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Proyecto Tecnológico para la Optimización del proceso de extracción, monitoreo y almacenamiento de aceite de un sistema de bombeo hidráulico tipo Jet

INTRODUCCIÓN

La Reforma Energética es una oportunidad histórica con la que México podrá aprovechar sus recursos energéticos de forma racional, sustentable y con apego a los principios de soberanía nacional, eficiencia económica y beneficio social.

Con el aprovechamiento eficiente de nuestros recursos naturales será posible detonar el potencial del sector energético para generar mayor bienestar para la población. Este objetivo se logrará a través del aumento de la producción de energía más limpio y de menor costo, el incremento de la renta petrolera, la generación de empleos bien remunerado y la protección del medio ambiente.

Un total de 671 parcelas de propiedad ejidal distribuidas en 74 municipios de Veracruz, Coahuila, Puebla, Tabasco, Hidalgo, Chiapas y Tamaulipas se emplearán para los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos en la Ronda Uno. El marco normativo de la reforma energética considera la ocupación temporal de tierras para extracción de materias primas que abarcan 441,631.3 hectáreas, de un total de superficie de núcleo agrario de 1 millón 60,928 hectáreas, es decir, 42.6% del total [1]. En términos absolutos, Veracruz tiene la mayor área explotada de tierra, con 317,833 hectáreas, mediante 45 municipios. Es decir, 72% de los predios que se explorarán. Le siguen Coahuila, con 14% del total, con cuatro municipios; Puebla, con 5.1% y nueve municipios; Tabasco, con 4.5% y seis localidades, e Hidalgo y Tamaulipas, con tres y dos municipios, respectivamente.

La Ronda Uno permite que la Iniciativa Privada nacional y extranjera participe con inversión en las áreas con recursos de hidrocarburos excluidos en la Ronda Cero, en la cual Petróleos Mexicanos (Pemex) definió y seleccionó aquellas que ya explota, o bien, en las que tenga capacidad técnica, económica y de ejecución. A pesar de la baja en los precios del petróleo, el cual registra una contracción acumulada de 60% entre el 2014 y el 2015, existe interés de empresas nacionales y extranjeras para invertir. De acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos, existe interés de al menos 50 empresas para participar en la Ronda Uno. Entre ellas destacan nombres como Chevron, Shell, ExxonMobil, Ecopetrol, Tecpetrol y East West Petroleum.

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La presencia de la Universidad Veracruzana en el sureste mexicano es indudablemente preponderante dada su vocación de formación de recurso humano a nivel tanto de pregrado como de posgrado. Las cifras actuales que presenta CONACyT en relación a programas de posgrado con reconocimiento de calidad procedente de la Universidad Veracruzana, son un ejemplo claro del interés y compromiso institucional de los últimos años. De igual forma, en el área de la investigación, la Universidad Veracruzana cuenta con suficientes evidencias que se pueden observar en base al número de miembros pertenecientes al Sistema Nacional de Investigadores, Cuerpos Académicos con reconocimiento Prodep así como espacios enfocados en el desarrollo de la ciencia y tecnología. Por otro lado, el arribo de las reformas emprendidas por el gobierno federal en materia de energía provocará que la industria petrolera contribuya en incrementar en 1% el crecimiento económico para el 2018 y aproximadamente el 2% para el 2025 [2]. En un análisis del impacto que esto tendrá en nuestra Entidad, se puede concluir que Veracruz tendrá un lugar privilegiado en cuanto a la llegada de inversión de capital tanto nacional como extranjera, debido a la gran cantidad de campos petroleros en tanto en tierra, aguas someras como profundas. Esto es, se está presentado un escenario tal que la Universidad Veracruzana debería estar considerando al detalle la forma en cómo poder contribuir con la generación y aplicación del conocimiento al desarrollo de innovación tecnológica que apuntale a la ingeniería petrolera. En ese sentido, actualmente existe un interés por parte de la compañía Nuvoil, cuyo corporativo tiene como sede la ciudad de Veracruz, en llevar a cabo una alianza estratégica con la Universidad Veracruzana a través del Instituto de Ingeniería. Nuvoil es un grupo de empresas mexicanas especializadas en diversos segmentos del sector energético que durante 18 años ha destacado en la industria petrolera como líder mexicano en sistemas de compresión de gas natural y sistemas de levantamiento artificial para el sector de gas y aceite. La participación que tendría el grupo de investigación y desarrollo que actualmente se viene conformado por académicos del Instituto y de la Facultad de Ingeniería, se enfocará en analizar, diseñar, validar e implementar una serie de sistemas relacionados en la extracción y monitoreo de variables mecánicas y físicas de interés para el corporativo, tal que les permite llevar a cabo una mejor explotación de los pozos petroleros maduros que actualmente vienen trabajando en campos ubicados en el norte de Veracruz, Puebla y sur de Tamaulipas. Los beneficios que se generarían de esta alianza son todos aquellos académicos bastantes conocidos, esto es, formación de recursos humanos, instalación y operación de laboratorios equipados destinados para la investigación y docencia, incremento en la publicación de artículos en revistas indexadas, entre otros. Sin embargo, un rubro que se atenderá con mayor cuidado será el desarrollo de patentes y prototipos experimentales, que actualmente son altamente valorados por CONACyT y cualquier otra entidad acreditadora de la calidad académica. Más allá de lo anterior, el hecho de que la Universidad Veracruzana inicie sus gestiones y servicios hacia la industria petrolera es primordial, debido a las grandes transformaciones y oportunidades que están por venir para Veracruz. Todo ello podrá posicionar a la Universidad Veracruzana en un lugar preponderante en cuanto a la atracción de recurso económico que le permita invertir en áreas prioritarias así como fortalecer su relación con el sector privado. La siguiente propuesta aborda tres objetivos particulares que emanan de las necesidades declaradas por la compañía Nuvoil, esto es:

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a) Diseño Óptimo hidráulico y geométrico de una bomba tipo Jet. b) Desarrollo de una herramienta de análisis de la producción de petróleo crudo, mediante el monitoreo de temperatura y presión en el fondo y

superficie de pozo, empotrado en una bomba tipo Jet durante el proceso de extracción. c) Diseño de una herramienta de caracterización de fases en mezcla de hidrocarburos.

En cada uno de los apartados se presentará la descripción de la problemática, descripción de la solución tentativa, grupo de trabajo y demás aspectos relevantes que permita su análisis. Los productos generados a partir de cada proyecto pueden ser consultados en el apartado ENTREGABLES del presente documento.

a) Diseño óptimo de una bomba tipo Jet

Introducción.

Una vez que un depósito de aceite o gas se descubre y se evalúa, los ingenieros de producción comienzan la tarea de maximizar la cantidad de aceite o gas que en última instancia se puede recuperar de ella. El petróleo y gas se encuentran en los poros y espacios de depósito de las rocas subterráneas. Algunas rocas pueden permitir que el petróleo y el gas se muevan libremente, por lo que es más fácil de recuperar. En otros yacimientos esto no sucede fácilmente se requieren técnicas especiales para mover el aceite o gas de los espacios de los poros de la roca reservorio a un pozo productor. Incluso con la tecnología avanzada de hoy, en algunos yacimientos más de las dos terceras partes del aceite en el depósito pueden no ser recuperables fácilmente. Para lograr extraer el aceite y gas en el proceso de producción, es entonces necesario añadir energía a la mezcla de fluidos. El sistema que añade energía a la columna de fluido en un pozo para iniciar o mejorar la producción del pozo es llamado sistema de levantamiento artificial. Los principales tipos de sistemas de levantamiento artificial son: Gas Lift (GL) y bombeo (bomba eléctrica sumergible (ESP), bomba de cavidades progresiva (PCP), bomba de varilla de bombeo (SRP), bomba de tipo jet hidráulico (HP). La producción es una de las tareas más importantes de la industria petrolera. La exploración y el descubrimiento de nuevos pozos brindarán fuentes para poder obtener petróleo para uso en el futuro próximo. Sin embargo, debido a la dificultad en la tarea de exploración de nuevos recursos petroleros, las empresas productoras se ven en la necesidad de reactivar pozos que ya han sido explotados, incluso desde hace décadas. En este contexto, las bombas tipo jet son bombas de fondo de pozo que se utilizan en el bombeo hidráulico (JP) para mejorar la producción de los pozos petroleros en decadencia. Las bombas Jet son interesantes debido a su diseño robusto y la capacidad de elevación grandes volúmenes de líquido. En este caso, es importante verificar el rendimiento de la bomba y evaluar los factores que influyen en el desempeño de la misma. La empresa Nuvoil ha implementado diversas modificaciones geométricas de manera empírica que han tenido éxito en la mejora de la producción, tales como los llamados

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‘centralizadores’ y la válvula de pié. Sin embargo, no se cuenta con un análisis que pueda garantizar que dichas implementaciones sean las óptimas para la producción petrolera. Una de las inquietudes sobre el funcionamiento y operación de la bomba tipo jet que utiliza la empresa Nuvoil es garantizar la optimización del diseño mecánico e hidráulico de la bomba para asegurar el mayor rendimiento del sistema de bombeo con el mínimo costo de operación.

Antecedentes.

Debido a la simplicidad en estructura, ausencia de partes móviles y la facilidad de su mantenimiento, las bombas tipo jet han sido utilizadas ampliamente en muchos campos para diversos fines [3]. La Fig. 1 muestra esquemáticamente los parámetros geométricos típicos de una bomba tipo jet típica.

Fig. 1. Parámetros geométricos de una bomba tipo jet [2].

Se sabe que la extracción del aceite está estrechamente relacionada con una presión negativa formada en la bomba jet. Esta presión negativa es resultado de la energía adicional que se añade al pozo por medio del fluido de trabajo y de la geometría de la bomba, la cual genera el efecto Venturi. Históricamente, las bombas jet han tenido éxito debido a su capacidad de bombeo sin necesidad de partes móviles. Sin embargo, es necesario implementar el flujo de un fluido secundario, llamado fluido de trabajo. Una bomba jet (o bomba de chorro) es una bomba de dinámica de desplazamiento que se diferencia de una bomba de pistón hidráulica en la manera en que aumenta la presión del fluido bombeado con una boquilla de chorro. El fluido de alimentación entra en la parte superior de la bomba desde un tubo de inyección, por el diámetro D en la Fig. 1. El fluido de potencia se acelera entonces través de la boquilla Dn y se mezcla con el fluido producido en la garganta de la bomba Dt. A medida que la mezcla de fluidos, el impulso del fluido de potencia se transfiere parcialmente a la producción fluido y aumenta su energía cinética (sección Lt en la Fig. 1). Luego, en la sección Ld, la mezcla de fluidos se desacelera, perdiendo su energía cinética y

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aumentando su presión. Parte de la energía cinética de la mezcla se convierte a la cabeza de la presión estática en un difusor en forma de cuidado la sección de la zona de expansión. Si la carga de presión estática es mayor que la cabeza de la columna estática en el espacio anular, la mezcla de fluido en el espacio anular se eleva a la superficie a lo largo de la tubería de revestimiento del pozo [11]. Los diseños tradicionales de bombas jet (ilustrado en la Fig. 1) consisten en un chorro de fluido a alta velocidad (flujo de trabajo) que arrastra un fluido secundario (o de bombeo). Los diseños de bombas jet sugieren tres regiones principales:

una sección convergente conocido como la zona de arrastre región;

una sección de garganta donde el diámetro del tubo disminuye dramáticamente.

una sección divergente conocida como el tubo de mezcla (difusor). Dentro de la sección convergente del flujo de alta velocidad se origina un aumento de la velocidad del fluido de trabajo en paralelo con una disminución de la presión en esa zona. Luego, la mezcla de estos flujos (de trabajo y de bombeo) se produce en el la garganta y en la sección divergente la presión es restaurada al igual que la velocidad del fluido combinado [8]. Los componentes fundamentales de una Bomba jet son el carrier (bomba jet), el housing y la válvula de pie, ver Fig. 2. El carrier es propiamente la bomba jet, donde se alojan los componentes mostrados en la Fig. 1. El housing es una cubierta que aloja el carrier. En la empresa Nuvoil, estos dos componentes están separados. Finalmente, la válvula de pie se encuentra en el fondo del pozo, generalmente acoplada al housing y se encarga de evitar el retorno de fluidos al pozo. En la práctica, la selección de bombas jet se hace sobre la base la literatura disponible del fabricante. Generalmente, algunas gráficas de rendimiento de la bomba suelen estar disponibles. La Fig. 3 presenta un gráfico de ejemplo de desempeño de una bomba jet. Se muestra el efecto de la tasa de flujo M

en la cabeza H y la eficiencia . Para una bomba de chorro dado especificada por R valor, existe un CV con la máxima eficiencia. Es una buena práctica de campo para tratar de operar la bomba a su máxima eficiencia.

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Fig. 2. Componentes fundamentales de una bomba tipo jet.

Fig. 3. Curvas características de una bomba tipo jet.

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Existen algunas técnicas de optimización para problemas muy similares en la literatura, sin embargo estas no han sido probadas en implementaciones reales, [9], [10]. En este proyecto se plantea el diseño y construcción de una bomba tipo jet con parámetros geométricos óptimos para asegurar el mayor rendimiento del sistema de bombeo con el mínimo costo de operación.

Hipótesis.

Con respecto al diseño mecánico se pueden mencionar aspectos a mejorar, tales como la geometría de la bomba y el material de manufactura. La optimización del diseño hidráulico tiene que ver con la capacidad que la bomba para succionar la mayor cantidad de fluido con la menor cantidad de energía. Es importante mencionar que algunas variables de diseño tienen impacto tanto en la optimización mecánica como en la de diseño hidráulico; tal es el caso de la geometría y configuración de la boquilla de succión. Además el material de manufactura de la bomba incide directamente en el mantenimiento de la misma cuando se presentan fenómenos de desgaste, tales como la cavitación. Le eficiencia de la bomba depende de las caída de presión y de los caudales que maneja. Ambos dependen ampliamente de la geometría de la bomba, por lo tanto ésta representa una variable de diseño muy importante para la optimización de diseño hidráulico. Sin embargo, la geometría es un factor fundamental en el diseño mecánico de la bomba, el cual impacta directamente en aspectos como la resistencia mecánica y el mantenimiento de la bomba. Así pues, la optimización del diseño mecánico e hidráulico de una bomba tipo jet representa un importante reto científico y de ingeniería donde existe un compromiso multi-objetivo respecto de las variables de diseño. Es importante mencionar que el diseño geométrico también puede tener efectos negativos, tales como la cavitación [5]. Se considera que un diseño mecánico en la morfología de la bomba Jet [6] en sus piezas críticas (boquilla, mezcladora, centralizador) tiene un impacto en la eficiencia para su extracción, que a su vez impacta en posibles tiempos muertos.

Objetivo general.

La energía que se añade al pozo es fija y tiene un límite determinado por la instalación del pozo. En este contexto las variables geométricas de la bomba son las únicas que se pueden modificar. El objetivo de este proyecto será diseñar y construir una bomba tipo jet con parámetros geométricos óptimos de acuerdo a algún criterio tal como minimizar la energía necesaria para extraer el aceite del pozo o maximizar la cantidad de fluido extraído [7].

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En este trabajo se combinará la llamada Dinámica de Fluidos Computacional ( CFD ) con una técnica de optimización para el desarrollo de una herramienta para la rápida de generación de diseños de bombas jet. Una característica clave para la formulación matemática del problema es la transformación del diseño de la bomba jet en términos de parámetros geométricos. Este enfoque reducirá mucho el número de diseños poco realistas o aplicables.

Objetivos específicos.

1. Realizar un estudio y simulaciones numéricas (CFD) exhaustivas de las bombas implementadas actualmente por la empresa Nuvoil. 2. Transformar el problema de diseño de bombas tipo jet a un problema de optimización. 3. Diseñar, mediante el uso de herramientas computacionales, una bomba tipo jet con parámetros geométricos óptimos para minimizar la energía

necesaria para extraer el aceite del pozo. 4. Considerar en el diseño, la integración de sensores de presión y temperatura en la válvula de pie o en su defecto en el Housing. 5. Analizar la distribución de centralizadores en las bombas jet. 6. Integrar en el diseño mecánico la válvula de pie como una mejora en la integración mecánica de la bomba. 7. Construir un prototipo a escala para validar experimentalmente los resultados numéricos obtenidos. 8. Construir y evaluar en campo el diseño de por lo menos una bomba tipo jet diseñada con el enfoque propuesto.

Metodología.

El proyecto considera tres etapas, durante las cuales se plantea desde el análisis, pasando por el diseño y hasta la construcción de la bomba jet. Finalmente se propone validar los resultados experimentalmente.

Etapa 1: Análisis.

En la primera etapa se plantea realizar un análisis numérico detallado de las bombas jet que se han implementado hasta ahora en los sistemas de extracción de la empresa. Se realizarán comparativas de los resultados de los análisis numéricos contra los datos experimentales que se tengan disponibles de los pozos de extracción.

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En esta etapa también se modelará matemáticamente el problema de diseño usando parámetros geométricos de la bomba como variables de diseño, considerando restricciones estáticas y dinámicas. Por un lado, las restricciones estáticas son resultado de variables que no cambian con el tiempo, tales como las dimensiones de la bomba. Por otro lado, las restricciones dinámicas son resultado de variables que cambian con el tiempo, tales como la presión y la temperatura de operación de la bomba, las cuales dependen de cada pozo. Se exploraran algunas implementaciones de diseño que ya se tienen actualmente, tales como los llamados centralizadores para mejorar el viaje de la bomba por el tubo al darle mantenimiento. También se plantea considerar el fenómeno de cavitación como una restricción geométrica y dinámica que limita el desempeño de la bomba jet. En este sentido, se espera que en esta etapa se obtengan diseños posibles de implementar en la realidad según las características de cada pozo y más aún, validados numéricamente con los esquemas de diseño propuestos.

Etapa 2: Diseño y construcción

Con los resultados de la etapa uno, se podrán seleccionar los mejores diseños para garantizar un funcionamiento adecuado de la bomba implementada en cada pozo. El diseño deberá considerar la válvula de pie integrada en el Housing para medir, por lo menos la presión de fondo de pozo. Además, se deberá considerar incluir en el diseño de la bomba, las cavidades necesarias para incluir los sensores adecuados. Se plantea la construcción de un prototipo experimental a escala para validar los resultados numéricos obtenidos. La idea es que, mediante análisis adimensional, se puedan comparar los resultados del prototipo con los resultados de simulación, con el objetivo de validar estos últimos. Esta validación permitirá determinar posibles fenómenos no evaluados numéricamente y corregirlos antes de la implementación de la bomba en algún pozo.

Etapa 3: Evaluación

Finalmente, en esta etapa se realizarán evaluaciones cuantitativas y cualitativas comparando los resultados de las simulaciones y los resultados experimentales. Se propondrán métricas de desempeño en base a los criterios de optimización para evaluar numéricamente los resultados obtenidos. Además, se plantea la construcción del diseño óptimo obtenido para la bomba jet y su implementación en algún pozo petrolero.

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b) Desarrollo de una herramienta de análisis de la producción de petróleo crudo, mediante el monitoreo de temperatura y presión en el fondo y superficie de pozo, empotrado en una bomba tipo Jet durante el proceso de extracción.

Introducción. En la lectura continua de la tasa de producción de un pozo, es posible identificar daños en la unidad de bombeo o notar cambios en el yacimiento, lo que garantiza una intervención oportuna del personal técnico y una planeación estratégica para su manejo; incluso permite conocer con anticipación el tiempo de vida de un pozo [12]. En la actualidad los productos refinados deben cumplir con determinadas especificaciones técnicas, y por tal exigencia, el proceso de exploración y extracción deben realizarse bajo ciertas condiciones de seguridad y calidad que garanticen el máximo aprovechamiento del petróleo. Desde las primeras exploraciones del petróleo realizadas alrededor del mundo entero, se han desarrollado tecnologías con las cuales se ha logrado garantizar un proceso planeado, controlado y finalmente supervisado. El monitoreo y la supervisión de cualquier proceso industrial son benéficos para las empresas, debido a que se logran determinar a tiempo situaciones poco favorables para la ejecución de una tarea, y que alteran la normalidad y la efectividad de un sistema, por lo que es posible tomar medidas inmediatas que den solución al problema. El monitoreo resulta fundamental debido al interés mostrado por el sector privado involucrado en tareas de extracción de aceite, y que persiguen garantizar procesos libres de pérdidas y entregar información confiable de cada exploración. Hoy en día, las formaciones recién descubiertas tienden a ser cada vez más pequeñas y difíciles de producir que las del pasado, donde se requieren mejores técnicas de recuperación con el fin de maximizar la rentabilidad de un proyecto. Mediciones ocasionales en pozos raramente detectan eventos fuera de normal que se presentan durante la producción y a menudo, no logran describir el comportamiento de la producción, o incluso definir una tendencia, como resultado de la baja frecuencia en que se recaban datos. Además, los costos de intervención y la pérdida de los ingresos de la producción asociados con técnicas de vigilancia periódicas llegan a ser muy altas, siendo prohibitiva en operaciones de instalaciones submarinas. La más económica ronda alrededor de los 2 millones de dólares. Por el contrario, el contar con sensores instalados de manera permanente y entregando datos de forma continua o bajo demanda, lo que reduce o abate en gran medida los costos de intervención para la adquisición de datos [13]. Teniendo en cuenta lo anterior, la presente propuesta plantea el desarrollo de un sistema que permita monitorear, de manera centralizada, la condición de operación del pozo a través de la presión y temperatura, mediante un elemento sensor montado en el extremo inferior del housing, pieza que sirve de cobertura y anclaje de la bomba tipo Jet o en la propia bomba en base a una modificación de su geometría. Con esta medición será factible contar con un registro de la presión de fondo cerrado así como el registro de la presión de fondo fluyendo (dato de gran importancia para la construcción de la curva IPR), además de la temperatura en ambos casos. Esto traerá como resultado un mejor control de la operación y productividad del pozo bajo estudio. La forma de almacenamiento de datos será a través de una unidad de memoria (registrador de datos) que estará incorporada al sistema de sensado electrónico. Los datos serán descargados en una PC destinada para tal acción. El periodo de muestreo que se propone es de una toma de muestra de la

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variable cada quince minutos. Posteriormente, la información podrá ser transmitida por telemetría llegando así al ingeniero responsable por parte del corporativo para su interpretación. Las ventajas que pueden visualizarse son: evaluación del pozo desde el centro de monitoreo designado sin la necesidad de ir al campo en pos de recopilar información y, organizar y dar prioridad a los pozos que requieran atención inmediata de acuerdo a su producción actual. En la Fig. 4, se muestra un diagrama donde se ilustra los componentes básicos del sistema de monitoreo, supervisión y la dirección en la que la información es transmitida hasta llegar al ingeniero responsable.

Fig. 4. Componentes básicos del sistema de monitoreo.

Respecto al registrador de datos, este dispositivo electrónico genera una serie de datos en el tiempo o en relación a la ubicación por medio de instrumentos y sensores propios o conectados externamente. Casi todos estos dispositivos están basados en la utilización de un microprocesador. Sus pequeñas dimensiones y bajo consumo de potencia los hace adecuados para este tipo de aplicaciones. Por lo general cuentan con pilas, lo que favorece el concepto de portabilidad. Además del microprocesador, cuenta con una unidad de memoria interna para el almacenamiento de datos. Algunos registradores de datos se comunican con un ordenador personal y utilizan software específico para activar el registro de datos, ver y analizar los datos recogidos. Por otro lado, un sistema de monitoreo no busca solamente obtener datos del proceso actual, sino también propiciar la posibilidad de llevar un registro con el que en un futuro se logre determinar el comportamiento del sistema basándose en la información adquirida. Mediante este registro es posible

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llevar un histórico del comportamiento del proceso, para así proponer una solución a largo plazo que satisfaga por completo las necesidades, anticipándose a posibles errores ocasionados por cambios críticos en el comportamiento de las variables a las que se les haya hecho seguimiento con el sistema de monitoreo [14]. Este desarrollo permitirá a Nuvoil contar con una ventaja competitiva respecto con aquellas multinacionales que pronto contarán con presencia en el país, esto es, se trata de un sistema de monitoreo que den aviso de cualquier funcionamiento que se encuentre fuera de los parámetros establecidos inicialmente. Una alarma podrá corregir un problema en cuestión de segundos así como un registro puede prevenir un problema mayor con anticipación, evitando así pérdidas económicas a la compañía y un daño irreversible al medio ambiente. Por esta razón, el sistema descrito en esta propuesta persigue garantizar el monitoreo del estado de las variable presión, por medio de la integración de software y hardware, enfocado en la optimización del funcionamiento a través de la centralización de la información y de la reducción en los tiempos de implementación del proceso con una alta precisión a bajo costo.

Objetivo General El objetivo del proyecto es el diseñar, validar y poner en operación un sistema de monitoreo de variables físicas durante el proceso de extracción basado en un sistema de levantamiento artificial bombeo hidráulico tipo Jet. En primera instancia, el prototipo quedará conformado a través de la integración de componentes comerciales con la finalidad de validar la prueba de concepto. Se considerará la posibilidad de ubicar el sistema al interior del pozo, tomando en cuenta la opinión del personal especializado de Nuvoil, en caso contrario, se pretende montar en la bomba tipo Jet la electrónica. La forma en cómo se estará almacenando la información será a través de un sistema datalogger, que una vez en superficie será descargada la información. En este punto será vital conocer con la mayor precisión posible las condiciones imperantes al interior del pozo. Si el cliente considera pertinente, se podría considerar otra etapa del proyecto en donde se involucre el diseño hecho a la medida del cliente de la circuitería electrónica, junto con los elementos sensores basados en estado sólido o bien heterouniones de otros materiales semiconductores que permitan soportar los niveles de temperatura y presión del fondo del pozo.

Antecedentes. En la actualidad, el petróleo se usa principalmente como combustible y materia prima para una gran variedad de productos derivados, entre los cuales se encuentran: plásticos, aceites, lubricantes, fibras sintéticas, detergentes, productos de limpieza, insecticidas, prótesis de extremidades, implantes y cemento, entre otros. Empresas como Schlumberger tiene más de 800 sensores en todo el mundo, junto a sistemas de monitoreo que adquieren inicialmente la señal proveniente de cada uno de los mismos implicados en el proceso, y la representa de manera gráfica empleando la estadística

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descriptiva a través de una interface gráfica amigable al usuario; un sistema completo de monitoreo y comunicación, el cual maneja una amplia gama de elementos sensores para la medición de flujo, densidad de flujo, temperatura y presión [15]. En el continente americano, la empresa General Electric implementó un sistema de monitoreo de condición en la refinería de petróleo de la ciudad estadounidense de Bently, Nevada, la cual consiste en la adquisición de datos relacionados con el funcionamiento y estado de los equipos con el fin de programar mantenimientos preventivos sobre estos, lo cual permite un ahorro tanto en tiempo como en recursos financieros, realizando simultáneamente un proceso de refinación adecuado [16]. Los sistemas de monitoreo no solo se han relacionado con el petróleo durante su proceso de extracción, sino también con los impactos que la industria petrolera causa al medio ambiente. Por ejemplo, en la ciudad de Groveton, New Hampshire, Estados Unidos, la compañía Nobis Engineering Inc. Implantó un sistema de monitoreo de suelo, subsuelo y aguas subterráneas en áreas de influencia petrolera. En Latinoamérica, dentro de los desarrollos enfocados en el monitoreo de la extracción del petróleo, el trabajo se desarrolló por [17], se optimizó la eficiencia de bombeo aplicando un sistema automatizado de control y monitoreo de la presión anular del flujo del pozo. La descripción del comportamiento dinámico de las formaciones del subsuelo que contienen petróleo crudo, gas y agua es de gran importancia en la ingeniería petrolera. El éxito de pronosticar de antemano el comportamiento actual y futuro de un yacimiento de hidrocarburos depende en gran medida de la exactitud de los parámetros característicos del mismo. Hay varias formas posibles de obtener información valiosa sobre las características del yacimiento: datos sísmicos [18], datos extraídos durante la perforación del pozo [19] y pruebas de presión transitoria [20], entre otras. Aunque una caracterización coherente y completa de un yacimiento de hidrocarburos sólo puede realizarse a través de la recolección y el análisis de todas estas distintas fuentes de datos, el método con el carácter dinámico puede representar la tendencia de un yacimiento de hidrocarburos con mayor precisión. Las propiedades del yacimiento son usualmente estimadas a través de apropiados métodos de monitoreo del pozo haciendo coincidir la tendencia de los datos generados con las respuestas de presión observada en algún modelo ideal de yacimiento plenamente analizado. Debido a que la propagación de la señal de presión a través de la estructura del yacimiento puede representar las condiciones promedio del mismo en lugar de sus heterogeneidades locales en propiedades, este tipo de fuentes son las más efectivas para estimar y predecir el comportamiento dinámico.

Diseño del Sistema. El sistema de monitoreo por implementar estará diseñado para realizar la adquisición de información mediante sensores de presión con salida 4-20 mA y sensores de flujo (aún se definirá la clase adecuada), por medio de una suite basada en National Instruments o sistema SCADA. Así mismo, se realizará el envío de la información por medio de una Red LAN a una computadora principal equipada con múltiples tarjetas de video y monitores con la finalidad de visualizar el comportamiento de la totalidad de las variables de interés y la publicación de la información adquirida. Esto podrá ser escalado dependiendo de la demanda de pozos por monitorear. Una aproximación de las diversas partes que integraría el sistema de muestra en la Fig. 5.

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Fig. 5. Esquema general del sistema de monitoreo.

Este sistema le proporciona al usuario una comunicación transparente con las consolas centralizadoras donde se estará adquiriendo y transmitiendo los diversos datos de interés. Es importante resaltar que las operaciones que realizará la herramienta de software serán solamente de adquisición, estando sujetas a la información que provenga de la red de sensores. Para determinar la temperatura y presión de operación en un pozo de petróleo se modifica la bomba jet con la incorporación de un sensor de presión y otro de temperatura. Este par de sensores están conectados, a través de un circuito electrónico de acondicionamiento, a una unidad digital de almacenamiento de datos. Los sensores están en contacto directo con el aceite, mientras que la electrónica de acondicionamiento de señal y almacenamiento de datos están integrados dentro de una pequeña cápsula de vacío, similar al de las cajas negras de los aviones, para protegerla del medio. Los sensores y la electrónica están alimentados por batería, con carga suficiente tal que permita la autonomía del sistema en al menos 30 días, ver Fig. 6. En la parte superficie, ubicada en lo que se conoce como el “árbol de navidad”, está colocada otra unidad de sensado de presión y temperatura con las mismas características de autonomía que la anterior, esto es, recolectando datos cada hora en al menos 30 días. Cada 30 días, durante el proceso de extracción de la bomba para su mantenimiento preventivo, se retiran ambas unidades de monitoreo y se descargan los datos en un programa de análisis.

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Fig. 6. Diagrama esquemático del sistema electrónico de monitoreo de presión (P) y temperatura (T) insertado en la bomba jet.

La Fig. 7. (a) y (b) muestra la tendencia resultado del monitoreo de la presión (gráfica superior) y de la temperatura (gráfica inferior), proporcionada por una galga residente de manera permanente en el fondo de un pozo petrolero; teniendo como principal objetivo servir como herramienta de análisis y administración de la producción y una salida típica de un circuito RC o RL, respectivamente. Una desventaja de emplear una galga permanente es su limitación en cuanto al periodo de uso continuo en que puede ser utilizado.

(a) (b)

Fig. 7. (a) Datos de presión en estado estacionario provenientes de una galga permanente en fondo del pozo [21], (b) Comportamiento dinámico de un circuito RC o RL bajo la excitación de una entrada tipo escalón. Puede apreciarse una tendencia bastante semejante entre ambos sistemas.

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Los datos de P y T que se miden en el pozo y la superficie se correlacionan con la producción de petróleo (PP), como se muestra esquemáticamente en la Fig. 8. Esto se puede hacer durante una primera etapa, que puede ser de 6 meses. Una vez que se concluye esta primera etapa, los datos quedan correlacionados y se desarrolla un modelo parametrizado de PP con respecto a P y T. Como la P y T de la bomba quedan correlacionados con los de la superficie, entonces ya con el modelo no es necesario medir los datos de P y T en el fondo del pozo, basta con la medición superficial de P y T para predecir el rendimiento del pozo. Fig. 8. Representación esquemática del modelo que correlaciona la producción de petróleo (PP) con la presión (P) y temperatura (T) del pozo. PP es representado por lo símbolos cuadrados, mientras que el monitoreo o sensado de P y T es representado por los símbolos circulares. PPmax representa la producción máxima del pozo, mientras que PPmin representa el mínimo.

La producción petrolera PP queda en función de P, T, y el tiempo t como lo indica el modelo funcional siguiente.

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Con el banco de datos recabado y el modelo es posible incluso analizar y entender las singularidades representadas por PP = PPmin, donde la tendencia puede ser aproximada a una analogía de un sistema de carga-descarga (tiempo de relajación), de la roca porosa del yacimiento en función del tiempo. Esto es muy similar a lo que sucede con un sistema resistivo-capacitivo, el cual se caracteriza por un tiempo de subida y bajada de naturaleza exponencial

(=RC), en unidades de tiempo [22]. El modelo una vez probado en un pozo se puede extrapolar a otros, generándose así una metodología que permita proyectar la producción del pozo sin tener que llevarlo a su máxima capacidad que más tarde provoque un caída en su rendimiento.

Observabilidad En cabeza de pozo es importante tener un registro de la presión tanto del anular como del tubing, ya que este registro permite observar variaciones abruptas de fondo de pozo, las cuales podrían terminar en daños de la unidad. En el caso de la temperatura, es una variable determinante de las propiedades del flujo y podría llegar a ocasionar problemas de parafinas o corrosión de la tubería bajo ciertas condiciones. Actualmente este estudio se hace mediante pruebas químicas realizadas a muestras extraídas periódicamente del pozo. Es probable que esta variable no sea tan importante a causa de que varíe poco en el recorrido del crudo, pero se debe de tener en cuenta para realizar las compensaciones en las mediciones de caudal. Por otra parte, uno de los puntos más interesantes y que ha tenido grandes avances en los últimos años es la medición del caudal, lo cual es apenas lógico ya que la medición de la producción depende el balance económico del pozo. Al hablar de caudal en el entorno petrolero, es muy importante comprender primero que el fluido extraído de los pozos es multifásico (MFM), por lo que requiere de instrumentos especiales para determinar la cantidad de cada uno de sus componentes. Generalmente, la viscosidad, el número de Reynolds y el patrón de flujo en base a la tubería son parte de esta caracterización. Una vez que se ha comprendido tanto el régimen de flujo como el medio en el cual se presenta, es posible llegar a la selección de un instrumento adecuado para la medición de cada una de las fases. Entre los beneficios de contar con un MFM podemos mencionar los siguientes: a) pruebas de pozo, b) manejo del yacimiento, c) distribución de la producción, d) control de la producción. La definición del concepto de observabilidad en la teoría de sistemas de control no lineal es que un sistema es observable en un tiempo t0 si, con el sistema en el estado X(t0), es posible determinar este estado a partir de las observaciones de la salida sobre un intervalo finito de tiempo. Matemáticamente lo anterior puede ser expresado mediante (2)

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donde la primera ecuación representa la ecuación de estado, mientras que la segunda la salida. Por otra parte, A, B, C y D son matrices constantes. X. Y y U son dependientes del tiempo. U representa la entrada, Y la salida y X la variable de estado. Una representación mediante un diagrama de flujo se puede apreciar en la Fig. 9.

Fig. 9. Diagrama de flujo de un sistema de control que representa las dinámicas de una planta que desea analizarse.

Las variables de fondo de pozo (Presión y Temperatura) son clave en el funcionamiento de los pozos de petróleo. Sin embargo, el mantenimiento y el reemplazo de los sensores de fondo de pozo es una tarea difícil y muy costosa. En este contexto, se plantea el diseño e implementación de un esquema de observación de las variables de fondo de pozo. Un esquema de observación es un algoritmo que nos permitirá estimar el comportamiento de las variables de fondo de pozo (Presión y Temperatura), a partir de mediciones de las variables de la superficie (Presión, Temperatura, gasto, etc.). Este diseño será válido para una combinación de boquilla y tubo de mezcla. La idea es que por medio de un modelo dinámico se pueda estimar el comportamiento de las variables de fondo de pozo, de las cuales depende ampliamente la producción de mismo. Generalmente, estas variables son poco conocidas o completamente desconocidas, sin embargo, son de gran importancia para poder planificar el proceso de extracción de aceite. En la Fig. 10, Se observa que las variables de fondo de pozo (a estimar) son PT1, TT1, PT2 y TT2, mientras que las variables de superficie (medidas) son PT3, TT3, PT4, TT4, FT4 y PT4a.

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Fig. 10. Esquema de observación dinámica.

Para tal desarrollo se plantean dos pasos. En el primeo, se plantea identificar fuera de línea a partir de datos históricos un modelo matemático (dinámico) que relacione las variables de fondo de pozo con las variables medidas en la superficie. En el segundo paso, se realizarán simulaciones que permitan validar el modelo matemático bajo varias situaciones prácticas. El método desarrollado en este proyecto también se podría aplicar a otros procesos petroleros donde la medición de variables físicas sea difícil o costosa.

Sensores de Fondo de Pozo. Un sensor puede definirse como un dispositivo que convierte magnitudes físicas (luz, presión, temperatura, gasto, etc.), en valores medibles de dicha magnitud, mostrando los cambios en las propiedades medidas en respuesta a una variación en la misma. Estos dispositivos pueden ser mecánicos, eléctricos, o en forma óptica. En la industria petrolera, los sensores se utilizan para medir variables físicas tales como la temperatura, presión, gasto, viscosidad y resistividad eléctrica. Actualmente se requiere una gran cantidad de investigaciones en el desarrollo de sensores para aplicaciones petroleras, puesto que la gran mayoría que se encuentra en el mercado no reúne las especificaciones tan demandantes de la industria petrolera (altas presiones y altas temperaturas de operación), así como también que las nuevas generaciones de sensores no presentan gran mejoría respecto a su contraparte de generaciones pasadas en cuanto a exactitud. Considerando los sensores basados en fibra óptica como los electrónicos de cuarzo, presentan una exactitud de 0.01 psi, y un tiempo promedio de vida útil de diez años para los primeros y de la mitad para los últimos.

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En muchos casos de estudio, los sensores permanentes de fondo resultaron ser más baratos y una alternativa más rápida para la adquisición de datos. A veces, ésta puede ser la única opción posible debido a la inclinación del pozo, profundidad o ubicación. Cualquiera que sea la razón, los sensores permanentes proporcionan datos fiables y precisos, a pesar de las condiciones no ideales del pozo. Con el fin de obtener datos más precisos, fueron inventados los sensores bajados con línea de acero (wireline), esto llevó a otras invenciones como lo son los sensores permanentes de fondo de pozo y, a partir de estos, los sistemas de monitoreo permanente han evolucionado. Se ha observado que los sensores de fondo y sus respectivos sistemas no están adecuadamente diseñados para este tipo de aplicaciones ya que son responsables del 20% de las fallas mientras que los problemas con los cables que son utilizados como canal de transmisión representaron más del 40% de los fracasos. Los pozos petroleros del Golfo de México están catalogados como de baja temperatura y alta presión, que los ubica en el rango de 150 oC a 205 oC, y de 69 MPa a 138 MPa. Esto implica que cualquier sistema electrónico para sensar, procesar, y guardar información relativa a temperatura y presión, deberá estar contenidas en un receptáculo de vacío. Las componentes electrónicas de sensado, procesamiento y almacenamiento de información son las existentes en el mercado, pero deben estar encapsuladas en un sistema hermético con integridad estructural y de aislamiento similar al usado en las cajas negras de aviones. Los sensores de presión y temperatura deben estar integrados dentro de la sonda, para lo cual la sonda debe estar llena con aceite hidráulico con un pistón que compense y balancee la presión interna con la externa, y de esta forma evitar una implosión que dañe los sensores. La electrónica de lectura, procesamiento y almacenamiento deberá estar separada de los sensores y protegida dentro de una armadura del estilo de las cajas negras de avión. Considerando lo anterior, se propone para medir la presión en el fondo de pozo un sensor de cuarzo con memoria PPS28-200 OC de la compañía PIONEER PETROTECH SERVICES INC., con un drift menor del 0.02%, resolución en psi de hasta 30000 psi, con una batería de litio como fuente de poder, pudiendo también ser empleado como sensor térmico con un rango de 200 OC. Para ello se considera emplear un arreglo de sensores con el fin de obtener mediciones más exactas, donde comúnmente solo era un solo sensor permanente en el fondo. Esto es una ventaja que proporciona una mayor fiabilidad en el tiempo ya que uno de los sensores se puede utilizar para verificar las lecturas o convertirse en una fuente de medición alterna cuando el otro falle, ver Fig. 11.

Fig. 11. Arreglo típico de sensores.

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Como fue explicado en apartados anteriores, este arreglo de sensores estará colocado en el housing de la bomba jet. Previo a lo anterior, la etapa de prueba y validación se realizará en primera instancia a nivel laboratorio con la finalidad de estudiar el desempeño de las funciones específicas de los elementos que integrarán al sistema de detección, asimismo se estarán corroborando el cumplimiento de las especificaciones de diseño. Una vez concluida esta etapa, será necesario implementar con la ayuda del personal de operación de Nuvoil esta etapa de sensado ya sea en ciertas partes del pozo o bien montándose sobre la bomba tipo Jet. Considerando la información recopilada hasta este momento, se propone utilizar como sensor de presión en cabezal de pozo el sensor Kobold modelo PAS que presenta un rango de 0 a 3625 psi, un máximo de 0.075% de span y salida de 4-20 mA, tiene protección IP67 y se alimenta con voltajes entre 12 y 45 V. Se propone medir la presión de línea (mezcla de agua, aceite y gas al subir por la tubería), cada 5 minutos. Otra presión que puede ser monitoreada es la de casing o cubierta protectora, que igualmente pudiera ser sensada cada 2 minutos. En cuanto a temperatura, considerando el ambiente, se tuvo en cuenta que el elemento sensor sea resistente a medios corrosivos, y ya que la tubería en la cual se va a insertar tiene un diámetro de 50 mm (2 in), la inserción del instrumento debe estar entre 25 y 30 mm. El sensor de temperatura seleccionado es Omnigrad T TR 25 de Endress+Hauser, siendo un sensor RTD con protección IP65 a IP67, con un encapsulamiento que contiene el transmisor para la conversión de la variable medida a una salida 4-20 mA y un rango de temperatura de -50 a 400 OC. La temperatura de línea pudiera ser monitoreada cada 2 minutos para predecir presencia de baches de agua o gas.

Metodología. Para cumplir con el objetivo general del proyecto es necesario entender los siguientes aspectos: Mecanismos de funcionamiento de pozos petroleros e información requerida de estos. (Fig. 12).

Esquema de captura de dicha información.

Medios de transmisión de la información de los parámetros capturados.

Factores que pueden afectar la transmisión y recepción de la información.

Antecedentes de la aplicación que se planea como solución de la instrumentación y control.

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Fig. 12. Diagrama a bloques del sistema de monitoreo.

Acciones Estudio de parámetros de operación del pozo petrolero, para tener presente la gama de variables que pudieran ser monitoreadas, los sensores que se

podrían instalar para medir estos parámetros, rangos de operación y la caracterización de un ambiente de prueba que permita evaluar su desempeño.

Prueba de operación de los sensores y recolección de datos en situaciones controladas.

Desarrollo de un módulo de prueba para los sensores suministrados.

Análisis de datos experimentales así como el desarrollo de un modelo físico que correlacione las variables de interés.

Validación del modelo físico empleando al menos pozos.

c) Diseño de una herramienta de caracterización de fases en mezcla de hidrocarburos

Descripción de la problemática: Un parámetro importante en relación con la producción de un pozo petrolero es su razón de flujo aceite-gas que actualmente, ha presentado una insatisfactoria forma de ser cuantificada. La carencia de una metodología para cuantificar las variables de interés durante la explotación de un pozo, conlleva una serie de retos significativos para estimar la razón de flujo con comportamientos dinámicos derivados de la mezcla de gas o aceite con agua.

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Una medición directa de un flujo multifase (agua/aceite), normalmente es una tarea compleja, aunque existen métodos como el de adsorción, filtros de arena, fuerzas centrífugas, incluso tratamientos físicos que permiten lidiar con los contaminantes del crudo como lo son el agua y el gas. El hecho es que la incertidumbre en la medición, afecta la estadística en la caracterización de los pozos en cuanto a su taza de producción. En general, una medición eficiente es posible en condiciones estáticas, cuando incluso por sedimentación, la separación de fases es natural y clara. En este momento, se producen incluso gradientes de temperatura en un almacén, que implica una forma de medir cada fase. Por otro lado, es posible una separación de fases aun cuando la mezcla no sea estática, sometiéndola a procesos dinámicos como los efectos centrífugos, sin embargo esto sugiere tener disponibilidad total de la mezcla sin el proceso cíclico de inyección. La situación que actualmente impera en el método de medición del número de barriles diarios por la empresa Nuvoil es la siguiente. Una vez que la mezcla de agua/aceite/gas es extraída, ésta es dirigida a un tanque, donde se esperaría una separación natural de cada una de las partes constitutivas de la mezcla por la acción de la gravedad, sin embargo esto raramente ocurre debido a que en todo momento sigue llegando fluido procedente del pozo. La Fig. 13 muestra esta idealización. Asimismo, la separación burda que se logra desarrollar permite que lo identificado como aceite en el tanque se transfiera a las baterías que pertenecen a PEMEX en donde se vuelve a almacenar, mientras que el agua de sedimento es regresada como fluido de inyección al pozo. En condiciones normales, el sistema no llega a condiciones estáticas a no ser que se presente un paro del sistema electro-mecánico de inyección que se encuentra en la superficie debido a causas tales como la vibración. Esto implica que la separación natural esperada no es eficiente, por lo que las posibles mediciones de cada fase, incorporan un error considerable.

Fig. 13. Almacenamiento dinámico en el tanque separador

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Dentro del tanque se cuenta con un sistema de nivel empleando un flotador que controla el máximo nivel del mismo. Complementariamente, se dispone de un sistema mecánico que se encuentra al exterior, donde se puede visualizar el nivel de llenado del tanque sin tomar en cuenta la proporción de la mezcla. Se han tenido experiencias pasadas en las que un nivel en exceso permite que el gas almacenado en la parte superior, produzca derrames al no ser identificado por el mismo flotador, lo cual en apariencia ha logrado resolverse controlando el nivel del líquido en una posición inferior. Internamente, para la medición del nivel gradual de llenado en el tanque, el sistema actual cuenta con un display digital que permite la lectura de los barriles extraídos diariamente, a través de sensores de temperatura que producen un gradiente térmico en la superficie del tanque, que difiere en función del componente de la mezcla semi asentado. Una puesta en marcha del conjunto total de sensores dispuestos en el equipo es fundamental para la lectura eficiente de la razón de flujo de la mezcla. Actualmente, las lecturas generadas son inexactas, como resultado de la emulsión generada al interior del tanque proveniente de la mezcla de dos sustancias con diferentes propiedades (agua/aceite), y además por la presencia de gas, lo que provoca la aparición de burbujas que dan como resultado un valor sub/sobrestimado respecto al nivel real de la mezcla.

Antecedentes Considerando la problemática que representa la mezcla de fluidos de extracción en cuanto a la medición precisa de hidrocarburos en un pozo petrolero, en la actualidad, particularmente en la empresa Nuvoil, la separación de las fases es actualmente un caso ajeno al proceso de extracción. Esto, en primera instancia parecería la primera acción para lograr una medición exacta. En general, la medición precisa debiera tener un impacto en la eficiencia de la producción de barriles diarios puesto que el ciclo, que considera agua como fluido de inyección, implica un retorno al pozo de una cierta cantidad de hidrocarburo al no garantizase la separación de la mezcla. Al arrancar el proceso, la bomba de inyección comienza puramente con agua a presión que se dirige al pozo a través el ducto diseñado para tal objetivo, pasa por la bomba Jet que produce un efecto Venturi para mezclar el agua con el hidrocarburo y generando una presión suficiente para emerger a la superficie. Una vez ahí, la mezcla se dirige a un tanque de almacenamiento, del que se espera una separación natural debido a la gravedad. Ya que la mezcla está en constante movimiento, esta separación no es total, por lo que al extraer del tanque lo que debiera ser solamente agua para continuar con el ciclo de inyección, en realidad se extrae nuevamente una mezcla, agua con componentes mínimas de aceite. De hecho, lo que debiera ser solamente aceite para almacén y posterior traslado por parte de PEMEX, en realidad sigue teniendo una componente mínima de agua, por lo tanto el fluido hidrocarburo en barriles es menor al fluido almacenado. No se tiene certeza de la proporción de esta diferencia, por lo que la medición real de cada fase es incierta. Es cierto que el poco aceite que se devuelve al pozo como fluido de inyección, eventualmente regresará a la superficie y a expresa experiencia de la empresa Nuvoil, el impacto de este fenómeno no es significativo con respecto a los niveles de producción. Sin embargo, las estadísticas de medición se ven afectadas por la imposibilidad de conocer con precisión los porcentajes de cada fase de la mezcla. Se considera necesario en esta propuesta, una estrategia que favorezca una separación más eficiente de la mezcla, para facilitar los procesos de medición de cada fase.

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Existen normalmente diversas estrategias de separación de mezclas, la mayoría tiene en común la disposición estática de la mezcla. La más simple se basa en efectos de gravedad. Está demostrado que su efectividad es limitada en cuanto a la separación previa al retorno del fluido de inyección. Existen comercialmente separadores basados en efectos gravitacionales y de arrastre (Ley de Stokes); así mismo, los diluyentes especiales para favorecer la separación natural son una opción. La estrategia por efectos centrífugos, es tal vez la estrategia más efectiva en el proceso de separación y existe comercialmente con máquinas diseñadas para tal objetivo; la problemática radica en su adaptabilidad dentro del proceso actual para producir una separación con la mezcla en movimiento. Una herramienta reciente y efectiva denominada GHOST (Gas Holdup Optical Sensor) ha sido integrada al mercado por la empresa Schluemberger. Es un dispositivo que se incorpora en el ducto de extracción y funciona mediante tecnología óptica. La desventaja es la generación de un régimen de la mezcla, de tal manera que favorezca la lectura.

Objetivo. Analizar, validar e implementar un prototipo basado en estrategias mecánicas, que permita un proceso más eficiente de separación de fases de una mezcla de hidrocarburos, para favorecer la medición de cada componente y poder caracterizar con mayor precisión las variables de explotación de un pozo petrolero. En primera instancia, las pruebas parten de un esquema de control de flujo en un prototipo de laboratorio que reproduzca las características reales a una escala segura y de fácil experimentación. Una vez validado, la reproducción del sistema es natural, tomando como base la infraestructura de Nuvoil, la cual se considera inalterable en la medida de lo solicitado. Diversas solicitudes y recomendaciones serán establecidas, analíticamente fundamentados.

Hipótesis Aunque no se tiene previsto la implementación de una estrategia específica que logre la separación total de la mezcla en sus fases, se considera que es posible lograr mediante la adaptación del sistema de control de flujo, una metodología que permita caracterizar el fluído de extracción en función de cada una de sus fases, de tal modo que se pueda tener información detallada de las condiciones del pozo, así como del funcionamiento del proceso de extracción. Una opción viable consiste en transformar el régimen turbulento del fluido de extracción, a un régimen próximo al laminar, de tal modo que la llegada del mismo al tanque de almacenamiento/separación, favorezca la sedimentación y mejor separación de las fases, para lograr una eficiente medición de cada una de éstas. Apoyados en la infraestructura sensorial de Nuvoil, los dispositivos han de ser puestos en marcha obteniendo resultados más eficientes.

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Metodología Ligado al objetivo principal, la propuesta es del tipo integral que involucra el diseño e instalación de un sistema de medición de nivel de llenado en tanque que permita cuantificar con mayor exactitud la cantidad de barriles diarios, respecto que lo que se tiene actualmente. Además considera una posible implementación de un sistema separador de la mezcla, ligado con un rediseño de la bomba, que garantice una máxima eficiencia en el funcionamiento. Ciertamente, la hipótesis del desarrollo implica un análisis preciso de hidrodinámica, para definir los parámetros que garanticen un número de Reynolds dentro de un régimen laminar, considerando que un valor menor a 2100 es suficiente [23]. Se define el número de Reynolds Re como,

(3)

De acuerdo a la ecuación (1), el parámetro principal que puede ser ajustado para variar el número de Reynolds, involucra la velocidad del fluido. Ya que la presión y velocidad naturales del proceso de extracción no se contempla ser modificada, se plantea en la propuesta hacer ajustes en la infraestructura con relación a la disposición de los ductos y del diámetro de los mismos, en una sección del trayecto hacia el tanque. Además de una etapa preliminar con un tanque de sedimentación, del que sólo fluye la mezcla de la parte media/superior, donde las velocidades sean menores. La Fig. 14 muestra una aproximación de la idea mencionada. Por su parte, una variación en las secciones transversales de los ductos, permitirá una variación en la velocidad del fluido, por lo que directamente se puede lograr la estabilización del mismo y hacer que al tanque arribe con una facilidad de sedimentación mayor para poder medir cada fase [24].

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Fig. 14. Concepto de reducción de velocidad con retardo

Incluso, la adaptación de tuberías se puede definir mediante perfiles de sección diversos, considerando los efectos de fricción en paredes y favoreciendo su reducción de velocidad. La Fig. 15 muestra la característica de fricción asociada al número de Reynolds con algunas geometrías comunes. Por otro lado, considerando (3), es posible deducir que una alteración de la viscosidad del fluido tiene impacto en el número de Reynolds, por lo que una serie de experimentos que permitan alterar la viscosidad del hidrocarburo es considerada mediante los cambios de temperatura [25,26]. Es sabido que a viscosidad en el fondo del pozo está bien definida de forma natural, aunque no caracterizada; sin embargo, conforme se eleva a la superficie, ésta se va modificando, a tal agrado que en ocasiones su movilidad es complicada, esto depende de la naturaleza del pozo. Esta característica es potencialmente aprovechable para apoyar la generación del flujo laminar y su eventual medición de fases mediante cambios de temperatura con el fluido dispuesto en la superficie.

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Fig. 15. Factor de fricción en geometrías tubulares

Aunque lo anterior es parte de una propuesta inicial, no se descartan diversas propuestas complementarias como:

i. Adaptación de un esquema de separación parcial inmerso en tanque adicional de dimensiones menores, basado en el principio de efectos

centrífugos

ii. Dividir internamente un tanque adicional de dimensiones menores, en módulos que permitan a la mezcla reducir sus características de

movimiento para que mediante placas separadoras, se puedan dividir las componentes.

iii. Adaptación de un sistema de transporte de distancia para favorecer la estabilización de la mezcla por gravedad.

iv. Incorporación de aditivos que favorezcan la separación del mismo estando en el tanque.

v. Incorporar en los ductos un sistema de filtrado con posibilidad de separarlos y canalizarlos.

vi. Combinación de todas ellas en un sistema integral.

Para formalizar el desarrollo del trabajo, se dispone de consideraciones preliminares que están sujetas a una evaluación para definir la opción más adecuada con respecto a las necesidades y restricciones. De esta manera,

1. Se asume que la proporción del agua-aceite como fluido de inyección tiene en su mayoría sólo componente de agua, se desconoce sin embargo la cantidad exacta de la misma.

ii. Se asume que la propuesta busca adaptar una solución con el menor cambio en la infraestructura actual del proceso de extracción.

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iii. Se asume como necesidad real una mejora en la separación de la mezcla para aumentar la eficiencia del proceso, pero sobre todo, para favorecer una estrategia de medición de cada fase en la misma. Una vez producida la lectura mediante el sistema sensorial implementado, ésta es procesada y almacenada para la caracterización del pozo.

Sistema de datos e interfaz con el usuario El sistema de monitoreo que va adquiriendo y almacenando datos del tanque busca caracterizar el pozo mismo en cuanto a la razón agua/aceite del fluido extraído. La evaluación de la información se plantea de dos formas,

- Monitoreo en tiempo real: lo primero es monitorear las variables en tiempo real para mostrar alertas sobre posibles situaciones presentadas en la extracción. En esta evaluación los datos son transmitidos por telemetría a los diferentes supervisores humanos y ellos podrán tomar decisiones basados en los datos presentados, los datos podrán ser analizados ya sea por medio de una computadora personal o por dispositivos móviles como tablets con una aplicación dedicada a dicho propósito.

- Monitoreo de Historial: No solo se debe tener una evaluación en determinado instante sino que también se debe evaluar con respecto al tiempo, mostrar gráficas que reflejen estadísticas así como calcular la proyección de cada pozo, esto requiere de un sistema de base de datos el cual va a gestionar la información histórica y que se pueda acceder a estos datos de cualquier parte lo cual implica el uso de la nube. En general, la metodología de trabajo propuesta, consiste en tres etapas básicas de desarrollo. En la primera de ellas, a partir de un análisis

preciso de parámetros y estadísticas del proceso actual, se contempla un periodo de evaluación de una propuesta efectiva con una proyección que garantice el objetivo general. Esto implica una revisión detallada de estrategias usadas comercialmente y análisis de ideas innovadoras para su eventual implementación, siempre considerando análisis teóricos y de simulación mediante software especializado. La etapa exige la conformación de un equipo de trabajo especialista en el área de mecánica de fluidos que contribuya en la validación de las propuestas. Al final de esta etapa se proyecta una formulación detallada de la implementación final, apoyada en análisis teóricos y numéricos, a través del diseño de una plataforma virtual

La segunda etapa parte del diseño preliminar para la implementación práctica de un prototipo de laboratorio a escala, para desarrollar pruebas en un ambiente más realista. Esto implica la incorporación de equipo y material especializado para su reproducción. Se considera el uso de sensores comerciales, que a nivel prototipo puedan reemplazar a los dispuestos en el sistema real de Nuvoil, considerando que la implementación de campo, implicará poner en funcionamiento los sensores del sistema dispuesto en el proceso real. En esta etapa se considera el apoyo de estudiantes de diversos grados en el área, para su puesta en marcha y posterior evaluación. Será necesaria a su vez la implementación de fuentes de suministro y bombeo de fluidos, su traslado con variaciones de presión y velocidad para reproducir la mezcla, sistemas de ductos adaptables, y la implementación de la estrategia de separación, considerando que la extracción del tanque de mezcla actualmente en uso, garantice una eficiente separación con mediciones precisas. La

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etapa concluye con el visto bueno para su implementación real, es una etapa de validación por lo que al final se tendrá como resultado, la definición exacta de una solución en la medición de componentes a través de la separación de los mismos La última etapa consiste en la documentación y reportes con material y equipo necesario para su implementación en los pozos petroleros reales.

ACTIVIDADES ESPECÍFICAS DEL PROYECTO GLOBAL

Una generalización de las actividades que engloban las tres propuestas se enlistan a continuación, considerando que dentro de los problemas específicos tratados, existen acciones comunes que implican resultados paralelos.

1. Integración del equipo de trabajo y acondicionamiento de espacio

a. Captación de recurso humano (Diseño de perfil y contratación)

b. Delegación de responsabilidades

c. Adquisición de equipo de cómputo, licencias y mobiliario.

d. Adecuación de espacio: construcción de laboratorio de pruebas

2. Estudio y análisis de las condiciones actuales in-situ y recopilación de información

a. Levantamiento de datos de procesos en la empresa en visitas de campo

b. Análisis de información

c. Definir especificaciones de diseño conceptual

3. Propuesta de soluciones

a. Desarrollo de modelos matemáticos y numéricos

i. De Bomba Jet

ii. De reductor de turbulencia

iii. De sensores de superficie de pozo

iv. De sensores de fondo de pozo

b. Diseño de sistema de flujo de datos

c. Conceptualizar y simular planteamientos preliminares con análisis de resultados

d. Definir solución detallada (prototipo)

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4. Selección, adquisición y puesta en marcha de equipo de laboratorio

a. Selección de componentes para el sensado de variables físicas

b. Diseño

i. Etapa electrónica de monitoreo en superficie de pozo

ii. Etapa electrónica de monitoreo en fondo de pozo

iii. Geométrico e hidráulico óptimo de bomba JET

iv. Base de datos

v. Interfaz gráfica de monitoreo de variables físicas

vi. Reductor de turbulencia en tanque para medición de fases

c. Diseño de banco de pruebas experimentales a nivel laboratorio (escalamiento)

d. Implementación de plataforma experimental a nivel laboratorio

e. Calibración de componentes de sistema de monitoreo

i. En superficie de pozo

ii. En fondo de pozo

f. Ajustes generales

g. Validación experimental a nivel laboratorio

h. Manufactura de prototipos de bomba

i. Certificación de prototipos en laboratorios especializados (electrónica y bomba)

5. Pruebas de campo

a. Integración de interfaz y base de datos con red de comunicaciones de la empresa

b. Definición de algoritmos de filtrado de información con interferencia de variables de interés

c. Implementación de la Bomba Jet construida con electrónica integrada en pozo

d. Implementación de sistema de medición de fases en tanque de almacenamiento

e. Retroalimentación para ajustes finales

6. Documentación (reportes, manual de usuario)

7. Capacitación de personal.

De acuerdo a la numeración anterior, considerando una duración total del proyecto de 36 meses, la Tabla siguiente muestra una calendarización de cada una de ellas.

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39% 44% 8% 7% 2%

Act / Bim 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

T1 T1.a

T1.b

T1.c

T1.d

T2

T2.a

T2.b

T2.c

T3

T3.a

T3.b

T3.c

T3.d

T4

T4.a

T4.b

T4.c

T4.d

T4.e

T4.f

T4.h

T4.g

T4.i

T5

T5.a

T5.b

T5.c

T5.d

T5.e

T6

T7

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En el cintillo superior (en color), se aprecia el porcentaje correspondiente del presupuesto solicitado que cubriría las necesidades determinadas en cada etapa del proyecto.

ENTREGABLES

Desarrollo de tecnología para el monitoreo continuo en el fondo de pozo y superficie de la temperatura y presión empotrado en la bomba tipo Jet.

Desarrollo de un modelo de producción petrolera para pozos maduro empleando sistemas de levantamiento artificial hidráulico tipo Jet ajustado y evolutivo en el tiempo considerando temperatura y presión, permitiendo el diagnóstico de fallas y la redefinición del proceso de explotación del pozo bajo estudio.

o Diseño detallado de prototipo de laboratorio para cada problema definido en la propuesta

Elaboración de reportes técnicos y planos correspondientes. Los costos de maquila de las adecuaciones necesarias de la bomba tipo Jet para albergar los diversos sensores y sistemas, así como la selección del proveedor del servicio técnico correspondiente correrán a cuenta de Nuvoil.

o Reporte inicial del estado del arte que contemple desarrollos tecnológicos a nivel global o Reporte técnico sobre situación actual del proceso de extracción en la empresa o Presentación de reportes técnicos de avances cada seis meses. o Reporte de pruebas de campo o Reporte final global

Formación y entrenamiento de al menos un estudiante en lo referente al análisis y puesta en operación de un sistema que optimice la extracción de petróleo crudo mediante un sistema de levantamiento artificial tipo Jet.

Puesta en marcha de un laboratorio de investigación y desarrollo de pruebas eléctricas que preste sus servicio a Nuvoil. o Plataforma experimental de laboratorio o Reporte de pruebas experimentales de laboratorio o Construcción y certificación de laboratorio especializado de prototipos

Conformación de un grupo de investigación e innovación multidisciplinaria al servicio de Nuvoil.

Registro de al menos una solicitud de patente o modelo de utilidad.

Asesoramiento y capacitación del personal operativo de Nuvoil en el manejo del sistema.

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Complementariamente, como consecuencia del desarrollo del proyecto, se contempla una red de colaboración inter e intra institucional para la

generación de conocimiento alrededor de la tecnología desarrollada; así mismo, la difusión del mismo se contempla en congresos y revistas

especializadas.

Una calendarización sobre los entregables se muestra en la tabla siguiente, en la que se organiza cada uno de ellos por bimestre.

Entregable/ Bimestre 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Reporte el estado del arte

Reporte técnico/ situación actual

Diseño detallado de prototipo

Plataforma experimental en laboratorio

Reporte de pruebas experimentales de laboratorio

Construcción y certificación oficial Laboratorio de pruebas (170m)

Reporte de pruebas de campo

Reporte final global

Capacitación de personal

Modelo de utilidad

Libro

Recurso Humano nivel Licenciatura

Recurso Humano nivel Maestría

Red de colaboración de investigación y desarrollo

Difusión en congreso internacional

Artículo en revista indexada especializadas

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PRESUPUESTO

En términos globales, el proyecto que abarca las tres propuestas particulares, se considera un presupuesto que parte desde el acondicionamiento del

área de trabajo, hasta la puesta en marcha de los prototipos como complemento de la infraestructura útil de la empresa; pasando por diseños y

pruebas experimentales para su validación.

El presupuesto se desglosa en la siguiente tabla,

ÁREA DE TRABAJO

Artículo Cantidad Costo unitario

(USD) Total individual Total

Adecuación de espacio

144300 144300

Transformador, tierra física, aislamientos, etc.

39000

Proyecto arquitectónico

105300

Reforestación

20000

Equipo de cómputo

24053.5

PC Escritorio Dell Inspiron 23.8'' All in One 3 1,169.99 3509.961

Laptop ASUS N550J 15.6-Inch Laptop 5 1,104.99 5524.935

Dell workstation T5810 4 3,754.66 15018.64

Mobiliario

17631

Escritorio en L Quattra 4 253.08 1012.336

Mesa de trabajo 2 3,055.00 6110

Pantalla plana 50´´ (exposición) 2 1,300.00 2600

Librero Manhatan 2 264.49 528.97

36

Locker personal negro inox 2 180.22 360.438

Escritorio Quattra básico 2 145.02 290.03

Mesa de juntas 1 328.34 328.341

Sillón ejecutivo 4 734.70 2938.78

Archivero vertical 3 gavetas 5 302.42 1512.095

Mueble de sala 3 650.00 1950

Equipo de oficina

14129.2

Pantalla de pared (Electrónica) 1 167.64 167.635

Proyector epson 1 1,105.00 1105

Router Netgear Tri-Band 1 389.99 389.987

2TB Portable External Hard Drive 3 182.00 546

Teléfono ip 2 1,202.50 2405

Monitor Dell UltraSharp 24 PremierColor 3 855.40 2566.2

Multifuncional 2 325.00 650

Pizarron 3 34.20 102.609

Reguladores NO-Break Koblenz 6 147.72 886.314

Impresora laser 1 780.00 780

Frigobar 1 325.00 325

Cafetera 1 58.50 58.5

Aire acondicionado 2 1,300.00 2600

Teléfono celular 1 1,196.00 1196

Horno de microondas 1 110.50 110.5

Dispensador de agua 1 240.50 240.5

Adicionales

5051.29

Cesto de basura 5 10.26 51.285

consumibles para oficina

0.00 5000

SUBTOTAL (USD)

225,165 225,165

37

SOFTWARE

Ansys(fluent, CFD, CFX, etc)

47894.73

Mysql

2600

SUBTOTAL (USD)

50,495 50,495

BIBLIOGRAFÍA

Costo unitario

(USD) Total

Libros

3630.12

Fluids Mechanics, Kundu

139.438

A introduction to fluid dynamics, G. Batchelor

68.419

Fluid Mechanics, White

68.419

Analysis of turbulent flows, Tuncer

153.946

Turbulence flows, Pope

51.857

Computational fluid dynamics

136.838

*Hidrocarburos, petróleo, extracción, fluidos.

944.203

Libro 1

78

Libro2

195

Libro 3

104

Libro 4

390

Libros de electrónica

650

Libros de data minning

650

Artículos bases de datos

684.203

684

TOTAL

4,314.32

EQUIPO

Equipo de control

37,961

PLCS

38

electroválvulas

Sensores

Suministro de fluidos a presión

Actuadores

Equipo de laboratorio

72,827

Generador de funciones 240 MHz 2 7230.6 14,461

Multímetros 2 492.44 985

Osciloscopio MDO3104 1 GHz 3 6389.06667 19,167

Termómetro digital infrarrojo 1 1124.5 1,125

Fuente de poder triple 60V 2A 1 1200.42 1,200

Fuente de poder doble 70V 3A 1 2061.54 2,062

Mesas de laboratorio 2 1527.5 3,055

DREMEL 1 106.6 107

Base para taladro Dremel 1 65 65

Soldering Station 200W 120V 1 62.4 62

Desoldering Station 1 19.5 20

Gaussmeter 2 4483.05 8,966

Sensores de flujo 1 3421.041 3,421

Sensores de presión 1 3421.041 3,421

Sensores de posición 1 2052.622 2,053

Computadora de control 2 1368.419 2,737

Tarjeta de adquisición de señales 2 3421.0475 6,842

Material electrónico diverso

1368.419 1,368

Material de tubería y tanques

1368.419 1,368

Conexiones varias

342.095 342

Consumibles

1368.419

1,368

Servicios externos

45500

45,500

Componentes y refacciones

39000

39,000

SUBTOTAL

196,656 196,656

39

SERVICIOS PROFESIONALES

Especialista CFD 1

42900

Especialista Fluidos 1

42900

Especialista ing. petrolera 1

42900

Especialista Instrumentación 1

25740

Especialista en control 1

25740

Asociado 1 1

25410

Programador 1

14520

Asignatura 1

9350

SUBTOTAL

229,460 229,460

BECARIOS

Estudiante licenciatura 11

60,060

Estudiante de maestría 2

54,600

SUBTOTAL

114,660 114,660

VISITAS DE CAMPO

Gastos de transporte 17500

Gastos de hospedaje 22500

Gastos de alimentos 10000

SUBTOTAL

50,000

40

DIFUSION DEL CONOCIMIENTO

Congresos 19,500

Gastos de inscripción a congresos 5,200

Gastos de transporte 7,800

Gastos de alimentos 2,600

Gastos de hospedaje 3,900

Gastos de publicaciones 6,500

6,500

Registro de propiedad intelectual 3,250

3,250

SUBTOTAL

29,250 29,250

RESUMEN

ÁREA DE TRABAJO 225,165

SOFTWARE 50,495

BIBLIOGRAFIA 4,314

EQUIPO 196,656

SERVICIOS PROFESIONALES 229,460

BECARIOS 114,660

VISITAS DE CAMPO 50,000

DIFUSION DEL CONOCIMIENTO 29,250

TOTAL 900,000

El presupuesto se presenta enseguida también en un desglose mensual de acuerdo a los rubros principales de la Tabla anterior. Es importante mencionar

que el desarrollo del proyecto se visualiza en 4 etapas:

Etapa 1: Acondicionamiento de espacio y análisis de información con resultados preliminares

Etapa 2: Desarrollos experimentales a nivel laboratorio con generación de prototipo

Etapa 3: Certificación y fabricación de soluciones.

Etapa 4: Puesta en marcha de soluciones en campo

Etapa 5: Capacitación de personal y generación de documentos.

41

De acuerdo a las etapas consideradas, se contemplan porcentajes del presupuesto total como se muestra enseguida.

ETAPA 1 41.9%

jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17

Adecuación de espacio

39,000 60,000 45,300 Reforestación

10,000 10,000

Equipo de cómputo 24,054 Mobiliario

17,631

Equipo de oficina 3,406 Adicionales 625 SOFTWARE

50,495

Libros

3,630

Articulos bases de datos 684 Equipo de control

Equipo de laboratorio Consumibles Servicios externos Componentes y refacciones SERVICIOS PROFESIONALES 3,566 3,566 5,271 5,876 5,876 5,876 5,876 8,736 8,736 8,736

BECARIOS 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185

VISITAS DE CAMPO 4,000

3,000

2,000

2,000 Congresos

4,875

Gastos de publicaciones

2,167 Registro de propiedad intelectual

39,519.6 10,381.0 61,950.6 9,060.8 15,935.8 9,060.8 48,060.8 76,087.5 84,851.8 21,920.8

42

ETAPA 2 41.5% abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18

Adecuación de espacio Reforestación Equipo de cómputo Mobiliario Equipo de oficina 10,723

Adicionales 4,426 SOFTWARE

Libros

Articulos bases de datos

Equipo de control 37,961 Equipo de laboratorio 72,827 Consumibles 1,368 Servicios externos 45,500 Componentes y refacciones 39,000 SERVICIOS PROFESIONALES 8,736 8,736 8,736 8,736 8,736 8,736 8,736 8,736 8,736 8,736 8,736 8,736

BECARIOS 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185

VISITAS DE CAMPO

2,000

3,000

3,000

Congresos

4,875

Gastos de publicaciones

2,167 Registro de propiedad

intelectual

3,250 223,726.3 18,795.8 11,920.8 11,920.8 14,087.5 11,920.8 14,920.8 11,920.8 11,920.8 18,170.8 11,920.8 11,920.8

43

ETAPA 3 8.6% abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18

Adecuación de espacio

Reforestación

Equipo de cómputo

Mobiliario

Equipo de oficina

Adicionales

SOFTWARE

Libros

Articulos bases de datos

Equipo de control

Equipo de laboratorio

Consumibles

Servicios externos

Componentes y refacciones

SERVICIOS PROFESIONALES 8,736 8,736 8,736 5,876 5,876 5,271 BECARIOS 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 VISITAS DE CAMPO 3,000

Congresos

9,750

Gastos de publicaciones

2,167

Registro de propiedad intelectual

14,920.8 23,837.5 11,920.8 9,060.8 9,060.8 8,455.8

44

ETAPA 4 Y 5 5.8% 2.3% oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19

Adecuación de espacio

Reforestación

Equipo de cómputo

Mobiliario

Equipo de oficina

Adicionales

SOFTWARE

Libros

Articulos bases de datos

Equipo de control

Equipo de laboratorio

Consumibles

Servicios externos

Componentes y refacciones

SERVICIOS PROFESIONALES 5,271 5,271 2,411 2,411 981 981 981 981 BECARIOS 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 3,185 VISITAS DE CAMPO 5,000 5,000 3,000

3,000

6,000 6,000

Congresos

Gastos de publicaciones

Registro de propiedad intelectual

13,455.8 13,455.8 8,595.8 5,595.8 7,165.8 4,165.8 10,165.8 10,165.8

45

EQUIPO DE TRABAJO En primera instancia, el equipo de trabajo que comienza con el planteamiento de las propuestas de solución, está formado por académicos de la Universidad Veracruzana, sin embargo, las demanda de conocimiento técnico sobre mecánica de fluidos, exige la incorporación de especialistas y estudiantes asociados al área de trabajo.

Nombre Dependencia email

Dra. Ma. Estela Montes Carmona (responsable institucional) Universidad Veracruzana emontes@uv.mx

Dr. Pedro Javier García Ramírez (responsable técnico) Universidad Veracruzana jagarcia@uv.mx

Dr. Rogelio de Jesús Portillo Vélez Universidad Veracruzana rportillo@uv.mx

Dr. José Alejandro Vásquez Santacruz Universidad Veracruzana alejanvasquez@uv.mx

Dr. Gonzalo Galicia Aguilar Universidad Veracruzana gogalicia@uv.mx

Dr. Luis Felipe Marin Urias Universidad Veracruzana luismarin@uv.mx

Dr. Edmundo Gutiérrez Domínguez Instituto Nacional de Astrofísica, Óptica y

Electrónica edmundo@inaoep.mx

Dr. Sergio Vergara Limón Benemérita Universidad Autónoma de Puebla svergara2@hotmail.com

Dra. Ma. Aurora Diozcora Vargas Treviño Benemérita Universidad Autónoma de Puebla auroravargast@hotmail.com

Dr. Antonio Ramírez Treviño CINVESTAV-Guadalajara art@gdl.cinvestav.mx

Honorio Ramírez Jiménez IMP Ciudad de México

Waldo Beltrán (licenciatura) Universidad Veracruzana

Ángel Araiza (licenciatura) Universidad Veracruzana

Tomas Domínguez (licenciatura) Universidad Veracruzana

Dulce Melo Montes (maestría) Universidad Veracruzana

Adelfo Vargas (licenciatura) Universidad Veracruzana

46

Especialista en CA externo

Especialista en CFD externo

Especialista en ingeniería petrolera externo

Estudiante Ing. Petrolera, por definir Universidad Veracruzana

Estudiante Ing. Mecánica, por definir Universidad Veracruzana

Estudiante por definir (maestría) Universidad Veracruzana

M. C. Luis Héctor Porragas Beltrán Universidad Veracruzana lporragas@uv.mx

MI. Guillermo Hermida Saba Universidad Veracruzana ghermida@uv.mx

Dr. Sergio Fuentes Moyado UNAM CNyN fuentes@cnyn.unam.mx

REFERENCIAS

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