VISION INTEGRAL DEL MANEJO DE LA PRODUCCION DEL … · Desarrollos de Mercados de Gas Natural ... almacenamiento de crudo, así como las necesarias para la compresión y tratamiento

Desarrollos de Mercados de Gas Natural

XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006 Página 1

VISION INTEGRAL DEL MANEJO DE LA PRODUCCION DELDISTRITO SOCIAL SAN TOME.

Fernando Reséndiz, Mauricio Vilchez, Hugo Arellano, Héctor Felizola y Jesús Rodríguez. PDVSA EP. División Oriente. Distrito Social San Tomé. Anzoátegui, Venezuela.

RESUMEN

El Distrito Social San Tomé de PDVSA, ubicado en el oriente de Venezuela,

posee una área total de 17735 kms 2, de la cual se extraen 340 MBPD de crudos

ligero, mediano, pesado y extrapesado; dentro de los dos últimos la producción es de

212 MBPD mismos que representan el 62% de la producción total. El gas asociado

asciende a 200 MMPCND, siendo el 45% aportado con la producción de crudo

pesado y extrapesado, el que representa un flujo de 89 MMPCND. De esta

producción, 50 MBPD y 29 MMPCND, corresponden a la aportación de las Empresas

Mixtas. Para producir crudo pesado y extrapesado se emplea crudo ligero y mediano

como diluente para obtener un producto manejable denominado crudo Merey de

16°API que equivale a 295 MBPD. Estas características particulares de producir

diversos crudos conforman una variedad de instalaciones que van de Estaciones de

Flujo hasta Patios de Almacenamiento, incluyendo Estaciones de Descarga, Plantas

de Inyección de Agua y de Compresión de Gas, así como las necesarias para su

transporte.

De acuerdo con el Plan de Negocios de PDVSA, se requieren nuevas

instalaciones para manejar el incremento de la producción del este del Campo Bare y

el desarrollo del campo Cariña en el área de Extrapesado, así como el incremento de

los Campos Melones y Dobokubi, en el área de Pesado. Estas nuevas instalaciones

se conciben como Centros Operacionales, bajo un crecimiento modular e incluyen

las facilidades para la recepción de fluido multifásico, separación, tratamiento y

almacenamiento de crudo, así como las necesarias para la compresión y tratamiento

del gas asociado. Considerando la visión integral se incluyen los sistemas de

tuberías para la transferencia de crudo al Patio de Tanques Oficina y transporte de

gas para integrarse al sistema nacional de ventas. El crecimiento de este Distrito



para el año 2012 alcanzará una producción de 845 MBPD y 1100 MMPCND, siendo

la aportación, de pesado y extrapesado, de 528 MBPD y 215 MMPCND.

El propósito de este trabajo es la presentación y difusión del diseño de los

Centros Operativos y su contribución a la producción de gas para satisfacer la

demanda propia operacional y convertir al Distrito Social San Tomé en Suplidor de

gas del mercado interno. Adicionalmente, se muestra la identificación de nuevas

oportunidades de creación de valor para impulsar el desarrollo endógeno y la

estrategia para integrar dentro de este contexto a las Empresas de Producción

Social.

INTRODUCCION

El Distrito Social San Tomé de Petróleos de Venezuela (PDVSA), perteneciente

a la Gerencia de Exploración y Producción División Oriente, se ubica en el oriente de

Venezuela al Sur del Estado Anzoátegui, aproximadamente a 150 Kms de la costa

del Mar Caribe, teniendo una área total de 17735 kms 2 (Figura 1).

Distrito Social San ToméExtensión Geográfica

PLC

GUÁRICO

MONAGASJAnaco

El Tigre

MaturínSan Juan delos Morrros Morichal

ANZOÁTEGUI

San Tomé

Figura 1.- Ubicación Geográfica Distrito Social San Tomé

MAR CARIBE

17735 Km2



En este Distrito se producen diferentes segregaciones por medio de 155

Estaciones de Producción y 38 Plantas de Compresión de Gas ubicadas en cuatro

Unidades de Producción, adicionalmente se recibe producción del desarrollo del

proyecto San Cristóbal, así como de empresas Asignadas y Mixtas. La producción de

crudo se envía al Patio de Tanques Oficina, para su posterior transporte a Puerto la

Cruz y Jose para su comercialización. En la Tabla 1 se presenta la producción actual

y en la Figura 2 las áreas de las Unidades de Producción.

MBPD MMPCND34 3226 4655 3096 3419 360 2650 29

340 200TOTAL

Tabla 1.- Producción del Distrito Social San Tomé

EMPRESAS MIXTASASIGNADASSAN CRISTOBALEXTRAPESADOPESADOMEDIANOLIVIANO

UNIDAD DE PRODUCCION

PLC

Punta de Mata

ANZOATEGUI

GUARICO

MONAGASJOSE

BOYACA HAJUNIN

Anaco

El

San

MaturínSAN JUANDE LOS MORROS

S.J.CARABOBOS.J. de Guanipa

El Tigre

Pariaguán San Tomé Morichal

LLiivviiaannooMMeeddiiaannooPPeessaaddooEExxttrraappeessaaddooSSaann CCrriissttóóbbaall

AYACUCHO

Figura 2.- Unidades de Producción

LivianoMedianoPesadoExtrapesadoSan Cristóbal

U.P. Km2

2,4008,2865,0501,200

799



El sistema de oleoductos de transporte de la producción de petróleo, así como

el sistema de gasoductos de transmisión se muestran en las figuras 3 y 4.

Figura 3.- Sistema de Transporte de Petróleo

PTO

KM-52

TERMINALJOSE

SAN JUAN DELOS MORROS

P PUNTA DE MATA

SSUUCCRREE

CIUDADBOLÍVAR

EL TIGREDDEELLTTAA

AAMMAACCUURROO

GGUUAARRIICCOO

RÍOORINOCO

MMOONNAAGGAASS

BOYACAAYACUCHO

JUNIN

MATURÍN

MORICHALSAN TOMÉ

SAN JOSÉ DEGUANIPA

CARABOBO

ANACO

AANNZZOOAATTEEGGUUII

ORITUPANO

PTA

TERMINAL PLC

Pta. ExtracciónSan Joaquín

PC SJB180 MMPCND

SED-3180 MMPCND

Oficina C18,5

Yopales C7,4

20 km x 16”

Elotes6, 2

Isla1,6

Guara Este7,7

Guara /Guico18,5 Guara Oeste 2

1,7

180 Kms Gasoductos 111 MBHP Compresión 360 MMPCND Entrega

Yopales N1,6

47 km x 20”

12 km x 6”

Ostra0,5

19 km x 12”

24 km x 10”

16 km x 8”

Chimire29,2

21 km x 12”19 km x 8”

Budare18,5

Figura 4a.- Sistema de Transmisión de Gas Unidad Liviano



Dentro de los lineamientos del Plan de Negocios 2006-2012 para el Distrito

Social San Tomé, se presenta un aumento extraordinario de producción de crudo,

principalmente en las Unidades de Pesado y Extrapesado. En este sentido se

requieren nuevas instalaciones para asegurar el manejo de este crecimiento. En la

figura 5 se presenta este incremento y en la figura 6 el aumento correspondiente al

gas asociado.

202

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Pesado

LivianoMediano

331

54

San Cristóbal

MBD

241

845

ExtraPesado

2235

5996

35147

174

135

354

29

91

26

Figura 5.- Crecimiento de Crudo por Unidades

6 km x 12” 7 km x 6”6 km x 10”

14 Km x 16”32 km x 12”

ZumoNardo

Nigua

Oscurote

Planta 3

85 Kms Gasoductos 80 MBHP Compresión 190 MMPCND Entrega

Nipa

70 MMPCND120 MMPCND

17 km x 10”

Mata R

3 km x 4”

Figura 4b.- Sistema de transmisión de gas Unidad Mediano



El desarrollo de este Plan de Negocios plantea grandes retos técnicos y de

gerencia de proyectos, al Distrito Social San Tomé, a efecto de asegurar y garantizar

el manejo adecuado de esta nueva producción, ya que dentro de la filosofía de este

Distrito, está la consideración de tendencias internacionales de incorporación de

tecnologías actualizadas, tanto en los sistemas de recolección como en los de

tratamiento de crudo y el gas asociado.

Al respecto, se desarrolla la Ingeniería Básica de dos centros operativos para su

construcción en las Unidades Pesado y Extrapesado, ya que son las áreas de mayor

crecimiento de petróleo, pasarán de 212 MBPD a 528 MBPD en el año 2012.

Adicionalmente, se tienen desarrollos para complementar la infraestructura del

crecimiento de las Unidades de Liviano y Mediano que es donde se presenta un

aumento considerable de gas asociado, incrementando de 111 a 875 MMPCND para

ese mismo período. Aunado a estos desarrollos se presenta el diagnóstico para

programas sociales y ambientales, con el compromiso de contribuir al mejoramiento

social y lograr la distribución de los recursos económicos del petróleo en conjunto

con las comunidades.

Figura 6.- Crecimiento de Gas por Unidades

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Pesado

Liviano

Mediano

182

San Cristóbal

MMPCD

218

1100

ExtraPesado



ESQUEMA DE DESARROLLO

Unidad de Producción Extrapesado.De acuerdo con el Plan de Negocios (PDN) para los años 2006 al 2012, la

volumetría del este del Campo Bare y del Campo Cariña, se incrementará en forma

importante en la producción tanto de gas como de líquido (crudo+agua). PDVSA ha

estimado que para manejar ese incremento de producción en el área de

Extrapesado, es necesario disponer de una nueva infraestructura.

Se ha planteado la construcción del Centro Operativo Extrapesado, esta nueva

infraestructura dispondrá de todas las facilidades para la recepción del fluido

multifásico, separación gas-líquido, calentamiento de crudo, deshidratación de crudo,

tratamiento e inyección del agua de formación. Adicionalmente se dispondrá de toda

la infraestructura para el tratamiento y compresión del gas asociado a la nueva

producción, además este sistema manejará el gas asociado al resto de las

estaciones existentes en el campo Bare. Para el desarrollo de la Ingeniería Básica se

establecieron dentro de su alcance los sistemas de recolección y medición y

separación de la producción, el manejo y tratamiento del crudo y agua del Centro

Operativo, el oleoducto de transferencia al Patio de Tanques Oficina (PTO) y el

oleoducto de diluente desde PTO hasta el nuevo Centro Operativo (Incluyendo el

bombeo en PTO), así como las instalaciones para el tratamiento y compresión del

gas y el gasoducto de transferencia al sistema nacional de ventas.

Tabla 2.- Caudales crudo, gas, diluente y agua de los campos Bare Este y Cariña

2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 10 2 0 11 2 0 12 2 0 13 2 0 14 2 0 15C R U D O N E T O ( M B P D ) 0,0 37,8 73,4 114,8 135,4 161,4 167,7 172,5 182,2A G U A ( M B P D ) 0,0 16,2 31,5 49,2 58,0 69,2 71,9 73,9 78,1G A S ( M M P C N D ) 0,0 11,5 22,1 38,2 47,3 57,1 60,6 62,6 65,3R G P 0,0 303,5 300,8 332,2 349,6 353,5 361,1 362,9 358,3D IL U E N T E ( M B P D ) 0,0 30,2 52,9 83,5 91,3 109,2 112,3 114,6 122,2F L U ID O ( M B P D ) 0 ,0 8 4 ,2 15 7 ,8 2 4 7 ,5 2 8 4 ,7 3 3 9 ,9 3 5 1,9 3 6 1,0 3 8 2 ,6

2 0 16 2 0 17 2 0 18 2 0 19 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4C R U D O N E T O ( M B P D ) 187,6 190,7 192,9 194,4 191,9 188,3 183,5 177,5 172,3A G U A ( M B P D ) 80,4 81,7 82,7 83,3 82,3 80,7 78,6 76,1 73,9G A S ( M M P C N D ) 68,1 69,6 70,6 71,3 71,1 70,0 68,4 66,4 64,4R G P 362,7 365,1 366,0 366,6 370,5 371,6 372,9 374,2 373,6D IL U E N T E ( M B P D ) 126,4 128,8 130,5 131,6 130,4 128,8 126,0 121,8 118,9F L U ID O ( M B P D ) 3 9 4 ,4 4 0 1,2 4 0 6 ,0 4 0 9 ,3 4 0 4 ,6 3 9 7 ,7 3 8 8 ,1 3 7 5 ,4 3 6 5 ,1



De acuerdo a la tabla 2, se tendrá la máxima producción para el año 2019, la

cual se ubica en 194.4 MBPD de crudo neto (409 MBPD de fluido). El diseño de la

nueva planta se hará de tal forma que permita el crecimiento modular, la unidad de

crecimiento será por tren de producción, dos trenes forman un módulo de producción.

El dimensionamiento se realizará de forma tal que, aún cuando se tenga un tren

fuera de servicio, el resto de los trenes pueda absorber la capacidad de éste y

manejar el flujo total de la Planta, para ello la capacidad de diseño por tren será de

82 MBPD de fluido. En la tabla 3 se muestra el año de operación de cada tren y de

cada módulo.

Con relación al tratamiento y compresión se requieren las instalaciones para

comprimir el gas del Campo Arecuna para transferirlo al Centro Operativo

Extrapesado, así como la red de recolección del gas de las estaciones BARED-4,

BARED-5, BARED-6, BARED-7, BARED-9 y BARED-10. En el Centro Operativo se

tendría la compresión y tratamiento, para llevarlo a especificaciones de gas del

sistema de ventas, para su integración al nuevo gasoducto y su transferencia al

sistema de ventas. El diseño considera también un crecimiento modular de acuerdo a

los flujos que se presentan en la Tabla 4. Tabla 4.- Flujos de Gas Arecuna Bare. Requerimiento de Infraestructura

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TOTAL BARE (MMPCND) 0,0 53,60 73,39 93,67 107,91 117,62 125,36 131,80 137,75TOTAL ARECUNA (MMPCND) 0,0 8,18 10,78 13,77 16,17 18,10 19,55 20,87 22,66TOTAL EXTRAPESADO (MMPCND) 0,0 61,78 84,17 107,44 124,08 135,72 144,91 152,67 160,41REQ. DE INFRAESTRUCTURA

COMPRESOR 1OMMPCND ARECUNA 1 1 1MODULOS DE 60 MMPCND COXP 1 1 1

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

TOTAL BARE (MMPCND) 142,81 146,23 148,65 150,30 150,67 149,50 147,37 144,41 141,11TOTAL ARECUNA (MMPCND) 24,58 25,91 26,89 27,60 29,13 29,46 29,26 28,92 28,58TOTAL EXTRAPESADO (MMPCND) 167,39 172,14 175,54 177,90 179,80 178,96 176,63 173,33 169,69REQ. DE INFRAESTRUCTURA

COMPRESOR 1OMMPCND ARECUNA

MODULOS DE 60 MMPCND COXP

I N S T A L A C I O N 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 1 0 2 0 1 2

T R E N E S 0 2 4 6

M O D U L O S 0 1 2 3

Tabla 3.- Requerimiento de Infraestructura


XVII Convención de Gas , AV

Unidad de Producción Pesado.

De manera similar, de acuerdo con el Plan de Negocios para los años 2006 al

2012, el incremento de la volumetría de los campos Melones y Dobokubi requiere de

nueva infraestructura, concebida también bajo un concepto modular, denominándose

Centro Operativo Pesado. Para el desarrollo de la Ingeniería Básica se estableció

una capacidad de diseño por tren de 83 MBPD de fluido, el alcance incluye las

mismas instalaciones consideradas en el Centro Operativo Extrapesado y se aplican

los mismos criterios de diseño con base en la informacion de las Tablas 5 y 6. De

acuerdo con lo indicado en la tabla 5, los campos Melones y Dobokubi tendrán la

máxima producción para el año 2024, la cual se ubica en 244.9 MBPD de crudo neto

(581.1 MBPD de fluido).

Tabla 5.- Caudales crudo, gas, diluente y agua de los campos Melones y Dobokubi2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

C R UD O N ET O (M B P D ) 0.0 18.1 38.6 57.1 81.2 100.4 120.1 136.5 151.2

A GUA (M B P D ) 0.0 6.7 14.4 21.3 30.3 37.4 44.6 50.9 56.4

GA S (M M P C N D ) 0.0 9.2 19.7 29.1 41.4 51.2 61.3 69.6 77.1

R GP 0.0 510.0 509.8 510.0 510.0 510.0 510.0 510.1 510.1

D ILUEN T E (M B P D ) 0.0 18.1 38.6 57.0 81.2 100.4 120.1 136.5 151.2

F LUID O (M B P D ) 0.0 42.9 91.6 135.4 192.6 238.1 284.9 323.9 358.8

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

C R UD O N ET O (M B P D ) 170.2 188.1 199.3 214.5 223.3 234.7 239.8 241.1 244.9

A GUA (M B P D ) 63.6 70.2 74.4 80.0 83.3 87.6 89.5 90.0 91.4

GA S (M M P C N D ) 86.8 95.9 101.7 109.4 113.9 119.7 122.3 123.0 124.9

R GP 510.0 510.0 510.0 510.0 510.0 510.0 509.9 510.1 510.0

D ILUEN T E (M B P D ) 170.3 188.1 199.3 214.5 223.3 234.8 239.8 241.1 244.9

F LUID O (M B P D ) 404.1 446.4 473.0 509.0 529.9 557.1 569.1 572.3 581.1

Con respecto al t

la recolección del gas d

Centro Operativo se

especificaciones de ga

Tabla 6.- Requerimiento de Infraestructura

PG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006 Página 9

INSTALACION 2007 2008 2011 2015 2019TRENES 0 2 4 6 8MODULOS 0 1 2 3 4

ratamiento y compresión se requieren las instalaciones para

e las estaciones MEF-29, MEF-30, MEF-31 y MED-20. En el

tendría la compresión y tratamiento, para llevarlo a

s del sistema de ventas, para su integración al nuevo



gasoducto y su transferencia al sistema de ventas. El diseño considera también un

crecimiento modular de acuerdo a los flujos que se presentan en la Tabla 7.

Tabla 7.- Flujos de Gas Melones Dobokubi. Requerimiento de Infraestructura

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TOTAL MELONES (MMPCND) 0,0 41,73 43,88 48,83 50,33 56,35 62,72 68,90 71,95TOTAL MIGA/OLEOS (MMPCND) 0,0 0,34 0,34 1,20 1,99 3,02 3,76 4,58 5,37TOTAL DOBOKUBI (MMPCND) 0,0 0,00 9,07 14,95 23,81 28,18 31,98 35,56 39,29TOTAL PESADO (MMPCND) 0,0 42,07 53,29 64,98 76,13 87,55 98,46 109,04 116,61REQ. DE INFRAESTRUCTURA

MODULOS DE 55 MMPCND COP 1 1 1

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

TOTAL MELONES (MMPCND) 76,7 81,15 83,52 87,78 91,16 93,50 95,18 96,42 97,47

TOTAL MIGA/OLEOS (MMPCND) 6,0 6,45 6,62 6,61 6,60 6,56 6,50 6,46 6,23TOTAL DOBOKUBI (MMPCND) 43,5 48,10 51,92 54,99 57,54 59,74 61,60 61,89 60,92TOTAL PESADO (MMPCND) 126,22 135,70 142,06 149,38 155,30 159,80 163,28 164,77 164,62REQ. DE INFRAESTRUCTURA

MODULOS DE 55 MMPCND COP

Procesos Evaluados.

Los procesos están conformados por los siguientes sistemas y son válidos para

los dos Centros Operativos:

Sistema de Recolección y Prueba de Pozos.

Sistema de Bombeo Multifásico

Sistemas de Separación, Deshidratación y Desalado de Crudo

Sistema de Almacenamiento y Bombeo de Crudo

Tratamiento de Aguas de Producción.

Oleoducto de Transferencia a PTO.

Manejo de Diluente.

Recolección, Tratamiento y Compresión de Gas.



Sistema de Recolección y Prueba de Pozos.

Recolección de Crudo.Para recolectar la producción de crudo, se dispondrá de un sistema que estará

conformado por las Líneas de Flujo, Válvulas Multipuerto y Cabezales de

Recolección. En cada localización se recolectará la producción de 16 pozos,

mediante la instalación de dos Válvulas Multipuerto de 4”-300# con ocho entradas de

Ø 4”, una salida de Ø 4” para prueba y una salida de Ø 8” para producción, cada una

y un cabezal de prueba. Las líneas de producción de cada pozo serán de 4” de

diámetro, con capacidad para manejar 2.5 MBPD de fluido (2 MBPD de crudo

Merey). La producción de ocho (08) convergerán en el cuerpo de una válvula a una

temperatura de 140 ºF y una presión de 200 a 220 psig. Cada válvula multipuerto,

manejará aproximadamente 20.0 MBPD de fluido (16 MBPD de crudo Merey).

Las líneas de inyección de diluente, estarán conectadas en la descarga de cada

pozo.

Las dos válvulas multipuerto, descargarán a una tubería de Ø 12” de diámetro

que llevará la producción total de crudo de la localización (40 MBPD de fluido) hasta

el cabezal común de recolección, al cual se va incorporando la producción de cada

localización y que recibe toda la producción del campo. La salida para prueba de

cada válvula multipuerto, descargará a una línea de Ø 4” (Cabezal de Prueba) que va

desde la localización hasta la Estación de Prueba de Pozos.

El crudo recolectado en la tubería de producción de Ø 12”, será recibido en el

Centro Operativo en cabezales de recolección (uno por cada módulo), que reciben la

producción de todas las localizaciones del campo.

Prueba de Pozos.Para cuantificar las cantidades de crudo neto, gas y agua que produce un pozo,

se realizan las pruebas de pozo. Este procedimiento se efectuará en Estaciones de

Prueba de pozos. A dichas estaciones llega el crudo recolectado en los múltiples de



prueba de varias localizaciones del campo. El número de localizaciones estará

definido por la máxima cantidad de pozos a probar en un mes.

Las estaciones de prueba estarán provistas de un Medidor Multifásico, al cual

se alineará la producción del pozo a ser probado. En un mismo equipo se medirá

simultáneamente la cantidad de crudo, gas y agua contenidos en la corriente

multifásica de entrada al medidor.

La corriente de salida de las Estaciones de Prueba va directamente a la línea

de producción o, en caso de requerirse, el crudo es enviado a la succión de la

estación de bombas multifásicas más cercana para ser incorporado al cabezal de

recolección y ser enviado al Centro Operativo. (Figura 7).

A CABEZAL DEPRODUCCIÓN

MULTIPLE DE DILUENTE

POZOS VÁLVULAMULTIPUERTO

CRUDO A PRUEBA DE POZO

ESTACIÓN DEBOMBAS

MULTIFÁSICAS

CRUDODESDE OTRAS

LOCALIZACIONES

CRUDODESDE OTRAS

BOMBAS MULTIF.

CRUDODESDE OTRAS

LOCALIZACIONES

MEDIDORMULTIFÁSICO

ESTACIÓN DE PRUEBA DE POZO

Figura 7.- Sistema de Recolección y Prueba de Pozos.



Sistema de Bombeo Multifásico.

El envío del fluido a los cabezales de recolección del Centro Operativo desde

las localizaciones que estén ubicadas a más de cuatro (04) km del mismo, se

realizará a través de Estaciones de Bombas Multifásicas instaladas cerca de las

localizaciones. Cada una de estas estaciones tendrá capacidad para manejar 50

MBPD de crudo.

Sistemas de Separación-Deshidratación y Desalado de Crudo.

Para acondicionar el crudo llega a los Centros Operativos, a las

especificaciones establecidas para transporte y ventas (1% AYS y 10 lb de sal/1000

bbls de crudo), se diseñará un sistema de trenes de tratamiento (separación-

deshidratación-desalado), que estarán conformados cada uno por un Despojador de

Agua Libre (FWKO) como equipo de separación primaria, un intercambiador de calor

crudo/crudo, dos Hornos o Calentadores de Fuego Directo, un Separador Bifásico

como etapa de separación secundaria, un Deshidratador Electrostático y un

Desalador de Crudo.

El fluido multifásico (crudo/agua/gas) proveniente de las localizaciones y

recolectado en el cabezal de producción entra a los trenes de tratamiento a una

presión de 60 psig y a una temperatura de 100 ºF. En la figura 8 se presenta el

diagrama simplficado.

El primer proceso es el de separación, cuando el fluido a 100 ºF entra al

despojador de agua libre, donde se elimina gran parte del agua libre asociada al

fluido (40% aproximadamente). La corriente de agua producto de la separación (6.7

MBPD de agua), se retira por la parte inferior del despojador a 90 ºF y 55 psig y va al

cabezal de succión de la Planta de Tratamiento de Agua de Procesos. La corriente

gaseosa producto de esta separación (13 MMPCND aproximadamente), se dispone

hacia el cabezal de recolección de gas alineado a la succión de la Planta



Compresora. El crudo parcialmente deshidratado, va a una etapa de

precalentamiento. Para lograr el incremento de temperatura, la corriente de crudo

diluido entra a un intercambiador de calor de tubo y carcaza donde se eleva su

temperatura desde 90 ºF hasta 150 ºF, por el intercambio de calor con crudo

deshidratado caliente (240 ºF) proveniente de los desaladores. La corriente de salida

(crudo precalentado) del intercambiador de calor se bifurca y pasan a dos hornos

instalados en paralelo, en donde se elevará su temperatura desde 150 ºF hasta 240

ºF (para lograr la temperatura de operación del Deshidratador Electrostático). La

presión de operación de los hornos es de 54 psig. Esta segunda etapa de

calentamiento es una condición necesaria, para alcanzar las especificaciones en

cuanto a contenido de agua en la etapa de deshidratación.

Para separar el gas generado en la etapa de calentamiento anterior, el crudo

caliente pasa a un separador bifásico. El gas (1.3 MMPCND) se dispone hacia el

cabezal de recolección de gas de 60 psig y la corriente de crudo de salida del

separador, va al proceso de deshidratación el cual se realiza en un Deshidratador

FluidoMultifásico

FluidoMultifásico

A Planta deTratamiento

de Agua

Gas a Cabezal de60 psig

Crudo +Agua

Agua paraDilución

Agua paraDilución

A Planta deTratamiento

de Agua

SeparadorGas-Líq.

Desalador

Desalador

Crudo aPTO

Gas a Cabezal de60 psig

Gas a Cabezalde 60 psig

Tanque deTransferencia

Horno

Figura 8.- Diagrama de Tratamiento de Crudo

Crudo deshidratado y desalado

Crudo +Agua Horno

Gas a Cabezalde 60 psig

SeparadorGas-Líq.

Crudo deshidratado y desalado

FWKO

FWKO

DeshidratadorElectrostático

DeshidratadorElectrostático



Electrostático, donde por la acción de campos electrostáticos el agua emulsionada

se separa del crudo. El Deshidratador Electrostático opera a 240 ºF y a una presión

entre 68 y 72 psig. Una vez alcanzada la especificación del crudo en cuanto a

contenido de agua (<1%), la corriente de agua separada (a 240 ºF), va al cabezal de

succión de la Planta de Tratamiento de Agua de Procesos.

El crudo deshidratado será transferido hacia un Desalador Electrostático. Cada

desalador tiene capacidad para manejar 60 MBPD de crudo deshidratado (En el

Centro Operativo Pesado la capacidad es de 75 MBPD). Para llevar a cabo el

proceso de desalado, se inyectará al Desalador un caudal de 6.8 MBPD de agua de

dilución (En el Centro Operativo Pesado se requieren 8 MBPD) y posteriormente,

mediante la aplicación de un campo eléctrico en el mismo equipo, se logrará la

reducción del contenido de sal en el crudo hasta 10 lb/1000 bbls de crudo. La

corriente de agua salada que sale por el fondo del desalador, va al cabezal de

succión de la Planta de Tratamiento de Aguas de Proceso.

La corriente de crudo de salida de los Desaladores será enviada hacia el

intercambiador de calor crudo/crudo como medio de pre-calentamiento. Una vez

disminuida su temperatura desde 240 ºF hasta 164 ºF, se enviará a los tanques de

almacenamiento de crudo, para su posterior envío mediante bombas, hasta Patio de

Tanques Oficina.

Sistema de Almacenamiento y Bombeo de Crudo.

Tanques de Almacenamiento Temporal de Crudo. El crudo ya en especificación se envía a los Tanques de Almacenamiento del

Centro Operativo y desde allí mediante un sistema de bombas al Patio de Tanques

Oficina (PTO). El sistema de almacenamiento, estará conformado por dos (02)

tanques de 80.000 barriles cada uno (capacidad nominal), los cuales tienen como

función principal mantener una altura mínima para la succión de las bombas y

proveer un tiempo de contingencia de 8 horas.



Bombas de Transferencia de Crudo.El sistema de bombeo de crudo estará diseñado para transferir la producción

total del Centro Operativo desde los Tanques de Almacenamiento hasta PTO y

constará de cuatro bombas centrífugas, colocadas en paralelo, con capacidad de

110 MBPD de fluido cada una; tres para operación continua y una que actuará como

respaldo. En el caso del Centro Operativo Pesado constará de seis bombas

centrífugas, colocadas en paralelo, con capacidad de 98 MBPD de fluido cada una;

cinco para operación continua y una que actuará como respaldo.

Las bombas que estarán en operación manejarán toda la producción de crudo

diluido de 16 º API de los Centros Operativos y serán instaladas de acuerdo al plan

de crecimiento de cada Centro Operativo.

Planta de Tratamiento de Aguas de Proceso

El propósito del sistema de tratamiento de agua es procesar toda el agua

producida para inyección en pozos. Las especificaciones promedio esperadas para

inyección de agua son:

Sólidos suspendidos ≤ 10 ppm

Crudo ≤ 10 ppm

El crudo obtenido como subproducto de los diferentes equipos que conforman

la planta, es mezclado con el crudo deshidratado en los tanques de almacenamiento

del Centro Operativo.

La Planta de Tratamiento de Agua tendrá capacidad para manejar 109 MBPD

de agua. Estará conformada por dos trenes de tratamiento de 55 MBPD de

capacidad. En el Centro Operativo Pesado la capacidad será 168 MBPD de agua y

estará conformada por dos trenes de tratamiento de 84 MBPD de capacidad. El

sistema inicial consiste en un tanque de compensación (para minimizar las



fluctuaciones del flujo en las unidades de procesamiento corriente abajo) y una

bomba de carga aguas abajo del tanque.

La planta de tratamiento estará conformada por un tanque de compensación,

una bomba de carga de agua, un tanque de agua tratada y las bombas de inyección

comunes para los dos trenes, y los siguientes equipos para cada tren: un tanque

desnatador, un Equipo de Flotación de Gas Inducido y un Filtro.

El agua producida proveniente de los despojadores de agua libre,

deshidratadores electrostáticos y desaladores, es dirigida hacia el tanque de

compensación de agua. En la figura 9 se presenta el proceso correspondiente.

El agua del tanque de compensación es bombeada hacia los tanques

desnatadores en donde se remueven todos los sólidos suspendidos e hidrocarburos

libres presentes en el agua.

La segunda etapa del proceso son las unidades de flotación de gas inducido

(IGF) en donde se remueven los sólidos suspendidos e hidrocarburos emulsionados

con el agua producida. El gas es introducido en la corriente de proceso por inducción

mecánica por medio de rociadores sumergidos para promover la separación

petróleo/agua. En la tercera etapa del proceso, el agua pasa a través de un filtro

para eliminar las trazas de hidrocarburos y sólidos suspendidos hasta la

especificación requerida para inyección.

DESDEDESPOJADORESTANQUES DE LAVADO,DESHIDRATADORESELECTROSTÁTICOS,

TANQUE DECOMPENSACIÓN

BOMBA DECARGA

TANQUEDESNATADOR

IGFFILTRO

TANQUE DEAGUA

BOMBASDE

INYECCIÓN

A POZOSINYECTORES

Figura 9.- Tratamiento de Aguas de Producción



El crudo removido en los tanques desnatadores, en los equipos de flotación de

gas inducido y en los filtros, es almacenado en un tanque de almacenamiento de

crudo recuperado para luego ser transportado mediante una bomba hasta los

tanques de almacenamiento de crudo del Centro Operativo.

El agua en especificación es almacenada en un tanque de agua tratada que se

utilizará para dar suficiente presión de succión a las bombas de inyección para la

disposición final del agua hacia los pozos de inyección.

Oleoducto de Transferencia hacia PTO.

El crudo de 16 ºAPI producido y con las especificaciones de producción

establecidas, será transportado por un oleoducto de 36” x 114 Kms y mediante

bombeo, desde el área de almacenamiento de los Centros Operativos hasta el Patio

de Tanques Oficina (PTO), para su almacenamiento. En La figura 10 se presenta la

ruta del mismo.

450-500 psig

550 psig

OED-20

BARED-1

BARED-8

BARED-3BARED-6

MED-4

MED-18

650 psig

450 psig

PTO

OED-16

YED-6

ARED-3AREF-2

ARED-4

AREF-1

COB

OED-18

COMOEF-26

LED-13

24’’ 26’’

40 psig

300 psig

450 psigBARED-5BARED-10

BARED-4

12’’20’’

26’’

24’’

OED-27

30’’

<250 psig

500 psig700 psig

74 KMS X 36”

40 KMS X 36”

COXP

COP

Figura 10.- Ruta de Oleoducto



Manejo de Diluente

Para suministrar el diluente requerido, a los nuevos Centros Operativos Bare

Este-Cariña y Melones-Dobokubi, se ha considerado la instalación de un sistema de

bombeo en PTO, el cual succionará el diluente desde los tanques existentes, para

luego ser transferido mediante un poliducto, desde PTO hasta un punto en las

cercanías de los nuevos Centros Operativos, donde se bifurca en dos tuberías, una

al Centro Operativo Bare Este-Cariña y la otra al Centro Operativo Melones-

Dobokubi, la primera de 15 Kms y la segunda de 40 Kms de longitud, el diámetro de

ambas es de 36”.

En el Centro Operativo Bare Este-Cariña, el diluente será almacenado en dos

tanques de 45.3 MB de capacidad (uno en operación y otro en proceso de llenado) y

de allí, mediante un sistema de bombeo, será distribuido hacia las diferentes

localizaciones. El sistema de bombeo de diluente de este Centro Operativo, estará

conformado por tres bombas centrífugas con una capacidad de 72.5 MBPD de

diluente cada una (dos en operación y una de respaldo), que serían instaladas según

el plan de crecimiento. En el Centro Operativo Melones-Dobokubi, el diluente será

almacenado en dos tanques de 80.6 MB de capacidad (uno en operación y otro en

proceso de llenado) y de allí, mediante un sistema de bombeo, será distribuido hacia

las diferentes localizaciones. El sistema de bombeo de diluente en este Centro

Operativo, estará conformado por cuatro bombas centrífugas con una capacidad de

82 MBPD de diluente cada una (tres en operación y una de respaldo), que serían

instaladas según el plan de crecimiento del Centro Operativo.

Una vez que el diluente es transportado hasta la localización, es recolectado en

un múltiple de diluente con un cabezal de 6” de diámetro. De este cabezal, saldrá

una línea de 2” por cada pozo productor existente en la localización. El volumen de

diluente a inyectar por pozo es del orden de 0.7 barriles de diluente por cada barril

de crudo y será cuantificado mediante un medidor instalado en cada línea de

inyección. La inyección propiamente dicha, se realizará a nivel de cabezal de pozo a

la presión de salida del pozo (200-225 psig aproximadamente).



Tratamiento y Compresión de Gas

Todo el gas producto de los procesos de separación y el generado en los

deshidratadores electrostáticos y tanques de almacenamiento, así como el producido

actualmente en las estaciones BARED-4, BARED-5, BARED-6, BARED-7, BARED-9

y BARED-10 se dispondrá hacia la Planta de Compresión y Tratamiento de Gas que

formará parte del Centro Operativo Extrapesado. Adicionalmente, se incorporará el

gas de las estaciones AREF-1, AREF2-, ARED-3 y ARED-4 en el área de Arecuna,

previamente comprimido a 500 psig para transmitirlo de Arecuna a Bare a través de

un gasoducto de 22 Kms y 12” de diámetro. Todo este flujo se comprimirá hasta

1200 psig, posteriormente se endulzará y deshidratará para transmitirse al

Gasoducto Anaco- Puerto Ordaz, mediante un gasoducto de 28 Kms X20”. En la

Figura 11 se muestra el sistema de transmisión.

CCA

Recolección de gas baja presión

60 PSIG

Ared-4

120 °F

(175 °F) máximo

H2S aceptable5ppmv

CAMPO MELONES

CAMPO ARECUNA

ANACOPUERTOORDAZ

1200 PSIG

900 PSIG

110-120 °F

CCTB

Bared-4

Bared-5

Bare-6

Bare-7

CAMPOS BARE ESTECARINA

1200 PSIG

Trat. Gas Arecuna en Bare

Bared-9

Bare-10

CAMPOS MELONESDOBOKUBI

COP

COXP

22 KMS X 12 “

66 KMS X 26”

28 KMS X 20”

Mef-29

Mef-30

Mef-31

Transmisión de gas500 PSIG

Figura 11.- Sistema de Transferencia de Gas

CCTM



El Centro Operativo Pesado, también contará con Planta de Compresión y

Tratamiento de Gas, siendo alimentada por el gas de las Estaciones MEF-29, MEF-

30, MEF-31 y MED-20, así como el producido en el propio centro, para su

compresión a 1200 psig, posteriormente se endulzará y deshidratará para

transmitirse, por medio de un gasoducto de 66 KmsX26”, al Gasoducto Anaco-

Puerto Ordaz, con un contenido menor o igual a 4 ppm de H2S y un máximo de 7

lb/MMPCN de Agua.

En Arecuna se tendrá una plata de compresión de 30 MMPCND, conformada

por tres equipos de 10 MMPCND cada uno, los que permitirán un crecimeinto

modular. De manera análoga en el Centro Operativo Extrapesado se tendrán tres

módulos de 60 MMPCND y en el Centro Operativo Melones tres de 55 MMPCND.

En estos Centros se comprimirá el gas hasta una presión nominal de 1200 psig

para luego ser endulzado y deshidratado, mediante el empleo de aminas y

trietilenglicol, respectivamente. El proceso es el mismo a excepción que en el Centro

de Melones no se tendrá Refrigeración del gas. En la figura 12 se presenta el

proceso de compresión y tratamiento del gas.

Figura 12.- Compresión y Tratamiento de Gas.

GAS DEEST.

GAS DECOxP

MDEA35% p/p

ENDULZAMIENTO CON AMINAS

MDEAA REG

50 MMPCED50 - 55 PSIG90 -100 °F27 PPMV H2S MAX.

TEG98%

DESHIDRATACION CON TEG

TEGA REG

A GASODUCTOTRANSMISION

ESPECIFICACIONES60 MMPCED1210 PSIG115 -120 °FH2S 4 PPMVH2O 7LB/MMPCE1220 PSIG

120 °F

COMPRESIONCENTRIFUGACON REFR.MECANICA

GAS DEARECUNA



El gas será comprimido de 50 psig hasta 370 psig y 402 ˚F en la primera etapa

del compresor, luego se enfriará hasta 120 ˚F por un enfriador de aire, que dispondrá

cada tren, cuya finalidad será extraer los líquidos del gas a fin de evitar la presencia

de líquidos durante el transporte del gas. El gas a 50 ˚F y 360 psig será comprimido

en la segunda etapa del compresor a 1225 psig y 252 ˚F y finalmente enfriado a

120˚F para ir a la fase de endulzamiento y deshidratación.

Los líquidos de descarga, se unirán en cascada hasta ser dispuestos hacia el

sistema de separación de cada Centro Operativo.

Endulzamiento.La planta de endulzamiento de gas seleccionada consiste en un proceso de

tratamiento a base de amina terciaria MDEA, ubicada aguas abajo del proceso de

compresión de gas, su función consistirá en reducir el contenido de H2S en el gas a

menos de 4 ppm.

Deshidratación.El proceso utiliza como solvente trietilenglicol (T.E.G.) aguas abajo de la planta

de endulzamiento, cada tren de compresión dispondrá de una planta deshidratadora

de gas con capacidad para procesar 60 MMPCNED. El gas a deshidratar proviene

de la descarga de la planta de endulzamiento saturado con 80 Lb/MMPCE de vapor

de agua.

El gas proveniente de la planta de endulzamiento entra a 1205 psig y 120 ˚F a

la torre absorbedora donde se deshidrata en contracorriente con TEG pobre a 1200

psig y 130 ˚F. El gas sale del tope de la torre con un contenido de vapor de agua

menor o igual a 7 lb/MMPCE hacia el gasoducto.

Unidad de Producción Mediano.En esta área se tiene el mayor incremento de gas pasando de 46 a 528

MMPCND, para sostener un incremento de 26 MBPD, producción actual, a 135

MBPD en el año 2012. Esta constituida por cinco bloques: Nipa, Oscurote, Batería,

Acema/Oritupano y Adas/Las Piedritas que producen mediante 48 estaciones de

producción.



El manejo de gas se realiza a través de la red de recolección de 60 psig, la que

introduce el gas a 15 plantas compresoras para su empleo en Levantamiento

Artificial por Gas e Inyección, asi como su transferencia al Gasoducto Jusepín-

Crogénico para su incorporación a la Planta de Extracción San Joaquín, en las

interconexiones de Mata R, Agusay 5A y Bajo Guanipa a 1200 psig. Debido a que

las plantas compresoras datan de los años 60, se hace necesaria la sustitución de

equipos de compresión y la evaluación y reconstrucción de los sistemas de

recolección y transmisión, para manejar los volumenes de gas establecidos en el

PDN mostrado en las Figuras 5 y 6. En la actualidad estas actividades se desarrollan

mediante el proyecto “Infraestructura para el Manejo de Gas en el área de

Producción Mediano”.

Unidad de Producción Liviano.En esta área se tiene el incremento de gas de 32 a 300 MMPCND, para

sostener un incremento de 34 MBPD, producción actual, a 147 MBPD en el año

2012. Esta constituida por cuatro bloques: Norte, Oeste, Sur y Este. En la Figura 13

se muestran estos Bloques.

Bloque Norte - Boca-ChimireBloque Sur - Trico -Yopales Central- Oficina- Ostra (Opcional)Bloque Este - Guico- Guara Oeste, Central y EsteBloque Oeste - Budare- Elotes- Frías-Inca- Yopales Norte

Oeste

Norte

Sur

Este

Guara 14CHE- 4

OED-12BUDARE

ISLA-EL

Centro Operativo

Bloque Norte - Boca-ChimireBloque Sur - Trico -Yopales Central- Oficina- Ostra (Opcional)Bloque Este - Guico- Guara Oeste, Central y EsteBloque Oeste - Budare- Elotes- Frías-Inca- Yopales Norte

Oeste

Norte

Sur

Este

Guara 14CHE- 4

OED-12BUDARE

ISLA-EL

Centro OperativoOeste

Norte

Sur

Este

Oeste

Norte

Sur

Este

Guara 14CHE- 4

OED-12BUDARE

ISLA-EL

Centro Operativo

Figura 13.- Unidad de Produccion Liviano



Con el propósito de optimizar y completar la infraestructura necesaria para el

aprovechamiento de manera eficiente y productiva todas las instalaciones existentes

y requeridas de acuerdo al Plan de Negocios 2006-2012, se desarrolla el proyecto

“INFRAESTRUCTURA DE DESARROLLO ÁREA LIVIANO SAN TOMÉ”. Mediante la

ejecución del mismo se optimizarán algunas de las estaciones existentes que

permanecerán operando bajo el esquema actual, así como la centralización del

tratamiento de crudo y compresión de gas en instalaciones concebidas como

Centros Operativos, considerando la incorporación de nuevas tecnologías asociadas

a los sistemas involucrados en la separación crudo-gas, sistemas de calentamiento,

deshidratación, almacenamiento y bombeo de crudo, así como la compresión de

gas. Adicionalmente, se induce la desincorporación de activos obsoletos y en

período de desgaste; se tendrá reducción de costos de inversión, mantenimiento de

instalaciones, consumo de energía y manejo de agua en superficie; disminución de

emisiones y desechos y aumento de la confiabilidad operacional, con el propósito de

reducir los costos operacionales del manejo de la producción.

De la ejecución de la Ingeniería Conceptual se estableció el desarrollo de dos

Centros Operativos, para las Estaciones de Producción ubicadas en el Bloque

Oeste. Estos centros operativos se distribuirán de la siguiente manera

Las estaciones BUEF-1, EEF-15, centrarían su producción en el Centro

Operativo Budare. Las Estaciones YEF-5, IEF-3, EEF-7, EEF-5, EEF-4, EEF-10,

descargarán en el Centro Operativo Elías. Estos Centro Operativos se ubicarían en

las actuales estaciones de descarga EED-1 y BUED-2.

Este Proyecto aplicado en el Bloque Norte mejorará sustancialmente la

eficiencia del proceso de recolección, transporte y tratamiento de la producción, el

cual consiste en la adecuación y ampliación de algunas de las instalaciones

actuales, centralizar el tratamiento de crudo y compresión de gas y la reducción del

número de instalaciones, usando un proceso de tratamiento de crudo que optimice la

recuperación de calor y maximice la eficiencia del tratamiento. Se evaluaron tres

opciones para la adecuación de las instalaciones a la nueva volumetría presentada



en el Plan de Negocios de la Unidad de Producción Liviano Norte. La primera opción

contempla el crecimiento de las instalaciones mediante el uso de tecnología

convencional para estaciones de flujo y descarga, de manera de mantener y adecuar

la capacidad de separación crudo – gas en las estaciones existentes, adecuar la

capacidad de almacenamiento y transporte de fluido líquido, y finalmente transportar

el crudo a la estación CHED-4 de manera de centralizar en ésta el proceso de

deshidratación de crudo y el tratamiento e inyección de agua derivado de la

deshidratación. Las otras dos opciones proponen la instalación de sistemas de

bombeo multifásico en algunas de las estaciones existentes y la transferencia de

fluido multifásico a CHED-4 para la centralización del manejo, separación y

deshidratación de crudo en esta estación, disminuyendo el número de instalaciones

obsoletas y en período de desgaste. Dadas las características del fluido a manejar,

valores de GVF superiores al 99% son frecuentes en las corrientes de proceso del

área, y la experiencia disponible en bombeo multifásico; se descarta la posibilidad de

implementar las opciones que consideran bombeo multifásico, por lo que se

concluye que la opción más viable no es otra que la de adecuar las instalaciones

haciendo uso de tecnología convencional.

En este sentido se orientará la visión del proyecto a la recolección y separación

de la producción en campo en estaciones más cercanas con la finalidad de reducir el

número de estaciones de flujo y la necesidad de aumentar la capacidad de

separación en algunas de las que actualmente existen. Centralizando la

deshidratación de toda la producción de crudo en la Estación de Descarga CHED – 4

que se convertiria en un Centro Operativo para el tratamiento de crudo y compresión

de gas, asi como de tratamiento del agua de formación.

Las estaciones del Bloque de Producción Liviano Norte son las siguientes:

CHED-4, SEF-10, BOEF-2, CHEF-8, CHTM-1, CHTM-2, CHEF-2, CHEF-7, CHEF-6,

CHEF-5, CHEF-4, SED-2 Y CSEF-7.

De acuerdo con los resultados de la Ingeniería Conceptual, se contempla la

adecuación de las instalaciones según se describe a continuación. Las estaciones



CHEF-2, CHEF-4, CHEF-5, CHEF-6, CHEF-7, CHEF-8, SED-2, SEF-10, BOEF-2 y

CSEF-7 se adecuarán en cuanto a su capacidad de separación, almacenamiento y

bombeo como estaciones de flujo para separar el gas asociado a la producción y

transferir el crudo hacia la estación CHED-4. Esta instalación será adecuada para

centralizar la producción proveniente de las otras estaciones, así como para,

manejar la producción asociada a pozos que fluirán directamente a CHED-4. Por

tanto, CHED-4 se adecuará en cuanto a su capacidad de separación, deshidratación

de curdo, almacenamiento, bombeo de crudo hacia PTO, tratamiento e inyección de

Agua de formación.

El gas separado en la estación de flujo será recolectado a través de una red en

baja presión y llevado a una nueva planta compresora ubicada en las proximidades

de CHED-4. Desde allí, el gas comprimido a un nivel de 1200 psig será devuelto a

los campos para su inyección, mientras que el resto se dispondrá en la Planta de

San Joaquín.

De igual manera, para la recolección y transporte de los fluidos, se considerará

el máximo aprovechamiento de la infraestructura existente, considerando a futuro

que las mismas puedan ser automatizadas e integradas al sistema cuando se

considere conveniente mediante un proyecto de baja inversión.

Impactos Tecnológicos. Dadas las características del fluido a manejar, valores

de GVF superiores al 99%, y la experiencia disponible y por consulta con

proveedores de equipos de bombeo multifásico; se descarta la posibilidad de

implementar las opciones que consideran bombeo multifásico, por lo que se

concluye que la opción más viable no es otra que la de adecuar las instalaciones

haciendo uso de tecnología convencional. De esta manera, el proyecto no introduce

cambios tecnológicos significativos que deban ser mencionados o tomados en

cuenta durante la siguiente fase de definición del proyecto.



ESTIMADO DE INVERSION

Para ejecutar estos proyectos, las inversiones totales requeridas, por parte de

PDVSA, serán de , lo que permitirá elevar la producción a 850 MBPD en un lapso de

seis años. El monto de las mismas, en cada Unidad de Producción se presenta a

continuación.

Unidades de Producción Extrapesado y Pesado.

INSTALACION INVERSIONCENTRO OPERATIVO EXTRAPESADO MMMBs MM DLS eq

MANEJO DE PRODUCCION 1136 528MANEJO DE GAS 864 402

SUBTOTAL 2000 930

CENTRO OPERATIVO PESADO MMMBs MM DLS eqMANEJO DE PRODUCCION 1528 711MANEJO DE GAS 816 380

SUBTOTAL 2344 1090

SISTEMA DE TRANSFERENCIA MMMBs MM DLS eqOLEODUCTO 300 140GASODUCTO 286 133DILUENDUCTO 200 93

SUBTOTAL 786 366MONTO DE LA INVERSION TOTAL 5130 2386

Unidades de Producción Mediano y Liviano.

El monto destinado, para cada unidad, a infraestructura de gas es de 78

MMMBs y el de produción de crudo es de 3515 MMMBs, lo que equivale a un total

de 1672 MMDLS.



DESARROLLO ENDOGENO

El Distrito Social San Tomé, en un esfuerzo para enfrentar su responsabilidad

social con la comunidad y la preservación del medio ambiente de las áreas

operacionales de su influencia, inició la implantación del Desarrollo Endógeno dentro

del contexto de los Programas de Desarrollo de la Nación Venezolana.

Desarrollo Endógeno es un concepto que en la Industria Petrolera Mundial ha

adquirido especial significado en la última década, definiéndose como el “ Desarrollo

que permite satisfacer las necesidades de la generación actual sin comprometer las

habilidades para el desarrollo de las generaciones futuras”. Mas allá de la retórica

que puede encerrar esta definición, en su contexto esencial incluye además del

crecimiento económico, el progreso social y la preservación del medio ambiente. La

comprensión de la interdependencia compleja e integración de estos tres

componentes, facilita el desarrollo y realización de sustentabilidad para asegurar una

calidad de vida saludable de las generaciones actual y futura. Con base en esta

conceptualización PDVSA Distrito Social San Tomé, ha asumido el reto de

transformar el desarrollo económico, social y del medio ambiente en las áreas

operacionales de su influencia mediante la creación de valor, por medio de

Desarrollo Endógeno acorde con los Programas de Desarrollo de la Nación

Venezolana.

El diagnóstico socioeconómico del área de influencia revela que la población es

mayoritariamente joven, 70% menor de 35 años, con deficiencias significativas y

carencia de servicios públicos. Predominan las actividades agropecuarias de poca

escala y medianos niveles de productividad. Los índices de deserción escolar en el

ciclo básico son altos, así como la tasa de desempleo. La combinación de estos

factores dan como resultado precarias condiciones de vida con una población en

línea promedio de pobreza extrema. Este diagnóstico induce a reforzar el

mantenimiento y ampliar la cobertura de las Misiones Sociales Robinson, Rivas,

Sucre, Barrio Adentro y Mercal.



Para revertir esta situación se han realizado actividades en el contexto social,

dentro de las cuales destacan las siguientes:

En PDVSA, Distrito Social San Tomé fueron entregadas certificaciones de

reservas de nombres de cooperativas a las comunidades de los estados Monagas,

Guárico y Anzoátegui.

En conjunto con el Ministerio de Educación, Cultura y Deportes, se ejecutó el

proyecto de la “Escuela Técnica Industrial Bolivariana Teniente Coronel Miguel Ortiz

Contreras”.

La comunidad San Antonio de El Tigre cuenta nuevamente con servicio de

agua potable, luego de recibir apoyo directo por parte de PDVSA San Tomé en la

reparación de la bomba que impulsa el líquido desde el pozo hasta las viviendas de

la zona.

Petróleos de Venezuela (PDVSA) y el Instituto de Cooperación Educativa

(INCE) realizaron la entrega del “Centro de producción avícola El Pao” a diez

miembros de la comunidad, quienes recibieron capacitación para la cría y

explotación de pollos de engorde.

Petróleos de Venezuela en conjunto con el 631º Batallón de Ingenieros de

Construcción y Mantenimiento del Ejército ejecutaron la construcción del puente

sobre el río Tigre, que permite mejorar la vialidad entre San José de Guanipa y San

Tomé.

La Superintendencia de Desarrollo Social de PDVSA Distrito Sur y el Hospital

de San Tomé realizan operativo médico asistencial en las comunidades indígenas de

Caico Seco, Santa Cruz de Cachipo, Mería, Villa Hermosa y Mapiricure, de manera

períodica desde Noviembre de 2003.

Las instalaciones del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED) de

PDVSA Distrito Social San Tomé, se entregaron a las autoridades de la Universidad

Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA), casa de estudio que abrió un

núcleo en la zona sur del estado Anzoátegui.



En las comunidades indígenas de Mapiricurito y Sombrerito de la etnia Kariña

se realizaron trabajos de electrificación ejecutado por la Gerencia de Operaciones y

las superintendencias de T&D.

Construcción de la Escuela Bolivariana Lavandero en San José de Guanipa.

Dentro de la Misión Barrio Adentro I es relevante mencionar la entrega de 15,

20 y 8 Módulos Populares en los Estados Bolivar, Amazonas y Anzoategui,

respectivamente. Adicionalmente en la Misión Barrio Adentro II se inició la

implantación de Centros de Diagnóstico y Rehabilitación Integral.

Con relacion a las actividades de Gestión del Medio Ambiente efectuadas en el

Distrito Social San Tomé, a través de Ingeniería y Gestión Ambiental (IGA), puede

mencionarse que los esfuerzos se vienen realizando intensivamente desde 1998,

año en que se conforma la Comisión Multidisciplinaria para Diagnóstico y

Elaboración del Plan de Eliminación de Pasivos Ambientales presidida por SHA

Oriente. Posteriormente, en 1999, se integra la Gerencia de Remediación Ambiental

Oriente (RAO) adscrita a la Gerencia de Proyectos Mayores. En ese año, en

INTEVEP se integra el Equipo de Evaluaciones Técnicas Ambientales (EETA), cuya

función primordial fue la de evaluar, adoptar tecnologías y precalificar empresas. En

el año 2000 surge la Gerencia de Pasivos Ambientales en San Tomé, lo que permite

la centralización de la gestión de pasivos ambientales, incluyendo a RAO y

reportando a la Gerencia de Distrito. En los años 2001 y 2002, se inicia el

saneamiento de fosas exclusivamente con RAO, bajo la supervisión de la Gerencia

de Pasivos Ambientales en San Tomé. En mayo de 2003, la Gerencia de Distrito

San Tomé, instruye reactivar las actividades que realizaba PALMAVEN y Pasivos

Ambientales incorporando la nueva sección de Ingeniería y Gestión Ambiental a la

Gerencia Técnica. Actualmente destacan las siguientes actividades:

Ejecución integral el saneamiento de los fundos El Palote, San Rafael, Eikeremy San José.

Realizar Ingeniería de Saneamiento Integral de 11 fundos.

Indemnizar a 3 comunidades indígenas y 11 fundos.



Ejecución obras ambientales de 50 localizaciones construidas antes de 2003.

Diseño y ejecución de obras para el control y corrección de erosión enproyectos de ingeniería del Distrito.

Revegetar 250 fosas.

Sanear 60 derrames.

Evaluar y recuperar 100 pasivos naturalmente recuperados.

Efectuar Ingeniería para el saneamiento de 598 fosas.

Dentro de los retos que se tiene en el Distrito Social San Tomé es apoyar el

Desarrollo Endógeno, la estrategia considerada es mediante la construcción del

Complejo de Desarrollo Agroindustrial Alberto Lovera el cual dió inicio con la Planta

Procesadora de Yuca, a la que seguirán otras instalaciones tales como los Circuitos

Avícola, Piscícola y Porcino-Vacuno, Procesadora de Algodón, Planta de Azucar

Morena, Planta de Alimento para Animales y Productora de Cereales- Leguminosas.

En materia de utilizacion de gas se han identificado las siguientes propuestas:

EJE A DESARROLLAR PROPUESTAS COMUNITARIAS- EJE : EL AISME,

MORICHALOTE, MIS AIDAS,LA COLMENA

- EJE: TABARO, SAN RAFAEL

DE LIMO, SAN PEDRO DE

LIMO, MATA AZUL Y CAPAICO.

- EJE: ALTAMIRA , ARENAL I Y

II, LA INGLESA, LA MADERA.

- EJE : EL CARO PERIQUITO.

- EJE : BARBONERO,

MAPIRICURITO.

- EJE: LAS BOMBITAS I Y II, LA

ALDEA, COLORADITO.

VOL GAS (MMPCSD)

° MATADERO INDUSTRIAL 0,2

° EMPRESAS DE DULCERIA CRIOLLA 0,1

° PANADERIA COMUNITARIA 0,2

° CASABERAS 0,1

° ALFARERÍA 0,3

° ARTESANIA EN BARRO 0,1

° PLANTA PROCESADORA DE ALIMENTOS 0,2

° EXPLOTACIONES AVÍCOLAS 0,1

° BENEFICIADORA DE POLLO 0,1

° CREACIÓN DE POSADA TURÍSTICA 0,1

° QUESERA DE MANO Y DE TELITA 0,1

° FABRICA DE YOGOURT 0,1

° HELADERÍA ARTESANAL 0,1

° TALLER INDUST. DE EMBOBINADO DE MOTORES 0,1

° ESTACIÓN DE SERVICIO (GASOLINA, GASOIL) 0,1

° PLANTA DE FUNDICIÓN DE ALUMINIO RECICLABLE 0,3

° TALLER DE CONFECCIÓN DE TRAJES TÍPICOS INDIGENAS -

° FABRICA DE UNIFORMES, BULTOS ESCOLARES -

TOTAL 2,0

APLICACIÓN

EJE A DESARROLLAR PROPUESTAS COMUNITARIAS- EJE : EL AISME,

MORICHALOTE, MIS AIDAS,LA COLMENA

- EJE: TABARO, SAN RAFAEL

DE LIMO, SAN PEDRO DE

LIMO, MATA AZUL Y CAPAICO.

- EJE: ALTAMIRA , ARENAL I Y

II, LA INGLESA, LA MADERA.

- EJE : EL CARO PERIQUITO.

- EJE : BARBONERO,

MAPIRICURITO.

- EJE: LAS BOMBITAS I Y II, LA

ALDEA, COLORADITO.

VOL GAS (MMPCSD)

° MATADERO INDUSTRIAL 0,2

° EMPRESAS DE DULCERIA CRIOLLA 0,1

° PANADERIA COMUNITARIA 0,2

° CASABERAS 0,1

° ALFARERÍA 0,3

° ARTESANIA EN BARRO 0,1

° PLANTA PROCESADORA DE ALIMENTOS 0,2

° EXPLOTACIONES AVÍCOLAS 0,1

° BENEFICIADORA DE POLLO 0,1

° CREACIÓN DE POSADA TURÍSTICA 0,1

° QUESERA DE MANO Y DE TELITA 0,1

° FABRICA DE YOGOURT 0,1

° HELADERÍA ARTESANAL 0,1

° TALLER INDUST. DE EMBOBINADO DE MOTORES 0,1

° ESTACIÓN DE SERVICIO (GASOLINA, GASOIL) 0,1

° PLANTA DE FUNDICIÓN DE ALUMINIO RECICLABLE 0,3

° TALLER DE CONFECCIÓN DE TRAJES TÍPICOS INDIGENAS -

° FABRICA DE UNIFORMES, BULTOS ESCOLARES -

TOTAL 2,0

APLICACIÓN



En estas propuestas tendrá cabida las Empresas de Producción Social

considerando la aportación de las mismas en los sectores manufacturero, industrial,

de bienes y servicios. Adicionalmente, se desarrollan conceptualizaciones con las

alcaldías, la gobernación, considerando la información del Instituto Nacional de

Estadística para impulsar el desarrollo industrial de la región, partiendo de la premisa

de que el Distrito Social San Tomé sea suplidor de gas combustible.

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VISION INTEGRAL DEL MANEJO DE LA PRODUCCION DEL … · Desarrollos de Mercados de Gas Natural ... almacenamiento de crudo, así como las necesarias para la compresión y tratamiento