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Timestamp: 2017-02-28 06:06:06+00:00

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Parametros Del Gas Natural
NavegarInteresesBiography & MemoirBusiness & LeadershipFiction & LiteraturePolitics & EconomyHealth & WellnessSociety & CultureHappiness & Self-HelpMystery, Thriller & CrimeHistoryYoung AdultNavegar porLibrosAudio librosNoticias & RevistasPartiturasExplorar todoSubirIniciar sesiónRegistrarseh REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADAVICERRECTORADO ACADÉMICO CARRERA: INGENIERÍA DE GAS
ESTUDIO SOBRE LOS PARAMETROS 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, UBICADO EN EL CAMPO TUCUPITA, PDVSA PETRODELTA. MUNICIPIO TUCUPITA, ESTADO DELTA AMACURO.
(INFORME FINAL DE PASANTÍAS OCUPACIONALES)
Autor: Azócar Rojas María Cecilia. Tutor Académico: Ingeniero Yudannys Polo.
Tucupita, Julio de 2012.
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA)-PETRODELTA ESTACIÓN DE FLUJO, CAMPO TUCUPITA ESTADO DELTA AMACURO.
PERÍODO DE PASANTÍAS OCUPACIONALES DESDE EL 15 DE MARZO DEL AÑO 2012 HASTA EL 14 DE JULIO DEL AÑO 2012
Realizado con la asesoría de: Tutor Académico: Ing. Yudannys Polo. Tutor Industrial: Ing. Carlos Andrews.
Por: Br. AZOCAR ROJAS MARIA CECILIA. C.I: V/ 19.403.827 Carrera: INGENIERÍA DE GAS.
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, 14 de Julio de 2012
Ciudadana: Msc. Eglee Bermúdez Coordinadora de Pasantías Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza ArmadaBolivariana Su Despacho.-
Por medio de la presente me dirijo a Ud., con el fin de certificar que he leído y revisado el presente INFORME FINAL DE LAS PASANTÍAS OCUPACIONALES, elaborado por la ciudadana Bachiller: MARIA CECILIA AZOCAR ROJASC.I.: V/19.403.827como requisito exigido por la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armadapara aprobar la Pasantía Ocupacional. 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.
__________________ Tutor Empresarial Ing. Carlos A. Andrews H. C.I. V/14.488.035
I. Eglee Bermúdez Coordinadora de Pasantías Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza ArmadaBolivariana Su Despacho. 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.403. 14 de Julio de 2012
Ciudadana: Msc. Yudannys Polo. elaborado por la ciudadano Bachiller MARIA CECILIA AZOCAR ROJASC. V/ 19.-
Por medio de la presente me dirijo a Ud..I. C.140.
________________________ Tutor Académico Ing.827.: V/19.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.848
. como requisito exigido por la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada para aprobar la Pasantía Ocupacional. con el fin de certificar que he leído y revisado el presente INFORME FINAL DE LAS PASANTÍAS OCUPACIONALES.
V/14.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: 14 de Julio de 2012. 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. Carlos A.488.
APROBACION DEL TUTOR. C. mediante la presente comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por el (los) bachiller (es) MARIA CECILIA AZOCAR ROJAS. Andrews H. Municipio Tucupita. Estado Delta Amacuro
__________________ Tutor Empresarial Ing. ubicado en el Campo Tucupita.
Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería de Gas. PDVSA PETRODELTA.035
PDVSA PETRODELTA.818
. miembros del Jurado Evaluador designado por el Consejo Académico de la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada Nacional (UNEFA).759 ______________________ Msc.
En fe de lo cual dejan constancia en Tucupita. dejan constancia de que el informe se considero APROBADO. MUNICIPIO TUCUPITA. para evaluar la presentación y el informe de la Pasantía Industrial presentado por el (los) bachiller (es): AZOCAR ROJAS MARIA CECILIA. Yudannys Polo C. 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.
Quienes suscriben.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. a los fines de cumplir con el último requisito académico para obtener el título de Ingeniero de Gas.I:V/ 9. ESTADO DELTA AMACURO.I:V/ 18. UBICADO EN EL CAMPO TUCUPITA. Eglee Bermúdez C. _________________ Ing.140.858. a los 20 días del mes de Noviembre del 2012.
APROBACION DEL COMITÉ EVALUADOR.387.848 __________________ Ing. Hidannys Calderón C.
Adrian. Victoria. Mi Virgen y Mis Santos porque sin su luz no hubiese podido llegar hasta el final de esta meta. a mi compadre Manuel Martínez el mejor amigo que he tenido.DEDICATORIA
 Primeramente debo dedicarles este logro a Dios. Alexander. y por guiarme siempre por el buen camino para llegar hasta donde he llegado y lo que aun me falta por hacer. Valentina. mi abuelo Eloy Rojas que se con toda certeza que siempre estuvo a mi lado ayudándome en lo que le pedía.  A mi prima Neumar Rojas. Gabriel. espero retribuirle un poco todo lo que me han dado  A mis hermanos Dorisnet. Rafael. Azócar R.
.  A mis padres por haberme dado la vida. José Jesús.  A tres seres especiales que tengo en el cielo y que nunca olvidare. Carlos. A todos ustedes dedico este primer logro de muchos que vendrán! María C. y a mi abuela Olimpia que guía mis pasos y abre mis caminos.  A mis sobrinos Fernando. Elisa y Rafael por el apoyo brindado. por el apoyo incondicional que me brindo en los momentos que más necesite. Alicia y Jesús espero de corazón les sea de ejemplo. y que sepan que estudiar es el mejor camino que podemos seguir.
 A los profesores que más significado tienen para mí dentro de la universidad. siempre cuidándome y dándome su cariño sincero.
 A los señores Julio Vásquez y Leonardo Roque. Oscar. a la Virgen por darme la paz que siempre necesito. a mis Santos por protegerme de todo mal y a San Marcos de León por ayudarme a salir siempre vencedora sobre todo obstáculo. a todos ustedes los quiero un mundo. todos siempre me acompañan.  A mi padre César Azócar por ser pieza fundamental para llegar a este mundo. Nuris yAlci mis amigochas del alma. Muy especialmente a Bellorín. quienes más que mis amigos son mis hermanitos. por su apoyo incondicional en todos los aspectos y por transmitirme ese carácter de perseverancia. David y José Ángel. te quiero mucho  A mi madre Doris Rojas. te quiero mucho mami. Juan José Jaramillo y Eli Pereira. los mejores que he tenido gracias por sus consejos y por toda la enseñanza compartida.  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.AGRADECIMIENTO
 Agradezco de antemano a Dios por darme la sabiduría y la constancia necesaria para llegar hasta donde he querido. con quienes di muchos tropiezos para cumplir con este importante paso y Jorge. por ser mi ejemplo de mujer a seguir. por todos sus esfuerzos para llevarme hasta donde estoy con su trabajo incansable. a quien admiro mucho por su fortaleza para enfrentar la vida y seguir adelante a pesar de todo. porque gracias a ellos tuve acceso a este paso indispensable para lograr cumplir los requisitos y
. y por su apoyo en lo que ha estado a su alcance. Isnaldo Zorrilla. Hilmer y Juan.
sobre todo a los señores Eucar. al señor Carlos Astudillo.
A todos ustedes muchísimas gracias de corazón! María C. los extrañare y ojala Dios quiera pueda tener la oportunidad de estar con ustedes nuevamente. muchísimas gracias por su colaboración y por ayudarme a cumplir esta meta. Y a los demás. Azócar R. gracias por su simpatía y cariño brindado de manera desinteresada y humilde. personas humildes y emprendedoras.
.  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.  A mi tutora Yudannys Polo por su colaboración y ayuda en los momentos que más necesite. siempre llevare esa empresa y a su personal en mi corazón. pero siempre los tendré presentes. Lenin.ser una profesional. Fidel y Kelvys. a ustedes gracias por darme la oportunidad que muchos me negaron. Carlos Andrews por su ayuda en la elaboración de mi informe.  Muy agradecida estoy con Petrodelta y orgullosa enormemente de haber formado parte de su familia. estas líneas no alcanzarían para agradecerles a todos.
Secuestrantes. C. ESTADO DELTA AMACURO
AUTOR: Br. poder calorífico y caracterización en cuanto al contenido de dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno se refiere. María Cecilia Azócar Rojas.403. Freewater.
. UBICADO EN EL CAMPO TUCUPITA.140.I:V/19. PDVSA PETRODELTA. 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. Para desarrollar el tema se realizó una investigación de campo que va de lo general a lo particular.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. 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.827 ASESOR ACADÉMICO: Ing. caudal. Yudannys Polo C. es decir.I:V/19. gravedad específica. Dióxido de Carbono.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. se conoció el proceso operacional de la planta. Sistema de Almacenamiento. Propiedades del Gas. el proceso relacionado con el gas natural y el cálculo de sus propiedades físico-químicas tales como el peso molecular. Flare. Palabras Claves: Gas Natural. Sulfuro de Hidrogeno. lo que permite al personal encargado del diseño del sistema de almacenamiento establecer los equipos adecuados que deben integrar el mismo. MUNICIPIO TUCUPITA.
1 Presentación de la Empresa……………………………….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. 6 7 9 10 13 13 14 14
. 2.7Objetivos…………………………………………………….INDICE GENERAL.1.2 Ubicación geográfica de la empresa……………………….3..3.2 Justificación………………………………………………… 1..1.1.. 2.3 Alcances: 1. MARCO CONTEXTUAL.1. 2. 2.1.4 Estructura Organizativa…………………………………… 2.1.5 Misión………………………………………………………..2 Objetivos Específicos……………………………………. PRÁCTICA OCUPACIONAL.6 Visión……………………………………………………….1 Objetivo General…….1 Objetivos de la actividad: 1.8 Valores……………………………………………………...……………………………………… 1... 2.1.2 Espacial……………………………………………………. 2. 1..1 Temporal…………………………………………………… 1. 2. INTRODUCCION………………………………………………
i iii iv 1
CAPITULO I.3 Reseña Histórica. 5 5 3 3 4
CAPITULO II. 1.1 Contexto Organizacional.1.1..
. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Cronograma de actividades…………………………………….2 Referencias bibliográficas…………………………………….1 Conclusiones………………………………………………..1 Conclusiones y Recomendaciones 5. INFORME DE LAS ACTIVIDADES DESARROLLADAS. 22
CAPITULO IV. 5. 5.1.4 Definición de términos……………………………………….3 Referencias electrónicas……………………………………… Anexos…………………………………………………………… 66 68 69 69 70
. PLAN DE ACTIVIDADES. Actividades realizadas en la Estación de Flujo Tucupita………. 2.2 Recomendaciones………………………………………….2.3 Bases Legales………………………………………………… 2. 5.1.
CAPITULO III. 5.5 Glosario de términos…………………………………………... 28
27.. 14. 13. 7. 22.
Estructura Organizativa de Petrodelta……………………. Filtros………………………………………………………… Bomba de Transferencia P-417………………………………. 18.
1. Bombas Booster de Agua…………………………………… Locación PAD-I……………………………………………. Locación PAD-II……………………………………………. Bombas Booster de Crudo…………………………………. Bomba de Transferencia P-418…………………………… ……. 11. ……… Separadores de flujo cruzado………………………………… Desnatadora………………………………………………. 4... 31 Tanques de la Estación de Flujo Tucupita…………………… Válvula de presión y vacío………………………………. 2. 10. Flujograma Estación de Flujo Tucupita……………………… Pozo TEX-62…………………………………………………
32 34 34 35 35 36 37 37 38 38 39 39 40 40 41 41 42 43 43 44 46 47
. 24. 8. 12. Bombas Booster de Agua…………………………………. 26. 13 Esquemático de la Estación de Flujo Tucupita…………… ………. Unidad LACT………………………………………………. 6. 25. …….INDICE DE FIGURAS.. ………. 21. 20. 19. 28.. Esquemático Planta Generadora…………………………….. Bombas de Inyección……………………………………….
Pp. Locación PAD-III…………………………………………… Locación PAD-IV…………………………………………… Black-Start…………………………………………………… Skid Compresor……………………………………………… Turbo Compresor……………………………………………. 30 Frewater (Fwko)…………………………………………..
Ubicación relativa regional de la Unidad Monagas Sur……… Ubicación relativa del Campo Tucupita……………………… 9
Nº Fig. 9. 16. 15. 5. 30 Esquemático de la Estación de Flujo Tucupita…………… ………. 17.
37. Muestreo en el Toma Muestra del Fwko-A………….. Flare o Mechurrio…………………………………………….. 32. 40. 43. Ampolla de CO2……………………………………………… Bomba de Medición Gastec…………………………………. 36. 39.. 42. Registrador Multivariable…………………………………….29. Colocación de la ampolla……………………………………. 30.. Muestreo en el Registrador Barton…………………………. 41. 34. 31. 44. 38. 35. Toma de la muestra a la boca del pozo……………………… Muestreo en el Registrador Barton………………………….. Registrador Barton……………………………………………. Paso para el muestreo………………………………………. Válvula de Control…………………………………………… Sumidero……………………………………………………… Ampolla de H2S……………………………………………….………
48 49 49 50 50 52 52 57
59 59 61 61 62
. Slug Catcher………………………………………………….
Depurador Gas Consumo…………………………………….. 33..
Cronograma de Actividades……………………………….…………………….
Pp. Volumen del Gas Venteado Mes Febrero. 20. 11. Propiedades Calculadas……………………………………. 5. Constantes Universales de Combustión…………………… Calculo de Peso Molecular Aparente………………………… Valor Calorífico Bruto Ideal…………………………………. Valor Calorífico Neto Ideal…………………………………... Volumen del Gas Venteado Mes Marzo……………………. Análisis de H2S y CO2……………………………………… Limites de Componentes Mayoritarios y Minoritarios……. Volumen del Gas Venteado Mes Abril.…………………. Variables del Gas en Planta Generadora…………………. 19.…………………… Variables para el cálculo del caudal………………………. Longitudes calculadas……………………………………… 88
2... Volumen del Gas Venteado Mes Enero……………………. 8. 15. 16.INDICE DE TABLAS Nº Tabla
1. Volumen del Gas Venteado Mes Mayo. 21. 7. 10..
53 53 54 56 60 62 69 73 74 77 78 80 81 84 85
. 6. Variables del Gas Consumo………………………………. 18. 9. 14. 3... 13. 4. Cromatografía del Gas……………………………………… Análisis de H2S y CO2……………………………………… Muestreo de H2S y CO2 en el Fwko-A……………………. 17. Variables del Gas del Fwko-A……………………………..
actividad de la cual se encarga Planta Generadora. los cuales son: Uracoa. El crudo.
Una vez que el fluido obtenido de los pozos productores llega a la Estación de flujo. una vez en especificaciones es enviado a la Estación UM-1(Unidad Monagas Sur 1) localizada en Uracoa. producir y tratar crudo y gas. donde se obtiene.
Así entonces es necesario resaltar que. explotar. Ubicada en el Sur del Estado Monagas. la cantidad disponible del mismo. Tucupita. En tal sentido. Temblador. lo cual se logra por medio de turbinas. Isleño y el Salto. ubicados en las inmediaciones de Guara. el estudio estará dirigido hacia el cálculo de las propiedades físico-químicas.A (PDVSA). en muchas ocasiones suele ser baja. 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. que se encarga de explorar. Bombal. y con esto determinar las bases del Diseño de almacenamiento. como
Petrodelta es una filial de Petróleos de Venezuela S. 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. separación y bombeo de crudo proveniente de los pozos. crudo y agua. gas.
El tema principal a tratar está relacionado con el gas que se obtiene de la separación. como se dijo anteriormente. Específicamente el Campo Tucupita es una Estación de Flujo que realiza actividades de recolección. Guasina y en la propia planta. este pasa por un separador trifásico. a partir de la idea del almacenamiento subterráneo del gas que es transferido al flare. está integrada por seis campos operacionales. Como se mencionó anteriormente el gas se emplea para la generación eléctrica. lo cual ha tenido consecuencias en el funcionamiento normal de las operaciones de la planta.
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. así como también la definición de términos básicos. 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.
Capítulo III Plan de Actividades. fases. respecto a su reseña histórica. poder calorífico y otros. tiempos y controles sobre los cuales se desarrolla el proceso de pasantías. donde se relatan las actividades que se llevan a cabo para la consecución de los objetivos planteados. el cual constituye la descripción general de la empresa. visión. en cuanto al tema tratado. Capítulo V Conclusiones y Recomendaciones.
. misión. Capítulo IV Informe de las Actividades Desarrolladas. las razones que lo justifican y el alcance que tendrá el mismo en tiempo y espacio. recursos. Capítulo II Marco Contextual. gravedad específica. estructura organizativa. 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. donde se encuentra contenido los objetivos que de desean alcanzar con la puesta en marcha del estudio. valores. los cuales contemplan los siguientes: Capitulo I La Practica Ocupacional. siglas y basamentos legales referentes al tema en estudio. tareas.2 el peso molecular. el cual a su vez se encuentra clasificado por capítulos.
El informe básicamente describe todo el proceso de Pasantías Ocupacionales.
LA PRÁCTICA OCUPACIONAL
3.1. 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 OBJETIVO GENERAL:
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. Estado Delta Amacuro.
4. ubicado en el Campo Tucupita. PDVSA Petrodelta. Identificar el procedimiento que actualmente se lleva a cabo en el Campo Tucupita con respecto al Gas Natural. Describir el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita. Indicar las bases del diseño de acuerdo con los parámetros de calidad del gas.2 OBETIVOS ESPECIFICOS:
.1 OBJETIVOS DE LA ACTIVIDAD
1. PDVSA Petrodelta. Municipio Tucupita.1. Municipio Tucupita. Estado Delta Amacuro
lo cual representa grandes desventajas para el Campo Tucupita en lo que a nivel productivo se refiere. 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.4 1. no es posible la colocación de tanques debido a que no es rentable económicamente. el cual utilizamos en nuestra cocina. 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. es una energía rentable de precio competitivo y eficiente como combustible. otro porcentaje lo utiliza planta generadora.
Una alternativa planteada es el almacenamiento del gas. Planta
. como carburante en la industria. debido a que puede contener impurezas como el Sulfuro de Hidrogeno y Dióxido de Carbono.2 JUSTIFICACION.
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. para generar electricidad y como producto básico para síntesis químicas orgánicas. los cuales son componentes que generan impacto al ambiente. ya que al ser una cantidad no significativa para la empresa.
Por otro lado se tiene la contaminación que se genera al quemar el gas excedente. es desechado puesto que no se cuenta con un sistema de almacenamiento.
Actualmente en Petrodelta el gas que viene asociado al crudo es separado y utilizado para consumo de los quemadores del separador. Sin embargo el gas que se obtienen de la separación es una cantidad baja. para climatizar nuestro hogar. 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.
El presente informe tiene como finalidad estudiar los parámetros de gas natural del Campo Tucupita. El cual contempla la ejecución de actividades de lunes a viernes en un horario comprendido de 7:00 AM a 4:00 PM.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 2012.996 km2.
1. la formación de condensado.
1. los componentes que posee.
. en el Municipio Tucupita (10º 26‟ 21” latitud Norte y 66º 49‟ 48” longitud Oeste.1 Alcance Espacial La pasantía fue realizada en las instalaciones de PDVSA. 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.3. Para ello se debe realizar una evaluación de la presión. a fin de verificar su calidad así como los requerimientos indicados para ser llevado hasta el pozo almacén.3. Como una fase importante enmarcada para el diseño del sistema de almacenamiento del gas. población de 72.5 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. 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.856 habitantes). temperatura. superficie de 10. se encuentra la elaboración de un estudio sobre el mismo.PETRODELTA Campo Tucupita. Estado Delta Amacuro. volumen.3 ALCANCES.
producción y tratamiento de crudo y gas.1 PRESENTACION DE LA EMPRESA
PDVSA PETRODELTA. asociada a los pozos productores. Opera en el Sur del Estado Monagas y cuenta con seis (6) plantas operacionales.1. es una empresa dedicada a la exploración. Tucupita. Bombal. que en su totalidad ocupan una superficie de 1060. Una vez en especificaciones. 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.1 CONTEXTO ORGANIZACIONAL
2. y una vez cumplido los requerimientos de calidad.
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. Temblador.CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL
2. es importante resaltar que en esta instalación es donde se realiza la separación y tratamiento de flujo trifásicos recolectados. las cuales son: Uracoa.
En el Campo Tucupita se realiza la separación y tratamiento de la producción de crudo y agua. La estación de flujo UM-2 (Unidad Monagas Sur-2) ubicada en el Campo Uracoa.03 Km2 aproximadamente. recibe el total de la producción de la unidad Monagas Sur. respectivamente. explotación. Isleño y El Salto.
. 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. hasta la estación de flujo UM-1(Unidad Monagas Sur-1).
A cuenta con oficinas de carácter regional en toda Venezuela. en los estados Monagas y Delta Amacuro (Ver Figura Nº 1).
Es importante resaltar que además de las operaciones de producción antes descritas. la Unidad Monagas Sur (UMS) se encuentra ubicada en la zona oriental de Venezuela. así como de las oficinas administrativas.
2. superficie de 3. 2.
. integridad mecánica de líneas de flujo y equipos estáticos y rotativos. su sede se encuentra en el Estado Monagas.500 Km2.2 MBD (Mil Barriles por Día) de crudo y 80 MBD (Mil Barriles por Día) de agua.2UBICACIÓN PETRODELTA S. El crudo producido es de 16º API y sus niveles de producción alcanzan 1 MMPCND (Millones de Pies Cúbicos Normales por Día) de gas. Avenida Alirio Ugarte Pelayo. la empresa se encarga de las operaciones de perforación y rehabilitación de pozos. Cuenta con los Campos Uracoa y Bombal. Edificio Petrodelta planta baja al Norte.A
PDVSA-
PDVSA PETRODELTA S. localizados al sur del Estado Monagas. desarrollo de facilidades de infraestructura de superficie.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. cubriendo un área aproximada de 640 Km2. específicamente en la ciudad de Maturín.
Por su parte. en el Municipio Libertador (63º 03´ 00´´ longitud Oeste y a 09º 27´ 00´´ latitud Norte.1.
c oa
117.996 Km2. superficie de 10.82 Km2
5000 10000 15000 20000 25000m 1:700000
Country Datum
Area Date
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. en el Municipio Tucupita (10º 26´ 21´´ latitud Norte y 66º 49´ 48´´ longitud Oeste. Año 2012
. población de 72. 98 475 Km 62.51
Km población de 36. localizado en Delta Amacuro. Año 2012
Mercator 20 Campos Petrodelta 02/01/2007
Por otro lado se tiene el Campo Tucupita.856 habitantes) (Ver Figura Nº 2)
Figura Nº 2 Ubicación relativa del Campo Tucupita.641 habitantes).
or lad mb Te 2
K .8 Figura Nº 1 Ubicación relativa regional de la unidad Monagas Sur de PETRODELTA S. PDVSA-Petrodelta
Fuente: PDVSA-PETRODELTA.A
Mapa Geopolítico Campos Petrodelta
480000 500000 520000 540000 560000 580000 600000
1020000 1020000
l Bom ba 2
p Tucu
A. (Vinccler).A. quien poseía el 80 % de las acciones y Venezolana de Inversiones y Construcciones Clérigo. transporte y almacenamiento de Hidrocarburos de acuerdo a las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos y las gacetas oficiales 38. fueron adquiridas en el año 2004 por la empresa estadounidense Harvest Natural ResourcesInc. C.A.706. la empresa ha realizado inversiones por el orden de los 500 MMUSD$ (Millones de Dólares Americanos). extracción. respectivamente.A a HarvestVinccler C. Las acciones de BentonOil& Gas.
.C.3 RESEÑA HISTORICA
La Empresa HarvestVinccler S.C. entre PDVSA y BentonVinccler C. A.A. con el otro 20 %. C. (HVSCA).1. del 5 de Mayo de 2006 y 15 de Junio de 2007. 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.A y la empresa petrolera del estado Petróleos de Venezuela (PDVSA). (Benton). del derecho a desarrollar las actividades de exploración. 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. Dicho convenio tenía una duración de 20 años para la explotación de reservas de petróleo y gas existente en esos campos. en el mes de Abril del 2006 se firmó un memorándum de entendimiento para realizar la migración de los convenios operativos a Empresas Mixtas.
En concordancia con las disposiciones del Ejecutivo Nacional. consorcio formado por BentonOil& Gas.9 2.A. A partir de esta fecha HarvestVinccler S.430 y 38. Co. Desde sus inicios como BentonVinccler. inició el proceso de migración que culminó el 25 de Octubre de 2007 con el decreto de transferencia a PETRODELTA S.
En Septiembre de 2002 se firma con PDVSA un acuerdo adicional del convenio para el desarrollo y explotación de las reservas de gas existentes. 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.
se encarga de la selección.A.000 barriles por día.
Asuntos legales: Este departamento tiene la responsabilidad primaria de ejercer la asesoría legal y atender los aspectos jurídicos.)
Gerente finanzas: Dirige.10 Cabe destacar.706 se aprobó la inclusión de los campos Temblador (162.82 km2) y El Salto (475 km2) al sur del Estado Monagas. técnicas y estándares de la corporación.1. coordinar y desarrollar políticas y mejoras en los métodos.
2. que a través de la Gaceta 38.4 ESTRUCTURA ORGANIZATIVA DE LA EMPRESA
La presenta empresa cuenta con una estructura organizacional definida. seguros. Asiste a las direcciones generales en los aspectos de control de legalidad que se efectúen. oportuna y aprovechamiento
. con una
producción aproximada de 2000 mil barriles por día. está constituida por la sociedad entre la Corporación Venezolana del Petróleo con un 60% de las acciones y Harvest-Vinccler . Actualmente de los campos recientemente incluidos solo se encuentra en operación el Campo Temblador. PETRODELTA S. etc.98 km2). beneficios. El Isleño (117. controla y coordina las funciones administrativas de la empresa a fin de asegurar la disponibilidad adecuado de los recursos.C.A con un 40%. la cual se puede describir de la siguiente manera:
Gerente general: Tiene como función implementar.
Gerente de RRHH: Su función se encuentra relacionada directamente con la parte laboral de la empresa. El salto y El Isleño se están evaluando para un plan de desarrollo que contempla una producción de 50. y mejoramiento profesional del personal. así como también del aspecto laboral (cálculo de nomina.
11 Gerente técnico y de operaciones: Se encarga de la toma de decisiones eficientes y efectivas relacionadas con la producción, se encuentra representada por las siguientes gerencias: 
Gerente de infraestructura: Se encarga de Coordinar y controlar la ejecución de proyectos de desarrollo u optimización de infraestructura de superficie en su fase de definición y desarrollo. Se lleva a cabo bajo la aplicación de códigos, normas y estándares nacionales e internacionales a fin de garantizar el cumplimiento de los objetivos planteados en el plan de negocios de la empresa, satisfaciendo las necesidades del cliente en cuanto a seguridad, calidad, tiempo y costos.
Gerente de sub-suelo: Se encarga de administrar el desarrollo de los activos de petróleo y gas de la empresa proveniente de los yacimientos, además de planificar y administrar la explotación de los hidrocarburos.
Gerente de perforación: Se encarga de las operaciones de los yacimientos a través de la perforación de nuevos pozos, así como de la rehabilitación de pozos inactivos.
Gerente de producción: Se encarga de coordinar, dirigir, organizar y controlar todos los recursos necesarios para la operación de las instalaciones ubicadas en cada uno de los campos.
Gerente de (Automatización y Telecomunicaciones) A&T: Se encarga de las funciones relacionadas con la planificación, organización, dirección,
coordinación y supervisión para el adecuado uso de las tecnologías de información y de conectividad de la empresa.
12 Gerente Seguridad Industrial Ambiente e Higiene Ocupacional (SIAHO): Se encarga de establecer las medidas de seguridad y ofrecer al trabajador las condiciones necesarias, a fin de evitar accidentes e incidentes de trabajo y enfermedades ocupacionales. Así mismo, se encarga de la evaluación de los aspectos ambientales de las actividades que se realizan en las áreas operacionales.
Gerente de Prevención y Control de Pérdidas (PCP): Se encarga de implementar un control efectivo para la prevención y control de pérdidas, así como el resguardo de la seguridad e integridad física de los trabajadores e instalaciones.
Gerente de desarrollo sustentable: Se encarga de los aspectos referidos a las relaciones con las comunidades adyacentes a los campos operacionales. Así como recibir y procesar los requerimientos de estas comunidades a objeto de que permanezca y se desarrollen en el tiempo recíprocamente a las actividades de la empresa.
Gerente de administración y planificación: Se encarga de documentar la planificación y seguimiento a la ejecución del presupuesto asignado a cada gerencia para la puesta en marcha de los proyectos de gastos e inversiones de la empresa. De igual forma llevar los registros de los avances de la gestión de todas las gerencias, a fin de ser presentadas ante la junta directiva y los organismos que así lo requieran. En la siguiente figura se puede ver representado mediante un organigrama la estructura organizativa de la empresa (Ver Imagen Nº 3)
13 Figura Nº 3 Estructura Organizativa de Petrodelta
Fuente: PDVSA-PETRODELTA, Año 2012
2.1.5 MISION DE LA EMPRESA
Ejecutar el contrato de servicios de operación de la unidad Monagas Sur de una manera segura en armonía con el ambiente, con el mejor talento humano motivado y entrenado, aprovechando los recursos y la tecnología en forma óptima para generar rentabilidad y añadir valor, contribuir al desarrollo sustentable del país y ser percibidos como una empresa socialmente responsable.
2.1.6VISION DE LA EMPRESA
Contribuir al desarrollo económico de la nación, mediante la producción de petróleo, a través de la aplicación de nuevas técnicas que permitan mejorar cada día los niveles de producción.
14 2. apoyando la creación de programas enmarcados en el desarrollo sustentable dirigido a las comunidades circunvecinas.7  OBJETIVOS DE LA EMPRESA
Extraer en forma racional y planificada los hidrocarburos contenidos en los yacimientos dados en concesión.
Los valores de esta organización se basan en la honestidad. igualdad. enmarcados en los planes estratégicos de la nación.
Realizar investigaciones y estudios de ingeniería que permitan incorporar nuevas tecnologías para optimizar los métodos de extracción y recuperación secundaria de crudo y gas. combatividad.8 VALORES.
Efectuar las operaciones cumpliendo con los parámetros establecidos en el marco legal ambiental a fin de minimizar daños ambientales. responsabilidad. solidaridad. patriotismo.1. compromiso.
2. constancia y disciplina. respeto.
Apalancar el desarrollo de la región mediante la apertura de nuevas fuentes de empleo.1. lealtad. unidad.
Formar profesionales altamente calificados que promuevan el desarrollo organizacional y contribuyan al crecimiento de la nación.
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° 5471 – 05 de Junio de 2000.3 BASES LEGALES
2. Reglas para el Cumplimiento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos – ENAGAS. N° 37982 – 19 de Julio de 2004
2. solo se hace referencia a los que rigen las actividades de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. RESOLUCIONES)
Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. Extraordinaria.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. N° 37505 – de Agosto de 2002.
Resolución N° 216 Fijación de valor fiscal de Gas Natural Asociado. Reglamento de la Ley de Hidrocarburos Gaseosos.N° 37505 – 14 de Agosto de 2002. N° 37645 – 07 de Marzo de 2003.1 HIDROCARBUROS GASEOSOS (ARTICULOS.3. Resolución N° 165 Para la Fijación de los Precios del Gas Licuado del Petróleo. Resolución N° 197 Gas Natural para vehículos.3. N° 36227 – 13 de Junio de 1997. De todos los instrumentos. Resolución N° 033 Para la Fijación de los Precios del Gas Metano en los centros de despacho.15 2. N° 36793 – 23 de Septiembre de 1999. Gaceta Oficial.
Decreto No.G. Ley penal del ambiente Nº.13 de noviembre de 2001.4 AMBIENTE    
Ley orgánica del ambiente Nº. 3. Extraordinaria 5.319 . 37. REGLAMENTOS.16 de junio de 1976. Ley de aéreas costeras Nº.De Diciembre De 2004.08. 37.489 .081 .
2.555 .004 .26 de enero de 1996. Ley de bosques y agua Nº.O.3.O. Ley para la protección y promoción de las inversiones no. 38. 37. 38.082 .7 de noviembre de 2001.2 PDVSA   
Designación Del Presidente Actual De PDVSA. RESOLUCIONES Y DEMÁS      
Constitución de la República Bolivariana de Venezuela Código civil de Venezuela Código de Comercio Ley del Banco Central de Venezuela Nº. 3.004 .3. No.3 octubre de 2001 Ley general de bancos y otras instituciones financieras no. 32.16 2.264 G.5 NORMAS APLICABLES A LA CALIDAD DEL GAS  Normas Covenin 3568-1:2000  Normas Covenin 3568-2:2000
. Extraordinaria 1.296 . Extraordinaria 4.A.22 de julio de 2002.299 . S.358 . Decreto No.1. Estatutos De Petróleos De Venezuela.3.3.1.07 De Diciembre De 2004.3 de enero de 1992.1.3 LEYES.
p. asociación que se encarga de la división petrolera.159)
API: Sigla de American PetroleumInstitute.com/definicionde/Caudal. (Manual de Producción Tucupita. cuyo objetivo es separar los distintos componentes de una mezcla. p. p. (Manual de Producción Tucupita.com/cromatografia_2.definicionlegal. p. (Manual de Producción Tucupita.rincondelvago.49)
CAUDAL: Cantidad de fluido por unidad de tiempo que circula a través de una sección determinada.159)
ANTIESPUMANTE: Sustancia que se emplea para eliminar la espuma mediante la disminución de la tensión superficial. (Manual de Producción Tucupita. Publica códigos que se aplican en distintas áreas petroleras y elabora indicadores. como el peso especifico de los crudos que se denomina “grados API”.html)
. (Manual de Producción Tucupita. permitiendo identificar y determinar las cantidades de dichos componentes.160)
BOMBA GASTEC: Dispositivo empleado para la determinación de Sulfuro de Hidrogeno y Dióxido de Carbono en la corriente de gas. p. (http://www. (Manual de Producción Tucupita.17 2.htm)
CROMATOGRAFIA: Es un conjunto de técnicas basadas en el principio de retención selectiva. (http://html.159)
BARRIL: Unidad de medida volumétrica que se emplea en la industria petrolera. p.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.160)
BOMBA: Dispositivo que convierte la fuerza mecánica en potencia hidráulica.
(Manual de Producción Tucupita.html)
GAS NATURAL: Es una mezcla gaseosa y combustible que al igual que el petróleo. denso y poco reactivo.wikipedia. p. (Manual de Producción Tucupita.38)
GAS NATURAL SECO: Gas natural que no contiene gas licuado de petróleo y cuyo contenido básico es metano.org/wiki/Densidad_relativa)
DESHIDRATACION: Acción de quitarle a un compuesto el agua libre que contiene o el agua de mezcla.com/es/materia/135-gravedad.com/2011/01/mechurrio. flujo total o una combinación de ambos. (http://www.18 DENSIDAD: Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen.html)
MEDIDOR DE FLUJO: Dispositivo que indica ya sea la tasa de flujo. (http://es. (Manual de Producción Tucupita. es un combustible fósil y se deriva de la descomposición de material orgánico depositado a grandes profundidades por millones de años.165)
GRAVEDAD ESPECIFICA: Es la proporción entre la densidad de una sustancia y la de otra. p.molwick.cricyt.ar/enciclopedia/terminos/htm)
FLARE: Es una chimenea en la que se queman las descargas gaseosas. p.162)
DIOXIDO DE CARBONO: El dióxido de carbono (CO2) es un gas incoloro. p. que se originan dentro de la industria petrolera. (Manual de Producción Tucupita.edu. (Guía de Medición de Gas. (http://www.blogspot.167)
. Ambas densidades se expresan en las mismas unidades y en iguales condiciones de temperatura y presión. (http://maracucholario. p.162)
DENSIDAD RELATIVA: Es una comparación de la densidad de una sustancia con la densidad de otra que se toma como referencia.
p.19 OLEODUCTO: Tubería generalmente subterránea para transportar petróleo a cortas y largas distancias.25)
SECUESTRANTES: Químicos utilizados en los sistemas de tratamientos de gas.42)
POZO: Denominación dada a la abertura producida por una perforación. (http://alkimia-
quimika. (Guía de Medición de Gas. p. (Guía de Medición de Gas. p. (Manual de Producción Tucupita. (Guía de Medición de Gas. psi. (Manual de Producción Tucupita. p.html)
PLACA ORIFICIO: Elementos empleados para la medición de flujo de gas.170)
PRESION DIFERENCIAL: Representa la caída de presión que experimenta la corriente cuando pasa a través de la placa orificio.blogspot. (Manual de Producción Tucupita.27) SEPARADOR: Es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos.24)
. p. p.40)
PODER CALORIFICO: Cantidad de calor producida por la combustión completa de cierta cantidad de una sustancia en particular. (Manual de Producción Tucupita.169)
PPM O PARTES POR MILLON: Unidad de peso del soluto por un millón de unidades de peso de la solución.com/2008/06/peso-molecular-o-masa-molecular. generalmente expresada en libras por pulgadas de agua.170)
PRESION: Fuerza por unidad de área. (Manual de Producción Tucupita. p. p. (Guía de Medición de Gas. p.168)
PESO MOLECULAR: El peso molecular es la suma de los pesos atómicos que entran en la fórmula molecular de un compuesto.
(Manual de Producción Tucupita. petróleo y gas). p. p. que se quema (tipo antorcha) por motivos de seguridad. toxico y odorífero (Manual de Producción Tucupita. (Manual de Producción Tucupita. es inflamable.79)
VALVULA: Es un dispositivo que controla la dirección del fluido o la tasa de flujo.24)
SULFURO DE HIDROGENO: Constituye un gas más pesado que el aire. incoloro.174)
VENTEO DEL GAS: Consiste en el no aprovechamiento del gas surgente de un pozo de producción de petróleo.174)
. p. (Manual de Producción Tucupita. (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.26)
SEPARADOR TRIFASICO: Son aquellos diseñados para separar tres fases (agua. p. p.
 SIAHO: Seguridad Industrial.  DP: Diferencial de Presión. Ambiente e Higiene Ocupacional.  MMPCND: Millones de Pies Cúbicos Normales Por Día.21 2.  MBD: Mil Barriles por Día.  MMUSD$: Millones de Dólares Americanos.  PDVSA: Petróleos de Venezuela.  PPM: Partes por millón.  TK: Tanque.  FWKO: Freewater  H2S: Sulfuro de Hidrogeno.  UMS: Unidad Monagas Sur.  CPI: Siglas en ingles que significan Separadores de Flujo de Placas Cruzado.  ENAGAS: Ente Nacional del Gas.5 GLOSARIO DE TERMINOS  BLS: Barriles  ºF: Grados Fahrenheit  CO2: Dióxido de Carbono. Sociedad Anónima.  PCP: Prevención y Control de Perdidas.  PE: Presión Estática. Libras por pulgadas cuadradas.  MPCND: Mil Pies Cúbicos Normales Por Día.
.  LOHG: Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos.  Mw: Mega watios  PCED: Pies Cúbicos Estándar Por Día.  T: Temperatura.  PSI: Presión.
Revisar el Manual de operaciones de la Planta. Describir la filosofía operacional del Campo Tucupita.
RECURSOS:  Bolígrafos  Libretas  Cámara fotográfica  Computadora  Manual de operaciones de la planta
.CAPITULO III
PLAN DE ACTIVIDADES OBJETIVO ESPECÍFICO:
Describir el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita. 2. PDVSA Petrodelta.
FASE I. Estado Delta Amacuro. Diagnosticar la situación actual en el Campo Tucupita para determinar el tema a desarrollar durante el proceso de pasantías ocupacional. Municipio Tucupita. 3.
1. DESCRIPCION DEL PROCESO OPERACIONAL QUE SE DESARROLLA EN EL CAMPO TUCUPITA.
3. Determinar el proceso que realiza el Gas Natural en el Campo Tucupita.
II. Definir los parámetros operacionales del Gas Natural en el Campo Tucupita.S.S.
ACTUALMENTE SE LLEVA A CABO EN EL CAMPO TUCUPITA CON RESPECTO AL GAS NATURAL. 2.
RECURSOS:  Bolígrafos  Libretas  Cámara fotográfica  Computadora
.U Técnico kelvys Quijada  Ingeniero Luis Manaure
TIEMPO: Del 02/04/2012 al 04/04/2012 y Del 09/04/2012 al 20/04/2012
Identificar el procedimiento que actualmente se lleva a cabo en el Campo Tucupita con respecto al Gas Natural.
1. Identificar los elementos que conforman el proceso del sistema del Gas Natural.U Lenin Rivas  T.23 CONTROLES:  T.
2.S. Efectuar pruebas de H2S y CO2 a los pozos del PAD-II.
FASE III.24 CONTROLES:  T. Analizar las normativas referentes a la permisibilidad de contenido de H2S y CO2 que debe contener el gas natural.
1. 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.
. PAD-III y PAD-IV y al gas proveniente del Fwko-A 3.U Fidel Rivas  Técnico Luis Ochoa  Técnico EucarLethidel
TIEMPO: Del 23/04/2012 al 18/05/2012
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.
25  Ampollas de CO2 y H2S  Bomba Gastec
CONTROLES:  T. Indicar el poder calorífico. 2.
TIEMPO: Del 21/05/2012 al 22/06/2012
Indicar las bases del diseño del sistema de almacenamiento de acuerdo a los parámetros de calidad del gas.
FASE IV.  Técnico Carlos Astudillo  Ingeniero Leonardo Ochoa. Demostrar el caudal de gas que se maneja en el flare a través de datos estadísticos. INDICACION DE LAS BASES DEL DISEÑO DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ACUERDO A LOS PARAMETROS DE CALIDAD DEL GAS. caudal por unidad de longitud y peso molecular del gas natural.U Lenin Rivas.S. densidad.
RECURSOS:  Bolígrafos  Libretas  Cámara fotográfica
1. gravedad específica.
Carlos Andrews  Técnico Carlos Astudillo
TIEMPO: Del 25/06/2012 al 13/07/2012
.U Anderson De la Rosa.26  Computadora
CONTROLES:  T.  Ing.S.
densidad. Estado Delta Amacuro.27
Tabla Nº 1 Cronograma de Actividades
FASES OBJETIVOS 1 I Conocer el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita. Municipio Tucupita.  Identificar los elementos que conforman el proceso del sistema del Gas Natural.  Determinar el proceso que realiza el Gas Natural en el Campo Tucupita.  Efectuar pruebas de H2S y CO2 a los pozos del PAD-II. Identificar el procedimiento que actualmente se lleva a cabo en el Campo Tucupita con respecto al Gas Natural. 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. Indicar las bases del diseño del sistema de almacenamiento de acuerdo a los parámetros de calidad del gas. gravedad especifica.  Definir los parámetros operacionales del Gas Natural en el Campo Tucupita. 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. AÑO: 2012
.  Indicar el poder calorífico. Diagnosticar la situación actual en el Campo Tucupita para determinar el tema a desarrollar durante el proceso de pasantías ocupacional.  Revisar la Cromatografía del Gas Natural en el Campo Tucupita. Describir la filosofía operacional del Campo Tucupita. Adaptación Organizacional Revisar el Manual de operaciones de la Planta.  Demostrar el caudal de gas que se maneja en el flare a través de datos estadísticos. PDVSA Petrodelta. caudal por unidad de longitud y peso molecular del gas natural.     2 3 4 5 6 7 SEMANAS 8 9 10 11 12 13 14 15 16
quien hizo énfasis sobre la producción de Petrodelta. con un área de 73.
INFORME DE LAS ACTIVIDADES DESARROLLADAS. destacando que en Tucupita se encuentran 15 pozos activos.
Semana I y II: Adaptación Organizacional
Durante esta semana se da inicio al Proceso de Pasantías Ocupacionales en el Edificio Petrodelta ubicado en la ciudad de Maturín. como está conformada. PDVSA Petrodelta. 
Semana I y II: Del 15/03/2012 al 30/03/2012. DESCRIPCION DEL PROCESO OPERACIONAL QUE SE DESARROLLA EN EL CAMPO TUCUPITA. la cual fue dictada por parte de la Licenciada Alejandra Fuentes perteneciente al área de Recursos Humanos. Se impartió una charla de inducción a la empresa.
Describir el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita.
FASE I. visión y valores que caracterizan a la empresa. Municipio Tucupita. Estado Delta Amacuro. la misma hizo referencia acerca de la historia de Petrodelta.28
CAPITULO IV.51 Km2 y una producción de 2000 BPD (Barriles por Día). misión.
Posteriormente tomó la palabra el Ingeniero Jean Sayed. 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.
quien explico las cláusulas y especificaciones contenidas en el mismo. así como también la forma en que se encuentra estructurada.29
por medio de la Licenciada Gregoria Reyes. Ambiente e Higiene
Ocupacional). la cual facilitó las planillas referentes al seguro personal para ser firmado por cada uno de los pasantes. 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. Igualmente fuimos presentados ante el personal que labora en la empresa y con quienes nos correspondería interactuar a lo largo del proceso de pasantías. quien nos habló de manera general acerca de las actividades y operaciones que se efectúan dentro de la empresa. estacionamiento. 
Semana III.
Seguidamente se efectuó una charla sobre los riesgos que se corren en el área de trabajo a cargo de la Licenciada Rosa Salazar. conjuntamente con el que se produce en planta. 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.
Con la revisión del manual de operaciones comienza la tercera semana.
. los cuales son: Planta de agua. Luego recibimos una charla de seguridad por medio del Ingeniero Luís Boada perteneciente al departamento del SIAHO (Seguridad Industrial.
En lo que corresponde a los días siguientes nos dirigimos hacia las instalaciones de Campo Tucupita presentándonos ante el Tutor Industrial Ingeniero Carlos Andrews. De igual forma se obtuvo conocimiento sobre los elementos que conforman el Campo Tucupita. sala de control. quien resaltó la seguridad que se maneja en las instalaciones. 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. área de oficinas.
patio tanque. lo cuales se pudieron apreciar a través de esquemáticos (Ver Figura Nº 4 y Nº 5)
Figura Nº 4 Esquemático de la Estación de Flujo Tucupita
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. separadores. Año 2012 Figura Nº 5 Esquemático de la Estación de Flujo Tucupita
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. fosas.30
área de llenadero. flare. planta generadora. entre otros. Año 2012
. pozos productores e inyectores.
Temblador. aunque en estos momentos trabaja con 75MB (Mil Barriles) de fluidos. la presión promedio de operación es de 58psi a 60psi. Año 2012
Este equipo como su nombre lo indica es el encargado de separar el crudo del agua y del gas. Tucupita. Opera en el sur del estado Monagas y cuenta con seis campos operacionales conocidos como: Uracoa.31
Adicionalmente se pudo conocer que Petróleos de Venezuela S. Bombal. operacionalmente trabaja con un aproximado de 45MB (Mil Barriles) de fluidos.03 km2 aproximadamente. (PDVSA) Petrodelta. se efectuaron diversos recorridos para lograr lo que es el conocimiento sobre el funcionamiento de la planta. En el Campo Tucupita se encuentran dos Freewater (Fwko) o separadores de agua libre. ya que por
En lo que corresponde a la cuarta semana. es una empresa dedicada a la exploración. 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. Isleño y el Salto que en su totalidad ocupan una superficie de 1060. aunque actualmente solo se encuentra operativo el Freewater-A (Ver Figura Nº 6). producción y tratamiento de crudo y gas.
Figura Nº 6 Freewater
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. explotación.A.
las especificaciones de cada uno son las siguientes:
TK-200: Recibe el crudo del separador y para luego ser bombeado a la estación UM-1  Altura de fabricante: 48pie  Altura de operación: 46pie
lo general. estos recipientes están diseñados para separar corrientes con una alta relación gas-liquido. 202. 201. debido a que el tanque 203 no está operativo a causa de problemas de corrosión. 203 y 204 respectivamente. (Ver Figura Nº 7). Año 2012
Siguiendo el orden en el que se encuentran en la planta. donde están ubicados 5 tanques de almacenamiento. Tenemos los tanques 200. no obstante en la actualidad se encuentran activos 4.
Por otro lado se encuentra el patio tanque.
Figura Nº 7 Tanques de la Estación de Flujo Tucupita
Tk-204 Tk-200 Tk-202 Tk-201
Fuente: PDVSA-PETRODELTA.
TK. y por otro lado. en primer lugar evita que el tanque se presurice y por consiguiente se abombe.201: Almacena el agua de inyección.5MB
TK-202: Se encarga de almacenar el agua proveniente del separador.  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. la cual cumple dos funciones fundamentales. compensa la presión del tanque para evitar que este tienda a halar aire.  Altura de fabricante: 48pie  Altura de operación: 46pie  Capacidad de almacenamiento del fabricante: 24MB  Capacidad de almacenamiento de operación: 22.  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).
. a consecuencia de las fluctuaciones de nivel que tienen lugar.5 MB  Cantidad máxima: 40MB  Operación nivel no bombeable: 1pie
TK-204: Recibe agua de proceso y crudo recuperado del tanque 202.
Por su parte el Técnico Kelvin Quijada procedió a explicar sobre lo que es planta de agua. Año 2012
. Este sistema está conformado en primer lugar por separadores de flujo de placas cruzado. 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)
Figura Nº 9 Separadores de Flujo Cruzado
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. Indicó que en Campo Tucupita el crudo producido viene asociado a grandes cantidades de agua.34
Figura Nº 8 Válvula de Presión y Vacío
Fuente: Autor. incluso se estima que se produce 95% de agua y el 5% restante es crudo.
el cual no es más que el gas natural que se obtiene de la separación efectuada. este equipo utiliza el llamado gas manto. los cuales tienden a eliminar el resto de aceites y otras partículas aún existentes. Año 2012
Una vez que el agua cumple la fase antes descrita. el gas manto tiende a realizar un efecto de empuje de las trazas de crudo aun contenidas en el agua hacia la superficie.
Figura Nº 11 Filtros
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. rompiendo así la emulsión presente y encapsulando dichas partículas.35
Efectuada la separación el agua se dirige hacia los Wencos (Ver Figura Nº 10). pasa hacia los filtros (Ver Figura Nº 11). Figura Nº 10 Desnatadora
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. luego son recolectadas en una serie de bandejas que integran el equipo cumpliendo así el proceso de desnatacion. Año 2012
Figura Nº 12 Bomba de Transferencia P-417
Fuente: Autor. encargada de contabilizar el crudo que está siendo bombeado. en caso de fallar esta bomba. no obstante el técnico Kelvys Quijada destacó que esta planta en la actualidad se encuentra fuera de servicio.36
Después de culminadas estas series de etapas el agua era llevada hacia el tanque de almacenamiento TK-201. no obstante.
De igual forma este campo cuenta con una bomba de transferencia P-417 (Ver Figura Nº12). puesto que la misma emplea el gas manto como se mencionó anteriormente. y no se dispone de una cantidad suficiente para mantener activa su operación. estas bombas tienen una capacidad máxima y mínima de manejo de crudo: 30MB (Mil Barriles) y 8MB (Mil Barriles) respectivamente. AÑO: 2012
. Del mismo modo existe un sistema de medición llamada unidad LACT (Transferencia de Control Automático en la Localidad) (Ver Figura Nº 14). que funciona con gasoil y cumple con la misma función. se tiene una auxiliar la P-418(Ver Figura Nº 13). la cual es la encargada de transferir el crudo hasta la estación UM-1 ubicada en el Campo Uracoa.
inyectar el agua. P-406-D y P-406-E. (Ver Figura Nº 16) cuya función es crear incrementar la presión para que las bombas de inyección cumplan su función primordial.37
Figura Nº 13 Bomba de Transferencia a gasoil P-418
Fuente: Autor. es decir. P-407-D y P407-E (Ver Figura Nº 15) encargadas de llevar el agua del TK-201 hasta los pozos inyectores. P-406-B. AÑO: 2012
Por otro lado se tienen las bombas de inyección P-407-B. P-406-C. En la misma área nos encontramos con las bombas Booster de agua P406-A.
. AÑO: 2012
Figura Nº 14 Unidad LACT
mientras que las de agua se emplean para drenar los tanques 200 y 204.
Figura Nº 16 Booster de Agua
Fuente: Autor. 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).38
Figura Nº 15 Bombas de Inyección
Fuente: Autor. las primeras bombean el crudo hacia la bomba de transferencia.
. TUC-18. AÑO: 2012
Figura Nº 18 Booster de Agua
Fuente: Autor. TUC-20 y TUC-21.39
Figura Nº 17 Booster de Crudo
En lo que a las locaciones se refiere. allí se encuentran los pozos: TUC-16. TUC-19. se encuentra el PAD-I (Ver Figura Nº 19) ubicado en Guara.
TEX-71. TEX-63. 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. AÑO: 2012
. 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).
Figura Nº 20 Locación PAD-II
Fuente: Autor. por los pozos inyectores tenemos: TEX60. TEX-72 y TEX-78.40
Figura Nº 19 Locación PAD-I
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. Dentro de los pozos productores se tienen: TEX-59. TEX-64.
TEX-67. TEX-41. TEX-66. TEX-58 y TEX-70 para el PAD-III y TEX-16. Año 2012 Figura Nº 22 Locación PAD-IV
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. Año 2012
Figura Nº 21 Locación PAD-III
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. TEX-75. TEX-54.41
En las locaciones de Guasina se encuentran el PAD-III y PAD-IV (Ver Figura Nº 21 y Nº 22). TEX-77 para el PAD-IV. integrada por los pozos: TEX-46.
destacando que a función primordial es la de generación eléctrica. en la actualidad por la deficiencia de gas existente en la planta solo se emplea una turbina.
Tiene una capacidad de 8. Planta Generadora
Fuente: Autor. explicó el proceso que se lleva a cabo en Planta Generadora. el cual es un sistema separador gas-líquido y regulador de la presión del gas para consumo de las turbinas.4 Mw (Mega Vatios). Esta planta está constituida por dos turbinas a gas marca Solar modelo Centauro 50.
Figura Nº 23 Black-Start. que emplea gas y gasoil. un skid de compresión con tres compresores reciprocantes Ariel. es decir.
En primer lugar tenemos el Black-Start (Ver Figura Nº 23). las cuales impulsan dos generadores de 4.42
Por su parte el Ingeniero Luis Manaure. un enfriador y un generador auxiliar dual. donde el combustible principal es el Gas Natural. un skid de tratamiento de gas combustible. permite a su vez maniobrar entre dos fuentes diferentes de gas para intercambio o compensación. a través de la acción ejercida por turbinas. AÑO: 2012
.8Mw (Mega Vatios) producida por dos turbogeneradores alimentados con gas natural.
. operación y control. AÑO: 2012 Igualmente se tiene el turbo compresor (Ver Figura Nº 25). Cuenta con varios sistemas para su arranque.
Figura Nº 25 Turbo Compresor.4 Mw (Mega Vatios). genera a la descarga 340psi que serán suministrados a la turbina. compuesto por la turbina Centauro 50. Planta Generadora
Fuente: Autor. la succión de operación varía en función del consumo de gas en la etapa de descarga. Esta turbina es movida a gas.
Figura Nº 24 Skid de Compresores
Fuente: Autor.43
Por otro lado se tiene el skid de compresión (Ver Figura Nº 24). el cual es un compresor de dos etapas. su eje va acoplado a un conjunto generador por medio de una caja reductora o sistema de engranajes con capacidad para generar 4. además un sistema de protección y respaldo para casos de alarmas o emergencias.
así pues luego de que el gas llega nuevamente al Black-Start es transferido ahora hacia los turbogeneradores. 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. es enviado a través de oleoductos hacia el Fwko-A (Freewater). el gas pasa por el Black-Start para la separación del liquido y gas. el 3% se utiliza para el consumo de los quemadores del equipo (Fwko-A). PAD-II. agua y gas. 77% es transferido a planta generadora y el 19% restante al Flare o mechurrio. de manera resumida se puede decir que para el proceso de generación. donde se produce la combustión y por ende la generación eléctrica (Ver Figura Nº 26)
Figura Nº 26 Esquemático de Planta Generadora
F2: SALIDA PLANTA TUCUPITA
Fuente: PDVSA-PETRODELTA. El fluido procedente del PAD-I. el Técnico Lenin Rivas procedió a explicar el funcionamiento completo de la misma. Año 2012
Una vez identificados cada uno de los elementos que integran a la estación de flujo Tucupita.
. luego pasa hacia los compresores para aumentar la presión. donde se realiza la separación del crudo. El gas emerge de la parte superior del equipo.44
De tal forma. PAD-III y PADIV.
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. Con respecto al agua. ésta una vez realizada la separación se dirige hacia el TK-202 que es el tanque que almacena el agua de proceso. 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.
En lo que al proceso de inyección del agua se refiere. intervienen las bombas Booster P-406-B. asi entonces el agua ya separada se drena por la parte inferior y se transfiere hacia el Tk-201. las cuales al alcanzar el nivel de interfaz alrededor de 70psi. P-406-C. De la forma antes descrita opera el bombeo de crudo. Todo este proceso operacional se pudo visualizar por medio de un esquema (Ver Figura Nº 27)
. planta de agua no se encuentra operativa en estos momentos. . pasando a su vez por la unidad LACT. P-406-D y P-406-E. se separa del crudo por la diferencia de densidad que existe entre ambos fluidos. por lo que el agua para la inyección se obtiene del siguiente proceso: una vez que el agua llega al tanque de proceso. Como ya se ha hecho mención anteriormente.45
El Fwko-A (Freewater) contiene 4 bandejas. las cuales extraen el agua del TK-201 ayudando de esta forma a las bombas de inyección P-407-B. por medio de unas válvulas automatizadas tienden a abrirse enviando así el crudo hasta el TK-200.
es por ello que se realizó un análisis en función al gas natural que se produce en este campo. recuperación y activación de pozos. 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.
. entre muchos otros de real interés. mas sin embargo resulta vital que el tema a tratar este relacionado directamente con nuestra carrera profesional. 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. mejoramiento de sistemas de seguridad. los relacionados con la corrosión.46
Figura Nº 27 Flujograma Estación de Flujo Tucupita
En lo que corresponde a estas dos semanas. Se tomaron en cuenta diferentes aspectos.
de tal forma que representando este tema un proyecto a gran escala.47
Una de las dificultades presentes en la planta es la poca cantidad de gas que se produce. 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. Este pozo en años anteriores fue inyector de gas. AÑO: 2012
Como ya se ha explicado en argumentos anteriores. lo cual afecta la función primordial de planta generadora.
Figura Nº 28 Pozo TEX-62
Fuente: Autor. tomando en cuenta que el gas que se quema en el flare aparte de que genera contaminación. el cual será el almacén de este gas. se propone su almacenamiento subterráneo.
Así entonces. tomando en cuenta el pozo TEX-62 (Ver Figura Nº 28). se procedió a dividirlo en cuatro fases. lo que enmarca el desarrollo de este informe será el estudio del gas natural. donde en primer lugar se tiene evaluar el impacto ambiental que ocasiona su quema. del cual se alimentaba planta generadora. pudiese emplearse cuando la producción de gas sea insuficiente para planta generadora. siendo esta la razón fundamental del porque es tomado para integrar el sistema de almacenamiento. que es emplear el gas para generar energía eléctrica y suministrarlo a la estación Tucupita para realizar sus operaciones. y por ende influye sobre la planta ocasionando en varias oportunidades las caída de la misma teniendo repercusiones así sobre su producción.
Figura Nº 29 Depurador de Gas Consumo
Fuente: Autor. Este sistema está conformado por un depurador (Ver Figura Nº 29). AÑO: 2012
FASE II.48
OBJETIVO ESPECÍFICO: Identificar el procedimiento que actualmente se lleva a cabo en el Campo Tucupita con respecto al Gas Natural. IDENTIFICACION DEL PROCEDIMIENTO QUE ACTUALMENTE SE LLEVA A CABO EN EL CAMPO TUCUPITA CON RESPECTO AL GAS NATURAL. el mismo estuvo dirigido por el técnico operador de planta Fidel Rivas. 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. 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.
En el comienzo de esta semana se efectuó un recorrido para verificar el proceso que sigue el gas natural. 
Semana VI. encargado de eliminar los restos de crudo que no se lograron obtener en el separador.
que se encarga de ventear o quemar el gas una vez que el mismo ha pasado por el SlugCatcher. AÑO: 2012
Igualmente este sistema está integrado por el Flare o mechurrio (Ver Figura Nº 31). Es un recipiente diseñado para atrapar grandes cantidades de líquidos que
ocasionalmente llegan en la corriente de gas antes de pasar hacia el Flare. evitando así posibles inconvenientes.49
En segundo lugar se encuentra el SlugCatcher (Ver Figura Nº 30).
Figura Nº 31 Flare o Mechurrio
Fuente: Autor. como por ejemplo algún tipo de incendio a causa de los líquidos combustibles que pueda contener el gas.
Figura Nº 30 SlugCatcher
incluyendo líquidos y gases y cualquier otro sistema que requiera ser medido por los métodos de presión diferencial y presión estática. encargado de registrar y medir los parámetros de operación del sistema de medición de placa orificio. AÑO: 2012
Así mismo nos encontramos con el Registrador Multivariable (Ver Figura Nº 33). AÑO: 2012
. entre otras.50
En cuanto a los elementos de registros. se tienen el Registrador Barton (Ver Figura Nº 32). este elemento mide las tres variables del proceso: presión diferencial. encargados de medir las variables registradas a través de cada elemento de medición. el cual es un instrumento basado en un microprocesador que opera en forma diferente a los transmisores análogos convencionales.
Figura Nº 32 Registrador Barton
Fuente: Autor. Figura Nº 33 Registrador Multivariable
Fuente: Autor. presión estática y temperatura.
. normalmente el consumo de gas en planta generadora esta por el orden de 1MMPCND (un millón de pie cubico normales por día) aproximadamente. así como también la parte de gas consumo. 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. como se menciono anteriormente. y se bifurca en dos ramales. es decir. por medio de los turbogeneradores genera la electricidad para luego proveer de energía a la estación de flujo Tucupita. Una vez que el gas es separado del crudo en el Fwko-A (Freewater). 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. este emerge a través de una línea por la parte superior. 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.51
Semana VIII: Determinación del proceso que realiza el Gas Natural en el Campo Tucupita.
Otra porción (77% promedio) de gas es enviada hacia planta generadora. Esta válvula tiene un Set Point de 54psi. al gas alcanzar una presión mayor a 54psi. el excedente es transferido hacia el Flare. el técnico Fidel Rivas procedió a explicar sobre el recorrido que realiza el mismo. la válvula de control se abre. donde es venteado o quemado (19% promedio). permitiendo el paso de éste.
Una vez identificados los elementos que conforman el proceso que involucran al gas natural. agua y petróleo.
Es importante resaltar que en el área del Flare.
. para finalmente ser enviado hacia el Flare. donde se eliminan los condensados que contiene. AÑO: 2012
Luego de que la válvula permite el paso del gas. este se dirige hacia el SlugCatcher. Es importante resaltar que los condensados obtenidos se envían hacia el sumidero (Ver Figura Nº 35)
Figura Nº 35 Sumidero
Fuente: PDVSA-PETRODELTA.52
Figura Nº 34 Válvula de Control
Semana IX: Definición de los parámetros operacionales del Gas Natural en el Campo Tucupita.
Para la definición de los parámetros operacionales del gas, se procedió a tomar diferentes datos con la utilización del equipo registrador Multivariable, por un tiempo de nueve días, obteniendo así un promedio de la presión diferencial, presión estática y temperatura, en los puntos de medición ubicados en el Gas consumo, Fwko-A (Freewater) y Planta Generadora (Ver Tabla Nº 2, Nº 3 y Nº 4)
Tabla Nº 2 Variables del Gas de Fwko-A FWKO-A Dp(Pulgadas de H2O) 6.21 4.87 5.20 6.29 7.30 6.59 8.28 6.33 7.44
DIA 21/05/2012 22/05/2012 23/05/2012 24/05/2012 25/05/2012 28/05/2012 29/05/2012 30/05/2012 31/05/2012
PE(Psi) 68.9 69.40 67.28 69.12 69.42 68.32 69.69 69.98 69.99
T (ºF) 154.71 157.65 156.35 155.77 154.90 153.98 97.56 159.04 159.61
Fuente: Autor, AÑO: 2012
Tabla Nº 3 Variables del Gas Consumo CONSUMO Dp(Pulgadas de H2O) 0.50 0.63 0.45 2.32 0.80 2.33 0.63 0.35 0.33
PE(Psi) 71.02 69.27 66.76 70.0 70.48 70.67 70.01 69.47 69.57
T (ºF) 84.13 92.59 88.81 93.20 95.82 94.23 97.56 93.0 94.72
Tabla Nº 4 Variables del Gas en Planta Generadora
GENERADORA DIA Dp(Pulgadas de H2O) 21/05/2012 3.21 22/05/2012 4.01 23/05/2012 3.72 24/05/2012 3.84 25/05/2012 3.54 28/05/2012 3.78 29/05/2012 4.12 30/05/2012 4.35 31/05/2012 3.61 Fuente: Autor, AÑO: 2012
PE(Psi) 257.26 261.40 260.90 262.17 257.92 259.28 258.01 260.53 257.72
T (ºF) 82.59 87.83 85.32 85.97 86.02 86.22 92.67 94.03 95.70
Una vez obtenidos estos datos, se obtuvieron los promedios para cada variable, conociendo así el rango de operación bajo el cual se encuentra el gas natural. Los promedios se describen a continuación:  Fwko-A: Dp (Diferencial de Presión): 6.50” H2O; PE (Presión Estática):
69.12 Psi y la T (Temperatura) es de 149.95 ºF  Consumo: Dp (Diferencial de Presión): 0.92” H2O; PE (Presión Estática):
69.69 Psi y la T (Temperatura) es de 92.67 ºF  Generadora: Dp (Diferencial de Presión): 3.79” H2O; PE (Presión
Estática): 259.46 Psi y la T (Temperatura) es de 88.48 ºF
Igualmente resulta importante definir de manera resumida estas variables. En primer lugar tenemos la temperatura, la cual es una magnitud física que expresa el nivel de calor de un cuerpo, en este caso del gas en tres puntos diferentes, del proveniente del Fwko-A (Freewater), el que se emplea en Gas consumo, es decir, que utilizan los quemadores para llevar a cabo la separación, y el gas empleado en planta generadora.
Por otro lado se tiene la presión estática, la cual se define como la fuerza por unidad de área, generalmente expresada en Psi, y por ultimo tenemos que la presión diferencial representa la caída de presión que experimenta la corriente de fluido (gas) cuando pasa a través de la placa orificio.
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. FASE III. 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. .  Semana X, XI, XII y XIII: Del 21/05/2012 al 22/06/2012
Semana X: Revisión de la Cromatografía del Gas Natural en el Campo Tucupita.
En lo que respecta a esta semana, se revisó la cromatografía del gas (Ver Tabla Nº 5), la cual fue facilitada por el Ingeniero Carlos Andrews. La misma fue efectuada por Servicios Técnicos de Laboratorios (Simsa de Venezuela C.A), el día 12 de junio del presente año; donde el punto de muestreo fue el gas combustible de la Planta Tucupita, a una presión de 51 PSI y temperatura de 149ºF
0308 0.2511 1.1588 0.2898 0.3161 86.06 0.9912 0.56
Tabla Nº 5 Cromatografía del Gas
ANALISIS COMPOSICIONAL DE GAS DE PLANTA.00 100.3550 0.0000 100.0066 0.18 0.56 0.87 2. 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 0.00
Fuente: PDVSA-Petrodelta.7062 0.00 % PESO 0.00 18.28 0.10 0.87 0. Año 2012
Del análisis cromatográfico podemos decir entonces.00 0. en proporciones próximas al 90%
.5864 5.53 0.93 1.02 69.2145 0.0030 3.0439 0. que este gas natural está formado en su mayor parte por metano.83 3.68 0.5884 0.4580 0.11 0.
58). Para efectuar estas pruebas se emplearon ampollas de H2S (Sulfuro de Hidrogeno) y CO2 (Dióxido de Carbono)(Ver Figura Nº 36 y Nº 37).
Con la finalidad de determinar la calidad del gas que es obtenido en la estación de flujo. propano y pequeñas cantidades de otros elementos. XII y XIII: Pruebas de H2S y CO2 a los pozos del PAD-II. AÑO: 2012
Fuente: Autor. Conjuntamente con el Ingeniero Leonardo Ochoa y el Técnico Lenin Rivas. (Ver Figura Nº 38) y envases. Bombas para medir H2S (Sulfuro de Hidrogeno) ó CO2 (Dióxido de Carbono).57
(86. AÑO: 2012
. pudiéndose decir entonces que es un gas relativamente liviano. nos dirigimos hasta los pozos ubicados hacia Guasina y los que están en planta. 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).
Semana XI.
Figura Nº36 Ampolla de H2S
Figura Nº 37 Ampolla de CO2
Fuente: Autor. el cual generalmente puede ser de capacidad de 1 galón.y fracciones variables de hidrocarburos gaseosos más pesados como etano. 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.
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.58
Figura Nº 38 Bomba de Medición Gastec
Figura Nº 39 Segundo paso para el muestreo
Fuente: Autor. y romper ambas puntas (Ver Figura Nº 39).  Tomar una ampolla de H2S ó CO2. AÑO: 2012
abrir la válvula del mismo y esperar hasta que haya circulación de gas. AÑO: 2012  Luego colocar el extremo libre del envase en la salida del toma muestra.59
 Introducir la punta de la ampolla cercana a la escala mayor en la entrada de la bomba Gastec. (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.
. (Ver Figura Nº 41)
Figura Nº 41 Toma de la muestra a la boca del pozo
Fuente: Autor.  Halar el mango hasta que la bomba se trabe. y esperar por lo menos 30 segundos.
esto se debe a la composición de los estratos.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. obteniendo los siguientes resultados que se pueden observar en la tabla Nº 6.
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. LEONARDO OCHOA
T. Con la finalidad de determinar el contenido de H2S y CO2 del gas natural que es obtenido de la
.  Leer la concentración de H2S y CO2 en la interfase donde se presenta el cambio de color.60
 Cerrar la válvula del toma muestra y retirar el equipo. a boca de pozo el contenido de H2S y CO2 presentan valores relativamente altos.
Tabla Nº 6 Análisis de H2S y CO2
ANALISIS DE H2S Y CO2 CAMPO TUCUPITA ANALISIS EFECTUADO POR: ING. PAD-III y PAD-IV. 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.
Los resultados obtenidos a un 50% (se dice de esta manera cuando se toma una lectura.
Fuente: Autor.61
separación. AÑO: 2012
Figura Nº 43 Muestreo en el Registrador Barton. se procedió a efectuar nuevamente la prueba antes descrita pero en este caso en el Fwko-A. sin embargo
Figura Nº 42 Muestreo en el Registrador Barton.
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. 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.
T. los cuales se pueden observar en la tabla Nº 7 que se observa a continuación. Tabla Nº 7 Muestreo de H2S y CO2 del Fwko-A.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.
ANALISIS DE H2S Y CO2 CAMPO TUCUPITA ANALISIS EFECTUADO POR: ING. por lo cual se repitió nuevamente pero en el toma muestra del Fwko-A (Ver Figura Nº 44).
Figura Nº 44 Muestreo en el Toma Muestra del Fwko-A
CO2(%) 8 8 8 8
esta lectura resulta no ser tan precisa. obteniéndose diversos resultados. AÑO: 2012
Esta prueba fue efectuada a 50% y 100%.
creó las Normas Técnicas Aplicables a la calidad del gas en sistemas de transporte y distribución (NTA).16 ppm molar para el H2S.
Basándose en el numeral 8 del artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG).
. conforme a las normas legales. Las especificaciones en cuanto a la corrección de estas características se pueden encontrar en el anexo del presente informe. el artículo 6 de la NTA. 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. cónsonos con los establecidos a nivel internacional y dirigidos a conservar.63
De esta manera se puede concluir que el promedio es de 25ppm y 8% de H2S y CO2 respectivamente. reglamentarias y técnicas de eficiencia. establece que el CO2 como límite máximo el valor es de 8.5% molar y el de H2S será de 12 ppm molar. 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. Por otro lado. la variación de resultados se debe a las constantes fluctuaciones en la entrada de fluidos al equipo separador.
En función de las características que se estudian en el presente informe en cuanto a contenido de CO2 y H2S se refiere. de conformidad con lo dispuesto en el segundo a parte del capítulo 3 de la citada ley. los estándares de calidad del gas natural. Dicha norma plantea con carácter de obligatoriedad. seguridad y calidad relacionadas. proteger y preservar el medio ambiente. la Norma Venezolana COVENIN 3568-2:2000 en cuanto a las limitaciones de los componentes mayoritarios y minoritarios del gas. para una muestra al 100%.
densidad.64
Indicar las bases del diseño del sistema de almacenamiento de acuerdo a los parámetros de calidad del gas. las estimaciones se pueden ver reflejadas en el anexo del presente informe. gravedad específica. comprendidos desde enero hasta mayo. XV y XVI: Demostración del caudal de gas que se maneja en el flare a través de datos estadísticos e indicación del poder calorífico. 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. 
Semana XIV.
Por otro lado se llevó a cabo el cálculo de caudal por unidad de longitud. obteniendo los siguientes resultados: 
Desde la válvula de control al flare: 153903 PCED (Pie Cubico Estándar Por Día)
. obteniendo finalmente un volumen promedio de 269MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por Día). INDICACION DE LAS BASES DEL DISEÑO DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ACUERDO A LOS PARAMETROS DE CALIDAD DEL GAS.
FASE IV. caudal por unidad de longitud y peso molecular del gas natural. En lo que respecta a la estimación del volumen de gas que se ventea en el flare. Para ello se tomaron en consideración cinco meses. 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.
los cálculos se encuentran detalladamente en el anexo de este informe.6806
. valor calorífico ideal bruto y neto. obteniéndose entonces los siguientes resultados:
Tabla Nº 8 Propiedades calculadas
Peso Molecular Aparente
19. se llevo a cabo tomando como base la cromatografía y las constantes universales de combustión.65
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: 80356 PCED (Pie Cubico Estándar Por Día)
Desde la válvula de control hasta el flare mas la distancia desde ese punto hasta donde será ubicado ese compresor: 87563 PCED (Pie Cubico Estándar Por Día)
Respecto al cálculo de las propiedades físico-químicas como lo son: el peso molecular.74 gmol-1
Valor Calorífico Bruto Ideal
1115 BTU/PC
Valor Calorífico Neto Ideal
1017 BTU/PC
0. y la gravedad especifica.
el gas se emplea en su mayor parte para generación eléctrica y el crudo es bombeado hacia la estación ubicada en Uracoa. se tienen los siguientes valores obtenidos de forma promedio: para el Fwko-A(separador): Diferencial de Presión de 6. crudo y gas. siendo una cantidad promedio de 19%. donde posteriormente con la utilización de equipos separadores se obtienen agua. para el gas consumo: Diferencial de Presión 0. el excedente es trasferido hacia el mechurrio para ser venteado o quemado. 5. el porcentaje promedio de 3% pasa a través de un depurador para posteriormente ser empleado por el equipo separador.1 CONCLUSIONES.69Psi y
. alrededor del 77%. donde no todos operan al máximo de su capacidad.50” de H2O.1. se puede concluir que esta es una estación de flujo encargada de recolectar el fluido proveniente de las diferentes locaciones que lo integran.92” de H2O. y la otra parte. el agua es inyectada a los yacimientos. Después que se alcanza el tope de consumo de gas para el proceso descrito.12Psi y Temperatura 149. Presión Estática 69. A su vez se pudo verificar el estado de los equipos que integran dicho proceso. es enviada a Planta Generadora. se pudo constatar que luego de que este emerge del separador se bifurca en dos ramales para cumplir dos funciones fundamentales.66
CAPITULO V 5.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. en primer lugar. Presión Estática 69.  Una vez efectuada la identificación minuciosa sobre el procedimiento que se lleva a cabo en el Campo Tucupita en relación al gas natural.  Luego de conocer el proceso operacional que se desarrolla en el Campo Tucupita.95 ºF. Respecto a los parámetros operacionales del gas.
y con cantidades menores de etano con 5. Presión Estática 259.58%. encontrándose el sulfuro de hidrogeno fuera de los límites permisibles establecidos por normas venezolanas. propano con 1.48 ºF  Para determinar las características que posee el gas natural en la Estación de Flujo Tucupita se empleó la cromatografía efectuada al mismo.6806.74 gmol-1. Respecto a las pruebas de dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno aplicado en diferentes puntos.79” de H2O.99%. valor calorífico bruto y neto de 1115 BTU/PC y 1017 BTU/PC respectivamente con una gravedad especifica de 0. donde se pudo determinar que el volumen promedio de gas que se ventea es de 269 MPCND (Mil Pie Cubico Normales Por Día). butano con 0.46 Psi y Temperatura de 88. el peso molecular de 19.  En cuanto a la determinación de las bases de diseño. 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. que establece como valores límites máximos 12ppm. se procedió a efectuar el cálculo de las propiedades físico-químicas del gas de la Estación de Flujo Tucupita.25%.67
Temperatura de 92. como es el caso de la Norma COVENIN 3568-2:2000.67 ºF y por ultimo planta generadora con Diferencial de Presión de 3. se determinó que posee cantidades próximas a 8% y 25ppm respectivamente.5% y otros elementos con valores inferiores al 1%.
el cual es un condensado de amina-aldehído que se aplica por medio de una inyección continua en la corriente de gas. El secuestrante más adecuado para el caso estudiado es el denominado Triazinas. empleándose adicionalmente antiespumante.68
5.1.  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. a fin de maximizar y optimizar la capacidad de funcionamiento de los mismos. 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.  Realizar seguimientos sobre los parámetros operacionales del gas natural para descartar variaciones en los mismos.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. que pueden afectar el diseño del sistema de almacenamiento subterráneo a instalar.
3 REFERENCIAS ELECTRÓNICAS  Ingeniería
(2003).mx/.pd  Producción de petróleo www. Disponible en:
http://es.net  Ingeniería del Gas Natural (2009).com/doc/7265775/Ingenieria-Del-Gas-Natural  Norma Venezolana COVENIN 3568:2-2000 (2000)  http://html.ingenieria.2.scribd..
www.com/cromatografia_2.A. Año 2009 Tecnología de Gas en superficie
5.2 BIBLIOGRAFIA 5. Año 2005 Guía de Medición de Gas. [On-line].2.html
. [On-line]..
[On-line].1 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS  Benton Vinccler C. Año 2002 Manual de Producción Tucupita  Harvest Vinccler C.  Martínez Francisco.A./Ing%20de%20produccion%20C3.oilproduction.rincondelvago.unam. (2007). Disponible en y gas.
.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
CARACTERISTICAS DEL GAS NATURAL Y SUS PROPIEDADES CALCULADAS.
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. el gas natural es `producido conjuntamente con el petróleo y agua. por lo que sus componentes químicos. poder calorífica.
. Dada su naturaleza gaseosa. y determinar las bases del diseño adecuadas para lograr su almacenamiento subterráneo.
OBJETIVO: 
Presentar los resultados de las propiedades y características calculadas del gas total. la mayoría de bajo peso molecular. 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. que permite definir con relativa facilidad sus propiedades físicas y verificación de los requisitos de calidad que exigen su manejo.
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos.71
PROPOSITO: 
Determinar las características y propiedades que presenta el Gas Natural en la Estación de Flujo Tucupita. gravedad especifica. la caracterización y manejo del gas natural se hace con procedimientos desarrollados. que puede estar en estado gaseoso o líquido en el yacimiento pero al traerlo a superficie y despresurizarlo está en estado gaseoso. propiedades y características más importantes como el peso molecular.
Hablando del Campo Tucupita. entre otras.
además de trazas de otros componentes mas pesados. seguido de etano. donde contiene en mayor magnitud metano. CARACTERIZACION DEL GAS
Por medio del análisis cromatográfico del gas. AÑO: 2012
MUESTREO DE GAS
Con la finalidad de determinar las características que presenta el gas en la Estación de Flujo Tucupita. El gas obtenido en la Estación de Flujo Tucupita. 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. 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. se caracteriza por ser una mezcla de hidrocarburos. propano. se puede tener noción acerca de la concentración de los componentes mayoritarios y minoritarios que el mismo posee.
Como se puede observar en la tabla Nº 9. puede sufrir fragilización y falla por efecto de
. es notable que el sulfuro de hidrogeno se encuentra fuera del límite establecido por lo cual. como el originado de la actividad de las bacterias. generando serios problemas de corrosión y provocando fallas de los materiales a corto plazo. el promedio de H2S y CO2 es de 25. Según las normativas referentes a la calidad del gas: COVENIN 3568: 2-2000 (ver tabla Nº 10). crudo y petróleo. pudiendo estar presentes en la distribución de las fases gas.5 ppm y 8% respectivamente. AÑO 2000  Particularidades del H2S El sulfuro de hidrogeno(H2S) proviene tanto de la formación del yacimiento. por ejemplo. como método a emplear se tiene la utilización de secuestradores de H2S
Tabla Nº 10 Límites de componentes mayoritarios y minoritarios
Fuente: Norma COVENIN 3568:2-2000. El metal de las tuberías.
En condiciones de alta velocidad de penetración de H2. ya que solo consiste en una inyección continua de química. una sección de contacto gas/liquido y una sección de separación del químico consumido y sus productos de reacción. el metal puede llegar a presentar ampollamiento. por las razones antes expuestas.  Secuestrantes de H2S Se conoce como Secuestrantes a los químicos utilizados en sistemas de tratamientos de gas. específicamente del que se dirige hacia el flare. 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. Por razones económicas. un medio para introducir el químico en la corriente gaseosa.
ETAPA II. CALCULO DE PROPIEDADES. Este sistema consiste en una bomba de inyección del químico.
Para el caso del tratamiento del gas en la estación de flujo Tucupita. es necesaria la aplicación de esta alternativa. acelerando el tiempo de deformación y rotura. constituyen una alternativa tecnológica de gran utilidad. 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.
. así entonces dicha inyección deberá situarse antes del Slug-Catcher. por lo que no es posible especificarla mediante una fórmula química ordinaria.74
la absorción molecular del hidrogeno proveniente de la disociación H2S presente sobre la superficie metálica.
El gas natural que se encuentra en el subsuelo se forma en diferentes espacio porosos-permeables bajo determinadas condiciones de presión y temperatura.
Yi: Fracción molar del componente „i‟ de la mezcla de gas. Mwi: Peso molecular del componente „i‟ de la mezcla de gas. Por consiguiente se determinan las propiedades físico-químicas tales como peso molecular. mediante la siguiente ecuación matemática: ∑ Donde: Ma: Peso molecular aparente de la mezcla de gas. gravedad específica y caudal del gas. los cuales se pueden observar en la siguiente tabla (Ver Tabla Nº 11)
. El peso molecular aparente de un gas natural. 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. poder calorífico. se tomó como referencia los pesos moleculares calculados para las constantes de combustión universal.75
Para comprender en debida forma el comportamiento del gas y establecer las bases del diseño para su almacenamiento subterráneo. es necesario determinar los componentes que lo conforman y en qué proporción (porcentajes) se encuentran. Nº 1
Para el cálculo del Peso Molecular aparente del Gas que se obtiene en la Estación De Flujo Tucupita. puede calcularse a partir de la fracción molar y pesos moleculares individuales de cada componente.  Peso Molecular.
Ec. formado por „n‟ componentes. n : Numero de componentes en la mezcla de gas. A partir de estas propiedades lo cálculos suelen ser sencillos sin mayor complejidad a presentarse.
Fuente: Manual de Combustión p.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. AÑO 2009 Es importante resaltar que para el cálculo del peso molecular aparente se necesita la fracción molar de cada componente.
007062 0.0501 0.74 gmol-1
.0428 30.204 114.000308 0.2090 0.00939 0 19.052511 0.285 156.0697 44.000066 0.001588 0.003 0.1848 0.0819 44.1773 100.1235 72.0000
34. AÑO: 2012
Así entonces tenemos que al multiplicar la fracción molar con el peso molecular de cada componente y efectuar la sumatoria final.1591 0.4765 0.1504 72.0098 28.1235 58.0885 13.0135 16.00458 0.1022 1. obtenemos por consiguiente un Peso Molecular Aparente (MWa) igual a 19.865864 0.002898 0.000
0.003161 0.3304 0.0966 58.03355 0.000439 0.77
Tabla Nº 12 Cálculo del Peso Molecular Aparente
COMPONENTE FRACCION MOLAR SULFURO DE HIDROGENO DIOXIDO DE CARBONO NITROGENO METANO ETANO PROPANO i-BUTANO n-BUTANO i-PENTANO n-PENTANO HEXANOS HEPTANOS OCTANO NONANOS DECANOS UNDECANOS + PESO MOLECULAR
0.8908 1.8780 0.3419 0.5789 0.74
Fuente: Fuente: Autor.002145 0.231 128.258 142.4104 0.1704 86.0395 0.019912 0.005884 0.
.019912
646 1013 1792 2592
0. Se lo define como el calor liberado al quemarse completamente un volumen unitario del gas bajo determinadas condiciones de presión y temperatura. denominado también valor o potencia calorífica. PCi: Poder calorífico del componente „i‟ del gas.
El poder calórico.865864 0.
Tabla Nº 13 Valor Calorífico Bruto Ideal
BTU/BRUTO
SULFURO DE HIDROGENO DIOXIDO DE CARBONO NITROGENO METANO ETANO PROPANO
0. Yi: Fracción molar del componente „i‟ de la mezcla de gas. que corresponde al poder o valor calorífico bruto ideal para la mezcla gaseosa en la Estación de Flujo Tucupita.
En la tabla Nº 13 se puede observar que se aplico la ecuación Nº 2. obteniendo así la sumatoria final de 1115 BTU/pie3.78
 Valor Calorífico Bruto Ideal y Valor Calorífico Neto Ideal.0997 51.1202 94. Nº 2
Donde: PC: Poder calorífico del gas natural. es una característica importante del gas natural. El poder calorífico bruto se puede calcular de la siguiente manera: ∑
Ec.0193 877.052511 0.003 0.03355 0. donde se multiplica la fracción molar de cada componente con su respectivo valor calorífico bruto.003161 0.
00458 0.005884 0.2252 8.007062 0.000439 0.003161 0. AÑO: 2012
De igual forma.002145
595 922 1639 2385 3105 3113 3705 3714 4403
0.7631 9. en la tabla Nº 14 aplicando el procedimiento análogo al anterior.002898 0.000066 0.3266 86.2698 21.6412 10.865864 0.7996 23.00458 0. se obtuvo el poder o valor calorífico neto ideal.8201 18.0000
3365 3373 4007 4017 4767 5502
19.052511 0.9689 10.3520 11.002145 0.0655 47.79
i-BUTANO n-BUTANO i-PENTANO n-PENTANO HEXANOS HEPTANOS OCTANO NONANOS DECANOS UNDECANOS +
0.0178 798.007062 0.000308 0.001588 0. siendo de 1017 BTU/pie3
Tabla Nº 14 Valor Calorífico Bruto Ideal
COMPONENTE FRACCION MOLAR SULFURO DE HIDROGENO DIOXIDO DE CARBONO NITROGENO METANO ETANO PROPANO i-BUTANO n-BUTANO i-PENTANO n-PENTANO HEXANOS BTU/NETO
0.005884 0.002898 0.003 0.9840 16.4901 18.019912 0.4444
.7371
Fuente: Autor.03355 0.
y la ecuación Nº 4.0000
8. Según la ecuación Nº 4. también es común calcular el peso molecular aparente de una mezcla de gases de la siguiente forma (Ver ecuación Nº 5):
Ec.0988
Fuente: Autor. Nº 5 Donde:
.000439 0.80
HEPTANOS OCTANO NONANOS DECANOS UNDECANOS +
0. y es una constante. Nº 4 Donde: Γg: Gravedad específica. MWgas: Peso molecular del Gas MWaire: Peso molecular del aire
El aire es una mezcla de nitrógeno. oxigeno y otros gases.000308 0.000066 0.001588 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. con un peso molecular aparente de 29 y por tanto.
Ec. teniendo en cuenta esto. AÑO: 2012
 Gravedad Específica. la gravedad específica se calcula como la relación entre el peso molecular del gas y el peso molecular del aire.
El cálculo se efectúa de la siguiente manera: En primer lugar se obtiene el volumen mensual y posteriormente se logra el promedio diario.
Sustituyendo el peso molecular aparente de la mezcla obtenido anteriormente en la ecuación Nº 6. quedando de la siguiente forma (Ver ecuación Nº 6) Ec.6806.
Para la determinación del volumen del gas que es venteado. tomando como base el Reporte de Manejo de Fluidos que se efectúa a diario en el Campo Petrodelta. tenemos:
De tal manera que. se realizó mediante datos estadísticos. al dividir. donde se procede a realizar un despeje simple. esto es para cada mes. tenemos que la gravedad específica para el gas es de 0.
 Volumen del Gas venteado.81
MWa: Peso molecular aparente del gas Γg: Gravedad específica. 29: Peso molecular del aire
En base a la ecuación Nº 5 se calcula la gravedad específica del gas en estudio. tomando en cuenta seis meses comprendido de Enero hasta Mayo. Y finalmente se lograra conseguir el volumen de gas venteado promediando los cinco meses juntos.
mes de Enero. AÑO: 2012
. Siendo en Promedio 285 MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por día)
Tabla Nº 16 Volumen de Gas Venteado. Total: 8836 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales).
Fuente: Autor.82
Total: 9122 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales). AÑO: 2012
Febrero. mes de Febrero
Fuente: Autor. Siendo en Promedio 315 MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por día)
Tabla Nº 17 Gas Venteado.
. mes de Marzo
Fuente: Autor. Total: 7960 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales).84
Marzo. Siendo en Promedio 255 MPCND (Mil Pies Cubico Normales Por día)
Tabla Nº 18 Gas Venteado.
Fuente: Autor. Total: 5963 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales).85
Abril. Siendo en Promedio 199 MPCND (Mil de Pies Cúbicos Normales Por día)
Tabla Nº 19 Gas Venteado. AÑO: 2012
Al efectuar una suma de los cinco meses antes descritos y obtener el promedio. mes de Mayo
Fuente: Autor.86
Mayo. se tiene que el volumen de gas venteado es de 269MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por Día)
. Siendo en Promedio 291 MPCND (Mil Pies Cúbicos Normales Por día)
Tabla Nº 20 Gas Venteado. Total: 9020 5963 MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales).
Fuente: Autor.87
 Calculo del caudal de gas por unidad de longitud. ºR L: Longitud. 14. se tienen los siguientes valores (Ver tabla Nº 21).7 520 0. pulg Tav: Temperatura promedio.
Para calcular el caudal de gas que circula a través de la tubería. ºR P1: Presión aguas arriba P2: Presión aguas abajo d: Diámetro de la tubería.
Tabla Nº 21 Variables para el Cálculo del Caudal Psc Tsc Dp D Tav L Variable. En primer lugar se obtiene el caudal que circula a través de la longitud comprendida entre la válvula de control hasta el flare.25 11. tomando en cuenta que las presiones 1 y 2 serán sustituidas por el diferencial de presión (Dp). milla Γg: Gravedad específica del gas Zav: Factor de compresibilidad promedio.938 149 dependiendo del caso.993 Γg Zav
Al sustituir todos estos valores en la ecuación Nº 7.6806 0. AÑO: 2012 0. psia
Tsc: Temperatura estándar. el cálculo de caudal se efectúa para dos casos. Para efectos de cálculo del caudal del gas en estudio. en segundo
. se efectúa por medio de la ecuación de Panhandle B (Ver ecuación Nº 7)
Donde: qsc: Caudal. PCED Psc: Presión estándar.
en lo que respecta a la longitud fue necesario efectuar una conversión de la misma a millas.0590 0.1037
Qs(PCED) 153903 80356 87563
Fuente: Autor. (Ver tabla Nº 22)
TABLA Nº 22 Longitudes Calculadas
AREA Válvula de control al Flare Estimación Nº 1 Estimación Nº 2
METROS 95 182 167
PIE 311.76
MILLAS 0.96 547. para ello se emplearon los siguientes factores:  1m  1 milla 3. por requerimientos de la ecuación a aplicar.28 pie 5280 pie
Así mismo. 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).6 596. 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.1130 0. AÑO: 2012
Nota: Como se puede observar en la tabla anterior. calculada a una temperatura promedio (Tav) de 149 ºF
lugar se tiene la longitud de la tubería que será instalada en el diseño de almacenamiento subterráneo del gas desde dos ángulos: primero. 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).
lo cual se debe a la baja producción respecto a este fluido.
. se sugiere la utilización de secuestrantes de H2S.89
ETAPA III. una disminución del caudal y una inestabilidad en el compresor por bajo flujo.
El peso molecular es una variable particular que puede presentar variaciones entre la condición de diseño y la condición operacional. se reflejará una disminución de la presión de descarga. CONSIDERACIONES A TOMAR EN CUENTA A PARTIR DEL ESTUDIO EFECTUADO. citada anteriormente. Por el contrario si el peso molecular real es mayor que el de diseño se observará una alta presión diferencial y un trabajo sobrecargado.
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. en estos casos la orientación del diseño va dirigida hacia la utilización de compresores reciprocantes.
Una vez efectuada la caracterización y cálculo de las propiedades del gas natural de la Estación de Flujo Tucupita. siendo esto para el caso de los compresores centrífugos. los cuales son los siguientes: 
Para adecuar el contenido de H2S (Sulfuro de Hidrogeno) según lo establecido por la Norma COVENIN. mientras que para los compresores reciprocantes. específicamente el denominado Triazinas. por lo cual debe adicionarse un antiespumante. tiene lugar diferentes puntos de atención a fin de ser considerados en la selección de los elementos que integraran el sistema de almacenamiento subterráneo. sin embargo es necesario resaltar que este tipo de Secuestrantes tienden a formar espumas con el gas natural. Si el peso molecular real es menor que el utilizado para el diseño. estas condiciones afectan en menor medida. el cual es un condensado de amina-aldehído que se aplica en una inyección continua por la corriente de gas.
La relación de valores caloríficos. no afecta en gran medida la escogencia de los equipos para el diseño de almacenamiento.
. específicamente el compresor.
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.
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