y gestión efectiva de riesgos de seguridad

141

Protección de la propiedad intelectual de Baker Hughes.

Baker Hughes es una compañía con responsabilidad social, comprometida con la protección de la

gente, el medio ambiente y los recursos que utiliza para suministrar productos y servicios de manera

sostenible. Este compromiso beneficia a empleados, clientes, accionistas y a las comunidades.

5.2. CERTIFICACIÓN DE CALIDAD

Baker Hughes se compromete a proveer productos y servicios que respondan a las expectativas de los

clientes y a cumplir con los objetivos de calidad establecidos mediante la implementación y mejora

continua del sistema de Gestion de la Calidad.

Nuestra normativa de calidad está basada en los siguientes cuatro principios fundamentales:

Cumplimiento.- identificar, conocer y cumplir con los requisitos de los clientes, de las normas y

reglamentaciones y los principios generales de la industria

Gestión de Riesgos.- evaluar los procesos de los productos y servicios, identificar los riesgos

potenciales y tomar las medidas necesarias para reducirlos o mitigarlos.

Excelencia de ejecución.- desarrollar y capacitar a nuestros empleados para que hagan su trabajo

correctamente todo el tiempo.

Mejora continua.- tomar medidas para evaluar y mejorar la efectividad del sistema de gestión de

calidad; dar valor agregado a la tecnología, productos, procesos y servicios.

Baker Hughes enfatiza la importancia a las diferentes partes interesadas de la compañía, clientes,

proveedores y entidades de auditorias externas, con la finalidad de cumplir las siguientes actividades:

• La comprensión y cumplimiento de los requisitos.

• La necesidad de considerar los procesos en términos que aporten valor.

• La obtención de resultados del desempeño y eficacia del proceso.

• La mejora continua de los procesos con base en mediciones objetivas.

• La retroalimentación con todos nuestros clientes.

• La participación del recurso humano como esencia de la empresa.

• La implementación de relaciones mutuamente beneficiosas con nuestros proveedores.

• El liderazgo en los procesos.

142

• El análisis de la información para la toma de decisiones.

ARTIFICIAL LIFT SERVICES

Proporciona sistemas de levantamiento artificial bombas electrosumergible (ESP), bombas

electrosumergibles de cavidades progresivas (ESPCP) y bombas centrifugas horizontales al igual que

servicios de ingeniería de aplicaciones y sistemas de monitoreo de pozos. (Hughes, 2010)

APLICACIÓN

Aplica para todas las actividades desarrolladas por Baker Hughes en Ecuador, incluyendo oficinas

administrativas, bases operacionales y frentes de trabajo.

REFERENCIAS

ISO 9000 “Sistemas de Gestión de la Calidad – Fundamentos y Vocabulario” – versión vigente.

ISO 9001 “Sistemas de Gestión de la Calidad – Requisitos” – versión vigente.

ISO 9004 “Sistema de Gestión de la Calidad – Directrices para la mejora del desempeño” – versión

vigente.

Reliability, Quality and Product Service Policy Satament -- Revisión vigente.

BHOS-QPM-001 “BHI Quality Policy Manual” -- Revisión vigente

Sistema docQuest

BHI-D-BHI-002” Objetivos de Calidad- Ecuador”.

BHI-D-BHI-005 “Mapa de Procesos”.

BHI-D-BHI-007 “Partes Interesadas”.

BHI-I-R&Q-001 “Control de Documentos”.

BHI-I-R&Q-002 “Control de Registros”.

BHI-I-R&Q-003 “No Conformidad, Acción Correctiva y/ o Preventiva”.

BHI-I-R&Q-004 “Producto y Servicio No Conforme”.

BHI-I-R&Q-005 “Auditorias”.

TERMINOS, DEFINICIONES

ISO: International standard Organization – International Organization for

Standardization.

BHOS: Baker Hughes Operating System.

PHVA: Planear, Hacer, Verificar y Actuar – Ciclo de Mejoramiento Continuo.

143

Baker Hughes, a lo largo del mundo basa su gestión en sus principios y

“Valores Medulares” y “Claves para el Éxito”. El objetivo es producir resultados continuamente

mejorados y beneficios para todos los involucrados; clientes, empleados y accionistas.

Valores Medulares

Integridad

Creemos que la integridad es el elemento principal de nuestras acciones individuales y corporativas

que impulsa a una organización de la cual nos sentimos orgullosos.

Trabajo en Equipo

Creemos que el trabajo en equipo mejora nuestras fuerzas individuales.

Desempeño

Creemos que un excelente desempeño generara los resultados que nos diferencian de nuestros

competidores.

Aprendizaje

Creemos que un ambiente de aprendizaje es la manera de lograra el potencial máximo de cada

individuo y de la compañía.

Claves para el Éxito

Gente trabajando a su máximo potencial. Todos podemos hacer la diferencia.

Entregando valor incomparable a nuestros clientes.

Siendo eficiente en costos en todas nuestras actividades.

Empleando nuestros recursos efectivamente.

La calidad le concierne a todo el mundo y debe ser construida dentro de la manera que trabajamos. El

enfoque es la mejora continua del desempeño de toda la organización.

5.3. PLANES DE CONTINGENCIA

Baker Hughes desarrolla programas de auditorías corporativas e internas para verificar que todas las

actividades relacionadas con el sistema cumplan con las disposiciones planificadas, además de evaluar

su efectividad. Los resultados de las auditorías son monitoreados para verificar si efectivamente se han

tomado las medidas correctivas necesarias. La información del seguimiento se utiliza para analizar las

tendencias y determinar los niveles adecuados de apoyo para que las auditorías constituyan un valor

agregado para la gestión de Baker Hughes.

144

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. CONCLUSIONES

Las causas más frecuentes por la que los equipos de bombeo Electrosumergible del Campo

Shushufindi fallan se deben a factores externos como son: comunicación tubing casing, golpes en el

cable, golpes en el MLE, taponamientos por presencia de sólidos (incrustaciones orgánicas e

inorgánicas), arena y escala, pero estos últimos mencionados únicamente son factores que afectan a los

equipos cuando se presentan en exceso.

Debido a que el desarrollo de la tesis se realizó en campo se obtuvo un mayor conocimiento de las

partes y funcionamiento del sistema BES, lo que permitió obtener una mayor claridad para la

clasificación de las diferentes fallas que se presentan en el equipo, sin embargo el estudio fue histórico

considerando que los equipos están confinados pozo abajo.

La censura de acuerdo a la clasificación de las fallas es un valor muy crítico que se lo obtiene como

producto del análisis de fallas realizado en los talleres (Teardown), en el cual de forma precisa se

determinará si la causa de falla es directa o indirecta, esta categorización influye notablemente en el

valor obtenido para el cálculo del MTBF, esto se lo pudo evidenciar al momento de la aplicación de la

matriz de cálculo en los cuales se mostraban valores fuera de la realidad.

La mayor cantidad de fallas después de descartar las fallas consideradas por factores externos, son las

que se presentan en el motor, esta parte del equipo BES es la más susceptible a falla debido a que debe

cumplir las exigencias de voltaje y corriente, es por esta razón que el motor se ve influenciado

directamente, además como el motor está relacionado directamente por el funcionamiento de la bomba

145

este fallará si existe la presencia de taponamientos, es por esta razón que el motor se lo puede aislar y

confinar para evitar la entrada de elementos indeseables.

Al realizar el análisis de los resultados de los valores del MTBF podemos concluir que este valor se ve

influenciado por el tipo de equipo utilizado, dando como resultado que los equipos electrosumergibles

que operan en el campo Shushufindi en su mayoría presentan razones de fallas directas después de

cumplir un promedio de 942 días de Run Life, cabe recalcar que los equipos Electrosumergibles

instalados en el campo Shushufindi tienen una confiabilidad alta, pero esto no quiere decir que los

equipos no pueden fallas en cualquier momento.

El MTBF (Mean Time Before Failures) es un indicador del tiempo de vida promedio de todos los

equipos que conforman una BES, además el Run Life está en función de la confiabilidad de los

componentes del equipo y a su vez esta función de confiabilidad está en función del MTBF, por lo

tanto el valor obtenido mediante el análisis estadístico de tasa de falla constante es el método más

directo y simple para la obtención del Run Life.

Se puede observar por medio de la Gráfica que la curva del tiempo de vida del equipo del sistema BES

al ser una función exponencial decreciente y que a su vez es función del valor del MTBF, se concluye

por medio de los diferentes cálculos realizados en el desarrollo de este proyecto de tesis, que mientras

mayor sea el valor del MTBF menos pronunciada será la tendencia de esta curva obtenida, por lo tanto,

para un mismo valor de tiempo de funcionamiento de los equipos mayor será su función de

confiabilidad para un valor mayor de MTBF, mientras que para el mismo valor de tiempo de

funcionamiento y con un MTBF menor tendremos un valor de confiabilidad mucho menor.

146

Es muy importante considerar el tipo de material (metales) que se usan en los diferentes elementos del

equipo BES, debido a que estarán influenciados directamente con los fluidos del pozo y esto afectará el

tiempo de vida de operación.

Como conclusión general, las ventajas que tiene el realizar un análisis de falla es que por medio de esta

información, podemos tomar acciones correctivas para evitar o disminuir su incidencia de que nuestro

equipo falle, además este método al estar relacionado directamente con la confiabilidad del equipo nos

muestra que a medida de que aumentan los días de operación su confiabilidad disminuye debido a su

uso, es decir que pasado los días calculados por el método del MTBF=942 días, el equipo presentará

fallas directas en sus componentes, además este valor lo podemos comparar con el valor máximo de

días Run de los equipos, y darnos cuenta si los equipos están cumpliendo con la expectativa de tiempo

de vida útil esperada para el campo Shushufindi, cabe recalcar que todos aquellos sistemas BES que

han pasado el valor nominal del MTBF tienen un valor de confiabilidad mucho menor, por lo que sus

componentes pueden fallar bajo cualquier circunstancia.

Para el caso del campo Shushufindi que fue analizado, se muestra que los equipos instalados y que han

salido por presentar algún tipo de falla, se debieron a factores indirectos es decir fallas propiamente a la

formación mas no del equipo, puesto que en el análisis de los 30 pozos solamente un pozo presentó una

falla directa debido a manufactura, correspondiendo esto al 3,3% de probabilidad de falla en los

equipos analizados, este valor no es representativo puesto que la muestra analizada únicamente

corresponde al 7,2% del total de la población de los equipos dentro y fuera de los pozos del activo

Shushufindi correspondiente a todas las corridas de los equipos (416 equipos); es decir equipos de

diferentes corridas, y con respecto al total de pozos con equipos BES instalados que son 99, se tiene un

porcentaje del 30,3% como muestra analizada, valor que para ser válido se recomienda sobrepase el

50% para tener datos mas representativos.

6.2. RECOMENDACIONES

Es de suma importancia el poder establecer el valor de la censura para cada una de las fallas puesto que

de esto dependerán los cálculos posteriores del MTBF, para el caso del campo Shushufindi este fue el

mayor inconveniente debido a que los resultados finales no mostraban datos acordes a la realidad, por

lo que se recomienda un análisis profundo mediante la información de campo y los resultados

obtenidos del Tear Down, para de esta manera poder descartar valores fuera de rango que puedan

alterar los resultados finales.

147

Se recomienda recopilar la mayor cantidad de evidencia fotográfica de los equipos del campo

Shushufindi, a fin de poder constatar los daños provocados por fallas directas o indirectas, con esta

información se puede mostrar al cliente las partes internas de los equipos BES que pueden ser

recuperadas para posteriormente ser enviadas a una restauración de las partes que no han sufrido mayor

desgaste, y poder ser reutilizadas.

Al momento de que se realice el tear down verificar que se cuente con la herramienta y maquinaria

adecuada, con la finalidad de que los equipos a ser desarmados no sufran posibles golpes y producto de

esto puedan alterar la evidencia física.

Debido a que los equipos del Campo Shushufindi mostraban extensos tiempos de run life se

recomienda organizar la información, a fin de poder excluir los datos que estén fuera de rango puesto

que estos afectarán directamente a los resultados finales del tiempo de vida promedio de fallas

calculado.

Es recomendable conocer las características que tiene el Campo Shushufindi, tales como sólidos en

suspensión, API, GOR y toda la información que nos permita determinar una posible causa de falla o

deterioramiento prematuro de la bomba electrosumergible, para de esta manera poder diseñar un

equipo acorde a las condiciones de la formación y así mejorar el tiempo de vida Run Life.

148

CAPÍTULO VII

7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y WEBGRAFIA

7.1. BIBLIOGRAFIA CONSULTADA

1 Anderson, R.T., Reliability Design Handbook (Chicago: IIT Research Institute, 1976).

2 Baby P, Rivadeneira M, Barragán R. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, 1ra edición,

Petroecuador, Quito – Ecuador, 2004.

3 Barbieri Efrain E. (1998). El Pozo Ilustrado, Mantenimiento, Estimulación y Reacondicionamiento

de Pozos/ Cuarta Edición/ Caracas

4 GIUSTI, Luis. (conferencia el 18 de octubre de 1994). El Rol del Petróleo en la Economía

Venezolana Contemporánea/ publicación del Ministerio de la Secretaría de la Presidencia, Caracas.

5 Kleber H. Quiroga S. (2004). Pruebas, Completaciones y Reacondicionamiento de Pozos

Petrolíferos/ Tercera Edición/ Quito

6 QUIROS CORRADI Alberto. ( domingo 15 de junio de 1997). “Las finanzas del petróleo (II)”/ El

Nacional, E/6.

7 RAFAEL LASTRA. (30 de Abril de 1997). “Estimating MTBF Using Survival Analysis

Techniques”, Houston, Texas.

8 CURAY, Franklin; VERA, Jairo. (2012). “Guía para solucionar problemas reales de campo”, Baker Hughes Incorporated

149

7.2. BIBLIOGRAFÍA CITADA

Almeida Amparo. (2010). Completación de Pozos Profundos. Quito.

API. (JUNIO 1993). NORMAS API 11S7.

Hughes, B. (2010). Curso Basico de Bombeo Electrosumergible.

Quiroga S. Kleber H. (2004). Pruebas, Completaciones y Reacondicionamiento de Pozos Petrolíferos. Quito.

RamirezMarto. (19 de JULIO de 2004). BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

VERA J CURAY F, C. (s.f.). GUIA PARA SOLUCIONAR PROBLEMAS EN EL CAMPO.

7.3. WEBGRAFÍA

1 http://www.ingenieriadepetroleo.com/2010/09/equipos-de-workover.html, 2013-06-24, 16h45

2 http://www.workover-rigs.com/brochure/s-brochure.pdf, 2013-06-25, 17h30

3 http://www.newoilrigs.com/workover_drill_rigs_for_sale.htm, 2013-06-25, 20h00

4 http://www.careindustries.ca/products/workover-rigs/, 2013-06-25, 20h30

5 Métodos de levantamiento artificial. Disponible en [Sitio en internet]:

http://www.monografias.com/metodos-levantamiento-artificial.shtml 2013-06-25, 21h30

6 Bombeo Electrosumergible. Disponible en [Sitio en internet]:

http://www.portaldelpetroleo.com/2012/07/bombeo-electrosumergible-diseno.html. 2013-06-26, 22h15

7http://www.portaldelpetroleo.com/2012/07/bombeo-electrosumergible-diseno.html 2013-07-02,

17h36

8http://www.bakerhughes.com/news-and media/resources/brochures/artificial-lift-sensors 2013-07-03,

15h36

9http://www.slideshare.net/JoeloRoss/proceso-de-anlisis-de-causa-raz-rca 2013-07-04, 16h20

150

10http://campuscurico.utalca.cl/~fespinos/ANALISIS%20CAUSA%20RAIZ%20%20%28RCA%29.p

df 2013-07-04, 17h25

11http://www.mantenimientomundial.com/sites/mm/notas/causaraizaltmann.pdf 2013-07-04, 20h15

12 http://www.tdi.texas.gov/pubs/videoresourcessp/spstpfaulttree.pdf 2013-07-04, 21h50

13 http://ebookbrowse.com/resumen-norma-api-11s-pdf-d318751336 2013-07-06, 09h30

14 http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5840/1/31372_1.pdf 2013-07-06, 10h38

15 http://www.monografias.com/trabajos63/bombeo-electrosumergible/bombeo-electrosumergible2.shtml#ixzz2amx8jAg2 2013-08-01, 22h00

16 http://es.wikipedia.org/wiki/Curva_de_la_ba%C3%B1era2013-08-10, 21h00

151

CAPITULO VIII

ANEXO A

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

8. RECURSOS NECESARIOS

8.1. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

ACTIVIDAD/TIEMPO JUN JUL AGOS SEP

CAP I Planteamiento del

Problema x

CAP II Marco Teórico x

CAP III Materiales y Métodos x x

Entrega de Protocolo

Recolección de Datos x x

Análisis e Interpretación de Datos x x

Entrega de trabajo final x

152

8.2. PRESUPUESTO

ANEXO B

PRESUPUESTO

MATERIALES COSTOS

Papel $ 5.00

Copias $ 20.00

Libros $ 100.00

Movilización $ 100.00

Viáticos $ 200.00

Empastado $ 50.00

Derecho $ 45.00

TOTAL: $ 520.00

153

ANEXO C

Recolección de datos de equipos Electrosumergibles empleados en el Campo Shushufindi.

8.3. UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR



Objetivos: Recolección de datos de equipos Electrosumergibles empleados en el Campo Shushufindi.

VARIABLE DEFINICIÓN DIMENSIÓN INDICADORES INDICADORES

Optimización de la producción

Es hacer los cambios pertinentes para aumentar la

producción, mediante técnicas, procedimientos y recursos al menor costo posible.

Producción de petróleo al menor costo y tiempo

posible Optimización Excelente Muy buena

Buena Regular Pobre Es el aumento de la producción de petróleo mediante la

aplicación de técnicas.

Equipo Electrosumergible

La principal función del sistema de bombeo

Electrosumergible para la extracción del petróleo, es proporcionar la energía adicional al fluido del yacimiento

mediante el uso de bombas centrifugas, donde su caudal de operación es controlado mediante variadores de velocidad

instalados en la superficie del pozo.

El termino falla se usa para describir aquella situación en

que un producto deja de ofrecer satisfactoriamente el rendimiento esperado. Las fallas pueden ocurrir después de

ciclos de duración perfectamente satisfactorios.

Tipos de fallas en los equipos

electrosumergibles

Mecánicos Eléctricos Químicos

Base de datos de reportes de fallas de equipos electrosumergibles

Excelente Muy buena Buena Regular

154

ANEXO D

8.4. GLOSARIO DE TÉRMINOS

API GRAVITY.- Consiste en una unidad de densidad adoptada por el instituto Americano del Petróleo (API) desde años atrás. Según la escala API, cuanto más alto es el índice, menor la densidad del crudo.

Árbol de Navidad.- conocido también como árbol de producción está formado por una serie de

válvulas, bridas, cuerpo estrangulador y conectores que permiten el flujo controlado de los fluidos

producidos e inyectados al pozo.

Bombeo Artificial.- Técnicas aplicadas a los pozos para que continúen produciendo económicamente

cuando ya no tienen energía suficiente para hacerlo por surgencia natural.

BSW.- Se denomina así a las impurezas (sólidos y agua) que se asientan en el fondo de los tanques que contienen al petróleo.

Corrosión.- Proceso de reacciones químicas o electroquímicas que destruye un metal.

Falla.- El termino falla se usa para describir aquella situación en que un producto deja de ofrecer

satisfactoriamente el rendimiento esperado.

GOR.- Relación gas petróleo es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo condiciones de presión y temperatura dada.

Punto de burbuja (bubble point).- La temperatura y presión a la cual parte de un líquido comienza a convertirse en gas. Por ejemplo, si un cierto volumen de un líquido es mantenido a presión constante, pero su temperatura es incrementada, un punto es alcanzado cuando comienza a formarse burbujas de gas en el líquido. Esto es el "Punto de burbuja".

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL(ARTIFICIAL LIFT SYSTEM).- Métodos usados para levantar el petróleo a la superficie a través del pozo, después que la presión del reservorio ha declinado a un punto tal que el pozo no puede producir por su energía natural.

Pulling.- Es el procedimiento mediante el cual se saca el equipo de Bombeo Electrosumergible del fondo del pozo para analizar fallas en el equipo o en el diseño de completación.

Reservorio.- Es el estrato o estratos bajo la superficie y que forman parte de un yacimiento, que estén produciendo o que se haya probado que sean capaces de producir hidrocarburos y que tienen un sistema común de presión en toda su extensión.

155

Tear Down.- Consiste básicamente en el desmantelamiento de los equipos en el taller, esto implica que se realice un destorque de cada una de las partes que conforman el equipo electrosumergible.

Torre.- Se refiere generalmente a la estructura desde la cual se inserta la broca y la tubería para

perforar un pozo. La base de la torre es la subestructura de sustentación, en la cual se alojan

los preventores de reventones y el cabezal del pozo.

Viscosidad.- Medida de la resistencia de un fluido a fluir o escurrir. Estado pegajoso, normalmente se abate al elevar la temperatura.

Yacimiento.- Area de superficie bajo la cual existe uno o más reservorios que estén produciendo o que se haya probado que son capaces de producir hidrocarburos.

Reacondicionamiento de Pozos (Workover).-Son trabajos destinados a mejorar la

producción de un pozo. Pueden ser trabajos de reparación de un pozo o trabajos de formación, tales

como estimulaciones, acidificaciones, fracturamientos, etc.

156

ANEXO E

MODELO DE ÁRBOL DE FALLAS, PRESENCIA DE EVIDENCIA FÍSICA

FUENTE: ESP Failures, Google

157

ANEXO F

MODOS DE FALLA

FUENTE: ESP Failures: Can we talk the Same Language2001spe-WORKSHOP_FINAL PDF F.J.S. Alhanati, S.C. Solanki and T.A. Zahacy pág. 7 papers

158

ANEXO G

EQUIPO BES

FUENTE: ESP Failures: Can we talk the Same Language? 2001spe-WORKSHOP_FINAL PDF F.J.S. Alhanati, S.C. Solanki and T.A. Zahacy pág. 10 papers

159

ANEXO H

REPORTE DE SERVICIO

FUENTE: ESP Service Report, ALS, Baker Hughes

160

ANEXO I

CARTA AMPERIMÉTRICA SHUSHUFINDI 69

FUENTE: ESP Service Report, ALS, Baker Hughes

161

ANEXO J

REPORTE DE INSTALACIÓN

FUENTE: Servicio de Instalación, ALS, Baker Hughes

162

ANEXO K

REPORTE DE ARRANQUE

FUENTE: Servicio de Instalación, Baker Hughes

163

ANEXO L

REPORTE DE PULLING

FUENTE: Servicio de Pulling, Baker Hughes

164

ANEXO M

HOJA DE VIDA

165

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