Upload
tily-medina
View
13
Download
2
Embed Size (px)
DESCRIPTION
ciencia
Citation preview
INTRODUCCION
La producción de petróleo a nivel mundial se ha incrementado
debido alto potencial energético presente en los hidrocarburos, en un
nuestro país La primera empresa en materia energética, es PDVSA
petróleos de Venezuela esta se dedica a la perforación, extracción,
producción y mejora de los hidrocarburos, esta para llevar a cabo todas
sus actividades de producción y exportación cuenta con una logística
capacitada ante eventualidades , en la actualidad la ingeniera de petróleo
es una ciencia de gran envergadura a nivel mundial
Petróleos de Venezuela cuenta con diferentes zonas de producción,
una de estas es la faja petrolífera “Hugo Chávez Frías”, la cual se
extiende por el flanco norte del río Orinoco ocupando una extensión de
aproximadamente 55.000 Km², de los cuales alrededor de 11.600 Km²
han sido asignados a distintas empresas mixtas y a PDVSA está formada
por cuatros divisiones (Ayacucho, Boyacá, Carabobo y Junín). La división
Ayacucho cuenta con varios Campos de producción (CENTRO
OPERACIONAL MELONES, CENTRO OPERACIONAL DACIÓN Y
CENTRO OPERACIONAL BARE).
Este último, es uno de los más importantes en cuanto a producción. El
crudo producido se caracteriza por ser extrapesado igual que el que es
producido en las demás áreas de la faja con una gravedad API, por lo
general, entre 8,5° y 10° con un rango de viscosidades variable, que va
desde menores 4.000 cp. Hasta mayores de 10.000 cp.
por ende, hay que utilizar técnicas para mejorar este crudo con el fin de
hacerlo más comercial y de producción temprana, entre las técnicas
aplicadas a procesos de extracción de crudo se puede indagar en lo
referido a la inyección de diluyente, o proceso de dilución, es necesario,
por lo general, inyectar diluyente, para así disminuir la viscosidad del
1
Petróleo y aumentar la movilidad del mismo dentro del pozo y, al mismo
tiempo, facilitar el transporte del crudo extrapesado producido. La dilución
puede llevarse a cabo en distintos puntos del pozo, por lo que se hace
necesario determinar cuál es el óptimo, así como la tasa adecuada de
inyección, para que no ocurra una recirculación de diluyente, lo que
ocasiona una disminución la producción de petróleo y afecta los equipos
involucrados en el proceso. El diluente utilizado en la inyección puede ser
un crudo liviano o gasoil (nafta)
En el centro operacional BARE se utiliza un crudo de 30º API llamado
mesa que es producido en Monagas, este es el más factible en cuanto a
gastos y resultados, ya que, al asociarlo con crudo de 9º API , se logra
una segregación de mescla llamada merey que es el crudo que
actualmente mantiene a nuestro país compitiendo en el mercado mundial
petrolero.
El planteamiento teórico de los trabajos realizados en el periodo de
prácticas profesionales realizadas en el CENTRO OPERACIONAL BARE
(C.O.B), estará desarrollada de la siguiente manera:
Parte I descripción de la institución, esta abarca la información
proveniente del lugar donde se realizaron las prácticas profesionales, la
razón social, las actividades a las que se dedica, ubicación geográfica,
misión, visión, estructura organizativa, objetivos de la empresa,
descripción del departamento, nombre del jefe del departamento y
función.
Parte II se refiere a la descripción del área de atención requerida, la
cual abarca la problemática detectada, los objetivos de la investigación y
la justificación del problema.
Parte III se describen las actividades realizadas en la institución,
utilizando para ello un diagrama de Gantt, el cual tendrá una estructura
por semanas.
2
Parte IV logro del plan de actividades se definen los logros del plan
acordado, al igual que la parte práctica, los procesos, entre otros,
resaltando los productos más importantes de las actividades.
Parte V contemplada como conocimientos adquiridos durante las
pasantías en la cual, se describen los conocimientos teóricos y prácticos
obtenidos en las actividades realizadas en la institución. Al mismo tiempo
se explican las conclusiones precisas del periodo de las prácticas, y se
dejan saber algunas recomendaciones para beneficio de la universidad,
la institución y futuros estudiantes que realicen pasantías.
3
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
Petróleos de Venezuela sociedad anónima (PDVSA) creada el 30
de agosto de 1975 por el ejecutivo nacional mediante el decreto
presidencial Nº 1.123, registrada por la Ley Orgánica que reserva al
estado la industria y comercio de los hidrocarburos. Se encarga del
desarrollo de industria petrolera, petroquímica y carbonífera, tiene como
actividad planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades
operativas de sus divisiones, tanto en Venezuela, como en el exterior y
es la corporación estatal que se encarga de la exploración, producción,
manufactura, transporte y mercado de los hidrocarburos, de manera
eficiente y rentable, segura, transparente y comprometida con la
protección del ambiente con el fin de promover el desarrollo armónico del
país. Consolidar el uso soberano con los recursos, así como afianzar el
desarrollo endógeno y proporcionar una existencia digna y provechosa
para el pueble venezolano, propietario de la riqueza del subsuelo nacional
y único dueño de esta empresa operadora
Ubicación del distrito san tome
San tome, está ubicado geográficamente en el distrito fríete en la
región centro sur del estado Anzoátegui, comprendiendo parte de la
región centro oeste del estado Monagas y parte de la región sur oeste del
estado Guárico. Tiene un área total de 17.085 km, en dirección norte- sur
y 180km en dirección este-oeste. Los 17.085km están divididos en
8.585km que comprende las áreas tradicionales (crudo liviano-mediano) y
8.500km que comprenden las áreas no tradicionales, ubicadas en la faja
del Orinoco especialmente en la región Ayacucho del estado Anzoátegui y
4
Boyacá del estado Guárico (crudo pesado-extrapesado.) además se
encuentran organizado en primer término de acuerdo a los tipos de
yacimiento que posee y la ubicación cardinal que presenta
como :liviano ,mediano, dación, pesado y extrapeasado segundo término
cada una dividida a su vez en cinco áreas a saber: desarrollo de
yacimientos, producción, control y gestión e infraestructura de este
distrito en la imagen siguiente se muestra el area que ocupa el mismo
Figura 1: Ubicación geográfica de PDVSA, San Tomé
Fuente: PDVSA
5
En la imagen anterior se mostro la ubicación del distrito san tome, de
él se deriva la unidad de exploración extrapesado de PDVSA que está
conformada por los campos bare y arecuna, ambos campos se
encuentran ubicado en la faja petrolífera del Orinoco específicamente en
el bloque Ayacucho, la cual es un área que cuenta con un alto potencial
de crudo extrapesado. El campo bare, está ubicado en el sector
noroccidente del área Ayacucho, en la faja del Orinoco al suroeste de san
tome. Posee una extensión superficial de 45.200 hectáreas limita al norte
con los campos miga y yopales sur, al sur con el cuadrángulo huyapari, al
este con los cuadrángulo cariña e ipara y al oeste con el cuadrángulo de
arecuna. El entrampamiento en el cuadrángulo de bare es de tipo
combinado. Es decir fallas litológicas laterales. La estructura está
representada por un homoclinar cuyo buzamiento es menor de un grado
hacia el norte, por lo que en términos generales, la sucesión esta poco
deformada. La mayoría de las fallas son origen tensionar y están
asociadas al hundimiento de sedimentos hacia el centro de la cuenca y
por levantamiento diferencial del escudo de Guyana en el sur, con una
orientación preferencial de los sistemas de fallas este-oeste y noreste-
suroeste.
El área tradicional de crudo extrapesado tiene una extensión de 8773
kilómetros cuadrados y está ubicado en la parte sur-central del estado
Anzoátegui. Limita por el norte con los campos yopales, miga, melones,
adas y lejos, por el este con el área Carabobo, por el oeste con el área de
Junín y por el sur con el rio Orinoco.
Esta área está dividida en 25 cuadrángulos, donde la mayoría de
las acumulaciones petrolíferas se encuentran en la formación merecure y
en sección media y basal de la formación oficina. La información
petrofísica precedente de la evaluación de núcleos, revela similitud de las
características de roca largo de toda el área de Ayacucho, presentando
6
una porosidad promedio de 32% permeabilidad en un rango de 8 a 10
darcis, saturación de agua connata de 13% y contenido de arcillas de 5%
FIGURA: 2. Ubicación Geográfica del Distrito San Tomé en la Faja del Orinoco
FUENTE: PDVSA
Anteriormente se visualizo la ubicación estratégica del distrito san
tome en la faja petrolífera Hugo Chávez, esta contempla gráficamente los
bloques en explotación por parte de el distrito.
Visión
Ser reconocida internacionalmente como la corporación de
referencia mundial por excelencia, a través del aprovechamiento optimo
de sus recursos, la eficiencia operacional e introducción oportuna de
nuevas tecnologías, con gente de primera, preparada y motivada,
preservando su integridad y la de los activos, en total armonía con el
medio ambiente y el entorno. Además de ser la organización líder en la
generación de los lineamientos técnicos para el establecimiento de las
estrategias de explotación y producción a mediano y largo plazo.
7
Misión
Petróleos de sociedad anónima, (PDVSA) es una organización
energética, destinada a la exploración, producción y mejoramiento de
hidrocarburos, esta corporación posee la misión de satisfacer las
necesidades de energía de la sociedad, promoviendo el crecimiento
socioeconómico y garantizar volúmenes de crudo comprometidos a los
clientes, optimizando las operaciones en condiciones segura, operando
pozos e instalaciones rentables, con el fin de extraer y entregar el crudo,
para su medición, transporte y fiscalización, o coordinación operacional de
gas depurado a la organización de plantas con un personal movido y
dispuesto al cambio, para mejorar continuamente los procesos en
armonía con el ambiente .
Objetivos de la empresa
Los objetivos que desea alcanzar la empresa son:
Optimizar la disposición de recursos propios de PDVSA y su
participación en las alianzas estratégicas.
Mejorar la productividad y restaurar la organización para libre
competencia en el mercado venezolano.
Establecer estrategias comerciales y realizar inversiones de
acuerdo con la evaluación y los requerimientos del mercado.
Ampliar el sistema de comunidades afectiva entre los miembros de
la empresa y los clientes, con el fin de lograr la satisfacción de los
mismos y conservar el liderazgo en los servicios prestados.
8
Determinar y garantizar la adecuada competencia del recurso
humano para el desarrollo y ejecución, cumplimiento de los
objetivos de la corporación.
Relacionar los recursos requeridos en las aéreas operativas,
administrativas y gerenciales para garantizar la rentabilidad de la
empresa.
Garantizar la protección del personal y equipos para establecer el
cumplimiento de los planes de seguridad, higiene y ambiente
durante el desarrollo de las operaciones de la organización.
Crear un clima organizacional que satisfaga las expectativas de
recurso humano.
Ser una empresa sin errores.
Estructura organizativa:
El distrito san tome está conformado por un conjunto de gerencia
cuyo propósito común es garantizar la continua operatividad del distrito,
cumpliendo con los requerimientos de producción, servicio técnico y de
seguridad
9
FIGURA 3: Estructura Organizativa de la Gerencia de Distrito
FUENTE: PDVSA
10
FIGURA 4: Estructura Organizativa General de la Gerencia de Prod. Extrapesado campo bare
FUENTE: PDVSA
FIGURA 5: Estructura Organizativa de la Dirección Ejecutiva de Producción.
Fuente: PDVSA
11
Superintendente Extracción Y
Procedimiento
Supv. Mayor Operaciones
Estación-campo Bared 06,bared 04,bared
03
Ing. De Producción Estación Bared
Ing. De Procesos Bared 06,bared
04,bared 03
Sup. Campo Estaciones
Bared 06 Bared 04,bared 03
Sup. Campo Procesos Bared 06,bared
04,bared 03
Técnicos De Estaciones Bared 06,bared
04,bared 03
Técnicos De Procesos Bared 06, Bared04,bared03
Gerente De Operaciones De Producción Extrapesado
Superintendente Planificación, presupuesto Y Control De Gestión
Superintendente Extracción Y
Procedimiento De Fluidos Área 1
Superintendente Extracción Y
Procedimiento De Fluidos Área 2
Cariña
Superintendente Extracción Y
Procedimiento De Fluidos Área 3
Superintendente Tratamiento Y
Calidad De Fluidos
Superintendente Medición Y
Pruebas De Pozos (P)
Superintendente Ingeniería De Producción
FIGURA 6: Estructura Organizativa General de la Gerencia de Prod. Extrapesado.
Fuente: PDVSA
Descripción del departamento donde se desarrollo la practica
profesionales.
La Gerencia de Coordinación Operacional Faja (COF) es reconocida
como la organización encargada del almacenamiento, transporte,
medición y fiscalización de los diferentes fluidos operados por PDVSA en
la Faja Petrolífera “HUGO RAFAEL CHAVEZ FRIAS
La práctica profesional se realizo en la Gerencia de Operaciones de
Producción, PDVSA San Tomé, específicamente en la Gerencia de
Producción Extrapesado División Ayacucho. Esta posee la misión de
agregar valor a la corporación descubriendo e incorporando reservas de
hidrocarburos al menor costo y riesgo posible, apoyo en requerimientos
corporativos y a su vez maximizar la explotación de recursos de
hidrocarburos en forma eficiente y rentable, en armonía con el medio
12
ambiente promoviendo el crecimiento socioeconómico del país de
acuerdo con los planes corporativos.
Además de las múltiples funciones que cumple la Gerencia de
Producción Extrapesado en apoyo al crecimiento corporativo de la
empresa Petróleos de Venezuela S.A , esta también crea planes y
programas que contribuyan con la preservación del medio ambiente,
profundizando la inversión social y los convenios de asistencia a las
diferentes organizaciones, en apoyo a las comunidades con la finalidad de
crear bases sólidas para potenciar el desarrollo de las poblaciones que
cohabitan en sus áreas operativas.
Nombre del jefe del departamento
Ing. Edward Pérez, C.I-V-10.068.557; Gerente de Operaciones
Extrapesado.
Ing. Ronald Román C.I -V-14.439.536; Superintendente de la Gerencia
de Producción Extrapesado.
Ing. Erick castillo C.I- 14.560.612; Ingeniero de área de producción
AREA DE ATENCION
El área de atención se enmarca, en la inyección de diluente o proceso
de dilución, el cual se aplica en la producción de crudo con altas
viscosidades, es decir, a crudos pesados y extrapesados, con el fin de
mejorar su condición de movilidad dentro de las facilidades también se
hace más comercial en el mercado.
Este proceso se puede aplicar de varias formas, esto dependerá del
tipo de crudo y viscosidades, estos tipos pueden ser:
13
Inyección de diluente en el cabezal del pozo(utilizado comúnmente en
BARE)
Este tipo de inyección es recomendada para pozos con un Índice de
Productividad menor a 4 BND/lpc , se instala una BCP de baja capacidad
de desplazamiento de fluidos, que posee al fondo del pozo un ancla de
torque para evitar que la tubería gire y se suelte, debido al sentido de giro
de la BCP. Debido a que el diluyente no está en contacto directo con la
bomba por BCP no existe posibilidad de que los aromáticos que el mismo
contiene dañen el elastómero de esta.
Inyección de diluente al fondo del fondo del pozo por medio del anular
también se podría aplicar por medio de un capilar
El diluyente se agrega a presión o por gravedad al pozo a través
del espacio anular del mismo. En algunos casos se emplea un
dosificador, el cual va ubicado en la válvula de la bomba para tratar de
controlar la inyección y permitir que la mezcla crudo-diluyente se
genere uniformemente.
Inyección de diluente a nivel de la bomba
14
El diluyente se introduce al pozo, por lo general, utilizando una tubería de
inyección de 1,315”, se puede llevar a cabo tanto a la descarga de la
bomba como a la succión de la misma, siendo la primera opción la de
mayor aplicación en la FPO debido a que no hay contacto directo entre el
diluyente y el elastómero de la bomba por BCP, lo que evita que el mismo
se hinche y por ende dañe el pozo Este tipo de inyección es recomendada
para pozos con un comprendido entre 4 BND/lpc y 7 BND/lpc .
Para este proceso se puede utilizar distintos diluyentes, como el
mesa, que es un crudo de 30º API que es producido en el edo. Monagas
que permite llevar un crudo de 7.5º API, A una mescla de crudo de 16ºa
16.5º API, que es la más comercial de PDVSA denominado merey
También se hacen presentes las naftas de 47º y la de 54º API,
pero, a pesar de los buenos resultados de estos mejoradores, el más
utilizado es el mesa en relación a gastos de adquisición
Este proceso de dilución, puede presentar algunas problemáticas,
una de ellas es el consumo incorrecto, de tal manera, no se lograría la
mescla idónea y a su vez, habría un fenómeno de distorsión en los niveles
de los tanques y podrían ocurrir derrames.
Este trabajo estará enmarcado en la investigación de campo según
Arias, F en su 3ra edición (1.999); donde los datos recolectados son
provenientes de la realidad de un hecho sin alterar variable alguna, este
también
Tendrá un nivel de investigación de tipo descriptivo, ya que, solo
describirá un hecho.
Este trabajo tendrá como objetivo general proponer un uso
eficiente del diluente en macollas pertenecientes al bloque cariña norte,
unidad de producción de extrapesado, campo bare de pdvsa, distrito san
15
tome, faja petrolífera “Hugo Rafael Chávez Frías”, y del cual surgieron los
siguiente objetivos precisos
Diagnosticar la problemática en la inyección de diluente de las macollas
del bloque cariña norte del campo bare.
Evaluar las condiciones de la bomba de inyección de diluente
Proponer medidas que permitan mejoras en el sistema de inyección de
diluente en las macollas del campo bare
16
PLAN DE ACTIVIDADES
Desarrollo de las actividades
Semana 1 (25-05-2015 al 29-05-2015)
En La primera semana del ciclo de prácticas profesionales se
realizo la firma del contrato en las instalaciones de PDVSA san tome y
posteriormente, se participo en una charla de higiene y seguridad se
conoció al personal que labora en las operaciones bare COB, gerencia
de extrapesado, división Ayacucho, luego se estuvo en el área II, bloque
de cariña norte. También se conoció su filosofía de trabajo en cuantos a
los procesos de las diferentes estaciones como, estación de descarga
bared-06, estación de descarga bared-04, estación de descarga bared-03
y la estación de flujo kariña norte.
Semana 2 (01-06-2015 Al 05-06-2015)
En este lapso correspondiente a la segunda de prácticas
profesionales, contando con la presencia del tutor institucional se
estudiaron las `posibles interrogantes a las que se tendrá que dar
respuesta con el fin de tener un herramienta de mejora en el centro
operacional bare
Semana 3, 4,5y6 (08-06-2015 al 03-07-2015)
En estas semanas se visitaron los pozos que producen con
bombas de cavidades progresivas que comprenden el 95 % de los pozos
del área operacional, se recolecto información sobre historiales de
producción, optimización de diluente inyectado, al igual que los datos de
los parámetros, como las presiones de las líneas de producción, casing,
17
tubing, de igual forma la temperatura. Se visitaron cada uno de los
múltiples locales y remotos encargados de recolectar la producción diaria
de cada pozo asociado a ellos,
Cada uno de estos pozos visitados, pertenecientes a las diferentes
áreas del campo son de gran importancia para la producción diaria de
toda la división Ayacucho, ya que, esta área es la que aporta mas
producción comparando con el resto de los centros operacionales , cabe
destacar que en esta zona también se produce por el método más
utilizado a nivel mundial como lo es el bombeo mecánico el constituye un
5% , haciendo énfasis en estos dos métodos tienen gran importancia que
radica en que, el crudo producido es altamente viscoso y se ubica en
crudos extra pesado según la clasificación del instituto americano de
petróleo(API)
Semana 7 (06-07-2015 al 10-07-2015)
En esta semana se procedió al reconocimiento y adiestramiento en
cuanto a procesos operacionales de la estación de descarga bared-06, en
ella se apreciaron detalladamente las series de equipos encargados de
tratar el crudo extraído estos son:
Múltiples de producción: Normalmente la producción de los pozos llega
al denominado múltiple de producción, el cual no es más que una serie de
tubos y válvulas que periten recolectar la producción, alineando los pozos
a la línea de producción y realizar labores de prueba.
Área de inyección química: Diferentes estudios han demostrado que el
mecanismo físico-químico de acción de los agentes deshidratantes y
emulsionantes está asociado a la formula optima del sistema (SAD=0,
siendo SAD la diferencia de afinidad del surfactante). La formulación
óptima se define básicamente como un estado de equilibrio entre las
afinidades del surfactante para la fase acuosa y para la fase oleica.
18
Área de separadores: Los separadores horizontales o verticales, sirven
para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de
producción. El procedimiento consiste en que la mezcla de fluidos
entrantes choca con las placas de impacto o bafles desviadores a fin de
promover la separación gas-liquido mediante la reducción de velocidad y
diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del
volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones. Se identifican
cuatro secciones de separación:
a) Separación primaria. Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-
gas.
b) Separación segundaria. Está representada por la etapa de separación
máxima de líquido por efecto de gravedad.
c) Extracción de neblina. Consiste en la separación de las gotas de
líquido que aun contienen gas.
d) Acumulación de líquidos. Está constituida por la parte inferior del
separador que actúa como colector, y posee control de nivel mediante
un flotador para manejar volúmenes de líquido obtenidos durante la
operación.
Área de calentadores: Calentadores pueden ser de tipo directo e
indirecto en función de la forma en que se aplica el calor. En los hornos
de tipo directo, el calor es transferido por contacto directo de la corriente
alimentada con superficie interna del calentador. Aunque este tipo
presenta problemas de sedimentación y de corrosión pueden manejar
mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los
hornos de tipo indirecto que operan eficientemente en procesos de baja
presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. Los más
19
utilizados son los calentadores de fuego directo con caja de fuego de tipo
vertical.
Tanque de lavado: Son utilizados para la separación de emulsiones de
agua en petróleo, basándose en el principio de gravedad diferencial. En
otras palabras, siendo el agua más pesada que el petróleo y con previo
calentamiento u otro tipo de método para separación, se asienta en el
fondo del tanque que contiene una mezcla de los dos.
Área de almacenamiento: Los tanques de almacenaje de petróleo son
depósitos destinados al almacenamiento del fluido proveniente
generalmente de los pozos la capacidad más utilizada varía entre 500 y
150.000 barriles nominales. Los tanques más usados en instalaciones de
superficie de producción petrolera pueden clasificarse según su función
en.
Tanques para almacenar crudo sucio o limpio.
Tanques para probar pozos
En la clasificación anterior no se incluyen los tanques de lavado ya
que su diseño es especial, y su propósito no es almacenar crudo. Por otra
parte los tanques de almacenamientos, poseen válvulas de vacio-venteo,
cuyo objetivo es permitir la entrada de aire atmosférico en acciones de
vaciado y garantizar la salida de gases del inferior del tanque durante
opresiones de llenado. Esta función evita la deformación de los tanques
de almacenamiento debido a esfuerzos generados por el desplazamiento
de los fluidos.
Bombas: estas son instaladas, según su requerimiento para trasmitir
fuerza a un fluido para transportarlo de un punto a otro
20
Válvulas: estas son dispositivos, que se instalan para regular o controlar
el paso de fluido de un lugar a otro, o simplemente, se encargan de la
seguridad al trabajar bajo presión
Fosa API: esta recolecta los fluidos aceitosos drenados en los diferentes
equipos de la planta;
Fosas de lecho de secado: estas no son más que las encargadas de
recibir desechos y fluidos aceitosos provenientes de las áreas de la
planta;
Planta de inyección de agua salada (PIA): estas radican, en función de
succionar el agua tratada e inyectarla mediante bombas a la formación
que es la deposición final del agua producida;
Semana 8 (13-07-2015 al 17-07-2015)
Continuando con los recorridos por las diferentes facilidades del
centro operacional bare, en esta semana se realizo la visita a la estación
de flujo kariña norte, esta a pesar de solo ser una estación netamente de
rebombeo, es la de la mayor producción de todas las áreas que
constituyen el campo bare
Semana 9(20-07-2015 al 24-07-2015)
Con respecto al plan de actividades propuesto en la semana nueve
correspondió la visita a las instalaciones de la estación de descarga
bared-03, se visualizo los equipos y su operatividad, esta planta bombea
los fluidos producidos hasta el patio de tanques oficina, esta es una de las
más viejas facilidades instaladas en el campo desde sus inicios de
operaciones
Semana 10(27-07-2015 al 31-07-2015)
Se hizo el recorrido satisfactoriamente por bared-04, donde
visualizaron los equipos que componen la Estación , como los
separadores , calentadores, tanques de almacenamiento, la Planta de
21
Inyección Agua Salada (PIAS), múltiples de producción locales, en esta
estación se recolecta la producción de los múltiples locales y remotos
distribuidos en la zona con respecto a los separadores de pruebas de la
estación.
Semana 11, 12,13 (03-08-2015 al 21-08-2015)
En relación al pleno desarrollo del plan de actividades se procedió
a evaluar el sistema de inyección de diluente, se evaluó las condiciones
de la bomba de inyección que viene siendo la vida del sistema, la relación
de mescla crudo- diluente donde se aprecio que para diluir un barril se
utiliza 0,65 bl,
También para certificar que la cantidad de diluente es la optima a
utilizar, se puso en práctica una series de monitoreos a las diferentes
macollas del área de producción, cabe destacar que se investigaron los
basamentos históricos de la producción de crudo con inyección de
diluente y específicamente del proceso aplicado en el campo bare
Semana 14,15,16 (24-08-2015-11-09-2015)
Se realizaron supervisiones y discusiones de las diferentes
hipótesis y resultados, para el avance final de los objetivos plateados por
parte del grupo involucrado en la realización de este informe en la U.P.X
BARE, de igual forma se entregaron los instrumentos de evaluación
aplicados a bachilleres en ejercicios de prácticas profesionales, y por
ultimo culminación del periodo de pasantías al ver cumplido con las
dieciséis semanas reglamentarias, estipuladas por la coordinación de la
Universidad Nacional Experimental Politécnica De La Fuerza Armada
Nacional Bolivariana (UNEFA)
22
23
LOGROS DEL PLAN DE ACTIVIDADES
Diagnostico de la inyección de diluente
De acuerdo con las interrogantes descritas en el plan de
actividades se realizo un diagnostico donde se conformo una mesa de
trabajo , donde la conformaron, los supervisores de producción, personal
técnico , donde después de discutir las diversas interrogantes en cuanto a
problemas en el sistema de producción, se llego a la conclusión, que
unas de las primordiales es la falla en el sistema de mejorador de
crudo(inyección de diluente) esta problemática se ve reflejada, en la
segregación de mescla que no es la idónea, se realizo un monitoreo en
las diferentes macollas del campo cariña para corroborar la información
donde, se aprecio en los resultados un déficit, la mesclas presentan
gravedades API de 14º a 15º, donde, la segregación optima comercial
debe estar entre 16º y 16.5º API, que es la mescla llamada merey que es
la encargada de mantener competitiva a nuestra industria en el mercado
petrolero mundial, una de las posibles causas de la problemática, pueden
ser las fallas en la bomba de inyección,
A continuación se mostraran los resultados de los diferentes monitoreos:
24
:
Figura 7: análisis de mescla macolla Eulalia buroz Fuente: PDVSA
25
Figura 8: análisis de mescla macolla barbarita de la torre
Fuente: PDVSA
26
Figura 9: análisis de mescla macolla maría palacio
Fuente: PDVSA
27
Figura 10: análisis de mescla macolla soberanía
Fuente: PDVSA
28
Figura 11: análisis de mescla macolla Juana Ramírez
Fuente: PDVSA
29
Evaluación de la bomba de inyección de diluente
La bomba de inyección de diluente guaicaipuro presenta fallas
opereracionales debido a varios factores tales como:
Fallas eléctricas (fliqueos): estas fallas eléctricas son relativas bajadas
de voltaje, esto hace que ocurra el llamado fliqueo que hace que se
pare la bomba impidiendo que se inyecte el diluente, por ende no se
obtendrá la segregación de mescla esperada y se presurizaran las
líneas por la poca movilidad del crudo extrapesado.,
Fallas de los variadores de frecuencia: la fallas presentada en los
variadores se debe a la pérdida de señal en los PLC y alteración en
los circuitos provocando también parada de la bomba de inyección.
PROPUESTA DE MEDIDAS PARA MEJORAS EN EL SISTEMA DE INYECCIÓN DE DILUENTE EN MACOLLAS PERTENECIENTES AL BLOQUE CARIÑA NORTE, UNIDAD DE PRODUCCIÓN DE EXTRAPESADO, CAMPO BARE DE PDVSA, DISTRITO SAN TOME, FAJA PETROLÌFERA “HUGO RAFAEL CHÀVEZ FRÌAS”
Después de los diferentes estudios realizados al área tendida se
procederá a indagar en unas series de medidas, que permitirán acceder a
unas posibles soluciones en cuanto a segregación de mescla y en el
sistema de inyección de diluente
30
Estas medidas se clasifican de la siguiente manera:
En cuanto a segregación de mescla: la segregación de mescla idónea,
obtenida en el centro operacional bare, depende de la optimización del
diluente inyectado, es decir, la utilización de la cantidad necesaria de
diluyente para producir un barril de crudo extrapesado, en este caso del
área II del centro operacional bare se utiliza 0,65 bl de diluente por cada
barril producido. Lo que no es, el más optimo para lograr la mescla
comercial merey, que es un crudo de 16º a 16.5º api, esto se puede
apreciar en los monitoreos aplicados a las diferentes macollas, que la
mescla obtenida está comprendida entre 14ºy 15º apI , para una
respuesta inmediata a esto se propone optimizar el diluente a 0,70 por
cada barril a producir con miras a obtener la mescla de crudo apropiada
. En cuanto al sistema de inyección de diluente: el sistema de
inyección de diluente del campo básicamente radica su operatividad en
el pleno funcionamiento de la bomba, si esta llega a fallar, se detiene el
sistema lo que afecta las operaciones del campo, al fallar la bomba se
presurizan las líneas ya que el crudo producido es altamente viscoso
como ya ha sido mencionado, por lo tanto se propone la posible
instalación de una bomba secundaria que estará disponible al momento
que ocurra una inesperada falla en la bomba principal, estás bombas son
de arranque rápido y no se vería afectada la inyección por lo contario se
tendría siempre la inyección optima evitando así, problemas mayores que
serian posibles derrames en los tanques de almacenamiento ,
31
CONOCIMIENTOS ADQUIRIDOS DURANTE LAS PASANTIAS
Durante este periodo de prácticas profesionales, se dio la
oportunidad de ser adiestrado en cuanto, a procedimientos operacionales
que ayudan a mantener y/o a mejorar la producción de crudo pesado y
extrapesado en el centro operacional bare.
Uso de registradores circulares y digitales de presión marca barton
Estos registradores son utilizados en todo el campo, como en
múltiples de producción para medir las presiones, ya sean de caudal de
gas, transferencia de petróleo entre las facilidades
Todas estas presiones se plasman en una carta cuadrática
cambiada cada veinte y cuatro horas, en ella se encuentran los datos de
presiones como la presión diferencial y la presión estática.
Variadores de frecuencia
Estos equipos se utilizaron para obtener datos del comportamiento
de pozos con métodos de levantamiento artificial, como bombeo por
cavidades progresivas, unidades de rotaflex, bombeo electrosumergible, y
bombeo mecánico, estos parámetros son: Hertz, temperatura del motor,
amperaje, presiones de entrada y descarga.
32
Cálculos de niveles de tanques de almacenamiento, mediante la
aforación directa e indirecto
Este procedimiento se realizo mediante el uso de una cinta métrica
metálica con una plomada en un extremo de ella, el aforo directo se
denomina así cuando se baja la plomada hasta el final del tanque y el
aforo indirecto se realiza solo tocando el tope del fluido con la plomada.
Medidores de caudales de flujo micro motion y taladros de perforación
Estos medidores de flujo llamados Coriolis de Micro Motion
trabajan basándose en el teorema de bernulis cabe destacara que estos
medidores de flujo te dan datos como densidad del crudo temperatura y
presiones que ayudan mucho al momento de ajustar la inyección de
diluente ah un pozo y las densidades de los crudos de las macollas
Y también el funcionamiento de los taladros (PTX 5925,BOHAI
11,PDVA11O) presentes en la zona, en cada taladro se pudo conocer que
no todos los taladros operan de la misma forma auqnue si tiene el mismo
objetivo que es perforar un pozo petrolero
Están también los cabilleros como lo es el SO11 cuya función no es
perforar si no hacer trabajo de reacondicionamiento remover la sarta de
cabilla y colocar la nueva en un pozo ya perforado
33
CONCLUSIONES
Las mayor producción de crudo de Venezuela es pesado y
extrapesado extraído de la faja
La inyección de diluente es una de las técnicas más factible debido
que se utiliza un crudo producido en nuestro país aunque se utilizan
en algunos casos mejoradores importados
El método más utilizado en el campo bare es el BCP (bombeo por
cavidades progresivas) por su rendimiento en la extracción de crudo
pesado y extrapesado. Fácil manejo
La segregación de la mezcla llamada merey es la que mantiene con
un abanderamiento en el mercado mundial petrolero a nuestro país
34
RECOMENDACIONES
A la empresa, se recomienda, tener como opción, la extensión del
lapso de prácticas profesionales, de ser requerido por el estudiante, en
caso de no culminar con la investigación asignada por razones
justificadas
A la UNEFA , mayor agilidad en la entrega de documentos a consignar
en la empresa, donde, se solicitara el ingreso como pasantes, esto
permitirá, tener oportunidad de hacer las practicas dentro del periodo
correspondiente
A los futuros pasantes, aprovechar al máximo el sin fin de
herramientas de aprendizajes, que se encuentran en las áreas
operacionales disponibles para la capacitación profesional
35
REFERENCIAS BLIBLIOGRAFICAS
LIBROS:
1. ARIAS. FIDIAS (1999). “El Proyecto De Investigación” (3RA
EDICIÓN). Editorial Episteme, Caracas Venezuela
TESIS:
1. CABRALES. S.HAROJOUEH. “DESARROLLO DE UNA
HERRAMIENTA COMPUTACIONAL PARA DETERMINAR LA
RELACIÓN ÓPTIMA DE DILUYENTE Y CRUDO EXTRAPESADO
PARA MAXIMIZAR LA TASA DE PRODUCCIÓN EN UN
YACIMIENTO TIPO DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO”.
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO.UNIVERSIDAD CEENTRAL DE
VENEZUELA (UCV). FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO.
CARACAS (2011)
2. CATHERINE MORALES. “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD
DE LOS POZOS HORIZONTALES DE LAS MACOLLAS 2, 3 Y 4
PERFORADOS EN EL YACIMIENTO MORICHAL DEL CAMPO
CERRO NEGRO I” TRABAJO ESPECIAL DE
GRADO.UNIVERSIDAD CEENTRAL DE VENEZUELA (UCV).
FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO. CARACAS (2012).
36
Anexos
37
ANEXO 1: TANQUE DE LAVADO
ANEXO 2 : MULTIPLE DE DILUENTE
38
ANEXO 3: SEPARADORES BIFASICOS
ANEXO 4: CALENTADORES
39