La experiencia venezolana en tecnologias multifasicas de bombeo y medicion: aplicaciones en campos de crudo pesado – presente y futuro

Solo disponible en BuenasTareas
  • Páginas : 17 (4008 palabras )
  • Descarga(s) : 7
  • Publicado : 12 de julio de 2010
Leer documento completo
Vista previa del texto
LA EXPERIENCIA VENEZOLANA EN TECNOLOGIAS MULTIFASICAS DE BOMBEO Y MEDICION: APLICACIONES EN CAMPOS DE CRUDO PESADO – PRESENTE Y FUTURO
J. Colmenares y E. Guevara INTEVEP, S.A. R. González CORPOVEN, S.A. Venezuela RESUMEN Se presenta y discute la experiencia en aplicaciones de bombeo y medición multifásica en la industria petrolera venezolana con fluidos viscosos. Se enfatizan los problemas máscríticos, tales como la falla de los sellos mecánicos y el recalientamiento de la bomba. Se demostró que las tecnologías de bombeo y medición multifásica son métodos efectivos y económicos de transporte y medición de fluidos de producción no procesados, sin separación. 1. INTRODUCCION En toda la industria petrolera existe una creciente necesidad de explotar campos petroleros pequeños ygeográficamente distantes. Estos campos no son económicamente atractivos si se desarrollan utilizando conceptos convencionales. Sin embargo, pueden ser mejor desarrollados a través de una instalación satélite que envíe la corriente total producida a una estación central de procesamiento. A menudo esto requiere el refuerzo de la presión. Adicionalmente, el uso de tecnología de bombeo multifásico en eldesarrollo de nuevos campos ofrece potencial para una reducción importante en costos de capital, además de mejorar y simplificar significativamente las operaciones. Adicionalmente, el uso de medidores multifásicos elimina la necesidad de separadores, líneas de prueba y producción, y medidores separados de flujo (los cuales constituyen un costo de inversión de capital considerable, haciendo poco rentable laexplotación de campos marginales), ofrece la oportunidad para una reducción importante en los costos de capital, y mejora significativamente la gestión del yacimiento. Venezuela tiene casi la mitad de las reserves mundiales de crudo pesado y extra pesado. En vista de que la explotación de los campos de crudo pesado conforma el futuro de la industria petrolera, el uso de tecnologías de bombeo ymedición multifásica en campos marginales y en nuevos desarrollos en la Industria Petrolera Venezolana dará como resultado una reducción significativa en costos de capital y operativos.

2. BOMBEO MULTIFASICO La producción de crudo pesado y extra pesado ha sido manejada y transportada por medio de estaciones de producción y flujo, donde se acumulan, separan, miden y tratan los fluidos producidosantes de enviarlos a diferentes destinos, tales como plantas de compresión y patios de tanques para el gas y el crudo, respectivamente. Este esquema convencional ha funcionado eficientemente una vez optimizado. Sin embargo, el costo de las instalaciones y equipos principales ha aumentado considerablemente, además de presentar ciertos inconvenientes operacionales tales como la diseminación dediferentes sitios de almacenamiento en las áreas de producción. En la búsqueda de nuevas tecnologías para facilitar la recolección, manejo y transporte de los fluidos producidos a las estaciones de producción, y para reducir los costos de inversión y operación, Corporven, S.A., filial de Petróleos de Venezuela (PDVSA), utilizó la tecnología de bombeo multifásico en el Campo Arecuna de la FajaPetrolífera del Orinoco, para manejar y transportar los fluidos producidos por ocho pozos en un área ubicada a 8.5 Kms. de distancia de las instalaciones de separación y deshidratación existentes. Esta aplicación ha permitido evaluar las ventajas y beneficios de utilizar esta tecnología en áreas de crudos pesados y extra pesados, bien sea en desarrollos futuros en la Faja Petrolífera del Orinoco, o parareemplazar estaciones de flujo existentes en áreas tradicionales de producción. 2.1 Características del fluido y pozos productivos. Los fluidos producidos tienen un promedio de 10 grados API, y viscosidades de 1.300 cP (1,3 Pa.s) a 60 C, y 8.000 cP (8,0 Pa.s) a 38 C. El contenido de agua asociada es de 15%, mientras que la relación gas/petróleo promedio es de 80 SCF/B (14.2 m3/m3). La composición...
tracking img