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.

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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.

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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

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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

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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

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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.

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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.

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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

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FIGURA 3: Estructura Organizativa de la Gerencia de Distrito

FUENTE: PDVSA

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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

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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

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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:

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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

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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

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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

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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,

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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.

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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

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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

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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

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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

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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

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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 ,

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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.

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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

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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

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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

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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).

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Anexos

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ANEXO 1: TANQUE DE LAVADO

ANEXO 2 : MULTIPLE DE DILUENTE

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ANEXO 3: SEPARADORES BIFASICOS

ANEXO 4: CALENTADORES

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