perfil Bombas multifasicas.docx

GESTION DE CALIDAD EMI

1. TITULO APLICACIÓN DE NUEVA TECNOLOGÍA MEDIANTE BOMBAS MULTIFÁSICAS EN EL CAMPO CAMATINDI. 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. 2.1.

Identificación del Problema.

El campo Camatindi dejo de producir desde la gestión del 98 por la caída de presión en este que aun tiene un volumen remanente al cual se puede explotar.

2.2.

Identificación de la Situación Problemática.

El campo Camatindi Actualmente no se encuentra en explotación por no tener un sistema de levantamiento artificial en ninguno de sus pozos.

2.3.

Análisis Causa-Efecto

Tiempo

Presión Presión baja

Campo Antiguo

del Yacimiento Prolongadas en el tiempo de producción

Baja Presión Inicial

Abandono del Campo Equipos en Lodo De Daños severos en

Perforación

la formación

Perforación

mal estado Tubería inadecuada

Herramientas

Figura 1. Diagrama de ISHIKAWA Fuente:

2.4.

Elaboración Propia

Formulación del Problema.

El abandono del campo Camatindi por la caída de presión en la gestión del 98 que teniendo aun un volumen remanente económico de

1

GESTION DE CALIDAD EMI http://www.animextremist.com/foros/index.php?showtopic=36358

reservas probadas que aun no fueron explotadas debido a que el campo no tiene un sistema de levantamiento artificial. ¿Es adecuado la implementación de nueva tecnología en bombas Multifasicas como un sistema de levantamiento artificial para la reactivación de la producción en el campo Camatindi?

3. OBJETIVOS 3.1.

Objetivo General

Proponer un Sistema de Bombas Multifasicas en el campo Camatindi para la Reactivación de la Producción Petrolera..

3.2.  





3.3.

Objetivos Específicos Diagnosticar la situación Actual del Campo Camatindi. Seleccionar Procesos de reactivación de pozos abandonados con volúmenes de Hidrocarburos. Diseñar el sistema de Levantamiento Artificial Artificial mediante la Bomba Multifasica para el campo Camatindi. Evaluar técnica y económicamente el sistema de levantamiento artificial con la implementación de la Bomba Multifasica.

Objetivos Específicos y Acciones (Matriz)

Objetivos Específicos

Acciones

Diagnosticar la situación Actual del Campo Camatindi

Determinar las Cualidades especificas y de producción de la formación Iquiri

Seleccionar Procesos de reactivación Determinar que proceso de reactivación de pozos abandonados con volúmenes es viable en el campo Camatindi de Hidrocarburos Realizar el diseño del Sistema de Diseñar el sistema de Levantamiento Artificial mediante la Bomba Multifasica Levantamiento Artificial en el campo Camatindi para el campo Camatindi

2


Evaluar técnica y económicamente el sistema de levantamiento artificial con la implementación de la Bomba Multifasica

Realizar un análisis técnico y económico del Sistema de Levantamiento Artificial en el campo Camatindi

4. JUSTIFICACIÓN 4.1.

Justificación técnica

La técnica de propuesta de Bombas Multifasicas viene siendo planteada en diferentes sitios en el exterior como en Ecuador el campo Sacha, por lo tanto su aplicación y/o adaptación al pozo camatindi seria fiable.

4.2. Justificación económica Al implementar nueva tecnologia mediante la Bomba Multifasica para un Sistema de Levantamiento Artificial en el Campo Camatindi, se obtendrá ingresos económicos adicionales a comparación de cualquier otro Sistema. 4.3. Justificación social Incrementara el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), lo cual será un beneficio económico a la región donde se encuentra este que no tiene aumento desde el 98 4.4.

Justificación ambiental

Debido al diseño de la bomba multifásica no hay fugas de gas ó líquidos. La energía ahorrada a través del uso de los gases anteriormente quemados es también una contribución para mantener nuestro ambiente limpio. La separación en el pozo requiere un costoso transporte múltiple de los productos separados. El principio multifásico de transporte antes de la separación protege el ambiente por medio de un consumo de energía considerablemente bajo y utilizando menos terreno. Los gases antes quemados, están ahora disponibles por ejemplo para: generación de energía, ventas ó inyección de gases. Proyectos desarrollados en tierra : la misma instalación directa y ahorro en costos aplica.

5. ALCANCES 5.1.

3

Alcance Temático


Área: Reservorios y Producción Tema Específico: Sistema de Levantamiento Artificial

5.2.

Alcance Geográfico

El campo bermejo se encuentra en la serranía del Aguarague, en las provincias Gran Chaco del departamentos de Tarija y Luis Calvo en el departamento de Chuquisaca El Punto central de las areniscas según las cordenadas UTM: X=452.850 Y=7.680.800

Figura 2. Campo Camatindi. F u e n t e : Google

5.3.

earth

Alcance Temporal

La presente investigación se podrá desarrollar en los primeros des semestres de la gestión 2013 y podrá ser aplicada inmediata tras su terminación en el campo camatindi

4


5.4.

Alcance Institucional

La investigación beneficiara a las empresa operadora Yacimeinto Petroliferos Fiscales Bolivianos (Y. P. F. B.) , siendo también del interés de otros campos similares, además q será de un gran aporte bibliográfico a la universidad

6. MARCO TEÓRICO 6.1. Contenido Tematico. 6.2.1. Yacimiento. 6.2.2. Campo. 6.2.3. Estructuras Geológicas. 6.2.4. Porosidad. 6.2.5. Permeabilidad. 6.2.6. Saturación. 6.2.7. Presión. 6.2.8. Temperatura. 6.2.9. Volumen In-situ. 6.2.10. Reservas. 6.2.10.1 Reservas Probadas. 6.2.11. Métodos de Levantamiento Convencional 6.2.11.1. Bombeo Mecanico 6.2.11.2. Levantamiento Artificial por Gas 6.2.12. Descripción del bombeo multifásico. 6.2.13. Tipos de bombas multifásicas. 6.2.13.1. Bombas de doble tornillo 6.2.13.2. Bombas de cavidad Progresiva 6.2.13.3. Bombas Multifásicas centrífugas 6.2.13.4. Bombas Helico-Axiales 6.2.

Desarrollo del fundamento Teorico. 6.2.1. Yacimiento. Yacimiento es la porción de una trampa geológica que contiene Petroleo, gas o ambos, la cual se comporta como un sistema hidráulico intercomunicado. Los fluidos del yacimiento se mueven hacia los pozos, por expansión del sistema (roca-fluidos) al declinar la presión, por desplazamiento

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natural o artificial (inyección de gas o agua) de fluidos, por drene gravitacional y/o capilaridad.

Figura 3.Imagen de un Yacimiento de Petróleo F u e n t e : www.blogger.com/feeds/2949749380867892358

Los yacimientos de hidrocarburos (petróleo) se han agrupado considerando diversos factores, como los siguientes:      

Tipo de roca almacenadora. Tipo de trampa. Tipo de fluidos almacenados. Presión original. Tipo de empuje predominante. Diagrama de fases.

6.2.2. Campo Un campo petrolífero es una zona con abundancia de pozos de los que se extrae petróleo del subsuelo. Debido a que las formaciones subterráneas que contienen petróleo (yacimientos petrolíferos) pueden extenderse sobre grandes zonas, a veces de varios cientos de kilómetros cuadrados, una explotación completa conlleva varios pozos o plataformas diseminados por toda una área. Además, puede haber pozos exploratorios que investigan los límites, tuberías para transportar el petróleo a cualquier lugar y locales de apoyo

6.2.3. Estructuras Geológicas La estructura geológica es determinante en el desarrollo del relieve. Las formas topográficas son una manifestación directa de las estructuras geológicas presentes. Por ejemplo, los ejes

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anticlinales y sinclinales determinan la existencia de relieves de crestas y valles paralelos; las fallas pueden controlar el desarrollo de bloques levantados o hundidos. La estructura tiene relación, a su vez, con la composición mineralógica que puede asociarse a la mayor o menor resistencia de las rocas ante el intemperismo; en consecuencia, en la naturaleza hay rocas de gran resistencia, como aquellas que poseen un alto contenido de cuarzo (cuarcitas, areniscas), lo que crea relieves elevados que resaltan sobre aquellos constituidos por rocas más débiles constituidas por una menor cantidad de cuarzo, pero con mayor proporción de feldespatos.

6.2.4. Porosidad. Es la cantidad de espacio vacío en una roca de formación, definida como la relación del volumen poroso o llamado también espacio vacío, al volumen total de la roca. Dicha propiedad determina la capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente es expresada en porcentaje.

6.2.5. Permeabilidad Es la facilidad para dejar pasar los fluidos a través de la red de poros interconectados. Si los poros de la roca no están intercomunicados entre sí, no existe permeabilidad; por consiguiente existe una relación entre permeabilidad y la porosidad efectiva mas no con la absoluta

6.2.6. Saturación Es la medida del espacio poroso ocupado por cualquier fluido, se expresa en porcentaje. Este fluido puede ser agua, petróleo o gas

6.2.7. Presión Es la magnitud que indica cómo se distribuye la fuerza por unidad de área de un fluido. Presión a la cual es sometido el petróleo o gas por efecto del peso de la tierra a una profundidad, la cual empuja a los fluidos hacia la superficie

6.2.8. Temperatura La temperatura es una medida del grado de agitación de las partículas. Es la temperatura de yacimiento

6.2.9. Volumen In-situ

7


Se denomina volumen In-situ a la cantidad de gas o petróleo que originalmente contiene un reservorio.

6.2.10.

Reservas

Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura.

6.2.10.1.

Reservas Probadas

Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones.

6.2.11.

Métodos de Levantamiento Convencional

En los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y energías naturales: fuerzas de presión, fuerzas de fricción por viscosidad, de gravedad de energía y fuerzas capilares, las cuales actúan en el movimiento de los fluidos hacia los pozos o para retenerlos en el yacimiento. Cuando esas energías son suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de allí a la superficie, se dice que "El Pozo Fluye Naturalmente", es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el pozo. La Producción Por Flujo Natural no es el método que garantiza los niveles de producción rentables durante toda la vida productiva del yacimiento. Para obtener el máximo beneficio económico del yacimiento, es necesario seleccionar el método de producción óptimo, este es el que permite mantener los niveles de producción de la manera más económica posible. Al realizar la explotación del yacimiento la presión de este disminuye, lo que implica que la producción de fluidos baje hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por si mismo. De allí surge la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación

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de fuerzas o energías ajenas al pozo, de aquí surge lo que llamamos Levantamiento Artificial. La mayoría de los pozos son capaces de producir por Flujo Natural en la primera etapa de su vida productiva, no obstante una vez finalizada la producción por Flujo Natural, es necesario seleccionar un Método de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente el yacimiento. Al realizar la explotación del yacimiento la presión de este disminuye lo que implica que la producción baje hasta el momento en el cual el pozo deja de producir por si mismo. El Método de Levantamiento Artificial consiste en extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo. Existen algunos factores que representan los parámetros más importantes en la selección del equipo de Levantamiento Artificial: -

Inversión inicial

-

Relación gastos operacionales /ingresos mensuales

-

Vida útil del equipo

-

Números de pozos en levantamiento artificial

-

Disponibilidad del equipo excedente

-

Vida del pozo

Cada uno de los sistemas de Levantamiento Artificial tiene limitaciones económicas y operacionales que lo excluyen de cualquier consideración en ciertas condiciones operacionales. Una vez que halla sido elegido en el pozo el Método de Producción, debe diseñarse adecuadamente el equipo necesario para que este funcione en condiciones particulares del pozo. Por lo tanto, independientemente de la escogencia del método, se deberá suministrar al personal de operacionessuficiente información y entrenamiento par a que la instalación sea exitosa desde el punto de vista económico. El propósito de los Métodos de Levantamiento Artificial, es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se generenproblemas de producción como pueden ser: arenamiento, conificacion de agua etc.

9


Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran: los convencionales y no convencionales.

6.2.11.1. Bombeo Mecánico El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado en mundo. Consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida de energía a través de una sarta de cabilla. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudo pesado y extra pesado, aunque, también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. Para que ocurra la acción del bombeo, el pistón realiza un movimiento reciprocante dentro del barril, la tubería confina la sarta de cabilla de succión que acciona a su vez la bomba en el subsuelo; posee válvulas fijas y viajera, son válvulas de no retorno, de bola y asiento de modo que solo permite el flujo en una sola dirección hacia el cabezal. El volumen encerrado entre estas dos válvulas constituye la cámara de bombeo. Cuando el balancín esta en el punto muerto de inferior, las válvulas fijas y viajeras se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permiten la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el inferior de de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanece cerrada durante la carrera ascendente fluido continua liberando la válvula hasta que el pistón llega al punto muerto del pistón .La válvula fija y cierra y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un punto de compresión cuando la presión interna es superior a la que existe en la válvula viajera, esta se abre y el fluido es trasferido al pistón hasta llegar al punto muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo. No obstante hay que tener presente que la tubería deba ser capaz de soportar la presión debido a la columna de flujo sobre la bomba.

6.2.11.2. Levantamiento Artificial por Gas

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El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. Tipos De Levantamiento Artificial Por Gas * Inyección De Gas Por Flujo Continuo : Se considera una extensión del método de producción por flujo natural: esto consiste en suplir el gas de formación mediante la inyección continua de gas en la columna de fluidos, con la finalidad de aligerar el peso de ésta. * Inyección De Gas Por Flujo Intermitente: Se inyecta cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción, con el propósito de desplazar, hasta la superficie, la columna o tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.

6.2.12.

Descripción del bombeo multifásico

La aplicación de este sistema multifásico ayuda a satisfacer las necesidades de medición de producción y rebombeo. La descripción se la detalla a continuación. El procedimiento de tratamiento del petróleo es mucho más fácil. En condiciones normales, el fluido llega por la línea de flujo de cada pozo al múltiple de producción, donde puede derivarse a otras líneas, la línea principal lleva el fluido recolectado de todos los pozos que convergen a esta instalación, luego es directamente aspirado por la bomba multifásica, la cual impulsará hacia el oleoducto, rumbo a la planta de tratamiento o refinería. Así también se podrá derivar al fluido de un pozo determinado a la línea de control, el fluido pasa a través del medidor multifásico de control, donde se mide el petróleo, gas y agua correspondiente a ese pozo. Posteriormente, el fluido total del pozo ingresa a la línea general y es aspirado por las bombas multifásicas que lo impulsarán, rumbo a la planta de tratamiento, repitiendo el proceso las veces que sean necesarias.

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Este proceso de instalación de bombas multifásicas y medidores Multifásicos puede ser tele supervisado y tele comandado, automatizando completamente la operación, concluyendo que podría ser una buena opción para la aplicación de esta nueva tecnología en el desarrollo de campos geográficamente distanciados o en pozos perforados desde un mismo punto (WELLPAD), ofreciendo una gran reducción del costo de capital y mejoramiento con simplificación en la operación.

Figura 4. Instalación de Tecnología Multifasica Fuente:

Escuela de ingenieros Petroleros Ecuador

Se definirán los dos equipos principales en este sistema nuevo los cuales son: bombas multifásicas y medidores multifásicos. La bomba multifásica permite agregar energía a un fluido aún no procesado o separado en sus fases, lo cual permite que el mismo sea transportado a instalaciones de procesamiento alejadas, sin aumentar la presión en boca de pozo. Cabe recalcar que en esta tecnología multifásica su principal objetivo en su implementación es eliminar los sistemas y equipos de superficie antes mencionados. Las bombas multifásicas permiten que la presión en cabeza disminuya, aumentando el diferencial de presión, por ende se tiene una mayor producción. Estas bombas son utilizadas generalmente en campos con las siguientes características:

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o

o o o

Pozos en declinación (para aumentar producción y vida del proyecto). Marginal (lejos de las facilidades de producción). Costa afuera. Sistemas de transferencia en tuberías.

Los medidores Multifásicos son nuevos equipos de superficie, que están cambiando radicalmente la forma en la que se ha medido el flujo complejo de pozos provenientes de los pozos productores. Es una nueva tecnología que permite medir con exactitud las variaciones rápidas producidas en los fluidos trifásicos, incluyendo la presencia de flujos tipo tapón, espumas y emulsiones estables que resultan difíciles de cuantificar. Este equipo ayuda con la capacidad de medir el fluido multifásico en tiempo real, aumenta la eficiencia operacional con el consiguiente ahorro de dinero y tiempo, ya que se puede medir la producción sin la separación convencional de fases y superar las restricciones de procesamiento en las instalaciones de superficie existentes. Con una cuantificación exacta del flujo de cada una de las fases de fluidos, permite a los operadores tomar mejores decisiones acerca del desempeño de los pozos; se podrá identificar, comprender y remediar mejor los problemas asociados con el flujo de pozos múltiples y por último optimizar las operaciones de levantamiento artificial y construir mejores modelos dinámicos de yacimientos.

6.2.13.

Tipos de Bombas Multifasicas

Existen muchos tipos de bombas para diferentes aplicaciones. Los factores más importantes que permiten escoger un sistema de bombeo adecuado son: presión última, presión de proceso, velocidad de bombeo, tipo de gases a bombear (la eficiencia de cada bomba varía según el tipo de gas). Así tenemos los siguientes tipos de bombas multifásicas.

6.2.13.1. Bombas de doble tornillo Las bombas de doble tornillo son un tipo especial de bombas rotativas de desplazamiento positivo, en el cual el flujo es atrapado en las roscas de los tornillos y viaja de forma axial hacia la zona de descarga.

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En este tipo de bombas, gira simultáneamente debido al accionamiento externo del motor. La rotación de los tornillos hace que las roscas se engranen entre sí, formando junto con la carcasa externa, cámaras cerradas. Estas cámaras son las responsables de tomar el fluido desde la succión y lo trasportan axialmente a lo largo de los tornillos hasta la descarga, donde las roscas de los tronillos se desengranan progresivamente y liberan el fluido.

Figura 5. Bomba de tornillo Multifasica Interior F u e n t e : Escuela

de Ingenieros Petroleros Ecuador

La bomba de tornillo multifásica, está diseñada para enfrentar los desafíos de la industria en la actualidad. La bomba de tornillo multifásica está diseñada para la aplicación de la carga Positiva Neta de Succión (NPSH) bajo, de flujo alto y de alta viscosidad. Altamente fiable en servicios difíciles, puede tratar lechadas 70% sólidas a través de peso y aplicaciones multifásicas 100% fracciones de vacío de gas.

6.2.13.2. Bombas de cavidad Progresiva Usadas en el bombeo de líquidos altamente viscosos, pastosos, neutrales o agresivos, puros o abrasivos, líquidos gaseosos o líquidos que tienden a convertirse en espuma, incluso líquidos con componentes fibrosos y sólidos.

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Figura 6. Bomba de cavidad Progresiva F u e n t e : Escuela

de ingenieros Petroleros Ecuador

6.2.13.3. Bombas Multifásicas centrífugas Las bombas centrífugas son utilizadas para el bombeo de productos neutrales como agresivos, líquidos puros o contaminados, líquidos fríos o calientes, tóxicos, y líquidos dañinos para el medio ambiente como aguas calientes, aceites lubricantes, emulsiones, aceites térmicos y productos químicos. Las bombas de esta serie son construidas como un sistema modular.

Figura 7. Bombas Multifasicas Centrifugas F u e n t e : Escuela

de Ingenieros Petroleros Ecuador

Una clase de esta bomba centrifuga es la de serie HMU según su marca. Las bombas de la serie HMU, son bombas centrifugas multifásicas de eje horizontal de aspiración simple, con un soporte silleta ampliamente dimensionado que dota de una gran rigidez a la máquina, indispensable para el acoplamiento con los motores térmicos. Estas bombas son el fruto de una larga experiencia de proyecto, fabricación y aplicación en los más diversos sectores de empleo como por ejemplo el aprovisionamiento hídrico, para redes de distribución, uso industrial, sistemas de riego, contra incendio y en general, todo servicio de transporte de agua dulce.

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La extensión de la gama de producción, la posibilidad de acoplamiento directo a los motores eléctricos y térmicos y la disponibilidad de configuraciones bajo pedido permiten ofrecer, para cada tipo de empleo, la solución ideal desde el punto de vista de la fiabilidad, del rendimiento y consecuentemente, de la economía en su explotación. Bombas idóneas para el bombeo de agua dulce, limpia, química y mecánicamente no agresiva.

6.2.13.4. Bombas Helico-Axiales En general se puede decir que estas bombas poseen la capacidad de transportar grandes volúmenes y poseen buena flexibilidad operacional. Pueden trabajar con altas fracciones de vacío de gas FVG lo que hace que la separación posterior de la mezcla trasportada sea relativamente fácil y a un costo económico bajo. Como características principales se tiene: o

o

o o

Eficiencia depende de FVG.(Fracciones de Vacío de Gas) Diseño del rotor depende de las condiciones de succión. Torque varía con FVG. Alta capacidad de volumen a trasportar.

Las bombas de hélice de tipo axial de las máquinas son generalmente de capacidad de flujo de media a alta, con incrementos de la presión de baja y media los valores, y por el principio de funcionamiento, dependiendo de la densidad de la mezcla del fluido que se bombeado. Además, pueden tener limitaciones en el valor de la relación de compresión (relación de los valores de la presión de descarga y de succión).

6.3.

Posibles Soluciones 6.3.1. Ventajas de las Bombas Multifasicas El bombeo multifásico se usa para sustituir el sistema convencional de estaciones de flujo. En el sistema convencional, la mezcla proveniente de los pozos pasa por separadores de alta y baja presión donde se separa parte del agua y todo el gas de la mezcla. Parte de

16


ese gas es liberado al ambiente y la otra parte pasa por un compresor hasta llegar a la planta de tratamiento de gas. El resto de la mezcla (crudo y agua) pasa por otro separador y de ahí va a un tanque de almacenamiento de crudo para posteriormente ser bombeado como se definió anteriormente. Como se ha venido definiendo a la instalación multifásicas, debido a la capacidad que tiene este tipo de bombas para manejar la mezcla de gas, agua, crudo y partículas sólidas, la mezcla va de los pozos directamente a la succión de la bomba sin tener que separar los componentes ni pasar por ningún otro equipo, posteriormente es bombeada a la estación de recolección.

Bombeo Mecánico

Inyección de gas y/o Agua

Tecnología Costo Prof. Técnico Impacto Ambiental

Figura 8. Sistema Convencional

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Bomba Multifasica

GESTION DE CALIDAD EMI F u e n t e : http://www.bornemann-ar.com/assets/Downloads/Broschueren/MP-Broschre-

spanisch.pdf

Figura 9. Instalación Multifasica F u e n t e : http://www.bornemann-ar.com/assets/Downloads/Broschueren/MP-Broschre-

spanisch.pdf

6.4.

Análisis Comparativo

Así se podrán obtener las siguientes ventajas de la aplicación de bombas multifásicas con respecto al sistema convencional son: o

Incremento de la producción.

Impacto ambiental positivo (reduce las emisiones de gas al

o

ambiente). o

Un sistema más simple con menor requerimiento de mantenimiento y supervisión (reduce costos de mantenimiento y operación de aproximadamente 30%).

o

18

Menor inversión de capital.

GESTION DE CALIDAD EMI o

Con respecto al mantenimiento de la bomba, el hecho de que la camisa y los tornillos sean reemplazables, hacen que éste pueda ser realizado en sitio y con facilidad.

7. HIPÓTESIS 7.1. Descripción La Implementación de Nueva tecnología mediante Bombas Multifasicas como Sistema de Levantamiento Artificial permitirá la reactivación de la producción del Campo Camatindi.

7.2.

Análisis de Variable 7.2.1. Variable Independiente Optima elección de un Sistema de Levantamiento Artificial 7.2.2. Variable Dependiente La reactivación y producción del Campo Camatindi

7.3.

Definición Conceptual

El uso de Bombas Multifasicas reactivaran la producción del Campo Camatindi

19


7.4

Operacionalizacion de Variables

VARIABLE

DEFINICI N

DIMENSION

INDICADOR

Reservorios

Temperatura.

Eficiencia.

Compuestos orgánicos

Produccion

Porcentaje (%)

CONCEPTUAL Bomba Multifasica

Nueva tecnología que remplaza el separador y la planta de procesamiento en tierra firme donde mejor le

Unidad monetaria ($)

paresca Reactivación y

Campo Camatindi dejo de

producción del Campo

producir desde el 98

Area

Metros

Camatindi

8. MATRIZ DE CONSISTENCIA PROBLEMA

OBJETIVO

HIPOTESIS

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL CAMPO CAMATINDI El campo Camatindi Actualmente no se encuentra en explotación por no tener un sistema de levantamiento artificial

Implementar Nueva tecnología mediante Bombas Multifasicas como Sistema de Levantamiento Artificial

La Implementación de Nueva tecnología mediante Bombas Multifasicas como Sistema de Levantamiento Artificial

PROVOCA

PARA

PERMITIRA

El abandono del campo

20

La Reactivación de la Producción en el campo producción en el campo Camatindi Camatindi


9. DISEÑO DE LA INVESTIGACION 9.1. Tipo de Estudio El tipo de estudio aplicado es descriptiva en su inicio y luego explicativo, utilizando un procedimiento cualitativo

9.2.

Métodos, Técnicas e Instrumentos

Las técnicas empleadas en el trabajo de investigación fueron indagando libros con alguno datos conseguidos en paginas del internet con un método Cualitativo

9.3.

Unidad de Análisis

Tener un nuevo sistema de Levantamiento Artificial no Convencional

9.4.

Población

Pozos Campo Camatindi

9.5.

Muestra

Las muestras que serán tomadas son las de CMT-2, CMT-3 y CMT8 Por tener sigue un volumen remanente al cual estudiar

9.6.

Matriz de Diseño Metodológico

OBJETIVO Proponer Implementacion

UNIDAD DE ANALISIS la de

nueva tecnología para un

sistema

levantamiento artificial

21

de

Nuevo sistema de Levantamiento Artificial no Convencional

POBLACION Pozos Campo Camatindi CMT-2, CMT-3 y CMT8


10. BIBLIOGRAFIA 

http://www.bornemann-ar.com/bornemann-entrega-la-soluci-n-debombeo-hecha-a-medida/

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Biblioteca Virtual de la Escuela de Ingeniería de Petróleos Ecuador

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22

perfil Bombas multifasicas.docx

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