Source: https://es.scribd.com/doc/118903900/Parametros-Del-Gas-Natural
Timestamp: 2016-05-31 22:42:36+00:00

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Por medio de la presente me dirijo a Ud. Dicho informe revela que la citada bachiller cumplió con los
objetivos previstos por lo cual autorizo su consignación ante la Coordinación de Pasantías Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada. Eglee Bermúdez Coordinadora de Pasantías Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza ArmadaBolivariana Su Despacho..: V/19. elaborado por la ciudadano Bachiller MARIA CECILIA AZOCAR ROJASC. C.140.I.848
. con el fin de certificar que he leído y revisado el presente INFORME FINAL DE LAS PASANTÍAS OCUPACIONALES. como requisito exigido por la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada para aprobar la Pasantía Ocupacional.I.REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA VICERRECTORADO ACADÉMICO CARRERA: INGENIERÍA DE GAS
Tucupita.827. V/ 19.
________________________ Tutor Académico Ing. 14 de Julio de 2012
Ciudadana: Msc.403. Yudannys Polo.
Municipio Tucupita. Carlos A. mediante la presente comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por el (los) bachiller (es) MARIA CECILIA AZOCAR ROJAS.
Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería de Gas.488. PDVSA PETRODELTA.REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA VICERRECTORADO ACADÉMICO CARRERA: INGENIERÍA DE GAS
APROBACION DEL TUTOR. Estado Delta Amacuro
__________________ Tutor Empresarial Ing. apruebo el informe de Pasantía Industrial titulado: Estudio sobre los Parámetros que posee el Gas Natural con la finalidad de determinar los requerimientos necesarios para el diseño del Sistema de Almacenamiento en el pozo TEX-62.I. Andrews H.035
. C. V/14. ubicado en el Campo Tucupita.
dejan constancia de que el informe se considero APROBADO. MUNICIPIO TUCUPITA. a los fines de cumplir con el último requisito académico para obtener el título de Ingeniero de Gas. para evaluar la presentación y el informe de la Pasantía Industrial presentado por el (los) bachiller (es): AZOCAR ROJAS MARIA CECILIA.I:V/ 18.REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA VICERRECTORADO ACADÉMICO CARRERA: INGENIERÍA DE GAS
Fecha: 20 de Noviembre de 2012.I:V/ 19. Yudannys Polo C.848 __________________ Ing.
APROBACION DEL COMITÉ EVALUADOR. bajo el titulo de ESTUDIO SOBRE LOS PARÁMETROS QUE POSEE EL GAS NATURAL CON LA FINALIDAD DE DETERMINAR LOS REQUERIMIENTOS NECESARIOS PARA EL DISEÑO DEL
SISTEMA DE ALMACENAMIENTO EN EL POZO TEX-62.818
.858. a los 20 días del mes de Noviembre del 2012. UBICADO EN EL CAMPO TUCUPITA. miembros del Jurado Evaluador designado por el Consejo Académico de la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada Nacional (UNEFA).759 ______________________ Msc. ESTADO DELTA AMACURO. Hidannys Calderón C.
Quienes suscriben.I:V/ 9.140.
En fe de lo cual dejan constancia en Tucupita. _________________ Ing. Eglee Bermúdez C.387. PDVSA PETRODELTA.
Elisa y Rafael por el apoyo brindado. Rafael. y por guiarme siempre por el buen camino para llegar hasta donde he llegado y lo que aun me falta por hacer.  A mis sobrinos Fernando. espero retribuirle un poco todo lo que me han dado  A mis hermanos Dorisnet.
. Mi Virgen y Mis Santos porque sin su luz no hubiese podido llegar hasta el final de esta meta. mi abuelo Eloy Rojas que se con toda certeza que siempre estuvo a mi lado ayudándome en lo que le pedía. Alexander. y que sepan que estudiar es el mejor camino que podemos seguir. A todos ustedes dedico este primer logro de muchos que vendrán! María C. José Jesús. Azócar R. Valentina. Carlos. Alicia y Jesús espero de corazón les sea de ejemplo.  A mis padres por haberme dado la vida.DEDICATORIA
 Primeramente debo dedicarles este logro a Dios. Adrian.  A tres seres especiales que tengo en el cielo y que nunca olvidare. por el apoyo incondicional que me brindo en los momentos que más necesite. y a mi abuela Olimpia que guía mis pasos y abre mis caminos. Victoria. a mi compadre Manuel Martínez el mejor amigo que he tenido.  A mi prima Neumar Rojas. Gabriel.
Nuris yAlci mis amigochas del alma. a todos ustedes los quiero un mundo. Muy especialmente a Bellorín.AGRADECIMIENTO
 Agradezco de antemano a Dios por darme la sabiduría y la constancia necesaria para llegar hasta donde he querido. a quien admiro mucho por su fortaleza para enfrentar la vida y seguir adelante a pesar de todo. Hilmer y Juan. todos siempre me acompañan. Oscar. con quienes di muchos tropiezos para cumplir con este importante paso y Jorge.  A los profesores que más significado tienen para mí dentro de la universidad. a mis Santos por protegerme de todo mal y a San Marcos de León por ayudarme a salir siempre vencedora sobre todo obstáculo. siempre cuidándome y dándome su cariño sincero. a la Virgen por darme la paz que siempre necesito.  A todos mis amigos por ser personas que de una manera u otra me enseñaron muchas cosas de la vida y con quienes pase ratos amargos y agradables. Juan José Jaramillo y Eli Pereira. los mejores que he tenido gracias por sus consejos y por toda la enseñanza compartida. por ser mi ejemplo de mujer a seguir. por su apoyo incondicional en todos los aspectos y por transmitirme ese carácter de perseverancia.
 A los señores Julio Vásquez y Leonardo Roque. quienes más que mis amigos son mis hermanitos.  A mi padre César Azócar por ser pieza fundamental para llegar a este mundo. por todos sus esfuerzos para llevarme hasta donde estoy con su trabajo incansable. Isnaldo Zorrilla. te quiero mucho  A mi madre Doris Rojas. David y José Ángel. y por su apoyo en lo que ha estado a su alcance. porque gracias a ellos tuve acceso a este paso indispensable para lograr cumplir los requisitos y
. te quiero mucho mami.
 Y finalmente muchísimas gracias a todas esas personas que de una manera u otra han estado involucradas en lo que a mi carrera profesional se refiere. Fidel y Kelvys. los extrañare y ojala Dios quiera pueda tener la oportunidad de estar con ustedes nuevamente.  A mi tutora Yudannys Polo por su colaboración y ayuda en los momentos que más necesite.  Muy agradecida estoy con Petrodelta y orgullosa enormemente de haber formado parte de su familia. estas líneas no alcanzarían para agradecerles a todos. sobre todo a los señores Eucar. muchísimas gracias por su colaboración y por ayudarme a cumplir esta meta.ser una profesional.
. gracias por su simpatía y cariño brindado de manera desinteresada y humilde. Lenin. personas humildes y emprendedoras. siempre llevare esa empresa y a su personal en mi corazón.
A todos ustedes muchísimas gracias de corazón! María C. al señor Carlos Astudillo. Carlos Andrews por su ayuda en la elaboración de mi informe. a ustedes gracias por darme la oportunidad que muchos me negaron. Azócar R. pero siempre los tendré presentes. Y a los demás.
se conoció el proceso operacional de la planta.I:V/19. Palabras Claves: Gas Natural. C. a fin de encontrarse dentro de las especificaciones de vida útil de los equipos al igual que cumplir con lo establecido por las normativas venezolanas.848 RESUMEN El tema principal del presente informe es la elaboración de un estudio sobre los parámetros que posee el gas natural con el propósito de determinar los requerimientos necesarios para el diseño del sistema de almacenamiento en el pozo Tex-62 ubicado en el Campo Tucupita. Freewater.140.REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA VICERRECTORADO ACADÉMICO CARRERA: INGENIERÍA DE GAS
ESTUDIO SOBRE LOS PARÁMETROS QUE POSEE EL GAS NATURAL CON LA FINLAIDAD DE DETERMINAR LOS REQUERIMIENTOS NECESARIOS PARA EL DISEÑO DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO EN EL POZO TEX-62. A partir de esta información obtenida del estudio del gas natural en la Estación de Flujo Tucupita se deja constancia del diagnóstico y resultados obtenidos.403. lo que permite al personal encargado del diseño del sistema de almacenamiento establecer los equipos adecuados que deben integrar el mismo.I:V/19. es decir.
. Sistema de Almacenamiento. poder calorífico y caracterización en cuanto al contenido de dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno se refiere. María Cecilia Azócar Rojas. gravedad específica. Sulfuro de Hidrogeno. Dióxido de Carbono. ESTADO DELTA AMACURO
AUTOR: Br. Secuestrantes. caudal. Flare. UBICADO EN EL CAMPO TUCUPITA. el proceso relacionado con el gas natural y el cálculo de sus propiedades físico-químicas tales como el peso molecular. PDVSA PETRODELTA. Yudannys Polo C. Propiedades del Gas.827 ASESOR ACADÉMICO: Ing. MUNICIPIO TUCUPITA. Para desarrollar el tema se realizó una investigación de campo que va de lo general a lo particular.
2. PRÁCTICA OCUPACIONAL. 2. 2.1..1.1. 1.2 Ubicación geográfica de la empresa………………………. 2...INDICE GENERAL..3 Alcances: 1.. MARCO CONTEXTUAL.2 Objetivos Específicos……………………………………. 2.8 Valores…………………………………………………….2 Espacial…………………………………………………….1.1 Objetivo General…….6 Visión……………………………………………………….1.7Objetivos……………………………………………………. INTRODUCCION………………………………………………
CAPITULO I.4 Estructura Organizativa…………………………………… 2.3..1. 2. 2.1.1 Presentación de la Empresa……………………………….1 Contexto Organizacional.…………………………………………..1 Temporal…………………………………………………… 1.1 Objetivos de la actividad: 1.. 5 5 3 3 4
CAPITULO II.1. 6 7 9 10 13 13 14 14
.3 Reseña Histórica.2 Justificación………………………………………………… 1.3.1. CERTIFICACION DEL TUTOR EMPRESARIAL CERTIFICACION DEL TUTOR ACADEMICO APROBACION DEL TUTOR EMPRESARIAL DEDICATORIA AGRADECIMIENTO RESUMEN ÍNDICE GENERAL……………………………………………… ÍNDICE DE FIGURAS………………………………………… ÍNDICE DE TABLAS…………………………………………. 2.1..5 Misión………………………………………………………..……………………………………… 1. 1.
CAPITULO III. 2.2.2 Recomendaciones…………………………………………. 5.1 Conclusiones……………………………………………….3 Referencias electrónicas……………………………………… Anexos…………………………………………………………… 66 68 69 69 70
. Cronograma de actividades…………………………………….4 Definición de términos………………………………………. 5. 22
CAPITULO IV.1 Conclusiones y Recomendaciones 5. PLAN DE ACTIVIDADES.2 Referencias bibliográficas…………………………………….5 Glosario de términos………………………………………….. INFORME DE LAS ACTIVIDADES DESARROLLADAS. 5.1.1. 28
CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..3 Bases Legales………………………………………………… 2. 5.. Actividades realizadas en la Estación de Flujo Tucupita………..
27. 4. 31 Tanques de la Estación de Flujo Tucupita…………………… Válvula de presión y vacío……………………………….. 13 Esquemático de la Estación de Flujo Tucupita…………… ……….
Estructura Organizativa de Petrodelta……………………. 8. Esquemático Planta Generadora……………………………. 7. 30 Frewater (Fwko)…………………………………………. ……. 25. 6. 21. 28.. 26. Filtros………………………………………………………… Bomba de Transferencia P-417………………………………. 19.
1. 9... ……… Separadores de flujo cruzado………………………………… Desnatadora………………………………………………. 10. 18.. 14... Locación PAD-III…………………………………………… Locación PAD-IV…………………………………………… Black-Start…………………………………………………… Skid Compresor……………………………………………… Turbo Compresor……………………………………………. 23. 16. 17. Bombas Booster de Agua…………………………………… Locación PAD-I……………………………………………. 13. Locación PAD-II……………………………………………. Flujograma Estación de Flujo Tucupita……………………… Pozo TEX-62…………………………………………………
.INDICE DE FIGURAS. 20. 24. Bomba de Transferencia P-418…………………………… ……. 5. 30 Esquemático de la Estación de Flujo Tucupita…………… ………. Unidad LACT……………………………………………….
3. 22. 15. 11. ……….
Pp. Bombas Booster de Crudo…………………………………. Bombas de Inyección………………………………………. 12. 2. Bombas Booster de Agua………………………………….
37.29. Muestreo en el Toma Muestra del Fwko-A…………. Válvula de Control…………………………………………… Sumidero……………………………………………………… Ampolla de H2S………………………………………………. Toma de la muestra a la boca del pozo……………………… Muestreo en el Registrador Barton…………………………. 33. 40.
Depurador Gas Consumo……………………………………. 38. 30. 42..………
. Slug Catcher…………………………………………………. Registrador Multivariable…………………………………….. Flare o Mechurrio…………………………………………….. 34. Ampolla de CO2……………………………………………… Bomba de Medición Gastec………………………………….. 44. 36. 41. 32. Colocación de la ampolla……………………………………. Paso para el muestreo………………………………………. Registrador Barton……………………………………………. 35.... 39. 31. 43. Muestreo en el Registrador Barton………………………….
20.. Volumen del Gas Venteado Mes Febrero.
Cronograma de Actividades……………………………….…………………. Volumen del Gas Venteado Mes Mayo. Volumen del Gas Venteado Mes Marzo…………………….. Volumen del Gas Venteado Mes Abril. Variables del Gas Consumo………………………………... Constantes Universales de Combustión…………………… Calculo de Peso Molecular Aparente………………………… Valor Calorífico Bruto Ideal…………………………………. 10. 11.. 13.. Variables del Gas en Planta Generadora…………………. 15. 4. Valor Calorífico Neto Ideal…………………………………. 8. 5. Volumen del Gas Venteado Mes Enero……………………. 14. 12. 17. Variables del Gas del Fwko-A……………………………. 6.……………………. 7.. 9. 3. 18. 16. 21.
Pp. Longitudes calculadas……………………………………… 88
2. 19. Análisis de H2S y CO2……………………………………… Limites de Componentes Mayoritarios y Minoritarios……. Cromatografía del Gas……………………………………… Análisis de H2S y CO2……………………………………… Muestreo de H2S y CO2 en el Fwko-A…………………….…………………… Variables para el cálculo del caudal……………………….INDICE DE TABLAS Nº Tabla
. Propiedades Calculadas…………………………………….
explotar. En tal sentido.A (PDVSA). Ubicada en el Sur del Estado Monagas. que se encarga de explorar. lo cual ha tenido consecuencias en el funcionamiento normal de las operaciones de la planta. el agua se emplea para ser inyectada y el gas para el consumo de los quemadores del equipo separador y para la generación eléctrica requerida en los procesos operacionales de la planta y por último el excedente es transferido al flare o mechurrio. el presente informe tiene como objetivo fundamental efectuar un estudio sobre las
características y propiedades que posee el gas de la Estación de Flujo Tucupita. actividad de la cual se encarga Planta Generadora. a partir de la idea del almacenamiento subterráneo del gas que es transferido al flare. en muchas ocasiones suele ser baja. Tucupita.
Así entonces es necesario resaltar que. como se dijo anteriormente. Temblador. ubicados en las inmediaciones de Guara.
Una vez que el fluido obtenido de los pozos productores llega a la Estación de flujo. como
. el estudio estará dirigido hacia el cálculo de las propiedades físico-químicas. donde se obtiene. producir y tratar crudo y gas. la cantidad disponible del mismo. Guasina y en la propia planta.INTRODUCCION
Petrodelta es una filial de Petróleos de Venezuela S. y con esto determinar las bases del Diseño de almacenamiento. gas. está integrada por seis campos operacionales. separación y bombeo de crudo proveniente de los pozos. lo cual se logra por medio de turbinas. los cuales son: Uracoa. crudo y agua. este pasa por un separador trifásico. Como se mencionó anteriormente el gas se emplea para la generación eléctrica. Isleño y el Salto. una vez en especificaciones es enviado a la Estación UM-1(Unidad Monagas Sur 1) localizada en Uracoa. Específicamente el Campo Tucupita es una Estación de Flujo que realiza actividades de recolección.
El tema principal a tratar está relacionado con el gas que se obtiene de la separación. Bombal. El crudo.
siglas y basamentos legales referentes al tema en estudio. tareas. en el que se describe el cronograma de actividades. al igual que los anexos que dan soporte a las actividades realizadas durante todo el proceso de pasantías ocupacionales. gravedad específica.
. respecto a su reseña histórica. en cuanto al tema tratado. visión. Capítulo II Marco Contextual. estructura organizativa. tiempos y controles sobre los cuales se desarrolla el proceso de pasantías. el cual a su vez se encuentra clasificado por capítulos.
Capítulo III Plan de Actividades.
El informe básicamente describe todo el proceso de Pasantías Ocupacionales. las razones que lo justifican y el alcance que tendrá el mismo en tiempo y espacio. Capítulo IV Informe de las Actividades Desarrolladas. donde se encuentra contenido los objetivos que de desean alcanzar con la puesta en marcha del estudio. poder calorífico y otros.2 el peso molecular. en el cual se encontraran los argumentos obtenidos durante el estudio y los aportes destinados a mejorar las operaciones de la Estación de Flujo Tucupita. donde se relatan las actividades que se llevan a cabo para la consecución de los objetivos planteados. recursos. misión. así como también la definición de términos básicos. fases. Capítulo V Conclusiones y Recomendaciones. valores. los cuales contemplan los siguientes: Capitulo I La Practica Ocupacional. Y por último se encuentran las referencias bibliográficas y electrónicas. así como de la caracterización del gas en cuanto a contenidos de impurezas se refiere. el cual constituye la descripción general de la empresa.
Estado Delta Amacuro.CAPITULO I
4. Indicar las bases del diseño de acuerdo con los parámetros de calidad del gas. Estudiar las características que posee el Gas Natural para verificar si las mismas se encuentran dentro del marco de permisibilidad establecidas por las normas correspondientes.1. ubicado en el Campo Tucupita. PDVSA Petrodelta. Estado Delta Amacuro
Analizar los parámetros que posee el Gas Natural con la finalidad de determinar los requerimientos necesarios para el Diseño del Sistema de Almacenamiento en el Pozo TEX-62. Identificar el procedimiento que actualmente se lleva a cabo en el Campo Tucupita con respecto al Gas Natural. PDVSA Petrodelta.1 OBJETIVOS DE LA ACTIVIDAD
1. Municipio Tucupita. Municipio Tucupita.
3.2 OBETIVOS ESPECIFICOS:
. Describir el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita.
para climatizar nuestro hogar. lo cual representa grandes desventajas para el Campo Tucupita en lo que a nivel productivo se refiere. por lo que se pretende realizar un sistema de almacenamiento subterráneo a fin de evitar que continúe con la quema y de esta forma al contar con una reserva de gas. ya que al ser una cantidad no significativa para la empresa.
Una alternativa planteada es el almacenamiento del gas. por lo cual en muchas ocasiones se han presentado dificultades debido a que planta generadora emplea generalmente 1MMPCND (un millón de pies cúbicos normales por día) y al no contar con esta cantidad no puede suministrar la energía requerida para que tenga lugar el funcionamiento normal de las operaciones. este proceso de quemar o ventear el gas se efectúa. la cual es la encargada de generar energía eléctrica para el funcionamiento de la estación de flujo Tucupita y el excedente es enviado al quemador.
Por otro lado se tiene la contaminación que se genera al quemar el gas excedente.2 JUSTIFICACION. debido a que puede contener impurezas como el Sulfuro de Hidrogeno y Dióxido de Carbono.
El gas natural es una mezcla de compuestos de hidrógeno y carbono y pequeñas cantidades de compuestos no hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo que hay en los yacimientos. es una energía rentable de precio competitivo y eficiente como combustible. para generar electricidad y como producto básico para síntesis químicas orgánicas. los cuales son componentes que generan impacto al ambiente.4 1. el cual utilizamos en nuestra cocina. no es posible la colocación de tanques debido a que no es rentable económicamente. es desechado puesto que no se cuenta con un sistema de almacenamiento. otro porcentaje lo utiliza planta generadora.
Actualmente en Petrodelta el gas que viene asociado al crudo es separado y utilizado para consumo de los quemadores del separador. como carburante en la industria. Planta
. Sin embargo el gas que se obtienen de la separación es una cantidad baja.
Para ello se debe realizar una evaluación de la presión.996 km2.
El presente informe tiene como finalidad estudiar los parámetros de gas natural del Campo Tucupita. volumen.
1.3 ALCANCES.1 Alcance Espacial La pasantía fue realizada en las instalaciones de PDVSA.5 Generadora al momento de necesitarlo puede emplear el mismo evitando así que se detenga el funcionamiento de la misma y afecte en gran medida las operaciones del área de producción.856 habitantes).3. los componentes que posee.2 Alcance Temporal El tiempo requerido para dar cumplimiento al período de pasantía ocupacional es de cuatro meses contados a partir del 15 de Marzo del año 2012 hasta el 14 de Julio del 2012. El cual contempla la ejecución de actividades de lunes a viernes en un horario comprendido de 7:00 AM a 4:00 PM.
1. población de 72. superficie de 10.
.PETRODELTA Campo Tucupita. Estado Delta Amacuro. en el Municipio Tucupita (10º 26‟ 21” latitud Norte y 66º 49‟ 48” longitud Oeste. temperatura. Como una fase importante enmarcada para el diseño del sistema de almacenamiento del gas. a partir de los cuales se podrán determinar los requerimientos fundamentales en los que se debe basar el sistema de almacenamiento de gas que se pretende instalar. la formación de condensado. se encuentra la elaboración de un estudio sobre el mismo.
1. entre otras características que resultaran de gran importancia al momento de definir los equipos que se emplearan para lograr llevar el gas hasta el pozo almacén. a fin de verificar su calidad así como los requerimientos indicados para ser llevado hasta el pozo almacén.3.
1 PRESENTACION DE LA EMPRESA
PDVSA PETRODELTA.
. Isleño y El Salto. Bombal. es una empresa dedicada a la exploración. explotación. las cuales son: Uracoa. hasta la estación de flujo UM-1(Unidad Monagas Sur-1). asociada a los pozos productores.
La producción de crudo y gas asociado al Campo Bombal es transferida a través de un oleoducto que converge con la producción del Campo Tucupita.1 CONTEXTO ORGANIZACIONAL
2. Temblador.
En el Campo Tucupita se realiza la separación y tratamiento de la producción de crudo y agua.CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL
2. Una vez en especificaciones. Tucupita. Opera en el Sur del Estado Monagas y cuenta con seis (6) plantas operacionales. el crudo y el gas son transferidos a través de un oleoducto y gasoducto hasta las estaciones de recibo EPT-1 y MAMO de PDVSA. recibe el total de la producción de la unidad Monagas Sur. respectivamente.03 Km2 aproximadamente. es importante resaltar que en esta instalación es donde se realiza la separación y tratamiento de flujo trifásicos recolectados. y una vez cumplido los requerimientos de calidad. que en su totalidad ocupan una superficie de 1060.1. producción y tratamiento de crudo y gas. La estación de flujo UM-2 (Unidad Monagas Sur-2) ubicada en el Campo Uracoa. el crudo es trasladado a través de un oleoducto hasta la estación de flujo UM-1 (Unidad Monagas Sur-1) ubicada en el Campo Uracoa.
2UBICACIÓN PETRODELTA S.1. Avenida Alirio Ugarte Pelayo. desarrollo de facilidades de infraestructura de superficie. cubriendo un área aproximada de 640 Km2. la Unidad Monagas Sur (UMS) se encuentra ubicada en la zona oriental de Venezuela.
Es importante resaltar que además de las operaciones de producción antes descritas. El crudo producido es de 16º API y sus niveles de producción alcanzan 1 MMPCND (Millones de Pies Cúbicos Normales por Día) de gas.A
PDVSA PETRODELTA S.7 La producción de gas en el Campo Tucupita es utilizada para la generación de la energía eléctrica requerida en los procesos operacionales de la planta y de los pozos.
2.A cuenta con oficinas de carácter regional en toda Venezuela. superficie de 3.2 MBD (Mil Barriles por Día) de crudo y 80 MBD (Mil Barriles por Día) de agua.
. Cuenta con los Campos Uracoa y Bombal. específicamente en la ciudad de Maturín. en los estados Monagas y Delta Amacuro (Ver Figura Nº 1). 2. localizados al sur del Estado Monagas. integridad mecánica de líneas de flujo y equipos estáticos y rotativos.500 Km2. su sede se encuentra en el Estado Monagas. la empresa se encarga de las operaciones de perforación y rehabilitación de pozos. en el Municipio Libertador (63º 03´ 00´´ longitud Oeste y a 09º 27´ 00´´ latitud Norte. así como de las oficinas administrativas. Edificio Petrodelta planta baja al Norte.
.996 Km2. superficie de 10. Año 2012
Por otro lado se tiene el Campo Tucupita.51
Km población de 36.8 Figura Nº 1 Ubicación relativa regional de la unidad Monagas Sur de PETRODELTA S.856 habitantes) (Ver Figura Nº 2)
Figura Nº 2 Ubicación relativa del Campo Tucupita. población de 72.93 K
73.641 habitantes). 98 475 Km 62.82 Km2
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. en el Municipio Tucupita (10º 26´ 21´´ latitud Norte y 66º 49´ 48´´ longitud Oeste.
K .79 122
47. localizado en Delta Amacuro. PDVSA-Petrodelta
Las acciones de BentonOil& Gas.A y la empresa petrolera del estado Petróleos de Venezuela (PDVSA). extracción. inició el proceso de migración que culminó el 25 de Octubre de 2007 con el decreto de transferencia a PETRODELTA S.A. en el mes de Abril del 2006 se firmó un memorándum de entendimiento para realizar la migración de los convenios operativos a Empresas Mixtas. C.706. (HVSCA). consorcio formado por BentonOil& Gas.C.9 2.A. Dicho convenio tenía una duración de 20 años para la explotación de reservas de petróleo y gas existente en esos campos. con el otro 20 %. la empresa ha realizado inversiones por el orden de los 500 MMUSD$ (Millones de Dólares Americanos).
En concordancia con las disposiciones del Ejecutivo Nacional.A. fueron adquiridas en el año 2004 por la empresa estadounidense Harvest Natural ResourcesInc. Desde sus inicios como BentonVinccler. C.
. del derecho a desarrollar las actividades de exploración.A. transporte y almacenamiento de Hidrocarburos de acuerdo a las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos y las gacetas oficiales 38.C. quien poseía el 80 % de las acciones y Venezolana de Inversiones y Construcciones Clérigo. A partir de esta fecha HarvestVinccler S.A a HarvestVinccler C. A.. del 5 de Mayo de 2006 y 15 de Junio de 2007. La UMS (Unidad Monagas Sur) tiene una producción promedio de 20 MBND (miles de barriles netos diarios) de crudo y 60 MMPCND (millones de pies cúbicos normales por día) de gas. co.
En Septiembre de 2002 se firma con PDVSA un acuerdo adicional del convenio para el desarrollo y explotación de las reservas de gas existentes. (Vinccler).3 RESEÑA HISTORICA
La Empresa HarvestVinccler S.430 y 38. y a finales de 2003 se completa la primera fase del proyecto y se inicia la entrega de gas a la Unidad Monagas Sur. Co. razón por la cual se cambio la denominación de BentonVinccler C. tiene sus inicios en Venezuela en Julio de 1992 a través de la firma del Convenio de Servicios de Operación para la reactivación de la Unidad Monagas Sur. (Benton). respectivamente.1. entre PDVSA y BentonVinccler C.A.
producción aproximada de 2000 mil barriles por día. técnicas y estándares de la corporación.
Gerente de RRHH: Su función se encuentra relacionada directamente con la parte laboral de la empresa. etc.A con un 40%. El Isleño (117. El salto y El Isleño se están evaluando para un plan de desarrollo que contempla una producción de 50. está constituida por la sociedad entre la Corporación Venezolana del Petróleo con un 60% de las acciones y Harvest-Vinccler . seguros.1.C.4 ESTRUCTURA ORGANIZATIVA DE LA EMPRESA
La presenta empresa cuenta con una estructura organizacional definida. y mejoramiento profesional del personal. que a través de la Gaceta 38. así como también del aspecto laboral (cálculo de nomina.98 km2). controla y coordina las funciones administrativas de la empresa a fin de asegurar la disponibilidad adecuado de los recursos.82 km2) y El Salto (475 km2) al sur del Estado Monagas.)
Gerente finanzas: Dirige. se encarga de la selección.
Asuntos legales: Este departamento tiene la responsabilidad primaria de ejercer la asesoría legal y atender los aspectos jurídicos.A. PETRODELTA S.000 barriles por día.
2. oportuna y aprovechamiento
. beneficios.706 se aprobó la inclusión de los campos Temblador (162. la cual se puede describir de la siguiente manera:
Gerente general: Tiene como función implementar.10 Cabe destacar. Asiste a las direcciones generales en los aspectos de control de legalidad que se efectúen. coordinar y desarrollar políticas y mejoras en los métodos. Actualmente de los campos recientemente incluidos solo se encuentra en operación el Campo Temblador.
14 2.1.8 VALORES. patriotismo. respeto.
Formar profesionales altamente calificados que promuevan el desarrollo organizacional y contribuyan al crecimiento de la nación. responsabilidad.
Apalancar el desarrollo de la región mediante la apertura de nuevas fuentes de empleo. apoyando la creación de programas enmarcados en el desarrollo sustentable dirigido a las comunidades circunvecinas.
Realizar investigaciones y estudios de ingeniería que permitan incorporar nuevas tecnologías para optimizar los métodos de extracción y recuperación secundaria de crudo y gas. igualdad.7  OBJETIVOS DE LA EMPRESA
Extraer en forma racional y planificada los hidrocarburos contenidos en los yacimientos dados en concesión. compromiso. constancia y disciplina.
Los valores de esta organización se basan en la honestidad. unidad.1. enmarcados en los planes estratégicos de la nación. combatividad. lealtad.
Efectuar las operaciones cumpliendo con los parámetros establecidos en el marco legal ambiental a fin de minimizar daños ambientales.
solo se hace referencia a los que rigen las actividades de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. De todos los instrumentos. Resolución mediante la cual delega en el ENAGAS la Institución de Expedientes Administrativos en caso de Infracción de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. N° 37645 – 07 de Marzo de 2003. N° 5471 – 05 de Junio de 2000. Resolución N° 033 Para la Fijación de los Precios del Gas Metano en los centros de despacho.
2. N° 37505 – de Agosto de 2002.N° 37505 – 14 de Agosto de 2002.15 2.3 BASES LEGALES
2. Reglamento de la Ley de Hidrocarburos Gaseosos. N° 36227 – 13 de Junio de 1997. Resolución N° 165 Para la Fijación de los Precios del Gas Licuado del Petróleo.3. Gaceta Oficial. Extraordinaria.3.1 HIDROCARBUROS GASEOSOS (ARTICULOS.1. N° 37982 – 19 de Julio de 2004
. RESOLUCIONES)
Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. N° 36793 – 23 de Septiembre de 1999. Reglas para el Cumplimiento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos – ENAGAS. Resolución N° 197 Gas Natural para vehículos.1 NATURALEZA LEGAL
Todas las actividades relacionadas a la industria petrolera nacional deberán utilizar los instrumentos legales en conjunto con los principios de la constitución de la República Bolivariana de Venezuela.
Resolución N° 216 Fijación de valor fiscal de Gas Natural Asociado.
32.555 .3 LEYES.1.22 de julio de 2002.3.4 AMBIENTE    
Ley orgánica del ambiente Nº.319 . 37. REGLAMENTOS.7 de noviembre de 2001. No.3. 3.16 de junio de 1976. Estatutos De Petróleos De Venezuela.1.26 de enero de 1996. 37. Ley de bosques y agua Nº.3 octubre de 2001 Ley general de bancos y otras instituciones financieras no.1.296 .O. 3.3. Extraordinaria 4.07 De Diciembre De 2004. Ley de aéreas costeras Nº.1.299 .
2. Decreto No. RESOLUCIONES Y DEMÁS      
Constitución de la República Bolivariana de Venezuela Código civil de Venezuela Código de Comercio Ley del Banco Central de Venezuela Nº.08.O.264 G. S. 37.
2.004 .5 NORMAS APLICABLES A LA CALIDAD DEL GAS  Normas Covenin 3568-1:2000  Normas Covenin 3568-2:2000
.081 .082 .
2.16 2.358 .3 de enero de 1992.3.G.A.13 de noviembre de 2001.004 .De Diciembre De 2004. Extraordinaria 1. Decreto No.2 PDVSA   
Designación Del Presidente Actual De PDVSA. 38. Ley para la protección y promoción de las inversiones no. Extraordinaria 5.489 . 38. Ley penal del ambiente Nº.
p. (Manual de Producción Tucupita.definicionlegal. p. (http://html.160)
BOMBA: Dispositivo que convierte la fuerza mecánica en potencia hidráulica. permitiendo identificar y determinar las cantidades de dichos componentes. cuyo objetivo es separar los distintos componentes de una mezcla. (Manual de Producción Tucupita.com/cromatografia_2. (http://www. p. (Manual de Producción Tucupita.17 2.4 DEFINICION DE TERMINOS
ALMACENAMIENTO: Instalación que cuenta con uno o varios depósitos con la finalidad de acopiar los combustibles los combustibles líquidos o gaseosos. (Manual de Producción Tucupita.htm)
CROMATOGRAFIA: Es un conjunto de técnicas basadas en el principio de retención selectiva. p. (Manual de Producción Tucupita. como el peso especifico de los crudos que se denomina “grados API”.html)
. (Manual de Producción Tucupita.159)
BARRIL: Unidad de medida volumétrica que se emplea en la industria petrolera. p.159)
API: Sigla de American PetroleumInstitute.159)
ANTIESPUMANTE: Sustancia que se emplea para eliminar la espuma mediante la disminución de la tensión superficial. asociación que se encarga de la división petrolera. p.com/definicionde/Caudal.rincondelvago. Publica códigos que se aplican en distintas áreas petroleras y elabora indicadores.160)
BOMBA GASTEC: Dispositivo empleado para la determinación de Sulfuro de Hidrogeno y Dióxido de Carbono en la corriente de gas.49)
CAUDAL: Cantidad de fluido por unidad de tiempo que circula a través de una sección determinada.
blogspot.molwick. p. (Guía de Medición de Gas.162)
DIOXIDO DE CARBONO: El dióxido de carbono (CO2) es un gas incoloro. (Manual de Producción Tucupita.html)
MEDIDOR DE FLUJO: Dispositivo que indica ya sea la tasa de flujo. denso y poco reactivo.167)
. (Manual de Producción Tucupita. p. p.edu. (Manual de Producción Tucupita.com/es/materia/135-gravedad. (http://www. p.162)
DENSIDAD RELATIVA: Es una comparación de la densidad de una sustancia con la densidad de otra que se toma como referencia.165)
GRAVEDAD ESPECIFICA: Es la proporción entre la densidad de una sustancia y la de otra. p. (Manual de Producción Tucupita.ar/enciclopedia/terminos/htm)
FLARE: Es una chimenea en la que se queman las descargas gaseosas.com/2011/01/mechurrio.html)
GAS NATURAL: Es una mezcla gaseosa y combustible que al igual que el petróleo. es un combustible fósil y se deriva de la descomposición de material orgánico depositado a grandes profundidades por millones de años.38)
GAS NATURAL SECO: Gas natural que no contiene gas licuado de petróleo y cuyo contenido básico es metano.wikipedia.cricyt. (http://maracucholario. Ambas densidades se expresan en las mismas unidades y en iguales condiciones de temperatura y presión. que se originan dentro de la industria petrolera. (http://es. flujo total o una combinación de ambos.org/wiki/Densidad_relativa)
DESHIDRATACION: Acción de quitarle a un compuesto el agua libre que contiene o el agua de mezcla.18 DENSIDAD: Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen. (http://www.
(Manual de Producción Tucupita. p. psi. p.com/2008/06/peso-molecular-o-masa-molecular.42)
POZO: Denominación dada a la abertura producida por una perforación.169)
PPM O PARTES POR MILLON: Unidad de peso del soluto por un millón de unidades de peso de la solución. p. (Guía de Medición de Gas.168)
PESO MOLECULAR: El peso molecular es la suma de los pesos atómicos que entran en la fórmula molecular de un compuesto.html)
PLACA ORIFICIO: Elementos empleados para la medición de flujo de gas. p.170)
PRESION DIFERENCIAL: Representa la caída de presión que experimenta la corriente cuando pasa a través de la placa orificio. (Manual de Producción Tucupita. p.40)
PODER CALORIFICO: Cantidad de calor producida por la combustión completa de cierta cantidad de una sustancia en particular.19 OLEODUCTO: Tubería generalmente subterránea para transportar petróleo a cortas y largas distancias. (Manual de Producción Tucupita.170)
PRESION: Fuerza por unidad de área. (Manual de Producción Tucupita.blogspot.25)
SECUESTRANTES: Químicos utilizados en los sistemas de tratamientos de gas. (Guía de Medición de Gas. p. (http://alkimia-
quimika.24)
. generalmente expresada en libras por pulgadas de agua. (Guía de Medición de Gas. p. p. (Guía de Medición de Gas.27) SEPARADOR: Es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos. p. (Manual de Producción Tucupita.
20 SEPARADOR DE BACHES (SLUG CATCHER): Es un recipiente diseñado para atrapar grandes cantidades de líquidos que ocasionalmente llegan en la corriente de gas.174)
VENTEO DEL GAS: Consiste en el no aprovechamiento del gas surgente de un pozo de producción de petróleo. (Manual de Producción Tucupita.174)
. p. incoloro. (Manual de Producción Tucupita. petróleo y gas). (Manual de Producción Tucupita. p.26)
SEPARADOR TRIFASICO: Son aquellos diseñados para separar tres fases (agua.79)
VALVULA: Es un dispositivo que controla la dirección del fluido o la tasa de flujo. (Manual de Producción Tucupita. que se quema (tipo antorcha) por motivos de seguridad. es inflamable.24)
SULFURO DE HIDROGENO: Constituye un gas más pesado que el aire. toxico y odorífero (Manual de Producción Tucupita. p. p. p.
 PSI: Presión.  FWKO: Freewater  H2S: Sulfuro de Hidrogeno.  MPCND: Mil Pies Cúbicos Normales Por Día.  DP: Diferencial de Presión.  PDVSA: Petróleos de Venezuela.  MMUSD$: Millones de Dólares Americanos.21 2.
. Libras por pulgadas cuadradas.  T: Temperatura.  MMPCND: Millones de Pies Cúbicos Normales Por Día.  Mw: Mega watios  PCED: Pies Cúbicos Estándar Por Día.  PE: Presión Estática.  TK: Tanque.5 GLOSARIO DE TERMINOS  BLS: Barriles  ºF: Grados Fahrenheit  CO2: Dióxido de Carbono.  UMS: Unidad Monagas Sur.  ENAGAS: Ente Nacional del Gas.  SIAHO: Seguridad Industrial.  MBD: Mil Barriles por Día.  LOHG: Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos.  CPI: Siglas en ingles que significan Separadores de Flujo de Placas Cruzado.  PCP: Prevención y Control de Perdidas. Ambiente e Higiene Ocupacional.  PPM: Partes por millón. Sociedad Anónima.
. DESCRIPCION DEL PROCESO OPERACIONAL QUE SE DESARROLLA EN EL CAMPO TUCUPITA.
1. Diagnosticar la situación actual en el Campo Tucupita para determinar el tema a desarrollar durante el proceso de pasantías ocupacional. Revisar el Manual de operaciones de la Planta. Estado Delta Amacuro. PDVSA Petrodelta. 2. Municipio Tucupita.CAPITULO III
Describir el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita. Describir la filosofía operacional del Campo Tucupita. 3.
23 CONTROLES:  T.
ACTUALMENTE SE LLEVA A CABO EN EL CAMPO TUCUPITA CON RESPECTO AL GAS NATURAL. 3.U Lenin Rivas  T. Determinar el proceso que realiza el Gas Natural en el Campo Tucupita. Definir los parámetros operacionales del Gas Natural en el Campo Tucupita.
II.U Técnico kelvys Quijada  Ingeniero Luis Manaure
Identificar el procedimiento que actualmente se lleva a cabo en el Campo Tucupita con respecto al Gas Natural.S. 2.S. Identificar los elementos que conforman el proceso del sistema del Gas Natural.
Analizar las normativas referentes a la permisibilidad de contenido de H2S y CO2 que debe contener el gas natural.
FASE III. 2. Revisar la Cromatografía del Gas Natural en el Campo Tucupita. ESTUDIO DE LAS CARACTERISTICAS QUE POSEE EL GAS NATURAL PARA VERIFICAR SI LAS MISMAS SE ENCUENTRAN DENTRO DEL MARCO DE PERMISIBILIDAD ESTABLECIDAS POR LAS NORMAS CORRESPONDIENTES. Efectuar pruebas de H2S y CO2 a los pozos del PAD-II.S. PAD-III y PAD-IV y al gas proveniente del Fwko-A 3.24 CONTROLES:  T.
.U Fidel Rivas  Técnico Luis Ochoa  Técnico EucarLethidel
 Técnico Carlos Astudillo  Ingeniero Leonardo Ochoa. caudal por unidad de longitud y peso molecular del gas natural. gravedad específica.
FASE IV. Indicar el poder calorífico.S. densidad.
Indicar las bases del diseño del sistema de almacenamiento de acuerdo a los parámetros de calidad del gas. 2.25  Ampollas de CO2 y H2S  Bomba Gastec
CONTROLES:  T.
. INDICACION DE LAS BASES DEL DISEÑO DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ACUERDO A LOS PARAMETROS DE CALIDAD DEL GAS.U Lenin Rivas. Demostrar el caudal de gas que se maneja en el flare a través de datos estadísticos.
26  Computadora
CONTROLES:  T.U Anderson De la Rosa.  Ing. Carlos Andrews  Técnico Carlos Astudillo
 Determinar el proceso que realiza el Gas Natural en el Campo Tucupita.  Indicar el poder calorífico. Diagnosticar la situación actual en el Campo Tucupita para determinar el tema a desarrollar durante el proceso de pasantías ocupacional. gravedad especifica. densidad. Municipio Tucupita. Describir la filosofía operacional del Campo Tucupita. PADIII y PAD-IV y al gas proveniente del Fwko-A  Analizar las normativas referentes a la permisibilidad de contenido de H2S y CO2 que debe contener el gas natural.     2 3 4 5 6 7 SEMANAS 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Fuente: Autor. caudal por unidad de longitud y peso molecular del gas natural.  Revisar la Cromatografía del Gas Natural en el Campo Tucupita. Identificar el procedimiento que actualmente se lleva a cabo en el Campo Tucupita con respecto al Gas Natural. AÑO: 2012
. Indicar las bases del diseño del sistema de almacenamiento de acuerdo a los parámetros de calidad del gas. Estudiar las características que posee el Gas Natural para verificar si las mismas se encuentran dentro del marco de permisibilidad establecidas por las normas correspondientes.  Identificar los elementos que conforman el proceso del sistema del Gas Natural.  Definir los parámetros operacionales del Gas Natural en el Campo Tucupita. Estado Delta Amacuro. Adaptación Organizacional Revisar el Manual de operaciones de la Planta. PDVSA Petrodelta.  Efectuar pruebas de H2S y CO2 a los pozos del PAD-II.  Demostrar el caudal de gas que se maneja en el flare a través de datos estadísticos.27
FASES OBJETIVOS 1 I Conocer el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita.
con un área de 73. PDVSA Petrodelta. visión y valores que caracterizan a la empresa. la cual fue dictada por parte de la Licenciada Alejandra Fuentes perteneciente al área de Recursos Humanos. Municipio Tucupita. 
Semana I y II: Del 15/03/2012 al 30/03/2012. DESCRIPCION DEL PROCESO OPERACIONAL QUE SE DESARROLLA EN EL CAMPO TUCUPITA.
INFORME DE LAS ACTIVIDADES DESARROLLADAS.
Posteriormente tomó la palabra el Ingeniero Jean Sayed.
Describir el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita. Estado Delta Amacuro. destacando que en Tucupita se encuentran 15 pozos activos. Se impartió una charla de inducción a la empresa.
FASE I. misión. la misma hizo referencia acerca de la historia de Petrodelta.28
CAPITULO IV. Luego se procedió a la firma de contrato
. donde el promedio total de producción es de 35800BPD (Barriles por Día) para todos los campos en conjunto. como está conformada.51 Km2 y una producción de 2000 BPD (Barriles por Día). quien hizo énfasis sobre la producción de Petrodelta.
Durante esta semana se da inicio al Proceso de Pasantías Ocupacionales en el Edificio Petrodelta ubicado en la ciudad de Maturín.
Seguidamente se efectuó una charla sobre los riesgos que se corren en el área de trabajo a cargo de la Licenciada Rosa Salazar. estacionamiento. quien nos habló de manera general acerca de las actividades y operaciones que se efectúan dentro de la empresa. Luego recibimos una charla de seguridad por medio del Ingeniero Luís Boada perteneciente al departamento del SIAHO (Seguridad Industrial. Ambiente e Higiene
En lo que corresponde a los días siguientes nos dirigimos hacia las instalaciones de Campo Tucupita presentándonos ante el Tutor Industrial Ingeniero Carlos Andrews.
Con la revisión del manual de operaciones comienza la tercera semana. así como también la forma en que se encuentra estructurada. A través de este se pudo constatar que el Campo Tucupita es una estación de flujo encargada de recibir el crudo proveniente de las locaciones ubicadas en Guara y Guasina. De igual forma se obtuvo conocimiento sobre los elementos que conforman el Campo Tucupita. quien resaltó la seguridad que se maneja en las instalaciones. quien explico las cláusulas y especificaciones contenidas en el mismo. siendo separado del agua y gas al cual viene asociado y luego es bombeado a través de un oleoducto a la estación UM-1 (Uracoa Monagas-1) ubicada en el Campo Uracoa.29
por medio de la Licenciada Gregoria Reyes. conjuntamente con el que se produce en planta. la cual facilitó las planillas referentes al seguro personal para ser firmado por cada uno de los pasantes. área de oficinas. IV y V: Del 02/04/2012 al 04/04/2012 y Del 09/04/2012 al 20/04/2012
Semana III y IV: Revisión del Manual de Operaciones de la Planta y Descripción de la Filosofía Operacional del Campo Tucupita. los cuales son: Planta de agua. sala de control. 
. Igualmente fuimos presentados ante el personal que labora en la empresa y con quienes nos correspondería interactuar a lo largo del proceso de pasantías.
patio tanque. planta generadora. separadores. flare. Año 2012
área de llenadero. entre otros. fosas. lo cuales se pudieron apreciar a través de esquemáticos (Ver Figura Nº 4 y Nº 5)
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. pozos productores e inyectores. Año 2012 Figura Nº 5 Esquemático de la Estación de Flujo Tucupita
En lo que corresponde a la cuarta semana. (PDVSA) Petrodelta. Temblador. ya que por
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. producción y tratamiento de crudo y gas. Isleño y el Salto que en su totalidad ocupan una superficie de 1060. Opera en el sur del estado Monagas y cuenta con seis campos operacionales conocidos como: Uracoa. Año 2012
Este equipo como su nombre lo indica es el encargado de separar el crudo del agua y del gas. operacionalmente trabaja con un aproximado de 45MB (Mil Barriles) de fluidos. Tucupita. explotación. aunque en estos momentos trabaja con 75MB (Mil Barriles) de fluidos. El técnico Lenin Rivas explicó acerca de los equipos que integran las operaciones en el campo y el recorrido que realiza el crudo hasta su destino final. En el Campo Tucupita se encuentran dos Freewater (Fwko) o separadores de agua libre. aunque actualmente solo se encuentra operativo el Freewater-A (Ver Figura Nº 6). Bombal. la presión promedio de operación es de 58psi a 60psi. es una empresa dedicada a la exploración.31
Adicionalmente se pudo conocer que Petróleos de Venezuela S. se efectuaron diversos recorridos para lograr lo que es el conocimiento sobre el funcionamiento de la planta.03 km2 aproximadamente.A.
. 201. donde están ubicados 5 tanques de almacenamiento.32
lo general. estos recipientes están diseñados para separar corrientes con una alta relación gas-liquido.
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. (Ver Figura Nº 7). Tenemos los tanques 200. Año 2012
Siguiendo el orden en el que se encuentran en la planta. debido a que el tanque 203 no está operativo a causa de problemas de corrosión. no obstante en la actualidad se encuentran activos 4. 202. 203 y 204 respectivamente.
 Altura de fabricante: 48pie  Altura de operación: 46pie  Capacidad de almacenamiento del fabricante: 24MB  Capacidad de almacenamiento de operación: 22.5MB
Es importante resaltar que cada uno de estos tanques posee en la parte superior una válvula de presión y vacío (Ver Figura Nº 8).5MB
TK. a consecuencia de las fluctuaciones de nivel que tienen lugar. y por otro lado. la cual cumple dos funciones fundamentales.5MB
TK-202: Se encarga de almacenar el agua proveniente del separador. en primer lugar evita que el tanque se presurice y por consiguiente se abombe.201: Almacena el agua de inyección.5 MB  Cantidad máxima: 40MB  Operación nivel no bombeable: 1pie
TK-204: Recibe agua de proceso y crudo recuperado del tanque 202.  Altura de fabricante: 48pie  Altura de operación: 46pie  Capacidad de almacenamiento del fabricante: 24MB  Capacidad de almacenamiento de operación: 22.  Altura fabricante: 40pie  Altura de operación: 37pie  Capacidad de almacenamiento del fabricante: 20MB  Capacidad de almacenamiento de operación: 18.33
 Capacidad de almacenamiento del fabricante: 24MB  Capacidad de almacenamiento de operación: 22. compensa la presión del tanque para evitar que este tienda a halar aire.
. Indicó que en Campo Tucupita el crudo producido viene asociado a grandes cantidades de agua. incluso se estima que se produce 95% de agua y el 5% restante es crudo. Este sistema está conformado en primer lugar por separadores de flujo de placas cruzado.34
Fuente: Autor. el cual es el encargado de separar las trazas de aceite y sólidos que contiene el agua proveniente del Fwko-A (Ver Figura Nº 9)
rompiendo así la emulsión presente y encapsulando dichas partículas. este equipo utiliza el llamado gas manto. los cuales tienden a eliminar el resto de aceites y otras partículas aún existentes.
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. Figura Nº 10 Desnatadora
. pasa hacia los filtros (Ver Figura Nº 11). Año 2012
Una vez que el agua cumple la fase antes descrita. luego son recolectadas en una serie de bandejas que integran el equipo cumpliendo así el proceso de desnatacion. el cual no es más que el gas natural que se obtiene de la separación efectuada. el gas manto tiende a realizar un efecto de empuje de las trazas de crudo aun contenidas en el agua hacia la superficie.35
Efectuada la separación el agua se dirige hacia los Wencos (Ver Figura Nº 10).
se tiene una auxiliar la P-418(Ver Figura Nº 13). AÑO: 2012
. no obstante el técnico Kelvys Quijada destacó que esta planta en la actualidad se encuentra fuera de servicio. no obstante.
De igual forma este campo cuenta con una bomba de transferencia P-417 (Ver Figura Nº12).
Fuente: Autor.36
Después de culminadas estas series de etapas el agua era llevada hacia el tanque de almacenamiento TK-201. estas bombas tienen una capacidad máxima y mínima de manejo de crudo: 30MB (Mil Barriles) y 8MB (Mil Barriles) respectivamente. que funciona con gasoil y cumple con la misma función. en caso de fallar esta bomba. Del mismo modo existe un sistema de medición llamada unidad LACT (Transferencia de Control Automático en la Localidad) (Ver Figura Nº 14). y no se dispone de una cantidad suficiente para mantener activa su operación. encargada de contabilizar el crudo que está siendo bombeado. puesto que la misma emplea el gas manto como se mencionó anteriormente. la cual es la encargada de transferir el crudo hasta la estación UM-1 ubicada en el Campo Uracoa.
(Ver Figura Nº 16) cuya función es crear incrementar la presión para que las bombas de inyección cumplan su función primordial. En la misma área nos encontramos con las bombas Booster de agua P406-A. AÑO: 2012
Fuente: Autor. P-406-C.37
Fuente: Autor. P-407-D y P407-E (Ver Figura Nº 15) encargadas de llevar el agua del TK-201 hasta los pozos inyectores.
. inyectar el agua. es decir. P-406-D y P-406-E. AÑO: 2012
Por otro lado se tienen las bombas de inyección P-407-B. P-406-B.
mientras que las de agua se emplean para drenar los tanques 200 y 204. AÑO: 2012
Por el área del patio tanque se tienen bombas Booster de crudo P-416-A y P-416-B y las Booster de agua P-405-A y 405B (Ver Figura Nº 17 y Nº 18). las primeras bombean el crudo hacia la bomba de transferencia.38
se encuentra el PAD-I (Ver Figura Nº 19) ubicado en Guara. TUC-19.
En lo que a las locaciones se refiere.39
Fuente: Autor. allí se encuentran los pozos: TUC-16. TUC-18. AÑO: 2012
Fuente: Autor. TUC-20 y TUC-21.
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. TEX-61. en este momento solo se encuentra activo el TEX-64 con una producción promedio de 3390bls (Barriles) de fluido con 164bls (Barriles) de crudo. por los pozos inyectores tenemos: TEX60. Dentro de los pozos productores se tienen: TEX-59. TEX-72 y TEX-78. TEX-63.
. TEX-64. Año 2012
Dentro de la estación Tucupita se encuentra el PAD-II integrado por un conjunto de pozos productores e inyectores (Ver Figura Nº 20). TEX-71.
En las locaciones de Guasina se encuentran el PAD-III y PAD-IV (Ver Figura Nº 21 y Nº 22). TEX-54. Año 2012
. TEX-77 para el PAD-IV. TEX-75. TEX-41. integrada por los pozos: TEX-46. Año 2012 Figura Nº 22 Locación PAD-IV
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. TEX-58 y TEX-70 para el PAD-III y TEX-16. TEX-66. TEX-67.
Fuente: Autor. un skid de compresión con tres compresores reciprocantes Ariel. permite a su vez maniobrar entre dos fuentes diferentes de gas para intercambio o compensación. las cuales impulsan dos generadores de 4. explicó el proceso que se lleva a cabo en Planta Generadora. es decir.
En primer lugar tenemos el Black-Start (Ver Figura Nº 23).8Mw (Mega Vatios) producida por dos turbogeneradores alimentados con gas natural. que emplea gas y gasoil.4 Mw (Mega Vatios).
Tiene una capacidad de 8. AÑO: 2012
. Esta planta está constituida por dos turbinas a gas marca Solar modelo Centauro 50. un skid de tratamiento de gas combustible. un enfriador y un generador auxiliar dual.
Figura Nº 23 Black-Start. donde el combustible principal es el Gas Natural. en la actualidad por la deficiencia de gas existente en la planta solo se emplea una turbina. a través de la acción ejercida por turbinas. destacando que a función primordial es la de generación eléctrica. el cual es un sistema separador gas-líquido y regulador de la presión del gas para consumo de las turbinas.42
Por su parte el Ingeniero Luis Manaure.
su eje va acoplado a un conjunto generador por medio de una caja reductora o sistema de engranajes con capacidad para generar 4. genera a la descarga 340psi que serán suministrados a la turbina.4 Mw (Mega Vatios). el cual es un compresor de dos etapas.
Fuente: Autor. además un sistema de protección y respaldo para casos de alarmas o emergencias. AÑO: 2012
. operación y control. la succión de operación varía en función del consumo de gas en la etapa de descarga. Esta turbina es movida a gas.43
Por otro lado se tiene el skid de compresión (Ver Figura Nº 24). Cuenta con varios sistemas para su arranque. AÑO: 2012 Igualmente se tiene el turbo compresor (Ver Figura Nº 25).
Figura Nº 25 Turbo Compresor. compuesto por la turbina Centauro 50. Planta Generadora
PAD-III y PADIV. donde se realiza la separación del crudo.
. PAD-II. de manera resumida se puede decir que para el proceso de generación. Año 2012
Una vez identificados cada uno de los elementos que integran a la estación de flujo Tucupita.44
De tal forma. agua y gas. es enviado a través de oleoductos hacia el Fwko-A (Freewater). donde se produce la combustión y por ende la generación eléctrica (Ver Figura Nº 26)
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. 77% es transferido a planta generadora y el 19% restante al Flare o mechurrio. después se dirige hacia el enfriador para entrar nuevamente hacia el Black-Start donde se repite la operación antes descrita ya que se deben cumplir dos fases. el gas pasa por el Black-Start para la separación del liquido y gas. luego pasa hacia los compresores para aumentar la presión. así pues luego de que el gas llega nuevamente al Black-Start es transferido ahora hacia los turbogeneradores. El fluido procedente del PAD-I. el 3% se utiliza para el consumo de los quemadores del equipo (Fwko-A). El gas emerge de la parte superior del equipo. el Técnico Lenin Rivas procedió a explicar el funcionamiento completo de la misma.
P-406-C. planta de agua no se encuentra operativa en estos momentos. por medio de unas válvulas automatizadas tienden a abrirse enviando así el crudo hasta el TK-200.45
El Fwko-A (Freewater) contiene 4 bandejas. P-406-D y P-406-E. . las bombas Booster P-416-A y P-416-B extraen el crudo del TK-200 hasta llegar a la bomba de transferencia P-417 encargada se bombear el crudo hasta la estación UM-1.
En lo que al proceso de inyección del agua se refiere. las cuales al alcanzar el nivel de interfaz alrededor de 70psi. Como ya se ha hecho mención anteriormente. pasando a su vez por la unidad LACT. intervienen las bombas Booster P-406-B. Con respecto al agua. P-407D y P-407-E a tener el flujo y presión requeridas para operar y lograr así trasladar el agua hacia los pozos inyectores ubicados en el PAD-II. Todo este proceso operacional se pudo visualizar por medio de un esquema (Ver Figura Nº 27)
. De la forma antes descrita opera el bombeo de crudo. asi entonces el agua ya separada se drena por la parte inferior y se transfiere hacia el Tk-201. las cuales extraen el agua del TK-201 ayudando de esta forma a las bombas de inyección P-407-B. se separa del crudo por la diferencia de densidad que existe entre ambos fluidos. ésta una vez realizada la separación se dirige hacia el TK-202 que es el tanque que almacena el agua de proceso. por lo que el agua para la inyección se obtiene del siguiente proceso: una vez que el agua llega al tanque de proceso.
es por ello que se realizó un análisis en función al gas natural que se produce en este campo.46
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. recuperación y activación de pozos.
. Se tomaron en cuenta diferentes aspectos. mas sin embargo resulta vital que el tema a tratar este relacionado directamente con nuestra carrera profesional. los relacionados con la corrosión. fueron tomadas para diagnosticar la situación actual en la empresa y buscar posibles problemáticas a ser tomadas como temas tentativos para la elaboración del presente informe. Año 2012
Semana V: Diagnostico de la situación actual en el Campo Tucupita para determinar el tema a desarrollar durante el proceso de pasantías ocupacional.
En lo que corresponde a estas dos semanas. entre muchos otros de real interés. mejoramiento de sistemas de seguridad.
Una de las dificultades presentes en la planta es la poca cantidad de gas que se produce. el cual será el almacén de este gas. donde en primer lugar se tiene evaluar el impacto ambiental que ocasiona su quema. lo cual afecta la función primordial de planta generadora. y por ende influye sobre la planta ocasionando en varias oportunidades las caída de la misma teniendo repercusiones así sobre su producción.
Como ya se ha explicado en argumentos anteriores. se propone su almacenamiento subterráneo.
Así entonces. pudiese emplearse cuando la producción de gas sea insuficiente para planta generadora. AÑO: 2012
. lo que enmarca el desarrollo de este informe será el estudio del gas natural. de tal forma que representando este tema un proyecto a gran escala. determinar los parámetros del pozo almacén y del gas natural y por último la realización del diseño para lograr llevar el gas que normalmente se quema en el flare hasta el pozo. tomando en cuenta que el gas que se quema en el flare aparte de que genera contaminación.
Fuente: Autor. Este pozo en años anteriores fue inyector de gas. que es emplear el gas para generar energía eléctrica y suministrarlo a la estación Tucupita para realizar sus operaciones. tomando en cuenta el pozo TEX-62 (Ver Figura Nº 28). se procedió a dividirlo en cuatro fases. del cual se alimentaba planta generadora. siendo esta la razón fundamental del porque es tomado para integrar el sistema de almacenamiento.
Este sistema está conformado por un depurador (Ver Figura Nº 29). encargado de eliminar los restos de crudo que no se lograron obtener en el separador. así como también eliminar algunas impurezas como el H2s (Sulfuro de Hidrogeno) y CO2(Dióxido de Carbono)al gas que va a ser empleado para el consumo del Fwko-A.48
OBJETIVO ESPECÍFICO: Identificar el procedimiento que actualmente se lleva a cabo en el Campo Tucupita con respecto al Gas Natural.
En el comienzo de esta semana se efectuó un recorrido para verificar el proceso que sigue el gas natural. VIII Y IX : Del 23/04/2012 al 18/05/2012
Semana VI y VII: Identificación de los elementos que conforman el proceso del sistema del Gas Natural. IDENTIFICACION DEL PROCEDIMIENTO QUE ACTUALMENTE SE LLEVA A CABO EN EL CAMPO TUCUPITA CON RESPECTO AL GAS NATURAL.
Fuente: Autor. VII. AÑO: 2012
Semana VI.
FASE II. el mismo estuvo dirigido por el técnico operador de planta Fidel Rivas.
Fuente: Autor. Es un recipiente diseñado para atrapar grandes cantidades de líquidos que
ocasionalmente llegan en la corriente de gas antes de pasar hacia el Flare. AÑO: 2012
Igualmente este sistema está integrado por el Flare o mechurrio (Ver Figura Nº 31). que se encarga de ventear o quemar el gas una vez que el mismo ha pasado por el SlugCatcher. evitando así posibles inconvenientes. AÑO: 2012
. como por ejemplo algún tipo de incendio a causa de los líquidos combustibles que pueda contener el gas.
encargados de medir las variables registradas a través de cada elemento de medición.
Fuente: Autor. encargado de registrar y medir los parámetros de operación del sistema de medición de placa orificio. se tienen el Registrador Barton (Ver Figura Nº 32). entre otras. Figura Nº 33 Registrador Multivariable
Fuente: Autor. el cual es un instrumento basado en un microprocesador que opera en forma diferente a los transmisores análogos convencionales.50
En cuanto a los elementos de registros. AÑO: 2012
Así mismo nos encontramos con el Registrador Multivariable (Ver Figura Nº 33). este elemento mide las tres variables del proceso: presión diferencial. presión estática y temperatura. incluyendo líquidos y gases y cualquier otro sistema que requiera ser medido por los métodos de presión diferencial y presión estática.
normalmente el consumo de gas en planta generadora esta por el orden de 1MMPCND (un millón de pie cubico normales por día) aproximadamente. Una vez que el gas es separado del crudo en el Fwko-A (Freewater).
Es importante resaltar que en el área del Flare. permitiendo el paso de éste.51
Una vez identificados los elementos que conforman el proceso que involucran al gas natural.
. por medio de los turbogeneradores genera la electricidad para luego proveer de energía a la estación de flujo Tucupita. agua y petróleo. este emerge a través de una línea por la parte superior. el excedente es transferido hacia el Flare. como se menciono anteriormente. el técnico Fidel Rivas procedió a explicar sobre el recorrido que realiza el mismo. al gas alcanzar una presión mayor a 54psi. una vez que pasa por el depurador es enviado hacia el equipo donde es utilizado por los quemadores para generar el poder calorífico necesario para que ocurra la separación de los tres fluidos: gas. donde es venteado o quemado (19% promedio). la válvula de control se abre. Esta válvula tiene un Set Point de 54psi. el gas pasa por medio de una válvula de control (Ver Figura Nº 34) que es la que permite la liberación del mismo hacia el mechurrio. es decir. y se bifurca en dos ramales. así como también la parte de gas consumo.
Otra porción (77% promedio) de gas es enviada hacia planta generadora. Por un lado una parte (3% promedio) del gas es transferido hacia el depurador a fin de eliminar impurezas que contenga. Una vez que planta generadora recibe la cantidad de gas suficiente para trabajar.
para finalmente ser enviado hacia el Flare. AÑO: 2012
Luego de que la válvula permite el paso del gas. este se dirige hacia el SlugCatcher.52
Fuente: Autor. donde se eliminan los condensados que contiene. Es importante resaltar que los condensados obtenidos se envían hacia el sumidero (Ver Figura Nº 35)
1588 0.00 18.9912 0.10 0.06 0. Año 2012
Del análisis cromatográfico podemos decir entonces.00 % PESO 0.00 100.2511 1.0066 0. que este gas natural está formado en su mayor parte por metano.53 0. COMPAÑÍA IDENTIFICACION DE LA MUESTRA PRESION DE MUESTREO TEMPERATURA DE MUESTREO FECHA DE ANALISIS PUNTO DE MUESTREO MUESTREADO POR COMPONENTE SULFURO DE HIDROGENO DIOXIDO DE CARBONO NITROGENO METANO ETANO PROPANO i-BUTANO n-BUTANO i-PENTANO n-PENTANO HEXANOS HEPTANOS OCTANO NONANOS DECANOS UNDECANOS + TOTALES PETRODELTA PLANTA TUCUPITA 51 PSI 149 ºF 22/06/2012 GAS COMBUSTIBLE SIMSA DE VENEZUELA %MOLAR 0.2898 0.0030 3.87 2.87 0.28 0. en proporciones próximas al 90%
.4580 0.11 0.0308 0.93 1.00
Fuente: PDVSA-Petrodelta.68 0.3161 86.18 0.56
ANALISIS COMPOSICIONAL DE GAS DE PLANTA.7062 0.5864 5.3550 0.56 0.00 0.2145 0.0000 100.0439 0.83 3.02 69.5884 0.
y fracciones variables de hidrocarburos gaseosos más pesados como etano. Bombas para medir H2S (Sulfuro de Hidrogeno) ó CO2 (Dióxido de Carbono).
Con la finalidad de determinar la calidad del gas que es obtenido en la estación de flujo. propano y pequeñas cantidades de otros elementos. PADIII y PAD-IV y al gas proveniente del Fwko-A y Análisis de las normativas referentes a la permisibilidad de contenido de H2S y CO2 que debe contener el gas natural. pudiéndose decir entonces que es un gas relativamente liviano.
Semana XI. AÑO: 2012
. XII y XIII: Pruebas de H2S y CO2 a los pozos del PAD-II.
Fuente: Autor. se ejecutaron muestreos a los pozos y al Fwko-A (Freewater) para determinar las concentraciones de H2S (Sulfuro de Hidrogeno) y CO2 (Dióxido de Carbono). Para efectuar estas pruebas se emplearon ampollas de H2S (Sulfuro de Hidrogeno) y CO2 (Dióxido de Carbono)(Ver Figura Nº 36 y Nº 37). AÑO: 2012
Fuente: Autor. el cual generalmente puede ser de capacidad de 1 galón.58). Conjuntamente con el Ingeniero Leonardo Ochoa y el Técnico Lenin Rivas. nos dirigimos hasta los pozos ubicados hacia Guasina y los que están en planta. (Ver Figura Nº 38) y envases.57
 Tomar una ampolla de H2S ó CO2. y romper ambas puntas (Ver Figura Nº 39). AÑO: 2012
El procedimiento a seguir para estas pruebas y el cual fue realizado es el siguiente:  Dirigirse al toma muestra del pozo o separador según sea el caso. AÑO: 2012
Fuente: Autor.58
abrir la válvula del mismo y esperar hasta que haya circulación de gas. (Ver Figura Nº 41)
Fuente: Autor. AÑO: 2012  Luego colocar el extremo libre del envase en la salida del toma muestra.  Halar el mango hasta que la bomba se trabe.59
 Introducir la punta de la ampolla cercana a la escala mayor en la entrada de la bomba Gastec.
Fuente: Autor. y esperar por lo menos 30 segundos. (Ver Figura Nº 40) a su vez introducir la punta de la ampolla cercana a la escala menor en el extremo lateral del envase.
Figura Nº 40 Colocación de la Ampolla. AÑO: 2012
AÑO: 2012 H2S(ppm) CO2(%) 8 4 4 24 16 4 12 2 46 2 20 5 10 4 12 4 10 4 12 6
Como se puede observar en la tabla antes mostrada. PAD-III y PAD-IV. a boca de pozo el contenido de H2S y CO2 presentan valores relativamente altos.
De esta manera se llevó a cabo el procedimiento para determinar el porcentaje de CO2 y los ppm H2S en los pozos que integran el PAD-II.60
 Cerrar la válvula del toma muestra y retirar el equipo.  Leer la concentración de H2S y CO2 en la interfase donde se presenta el cambio de color.SU LENIN RIVAS FECHA DE MUESTREO: 10/05/2012 POZO TEX 16 TEX 41 TEX 46 TEX 58 TEX 64 TEX 66 TEX 67 TEX 70 TEX 75 TEX 77 Fuente: Autor. que generalmente se caracterizan por poseer altos contenidos de bacterias de las cuales se debe dicha característica.
ANALISIS DE H2S Y CO2 CAMPO TUCUPITA ANALISIS EFECTUADO POR: ING. LEONARDO OCHOA
T. obteniendo los siguientes resultados que se pueden observar en la tabla Nº 6. esto se debe a la composición de los estratos. Con la finalidad de determinar el contenido de H2S y CO2 del gas natural que es obtenido de la
Figura Nº 42 Muestreo en el Registrador Barton. AÑO: 2012
Los resultados obtenidos a un 50% (se dice de esta manera cuando se toma una lectura.61
separación. en la cual la bomba se gradúa a 50% por lo que el resultado obtenido es multiplicado por dos) fueron 14ppm para el H2S y 8% de CO2. AÑO: 2012
Figura Nº 43 Muestreo en el Registrador Barton.
Fuente: Autor. se procedió a efectuar nuevamente la prueba antes descrita pero en este caso en el Fwko-A.
Con el apoyo del Ingeniero Leonardo Ochoa y el Técnico Omar Jiménez nos dirigimos hacia el Registrador Barton ubicado en las adyacencias del Fwko-A (Ver Figura Nº 42 y Nº 43) y se tomó la primera muestra. sin embargo
Tabla Nº 7 Muestreo de H2S y CO2 del Fwko-A.62
esta lectura resulta no ser tan precisa.
ANALISIS DE H2S Y CO2 CAMPO TUCUPITA ANALISIS EFECTUADO POR: ING. obteniéndose diversos resultados.SU LENIN RIVAS TECNICO OMAR JIMENEZ MUESTREO EFECTUADO EN EL FWKO-A TANTO FECHA % H2S(ppm) 06/06/2012 50 14 08/06/2012 50 20 08/06/2012 100 23 11/06/2012 100 28 Fuente: Autor. LEONARDO OCHOA
T. los cuales se pueden observar en la tabla Nº 7 que se observa a continuación. AÑO: 2012
Fuente: Autor. por lo cual se repitió nuevamente pero en el toma muestra del Fwko-A (Ver Figura Nº 44). AÑO: 2012
. para una muestra al 100%. proteger y preservar el medio ambiente. creó las Normas Técnicas Aplicables a la calidad del gas en sistemas de transporte y distribución (NTA).
En función de las características que se estudian en el presente informe en cuanto a contenido de CO2 y H2S se refiere. los estándares de calidad del gas natural. Una vez obtenidos estos resultados se procedió a verificar por medio de normativas la permisibilidad de contenidos de estos elementos que debe poseer el gas natural.5% molar y el de H2S será de 12 ppm molar.16 ppm molar para el H2S. Dicha norma plantea con carácter de obligatoriedad.63
De esta manera se puede concluir que el promedio es de 25ppm y 8% de H2S y CO2 respectivamente.
Basándose en el numeral 8 del artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG). conforme a las normas legales. cónsonos con los establecidos a nivel internacional y dirigidos a conservar. seguridad y calidad relacionadas. la variación de resultados se debe a las constantes fluctuaciones en la entrada de fluidos al equipo separador. el Ente Nacional del Gas (ENAGAS) promoviendo el uso eficiente y la aplicación de las mejores prácticas en la industria del gas. especifica que los valores máximos para CO2 es de 2% molar y 4. Las especificaciones en cuanto a la corrección de estas características se pueden encontrar en el anexo del presente informe. reglamentarias y técnicas de eficiencia. el artículo 6 de la NTA. de conformidad con lo dispuesto en el segundo a parte del capítulo 3 de la citada ley. establece que el CO2 como límite máximo el valor es de 8. Por otro lado. la Norma Venezolana COVENIN 3568-2:2000 en cuanto a las limitaciones de los componentes mayoritarios y minoritarios del gas.
comprendidos desde enero hasta mayo. gravedad específica. XV y XVI: Demostración del caudal de gas que se maneja en el flare a través de datos estadísticos e indicación del poder calorífico.64
Indicar las bases del diseño del sistema de almacenamiento de acuerdo a los parámetros de calidad del gas. caudal por unidad de longitud y peso molecular del gas natural.
Por otro lado se llevó a cabo el cálculo de caudal por unidad de longitud. En lo que respecta a la estimación del volumen de gas que se ventea en el flare. 
Semana XIV. obteniendo los siguientes resultados: 
. obteniendo finalmente un volumen promedio de 269MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por Día). densidad. se procedió a obtener un promedio a través de la utilización del Reporte de Manejo de Fluidos que se realiza en la Estación de Flujo Tucupita.
FASE IV. Para ello se tomaron en consideración cinco meses. las estimaciones se pueden ver reflejadas en el anexo del presente informe. XV y XVI: Del 25/06/2012 al 13/07/2012
Semana XIV. El mismo se obtuvo por medio del empleo de la ecuación de Panhandle B (Ver cálculo en el anexo) para tres casos. INDICACION DE LAS BASES DEL DISEÑO DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ACUERDO A LOS PARAMETROS DE CALIDAD DEL GAS.
y la gravedad especifica.65
0. obteniéndose entonces los siguientes resultados:
19. valor calorífico ideal bruto y neto. los cálculos se encuentran detalladamente en el anexo de este informe. se llevo a cabo tomando como base la cromatografía y las constantes universales de combustión.6806
es enviada a Planta Generadora.12Psi y Temperatura 149.1 CONCLUSIONES. Presión Estática 69. crudo y gas. donde no todos operan al máximo de su capacidad. el excedente es trasferido hacia el mechurrio para ser venteado o quemado.1. se pudo constatar que luego de que este emerge del separador se bifurca en dos ramales para cumplir dos funciones fundamentales. en primer lugar. para el gas consumo: Diferencial de Presión 0. el gas se emplea en su mayor parte para generación eléctrica y el crudo es bombeado hacia la estación ubicada en Uracoa.95 ºF. Presión Estática 69. Después que se alcanza el tope de consumo de gas para el proceso descrito.66
CAPITULO V 5. siendo una cantidad promedio de 19%. el porcentaje promedio de 3% pasa a través de un depurador para posteriormente ser empleado por el equipo separador. donde posteriormente con la utilización de equipos separadores se obtienen agua.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Respecto a los parámetros operacionales del gas.69Psi y
.92” de H2O.50” de H2O.  Una vez efectuada la identificación minuciosa sobre el procedimiento que se lleva a cabo en el Campo Tucupita en relación al gas natural. y la otra parte. A su vez se pudo verificar el estado de los equipos que integran dicho proceso. el agua es inyectada a los yacimientos. se puede concluir que esta es una estación de flujo encargada de recolectar el fluido proveniente de las diferentes locaciones que lo integran. se tienen los siguientes valores obtenidos de forma promedio: para el Fwko-A(separador): Diferencial de Presión de 6. alrededor del 77%.  Luego de conocer el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita. 5.
99%.25%. encontrándose el sulfuro de hidrogeno fuera de los límites permisibles establecidos por normas venezolanas. propano con 1. butano con 0. el peso molecular de 19. como es el caso de la Norma COVENIN 3568-2:2000.46 Psi y Temperatura de 88.67 ºF y por ultimo planta generadora con Diferencial de Presión de 3.  En cuanto a la determinación de las bases de diseño.5% y otros elementos con valores inferiores al 1%. Presión Estática 259. a partir de la cual se puede decir que es un gas relativamente liviano conformado en su mayor parte por metano con un valor aproximado de 86.79” de H2O.6806.48 ºF  Para determinar las características que posee el gas natural en la Estación de Flujo Tucupita se empleó la cromatografía efectuada al mismo. que establece como valores límites máximos 12ppm.58%.
. se procedió a efectuar el cálculo de las propiedades físico-químicas del gas de la Estación de Flujo Tucupita. donde se pudo determinar que el volumen promedio de gas que se ventea es de 269 MPCND (Mil Pie Cubico Normales Por Día). Respecto a las pruebas de dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno aplicado en diferentes puntos.67
Temperatura de 92.74 gmol-1. valor calorífico bruto y neto de 1115 BTU/PC y 1017 BTU/PC respectivamente con una gravedad especifica de 0. y con cantidades menores de etano con 5. se determinó que posee cantidades próximas a 8% y 25ppm respectivamente.
5. El secuestrante más adecuado para el caso estudiado es el denominado Triazinas. que pueden afectar el diseño del sistema de almacenamiento subterráneo a instalar.2 RECOMENDACIONES  Elaborar un Plan de Mantenimiento Preventivo a los quipos que integran el proceso operacional de acuerdo con las especificaciones sugeridas por el fabricante. a fin de maximizar y optimizar la capacidad de funcionamiento de los mismos.
.  Aplicar la inyección continua de secuestrantes de H2S en la tubería de gas para disminuir su concentración y de tal forma encontrarse cónsono con las limitaciones establecidas en la Norma Venezolana COVENIN 35682:200. Igualmente es importante efectuar evaluaciones periódicas a los equipos y elementos que se relacionan directamente al proceso del gas y evitar fallas que puedan afectar el funcionamiento normal.  Revisar las propiedades físico-químicas calculadas del gas en la Estación de Flujo Tucupita. a fin de verificar la compatibilidad operacional con los equipos y elementos a emplear en el sistema de almacenamiento subterráneo. empleándose adicionalmente antiespumante.  Realizar seguimientos sobre los parámetros operacionales del gas natural para descartar variaciones en los mismos. el cual es un condensado de amina-aldehído que se aplica por medio de una inyección continua en la corriente de gas.1.
2 BIBLIOGRAFIA 5. Disponible en:
http://es.rincondelvago..1 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS  Benton Vinccler C.  Martínez Francisco. (2007).2. [On-line].A.scribd. Año 2005 Guía de Medición de Gas./Ing%20de%20produccion%20C3.
[On-line].69
5. Año 2009 Tecnología de Gas en superficie
5. Año 2002 Manual de Producción Tucupita  Harvest Vinccler C.com/cromatografia_2. Disponible en y gas.A.mx/.2.pd  Producción de petróleo www.unam.
www.oilproduction.ingenieria.html
..net  Ingeniería del Gas Natural (2009). [On-line].3 REFERENCIAS ELECTRÓNICAS  Ingeniería
(2003).com/doc/7265775/Ingenieria-Del-Gas-Natural  Norma Venezolana COVENIN 3568:2-2000 (2000)  http://html.
70 REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA VICERRECTORADO ACADÉMICO CARRERA: INGENIERÍA DE GAS
que es obtenido en el proceso de separación en la Estación de Flujo Tucupita. serán analizadas en este estudio para analizar su calidad y además para disponer de los parámetros básicos que se requieran en el diseño del sistema de almacenamiento subterráneo. poder calorífica. la mayoría de bajo peso molecular. y determinar las bases del diseño adecuadas para lograr su almacenamiento subterráneo.
Presentar los resultados de las propiedades y características calculadas del gas total. la caracterización y manejo del gas natural se hace con procedimientos desarrollados. Dada su naturaleza gaseosa. por lo que sus componentes químicos. que permite definir con relativa facilidad sus propiedades físicas y verificación de los requisitos de calidad que exigen su manejo.71
Determinar las características y propiedades que presenta el Gas Natural en la Estación de Flujo Tucupita. propiedades y características más importantes como el peso molecular. entre otras.
. que puede estar en estado gaseoso o líquido en el yacimiento pero al traerlo a superficie y despresurizarlo está en estado gaseoso. el gas natural es `producido conjuntamente con el petróleo y agua.
Hablando del Campo Tucupita. aunque acompañado con líquido y por lo tanto es necesario separarlos para manejar de manera independiente ambas fases. El principal componente es el metano pero el rango de hidrocarburos presente es bastante amplio. gravedad especifica.
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos.
donde contiene en mayor magnitud metano. para el caso en estudio: Normas COVENIN 3568-2:2000  Análisis de H2S Y CO2 Tabla Nº 9 Análisis de H2S Y CO2
Fuente: Autor. propano. además de trazas de otros componentes mas pesados. se efectúa un muestreo al mismo para verificar el contenido de H2S (Sulfuro de Hidrogeno) y CO2 (Dióxido de Carbono)que pueda contener y comparar si los valores se encuentran cónsonos con la permisibilidad establecida por las normativas venezolana.
Con la finalidad de determinar las características que presenta el gas en la Estación de Flujo Tucupita. se caracteriza por ser una mezcla de hidrocarburos. El gas obtenido en la Estación de Flujo Tucupita. AÑO: 2012
. CARACTERIZACION DEL GAS
Por medio del análisis cromatográfico del gas.72
ETAPA I. se puede tener noción acerca de la concentración de los componentes mayoritarios y minoritarios que el mismo posee. seguido de etano.
5 ppm y 8% respectivamente. pudiendo estar presentes en la distribución de las fases gas. Según las normativas referentes a la calidad del gas: COVENIN 3568: 2-2000 (ver tabla Nº 10). el promedio de H2S y CO2 es de 25. El metal de las tuberías. como el originado de la actividad de las bacterias. puede sufrir fragilización y falla por efecto de
. como método a emplear se tiene la utilización de secuestradores de H2S
Fuente: Norma COVENIN 3568:2-2000. AÑO 2000  Particularidades del H2S El sulfuro de hidrogeno(H2S) proviene tanto de la formación del yacimiento.73
Como se puede observar en la tabla Nº 9. por ejemplo. es notable que el sulfuro de hidrogeno se encuentra fuera del límite establecido por lo cual. crudo y petróleo. generando serios problemas de corrosión y provocando fallas de los materiales a corto plazo.
un medio para introducir el químico en la corriente gaseosa. y están constituidos por una mezcla de varias substancias gaseosas cuya composición química resultante ser de carácter complejo. además de severos daños a los equipos y por ende disminuiría su vida útil.
ETAPA II. La inyección del químico es usualmente continua y se aplica cerca de la cabeza del pozo (luego de separar el agua coproducida y los hidrocarburos líquidos) o en la instalación central de deshidratación.
Para el caso del tratamiento del gas en la estación de flujo Tucupita.  Secuestrantes de H2S Se conoce como Secuestrantes a los químicos utilizados en sistemas de tratamientos de gas. CALCULO DE PROPIEDADES.
En condiciones de alta velocidad de penetración de H2. ya que solo consiste en una inyección continua de química. por lo que no es posible especificarla mediante una fórmula química ordinaria. constituyen una alternativa tecnológica de gran utilidad. es necesaria la aplicación de esta alternativa. específicamente del que se dirige hacia el flare. Por razones económicas. acelerando el tiempo de deformación y rotura. el metal puede llegar a presentar ampollamiento. Este sistema consiste en una bomba de inyección del químico. una sección de contacto gas/liquido y una sección de separación del químico consumido y sus productos de reacción.74
la absorción molecular del hidrogeno proveniente de la disociación H2S presente sobre la superficie metálica. por las razones antes expuestas. así entonces dicha inyección deberá situarse antes del Slug-Catcher.
mediante la siguiente ecuación matemática: ∑ Donde: Ma: Peso molecular aparente de la mezcla de gas. poder calorífico. El peso molecular aparente de un gas natural. Yi: Fracción molar del componente „i‟ de la mezcla de gas. se tomó como referencia los pesos moleculares calculados para las constantes de combustión universal.  Peso Molecular. los cuales se pueden observar en la siguiente tabla (Ver Tabla Nº 11)
. Por consiguiente se determinan las propiedades físico-químicas tales como peso molecular. Los pesos moleculares y otras propiedades de los componentes más comunes del gas se pueden obtener de tablas de propiedades físicas existentes en la literatura. gravedad específica y caudal del gas. n : Numero de componentes en la mezcla de gas. Nº 1
Para el cálculo del Peso Molecular aparente del Gas que se obtiene en la Estación De Flujo Tucupita. es necesario determinar los componentes que lo conforman y en qué proporción (porcentajes) se encuentran. formado por „n‟ componentes.
Ec. A partir de estas propiedades lo cálculos suelen ser sencillos sin mayor complejidad a presentarse. Mwi: Peso molecular del componente „i‟ de la mezcla de gas. puede calcularse a partir de la fracción molar y pesos moleculares individuales de cada componente.75
Para comprender en debida forma el comportamiento del gas y establecer las bases del diseño para su almacenamiento subterráneo.
Fuente: Manual de Combustión p. AÑO 2009 Es importante resaltar que para el cálculo del peso molecular aparente se necesita la fracción molar de cada componente.14.76
Tabla Nº 11 Constantes Universales de Combustión. es por ello que se procedió a tomar cada sustancia obtenida en la cromatografía y se dividió entre 100 debido a que se encontraba expresada en porcentaje molar.
0098 28.019912 0.3419 0.0428 30.005884 0.2090 0.0966 58.8780 0.000066 0. AÑO: 2012
Así entonces tenemos que al multiplicar la fracción molar con el peso molecular de cada componente y efectuar la sumatoria final.77
0.4104 0.1704 86.003 0.5789 0.0135 16.0819 44.1022 1.001588 0.0395 0.007062 0.258 142.3304 0.1773 100.03355 0.285 156.1235 72.4765 0.1591 0.0697 44.000
0.00939 0 19.0885 13.204 114.003161 0.1848 0.231 128.1235 58.8908 1.002145 0.00458 0.0501 0.1504 72.74
Fuente: Fuente: Autor. obtenemos por consiguiente un Peso Molecular Aparente (MWa) igual a 19.000439 0.052511 0.865864 0.000308 0.002898 0.0000
34.74 gmol-1
0193 877. Nº 2
Donde: PC: Poder calorífico del gas natural.78
 Valor Calorífico Bruto Ideal y Valor Calorífico Neto Ideal.03355 0.052511 0.6119
. donde se multiplica la fracción molar de cada componente con su respectivo valor calorífico bruto.003161 0. que corresponde al poder o valor calorífico bruto ideal para la mezcla gaseosa en la Estación de Flujo Tucupita.865864 0. Se lo define como el calor liberado al quemarse completamente un volumen unitario del gas bajo determinadas condiciones de presión y temperatura.
En la tabla Nº 13 se puede observar que se aplico la ecuación Nº 2.
El poder calórico. obteniendo así la sumatoria final de 1115 BTU/pie3. Yi: Fracción molar del componente „i‟ de la mezcla de gas.003 0. PCi: Poder calorífico del componente „i‟ del gas. es una característica importante del gas natural.019912
0. denominado también valor o potencia calorífica. El poder calorífico bruto se puede calcular de la siguiente manera: ∑
Ec.1202 94.0997 51.
3520 11.00458 0.007062 0.9840 16.002898 0.002145 0.001588 0.3266 86.2252 8. en la tabla Nº 14 aplicando el procedimiento análogo al anterior. siendo de 1017 BTU/pie3
0.9689 10.000066 0.000308 0. AÑO: 2012
De igual forma.019912 0.003161 0.4901 18.6412 10.003 0.7631 9.005884 0.0655 47.052511 0.8201 18.7996 23.005884 0.0178 798.79
Fuente: Autor.00458 0.03355 0.002898 0.865864 0.0000
19.2698 21.007062 0. se obtuvo el poder o valor calorífico neto ideal.000439 0.4444
y es una constante.001588 0. la gravedad específica se calcula como la relación entre el peso molecular del gas y el peso molecular del aire. AÑO: 2012
 Gravedad Específica. Nº 5 Donde:
. y la ecuación Nº 4.000308 0.
La gravedad específica de un gas se define como la relación entre la densidad del gas y la densidad del aire calculada a las mismas condiciones de presión y temperatura. oxigeno y otros gases.0988
Fuente: Autor. teniendo en cuenta esto.000066 0. con un peso molecular aparente de 29 y por tanto. Según la ecuación Nº 4. MWgas: Peso molecular del Gas MWaire: Peso molecular del aire
El aire es una mezcla de nitrógeno.000439 0.0000
Ec. Nº 4 Donde: Γg: Gravedad específica.80
0. también es común calcular el peso molecular aparente de una mezcla de gases de la siguiente forma (Ver ecuación Nº 5):
. se realizó mediante datos estadísticos. Nº 6
Sustituyendo el peso molecular aparente de la mezcla obtenido anteriormente en la ecuación Nº 6. tenemos:
De tal manera que. tenemos que la gravedad específica para el gas es de 0. donde se procede a realizar un despeje simple.6806.
Para la determinación del volumen del gas que es venteado. quedando de la siguiente forma (Ver ecuación Nº 6) Ec. tomando como base el Reporte de Manejo de Fluidos que se efectúa a diario en el Campo Petrodelta. tomando en cuenta seis meses comprendido de Enero hasta Mayo. al dividir. 29: Peso molecular del aire
En base a la ecuación Nº 5 se calcula la gravedad específica del gas en estudio.
MWa: Peso molecular aparente del gas Γg: Gravedad específica. esto es para cada mes. Y finalmente se lograra conseguir el volumen de gas venteado promediando los cinco meses juntos.
Total: 8836 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales).
Tabla Nº 16 Volumen de Gas Venteado. mes de Enero.82
. mes de Febrero
Fuente: Autor. Total: 9122 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales).83
Febrero. Siendo en Promedio 315 MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por día)
. Siendo en Promedio 255 MPCND (Mil Pies Cubico Normales Por día)
Tabla Nº 18 Gas Venteado. mes de Marzo
Abril. mes de Abril
. Total: 5963 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales). Siendo en Promedio 199 MPCND (Mil de Pies Cúbicos Normales Por día)
Tabla Nº 19 Gas Venteado.
se tiene que el volumen de gas venteado es de 269MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por Día)
Mayo. Total: 9020 5963 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales). Siendo en Promedio 291 MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por día)
Tabla Nº 20 Gas Venteado. mes de Mayo
Al efectuar una suma de los cinco meses antes descritos y obtener el promedio.
 Calculo del caudal de gas por unidad de longitud.6806 0. Para efectos de cálculo del caudal del gas en estudio. se efectúa por medio de la ecuación de Panhandle B (Ver ecuación Nº 7)
Donde: qsc: Caudal. AÑO: 2012 0.938 149 dependiendo del caso.
Tabla Nº 21 Variables para el Cálculo del Caudal Psc Tsc Dp D Tav L Variable. Fuente: Autor. pulg Tav: Temperatura promedio. 14. En primer lugar se obtiene el caudal que circula a través de la longitud comprendida entre la válvula de control hasta el flare. se tienen los siguientes valores (Ver tabla Nº 21).7 520 0. el cálculo de caudal se efectúa para dos casos.
Para calcular el caudal de gas que circula a través de la tubería.25 11. tomando en cuenta que las presiones 1 y 2 serán sustituidas por el diferencial de presión (Dp). ºR P1: Presión aguas arriba P2: Presión aguas abajo d: Diámetro de la tubería.993 Γg Zav
Al sustituir todos estos valores en la ecuación Nº 7. milla Γg: Gravedad específica del gas Zav: Factor de compresibilidad promedio. PCED Psc: Presión estándar. psia
Tsc: Temperatura estándar. ºR L: Longitud. en segundo
Fuente: Autor. y en segundo caso se encuentra la longitud que abarca la distancia desde la válvula de control hasta el flare mas la distancia desde ese punto hasta donde será ubicado ese compresor (Estimación Nº 2). calculada a una temperatura promedio (Tav) de 149 ºF
. por requerimientos de la ecuación a aplicar. en lo que respecta a la longitud fue necesario efectuar una conversión de la misma a millas. para ello se emplearon los siguientes factores:  1m  1 milla 3.0590 0.6 596. (Ver tabla Nº 22)
PIE 311.88
lugar se tiene la longitud de la tubería que será instalada en el diseño de almacenamiento subterráneo del gas desde dos ángulos: primero.1130 0. AÑO: 2012
Nota: Como se puede observar en la tabla anterior.76
MILLAS 0.96 547. la longitud desde la válvula de control hasta un punto situado 21mts(metros) antes del flare mas la longitud desde ese punto hasta donde se estima será situado el compresor (Estimación Nº 1). es importante resaltar que el factor de compresibilidad a temperatura promedio (Zav) es tomado de la cromatografía del gas de la Estación de Flujo Tucupita.28 pie 5280 pie
lo cual se debe a la baja producción respecto a este fluido. el cual es un condensado de amina-aldehído que se aplica en una inyección continua por la corriente de gas.
. mientras que para los compresores reciprocantes.89
ETAPA III. se reflejará una disminución de la presión de descarga. Por el contrario si el peso molecular real es mayor que el de diseño se observará una alta presión diferencial y un trabajo sobrecargado. una disminución del caudal y una inestabilidad en el compresor por bajo flujo.
De acuerdo a los cálculos efectuados en la Estación de Flujo Tucupita se manejan volúmenes de gas relativamente bajos y en ocasiones con algunas variaciones. los cuales son los siguientes: 
Para adecuar el contenido de H2S (Sulfuro de Hidrogeno) según lo establecido por la Norma COVENIN. en estos casos la orientación del diseño va dirigida hacia la utilización de compresores reciprocantes. estas condiciones afectan en menor medida. siendo esto para el caso de los compresores centrífugos.
Una vez efectuada la caracterización y cálculo de las propiedades del gas natural de la Estación de Flujo Tucupita. CONSIDERACIONES A TOMAR EN CUENTA A PARTIR DEL ESTUDIO EFECTUADO. citada anteriormente. por lo cual debe adicionarse un antiespumante. específicamente el denominado Triazinas.
El peso molecular es una variable particular que puede presentar variaciones entre la condición de diseño y la condición operacional. sin embargo es necesario resaltar que este tipo de Secuestrantes tienden a formar espumas con el gas natural. se sugiere la utilización de secuestrantes de H2S. Si el peso molecular real es menor que el utilizado para el diseño. tiene lugar diferentes puntos de atención a fin de ser considerados en la selección de los elementos que integraran el sistema de almacenamiento subterráneo.
Así entonces de manera general se puede decir que el conocimiento de las características y propiedades del gas se deben calcular para establecer la compatibilidad operacional que tendrá este con el sistema de almacenamiento y los equipos que lo han de integrar. no afecta en gran medida la escogencia de los equipos para el diseño de almacenamiento.90
La relación de valores caloríficos.
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