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capitulos i, ii y iii anteproyecto de tecnologia petrolera iuta
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR
PARA LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIAINSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
DE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIALIUTA – SEDE NACIONAL ANACO
EVALUACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE S EN EL POZO MFB-698 DEL CAMPO BARE, FAJA PETROLIFERA DEL
ORINOCO
Anteproyecto Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar al título de Técnico Superior Universitario en la especialidad de Tecnología Petrolera
Tutor: Ing. Omar Pinto
Anaco, julio 2015
1
Autores: Aguilar G. Jefter J García M. Gabriela Y.
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN
UNIVERSITARIA INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
DE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIALIUTA – SEDE NACIONAL ANACO
CARTA DE ACEPTACIÓN DEL TUTOR
En mi carácter de tutor de trabajo Especial de grado, titulado: EVALUACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE S EN EL POZO MFB-698 DEL CAMPO BARE, FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO, presentado por el ciudadano JEFTER JOSÉ AGUILAR GUTIERREZ, cédula de identidad V-25.434.816, para optar al título de Técnico Superior Universitario en la especialidad de TECNOLOGÍA PETROLERA considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Anaco a los días del mes de Enero de 2016
________________Ing. Carmen Salazar
Tutor Académico
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN
UNIVERSITARIA INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
DE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIALIUTA – SEDE NACIONAL ANACO
CARTA DE ACEPTACIÓN DEL TUTOR
En mi carácter de tutor de trabajo Especial de grado, titulado: EVALUACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE S EN EL POZO MFB-698 DEL CAMPO BARE, FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO, presentado por el ciudadano GARCIA MONRROY GABRIELA YOLANDA, cédula de identidad V-24.230.662, para optar al título de Técnico Superior Universitario en la especialidad de TECNOLOGÍA PETROLERA considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Anaco a los días del mes de enero de 2016
________________Ing. Carmen Salazar
Tutor Académico
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN
UNIVERSITARIA INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
DE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIALIUTA – SEDE NACIONAL ANACO
CERTIFICACIÓN.
Por medio de la presente certificación se hace constar que el bachiller JEFTER JOSÉ AGUILAR GUTIERREZ, portador de la cédula de identidad V-25.434.816, elaboró su Trabajo Especial de grado titulado: EVALUACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE S EN EL POZO MFB-698 DEL CAMPO BARE, FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO, cumpliendo así con los fines académicos y obtuvieron una calificación de ___________________ ( ) puntos.
_______________________ ____________________ ______________________
Ing. Carmen Salazar Tutor Académico
Jurado Calificador Jurado Calificador
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN
UNIVERSITARIA INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
DE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIALIUTA – SEDE NACIONAL ANACO
CERTIFICACIÓN
Por medio de la presente certificación se hace constar que el bachiller GABRIELA YOLANDA. GARCIA MONRROY, portador de la cédula de identidad V-24.230.662, elaboró su Trabajo Especial de grado titulado: EVALUACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE S EN EL POZO MFB-698 DEL CAMPO BARE, FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO, cumpliendo así con los fines académicos y obtuvieron una calificación de ___________________ ( ) puntos.
_______________________ ____________________ ______________________
Ing. Carmen Salazar Tutor Académico
Jurado Calificador Jurado Calificador
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ÍNDICE GENERAL
Dedicatoria............................................................................................................... xiiAgradecimientos...................................................................................................... xivResumen................................................................................................................... xviIntroducción............................................................................................................. 13
CAPÍTULO IEL PROBLEMA DE LA INVESTIGACIÓN1.1. Planteamiento del problema de investigación................................................... 161.2. Formulación del problema................................................................................. 181.3. Objetivos de la investigación........................................................................ 191.3.1. Objetivo general............................................................................................ 191.3.2. Objetivos específicos.................................................................................... 191.4. Justificación de la investigación.................................................................... 201.5. Alcance y delimitación del problema................................................................ 22
CAPÍTULO IIMARCO TEÓRICO DE LA INVESTIGACIÓN2.1. Contexto donde se desarrolla la investigación...................................................... 242.1.1. Reseña histórica de la empresa……................................................................... 242.1.2. Razón social………............................................................................................. 252.1.3. Visión de la empresa…………………………………………………………… 252.1.4. Organización de la empresa………………………………………………......... 262.2. Antecedentes de la investigación........................................................................... 272.3. Bases Legales………………….............................................................................. 292.4. Bases Teóricas........................................................................................................ 332.4.1. Sistema de producción y sus componentes…………………………………… 332.4.2. Proceso de producción ………………………………………………………... 332.4.3. Recorrido de los fluidos en el sistema………………………………………… 352.4.4. Reducción de presión en los diferentes componentes del sistema de producción…………………………………………………………………………….. 412.4.5. Capacidad de producción del sistema……………….………………………….. 422.4.6. Curva de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo……………………. 422.4.7. Balance de energía y capacidad de producción………………………………… 422.4.8. Optimización del sistema……………………………………………………….. 432.4.9. Métodos de producción………………………………………………………… 432.4.10. Levantamiento artificial de hidrocarburos…………………………………...... 442.4.11. Bombeo mecánico…..………………………..………………………………... 412.4.11.1. Ventajas del sistema de bombeo mecánico de petróleo…………………….. 42
6
2.4.11.2. Desventajas del sistema de bombeo mecánico de petróleo……………… 422.4.12. Bombeo de cavidad progresiva……………………………………………. 432.4.12.1. Ventajas del sistema por bombeo de cavidad progresiva……………… 452.4.12.2. Desventajas del sistema por bombeo de cavidad progresiva…………… 472.4.13. Levantamiento artificial por gas……………………………………………. 472.4.13.1. Equipos de superficie…………………………………………………….. 482.4.13.2. Equipos de subsuelo………………………………………………………. 492.4.13.3. Ventajas del levantamiento artificial por gas……………………………… 502.4.13.2. Desventajas del levantamiento artificial por gas………………………….. 502.4.14. Consideraciones para la selección del levantamiento artificial…………….. 512.4.15. Bombeo electrosumergible………………………………………………… 522.4.15.1. Aplicaciones del bombeo electrosumergible…………………………….. 522.4.15.2. Principio de funcionamiento……………….…………………………….. 532.4.15.3. Ventajas del bombeo electrosumergible………………………………….. 542.4.15.4. Limitaciones del bombeo electrosumergible……………………………… 552.4.15.5. Parámetros para la aplicación del bombeo electrosumergible…………….. 562.5. Definición de términos operativos o técnicos.................................................. 57
CAPÍTULO IIIMETODOLOGÍA3.1. Diseño de la investigación..................................................................................... 593.2. Tipo de la investigación......................................................................................... 603.3. Técnica e instrumentos de recolección de datos……………………………....... 613.4.1. Técnica de recolección de datos........................................................................ 613.4.2. Instrumentos…………………………………………………............................ 623.5. Técnicas y herramientas de procesamiento y análisis de datos………………. 63
CAPÍTULO IVRESULTADO DE LA INVESTIGACIÓN4.1. Análisis de los resultados…………………………………………………………4.1.1. Descripción de la situación actual del Pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco…………………………………………………………………4.1.2. Determinación de la efectividad de la aplicación del método BES en el pozo MFB- 698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco……………………………..4.1.3. Sugerencia de mejoras para la aplicación adecuada del método BES en el pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco………………………………
CAPITULO VCONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DE LA INVESTIGACIÓN5.1. Conclusiones……………………………………………………………………….5.2. Recomendaciones………………………………………………………………….
Referencias bibliográficas……………………………………………………………...
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1. Ubicación geográfica de Campo Bare y Faja del Orinoco………… 22Figura 2.1. Organigrama de la empresa………………………………………… 26Figura 2.1. Sistemas de producción y sus componentes………………………… 33Figura2.2. Distribución de presiones en el sistema de producción……………… 36Figura 2.3. Muestra grafica de un análisis nodal………………………………… 38Figura 2.4. Métodos de levantamiento artificial…………………………………. 41Figura 2.5. Componentes de un equipo de bombeo mecánico…………………... 43Figura 2.6. Componentes del sistema de cavidad progresiva…………………… 46Figura 2.7. Método de levantamiento por inyección de gas……………………… 50Figura 2.8. Sistema de bombeo electrosumergible………………………………. 54
8
DEDICATORIA
Primeramente a mi Dios Todopoderoso creador del cielo y de la tierra, que
siempre estará allí para ayudarme en cualquier situación gracias Señor.
A mi madre, y a mi padre, por haberme dado la vida, por darme todo su apoyo
incondicional y por guiarme siempre en el buen camino, por todas las cosas que me
dieron y sacrificaron para que hoy en día yo pueda ser un profesional.
A mis Hermanos, que a pesar de cualquier situación o eventualidad siempre
están prestos a tenderme la mano para ayudarme.
A mis Tías, que han sido mi inspiración y fortaleza para seguir adelante y por
su apoyo sin condiciones, Igual a mis tíos
A mis queridos abuelos por haberme aconsejado y por ser un pilar fundamental
en la familia, este triunfo, también es de ustedes
Aguilar Gutiérrez Jefter José
9
DEDICATORIA
10
AGRADECIMIENTOS
A mi Dios Todopoderoso, por ayudarme a seguir adelante, por darme salud,
vida y haberme guiado por un buen camino, gracias Señor.
Al Instituto Universitario de Tecnología de Administración Industrial (IUTA),
por haberme dado la oportunidad de formar parte de su casa de estudios.
A mi Tutor el Ing. Omar Pinto, por brindarme todos sus conocimientos para la
realización de este Anteproyecto Especial de Grado.
A todas aquellas personas, que no nombro pero sé que cuando necesité de
ustedes nunca me dieron la espalda gracias por sus valiosos consejos se los agradezco
muchísimo.
A todos, mil gracias…
Aguilar Gutiérrez Jefter José
11
AGRADECIMIENTOS
12
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN
UNIVERSITARIAINSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
DE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIALIUTA-SEDE NACIONAL ANACOLínea de Investigación: Producción
EVALUACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE S EN EL POZO MFB-698 DEL CAMPO
BARE, FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO
RESUMEN
La presente investigación tuvo como propósito evaluar el método de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible en el pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco con el fin de optimizar la producción de los pozos. Los objetivos específicos fueron; Describir la situación actual del Pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco, determinar la efectividad de la aplicación del método BES en el pozo MFB- 698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco y sugerir mejoras para la aplicación adecuada del método BES en el pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco. En cuanto a la metodología, el diseño de ésta investigación es de campo ya que se obtuvieron datos específicos del lugar donde ocurren los procesos operativos del método de levantamiento artificial, siendo el tipo de investigación descriptiva, por cuanto se logra caracterizar un objeto de estudio o una situación concreta, señalar sus características y propiedades. Concluyendo que, es factible la aplicación del método BES en el Campo Bare, gracias a las condiciones favorables petrofísicas: alta porosidad, alta permeabilidad, espesor neto de arena considerable y al mismo tiempo, por la alta tasas de producción, alta relación agua petróleo, y baja relación gas –petróleo. Instalar sensores de presión y temperatura en los equipos de BES, para monitorear el pozo de una forma más eficiente.
13
AUTORES: Aguilar G. Jefter J. García M. Gabriela Y.
TUTOR: Ing. Omar Pinto FECHA: julio 2015
Palabras claves: levantamiento, artificial, bombeo, electrosumergible.
INTRODUCCIÓN
La Faja Petrolífera del Orinoco es una de las acumulaciones de petróleo pesado
y extrapesado más grande del mundo, con una reserva recuperable estimado de unos
270 millares de barriles. Ella se encuentra ubicada en la parte sur de la Cuenca
Oriental con una extensión de 55.000 Km2 aproximadamente. Según su
productividad y reserva contenida, la Faja Petrolífera del Orinoco se subdivide en
cuatro grandes áreas de producción de crudos pesados y extrapesados, las cuales son
en orden de Oeste a Este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo.
El yacimiento MFB - 53 se encuentra en el Campo Bare, área de Ayacucho,
pertenece a la unidad de explotación y producción extrapesados, Distrito Social San
Tomé, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Dicho yacimiento está ubicado en el
Estado Anzoátegui a unos 40 Km. al sur de la Ciudad de El Tigre y a unos 70 Km. al
Norte del Río Orinoco en el sector noroccidental del área de Ayacucho.
Ahora bien, el presente estudio se basa específicamente evaluar el método de
levantamiento artificial por bombeo electrosumergible en el pozo MFB-698 del Campo
Bare, Faja Petrolífera del Orinoco con el fin de optimizar la producción de los pozos.
Así mismo, el trabajo de investigación está estructurado en cinco (5) capítulos
constituidos de la manera siguiente:
Capítulo I El Problema de Investigación; se plantea la problemática, así
como la formulación del problema y los objetivos de la investigación, también se
14
encuentra señalada la justificación, así como el alcance y la delimitación del
problema.
Capítulo II: Marco Teórico de la Investigación; está constituido por el
contexto donde se desarrolló la investigación, los antecedentes de la misma, las bases
legales o normativas que constituyen las leyes y/o normas en que se apoya la
investigación, así como las bases teóricas y la definición de términos básicos
relacionados con el tema
Capítulo III: Metodología; se representa la vía o camino utilizado para
responder a las interrogantes del estudio, cabe destacar que el trabajo está enmarcado
en el diseño de estudio tipo de campo y una investigación descriptiva.
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CAPÍTULO IEL PROBLEMA DE LA INVESTIGACIÓN
16
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA DE
INVESTIGACIÓN.
Desde los comienzos de la explotación petrolera en Venezuela se ha incurrido
en una disminución progresiva de las presiones en los yacimientos de distintos
campos en todo el país, conduciendo al uso intensivo de Sistemas de L.A.
(Levantamiento Artificial). Hasta mediados de 1980 se usaba frecuentemente
Bombeo Mecánico Convencional para extraer crudos pesados y Levantamiento
Artificial por Gas para extraer crudos livianos y medianos. Fue hasta finales de esta
década que comienza la aplicación de métodos no convencionales en los campos
venezolanos, como Sistemas de Bombeo Electrosumenrgibles, Bombeo de Cavidades
Progresivas y otros esfuerzos de LAG, específicamente en la inyección intermitente
con sus diversas modalidades. Durante la última década del siglo pasado el porcentaje
de pozos produciendo bajo sistemas de L.A. se incrementó de 87% a 96%, con un
aporte del 78% de la producción total de petróleo.
El método de bombeo electro sumergibles (BES) es un sistema de
levantamiento artificial que consiste en una bomba centrífuga multietapa con un
motor eléctrico de fondo acoplado, capaz de levantar grandes cantidades de fluido
desde grandes profundidades en una variedad de condiciones de pozo. Las etapas de
la bomba son diseñadas originalmente para operar en pozo de agua, debido que el
agua es un fluido cuya propiedades son las más simples de estudiar. Para la aplicación
del método BES en campos de producción de petróleo hay que considerar diferentes
factores tales como condición del yacimiento, tipo de pozo, propiedades del crudo,
etc.
17
Los Yacimientos del Campo Bare son productores de crudo pesado y
extrapesado, debido a esto, uno de los mecanismos de producción utilizados es el de
Bombeo Electrosumergible. Actualmente existen 115 pozos productores con el
Sistema de Levantamiento Artificial por BES.
En relación a esto, el Pozo MFB-698 presenta baja eficiencia de bombeo,
formación poco consolidada, petróleo de alto grado API, alta viscosidad y
arenamiento; trayendo como consecuencia; fallas de revestimiento (pérdida del
pozo), pérdida de producción de hidrocarburos, reducción de la permeabilidad de la
formación, daño en el sistema de recolección y distribución del crudo, entre otros. Es
por ello que, es importante encontrar la relación entre yacimiento, pozo de
producción y equipo de levantamiento, para lograr la aplicación adecuada y eficiente
del método BES. Todo esto con la finalidad de aumentar la producción de crudo en el
pozo con la implementación del método de Levantamiento Artificial por Bombeo
electrosumergible en el Campo del Distrito Social San Tomé.
18
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
Ante todo lo expuesto anteriormente surgen las siguientes interrogantes:
1. ¿Cuál es la situación actual del Pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja
Petrolífera del Orinoco?
2. ¿Cuál es la efectividad del método BES en el Pozo MFB-698 del Campo Bare,
Faja Petrolífera del Orinoco?
3. ¿Qué mejoras se le pueden aplicar al método BES en el Pozo MFB-698 del
Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco?
19
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN.
1.3.1 OBJETIVO GENERAL DE LA INVESTIGACIÓN
Evaluar el método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible en
el pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco con el fin de
optimizar la producción de los pozos.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS DE LA INVESTIGACIÓN
Describir la situación actual del Pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja Petrolífera
del Orinoco
Determinar la efectividad de la aplicación del método BES en el pozo MFB- 698
del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco
Sugerir mejoras para la aplicación adecuada del método BES en el pozo MFB-
698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco.
20
1.4 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
El uso de los métodos de levantamiento artificial depende de las características
de cada yacimiento. Si el mismo posee alto potencial energético, la producción del
petróleo se realiza por flujo natural, de lo contrario se requiere de un método artificial
para iniciar la vida productiva del pozo.
La presente investigación se lleva a cabo con el objetivo de evaluar el método
de Bombeo Electro sumergible (BES) el pozo MFB-698 en el Campo Bare, Faja del
Orinoco, perteneciente a la Empresa PDVSA, para su adecuada aplicación de
acuerdo a las características petrofísicas manejadas y utilizadas por los simuladores
de Bombeo Electro sumergible (BES) a fin de optimizar la producción del pozo
sujeto a estudio.
Por otra parte; esta investigación es de gran importancia para la Empresa Estatal
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y la Empresa Baker Huges , porque aporta
desde el punto de vista externo opiniones específicas para que sean tomadas por el
personal encargado de manejar las operaciones.
Es beneficioso para el Instituto Universitario de Tecnología de
Administración Industrial (IUTA); porque estará como antecedente para todas
aquellas personas que realicen investigaciones sobre los diferentes métodos de
levantamiento artificial y específicamente el Bombeo Electro sumergible, además de
servir de referencia para el personal educativo, conocer lo que fue investigado
directamente donde ocurren los hechos.
Para los Investigadores, el desarrollo del estudio le permitió adquirir
conocimientos y experiencias en torno al manejo del Levantamiento artificial por
21
Bombeo Electro sumergible, mediante la puesta en práctica de los conocimientos
adquiridos durante su formación académica, que influirán de manera directa en el
crecimiento profesional ante este reto, que puede servir para aplicarlo a mediano y a
largo plazo en el campo laboral.
22
1.5 ALCANCE Y DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN.
La investigación que lleva por título: Evaluación del método de levantamiento
artificial por Bombeo Electrosumergible en el pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja
Petrolífera del Orinoco. Se llevará a cabo, mediante datos e información del proceso
operacional en el Pozo MFB-698 Campo Bare, ubicado en el Estado Anzoátegui a
unos 40 Km. al sur de la ciudad de El Tigre y a unos 70 Km. al norte del Río Orinoco
entre las coordenadas geográficas de 8º 28´00´´ de latitud norte, y 64º 01´00´´ de
longitud este. (Figura 1.1).
Esta investigación se llevará a cabo desde mayo de 2015 hasta agosto de
2015.
Figura 1.1 Ubicación geográfica del Campo Bare y la Faja del Orinoco
Fuente: Baker Huges 2014
23
CAPÍTULO II
MARCO TEORICO DE LA INVESTIGACIÓN
24
2.1 CONTEXTO DONDE SE DESARROLLA LA
INVESTIGACIÓN
2.1.1 RESEÑA HISTÓRICA
En el año de 1907, Reuben Baker desarrolló un sistema de perforación que
revolucionó el estilo existente para la época. Dos años después, en 1909, Howard
Hughes introdujo la primera mecha de dos conos, que impulsó dramáticamente la
velocidad del proceso de perforación. En 1987, luego de dos grandes descensos en los
precios del crudo y en las actividades de perforación, Baker International y Hughes
Tool Company acuerdan fusionarse para crear lo que es hoy BAKER HUGHES
INCORPORATED. La estructura Actual de Baker Hughes es la siguiente:
Baker Atlas (BA)
Baker INTEQ (BI)
Baker Hughes Drilling Fluids (BHDF)
Baker Oil Tools (BOT)
Hughes Christensen (HCC)
Centrilift (CTL)
Baker Petrolite (BPC)
Business Support Services (BSS)
Corporate
CENTRILIFT
La división Centrilift (CTL) fundada en 1957, es reconocida como el líder
mundial en cuanto a la tecnología utilizada en la fabricación y el desarrollo de los
sistemas de bombeos electro sumergibles, es la única compañía que diseña y fabrica
el sistema completo de bombas electro sumergibles, incluyendo la bomba, el motor,
el sello, el cable de transmisión y los reguladores de la superficie. Así como los
25
separadores del gas, el equipo de supervisión de fondo y AutographPC®, software de
simulación para el sistema de bombeo electro sumergible. Además del sistema de
bombeo electro sumergible.
2.1.2 MISIÓN.
Convertir a Baker Hughes División Centrilift, en una empresa modelo en el
mercado de equipos de bombeo, que además de lograr la satisfacción del cliente,
llegue a alcanzar un nivel de rentabilidad adecuado que le permita mantenerse en un
proceso de mejoramiento continuo de la productividad y la calidad, sin daños al
ambiente.
2.1.3 VISIÓN
Ser la empresa que ofrece los mayores rendimientos con respecto a la
satisfacción de sus clientes, para lograr una posición importante dentro del mercado
en el que se desarrollan sus actividades, ofreciendo la atención de un personal
calificado y preparado para llevar a cabo dicha actividad.
26
2.1.4 ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL
Figura N° 2.1. Organigrama General de Baker HughesFuente: http://www.bakerhughes.com/
27
2.2 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
Los antecedentes consultados reflejan los avances realizados en materia de
plantas compresoras de gas, los cuales sirven de referencia para la presente
investigación.
En este sentido, Arias F. (2006) establece que: Los antecedentes reflejan los
avances y el estado actual del conocimiento en un área determinada y sirven de
modelo o ejemplo para futuras investigaciones.
Entre las fuentes consultadas se tienen las que se indican a continuación:
T.S.U. Vásquez J. (2012) Instituto Universitario de Tecnología de
Administración Industrial (IUTA) Sede Nacional Anaco, se presenta con su Trabajo
de Grado, titulado: “Evaluación del método de levantamiento artificial ´pr bombeo
Electrosumergible en el Área Mayor de Oficina del Distrito Gas Anaco. Consiste en
evaluar la factibilidad de la aplicación del método de levantamiento artificial por
bombeo electrosumergible para su aplicación en el Área Mayor de Oficina del
Distrito Gas Anaco.
La metodología utilizada fue un diseño De Campo, de Tipo Descriptivo con
técnicas de recolección de datos como: Entrevistas no estructuradas, observación
directa y revisión documental e instrumental, guías de entrevistas y revisión de
manuales. La investigación reviste importancia pues, plantea de manera sencilla los
aspectos más significativos de los sistemas de bombeo electrosumergible. Se
concluyó que es posible implementar el método de BES en AMO específicamente en
las arenas S3M y U2M; recomendando usar en esta área de operaciones separadores y
manejadores de gas en las bombas seleccionadas debido a la producción de gas
característica de la zona.
28
Br. Peraza, J. (2012), realizó un trabajo titulado “Evaluación y diagnóstico del
sistema en Inyección de Diluente en Pozos a Bombeo Mecánico asociados a las
Estaciones de Descarga. GUED-14 y GUED-03 U.E y Liviano San Tomé”, (UDO)
Anzoátegui, cuyo objetivo fue verificar el estado de los sistemas de inyección de
diluente a pozos de bombeo mecánico.
La metodología utilizada fue de tipo descriptiva, con un diseño de campo y los
instrumentos fueron: las fotografías, pendrive y computadora. Los resultados
arrojados por el estudio indican que el sistema de bombeo y equipos de superficie
están en buenas condiciones.
29
2.3 BASES LEGALESMéndez, C (2008), define las bases legales como: “una descripción detallado
de cada uno de los elementos legales, que vinculados con la teoría, será directamente
utilizados en el desarrollo de la investigación”. (p.65). Así, las bases legales son
aquellos preceptos legales que fundamentan a la investigación, estos pueden
estar representadas por leyes, estatutos, clausulas y hasta principios que se
derivan de la Constitución u otras leyes oficiales relacionadas con la
problemática planteada, con el fin de proporcionar un mayor soporte y
confiabilidad.
Dentro de las bases legales que sustentan éste estudio se encuentran:
2.3.1 CONSTITUCIÓN DE LA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE
VENEZUELA (2000)
CAPÍTULO I.
DE LOS DERECHOS AMBIENTALES
Artículo 36: Las personas naturales o jurídicas, públicas y privadas, responsables en la formulación y ejecución de proyectos que impliquen la utilización de los recursos naturales y de la diversidad biológica, deben generar procesos permanentes de educación ambiental que permitan la conservación de los ecosistemas y el desarrollo sustentable. (p.29)
Todas las personas y entes tanto públicos como privados que realicen trabajos
en las cuales se requiera la utilización de recursos naturales y diversidad biológica
deberán regirse por el cumplimiento de las normas ambiental a fin de mantener los
ecosistemas
CAPÍTULO IX
DE LOS DERECHOS AMBIENTALES
Artículo 127: Es un derecho y un deber de cada generación proteger y mantener el ambiente en beneficio de sí misma y del mundo futuro. Toda
30
persona tiene derecho individual y colectivamente a disfrutar una vida y de un ambiente seguro, sano y ecológicamente equilibrado. El estado protegerá el ambiente, la diversidad biológica, genética, los procesos ecológicos, los parques nacionales, monumentos naturales y demás áreas de especial importancia geológica. (p.102)
Es una obligación fundamental de los organismos constitucionales con la activa
participación del estado, garantizar que la población se desenvuelva en un ambiente
libre de contaminación, en donde, el aire, los suelos, la capa de ozono, las especies
vivas entre otras, sean especialmente protegidos de la conformidad con la ley.
LEY DE HIDROCARBUROS
(2006)
CAPÍTULO I
SECCIÓN I
DEL ÁMBITO DEL DECRETO LEY
Artículo 1°.Todo lo relativo a la exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte, almacenamiento, comercialización, conservación de los hidrocarburos, así como lo referente a los productos refinados y a las obras que la realización de estas actividades requiera, se rige por el presente Decreto Ley.(p.1)
CAPÍTULO II
SECCIÓN IV
DE LAS ACTIVIDADES DE REFINACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
Artículo 10: Las actividades relativas a la destilación, purificación y transformación de los hidrocarburos naturales comprendidos en este Decreto Ley, realizadas con el propósito de añadir valor a dichas sustancias y la comercialización de los productos obtenidos, configuran actividades de refinación y comercialización y pueden ser realizadas por el Estado y los particulares, conjunta o separadamente, conforme a lo dispuesto en el Capítulo VIII de este Decreto Ley.Las instalaciones y obras existentes, sus ampliaciones y modificaciones, propiedad del Estado o de las empresas de su exclusiva propiedad,
31
dedicadas a las actividades de refinación de hidrocarburos naturales en el país y al transporte principal de productos y gas, quedan reservadas al Estado en los términos establecidos en este Decreto Ley. (p. 3)
Los artículos mencionados anteriormente indican que todas las actividades
relacionadas con la industria de hidrocarburos y sus productos derivados están
controladas por la presente Ley, además los procesos relativos a la obtención de
productos que puedan ser comercializados así como también el transporte de los
mismos quedan determinados de igual manera por esta Ley.
LEY DEL AMBIENTE
(2007)
TÍTULO IV
DE LA EDUCACIÓN AMBIENTALY LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA
CAPÍTULO I
DE LA EDUCACIÓN AMBIENTAL
Artículo 36: Las personas naturales o jurídicas, públicas y privadas, responsables en la formulación y ejecución de proyectos que impliquen la utilización de los recursos naturales y de la diversidad biológica, deben generar procesos permanentes de educación ambiental que permitan la conservación de los ecosistemas y el desarrollo sustentable. (p. 16)
Todas las personas y entes tanto públicos como privados que ejecuten proyectos
en las cuales se requiera la utilización de recursos naturales y diversidad biológica
deberán velar por el cumplimiento de las normas que rigen el tema ambiental a fin de
mantener los ecosistemas y por ende el ambiente.
Decreto 1257: Normas sobre Evaluación Ambiental de Actividades
Susceptibles de degradar el Ambiente (13/marzo/1996).
Este Decreto establece los procedimientos para los casos cuando una evaluación
ambiental previa es necesaria, de las actividades industriales o comerciales
susceptibles de degradar el ambiente. Determina los métodos técnicos de evaluación,
32
para verificar el daño ambiental permisible de los programas y proyectos de
desarrollo. El cumplimiento de estos procedimientos y métodos le dan al inversionista
una mayor seguridad legal, cuando las autorizaciones para las actividades propuestas
están sometidas a un criterio técnico estricto, determinado por la aplicación de
tecnologías transferidas, estudios de impactos ambientales y estudios ambientales
específicos, empleados en procedimientos racionales y expeditos.
Todas las partes (personas naturales o entidades jurídicas públicas o privadas)
interesadas en llevar a cabo programas o proyectos que requieran ocupación de
tierras, deben otorgar previa notificación al Ministerio del Ambiente y de los
Recursos Naturales Renovables, presentando un Documento de Intención, donde se
especifiquen las acciones susceptibles de producir un impacto ambiental.
33
2.4 BASES TEÓRICASSegún Hernández, Fernández y Baptista (2006), definen el marco
teórico como “el compendio de una serie de elementos conceptuales que sirven de
base a la indagación por realizar”. (p.40). Esto quiere decir que ayuda a precisar los
elementos conceptuales en la descripción del problema y que nos sirven al momento
de realizar la investigación.
2.4.1 EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES.
El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el
pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo
del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la
completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es
infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición,
tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos, en
la figura N° 2.1 se observa el sistema de producción de hidrocarburos y sus
componentes
2.4.2 PROCESO DE PRODUCCIÓN.
El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los
fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de
producción en la estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con
cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y
Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho
proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de
entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep .
34
Figura N° 2.1. Sistema de Producción y sus Componentes
Fuente: Manual de PDVSA. Venezuela (2010).
2.4.3 RECORRIDO DE LOS FLUIDOS EN EL SISTEMA
Segun Maggiolo, R ( 2 0 0 6 ) :
“ Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño,S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en
35
formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. AL atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.( pág 32)
2.4.4 REDUCCION DE PRESION EN LOS DIFERENTES
COMPONENTES DEL SISTEMA DE PRODUCCION.
La caída de presión a través de todo el sistema, incluyendo el flujo a través del
medio poroso hasta el pozo, será el diferencial entre las presiones de los contornos del
sistema; es decir, la presión promedio del yacimiento en el radio de drenaje y la
presión en el separador. Esta caída de presión corresponde a la sumatoria de las
caídas de presión ocurridas en cada uno de los componentes y subcomponentes del
sistema de flujo; o sea, medio poroso, tubería vertical, tubería horizontal, válvulas,
reductores de flujo, intervalo cañoneado, separador, etc.
Puesto que la caída de presión a través de cualquier componente
osubcomponente del sistema depende de la velocidad de las partículas de fluidos
en movimiento y, por ende, del caudal de flujo y del área normal abierta al flujo, la
tasa de producción estará controlada por las características de estos componentes y
subcomponentes. Teniendo en cuenta la interacción existente entre todos y cada uno
36
de ellos, puesto que cualquier cambio o alteración de las condiciones de flujo en
alguno de ellos afectará en mayor o menor grado las condiciones de flujo de los
restantes, se puede inferir que todo sistema de producción debe ser tratado y
manejado de manera integral. De esta forma, su diseño final estará basado tanto en
los comportamientos esperados del yacimiento y del flujo vertical y horizontal, como
en los subcomponentes agregados tales como reductores, válvulas, codos, etc. Así, los
criterios de selección de las características, tamaño, diámetro, etc., de los elementos
del sistema deberán estar fundamentados en un análisis físico riguroso, aunque
generalmente aproximado, del sistema de flujo como un todo, de manera integral, en
correspondencia con las expectativas de potencial de producción y de tasas de
producción por pozo adecuadas para drenar el yacimiento de manera eficiente [.
En la figura N° 2.2 se presenta un gráfico ilustrativo del perfil de presión a través
de toda la trayectoria del flujo en un sistema de producción.
Figura N° 2.2. Distribución de Presiones en el Sistema de Producción. Fuente: Manual de PDVSA. Venezuela (2010).
2.4.5 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA.
La capacidad de producción del sistema está representada a través de la
tasa de producción del pozo, y esta es consecuencia de un perfecto
balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda
de energía de la instalación
37
2.4.6 CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA EN EL
FONDO DEL POZO.
Tradicionalmente el balance de energía se realizaba en el fondo del pozo, pero
la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer
dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso: cabezal del pozo,
separador, etc.
Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente
varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el
yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y a la presión requerida en la salida
del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión
remanente igual a Psep.
Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo:
Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc
Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ∆PI +
∆Pp
En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:
Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py –
∆pc - ∆Pp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) =
Psep + ∆Pl
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en
función del caudal o tasa de producción se denomina curva de oferta de energía o de
fluidos del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión
requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina curva
de demanda de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). En la figura N°
2.3 se ilustra la curva de oferta y demanda con el balance de energía en el fondo del
pozo.
38
Figura N° 2.3 Muestra gráfica de un Análisis Nodal. Fuente: Maggiolo, R “Análisis Nodal Y Flujo Multifásico”. (2006).
2.4.7 BALANCE DE ENERGÍA Y CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
Con respecto a esto; Maggiolo R. (op. cit):
“El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica y gráficamente, y el caudal al cual se obtiene dicho balance representa la capacidad de producción del sistema.
Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el cálculo de las∆P’s en función del caudal de producción. Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan.
Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar ∆P y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (∆Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de
18
correlaciones de flujo multifásico en tuberías que permitan predecir aceptablemente ∆PI y ∆Pp.”(pag. 48)
2.4.8 OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA
Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de
producción es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las
restricciones al flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la
realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más
importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que
dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica puede
usarse para optimizar la completación de pozo que aun no ha sido perforado, o en
pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente.
Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es
importante ya que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de
producción del sistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador
como en la visualización gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente
antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde
se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el
diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente
colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica
puede usarse para optimizar pozos que producen por flujo natural o por
Levantamiento Artificial.
2.4.9 MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: FLUJO NATURAL Y
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el
yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la
instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el
pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de
la instalación, en el nodo, es siempre mayor que la oferta del yacimiento para
19
cualquier tasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente externa de energía
para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de
energía con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es
lo que se denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los
métodos de levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se
encuentran: el levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C)
por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de
Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico (B.H.R y B.H.J).
2.4.10 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE HIDROCARBUROS.
En este sentido Vargas E. (2010), indica:
“Cuando el pozo deja de producir por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energía para conciliar la oferta con la demanda de energía. La utilización de esta fuente es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial. El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que generen problemas de producción: Arenamiento, conificación de agua, etc. En la figura N° 2.4 se ilustran los diferentes métodos de levantamiento artificial con sus principales características.” (Pag 3)
20
Figura N° 2.4. Métodos de Levantamiento Artificial
Fuente: Vargas, E. “Métodos de Levantamiento Artificial”. (2010)
2.4.11 BOMBEO MECANICO (BM).
El bombeo mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi
continua del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie genera el
movimiento de “sube y baja” a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de
la bomba, colocada en la sarta de producción, a cierta profundidad del fondo del
pozo. Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción
reciprocante. 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 crudos pesados y extra pesados, aunque también se usa
en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos
desviados y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación
gas – líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.
En la figura N° 2.5 se ilustra los componentes del bombeo mecánico.
21
2.4.11.1 VENTAJAS DEL SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO DE
PETRÓLEO:
Fácil de operar y de hacer mantenimiento. Puede usarse en crudos pesados y
extrapesados. Se puede cambiar fácilmente de tasa de producción por cambio en la
velocidad de bombeo.
Puede bombear el pozo a una muy baja presión de entrada para obtener la
máxima producción.
Usualmente es la más eficiente forma de levantamiento artificial. Se puede
intercambiar fácilmente de unidades de superficie.
Se puede usar motores a gas como motores primarios sí la electricidad no esta
disponible.
Se puede usar la bomba con el control apagado para minimizar la carga del
fluido, costos de electricidad y las fallas de varilla.
Puede ser monitoreada remotamente con un sistema de control de supervisión
de bomba.
Se puede usar computadoras modernas de análisis dinamométrico para la
optimización del sistema.
2.4.11.2 DESVENTAJAS DEL SISTEMA DE BOMBEO
MECÁNICO DE PETRÓLEO:
Es problemático en pozos con alta desviación.
No puede ser usada en pozos costa afuera por los grandes equipos de superficie
y la limitada capacidad de producción es comparada con otros métodos.
No puede funcionar con excesiva producción de arena.
La eficiencia volumétrica cae drásticamente cuando se tiene gas libre.
La tasa de producción cae con la profundidad comparado con otros métodos de
levantamiento artificial.
Es obstrusivo en áreas urbanas.
22
Figura N° 2.5. Componentes de un Equipo de Bombeo Mecánico
Fuente: Manual del curso “Análisis Nodal de Sistemas de Producción con BES usando WELLFLO”. PDVSA. Venezuela (2010).
2.4.12 BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA (BCP).
El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento
artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee
pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo (Figura
N°2.6).
Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en
superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal
de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero
vulcanizado.
La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira
excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las
superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su
descarga.
El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un
empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo
23
suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la
bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como
para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor.
El rotor va roscado en las varillas por medio del níple espaciador o intermedio,
las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la
cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades
idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas
cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga
generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las
cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de
desplazamiento positivo.
La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que está
conformado, por el sistema de transmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas
proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de
cavidades progresivas.
Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje,
que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario, no
existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que
puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación
del sistema.
El níple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema
de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es
posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario. La figura 2.5
muestra los componentes de un sistema de bombeo de cavidad progresiva.
2.4.12.1 VENTAJAS DE LOS SISTEMAS DE BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA:
Los sistemas BCP tienen algunas características únicas que los hacen
ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus
24
cualidades más importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se obtienen
eficiencias entre 50 y 60 %. Otras ventajas adicionales de los sistemas BCP son:
Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) cp.
La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades
convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad y a las
pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento.
Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de
energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo
eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de que las varillas
de bombeo no se levantan y bajan, solo giran.
Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser
transportada con una camioneta.
Opera eficientemente con arena debido a la resistencia del material del estator y
al mecanismo de bombeo.
La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta
parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una aparente
ineficiencia.
Amplío rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades
recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los
caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo.
La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor
producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo
constante hace más fácil la instrumentación.
El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el riesgo
de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo.
Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la
unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y
plataformas de producción costa fuera.
El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas
urbanas.
25
Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes
móviles. Simple instalación y operación.
Figura N° 2.6. Componentes del Sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva.
Fuente: Manual del curso “Análisis Nodal de Sistemas de Producción con BES usando WELLFLO”. PDVSA. Venezuela (2010).
2.4.12.2 DESVENTAJAS DE LOS SISTEMAS DE BOMBEO DE
CAVIDAD PROGRESIVA:
Los sistemas BCP también tienen algunas desventajas en comparación con los
otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades
de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los
elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de
componentes aromáticos:
Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o
178°C)
Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o
deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo)
26
Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por
períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión de la
bomba, el equipo comienza a trabajar en seco)
Desgaste por contacto entre la varilla y la cañería de producción en pozos
direccionales y horizontales.
Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya
sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).
2.4.13 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG)
El levantamiento artificial por gas (LAG), 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. Los Mecanismos involucrados en este proceso son: Disminución de la
densidad, expansión del gas inyectado y desplazamiento del líquido.
Existen dos tipos de levantamiento artificial por gas (figura N° 2.7): Por flujo
continuo que se considera una extensión del método de producción por flujo natural y
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; y por flujo
intermitente que 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 .
2.4.13.1 EQUIPOS DE SUPERFICIE.
a) Planta compresora:
27
Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja a alta presión. Puede
ser centrífuga (turbina) o reciprocante (moto-compresor). Recibe el gas de baja, el
cual puede provenir de los pozos, lo comprime a su capacidad, lo envía como gas de
alta presión a la red de distribución y, de allí, a cada pozo.
b) Sistema de distribución de gas:
La red de distribución, la cual puede ser del tipo ramificado o poseer un
múltiple de distribución, es la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada
pozo. La presión y el volumen de gas que llega al pozo dependerán de la presión y el
volumen disponibles en la planta compresora, menos la pérdida que se origina en el
sistema de distribución.
El equipo utilizado para la medición y el control está conformado por el
registrador de dos plumas, a través del cual se miden las presiones de inyección y
producción; el estrangulador ajustable, la placa orificio donde se regula y controla el
gas de inyección, las válvulas de bloqueo mediante las cuales se controla el
contraflujo que se pueda generar.
c) Sistema de recolección de fluidos:
Está formado por las líneas de flujo, encargadas de transportar el fluido hacía el
separador, donde se separan la fase líquida, la cual es transportada a los tanques, y la
fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora.
2.4.13.2 EQUIPO DE SUBSUELO.
Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son los
mandriles y las válvulas de inyección. La cantidad o número de mandriles y válvulas
requeridas dependerá fuertemente de la presión de inyección disponible.
a) Mandriles:
Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para
conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte integrada de ella.
Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la
profundidad que se necesite.
28
b) Válvulas:
Son dispositivos que se colocan en los bolsillos de los mandriles que calibran a
una presión de apertura según el diseño del sistema los cuales permiten el paso del
gas inyectado desde el espacio anular hasta el interior de la tubería de producción.
Figura N° 2.7. Métodos Levantamiento por Inyección de Gas Continuo e Intermitente Fuente: Manual del curso “Análisis Nodal de Sistemas de Producción con BES usando WELLFLO”. PDVSA. Venezuela (2010).
2.4.13.3 VENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS:
Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.
Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales. Ideal para
pozos de alta relación gas-líquido y con producción de arena. Se pueden producir
varios pozos desde una sola planta o plataforma.
29
El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo. Bajo costo de operación.
2.4.13.4 DESVENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS:
Se requiere una fuente de gas de alta presión.
No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de
flujo muy largas y de pequeño diámetro.
El gas de inyección debe ser tratado.
No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso. Su diseño es
laborioso.
Aplicable a pozos de hasta más de 10.000 pies de profundidad..
2.4.14. CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN DEL MÉTODO
DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
Una vez que el pozo es perforado, lo ideal es que el mismo produzca por flujo
natural. Es la manera más económica de producir el yacimiento.
Más de un 90 % de los pozos de la corporación petrolera producen asistidos por
un método de levantamiento artificial.
Los cambios de métodos de levantamiento deben aplicarse previo a un análisis
técnico y económico que involucre el ciclo de vida del activo, desde su adquisición
hasta su desincorporación.
Existen oportunidades de optimar el gasto energético, reducir los costos de
levantamiento y liberación del gas de levantamiento para comercialización.
La tendencia de la población de sistema BES y BCP es al aumento.
Las ventanas de aplicación están sujetas a cambios debido a mejoras
tecnológicas incorporadas por los fabricantes.
30
Se debe hacer un estudio detallado en cada campo para determinar, que método
de levantamiento artificial se puede usar, definir las especificaciones técnicas de los
equipos y establecer las mejores prácticas. Estas se deben incorporar en los procesos
licitatorios futuros.
Es necesario promover intercambios tecnológicos de experiencias entre
departamentos de métodos de producción, optimización de los distintos campos de la
corporación.
2.4.15 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES).
El bombeo electrosumergible es un método que se comenzó a utilizar en
Venezuela en 1958, con el pozo silvestre 14. Se considera un método de
levantamiento artificial que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para
levantar los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la
estación de flujo.
La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electrosumergible consiste
en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción deseada,
de asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos, desde el pozo hasta la
estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento y la
eficiencia del bombeo.
2.4.15.1 APLICACIONES DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.
Este es un método de levantamiento artificial altamente eficiente y aplicables
para la producción de crudos livianos y medianos con baja presión de fondo, alta
relación agua-petróleo, baja relación gas-petróleo y con alto levantamiento o energía.
Sin embargo, es uno de los métodos de extracción de crudo que exige mayor
requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el adecuado
comportamiento del sistema.
31
Éste ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económica.
En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos
industriales en los que es ampliamente aceptado.
En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de
producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no
siempre puede resultar el mejor.
El sistema de bombeo electrosumergible (BES) ha demostrado ser una
alternativa altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos en el
ámbito mundial, gracias a las ventajas que proporciona en comparación con cualquier
otro método de levantamiento artificial. Este sistema posee la capacidad de manejar
grandes volúmenes de crudo, desde 150 hasta 100.000 barriles por día (BPD), desde
profundidades hasta de 4.572 metros. Además de esto, el sistema BES permite
controlar y programar la producción dentro de los límites del pozo, a través del
empleo del variador de frecuencia. Otro de los beneficios que proporciona este
método, es la indicación continúa de las condiciones de presión y temperatura en el
pozo, gracias a las señales transmitidas por el censor de presión y temperatura
ubicado en el fondo pozo.
2.4.15.2 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO.
Tiene como principio fundamental levantar el fluido del reservorio hasta la
superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba electrosumergible. La
potencia requerida por dicha bomba es suministrada por un motor eléctrico que se
encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el
funcionamiento de dicho motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a
través del cable de potencia hasta el motor.
El Sistema BES representa uno de los métodos más automatizables y fácil de
mejorar, y está constituido por equipos complejos y de alto costo, por lo que se
requiere, para el buen funcionamiento de los mismos, de la aplicación de
herramientas efectivas para su supervisión, análisis y control.
32
Figura N° 2.8. Sistema de Bombeo Electrosumergible. Fuente: Manual del curso “Análisis Nodal de Sistemas de Producción con BES usando WELLFLO”. PDVSA. Venezuela (2010).
2.4.15.3 VENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.
Puede levantar altos volúmenes de fluidos.
Maneja altos cortes de agua (Aplicables en costa a fuera).
Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.
Su vida útil puede ser muy larga.
Trabaja bien en pozos desviados
No causan destrucciones en ambientes urbanos
Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y formaciones de escamas.
No tiene casi instalaciones de superficie a excepción de un control de velocidad
del motor.
La motorización es eléctrica exclusivamente y el motor se encuentra en la
bomba misma al fondo del pozo.
Su tecnología es la más complicada y cara pero son preferidas en caso de tener
que elevar grandes caudales.
33
2.4.15.4 LIMITACIONES DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.
Inversión inicial muy alta.
Alto consumo de potencia.
No es rentable en pozos de baja producción.
Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.
Susceptible a la producción de gas y arena.
Su diseño es complejo.
Las bombas y motor son susceptibles a fallas.
Es un sistema difícil de instalar y su energización no siempre es altamente
confiable.
En cuanto al costo de instalación, es el más alto, pero el mantenimiento de
superficie es mínimo y limitado a los componentes electrónicos de los variadores de
velocidad y protecciones eléctricas.
2.4.15.4 PARÁMETROS PARA LA APLICACIÓN DEL BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE.
Temperatura: limitado por > 350ºF para motores y cables especiales.
Presencia de gas: saturación de gas libre < 10%
Presencia de arena: < 200 ppm.
Viscosidad: limite cercano a los 200 cps.
39 40
Profundidad: 6000 – 8000 pies
Tipo de completación: Tanto en pozos verticales, como desviados.
Volumen de fluido: hasta 4000 BPD.
34
2.5 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS OPERATIVOS O
TÉCNICOS.
A continuación se presentan una series de palabras definidas a su vez, las
cuales servirán como guías para comprender algunos términos utilizados pero no
definidos en el desarrollo del tema, para de esta manera sea mejor interpretado el
mismo.
API: "American Petroleum Institute", formada en 1917 para organizar la
industria petrolera, a fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera guerra
mundial. Es una organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y promover
el interés de la industria petrolera en su relación con gobierno y otros.
http://www.google.co.ve/#sclient=psy-ab&q=american+petroleum+institute.
Área: división geográfica de mayor escala, donde se realizan operaciones de
exploración y/o producción. Pierre, J Elvis. “Indice de Productividad de un Pozo”.
Disponible en: http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/03/indice-de-
productividad.html. (2010).
Campo: proyección en superficie del conjunto de yacimientos de hidrocarburos
con características similares y asociados al mismo rasgo geológico.
Completación: es la preparación de un pozo para ponerlo en producción
económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte
productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de
fluidos del reservorio hacia la superficie a través de la tubería de producción y el
equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede
ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de
revestimiento. Otra definición.- Trabajos posteriores a la perforación que tienen por
35
objeto poner el pozo en condiciones de producir. Pierre, J Elvis. “Indice de
Productividad de un Pozo”. Disponible en: http://ingenieria-de-
yacimientos.blogspot.com/2009/03/indice-de- productividad.html. (2010).
Diferencial de presión: (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre la presión
existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de producción del
mismo.Pierre, J Elvis. “Indice de Productividad de un Pozo”. Disponible en:
http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/03/indice-de-
productividad.html. (2010).
Formación: se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados
particularmente para describir zonas de roca penetrada durante la perforación. Manual
del curso “Análisis Nodal de Sistemas de Producción con BES usando WELLFLO”.
PDVSA. Venezuela (2010).
Fracturamiento: es una forma de permitir el acceso a los poros de la
formación que contiene hidrocarburos. Se dirige fluido a alta presión hacia la roca,
causando su ruptura. Para mantener la ruptura abierta se emplean aditivos (agentes de
sostén). Manual del curso “Análisis Nodal de Sistemas de Producción con BES
usando WELLFLO”. PDVSA. Venezuela (2010).
Grado API: clasificación para petróleo con propósitos particulares en función
de su densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la fórmula: [141.5 / Grav.
Espec. A 16° C] – 131.5. http://www.google.co.ve/#sclient=psy-
ab&q=american+petroleum+institute.
Petróleo: una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas
de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta
completamente negro, tiene una capacidad calorífica entre 18,300 a 19,500 Btu por
36
libra y una gravedad específica entre 0.78 y 1.00 (correspondiente a 50° API y 10°
API, respectivamente). De acuerdo a su gravedad se clasifican en:
Crudo Liviano > 30° API.
Crudo Medio 22-30°API.
Crudo Pesado < 22° API.
Poro: es el espacio vacío que posee la roca donde se puede almacenar aire,
agua, hidrocarburo u otro fluido. El porcentaje de espacio vacío es la porosidad de la
roca. Manual del curso “Análisis Nodal de Sistemas de Producción con BES usando
WELLFLO”. PDVSA. Venezuela (2010).
Pozo: hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los aditamentos
requeridos, para traer a la superficie la producción de gas y/o petróleo de un
yacimiento. Manual del curso “Análisis Nodal de Sistemas de Producción con BES
usando WELLFLO”. PDVSA. Venezuela (2010).
Pozo abandonado: un pozo que actualmente no está produciendo, debido a que
fue originalmente seco (dry hole) o debido a que ha cesado de producir. La regulación
peruana requiere que los pozos abandonados sean taponados para prevenir la
contaminación de petróleo, gas o agua desde un estrato hacia otro. Díaz, C. “Libro
Completo de Producción”. Distrito Gas. Anaco (2008).
Pozo de gas: hoyo que tiene como objetivo de extraer gas natural y llevarlo
hasta la superficie. Díaz, C. “Libro Completo de Producción”. Distrito Gas. Anaco
(2008).
Rehabilitación de Pozos (RA/RC): operación programada que se realiza con
fines de reestablecer y/o mejorar la capacidad del intervalo productor de un pozo, o
de cambiar el horizonte de producción por otro ubicado a mayor o menor
profundidad. Presenta el esfuerzo requerido para ejecutar trabajos de estimulaciones,
37
reparaciones, recañoneo y/o terminación a pozos. Díaz, C. “Libro Completo de
Producción”. Distrito Gas. Anaco (2008).
Reparación: trabajos que se hacen únicamente en las instalaciones de
superficie o de subsuelo de los pozos con fines de corregir inconvenientes o
desperfectos mecánicos que disminuyan o impidan la producción de pozos. Díaz, C.
“Libro Completo de Producción”. Distrito Gas. Anaco (2008).
Yacimiento: acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como arenisca.
Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo, gas y agua) que
se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el
más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el petróleo la parte intermedia y el
agua la parte inferior. Díaz, C. “Libro Completo de Producción”. Distrito Gas. Anaco
(2008).
38
CAPÍTULO IIIMETODOLOGÍA
39
El marco metodológico comprende el conjunto de procedimientos racionales y
estratégicos implícitos en todo proceso de investigación. El fin esencial del marco
metodológico es el que sitúa a través de un lenguaje claro y sencillo los métodos e
instrumentos que se emplearon así como el tipo y diseño de la investigación.
Según, Hurtado, J (1998) expresa que: “La metodología es el área del
conocimiento que estudia los métodos generales de las disciplinas científicas, incluye
los métodos, las técnicas, las estrategias y los procedimientos que utilizará el
investigador para lograr los objetivos”. (p. 75)
3.1. DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
La investigación de campo. Arias, (op. Cit) Menciona que:Consiste en la recolección de datos directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar variable alguna. Éste tipo de investigación se apoya en informaciones que provienen entre otras, de entrevistas, cuestionarios, encuestas y observaciones. Como es compatible desarrollar este tipo de investigación junto a la investigación de carácter documental, se recomienda que primero se consulten las fuentes de la de carácter documental, a fin de evitar una duplicidad de trabajos. (p. 48)
De acuerdo con De la Torre, V. (1990), la investigación de campo es aquella en
que el mismo objeto de estudio sirve como fuente de información para el
investigador. Consiste en la observación, directa y en vivo, de cosas, comportamiento
de personas, circunstancia en que ocurren ciertos hechos; por ese motivo la naturaleza
de las fuentes determina la manera de obtener los datos. (p. 18)
40
Los estudios de campo son el análisis sistemático del problemas en la realidad,
con el propósito bien se de describirlos, interpretarlos, entender su naturaleza y
factores constituyentes, explicar sus causas y efectos, o predecir su ocurrencia,
haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de los paradigmas o enfoques
de investigación conocidos en el desarrollo. Los datos de interés son recogidos en
forma directa de la realidad en este sentido se trata de investigaciones a partir de
datos originales o primarios. El diseño de ésta investigación es de tipo de campo ya
que se obtuvieron datos específicos del lugar donde ocurren los procesos del método
de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible
3.2 TIPO DE INVESTIGACIÓN
La investigación a realizar para el desarrollo de este proyecto es de tipo
descriptiva porque, tal como lo indica Sampieri (1997) “...los estudios descriptivos
buscan especificar las propiedades importantes o cualquier otro fenómeno que sea
sometido a análisis y pueden ofrecer la posibilidad de predicciones aunque sean
rudimentarias”. (p.60)
En relación a la investigación de tipo descriptiva. Arias, F. (1999) “El proyecto
de Investigación”. Dice que: “Consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno o
grupo con el fin de establecer su estructura o comportamiento”. (p. 47)
Mediante éste tipo de investigación, que utiliza el método de análisis, se logra
caracterizar un objeto de estudio o una situación concreta, señalar sus características y
propiedades. Combinada con ciertos criterios de clasificación sirve para ordenar,
agrupar o sistematizar los objetos involucrados en el trabajo indagatorio. Al igual que
la investigación descrita anteriormente, puede servir de base para investigaciones
que requieran un mayor nivel de profundidad, por lo tanto a través de este tipo de
investigación se logrará evaluar el sistema del método de levantamiento artificial por
bombeo electrosumergible
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3.3. TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN
DE DATOS Durante el desarrollo de esta investigación se hizo necesaria la utilización de
varias técnicas para obtener la información relacionada al tema de estudio. Las
técnicas de recolección de datos son las que permiten recabar información
relacionada con el tema de estudio.
3.3.1 TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS
Arias, F. (op.cit) “Define las técnicas de recolección de datos como las
distintas formas o maneras de obtener la información. Son ejemplos de estas las
técnicas, observación directa, la encuesta en su dos modalidades: oral y escrita
(cuestionario), la entrevista, el análisis documental, análisis de contenido, entre
otros”. (p.53)
Entre las técnicas usadas se encuentran:
Revisión documental: Revisión bibliográfica, de tesis relacionadas con el
tema, informes, reporte de operaciones de levantamiento artificial por bombeo
electrosumergible, con la cual se recabó información relacionada con la
investigación.
Según Tamayo y Tamayo, M (1990) la revisión documental es: “El fundamento
de la parte teórica de la investigación, y permite conocer a nivel documental las
investigaciones relacionadas con el problema planteado. Presenta teoría del problema
aplicada a casos y circunstancias concretas y similares a las que se investiga.”(p.186)
Observación Directa: Se observó de manera directa la aplicación del sistema
de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible en el pozo MFB- 698.
Según Tamayo M. (1.999), la observación directa se define como “aquella en la cual
el investigador puede observar y recoger datos mediante su propia observación”.
(p.47)
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Entrevistas no estructurada: Al personal que labora en la locación del pozo
MFB-698, con el fin de constatar la situación de la aplicación del método de bombeo
electrosumergible. Según Hurtado J. (2.000) define la entrevista no estructurada
como: “aquella donde el entrevistado sólo actúa como conductor de la situación, afín
que el entrevistado se sienta motivado a manifestarse libremente” (pág. 424)
3.3.2 INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS
Arias, (op.cit), dice que “Los instrumentos son los medios materiales que se
emplean para almacenar información, ejemplo: fichas, cuestionario, guías de
entrevistas, lista de cotejo, grabadores entre otros.” (P. 55)
Para llevar a cabo la investigación se emplearon los siguientes instrumentos:
La Computadora: Se utilizó para recopilar información en Internet y para
transcribir el trabajo.
Pendrive: Con este instrumento se logró guardar la información que se
obtuvo en internet y para tener un soporte digital del trabajo.
Block de notas: Resultaron de mucha utilidad en el momento de realizar las
respectivas anotaciones, durante el proceso de recolección de datos.
Manuales Textos y Leyes: Se podría decir que es la fuente principal de datos.
En ellos se obtuvo toda la información necesaria para desarrollar la presente
investigación.
Impresora: para imprimir toda la información recabada en los dispositivos
digitales y por supuesto, el trabajo de grado
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3.4 TÉCNICAS Y HERRAMIENTAS DE PROCESAMIENTO Y
ANÁLISIS DE DATOS.
El análisis de datos. Arias, F. (2002) “El proyecto de investigación”,
menciona que: “Definirán las técnicas básicas (inducción, deducción, análisis, síntesis
o estadísticas descriptivas o diferenciales) que serán empleadas para describir lo que
revelan los datos que sean escogidos”. (p. 59). Toda investigación necesita llevar una
secuencia lógica sobre cada uno de los pasos que permitieron alcanzar los objetivos
planteados. En tal sentido, el procedimiento para la obtención de los datos aplicado
fue el siguiente:
3.4.1 Describir la situación actual del Pozo MFB-698 del Campo Bare,
Faja Petrolífera del Orinoco
En esta etapa se realizaron visitas a las instalaciones con el apoyo del personal
de operaciones a los efectos de verificar las variables más importantes o parámetros
básicos a determinar para describir la situación actual del pozo, las cuales son:
resistividad de la formación (Rt), resistividad de agua de la formación (Rw), densidad
de la matriz rocosa (m), volumen de arcilla (Vsh), coeficiente de tortuosidad (a),
exponente de cementación (m). Esto se logró a través de las entrevistas no
estructuradas, observación directa, la transcripción de la información a través de
programas como office Word 2010, Excel
3.4.2 Determinar la efectividad de la aplicación del método BES en el
pozo MFB- 698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco
La tarea de seleccionar un método de levantamiento artificial para pozos
productores es un trabajo muy tedioso, esta tarea depende de variables tales como la
presión estática del yacimiento, temperatura inicial de la formación, permeabilidad,
espesor neto de arena, tipo de pozo, tipo de fluido, propiedades PVT de fluidos, etc.
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Dichas variables provienen de varios campos de disciplinas y debido al gran
contenido de informaciones se requieren herramientas que sean capaces de tratar estas
variables, de manera de buscar relaciones que existan entre ellas, y realizar cálculos
adecuados para determinar el modelo que mejor representan estas informaciones.
Existen varios programas de computación en el mercado que cumplen con las
funciones antes explicadas. Los cuales son manejados por personal técnico
especializado quienes suministraron información necesaria para lograr este objetivo.
3.4.3 Sugerir mejoras para la aplicación adecuada del método BES en el
pozo MFB-698 del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco.
Una vez aplicados los programas especializados y habiendo evaluado y
analizado la aplicación del método BES en el pozo MFB-698, se propondrán las
mejoras que permitan cumplir con los parámetros establecidos y lograr la
recuperación y producción del pozo estudiado.
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