informe completo

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIA

CENTRO DE ESTUDIOS EN CIENCIAS DE LA ENERGÍAUNIVERSIDAD BOLIVARIANA DE VENEZUELA

PROGRAMA DE FORMACIÓN DE GRADO EN GAS

SISTEMA DE MEDICIÓN DE GAS TOTAL EN SEPARADOR DEPRUEBA ESTACIÓN DE FLUJO URDANETA (UD8)

TUTOR ACADÉMICO:ING. JANINE MORALESC.I.: 11.453.163

TUTOR TECNICO:ING. MARCOS MORENOC.I:4.519.903

REALIZADO POR:Br .JOSUE REYESC.I: 9.669.679

CABIMAS, FEBRERO 2013

















ii

RESUMEN

Yo, JOSUE ELIEZER REYES GOMEZ: “Evaluar el sistema de mediciónde gas total en Separadores de prueba de la Estación de Flujo UD-8”Práctica de pasantías como requisito académico para optar al título deTécnico Superior Universitario en Gas en la Universidad Bolivariana deVenezuela, sede Zulia.

El presente informe tuvo como propósito principal Evaluar el Sistema deMedición de Gas Total en Separadores de Prueba de la Estación deFlujo UD-8, con este estudio se identificaran las fallas que afectan laoperatividad productiva del equipo en la estación de flujo UD-8. En el aspectometodológico, la investigación tendrá una modalidad de campo debido a quela información de interés se recolecto de forma directa con la realidad, eldiseño es no experimental ya que no existirá manipulación de la variable y esa su vez un diseño transversal, ya que los datos se recolectaran en elmomento que se realiza la investigación. La población del objeto de estudioestuvo constituida por la estación de flujo (UD8) en la cual se encuentran13 pozos activos en total, y la muestra que se tomo fue el pozo UD505 lainformación de dichos pozos se obtuvo de la base de datos corporativaCENTINELA, y por el equipo de trabajo conformado por el personal demantenimiento e instrumentación. Así mismo las técnicas de recolección dedatos de la información utilizada en esta investigación, fue la observacióndirecta, debido a que los datos fueron obtenidos directamente del área dondese encuentra la estación de flujo. Los resultados obtenidos durante lainvestigación afectaron de manera positiva a la productividad de la estaciónde flujo, ya que se logró detectar a tiempo las fallas que perturban laproductividad de la misma. Las inspecciones a la estación de flujo son devital importancia para la vida productiva de los equipos que allí funcionancomo lo son transmisores de presión y temperatura ya que por medio deeste depende la eficacia, eficiencia y su rendimiento.

PALABRAS CLAVES: Estación de flujo (E.F.), CENTINELA, base dedatos.

iii

ÍNDICE DEL CONTENIDO

Resumen……….……………………………………………………………….

Índice………….…………………………………………………………………

Índice de tablas………..……………………………………………………….

Índice de figuras………..………………………………………………………

Introducción………………...………………………………………… ………..

Objetivos…………………………………………………………………………

Información de la empresa………………………………………………….....

Desarrollo de las actividades………………………………………………….

Conclusiones………………………………….…………………………………

Recomendaciones………………………….…………………………………...

Glosario de Términos Básicos……………………………………………….

Bibliografía………………………………….…………………………………...

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iv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla N° 1. Pozos Asociados a la Estación de Flujo (EF UD8)……...

Tabla Nº 2. Cromatografía de Gas de la Estación de Flujo UD – 8…

Tabla N° 3. Cálculo de inicial C´para Placas Instaladas ……………

Tabla N° 4. Cálculo de inicial C´con diferenciales de presión……….

Tabla N° 5. Programa de cálculo de diámetro de la placa de orificio.

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v

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA Nº 1. Estructura Organizativa Actual de PDVSA……………...

FIGURA Nº 2. Estructura Separada Actual en PDVSA…………………

FIGURA Nº 3. Estructura Organizativa Actual y General de PDVSA.

FIGURA Nº 4. Estación de Flujo UD-8…………………………………...

FIGURA Nº 5. Separadores de Presión y Temperatura………………..

FIGURA Nº 6. Localización del Separador de Prueba B……………….

FIGURA Nº 7. Equipos Analógicos……………………………………….

FIGURA Nº 8. Estación de Flujo UD-8. Depurador……………………..

FIGURA Nº 9. Placas de Orificio………………………………………….

FIGURA Nº 10. Programa Centinela Cromatografía……………………

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1

INTRODUCCIÓN

Uno de los aspectos más importantes para lograr una formación integral

en el campo profesional, es tener experiencias asociadas a las actividades

propias del trabajo, estando en contacto directo con los problemas que

diariamente pueden surgir en una empresa y poniendo en práctica los

conocimientos adquiridos durante la formación académica. De esta manera

se desarrolla la capacidad del individuo para enfrentar situaciones de

diversas naturalezas, que se le pueden presentar en el campo laboral,

otorgándosele la oportunidad de emitir posibles soluciones e intercambiar

ideas y conocimientos que permitan afianzar las bases teóricas adquiridas.

El siguiente informe tiene como finalidad resumir las actividades

realizadas durante el periodo de las Prácticas Profesionales de Pasantías,

con el objetivo de cumplir con el requisito exigido por la Universidad

Bolivariana de Venezuela y la empresa PDVSA, en el Departamento de

Desarrollo de Yacimientos de la Unidad de Producción Urdaneta Lago,

adscrita a la Gerencia del Distrito Lago Norte de la División Lago. Así como

también tratar de adquirir todos los conocimientos que permitan el desarrollo

profesional.

La presente investigación estará estructurada de la siguiente manera:

en un primer lugar se detallaran los objetivos de la investigación, en segundo

lugar la descripción general de la empresa, posteriormente, el desarrollo de

las actividades y por último las conclusiones y recomendaciones aportadas.

2

OBJETIVOS DE LAS PASANTÌAS.

OBJETIVO GENERAL.

Evaluar el sistema de medición de gas total en Separadores de Prueba

de la Estación de Flujo UD-8.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Conocer las condiciones actuales del sistema de medición de gas total

en separadores de prueba de la EF UD-8.

Diagnosticar el estado de la instrumentación del sistema de medición.

Definir en función de las características de producción e inyección (en

caso de que aplique) la placa orifico óptima para la medición del gas

total por pozo.

3

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA EMPRESA.

1. ASPECTOS DE LA EMPRESA.

1.1.- Breve Reseña Histórica.

En Venezuela la industria petrolera ha pasado por varios proceso o

etapas durante la historia, sin embargo es relevante resaltar que a finales de

1997, la corporación energética venezolana creó la empresa PDVSA

PETRÓLEO Y GAS la cual está constituida por tres grandes divisiones,

dedicadas a las actividades medulares del negocio: PDVSA Exploración y

Producción, PDVSA Manufactura y Mercadeo y PDVSA Servicios. Cada una

de estas divisiones a su vez está integrada por diversas empresas y

unidades del negocio, ubicadas tanto en Venezuela como en el exterior.

Fig.1 Estructura Organizativa Actual de PDVSA

Fuente: Departamento de Desarrollo de Yacimiento. (Abril, 2000).

A partir de abril del 2000, la Junta Directiva de PDVSA, haciendo uso de

las atribuciones que le confiere la L.O.C.G.R. (Ley Orgánica de la Contraloría

General de la República), decide crear una organización separada que se

PDVSAEXPLORACIÓNY PRODUCCIÓN

PDVSA YMANUFACTURA

MERCADEO

PDVSA SERVICIOSOPERACIONALES

PDVSA PETRÓLEO YGAS

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encargue de ejercer la función de auditoría, organización que tiene carácter

corporativo, adscrita a PDVSA y con alcance a todas de la filiales,

asociaciones o negocios en Venezuela y en el exterior, incluyendo a

PEQUIVEN, S.A.

Fig. 2 Estructura Separada Actual en PDVSA

Fuente: Departamento de Desarrollo de Yacimiento. (Abril, 2000)

La Nueva PDVSA.

La nueva PDVSA es una empresa nacional, subordinada al Estado

venezolano y profundamente comprometida con el auténtico dueño del

petróleo, el pueblo venezolano. Y es que nacida luego del triunfo sobre el

Sabotaje Petrolero, la nueva PDVSA está en manos del pueblo

profundizando de este modo el ejercicio de nuestra plena soberanía

petrolera.

La empresa ha iniciado un nuevo enlace con el Estado venezolano, que

permitirá una conexión estrecha con las líneas maestras del actual proyecto

nacional del país, bajo el papel rector del Ministerio de Energía y Petróleo.

5

En ese aspecto, la Nueva PDVSA está perfectamente alineada con las

orientaciones del Estado venezolano, y cada uno de sus trabajadores está

comprometido con la reconstrucción de la empresa, que a su vez representa

la construcción de un futuro mejor para toda la Nación. Ahora, los

venezolanos se incorporan a la nueva empresa y confían en ella, ya que

existe una Nueva PDVSA que mantiene una relación transparente y efectiva

con la colectividad, porque la Nueva PDVSA tiene rostro de pueblo y está al

servicio de los todos los venezolanos. De acuerdo con un estudio

comparativo publicado el 30 de noviembre de 2009 por Petroleum

Intelligence Weekly (PIW), PDVSA se mantuvo cuarta entre las compañías

más grandes a nivel mundial en el negocio petrolero.

El estudio está basado en una combinación de criterios operacionales,

que incluye reservas, producción, refinación y ventas. A la fecha del estudio

PDVSA ocupaba las siguientes posiciones:

Primera en reservas probadas de petróleo.

Sexta en reservas probadas de gas.

Sexta en producción de petróleo.

Cuarta en capacidad de refinación

. Octava en ventas.

1.2. Ubicación de la Empresa.

El Departamento de Desarrollo de Yacimientos de la Unidad de

Producción Urdaneta Lago, adscrita a la Gerencia del Distrito Lago Norte de

la División Lago.

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1.3. Misión.

Maximizar estrategias que permitan la recuperación eficiente y rentable

de las reservas de hidrocarburos, mediante la elaboración de un plan de

explotación, promoviendo el mejoramiento continuo de los procesos

asociados garantizando el manejo de la gestión con sentido de negocios,

basados en el desarrollo del personal y tecnología, con el mayor grado de

seguridad, protección ambiental, calidad y flexibilidad, dirigido hacia la

máxima satisfacción de sus clientes y la búsqueda permanente de la

excelencia.

1.4. Visión.

Ser reconocidos como un equipo multidisciplinario de alto rendimiento,

como personal altamente productivo y capacitado técnica y

administrativamente en las actividades fundamentales del negocio,

trabajando con un alto nivel de correlación para establecer los escenarios de

planificación más rentables para maximizar el recobro de los hidrocarburos.

La visión estratégica de la nueva corporación, busca una proyección

como empresa de alto rendimiento, ubicada entre las primeras de su tipo a

escala mundial, como liderazgo reconocido nacional e internacionalmente en

las áreas de exploración, producción, refinación de alta conversión y en la

aplicación de la más avanzada tecnología para el logro del barril eficiente

comenzando un proceso de apertura a la inversión nacional e internacional

para la industria del petróleo.

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1.5. Valores.

Dirigir todos los negocios con la perspectiva de cumplir los objetivos

planteados dentro de la misión y visión de la empresa fundamentados en

valores corporativos como: conducción con Integridad, modelar el Respeto

por la gente, proceder con Equidad, actuar con Responsabilidad Social,

compromiso con la Seguridad y el mantenimiento de los más altos niveles de

Competitividad y Excelencia.

1.6. Objetivos de la Empresa.

Incrementar las reservas de crudo, especialmente crudo liviano.

Optimizar la explotación de las reservas de crudos.

Asegurar la disposición económica de volúmenes de crudo y

productos con especial atención a los crudos pesados.

Elaborar los productos con la calidad requerida por los mercados.

Operar y ejecutar los proyectos de desembolsos en forma eficiente,

asegurando los mejores resultados financieros.

Asegurar que la organización desarrolle y disponga de un personal

altamente calificado y mantenga los más altos estándares de calidad,

protección integral y tecnológica.

Desarrollar una cultura con un fuerte enfoque de negocio, que utiliza la

calidad de gestión como instrumento normal de trabajo.

1.7. Estructura Organizacional Actual y General de la Empresa.

Desde que PDVSA adoptó la estrategia de integración, presenta una

nueva estructura, creando la empresa PDVSA Petróleo y Gas, que está

8

constituida por tres grandes divisiones, dedicadas a las actividades

medulares del negocio, estas son: PDVSA Exploración y Producción, PDVSA

Manufactura y Mercadeo, y PDVSA Servicios; dichas empresas tienen el

propósito de consolidar una estructura operativa necesaria para hacerse más

competitiva en el ámbito internacional frente al proceso de globalización. El

sector petroquímico es desarrollado por la empresa PEQUIVEN y sus

empresas mixtas. Asimismo existen otras filiales de PDVSA entre las cuales

se encuentran: CAT, INTEVEP, PALMAVEN y SOFIP.

Fig. 3 Estructura Organizativa Actual y general de PDVSA.

Fuente: Departamento de Desarrollo de Yacimiento. (Abril, 2000)PDVSA Exploración y Producción.

Se encarga de la búsqueda de nuevas reservas de petróleo y el

fortalecimiento de los programas de perforación de pozos, Métodos de

levantamiento, recuperación secundaria, recuperación de vapor, entre otros.

OficinaPresidencia

Asuntos Públicos

PDVSA Servicios

PDVSA Gas PDVSA Intevep

PDVSA CAT

Finanzas Análisis Proceso

Presidencia

Planificación

PDVSA Exploración y Producción

Protección Integral

PDVSASofip

Vicepresidencia Corporativa

Directorio

Contraloría Interna

Unidades Corporativas

PDVSA Manufacturay Mercadeo

PDVSA Petróleo y Gas

Prevención yControl de Perdidas

RR-HH

PDVSA Palmaven

Consultaría jurídica

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La división PDVSA Exploración y Producción es responsable por el

desarrollo de petróleo, gas, y explotación de los yacimientos de carbón, está

compuesta por las siguientes unidades de negocio: PDVSA Exploración,

PDVSA Producción, PDVSA Faja, Bitor-Carbozulia y CVP.

En ese mismo contexto, las actividades en exploración están dirigidas

hacia la búsqueda de nuevas reservas de crudo liviano y mediano para

sustentar los planes de crecimiento de las capacidades producción, así como

para profundizar el conocimiento de áreas prospectivas.

Venezuela cuenta con la Faja del Orinoco, que es el reservorio

petrolífero más grande del planeta con crudos pesados y extrapesados,

donde se poseen cuatro proyectos que convierten el petróleo pesado del

Orinoco en más de 600.000 barriles diarios de crudo liviano.

En la actualidad, la Faja del Orinoco posee una extensión de 55.314

km2, mientras que su área de explotación es de 11.593 km2. Posee cuatro

campos petroleros (Boyacá, Junín, Ayacucho, y Carabobo) que se

subdividen en 27 bloques. Actualmente, 13 empresas internacionales se

encargan de cuantificar el crudo del reservorio.

1.8.Políticas de Calidad.

En la Unidad de Producción Urdaneta Lago, el departamento de

producción está dedicado a la explotación eficiente y rentable de los

yacimientos de petróleo y gas asignados. Para ello, mantendrá la suficiente

capacidad operativa que permita lograr la producción de crudo y gas en la

cantidad, calidad y en el momento comprometido con los clientes y

consistentes con los lineamientos de PDVSA.

10

1.9.Ubicación de las Pasantías Dentro de la Organización: Unidad deProducción Urdaneta Lago.

En el Departamento de Desarrollo de Yacimientos de la Unidad de

Producción Urdaneta Lago, adscrita a la Gerencia del Distrito Lago Norte de

la División Lago.. La Unidad de Producción Urdaneta Lago tiene como objeto

primordial la explotación y producción, en forma racional, rentable y segura

de los yacimientos del área del campo Urdaneta Oeste, Cuenca del lago de

Maracaibo

1.9.1. Misión.

Ser una organización de ingeniería , en el área de producción de crudo

y gas , adscrita a la dirección ejecutiva E y P Exploración y Producción

Occidente , cuyo propósito es coordinar y ejecutar las estrategias de

producción , mediante la evaluación, análisis, control y seguimiento del

proceso conformado por el sistema área de drenaje-pozo-superficie, al fin de

emitir las acciones recomendaciones necesarias para cumplir con el

compromiso adquirido en la producción del lago y tierra; realizando las

operaciones en armonía con el medio ambiente y su entorno.

1.9.2. Visión.

Ser reconocidos a nivel mundial, como líderes en la Ingeniería de

Producción de crudo y gas, por excelencia y calidad en el desarrollo de los

procesos de trabajo.

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1.9.3. Actividades de Recolección y Distribución Crudo-Gas.

Las actividades de la Unidad se desarrollan a través de las siguientes

instalaciones:

06 Estaciones de flujo

04 Múltiples de producción sin separación

08 Múltiples de gas lift

04 Múltiples de bombeo

37 Plataformas BES

136Pozos activos

168Pozos inactivos

01 Planta compresora de gas

La producción Bruta de 38,536MBND

La producción neta se ubica en 32,032 MBND

El porcentaje de agua y sedimento (%A/S) en 5,4% la gravedad API

es de 12° (pesado).

12

ACTIVIDADES DESARROLLADAS

SEMANA Nº 1.

Período del 07 – 11 –2012 al 09 – 11 –2012.

ACTIVIDAD DETALLADA 1.

Firma del contrato de pasantías en PDVSA Edificio Miranda con el

personal de Recursos Humanos.

Entrevista con personal de Recursos Humanos en PDVSA La Salina

para la asignación de tutores académicos

.

SEMANA Nº 2.

Período del 12 – 11 –2012 al 16 – 11 –2012.


Entrega de carta para impresión de carnet de identificación, que da

acceso a las instalaciones de PDVSA.

Charla de Seguridad e Higiene y Ambiente Ocupacional, de parte del

Ing. Juan Bermúdez, asesor de Seguridad Ocupacional en Edificio La

Salina.

Adiestramiento por parte del tutor para la realización de actividades

con el programa (CENTNELA - pozo y Ambiente Integrado de

Consultas Operacionales -AICO).

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SEMANA Nº 3.

Período del 19 – 11 –2012 al 23 – 11 –2012.


Adiestramiento basado en el computador (ABC), dentro de las

instalaciones de PDVSA, específicamente en el Edificio La Salina. A

continuación se describen los módulos realizados:

PAI: Protección de Activos de Información

AHS1: Seguridad Higiene y Ambiente I.

AHS2: Seguridad Higiene y Ambiente II.

ART: Análisis de Riesgo de Trabajo.

PBV: Protocolo Básico de Vida

SBC: Seguridad Basada en el Comportamiento.

SEMANA Nº 4.

Período del 26 – 11 –2012 al 30 – 11 –2012.


Curso introductivo al programa Oilfield Management (OFM) por parte

del Ing. Islia Garcías.

OFM: Es una herramienta de análisis de producción de pozos y

yacimientos, abarca un conjunto de módulos integrados que facilitan el

manejo eficiente de los campos de petróleo y gas a través de sus ciclos de

vida de exploración y producción, incluye características de fácil manejo y

visualización como lo son: un mapa base activo, reportes, gráficos, mapas

gris y burbujas, registros eléctricos y análisis de curvas de declinación.

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Ofrece la flexibilidad para integrar datos de producción y yacimiento

suministrados o generados por otras aplicaciones.

Como un sistema integrado, esta aplicación provee un poderoso

conjunto de herramientas para automatizar tareas, compartir datos y

relacionar la información necesaria para el análisis de pozos y campos;

programas y operaciones de optimización del campo; administración de

reservas, planes de Desarrollo, programas de mantenimiento, Balance de

Materiales.

SEMANA Nº 5.

Período del 03 – 12 –2012 al 07 – 12 –2012.


Curso introductivo al programa Optimización de Producción a través

de PIPESIM por parte de la Ing. Mayelin Estrada.

PIPESIM: es un simulador de flujo multifásico en Flujo Continuo o

Estacionario utilizado para el diseño, análisis y diagnóstico de los sistemas

de producción de petróleo y gas. El software permite el modelado de flujo

multifásico desde el yacimiento hasta el cabezal del pozo, examinando el

comportamiento de las líneas de flujo y facilidades de superficie,

diagnosticando así el sistema de producción.

Incluye todos los tipos de modelos de completación para pozos

verticales, horizontales y fracturados, y posibilita el modelado de

completaciones complejas de varias capas o lentes, utilizando diferentes

parámetros de desempeño de yacimientos y descripciones de fluido.

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SEMANA Nº 6.

Período del 10 – 12 –2012 al 14 – 12 –2012.


Asignación de equipos de seguridad casco, lentes salvavidas y

guantes para las primeras visitas al lago.

Visita al departamento de producción para asesorías sobre los

trabajos realizados Costa Afuera (Lago).

SEMANA Nº 7.

Período del 17 – 12 –2012 al 21 – 12 –2012.


Primeras visitas al lago con el personal de mantenimiento asignado en

Centro 6.

Charlas realizadas por el personal de mantenimiento de

instrumentación sobre los procesos manejados a nivel de Estación de

Flujo.

Inspección de PLC por parámetro de la Estación de Flujo UD4, no se

visualizaba la información en el (COA) Centro de Operaciones

Automatizadas, debido a fallas en el PLC (Controlador lógico

programable).

Visita a la EF UD-8 para verificación de estado actual de instrumentos

de medición de gas total: transmisores de presión, de nivel, estado de

la caja porta placa orificio, condición y dimensiones de las placas

orificios en sitio, revisión de algoritmo de cálculo cargado en el PLC.

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SEMANA Nº 8.

Período del 26 / 27 / 28 - 12 –2012 al 02 / 03 / 04 - 01- 2013

ACTIVIDAD DETALLADA

Revisión de múltiple UD-8: lazo de control de los múltiples

automatizados a nivel de válvula de control de flujo, se encuentran los

pines dañados y no se activaban en el (COA) Centro De Operaciones

Automatizadas.

Trabajos en tierra (Departamento de Programación).

Revisión de material bibliográfico para la elaboración del informe de

Pasantías.

Asesorías por parte del Tutor Industrial Ing. Marcos Moreno para las

correcciones del informe de pasantías.

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DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE EVALUACIÓN DEL SISTEMA DEMEDICIÓN DE GAS TOTAL EN SEPARADORES DE PRUEBAS DE LAESTACIÓN DE FLUJO UD-8

1.0.Proceso de Medición.

La medición del fluido y posteriormente el procesamiento de datos, se

realiza con el objeto de conocer la producción general de la estación y/o la

producción individual de un pozo con el objeto de ser medida. Su función

principal es cuantificar la producción tanto de crudo como de gas entregado

por cada pozo asociado a la estación de flujo.

Los separadores de prueba pueden medir pozos tanto de alta como de

baja presión. Es un envase de dos cámaras, una superior por donde entra el

fluido bifásico proveniente del pozo y ocurre la separación del mismo y una

inferior donde se realiza la medición del crudo y se descarga hacia la línea

que lo transporta hacia los tanques de almacenamiento

1.1.Medición de Gas.

El gas está íntimamente ligado con la producción de petróleo, por eso

la medición del volumen de gas producido juega un papel muy importante en

la industria petrolera, ya que esta información permite conocer la condición

del yacimiento.

La medición del gas se hace en varios sitios: en la salida del separador

de medida y en la salida del separador de producción o depurador y en la

línea de venteo. El petróleo en comparación con el gas es más fácil de medir,

ya que el petróleo es líquido, en cambio la medición del gas es más

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complicada puesto que el volumen debe ser determinado durante su flujo a

través de la línea.

Método de Medición de Gas.

Existen varios métodos para medir o estimar el volumen de gas, el más

utilizado es el método por presión diferencial.

Medición de Presión Diferencial.

El principio de operación del método por presión diferencial, se basa en

la reducción de la sección en un punto de la tubería de flujo de gas para

producir una disminución de presión, después que el flujo de gas haya

pasado a través del elemento primario

La diferencia de presión creada a través del elemento principal, es

medida en una carta utilizando un medidor de presión diferencial, registrando

el mismo instrumento la presión con la cual fluye el gas, mejor conocida

como presión estática.

Al procesar estos datos de presión estática y presión diferencial

mediante la ecuación correspondiente de (Bernulli), redetermina el volumen

de gas por unidad de tiempo. La constante de flujo del orificio C’, se define

como la rata de flujo en pie3/hr, a condiciones normales cuándo la expansión

se iguala a 1. Se llama” coeficiente de flujo” y se le denomina ahora

“constante de flujo de orificio”.

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1.2.Placa de Orificio.

La placa de orificio es el elemento principal para la medición de flujo

más sencillo, es una lámina plana circular con un orificio concéntrico,

excéntrico o segmentado y se fabrica de acero inoxidable.

En ocasiones a la placa de orificio se le perfora un orificio adicional en

la parte baja de la placa para permitir el paso de condensados al medir

gases, y en la parte alta de la placa para permitir el paso de gases cuando se

mide líquidos.

Con la placa de orificio se produce las mayores pérdidas de presión en

comparación a los otros elementos primarios para medición de flujo más

comunes, con las tomas de presión a distancias de 21/2 pulgadas y de 8

diámetros antes y/o después de la placa se mide la pérdida total de presión

sin recuperación posterior. Se mide la pérdida total de presión sin

recuperación posterior y, con tomas en las bridas se mide una diferencial

muy cerca de la máxima, también con recuperación de presión posterior

1.3 Caja de Orificio.

Se instala en la línea transportadora de gas y es la portadora de la

placa de orificio que representa la restricción en el flujo de gas.

Posee un mecanismo que permite cambiar la placa de orificio con

facilidad, ejecutando una maniobra relativamente simple, sin necesidad de

parar el proceso. Las cajas de orificio más utilizadas en las estaciones de

flujo son las de marca Daniel y Robinson.

20

1.4 Ventajas en el Uso de las Placas de Orificio.

Son fáciles de fabricar y no contienen partes en movimiento.

Su comportamiento está bien estudiado.

Son económicos, especialmente en tamaños grandes, comparados

con los otros tipos de medidores.

Pueden ser usados en cualquier posición.

Existe un gran número de normas.

Algunos de ellos generalmente no requiere calibración por

comparación con otro medidor de caudal.

1.6.Desventajas en el Uso de la Placa de Orificio.

Es inadecuada en la medición de fluido con sólidos en suspensión.

No conviene su uso en medición de vapores, se necesita perforar la

parte inferior.

El comportamiento de su uso con fluidos viscosos es errático ya que la

placa se calcula para una temperatura y una viscosidad dada.

Produce las mayores pérdidas de presión en comparación con otros

elementos primarios de medición de fluido.

1.7.Análisis Cromatográfico.

La cromatografia sirve para separar en forma cuantitativa los

componentes de una mezcla y en su modus operandis, utiliza entre otros

principios la llamada ley de Graham que consiste en estudiar la efusión y

difusión gaseosas donde las velocidades de difusión de las sustancias

gaseosas son inversamente proporcionales a la raíz cuadrada de sus masas

21

molares y su relación con los movimientos moleculares, en los cuales se

hacen pasar los componentes de una muestra a analizar atreves de una

columnas a diferentes ritmos de velocidades por la diferencias de densidades

y peso molecular.

22

DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES

CONOCER LAS CONDICIONES ACTUALES DEL SISTEMA DEMEDICIÓN.

Se realiza la primera inspección de planta en la E.F. UD-8, verificando

los múltiples en la estación y la cantidad de pozos gas lift.

Fig N° 4. Fuente Reyes (2013)

Se chequeó y se inspeccionó el separador no posee transmisor de

temperatura. Y el de presión es analógico estaba en perfecto estado. Al

mismo tiempo se inspecciono el separador de prueba A el cual poseía

válvula Robinson y no posee placa de orificio en la porta placa.


22











22











23

Por otro lado el separador de prueba B esta fuera de servicio debido a

que se encontraba contaminado, por tal motivo fue retirado de la estación de

flujo para su cambio y sustitución ya que su garantía estaba vigente.


Así mismo se revisó a nivel del PLC las fórmulas para medir el gas total;

la evaluación indica que actualmente el PLC no cuenta con el algoritmo de

cálculo del gas total, por lo que la estimación de dicha variable se hace de

forma manual, a través de los discos o cartas que se colocan en registrador

de flujo que se instala en los separadores de prueba.

DIAGNOSTICAR INVENTARIO DE INSTRUMENTACIÓN DEL SISTEMADE MEDICIÓN.

Se realizó una inspección a nivel de COA (Centro de Operaciones

Automatizadas) ubicada en el Edificio La Salina arrojando como

resultado que en la E.F. UD 8 no se reflejan las señales de los

transmisores de presión y temperatura ya que los equipos son

analógicos.

24


En la misma inspección realizada se comprobó que a nivel del

depurador si se registran los valores de presión y temperatura. Se

muestra la medición de gas total de todos los pozos asociados a la

instalación.


Las placas de orificio tenían troquelado en superficie el diámetro de la

tubería.

24





instalación.



tubería.

24





instalación.



tubería.

25

Las placas de orificio que estaban en la (EFUD8) eran de 1 pulg., 1

5/16, pulg., 1 5/8, pulg. 1 7/8, pulg., 1 1/2, pulg., 2 pulg., 3 pulg de

diámetro.


El transmisor de temperatura está dañado, y el de presión es

analógicos.

Por medio del Programa CENTINELA se puede visualizar medición de

gas total con pruebas de discos instaladas en cada pozo con el

registrador instaladas durante 24 horas y cargadas al programa.


25



diámetro.



analógicos.





25



diámetro.



analógicos.





26

Método PRODUCCION

POZO CAT MG GL MBBD MBND %AYS GF GT API

UD-264 1 UD-8 630 93 90 2.00 48 678 10.7

UD-275 2 UD-8 592 107 95 0.30 308 900 12.8

UD-285 1 UD-8 552 169 147 0.10 34 586 11.8

UD-293 1 UD4 496 54 50 6.00 138 634 13.9

UD-296 2 UD-3 640 115 66 26.00 55 695 11.4

UD-305 1 UD-8 0 187 182 2.00 140 162 10.9

UD-321 2 UD-4 460 26 21 54.00 117 577 9.9

UD-399 2 UD-4 709 15 6 58.00 51 760 11.4

UD-340 1 UD-4 372 75 73 2.00 2 374 13.9

UD-343 1 UD-4 822 353 301 54.00 28 850 13.3

UD-344 2 UD-4 492 10 9 10.00 85 577 15.7

UD-446 2 UD-8 808 68 67 0.10 70 878 9.9

UD-448 1 UD-8 666 208 115 12.00 34 700 12

UD-453 2 UD-8 477 141 67 22.00 99 576 11.7

UD-501 1 UD-4 403 300 293 0.10 91 493 10.9

UD-505 1 UD-8 579 155 135 12.00 65 579 12

UD-616 1 UD-3 0 116 57 50.00 64 64 13.9

UD-618 2 UD-8 699 11 10 4.00 21 720 13.3

UD-640 2 UD-8 609 38 29 30.00 71 680 11.6

UD-688 2 UD-3 0 135 94 88.00 78 78 11.7

UD-784 1 UD8 717 144 131 8.00 185 902 14.7

Tabla N°1 Pozos Asociados a la Estación de Flujo (EF UD8),Fuente: (PDVSA 2013)

1 pozos activos %AYS %agua y sedimento2 Pozos inactivos GF Gas de formación

MG Múltiple de gas asociado GT Gas totalGL Gas lift °API Grados api

MBBD Millón barriles brutos diario MBND Millón de barriles netosdiarios

Fuente: Reyes (2013)

27

DEFINIR EN FUNCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE PRODUCCIÓNE INYECCIÓN (EN CASO DE QUE APLIQUE) LA PLACA ORIFICIOÓPTIMA PARA LA MEDICIÓN DEL GAS TOTAL POR POZO.

Recalcular Diametro de la Placa de Orificio.

Tabla N° 2. Cromatografía de Gas de la Estación de Flujo UD – 8

8,0

Punto de Muestreo: H2S (PPM).................................................... 20,0

Temp. de Muestreo (°F) 96

Presión Pseudocrítica (lpca) ........................................................................671,52

H2S Sulfuro de Hidrogeno 0,0020 34,080 0,7900 Temperatura Pseudocrítica (°R) ........................................................................416,40CO2 Dioxido de Carbono 3,0545 44,010 0,8172N2 Nitrogeno 0,4083 28,013 0,8086 Peso Molecular Promedio ...................... 23,004C1 Metano 74,0162 16,043 0,2997C2 Etano 11,0972 2,961 30,070 0,3558 Gravedad del Gas, CalculadaC3 Propano 6,6432 1,826 44,097 0,5065 (aire = 1.000).......................................... 0,794i-C4 iso-Butano 0,9325 0,304 58,123 0,5623n-C4 n-Butano 1,7957 0,565 58,123 0,5834 Factor de Gravedadi-C5 iso-Pentano 0,4780 0,174 72,150 0,6241 del Gas, Fg ............................................ 1,122n-C5 n-Pentano 0,4722 0,171 72,150 0,6305C6 Hexanos 0,3804 0,147 86,170 0,6850 Correción por Compresibilidad, FpvC7 Heptanos 0,3081 0,129 100,204 0,7068 a Condiciones de Muestreo .........................................1,006C8 Octanos 0,2554 0,116 114,231 0,7217C9 Nonanos 0,1300 0,065 128,258 0,7342 Factor Z del GasC10 Decanos 0,0263 0,014 142,285 0,7400 a Condiciones de Muestreo * .........................................0,989C11+ Undecanos Mas 0,0000 0,000 156,000 0,7490

Totales ........... 100,000 6,473

Valor Calorif ico Bruto(BTU/fcn de Gas Seco) ....................................1300

Valor Calorif ico Neto(BTU/fcn de Gas Seco) ....................................1181

C7+ Heptanos 0,7198 110,59 0,7394 59,7 GPM (C2+).........................................................................6,4731C10+ Decanos 0,0263 142,29 0,7780 50,2C11+ Undecanos más 0,0000 - - - GPM (C3+).........................................................................3,5123

Viscosidad del Gas (cps).........................................................................0,0106

* De: Standing, M.B., "Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon Systems", SPE (Dallas),1977, 8th Edition, Appendix II.

F EC H A : R EVISA D O P OR :30/08/2011CARGO: COORD. DE ENSAYOS DE CROM ATOGRAFIA DE GAS CARGO: GERENTE DE LOS SERV. TEC. DE LABORATORIO (E)

Fecha de Muestreo:Cliente:

A D A LB ER T O B R A C H O

29/ 08/ 11

38

Dens.Liq.

(g/cm3)

31/ 08/ 11Fecha de Analisis:Lugar de Muestreo:

Presion de Muestreo (Psig):EF-UD-8 Reg:066A

Componente % Molar

SELLO

Propiedades de las Fracciones Pesadas

Mediciones de Campo

Pag 2 de 2

PDVSAReporte Nº: CG 1133-11

H2O vapor (mg/L) ................................................

a 14,7 lpca y 60 °F

Urdaneta

Caracteristicas de la MuestraDensidadLiq.

(g/cm3)

EVER SILVA

µk=2

A P R OB A D O P OR :

% Molar µk=2

ENSAYO CROMATOGRAFICO DE GAS NATURAL

ComponenteGravedad

API°

PMGPM

PM

Dirección: Carretera “G” con calle 32. Edificio SIMSA DE VENEZUELA, C.A. Tía Juana-Estado Zulia. Telfs: 0265-6314320, FAX: 0265-6314428www.simsadevenezuela.com, email: [email protected], [email protected]

Servicios Técnicos de LaboratorioCoord. De Ensayos de Cromatografia de

Gas

28

1. Recalcular Diametro de la Placa de Orificio.(PDVSA.2011) Se

procedió a realizar los cálculos de C´ inicial (Coeficiente de Placa de

Orificio a Temperatura Constante) según las Normas: American Gas

Asociation (AGA), y American Petroleum Institute (API 14.3)

utilizando datos de Cromatografía de Gas de la Estacion de Flujo

UD-8 (Ver Tabla N° 2), y con datos tomados en campo como:

diámetro de la tubería y diámetro de la placa de orificio. A

Continuación se muestran los datos iniciales de C’ para las placas

existentes en el campo Urdaneta

2. En la ecuacion de la mayoria de los gases especialmente del gas

natural,es casi una practica general expresar el flujo en pies cubico

por hora concerniente a algunas referencias espesificas o

condiciones basicas de presion y temperatura para el calculo de

cantidad de gas,se recomienda el uso de la formula:

Q= C’.(ℎ) ∗ ( )− − −

………..:...Q = cantidad de flujo

C’= constante de flujo de orificio

H= presion diferncial

P= presion estática

T= temperatura

La constante de flujo de orificio C’ se define como una rata de flujo en

pies3/hr a condiciones normales se llama coeficiente de flujo y se denomina

ahora constante de flujo de orificio

29

SEP Ø TEMPERATURA C´ INICIAL

A

1 5/16 85 °F 62.018

1 ½ 85 °F 74.225

1 85 °F 22.903

Tabla N° 3. Calculo de inicial C´para Placas Instaladas

3. Se tomó como piloto, la placa de 1 ½ de diámetro para realizar las

pruebas de producción, en el pozo UD 505 siendo este pozo el que

presenta un mayor consumo de gas en la estación de flujo en

estudio. (806 MMPC). Esta prueba consistió en medir la producción

del pozo durante 24 horas, por 5 días interdiarios, tomando como

referencia la presion estatica y diferencial para el recalculo del C’,

arrojando los siguientes valores.

PRUEBA C’ PRESION ESTATICA PRESION DIFERENCIAL

0 74.225 40 100

1 11.575 40 120

2 11.541 40 130

3 11.506 40 140

4 11.472 40 150

5 11.438 40 160

Tabla N° 4 Calculo de inicial C´con diferenciales de presion

Se puede visualizar que para una placa de 1 ½,” el C’ es 11, ya que

este valor es constante para diferentes valores de presion estatica y

diferencia

30

Se utilizó para los cálculos del C’ una hoja de cálculo suministrada porINTEVEP, la cual cuenta con las fórmulas normalizadas por la API (14.3).

.

Tabla N° 5 Programa de Calculo de Diametro de la Placa de Orificio

31

CONCLUSIÓN

Se observó que los pozos no tienen placa de orificio en la válvula

Robinson También se observó que el separador de prueba B no está en la

estación de flujo ya que se contamino y el cual fue retirado para su

reemplazo lo cual hace falta para su eficaz y futura producción dentro de la

estación. El estado de la instrumentación en el sistema de medición que

existían deficiencias relacionadas con los parámetros de presión y

temperatura por lo cual n tiene parámetro para medir el gas total, ya que el

instrumento de temperatura estaba dañado y el de presión es analógico.

A nivel de cada pozo se toman pruebas de gas total por lo que la

estimación de dicha variable se hace de forma manual con operador en

planta con el separador de prueba, que son actividades de trabajo

programadas a cada pozo uno a la vez en un lapso de 30 días con pruebas

de discos de 24 horas.

Al no estar automatizar la planta con transmisores de presión y

temperatura digitales y con el apoyo personal de AIT no se cargarían las

algoritmo a nivel del PLC para ver las variables del gas total a nivel de la

estación ,así mismo se desconoce que plato de orificio utiliza cada pozo no

permitiendo visualizar en el COA dicha medición

Es importante resaltar el beneficio económico al aplicar esta

metodología de evaluación de las mediciones de gas en la Estación de Flujo

(UD8) ya que de manera significativa arroja datos que indican la eficacia y

eficiencia que produce un pozo al estar trabajando con estos instrumentos de

medición.

32

RECOMENDACIONES

Implementar las estrategias de evaluación y validación de la medición

de gas en la Estación de Flujo UD-8 que a continuación se detallan:

Instalar transmisores de temperatura y presión los cuales permitan

realizar los cálculos con datos reales en la medición del gas total.

Hacer seguimiento respecto al separador de prueba B que no se

encuentra instalado, para una eficaz y futura producción de la

estación de flujo.

Automatizar la Estación de Flujo (,UD8), para mejorar control y

medición de los fluidos.

Elaborar inventarios de instrumentos y colocación de equipos que

hagan falta y así mejorar la eficiencia en la medición de gas total en

la E.F. UD8.

Realizar pruebas con las placas de orificio para saber que placa de

orificio corresponde cada pozo.

Incluir a nivel del PLC las fórmulas de cálculo del gas total para

contabilizar dicha variable en forma automática y no manual como

actualmente se realiza.

33

GLOSARIO DE TÉMINOS BÁSICOS

GAS LIFT (GL): Gas que se inyecta a la tubería de producción del

pozo, a través de válvulas especiales para disminuir la densidad de

la columna hidráulica en la tubería.

GAS DE FORMACION (GF): Es el Gas Innato al estrato, asociado y

no asociado. Es el gas que proviene de los yacimientos.

GAS NO ASOCIADO: Gas natural que se encuentra en reservas que

no contienen petróleo crudo.

GAS ASOCIADO: Es el gas natural que se encuentra en contacto y/o

disuelto en el petróleo crudo del yacimiento. Este puede ser

clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

34

BIBLIOGRAFÍA

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Edición Noviembre 2012.

2. Díaz Sánchez Fernando. ”Técnica. de Medición por Medio deOrificios en Placa y su Aplicación a la Industria Petrolera”. Facultad de

ingeniería; UNAM; Tesis Profesional.

3. http://www.bibliodar.mppeu.gob.ve/?q=doc_categoria/Instituto%20de%

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4. http://fisicoquimica56.blogspot.com/2012/04/ley-de-graham-efusion-y-

difusion.html

informe completo

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