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dc.contributor.advisorJaimes Reatiga, Luis Eduardo
dc.contributor.authorBolaños Gutiérrez, Carlos Andrés
dc.contributor.authorCalderón de la Hoz, Javier David
dc.contributor.authorAcevedo Muñoz, Otoniel
dc.date.accessioned2020-06-26T17:41:53Z
dc.date.available2020-06-26T17:41:53Z
dc.date.issued2015-05
dc.identifier.urihttp://hdl.handle.net/20.500.12749/1196
dc.description.abstractLa presente investigación propone la implementación del sistema ESPCP (Electric Submersible Progressing Cavity Pump), para reemplazar el sistema PCP (Progressing Cavity Pump), ambas tienen gran similutd en su principio de operación. Sin embargo el sistema ESPCP, requiere algunos equipos adcionales para la transmisión de potencia desde el motor de fondo, hasta la bomba; donde cambia radicalmente su aplicabilidad; ya que las intervenciones más comunes del sistema PCP, es por daños en la tubería que transporta el crudo desde fondo del pozo hasta superficie; lo que implica que el proceso de extracción se interrumpa hasta 6 días. Ya en el ejercicio con el sistema ESPCP, el número de intervenciones se reducen a uno por año, lo que indica una reducción considerable en las fallas de esta indole que presenta el pozo. El realizar el análisis técnico, se pudo comprar que los niveles de extracción de crudo son constantes, con una intervención, solo se dejarian de extraer 750 barriles de crudo durante 36 meses, con el sistema PCP son 77.000 barriles durante el mismo periodo. El análisis financiero, arrojó resultados interesantes, es de aclarar que los ingresos del sistema ESPCP son más altos, sin embargo esto no afecta la rentabilidad del proyecto y su viabilidad económica. Los índices financieros analizados fueron: VPN por valor de USD 7.188.759, VNA por valor de USD 7.839.429 y la TIR de 37%; con un periodo de recuperación de la inversión de cinco meses y 15 días, un tiempo relativamente corto para recuperar la inversión en esta nueva tecnología. Como factor de riesgo, se establecido el valor del dólar, sin embargo la tencia en los dos últimos meses es al incremento, como se puede observar en la gráfica, pronóstico histórico del dólar. También se muestran unas gráficas, donde se puede observar las variables de ingreso vs egresos, para ambos sistemas.spa
dc.description.tableofcontentsINTRODUCCIÓN 15 1. OBJETIVOS 17 1.1 Objetivo general. 17 1.2 Objetivos específicos. 17 2. MARCO DE REFERENCIA 18 2.1 MARCO CONTEXTUAL 18 2.1.1 Historia del campo Casabe. 18 2.1.2 Generalidades del campo Casabe. 18 2.1.3 Ubicación geográfica del campo Casabe. 20 2.1.4 Historia de producción e inyección. 21 2.1.5 Estrategia de completamiento. 24 2.1.6 Pozos con sistemas artificiales de producción. 31 2.1.7 Definición de un sistema artificial de producción. 31 2.1.7.1 Clasificación de los sistemas artificiales de producción (SAP). 31 2.1.7.2 Bombeo mecánico. 32 2.1.7.3 Principio de operación del bombeo mecánico. 32 2.1.7.4 Principios de funcionamiento de la bomba subsuperficial del bombeo mecánico. 32 2.1.7.5 Componentes del Bombeo mecánico. 33 2.1.7.6 Bombeo neumático. 35 2.1.7.7 Tipos de bombeos neumáticos. 35 2.1.7.8 Tipos de bombeo hidráulico. 50 2.2 MARCO CONCEPTUAL 53 2.2.1 Generalidades del sistema PCP en el campo Casabe. 53 2.2.2 Principales fallas presentadas en el campo Casabe del sistema PCP.. 59 2.3 MARCO LEGAL O REGULATORIO 59 2.3.1 Ambiental. 59 2.3.2 Vertimientos 63 2.3.2.1 Vertimiento de aguas residuales domésticas. 63 2.3.2.2 Vertimiento de aguas residuales industriales. 64 2.3.2.3 Ocupaciones de cauce 67 2.3.2.4 Aprovechamiento forestal. 67 2.3.3 Manejo de emisiones atmosféricas. 68 2.3.3.1 Fuentes de materiales. 68 2.3.4 Manejo de residuos sólidos especiales. 68 3. ESTUDIO TÉCNICO 70 3.1 LINEA DE PROPUESTA 70 3.1.1 ESPCP como sistema de levantamiento alternativo. 70 3.2 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE SUPERFICIE 71 3.3 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE FONDO 75 3.3.1 Motor. 75 3.3.2 Cable. 75 3.3.3 Sección Sellante. 75 3.3.4 Eje. 76 3.3.5 Centralizador. 76 3.3.6 Entrada de fluido a la bomba "Intake". 76 3.3.7 Bomba. 77 3.3.8 Otros accesorios 78 3.3.8.1 Válvulas de drenaje y válvulas cheque. 78 3.4 REVISION DE LOS PARAMETROS DE OPERACIÓN 79 3.4.1 Potencial del pozo. 79 3.4.3 Curva IPR (Inflow Performance Relationship). 79 3.5 FALLAS QUE SE PRESENTAN EN EL SISTEMA ESPCP 81 3.5.1 Principales fallas presentadas en el campo Casabe con el sistema ESPCP.81 3.5.2 Riesgos operativos de utilizar un sistema Electro ESPCP… 81 3.5.2.1 Riesgo operativo. 82 3.6 PRODUCCIÓN DE BARRILES DE CRUDO MENSUAL E ÍNDICE DE FALLAS EN LOS SISTEMAS ESPCP VS PCP 82 3.6.1 Análisis técnico de extracción de crudo. 82 4. ESTUDIO FINANCIERO 86 4.1 Análisis de costos para el sistema ESPCP. 86 4.2 Análisis de costos para el sistema PCP. 88 4.3 Parámetros establecidos para la evaluación de los dos sistemas. 90 4.4 Flujo de caja proyectado para el proyecto 91 4.5 Análisis de sensibilidad. 97 4.5.1 Análisis del VPN, VNA y TIR. 98 4.5.2 Valor de barril de crudo WTI. 100 4.6 ANÁLISIS DE RIESGO 101 4.6.1 Costo de la inversión. 101 4.6.2 Producción durante treinta y sies meses.. 101 RECOMENDACIONES 104 CONCLUSIONES 103 BIBLIOGRAFÍA 105 ANEXO 106spa
dc.format.mimetypeapplication/pdf
dc.language.isospa
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/2.5/co/*
dc.titleEstudio de viabilidad técnico-económico del uso de las bombas ESPCP (Electric Submersible Progressing Cavity Pump) en el campo de Casabe de la empresa Ecopetrol S.A.spa
dc.title.translatedTechnical-economic feasibility study of the use of ESPCP (Electric Submersible Progressing Cavity Pump) pumps in the Casabe field of the company Ecopetrol S.A.eng
dc.degree.nameEspecialista en Gerencia de Recursos Energéticos
dc.coverageBucaramanga (Colombia)
dc.publisher.grantorUniversidad Autónoma de Bucaramanga UNAB
dc.rights.localAbierto (Texto Completo)spa
dc.publisher.facultyFacultad Ingenierías
dc.publisher.programEspecialización en Gerencia de Recursos Energéticos
dc.description.degreelevelEspecialización
dc.type.driverinfo:eu-repo/semantics/bachelorThesis
dc.type.localTrabajo de Gradospa
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1f
dc.subject.keywordsPhysico-mechanical engineering
dc.subject.keywordsManagement of energy resources
dc.subject.keywordsPumps
dc.subject.keywordsESPCP
dc.subject.keywordsMachines
dc.subject.keywordsInvestigations
dc.subject.keywordsAnalysis
dc.subject.keywordsSystemeng
dc.subject.keywordsElectroeng
dc.subject.keywordsSubmersibleeng
dc.subject.keywordsWelleng
dc.subject.keywordsCrudeeng
dc.subject.keywordsIndexeng
dc.subject.keywordsFailureeng
dc.subject.keywordsProductioneng
dc.identifier.instnameinstname:Universidad Autónoma de Bucaramanga - UNAB
dc.identifier.reponamereponame:Repositorio Institucional UNAB
dc.type.hasversioninfo:eu-repo/semantics/acceptedVersion
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.accessrightshttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.relation.referencesBolaños Gutiérrez, Carlos Andrés, Calderón de la Hoz, Javier David, Acevedo Muñoz, Otoniel (2015). Estudio de viabilidad técnico-económico del uso de las bombas ESPCP (Electric Submersible Progressing Cavity Pump) en el campo de Casabe de la empresa Ecopetrol S.A.. Bucaramanga (Santander, Colombia) : Universidad Autónoma de Bucaramanga UNAB
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dc.contributor.cvlachttps://scienti.minciencias.gov.co/cvlac/visualizador/generarCurriculoCv.do?cod_rh=0001359725
dc.contributor.googlescholarhttps://scholar.google.es/citations?hl=es#user=dLRj8R4AAAAJ
dc.contributor.orcidhttps://orcid.org/0000-0003-0987-6159
dc.contributor.researchgatehttps://www.researchgate.net/profile/Luis_Eduardo_Jaimes_Reatiga
dc.subject.lembIngenierías fisicomecánicasspa
dc.subject.lembGerencia de recursos energéticosspa
dc.subject.lembBombasspa
dc.subject.lembESPCPspa
dc.subject.lembMáquinasspa
dc.subject.lembInvestigacionesspa
dc.subject.lembAnálisisspa
dc.description.abstractenglishThis research proposes the implementation of the ESPCP (Electric Submersible Progressing Cavity Pump) system, to replace the PCP (Progressing Cavity Pump) system, both have great similarities in their operating principle. However, the ESPCP system requires some additional equipment for the transmission of power from the bottom motor to the pump; where its applicability changes radically; Since the most common interventions of the PCP system are due to damage to the pipeline that transports the crude from the bottom of the well to the surface; which implies that the extraction process is interrupted up to 6 days. Already in the exercise with the ESPCP system, the number of interventions is reduced to one per year, which indicates a considerable reduction in failures of this nature that the well presents. By carrying out the technical analysis, it was possible to buy that the levels of crude extraction are constant, with an intervention, only 750 barrels of crude would not be extracted during 36 months, with the PCP system there are 77,000 barrels during the same period. The financial analysis yielded interesting results, it is clear that the income of the ESPCP system is higher, however this does not affect the profitability of the project and its economic viability. The financial indices analyzed were: NPV of USD 7,188,759, NPV of USD 7,839,429 and the IRR of 37%; with a payback period of five months and 15 days, a relatively short time to recoup the investment in this new technology. As a risk factor, the value of the dollar was established, however the trend in the last two months is to increase, as can be seen in the graph, the historical forecast of the dollar. Graphs are also shown, where you can see the variables of income vs. expenses, for both systems.eng
dc.subject.proposalSistemaspa
dc.subject.proposalElectrospa
dc.subject.proposalSumergiblespa
dc.subject.proposalPozospa
dc.subject.proposalCrudospa
dc.subject.proposalÍndicespa
dc.subject.proposalFallaspa
dc.subject.proposalProducciónspa
dc.type.redcolhttp://purl.org/redcol/resource_type/TPspa
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 2.5 Colombia*


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