Proyecto Sem JKTE #2
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO EVALUACION DE TÉCNICAS PARA LA REPARACIÓN DE LÍNEAS DE FLUJO SUBMARINAS EN POZOS EN AGUAS PROFUNDAS DEL GOLFO DE MÉXICO. REALIZADO POR: Katherine Bello . Eliana González , _____Jorge Hoyos _____________________________ Tomas Prada ______________________________ FIRMA
Transcript of Proyecto Sem JKTE #2
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
EVALUACION DE TÉCNICAS PARA LA REPARACIÓN DE LÍNEAS DE FLUJO
SUBMARINAS EN POZOS EN AGUAS PROFUNDAS DEL GOLFO DE
MÉXICO.
REALIZADO POR:
Katherine Bello .
Eliana González ,
_____Jorge Hoyos _____________________________
Tomas Prada ______________________________
FIRMA
REVISADO Y APROBADO POR:
FELIX ACOSTA
TUTOR ACADÉMICO FIRMA
Barcelona, Febrero 2013
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El gran reto de producir hidrocarburos en ambientes de aguas profundas comienza con la
identificación de las áreas prospectivas viables. De allí, la importancia de aplicar las
técnicas específicas para lograr éxitos en la exploración en aguas profundas, logrando el
avance de las industrias petroleras. Ya que las explotaciones costa afuera conllevan una
gran inversión económica, es de vital importancia que durante los procesos de explotación
no ocurran problemas y de ocurrir sean solventados lo más rápido y eficientemente posible.
En este trabajo se examinará la línea de flujo Serrano, la cual se encuentra en el Golfo
de México (GOM), a 3.500 pies debajo del agua y está a 6 millas de la plataforma TLP
Auger. Está constituida por Tres pozos submarinos, los cuales se han producido a través de
las líneas de flujo Serrano calentadas eléctricamente desde 2001. Durante la vida
productiva de los pozos se han generado una serie de problemas como desconexiones
imprevistas de las líneas de flujo, donde las técnicas utilizadas para solventar los problemas
no eran lo suficientemente eficiente o conllevaban mucho tiempo, disminuyendo en gran
extensión la producción de fluidos y generando una gran pérdida económica. Se manejaba
que las causas se encontraban ligadas con la formación de hidratos, o la acumulación de
arenas y parafinas, en algunas secciones a lo largo de la línea de flujo, ocasionados por
problemas con calentadores eléctricos defectuosos y el exceso de agua y sedimentos de los
fluidos provenientes de los pozos.
Se propone un equipo integral donde el principal elemento es la tubería flexible (CT),
a la cual se le adaptara una boquilla rotativa especializada que permita tomar las muestras
de las obstrucciones, causantes de los problemas, para luego mediante una serie de procesos
experimentales (básicamente disoluciones) obtener el tipo de fluido a ser bombeado, más
conveniente tanto económicamente como a nivel de efectividad, que permita solventar la
situación de la manera más eficaz y rápida posible.
2. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
2.1 OBJETIVO GENERAL
Evaluar técnicas para la reparación de las líneas de flujo submarinas en pozos en aguas
profundas del Golfo de México.
2.2 OBJETIVOS ESPECIFÍCOS
1. Definir las fallas críticas que se generan en las líneas de flujo de pozos submarinos.
2. Seleccionar un sistema de reparación para líneas de flujo de pozos submarinos.
3. Exponer un plan de mantenimiento preventivo para aplicarlo a las líneas de flujos de
pozos submarinos.
3. ANTECEDENTES
Hudson L. and Bowen G. El Presente paper hace referencia al aseguramiento del
flujo en las líneas submarinas de flujo de producción el cual cada vez más frecuente a
medida que los desarrollos de pozos en aguas profundas siguen creciendo. En Pozos
profundos en el golfo de Mexico esta tecnología es usada para la limpieza y reparación de
tuberías de flujo, mediante la utilización de una serie de fluidos y equipos, que permiten
solventar los problemas relacionados con las tuberías de flujo submarinas. [1]
Moign Y. El Presente trabajo proporciona información de un sistema y un método
para eliminar un tapón, tal como un tapón de hidrato, de una línea de flujo de agua
profunda. El sistema permite la construcción de una instalación de producción submarina
con una línea de flujo de agua de profundidad submarina que no está dispuesto en un
bucle permanente. [2]
Mackenzie H. En este trabajo se hace referencia a la utilización de Pequeños
aumentos repentinos de la presión para la gestión de integridad de los ductos en
aplicaciones tales como detección de fugas. Las extensas pruebas y ensayos con diferentes
tipos de bloqueo y en diferentes entornos han demostrado que impulsos importantes se
puede aplicar a localizar y eliminar bloqueos en las tuberías de hidrocarburos. Las
obstrucciones pueden afectar bandas, líneas de flujo, oleoductos, umbilicales y los
colectores. Poliductos transmitir un número de fluidos con una gama de propiedades
químicas, y esta diversidad menudo puede resultar en la acumulación de depósitos sobre
las paredes de la tubería, con el tiempo la obstrucción de la línea. [3]
4. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
4.1Formación de hidratos
Los hidratos de origen natural son una fuente abundante de energía primaria, y son útiles
para el transporte de larga distancia de gas natural trenzado. Sin embargo, los hidratos de
petróleo convencional y de perforación de gas y petróleo son un problema de
funcionamiento y seguridad, y representan pérdidas potenciales de ingresos.
Los hidratos se pueden formar a presiones y temperaturas que se encuentran en el
gas natural y oleoductos, causando bloqueos, especialmente cuando las temperaturas caen
significativamente, tal como cuando se cierra un pozo de gas o el flujo a través de un
estrangulador. Junto con otros depósitos sólidos posibles, incluidas las ceras, y los
asfáltenos. Remediar los bloqueos de hidratos puede presentar importantes dificultades
técnicas con consecuencias financieras importantes.
Un bloqueo de gas del sistema de elevación se produce cuando los fluidos del pozo
entrar en las líneas de flujo de gas, a veces a través de fugas en el húmedo árbol de navidad
(WCT). A veces la despresurización del sistema es suficiente para la disociación de
hidratos. Cuando no hay ninguna garantía de que el contenido de agua del gas está por
debajo de los valores de diseño, el gas bombeado al colector de gas de elevación submarina
es inhibido por la inyección de etanol. El tipo de inhibidor teórico se calcula utilizando los
simuladores de termodinámica, y los ajustes se hacen sobre la base de los datos de campo
para optimizar la inyección y para asegurar inhibición de los hidratos.
Las obstrucciones en las líneas de flujo de producción se deben principalmente al
reinicio de pozos después de una parada prolongada. Incluso en los pozos con bajos
contenidos de agua y sedimentos (5% a 10%), los bloqueos hidratados se han formado
durante el reinicio de producción. Las principales causas de bloqueos en pozos con bajos
porcentajes de agua y sedientos son agua y aceite de la segregación, y las características de
este taponamiento de aceite en las líneas de flujo de producción es que no se limpian. La
disociación de los hidratos se ha logra típicamente por una despresurización de dos caras a
través de la producción y líneas de flujo de gas. Cuando éstos fallan, una reparación del
pozo es necesaria.
Los criterios de diseño para sistemas submarinos de producción de petróleo con
respecto a los hidratos se organizan en tres aspectos: la predicción, prevención y
remediación [4].
En cuanto a la predicción, la curva de disociación se calcula teniendo en cuenta la
composición del gas en las condiciones de separación. Este es un criterio conservador, ya
que la composición del gas en el separador es más rica en componentes de hidrocarburos
más pesados que en otras partes, y por lo tanto más propensa a estabilizar hidratos. Algunos
petróleos crudos pueden transportar partículas de hidrato en suspensión logrando
formación de hidratos de retardo. Por lo tanto, las pruebas de laboratorio son necesarias
para verificar si un aceite presenta una tendencia bloqueo antes de que un diseño adecuado
se pueda hacer. La clasificación aceite regula los requisitos de prevención, que son más
estrictos para el aceite con la tendencia de bloqueo. Por último, hay algunas pautas sobre
cómo conseguir un rendimiento termohidráulico para el estado de equilibrio o flujo
transitorio.
Para la prevención, los criterios de diseño que se deben considerar la retención del
calor, la adición de calor, control de presión, la retirada de fluido, y la inhibición
termodinámica. El criterio principal es la retención de calor por conducción de las capas de
aislamiento térmico. El aislamiento necesario para las líneas de flujo, los tubos ascendentes,
y equipo submarino, esto depende de las características del aceite. E nivel de aislamiento
debe mantener la presión del fluido y la temperatura exterior de la envolvente de la
formación de hidratos durante el flujo, y proporcionar una ventana de enfriamiento después
de un cierre de al menos dos horas antes de formar el hidrato. Para sistemas con aceites de
taponamiento, el requisito de tiempo fresco hacia abajo aumenta a ocho horas. El tiempo de
enfriamiento se puede utilizar para despresurizar la línea o para reemplazar los líquidos
dentro de la línea de producción [4].
En cuanto a control de la presión, la recomendación es diseñar instalaciones súper
estructuras para hacer estallar simultáneamente las líneas de producción de al menos cuatro
pozos dentro de dos horas. De manera similar, para los propósitos de eliminación de fluidos
en instalaciones con súper estructuras deben estar diseñados para permitir la sustitución de
los fluidos producidos a partir de líneas de flujo de seis pozos dentro de cuatro
horas. Diesel es generalmente el fluido usado. Si la cantidad de gas-petróleo requerida
excede el volumen disponible en la FPU, entonces se pueden aplicar métodos alternativos,
tales como la sustitución de los fluidos producidos por elevación de gas debe ser
considerado.
La inyección de inhibidores termodinámicos tales como metanol o etanol se usa
para la prevención de restricciones .Las pruebas preliminares de laboratorio sugieren que la
inyección de estos inhibidores en el árbol submarino durante la parada es ineficaz, ya que
no es fácil promover la mezcla adecuada del inhibidor y agua segregada. Por lo tanto, la
inhibición termodinámica se considera sólo como una contingencia de
prevención. Normalmente no hay un suministro grande de inhibidores termodinámicos en
la FPU, así que no hay necesidad de inhibidor de bombeo de gran capacidad y umbilicales
submarinos.
Para descontaminar, es más económica de lograr la disociación hidrato a través de la
FPU. Varios procedimientos de despresurización podrían aplicarse, dependiendo del diseño
y las condiciones del pozo submarino. Una solución para disociar los hidratos de líneas de
flujo a través de FPU es con despresurización vertical a través de tubería flexible. Por lo
tanto, se recomienda FPU para proporcionar áreas de superficie disponible en la obra
muerta, para mantener el equipo necesario para la ubicación de la obstrucción y el equipo
de perforación con tubería flexible. Cuando la FPU no se puede utilizar y un equipo de
reacondicionamiento no funciona correctamente, se debe remediar el problema y el costo
de saneamiento aumenta significativamente.
Para mejorar las opciones de remediación para las tecnologías convencionales de
FPU no desplegados, el operador ha creado un equipo para evaluar las alternativas, y para
desarrollar procedimientos, técnicas o herramientas que podrían reducir el tiempo de equipo
de reacondicionamiento. Varias alternativas fueron analizadas, incluyendo el bombeo de
fluidos calientes para hacer funcionar motores de desplazamiento positivo y opciones
similares para extraer líquido de la DPR.
Por último, la alternativa tubería flexible concéntrico y pasar la aspiradora se eligió,
basándose en una simulación y predice que una de 1.500 m (4.921 pies) de línea de lodo
podría lograr la disociación de hidratos en alrededor de 6,5 días, frente a alrededor de 11,5
días para la solución convencional [4].
4.2 Aplicación del sistema Concéntrico de tubería flexible
El objetivo de la tecnología seleccionada era reducir la presión cerca del hidrato debajo de
la envoltura de hidratos. Para lograr esto, la comunicación entre el equipo de
reacondicionamiento y el FPSO se realiza a través de un DPR conectado al WCT. El
líquido en el DPR se aspira en la herramienta y se pasa la aspiradora por concéntrico
tubería flexible (CCT) hasta que los hidratos se disocian y las íneas de flujo entre las WCT
y el FPSO no estén obstruidas. Esto se observó en la FPSO utilizando un transductor de
presión y temperatura (TPT) en el WCT. A 4 º C (39 ° F) a la presión crítica es de 145 psi
(10 bar), por lo que al reducir y mantener la presión por debajo de este valor sería mantener
la disociación del hidrato [5].
La herramienta de aspiración se ejecuta en el tubo de perforación vertical (DPR) con
la tubería flexible concéntrica (CCT). La herramienta funciona con el principio de Venturi,
con agua como fluido de alimentación, bombeado a través de la sarta de tubería flexible. La
configuración interna de la herramienta de aspiración se ajusta para cada condición de
fondo de pozo: Como los flujos de potencia de fluido, la sección de boquilla/difusor crea
una zona de baja presión que aspira todo el fluido (fluido de alimentación más fluido desde
el DPR) a través de una rejilla de admisión y en el sistema de CCT para el retorno a la
superficie. El líquido se succiona a través de la superficie de la herramienta hasta que la
presión hidrostática dentro del DPR es lo suficientemente bajo para iniciar la disociación
del hidrato en las líneas de flujo. Los retornos de fluido (fluido de alimentación y líquidos
de la línea de flujo) llegan a la superficie a través de la corona circular entre las sartas
interior y exterior de la tubería flexible.
Para las operaciones, la herramienta aspiradora tenía un 21/8 pulgadas. OD con
10.000 psi (689 bar) presión de trabajo estimada. La herramienta tiene un indicador de
memoria para la presión y la temperatura. Los datos recopilados durante el trabajo se
descargan y se analizan, luego se comparan con datos del transductor de presión y
temperatura (TPT) recogidos en tiempo real.
La herramienta tiene dos posiciones de trabajo que son conmutables a través de ciclos
de presión desde la superficie:
Modo de limpieza: la herramienta tiene chorros delanteros y traseros para
fluidizar los sólidos que puedan bloquear el pozo de manera que pueden ser
tragados y transportados a la superficie.
Modo de succión: el fluido de alimentación circula a través del sistema con CCT sin
chorros, teniendo un efecto de aspiración más alto en comparación con el modo de
limpieza. Este es el modo utilizado para la disociación del hidrato.
Uno de los retos de larga data en abrazaderas submarinas extendidas, especialmente en
aguas profundas, es el aseguramiento del flujo. Las temperaturas frías a largas distancias
enfrían el flujo de petróleo y gas, provocando la acumulación de cera y, en el caso de
paradas no controladas, permite las condiciones para la formación de hidratos en el interior
de las líneas. La formación de cera en las paredes de la tubería reduce, y en casos extremos,
bloquea el flujo de producción. Las restricciones pueden ser tratadas químicamente, con
inhibidores, o mecánicamente, por raspado. En caso de existir un bloqueo completo de la
línea se detiene la circulación, lo que significa que no hay manera de mover el cerdo a
través de la línea o aplicar un tratamiento químico en el lugar de la obstrucción. Cuando
esto sucede, el gasoducto está encerrado, y tradicionalmente las únicas dos opciones son la
instalación de una nueva tubería para restablecer la producción o no hacer nada.
La opción de sustitución de línea es un procedimiento costoso que consume tiempo y
que resulta en la pérdida de producción durante varios meses. También hay consideraciones
ambientales, como la línea de flujo que se mantiene llena de hidrocarburos y con el tiempo
se corroe, liberando el contenido hacia el mar. En casos menos extremos, los inhibidores
químicos pueden controlar la acumulación de cera en las líneas de petróleo y evitar la
formación de hidratos en las líneas de gas húmedo, pero incluso con tratamientos químicos,
cera o hidratos se pueden formar en las paredes de las líneas de flujo, limitando el
flujo. Esto puede no causar el cierre de la tubería, pero se reduce la capacidad de la línea y,
con el tiempo, puede generar perdidas de dinero.
Un riesgo adicional es que la composición de los fluidos producidos que fluyen a través
de la línea puede cambiar con el tiempo de modo que el programa de tratamiento diseñado
inicialmente para el tratamiento ya no es efectivo. En este caso, debe ser diseñado un nuevo
programa, pero desafortunadamente, la primera señal de que este se necesita es una
restricción en el flujo.
4.3 Restauración de flujo
Hay una serie de desafíos relacionados con la identificación y remediación de obstrucción
de la línea de flujo. Un desafío fundamental es localizar el área del problema en la línea de
flujo. Si la línea está totalmente bloqueada, el operador puede medir el volumen de fluido
dentro de la línea y calcular la profundidad a la cual a ocurrido el bloqueo. En una línea de
gas se puede utilizar radiación gamma para identificar la diferencia de densidad entre el gas
y el tapón de hidrato. Este método no funciona en una línea de petroleo debido a que la
densidad del fluido y el tapón son similares.
4.4 Sistema de limpieza “Pigging”.
Para realizar el mantenimiento mecánico de una línea de flujo restringido y una línea de
flujo dual, éstas deben estar en su lugar. Tal diseño es estándar en casi todos los campos,
pero no hay un aumento del costo asociado con la instalación de dos líneas, en oposición a
la que realmente se necesita para el flujo de producción. Un problema más complejo es
determinar por qué se produjo el bloqueo y diseñar un sistema que mantendrá la línea
fluyendo libremente. Otro factor a considerar es el flujo de químicos inhibidores de aguas
abajo. Las refinerías son cada vez más sensibles a la cantidad de agua que reciben en su
flujo de producción.
Para abordar algunos de estos temas, Halliburton Energy Services ha desarrollado
una herramienta llamada “GoFlo”. Que funciona fuera de un tubo de material compuesto
flexible (CT). GoFlo es una herramienta de respuesta rápida de recuperación, pero de
acuerdo a Laurence Abney, director del proyecto de Halliburton, el sistema se puede
utilizar como una solución de aseguramiento de flujo, así como una herramienta de bloqueo
de remediación.
GoFlo puede correr tan lejos como 20 millas en una línea de flujo. Se dibuja la línea
por un tractor desarrollado por Welltec. El tractor tiene ruedas de metal que es más blando
que el material de la línea de flujo, permitiendo agarre a las paredes de línea de flujo, sin
dañar la superficie de diámetro interior. El peso ligero de la tubería flexible hace el acceso
menos difícil de lo que sería con los tubulares de acero convencionales.
Una vez que la herramienta alcanza la zona de restricción de flujo, se utiliza ya sea
mecánico, químico o técnicas térmicas para eliminar la acumulación de cera. Esta
herramienta tiene la capacidad de aplicar energía térmica a los tapones. Si el enchufe ser
eliminado por medios mecánicos a una temperatura fría, es más probable que la cera fluya
de nuevo a la instalación sin obstruir el sistema en algún lugar entre el tapón y la superficie
inicial [5].
4.5 Sistema de Tubería flexible para la compensación en operaciones de
aguas profundas.
Schlumberger Oilfield Services ha introducido el sistema de tubería flexible de
compensación total para el Golfo de México y en otras zonas de altura.
El sistema de tubería flexible protege la integridad del cabezal del pozo durante las
operaciones, mediante la limitación y/o reducción de las tensiones en boca del pozo, y se
compensa el movimiento en el cabezal del pozo vertical y horizontal, dentro o fuera de la
torre de perforación. Es más rápido de aparejar que los sistemas convencionales, y permite
las operaciones sobre flotadores, incluyendo mástiles, TLP, semisumergibles y drillships,
que no serían posibles con los sistemas convencionales, según la compañía.
Para desarrollar este nuevo sistema, Schlumberger llevó a cabo un estudio de campo de dos
años que incluyó a más de 5.000 horas de datos operacionales para identificar problemas de
eficiencia y seguridad que podrían ser abordadas por mejorar el diseño de equipos de
compensación y envasado. El estudio mostró que el 13-16% de la media de 87 horas
requerido para el proceso de perforación arriba y debajo de la plataforma podría ser
eliminado, lo que permite un ahorro significativo.
"Warren Zemlak, gerente de desarrollo de negocios de la tubería flexible,
Schlumberger Oilfield Services, dice "Para mejorar la seguridad operacional y la eficiencia,
el sistema viene pre-ensamblado y está disponible en tres modos de funcionamiento."
El sistema de tubería flexible se puede utilizar con un bastidor 350 toneladas de
tensión de elevación, o una trama compensado internamente la tensión de elevación. Viene
montado en tres patines: uno para la unidad de potencia hidráulica, BOP, y el inyector. El
sistema requiere menos de la mitad del número mínimo de ascensores necesarios para
cargar el equipo convencional a la plataforma, según la compañía.
Prácticamente todas las características del sistema de tubería flexible está diseñado
para ahorrar tiempo y reducir costos en operaciones en aguas profundas, según la compañía
que incluye un sistema adaptativo pasivo para la gestión de boca de pozo estrés, un
conjunto flexible de titanio para el movimiento de cabeza de pozo horizontal, y un sistema
de inyección carro y tornos para permitir operaciones simultáneas [6]
5. DESARROLLO DEL PROYECTO
Etapa I: Revisión Bibliográfica.
Se recopilará y se seleccionará toda la información necesaria para llevar a cabo el
desarrollo del proyecto, con el fin de reforzar y ampliar los conocimientos que llevarán al
logro de los objetivos planteados. Para ello, se emplearán diferentes bibliografías. Una vez
obtenida toda esta información se procederá a una verificación y revisión de todo el
material con el fin de establecer conocimientos previos para la realización de la
investigación.
Tiempo Estimado: 22 semanas.
Etapa II: Definir las fallas críticas que se generan en las líneas de flujo de
pozos submarinos.
En esta etapa se seleccionarán los pozos de estudio en el Golfo de México, a los cuales se
les realizara un seguimiento con el fin de registrar los problemas operacionales de mayor
relevancia que originan obstrucción en las líneas de flujo.
Tiempo Estimado: 4 Semanas.
Etapa III: Seleccionar un sistema de reparación para líneas de flujo de
pozos submarinos.
Estudiar los parámetros requeridos para la reparación y mantenimiento de las líneas de flujo
submarinas, de manera tal de seleccionar una herramienta que se adapte de manera eficiente
a la problemática que se presenta.
Tiempo Estimado: 7 Semanas.
Etapa IV: Exponer un plan de mantenimiento preventivo para aplicarlo a
las líneas de flujos de pozos submarinos.
De acuerdo a los distintos inconvenientes generados por los hidratos, parafinas y otros
elementos presentes ya sea durante y cierre programado o por alguna circunstancia
improvista se debe elegir un plan de mantenimiento para prevenir la formación de los
mismos.
Tiempo Estimado: 11 Semanas.
Etapa V: Redacción y presentación del trabajo de grado.
Finalmente, se presentará la redacción de toda la investigación de acuerdo a las pautas
dadas por la Universidad de Oriente para el Trabajo de Grado en las especialidades de
Ingeniería y Ciencias Aplicadas, constituida por los diferentes pasos que se llevaron a cabo
desde el inicio de la revisión bibliográfica.
Tiempo Estimado: 14 Semanas.
6. TÉCNICAS A UTILIZAR
6.1 Revisión Bibliográfica
Comprenderá la recopilación de todo tipo de material bibliográfico que contenga
información necesaria referida al tema a estudiar, como por ejemplo: Trabajos de grado,
libros, entre otros.
6.2 Consultas a Internet
A través de esta herramienta como lo es Internet se puede encontrar la información
necesaria para ampliar los conocimientos y obtener información referente al tema.
6.3 Entrevistas
Se solicitará de manera personal a profesores, profesionales y especialistas de la industria
petrolera y con experiencia de campo, con el fin de recibir asesorías y profundizar detalles
sobre el tema en estudio.
6.4 Técnicas Computacionales
6.4.1 Microsoft Office
Es un sistema completo e integrado, incluye programas, servidores, servicios y soluciones
diseñadas para trabajar conjuntamente que ayudarán a solucionar multitud de problemas,
entre los paquetes que se utilizarán están: Word (procesador de textos), Excel (programa de
hoja de cálculo), PowerPoint (programa de gráficos de presentación que facilita la
visualización y creación de presentaciones).
7. EQUIPOS, MATERIALES, SUSTANCIAS Y HERRAMIENTAS
7.1 Equipos
7.1.1. Computadora Personal: Laptop VIT M2420 14¨, Procesador Inter core i3-2330M
2.2G, Windows 7.
7.1.2 Impresora multifuncional Hp.
7.1.3 Pen drive – Kingston 16 GB.
7.2 Materiales
7.2.1 Material Bibliográfico (Internet, tesis relacionadas con el tema a estudiar, libros, entre
otros).
7.2.2 Data perteneciente a reparación de líneas de flujo en pozos submarinos.
7.3 Sustancias
No se requieren.
7.4 Herramientas
7.4.1 Licencia y software Microsoft Office 1997-2003 (Word y Power Point).
7.4.2 Conexión a Internet Explorer.
Los equipos, materiales y herramientas a utilizar se encuentran disponibles en el
Departamento de Ingeniería de Petróleo de la Universidad de Oriente, Núcleo de
Anzoátegui.
8. BIBLIOGRAFIA CITADA
1. Hudson, L y Bowen, J. “Applying Well-Remediation Techniques to Subsea
Flowlines in Deepwater Gulf of Mexico” (2009).
2. Le Moign, Y. “Hydraulic and earth engineering subterranean or submarine
pipe or cable laying, retrieving, manipulating, or treating repair, replacement,
or improvement” (2010).
3. Mackenzie, H. “Applying pressure surges for pipeline remediation” (2011).
4. Siqueira, N. “Concéntrico tubería flexible y pasar la aspiradora elimina de
forma efectiva los hidratos de líneas de flujo” (2012).
9. BIBLIOGRAFÍA ADICIONAL
Furlow, W. “Respuesta rápida, basado en TAC ofrece el sistema esperanza de
líneas de flujo bloqueado” (2011).
Mattews, D. “Sistema de Tubería flexible para la compensación en operaciones
de aguas profundas” (2010).
