Casos de Estudio
Minimizar pérdidas de producción
Re-parametrización del PLRT en los VSD para minimizar pérdidas de producción ante SAGs
Incrementar Confiabilidad Bombeo Electrosumergible
Análisis RCFA en un campo petrolero colombiano para incrementar confiabilidad de bombas ESP
Innovación en Materiales
Implementación de sellos especiales para incrementar la vida útil de las bombas electro sumergibles y mejorar el uptime de los pozos
Análisis Causa Raíz de Fallas
Determinación de causa raíz en falla catastrófica de equipo ESP en un campo petrolero en Colombia
Mejoramiento de confiabilidad BES
Mejoramiento de la confiabilidad del bombeo electrosumergible en un campo offshore de crudo pesado con producción de +80.000 bopd
Re-parametrización del PLRT en los VSD para minimizar pérdidas de producción ante SAGs
Durante el periodo de seis meses se registraron 24 eventos de falla en el sistema de generación y distribución eléctrica del campo, lo que ocasionó una producción diferida de 162,000 barriles en cinco meses (equivalente a 1,080 bopd). El 79% de los eventos correspondieron a SAGs y el 21% a apagones generales; dentro de los SAGs se identificaron fallas monofásicas (47%), bifásicas (32%), trifásicas (5%) y fallas de generación (16%). Estas interrupciones afectaron directamente la operación de 100 pozos con sistemas de bombeo electrosumergible (ESP), configurando un escenario crítico para la continuidad operacional y la eficiencia productiva del campo.
Caracterización de SAGs en el campo.
Acciones Recomendas
i) Mejorar calidad de energía del sistema ESP.
ii) Optimizar TAP en el SUT, eficiencia energética.
iii) Usar supresores de voltaje en el VSD.
iv) Incrementar capacitancia en el BUS-DC del VSD. lecciones aprendidas.
v) Configuración del VSD para re-arranque automático.
vi) Re-configuración parámetros de la función Power Loss Ride Through (PLRT).
Resultados
Tasa de mortalidad o apagado de pozos por tipo de falla.
Atenuación del SAG con la distancia.
i) Plan de instalación de transformadores hexafásicos y reparación TVSS
ii) Implementación proyecto piloto con nueva configuración del PLRT.
Análisis RCFA en un campo petrolero colombiano para incrementar confiabilidad de bombas ESP
En un periodo de 29 meses se registraron 47 eventos de falla asociados a sistemas de bombeo electrosumergible (ESP), con una frecuencia promedio de 1,5 fallas por mes. El costo total derivado de estas fallas ascendió a 62 millones de dólares, de los cuales el 62% correspondió a gastos de intervención de pozos y el 38% a pérdidas por producción diferida. Estas interrupciones afectaron directamente la operación de 35 pozos ESP, configurando un escenario de alta criticidad tanto en términos operacionales como económicos para la gestión del campo.
Runlife promedio por número de instalaciones ESP.
Acciones Recomendas
i) Estrategia: Recursos, información y metodología (RCFA y FMECA)
ii) Mapa de amenazas sobre corrosión, scale y sólidos → Programa integral tratamiento químico, metalurgia adecuada, doble capilar, reducción diámetros de equipo para disminuir velocidad erosional, cambios de ALS.
iii) Manufactura & Especificaciones de equipos: ensamblaje full inspección, auditorías QA/QC en talleres de proveedores, uso de sellos especiales, uso preferencial de cable redondo, capitalización de lecciones aprendidas.
iv) Baja productividad: mejorar diagnostico de productividad del pozo, incrementar presión del yacimiento y realización de RCFA para estimulaciones fallidas.
v) Competencias del personal: procedimientos, listas de verificación, KPIs, entrenamiento, supervisión, automatización, mejoras prácticas y lecciones aprendidas.
Resultados
i) Reducción del Índice de Falla de 0,57 @ 0,30, y continuaba mejorando.
ii) Las instalaciones ESP después de implementación del plan de mejora no han fallado hasta la fecha (desde Nov/19). Runlife nuevas instalaciones 1,7 años y corriendo.
iii) Suspensión de contrato al principal proveedor de bombas ESP por no tener los equipos (sellos) adecuados (13 fallas, runlife promedio 223 días)
Identificación de causas raíz de falla.
Implementación de sellos especiales para incrementar la vida útil de las bombas electro sumergibles
Entre los años 2007 y 2011 se presentaron 28 fallas en sistemas de bombeo electrosumergible (ESP), con un runlife promedio de 217 días y un índice de falla de 0,41. Estas condiciones se dieron en un contexto de altas tasas de producción, entre 5,000 y 20,000 BFPD, con crudos de 15 a 43° API, temperaturas cercanas a 260 °F y profundidades de pozos alrededor de 13,000 pies. La operación estuvo marcada por elevados costos de workover, estimados en 1,2 millones de dólares por intervención, además de una significativa producción diferida, lo que configuró un escenario de alta exigencia técnica y económica para la gestión de los pozos ESP.
Pruebas de compatibilidad de elastómero con fluidos del pozo.
Distribución de falla por componente.
Acciones Recomendas
i) Revisión sistémica de todos los reportes de fallas y evidencias.
ii) Uso de elastómeros de mayor dureza, mayor resistencia al desgarro y tensión y bajo hinchamiento.
iii) Modificación de la cabeza y housing del sello para evitar depositación de solidos orgánicos.
iv) Tratamiento químico en fondo para evitar precipitaciones inorgánicas.
v) Operar bombas en rangos recomendados o reducir frecuencia en condición de up-thrust.
vi) Incrementar capacidad volumétrica del sello (mayor OD, cámaras en paralelo, y laberinto dentro de bolsa).
vii) Reducir paradas repetitivas de pozos por restricciones en manejo de agua, en su lugar reducir frecuencia.
viii) Uso de up-thrust bearing en reemplazo de up-thrust ring.
Resultados
i) Desarrollo de un nuevo Sello 5.38 SP1
ii) Reducción del índice de falla de 0.41 a 0.06
iii) El runlife mejoró sustancialmente, con pozos con runlife de 7 años.
Determinación de causa raíz en falla catastrófica de equipo ESP en un campo petrolero en Colombia
El Pozo X, con una producción de 600 bopd de crudo de 19,7° API, a una profundidad de 10,400 ft-MD y temperatura de 240 °F, presentó cuatro fallas del sistema de bombeo electrosumergible (ESP) en un año. La principal causa fue el atascamiento de la bomba por precipitación de CaCO₃, lo que requirió la inyección de 2 barriles de HCl al 15% thru-tubing para su remoción. Durante la intervención se logró recuperar la sarta de producción y parte de la cabeza de descarga, quedando el equipo ESP como pescado en el pozo. Cabe destacar que la tornillería del equipo estaba fabricada en acero al carbono, condición que incrementó la vulnerabilidad del sistema frente a las exigencias operacionales.
Acciones Recomendas
Cabeza de descarga.
Condición de la tornillería.
i) Aplicación de metodología RCFA no convencional
ii) Pruebas de laboratorio: Inspección visual y fractografía, análisis químico elemental, macroataque para detección de tensiones residuales, análisis microestructural, perfil de microdureza, difracción de rayos-X, y evolución del hidrógeno (acero AISI 1045 sumergido en HCl al 7,5% y 15%)
Resultados
i) Identificación de la causa raíz de falla: Fragilización por hidrógeno de la tornillería del equipo ESP.
ii) Lección aprendida: exigir en todas sus operaciones el uso de tornillería ferrítica en los equipos ESP.
iii) Se eliminó la técnica de inyectar ácido por tubing. Se migró al tratamiento químico por capilar reforzado con baches periódicos por anular.
Mejoramiento de la confiabilidad del bombeo electrosumergible en un campo offshore de crudo pesado con producción de +80.000 bopd
Caso de estudio sobre la aplicación de análisis causa raíz, ingeniería de confiabilidad y diagnóstico técnico especializado en un campo offshore de crudo pesado con producción superior a 80.000 bopd, para identificar fallas críticas en sistemas de bombeo electrosumergible, priorizar subcomponentes de mayor impacto y definir un plan de mejora orientado a reducir fallas repetitivas y recuperar desempeño operacional.