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Desarrollos de Mercados de Gas Natural
XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006 Página 1
VISION INTEGRAL DEL MANEJO DE LA PRODUCCION DELDISTRITO SOCIAL SAN TOME.
Fernando Reséndiz, Mauricio Vilchez, Hugo Arellano, Héctor Felizola y Jesús Rodríguez. PDVSA EP. División Oriente. Distrito Social San Tomé. Anzoátegui, Venezuela.
RESUMEN
El Distrito Social San Tomé de PDVSA, ubicado en el oriente de Venezuela,
posee una área total de 17735 kms 2, de la cual se extraen 340 MBPD de crudos
ligero, mediano, pesado y extrapesado; dentro de los dos últimos la producción es de
212 MBPD mismos que representan el 62% de la producción total. El gas asociado
asciende a 200 MMPCND, siendo el 45% aportado con la producción de crudo
pesado y extrapesado, el que representa un flujo de 89 MMPCND. De esta
producción, 50 MBPD y 29 MMPCND, corresponden a la aportación de las Empresas
Mixtas. Para producir crudo pesado y extrapesado se emplea crudo ligero y mediano
como diluente para obtener un producto manejable denominado crudo Merey de
16°API que equivale a 295 MBPD. Estas características particulares de producir
diversos crudos conforman una variedad de instalaciones que van de Estaciones de
Flujo hasta Patios de Almacenamiento, incluyendo Estaciones de Descarga, Plantas
de Inyección de Agua y de Compresión de Gas, así como las necesarias para su
transporte.
De acuerdo con el Plan de Negocios de PDVSA, se requieren nuevas
instalaciones para manejar el incremento de la producción del este del Campo Bare y
el desarrollo del campo Cariña en el área de Extrapesado, así como el incremento de
los Campos Melones y Dobokubi, en el área de Pesado. Estas nuevas instalaciones
se conciben como Centros Operacionales, bajo un crecimiento modular e incluyen
las facilidades para la recepción de fluido multifásico, separación, tratamiento y
almacenamiento de crudo, así como las necesarias para la compresión y tratamiento
del gas asociado. Considerando la visión integral se incluyen los sistemas de
tuberías para la transferencia de crudo al Patio de Tanques Oficina y transporte de
gas para integrarse al sistema nacional de ventas. El crecimiento de este Distrito
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para el año 2012 alcanzará una producción de 845 MBPD y 1100 MMPCND, siendo
la aportación, de pesado y extrapesado, de 528 MBPD y 215 MMPCND.
El propósito de este trabajo es la presentación y difusión del diseño de los
Centros Operativos y su contribución a la producción de gas para satisfacer la
demanda propia operacional y convertir al Distrito Social San Tomé en Suplidor de
gas del mercado interno. Adicionalmente, se muestra la identificación de nuevas
oportunidades de creación de valor para impulsar el desarrollo endógeno y la
estrategia para integrar dentro de este contexto a las Empresas de Producción
Social.
INTRODUCCION
El Distrito Social San Tomé de Petróleos de Venezuela (PDVSA), perteneciente
a la Gerencia de Exploración y Producción División Oriente, se ubica en el oriente de
Venezuela al Sur del Estado Anzoátegui, aproximadamente a 150 Kms de la costa
del Mar Caribe, teniendo una área total de 17735 kms 2 (Figura 1).
Distrito Social San ToméExtensión Geográfica
PLC
GUÁRICO
MONAGASJAnaco
El Tigre
MaturínSan Juan delos Morrros Morichal
ANZOÁTEGUI
San Tomé
Figura 1.- Ubicación Geográfica Distrito Social San Tomé
MAR CARIBE
17735 Km2
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En este Distrito se producen diferentes segregaciones por medio de 155
Estaciones de Producción y 38 Plantas de Compresión de Gas ubicadas en cuatro
Unidades de Producción, adicionalmente se recibe producción del desarrollo del
proyecto San Cristóbal, así como de empresas Asignadas y Mixtas. La producción de
crudo se envía al Patio de Tanques Oficina, para su posterior transporte a Puerto la
Cruz y Jose para su comercialización. En la Tabla 1 se presenta la producción actual
y en la Figura 2 las áreas de las Unidades de Producción.
MBPD MMPCND34 3226 4655 3096 3419 360 2650 29
340 200TOTAL
Tabla 1.- Producción del Distrito Social San Tomé
EMPRESAS MIXTASASIGNADASSAN CRISTOBALEXTRAPESADOPESADOMEDIANOLIVIANO
UNIDAD DE PRODUCCION
PLC
Punta de Mata
ANZOATEGUI
GUARICO
MONAGASJOSE
BOYACA HAJUNIN
Anaco
El
San
MaturínSAN JUANDE LOS MORROS
S.J.CARABOBOS.J. de Guanipa
El Tigre
Pariaguán San Tomé Morichal
LLiivviiaannooMMeeddiiaannooPPeessaaddooEExxttrraappeessaaddooSSaann CCrriissttóóbbaall
AYACUCHO
Figura 2.- Unidades de Producción
LivianoMedianoPesadoExtrapesadoSan Cristóbal
U.P. Km2
2,4008,2865,0501,200
799
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El sistema de oleoductos de transporte de la producción de petróleo, así como
el sistema de gasoductos de transmisión se muestran en las figuras 3 y 4.
Figura 3.- Sistema de Transporte de Petróleo
PTO
KM-52
TERMINALJOSE
SAN JUAN DELOS MORROS
P PUNTA DE MATA
SSUUCCRREE
CIUDADBOLÍVAR
EL TIGREDDEELLTTAA
AAMMAACCUURROO
GGUUAARRIICCOO
RÍOORINOCO
MMOONNAAGGAASS
BOYACAAYACUCHO
JUNIN
MATURÍN
MORICHALSAN TOMÉ
SAN JOSÉ DEGUANIPA
CARABOBO
ANACO
AANNZZOOAATTEEGGUUII
ORITUPANO
PTA
TERMINAL PLC
Pta. ExtracciónSan Joaquín
PC SJB180 MMPCND
SED-3180 MMPCND
Oficina C18,5
Yopales C7,4
20 km x 16”
Elotes6, 2
Isla1,6
Guara Este7,7
Guara /Guico18,5 Guara Oeste 2
1,7
180 Kms Gasoductos 111 MBHP Compresión 360 MMPCND Entrega
Yopales N1,6
47 km x 20”
12 km x 6”
Ostra0,5
19 km x 12”
24 km x 10”
16 km x 8”
Chimire29,2
21 km x 12”19 km x 8”
Budare18,5
Figura 4a.- Sistema de Transmisión de Gas Unidad Liviano
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Dentro de los lineamientos del Plan de Negocios 2006-2012 para el Distrito
Social San Tomé, se presenta un aumento extraordinario de producción de crudo,
principalmente en las Unidades de Pesado y Extrapesado. En este sentido se
requieren nuevas instalaciones para asegurar el manejo de este crecimiento. En la
figura 5 se presenta este incremento y en la figura 6 el aumento correspondiente al
gas asociado.
202
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Pesado
LivianoMediano
331
54
San Cristóbal
MBD
241
845
ExtraPesado
2235
5996
35147
174
135
354
29
91
26
Figura 5.- Crecimiento de Crudo por Unidades
6 km x 12” 7 km x 6”6 km x 10”
14 Km x 16”32 km x 12”
ZumoNardo
Nigua
Oscurote
Planta 3
85 Kms Gasoductos 80 MBHP Compresión 190 MMPCND Entrega
Nipa
70 MMPCND120 MMPCND
17 km x 10”
Mata R
3 km x 4”
Figura 4b.- Sistema de transmisión de gas Unidad Mediano
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El desarrollo de este Plan de Negocios plantea grandes retos técnicos y de
gerencia de proyectos, al Distrito Social San Tomé, a efecto de asegurar y garantizar
el manejo adecuado de esta nueva producción, ya que dentro de la filosofía de este
Distrito, está la consideración de tendencias internacionales de incorporación de
tecnologías actualizadas, tanto en los sistemas de recolección como en los de
tratamiento de crudo y el gas asociado.
Al respecto, se desarrolla la Ingeniería Básica de dos centros operativos para su
construcción en las Unidades Pesado y Extrapesado, ya que son las áreas de mayor
crecimiento de petróleo, pasarán de 212 MBPD a 528 MBPD en el año 2012.
Adicionalmente, se tienen desarrollos para complementar la infraestructura del
crecimiento de las Unidades de Liviano y Mediano que es donde se presenta un
aumento considerable de gas asociado, incrementando de 111 a 875 MMPCND para
ese mismo período. Aunado a estos desarrollos se presenta el diagnóstico para
programas sociales y ambientales, con el compromiso de contribuir al mejoramiento
social y lograr la distribución de los recursos económicos del petróleo en conjunto
con las comunidades.
Figura 6.- Crecimiento de Gas por Unidades
0
200
400
600
800
1,000
1,200
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Pesado
Liviano
Mediano
182
San Cristóbal
MMPCD
218
1100
ExtraPesado
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ESQUEMA DE DESARROLLO
Unidad de Producción Extrapesado.De acuerdo con el Plan de Negocios (PDN) para los años 2006 al 2012, la
volumetría del este del Campo Bare y del Campo Cariña, se incrementará en forma
importante en la producción tanto de gas como de líquido (crudo+agua). PDVSA ha
estimado que para manejar ese incremento de producción en el área de
Extrapesado, es necesario disponer de una nueva infraestructura.
Se ha planteado la construcción del Centro Operativo Extrapesado, esta nueva
infraestructura dispondrá de todas las facilidades para la recepción del fluido
multifásico, separación gas-líquido, calentamiento de crudo, deshidratación de crudo,
tratamiento e inyección del agua de formación. Adicionalmente se dispondrá de toda
la infraestructura para el tratamiento y compresión del gas asociado a la nueva
producción, además este sistema manejará el gas asociado al resto de las
estaciones existentes en el campo Bare. Para el desarrollo de la Ingeniería Básica se
establecieron dentro de su alcance los sistemas de recolección y medición y
separación de la producción, el manejo y tratamiento del crudo y agua del Centro
Operativo, el oleoducto de transferencia al Patio de Tanques Oficina (PTO) y el
oleoducto de diluente desde PTO hasta el nuevo Centro Operativo (Incluyendo el
bombeo en PTO), así como las instalaciones para el tratamiento y compresión del
gas y el gasoducto de transferencia al sistema nacional de ventas.
Tabla 2.- Caudales crudo, gas, diluente y agua de los campos Bare Este y Cariña
2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 10 2 0 11 2 0 12 2 0 13 2 0 14 2 0 15C R U D O N E T O ( M B P D ) 0,0 37,8 73,4 114,8 135,4 161,4 167,7 172,5 182,2A G U A ( M B P D ) 0,0 16,2 31,5 49,2 58,0 69,2 71,9 73,9 78,1G A S ( M M P C N D ) 0,0 11,5 22,1 38,2 47,3 57,1 60,6 62,6 65,3R G P 0,0 303,5 300,8 332,2 349,6 353,5 361,1 362,9 358,3D IL U E N T E ( M B P D ) 0,0 30,2 52,9 83,5 91,3 109,2 112,3 114,6 122,2F L U ID O ( M B P D ) 0 ,0 8 4 ,2 15 7 ,8 2 4 7 ,5 2 8 4 ,7 3 3 9 ,9 3 5 1,9 3 6 1,0 3 8 2 ,6
2 0 16 2 0 17 2 0 18 2 0 19 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4C R U D O N E T O ( M B P D ) 187,6 190,7 192,9 194,4 191,9 188,3 183,5 177,5 172,3A G U A ( M B P D ) 80,4 81,7 82,7 83,3 82,3 80,7 78,6 76,1 73,9G A S ( M M P C N D ) 68,1 69,6 70,6 71,3 71,1 70,0 68,4 66,4 64,4R G P 362,7 365,1 366,0 366,6 370,5 371,6 372,9 374,2 373,6D IL U E N T E ( M B P D ) 126,4 128,8 130,5 131,6 130,4 128,8 126,0 121,8 118,9F L U ID O ( M B P D ) 3 9 4 ,4 4 0 1,2 4 0 6 ,0 4 0 9 ,3 4 0 4 ,6 3 9 7 ,7 3 8 8 ,1 3 7 5 ,4 3 6 5 ,1
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De acuerdo a la tabla 2, se tendrá la máxima producción para el año 2019, la
cual se ubica en 194.4 MBPD de crudo neto (409 MBPD de fluido). El diseño de la
nueva planta se hará de tal forma que permita el crecimiento modular, la unidad de
crecimiento será por tren de producción, dos trenes forman un módulo de producción.
El dimensionamiento se realizará de forma tal que, aún cuando se tenga un tren
fuera de servicio, el resto de los trenes pueda absorber la capacidad de éste y
manejar el flujo total de la Planta, para ello la capacidad de diseño por tren será de
82 MBPD de fluido. En la tabla 3 se muestra el año de operación de cada tren y de
cada módulo.
Con relación al tratamiento y compresión se requieren las instalaciones para
comprimir el gas del Campo Arecuna para transferirlo al Centro Operativo
Extrapesado, así como la red de recolección del gas de las estaciones BARED-4,
BARED-5, BARED-6, BARED-7, BARED-9 y BARED-10. En el Centro Operativo se
tendría la compresión y tratamiento, para llevarlo a especificaciones de gas del
sistema de ventas, para su integración al nuevo gasoducto y su transferencia al
sistema de ventas. El diseño considera también un crecimiento modular de acuerdo a
los flujos que se presentan en la Tabla 4. Tabla 4.- Flujos de Gas Arecuna Bare. Requerimiento de Infraestructura
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
TOTAL BARE (MMPCND) 0,0 53,60 73,39 93,67 107,91 117,62 125,36 131,80 137,75TOTAL ARECUNA (MMPCND) 0,0 8,18 10,78 13,77 16,17 18,10 19,55 20,87 22,66TOTAL EXTRAPESADO (MMPCND) 0,0 61,78 84,17 107,44 124,08 135,72 144,91 152,67 160,41REQ. DE INFRAESTRUCTURA
COMPRESOR 1OMMPCND ARECUNA 1 1 1MODULOS DE 60 MMPCND COXP 1 1 1
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
TOTAL BARE (MMPCND) 142,81 146,23 148,65 150,30 150,67 149,50 147,37 144,41 141,11TOTAL ARECUNA (MMPCND) 24,58 25,91 26,89 27,60 29,13 29,46 29,26 28,92 28,58TOTAL EXTRAPESADO (MMPCND) 167,39 172,14 175,54 177,90 179,80 178,96 176,63 173,33 169,69REQ. DE INFRAESTRUCTURA
COMPRESOR 1OMMPCND ARECUNA
MODULOS DE 60 MMPCND COXP
I N S T A L A C I O N 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 1 0 2 0 1 2
T R E N E S 0 2 4 6
M O D U L O S 0 1 2 3
Tabla 3.- Requerimiento de Infraestructura
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Unidad de Producción Pesado.
De manera similar, de acuerdo con el Plan de Negocios para los años 2006 al
2012, el incremento de la volumetría de los campos Melones y Dobokubi requiere de
nueva infraestructura, concebida también bajo un concepto modular, denominándose
Centro Operativo Pesado. Para el desarrollo de la Ingeniería Básica se estableció
una capacidad de diseño por tren de 83 MBPD de fluido, el alcance incluye las
mismas instalaciones consideradas en el Centro Operativo Extrapesado y se aplican
los mismos criterios de diseño con base en la informacion de las Tablas 5 y 6. De
acuerdo con lo indicado en la tabla 5, los campos Melones y Dobokubi tendrán la
máxima producción para el año 2024, la cual se ubica en 244.9 MBPD de crudo neto
(581.1 MBPD de fluido).
Tabla 5.- Caudales crudo, gas, diluente y agua de los campos Melones y Dobokubi2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
C R UD O N ET O (M B P D ) 0.0 18.1 38.6 57.1 81.2 100.4 120.1 136.5 151.2
A GUA (M B P D ) 0.0 6.7 14.4 21.3 30.3 37.4 44.6 50.9 56.4
GA S (M M P C N D ) 0.0 9.2 19.7 29.1 41.4 51.2 61.3 69.6 77.1
R GP 0.0 510.0 509.8 510.0 510.0 510.0 510.0 510.1 510.1
D ILUEN T E (M B P D ) 0.0 18.1 38.6 57.0 81.2 100.4 120.1 136.5 151.2
F LUID O (M B P D ) 0.0 42.9 91.6 135.4 192.6 238.1 284.9 323.9 358.8
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
C R UD O N ET O (M B P D ) 170.2 188.1 199.3 214.5 223.3 234.7 239.8 241.1 244.9
A GUA (M B P D ) 63.6 70.2 74.4 80.0 83.3 87.6 89.5 90.0 91.4
GA S (M M P C N D ) 86.8 95.9 101.7 109.4 113.9 119.7 122.3 123.0 124.9
R GP 510.0 510.0 510.0 510.0 510.0 510.0 509.9 510.1 510.0
D ILUEN T E (M B P D ) 170.3 188.1 199.3 214.5 223.3 234.8 239.8 241.1 244.9
F LUID O (M B P D ) 404.1 446.4 473.0 509.0 529.9 557.1 569.1 572.3 581.1
Con respecto al t
la recolección del gas d
Centro Operativo se
especificaciones de ga
Tabla 6.- Requerimiento de Infraestructura
PG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006 Página 9
INSTALACION 2007 2008 2011 2015 2019TRENES 0 2 4 6 8MODULOS 0 1 2 3 4
ratamiento y compresión se requieren las instalaciones para
e las estaciones MEF-29, MEF-30, MEF-31 y MED-20. En el
tendría la compresión y tratamiento, para llevarlo a
s del sistema de ventas, para su integración al nuevo
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gasoducto y su transferencia al sistema de ventas. El diseño considera también un
crecimiento modular de acuerdo a los flujos que se presentan en la Tabla 7.
Tabla 7.- Flujos de Gas Melones Dobokubi. Requerimiento de Infraestructura
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
TOTAL MELONES (MMPCND) 0,0 41,73 43,88 48,83 50,33 56,35 62,72 68,90 71,95TOTAL MIGA/OLEOS (MMPCND) 0,0 0,34 0,34 1,20 1,99 3,02 3,76 4,58 5,37TOTAL DOBOKUBI (MMPCND) 0,0 0,00 9,07 14,95 23,81 28,18 31,98 35,56 39,29TOTAL PESADO (MMPCND) 0,0 42,07 53,29 64,98 76,13 87,55 98,46 109,04 116,61REQ. DE INFRAESTRUCTURA
MODULOS DE 55 MMPCND COP 1 1 1
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
TOTAL MELONES (MMPCND) 76,7 81,15 83,52 87,78 91,16 93,50 95,18 96,42 97,47
TOTAL MIGA/OLEOS (MMPCND) 6,0 6,45 6,62 6,61 6,60 6,56 6,50 6,46 6,23TOTAL DOBOKUBI (MMPCND) 43,5 48,10 51,92 54,99 57,54 59,74 61,60 61,89 60,92TOTAL PESADO (MMPCND) 126,22 135,70 142,06 149,38 155,30 159,80 163,28 164,77 164,62REQ. DE INFRAESTRUCTURA
MODULOS DE 55 MMPCND COP
Procesos Evaluados.
Los procesos están conformados por los siguientes sistemas y son válidos para
los dos Centros Operativos:
Sistema de Recolección y Prueba de Pozos.
Sistema de Bombeo Multifásico
Sistemas de Separación, Deshidratación y Desalado de Crudo
Sistema de Almacenamiento y Bombeo de Crudo
Tratamiento de Aguas de Producción.
Oleoducto de Transferencia a PTO.
Manejo de Diluente.
Recolección, Tratamiento y Compresión de Gas.
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Sistema de Recolección y Prueba de Pozos.
Recolección de Crudo.Para recolectar la producción de crudo, se dispondrá de un sistema que estará
conformado por las Líneas de Flujo, Válvulas Multipuerto y Cabezales de
Recolección. En cada localización se recolectará la producción de 16 pozos,
mediante la instalación de dos Válvulas Multipuerto de 4”-300# con ocho entradas de
Ø 4”, una salida de Ø 4” para prueba y una salida de Ø 8” para producción, cada una
y un cabezal de prueba. Las líneas de producción de cada pozo serán de 4” de
diámetro, con capacidad para manejar 2.5 MBPD de fluido (2 MBPD de crudo
Merey). La producción de ocho (08) convergerán en el cuerpo de una válvula a una
temperatura de 140 ºF y una presión de 200 a 220 psig. Cada válvula multipuerto,
manejará aproximadamente 20.0 MBPD de fluido (16 MBPD de crudo Merey).
Las líneas de inyección de diluente, estarán conectadas en la descarga de cada
pozo.
Las dos válvulas multipuerto, descargarán a una tubería de Ø 12” de diámetro
que llevará la producción total de crudo de la localización (40 MBPD de fluido) hasta
el cabezal común de recolección, al cual se va incorporando la producción de cada
localización y que recibe toda la producción del campo. La salida para prueba de
cada válvula multipuerto, descargará a una línea de Ø 4” (Cabezal de Prueba) que va
desde la localización hasta la Estación de Prueba de Pozos.
El crudo recolectado en la tubería de producción de Ø 12”, será recibido en el
Centro Operativo en cabezales de recolección (uno por cada módulo), que reciben la
producción de todas las localizaciones del campo.
Prueba de Pozos.Para cuantificar las cantidades de crudo neto, gas y agua que produce un pozo,
se realizan las pruebas de pozo. Este procedimiento se efectuará en Estaciones de
Prueba de pozos. A dichas estaciones llega el crudo recolectado en los múltiples de
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prueba de varias localizaciones del campo. El número de localizaciones estará
definido por la máxima cantidad de pozos a probar en un mes.
Las estaciones de prueba estarán provistas de un Medidor Multifásico, al cual
se alineará la producción del pozo a ser probado. En un mismo equipo se medirá
simultáneamente la cantidad de crudo, gas y agua contenidos en la corriente
multifásica de entrada al medidor.
La corriente de salida de las Estaciones de Prueba va directamente a la línea
de producción o, en caso de requerirse, el crudo es enviado a la succión de la
estación de bombas multifásicas más cercana para ser incorporado al cabezal de
recolección y ser enviado al Centro Operativo. (Figura 7).
A CABEZAL DEPRODUCCIÓN
MULTIPLE DE DILUENTE
POZOS VÁLVULAMULTIPUERTO
CRUDO A PRUEBA DE POZO
ESTACIÓN DEBOMBAS
MULTIFÁSICAS
CRUDODESDE OTRAS
LOCALIZACIONES
CRUDODESDE OTRAS
BOMBAS MULTIF.
CRUDODESDE OTRAS
LOCALIZACIONES
MEDIDORMULTIFÁSICO
ESTACIÓN DE PRUEBA DE POZO
Figura 7.- Sistema de Recolección y Prueba de Pozos.
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Sistema de Bombeo Multifásico.
El envío del fluido a los cabezales de recolección del Centro Operativo desde
las localizaciones que estén ubicadas a más de cuatro (04) km del mismo, se
realizará a través de Estaciones de Bombas Multifásicas instaladas cerca de las
localizaciones. Cada una de estas estaciones tendrá capacidad para manejar 50
MBPD de crudo.
Sistemas de Separación-Deshidratación y Desalado de Crudo.
Para acondicionar el crudo llega a los Centros Operativos, a las
especificaciones establecidas para transporte y ventas (1% AYS y 10 lb de sal/1000
bbls de crudo), se diseñará un sistema de trenes de tratamiento (separación-
deshidratación-desalado), que estarán conformados cada uno por un Despojador de
Agua Libre (FWKO) como equipo de separación primaria, un intercambiador de calor
crudo/crudo, dos Hornos o Calentadores de Fuego Directo, un Separador Bifásico
como etapa de separación secundaria, un Deshidratador Electrostático y un
Desalador de Crudo.
El fluido multifásico (crudo/agua/gas) proveniente de las localizaciones y
recolectado en el cabezal de producción entra a los trenes de tratamiento a una
presión de 60 psig y a una temperatura de 100 ºF. En la figura 8 se presenta el
diagrama simplficado.
El primer proceso es el de separación, cuando el fluido a 100 ºF entra al
despojador de agua libre, donde se elimina gran parte del agua libre asociada al
fluido (40% aproximadamente). La corriente de agua producto de la separación (6.7
MBPD de agua), se retira por la parte inferior del despojador a 90 ºF y 55 psig y va al
cabezal de succión de la Planta de Tratamiento de Agua de Procesos. La corriente
gaseosa producto de esta separación (13 MMPCND aproximadamente), se dispone
hacia el cabezal de recolección de gas alineado a la succión de la Planta
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Compresora. El crudo parcialmente deshidratado, va a una etapa de
precalentamiento. Para lograr el incremento de temperatura, la corriente de crudo
diluido entra a un intercambiador de calor de tubo y carcaza donde se eleva su
temperatura desde 90 ºF hasta 150 ºF, por el intercambio de calor con crudo
deshidratado caliente (240 ºF) proveniente de los desaladores. La corriente de salida
(crudo precalentado) del intercambiador de calor se bifurca y pasan a dos hornos
instalados en paralelo, en donde se elevará su temperatura desde 150 ºF hasta 240
ºF (para lograr la temperatura de operación del Deshidratador Electrostático). La
presión de operación de los hornos es de 54 psig. Esta segunda etapa de
calentamiento es una condición necesaria, para alcanzar las especificaciones en
cuanto a contenido de agua en la etapa de deshidratación.
Para separar el gas generado en la etapa de calentamiento anterior, el crudo
caliente pasa a un separador bifásico. El gas (1.3 MMPCND) se dispone hacia el
cabezal de recolección de gas de 60 psig y la corriente de crudo de salida del
separador, va al proceso de deshidratación el cual se realiza en un Deshidratador
FluidoMultifásico
FluidoMultifásico
A Planta deTratamiento
de Agua
Gas a Cabezal de60 psig
Crudo +Agua
Agua paraDilución
Agua paraDilución
A Planta deTratamiento
de Agua
SeparadorGas-Líq.
Desalador
Desalador
Crudo aPTO
Gas a Cabezal de60 psig
Gas a Cabezalde 60 psig
Tanque deTransferencia
Horno
Figura 8.- Diagrama de Tratamiento de Crudo
Crudo deshidratado y desalado
Crudo +Agua Horno
Gas a Cabezalde 60 psig
SeparadorGas-Líq.
Crudo deshidratado y desalado
FWKO
FWKO
DeshidratadorElectrostático
DeshidratadorElectrostático
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Electrostático, donde por la acción de campos electrostáticos el agua emulsionada
se separa del crudo. El Deshidratador Electrostático opera a 240 ºF y a una presión
entre 68 y 72 psig. Una vez alcanzada la especificación del crudo en cuanto a
contenido de agua (<1%), la corriente de agua separada (a 240 ºF), va al cabezal de
succión de la Planta de Tratamiento de Agua de Procesos.
El crudo deshidratado será transferido hacia un Desalador Electrostático. Cada
desalador tiene capacidad para manejar 60 MBPD de crudo deshidratado (En el
Centro Operativo Pesado la capacidad es de 75 MBPD). Para llevar a cabo el
proceso de desalado, se inyectará al Desalador un caudal de 6.8 MBPD de agua de
dilución (En el Centro Operativo Pesado se requieren 8 MBPD) y posteriormente,
mediante la aplicación de un campo eléctrico en el mismo equipo, se logrará la
reducción del contenido de sal en el crudo hasta 10 lb/1000 bbls de crudo. La
corriente de agua salada que sale por el fondo del desalador, va al cabezal de
succión de la Planta de Tratamiento de Aguas de Proceso.
La corriente de crudo de salida de los Desaladores será enviada hacia el
intercambiador de calor crudo/crudo como medio de pre-calentamiento. Una vez
disminuida su temperatura desde 240 ºF hasta 164 ºF, se enviará a los tanques de
almacenamiento de crudo, para su posterior envío mediante bombas, hasta Patio de
Tanques Oficina.
Sistema de Almacenamiento y Bombeo de Crudo.
Tanques de Almacenamiento Temporal de Crudo. El crudo ya en especificación se envía a los Tanques de Almacenamiento del
Centro Operativo y desde allí mediante un sistema de bombas al Patio de Tanques
Oficina (PTO). El sistema de almacenamiento, estará conformado por dos (02)
tanques de 80.000 barriles cada uno (capacidad nominal), los cuales tienen como
función principal mantener una altura mínima para la succión de las bombas y
proveer un tiempo de contingencia de 8 horas.
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Bombas de Transferencia de Crudo.El sistema de bombeo de crudo estará diseñado para transferir la producción
total del Centro Operativo desde los Tanques de Almacenamiento hasta PTO y
constará de cuatro bombas centrífugas, colocadas en paralelo, con capacidad de
110 MBPD de fluido cada una; tres para operación continua y una que actuará como
respaldo. En el caso del Centro Operativo Pesado constará de seis bombas
centrífugas, colocadas en paralelo, con capacidad de 98 MBPD de fluido cada una;
cinco para operación continua y una que actuará como respaldo.
Las bombas que estarán en operación manejarán toda la producción de crudo
diluido de 16 º API de los Centros Operativos y serán instaladas de acuerdo al plan
de crecimiento de cada Centro Operativo.
Planta de Tratamiento de Aguas de Proceso
El propósito del sistema de tratamiento de agua es procesar toda el agua
producida para inyección en pozos. Las especificaciones promedio esperadas para
inyección de agua son:
Sólidos suspendidos ≤ 10 ppm
Crudo ≤ 10 ppm
El crudo obtenido como subproducto de los diferentes equipos que conforman
la planta, es mezclado con el crudo deshidratado en los tanques de almacenamiento
del Centro Operativo.
La Planta de Tratamiento de Agua tendrá capacidad para manejar 109 MBPD
de agua. Estará conformada por dos trenes de tratamiento de 55 MBPD de
capacidad. En el Centro Operativo Pesado la capacidad será 168 MBPD de agua y
estará conformada por dos trenes de tratamiento de 84 MBPD de capacidad. El
sistema inicial consiste en un tanque de compensación (para minimizar las
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fluctuaciones del flujo en las unidades de procesamiento corriente abajo) y una
bomba de carga aguas abajo del tanque.
La planta de tratamiento estará conformada por un tanque de compensación,
una bomba de carga de agua, un tanque de agua tratada y las bombas de inyección
comunes para los dos trenes, y los siguientes equipos para cada tren: un tanque
desnatador, un Equipo de Flotación de Gas Inducido y un Filtro.
El agua producida proveniente de los despojadores de agua libre,
deshidratadores electrostáticos y desaladores, es dirigida hacia el tanque de
compensación de agua. En la figura 9 se presenta el proceso correspondiente.
El agua del tanque de compensación es bombeada hacia los tanques
desnatadores en donde se remueven todos los sólidos suspendidos e hidrocarburos
libres presentes en el agua.
La segunda etapa del proceso son las unidades de flotación de gas inducido
(IGF) en donde se remueven los sólidos suspendidos e hidrocarburos emulsionados
con el agua producida. El gas es introducido en la corriente de proceso por inducción
mecánica por medio de rociadores sumergidos para promover la separación
petróleo/agua. En la tercera etapa del proceso, el agua pasa a través de un filtro
para eliminar las trazas de hidrocarburos y sólidos suspendidos hasta la
especificación requerida para inyección.
DESDEDESPOJADORESTANQUES DE LAVADO,DESHIDRATADORESELECTROSTÁTICOS,
TANQUE DECOMPENSACIÓN
BOMBA DECARGA
TANQUEDESNATADOR
IGFFILTRO
TANQUE DEAGUA
BOMBASDE
INYECCIÓN
A POZOSINYECTORES
Figura 9.- Tratamiento de Aguas de Producción
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El crudo removido en los tanques desnatadores, en los equipos de flotación de
gas inducido y en los filtros, es almacenado en un tanque de almacenamiento de
crudo recuperado para luego ser transportado mediante una bomba hasta los
tanques de almacenamiento de crudo del Centro Operativo.
El agua en especificación es almacenada en un tanque de agua tratada que se
utilizará para dar suficiente presión de succión a las bombas de inyección para la
disposición final del agua hacia los pozos de inyección.
Oleoducto de Transferencia hacia PTO.
El crudo de 16 ºAPI producido y con las especificaciones de producción
establecidas, será transportado por un oleoducto de 36” x 114 Kms y mediante
bombeo, desde el área de almacenamiento de los Centros Operativos hasta el Patio
de Tanques Oficina (PTO), para su almacenamiento. En La figura 10 se presenta la
ruta del mismo.
450-500 psig
550 psig
OED-20
BARED-1
BARED-8
BARED-3BARED-6
MED-4
MED-18
650 psig
450 psig
PTO
OED-16
YED-6
ARED-3AREF-2
ARED-4
AREF-1
COB
OED-18
COMOEF-26
LED-13
24’’ 26’’
40 psig
300 psig
450 psigBARED-5BARED-10
BARED-4
12’’20’’
26’’
24’’
OED-27
30’’
<250 psig
500 psig700 psig
74 KMS X 36”
40 KMS X 36”
COXP
COP
Figura 10.- Ruta de Oleoducto
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Manejo de Diluente
Para suministrar el diluente requerido, a los nuevos Centros Operativos Bare
Este-Cariña y Melones-Dobokubi, se ha considerado la instalación de un sistema de
bombeo en PTO, el cual succionará el diluente desde los tanques existentes, para
luego ser transferido mediante un poliducto, desde PTO hasta un punto en las
cercanías de los nuevos Centros Operativos, donde se bifurca en dos tuberías, una
al Centro Operativo Bare Este-Cariña y la otra al Centro Operativo Melones-
Dobokubi, la primera de 15 Kms y la segunda de 40 Kms de longitud, el diámetro de
ambas es de 36”.
En el Centro Operativo Bare Este-Cariña, el diluente será almacenado en dos
tanques de 45.3 MB de capacidad (uno en operación y otro en proceso de llenado) y
de allí, mediante un sistema de bombeo, será distribuido hacia las diferentes
localizaciones. El sistema de bombeo de diluente de este Centro Operativo, estará
conformado por tres bombas centrífugas con una capacidad de 72.5 MBPD de
diluente cada una (dos en operación y una de respaldo), que serían instaladas según
el plan de crecimiento. En el Centro Operativo Melones-Dobokubi, el diluente será
almacenado en dos tanques de 80.6 MB de capacidad (uno en operación y otro en
proceso de llenado) y de allí, mediante un sistema de bombeo, será distribuido hacia
las diferentes localizaciones. El sistema de bombeo de diluente en este Centro
Operativo, estará conformado por cuatro bombas centrífugas con una capacidad de
82 MBPD de diluente cada una (tres en operación y una de respaldo), que serían
instaladas según el plan de crecimiento del Centro Operativo.
Una vez que el diluente es transportado hasta la localización, es recolectado en
un múltiple de diluente con un cabezal de 6” de diámetro. De este cabezal, saldrá
una línea de 2” por cada pozo productor existente en la localización. El volumen de
diluente a inyectar por pozo es del orden de 0.7 barriles de diluente por cada barril
de crudo y será cuantificado mediante un medidor instalado en cada línea de
inyección. La inyección propiamente dicha, se realizará a nivel de cabezal de pozo a
la presión de salida del pozo (200-225 psig aproximadamente).
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Tratamiento y Compresión de Gas
Todo el gas producto de los procesos de separación y el generado en los
deshidratadores electrostáticos y tanques de almacenamiento, así como el producido
actualmente en las estaciones BARED-4, BARED-5, BARED-6, BARED-7, BARED-9
y BARED-10 se dispondrá hacia la Planta de Compresión y Tratamiento de Gas que
formará parte del Centro Operativo Extrapesado. Adicionalmente, se incorporará el
gas de las estaciones AREF-1, AREF2-, ARED-3 y ARED-4 en el área de Arecuna,
previamente comprimido a 500 psig para transmitirlo de Arecuna a Bare a través de
un gasoducto de 22 Kms y 12” de diámetro. Todo este flujo se comprimirá hasta
1200 psig, posteriormente se endulzará y deshidratará para transmitirse al
Gasoducto Anaco- Puerto Ordaz, mediante un gasoducto de 28 Kms X20”. En la
Figura 11 se muestra el sistema de transmisión.
CCA
Recolección de gas baja presión
60 PSIG
Ared-4
120 °F
(175 °F) máximo
H2S aceptable5ppmv
CAMPO MELONES
CAMPO ARECUNA
ANACOPUERTOORDAZ
1200 PSIG
900 PSIG
110-120 °F
CCTB
Bared-4
Bared-5
Bare-6
Bare-7
CAMPOS BARE ESTECARINA
1200 PSIG
Trat. Gas Arecuna en Bare
Bared-9
Bare-10
CAMPOS MELONESDOBOKUBI
COP
COXP
22 KMS X 12 “
66 KMS X 26”
28 KMS X 20”
Mef-29
Mef-30
Mef-31
Transmisión de gas500 PSIG
Figura 11.- Sistema de Transferencia de Gas
CCTM
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El Centro Operativo Pesado, también contará con Planta de Compresión y
Tratamiento de Gas, siendo alimentada por el gas de las Estaciones MEF-29, MEF-
30, MEF-31 y MED-20, así como el producido en el propio centro, para su
compresión a 1200 psig, posteriormente se endulzará y deshidratará para
transmitirse, por medio de un gasoducto de 66 KmsX26”, al Gasoducto Anaco-
Puerto Ordaz, con un contenido menor o igual a 4 ppm de H2S y un máximo de 7
lb/MMPCN de Agua.
En Arecuna se tendrá una plata de compresión de 30 MMPCND, conformada
por tres equipos de 10 MMPCND cada uno, los que permitirán un crecimeinto
modular. De manera análoga en el Centro Operativo Extrapesado se tendrán tres
módulos de 60 MMPCND y en el Centro Operativo Melones tres de 55 MMPCND.
En estos Centros se comprimirá el gas hasta una presión nominal de 1200 psig
para luego ser endulzado y deshidratado, mediante el empleo de aminas y
trietilenglicol, respectivamente. El proceso es el mismo a excepción que en el Centro
de Melones no se tendrá Refrigeración del gas. En la figura 12 se presenta el
proceso de compresión y tratamiento del gas.
Figura 12.- Compresión y Tratamiento de Gas.
GAS DEEST.
GAS DECOxP
MDEA35% p/p
ENDULZAMIENTO CON AMINAS
MDEAA REG
50 MMPCED50 - 55 PSIG90 -100 °F27 PPMV H2S MAX.
TEG98%
DESHIDRATACION CON TEG
TEGA REG
A GASODUCTOTRANSMISION
ESPECIFICACIONES60 MMPCED1210 PSIG115 -120 °FH2S 4 PPMVH2O 7LB/MMPCE1220 PSIG
120 °F
COMPRESIONCENTRIFUGACON REFR.MECANICA
GAS DEARECUNA
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El gas será comprimido de 50 psig hasta 370 psig y 402 ˚F en la primera etapa
del compresor, luego se enfriará hasta 120 ˚F por un enfriador de aire, que dispondrá
cada tren, cuya finalidad será extraer los líquidos del gas a fin de evitar la presencia
de líquidos durante el transporte del gas. El gas a 50 ˚F y 360 psig será comprimido
en la segunda etapa del compresor a 1225 psig y 252 ˚F y finalmente enfriado a
120˚F para ir a la fase de endulzamiento y deshidratación.
Los líquidos de descarga, se unirán en cascada hasta ser dispuestos hacia el
sistema de separación de cada Centro Operativo.
Endulzamiento.La planta de endulzamiento de gas seleccionada consiste en un proceso de
tratamiento a base de amina terciaria MDEA, ubicada aguas abajo del proceso de
compresión de gas, su función consistirá en reducir el contenido de H2S en el gas a
menos de 4 ppm.
Deshidratación.El proceso utiliza como solvente trietilenglicol (T.E.G.) aguas abajo de la planta
de endulzamiento, cada tren de compresión dispondrá de una planta deshidratadora
de gas con capacidad para procesar 60 MMPCNED. El gas a deshidratar proviene
de la descarga de la planta de endulzamiento saturado con 80 Lb/MMPCE de vapor
de agua.
El gas proveniente de la planta de endulzamiento entra a 1205 psig y 120 ˚F a
la torre absorbedora donde se deshidrata en contracorriente con TEG pobre a 1200
psig y 130 ˚F. El gas sale del tope de la torre con un contenido de vapor de agua
menor o igual a 7 lb/MMPCE hacia el gasoducto.
Unidad de Producción Mediano.En esta área se tiene el mayor incremento de gas pasando de 46 a 528
MMPCND, para sostener un incremento de 26 MBPD, producción actual, a 135
MBPD en el año 2012. Esta constituida por cinco bloques: Nipa, Oscurote, Batería,
Acema/Oritupano y Adas/Las Piedritas que producen mediante 48 estaciones de
producción.
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El manejo de gas se realiza a través de la red de recolección de 60 psig, la que
introduce el gas a 15 plantas compresoras para su empleo en Levantamiento
Artificial por Gas e Inyección, asi como su transferencia al Gasoducto Jusepín-
Crogénico para su incorporación a la Planta de Extracción San Joaquín, en las
interconexiones de Mata R, Agusay 5A y Bajo Guanipa a 1200 psig. Debido a que
las plantas compresoras datan de los años 60, se hace necesaria la sustitución de
equipos de compresión y la evaluación y reconstrucción de los sistemas de
recolección y transmisión, para manejar los volumenes de gas establecidos en el
PDN mostrado en las Figuras 5 y 6. En la actualidad estas actividades se desarrollan
mediante el proyecto “Infraestructura para el Manejo de Gas en el área de
Producción Mediano”.
Unidad de Producción Liviano.En esta área se tiene el incremento de gas de 32 a 300 MMPCND, para
sostener un incremento de 34 MBPD, producción actual, a 147 MBPD en el año
2012. Esta constituida por cuatro bloques: Norte, Oeste, Sur y Este. En la Figura 13
se muestran estos Bloques.
Bloque Norte - Boca-ChimireBloque Sur - Trico -Yopales Central- Oficina- Ostra (Opcional)Bloque Este - Guico- Guara Oeste, Central y EsteBloque Oeste - Budare- Elotes- Frías-Inca- Yopales Norte
Oeste
Norte
Sur
Este
Guara 14CHE- 4
OED-12BUDARE
ISLA-EL
Centro Operativo
Bloque Norte - Boca-ChimireBloque Sur - Trico -Yopales Central- Oficina- Ostra (Opcional)Bloque Este - Guico- Guara Oeste, Central y EsteBloque Oeste - Budare- Elotes- Frías-Inca- Yopales Norte
Oeste
Norte
Sur
Este
Guara 14CHE- 4
OED-12BUDARE
ISLA-EL
Centro OperativoOeste
Norte
Sur
Este
Oeste
Norte
Sur
Este
Guara 14CHE- 4
OED-12BUDARE
ISLA-EL
Centro Operativo
Figura 13.- Unidad de Produccion Liviano
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Con el propósito de optimizar y completar la infraestructura necesaria para el
aprovechamiento de manera eficiente y productiva todas las instalaciones existentes
y requeridas de acuerdo al Plan de Negocios 2006-2012, se desarrolla el proyecto
“INFRAESTRUCTURA DE DESARROLLO ÁREA LIVIANO SAN TOMÉ”. Mediante la
ejecución del mismo se optimizarán algunas de las estaciones existentes que
permanecerán operando bajo el esquema actual, así como la centralización del
tratamiento de crudo y compresión de gas en instalaciones concebidas como
Centros Operativos, considerando la incorporación de nuevas tecnologías asociadas
a los sistemas involucrados en la separación crudo-gas, sistemas de calentamiento,
deshidratación, almacenamiento y bombeo de crudo, así como la compresión de
gas. Adicionalmente, se induce la desincorporación de activos obsoletos y en
período de desgaste; se tendrá reducción de costos de inversión, mantenimiento de
instalaciones, consumo de energía y manejo de agua en superficie; disminución de
emisiones y desechos y aumento de la confiabilidad operacional, con el propósito de
reducir los costos operacionales del manejo de la producción.
De la ejecución de la Ingeniería Conceptual se estableció el desarrollo de dos
Centros Operativos, para las Estaciones de Producción ubicadas en el Bloque
Oeste. Estos centros operativos se distribuirán de la siguiente manera
Las estaciones BUEF-1, EEF-15, centrarían su producción en el Centro
Operativo Budare. Las Estaciones YEF-5, IEF-3, EEF-7, EEF-5, EEF-4, EEF-10,
descargarán en el Centro Operativo Elías. Estos Centro Operativos se ubicarían en
las actuales estaciones de descarga EED-1 y BUED-2.
Este Proyecto aplicado en el Bloque Norte mejorará sustancialmente la
eficiencia del proceso de recolección, transporte y tratamiento de la producción, el
cual consiste en la adecuación y ampliación de algunas de las instalaciones
actuales, centralizar el tratamiento de crudo y compresión de gas y la reducción del
número de instalaciones, usando un proceso de tratamiento de crudo que optimice la
recuperación de calor y maximice la eficiencia del tratamiento. Se evaluaron tres
opciones para la adecuación de las instalaciones a la nueva volumetría presentada
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en el Plan de Negocios de la Unidad de Producción Liviano Norte. La primera opción
contempla el crecimiento de las instalaciones mediante el uso de tecnología
convencional para estaciones de flujo y descarga, de manera de mantener y adecuar
la capacidad de separación crudo – gas en las estaciones existentes, adecuar la
capacidad de almacenamiento y transporte de fluido líquido, y finalmente transportar
el crudo a la estación CHED-4 de manera de centralizar en ésta el proceso de
deshidratación de crudo y el tratamiento e inyección de agua derivado de la
deshidratación. Las otras dos opciones proponen la instalación de sistemas de
bombeo multifásico en algunas de las estaciones existentes y la transferencia de
fluido multifásico a CHED-4 para la centralización del manejo, separación y
deshidratación de crudo en esta estación, disminuyendo el número de instalaciones
obsoletas y en período de desgaste. Dadas las características del fluido a manejar,
valores de GVF superiores al 99% son frecuentes en las corrientes de proceso del
área, y la experiencia disponible en bombeo multifásico; se descarta la posibilidad de
implementar las opciones que consideran bombeo multifásico, por lo que se
concluye que la opción más viable no es otra que la de adecuar las instalaciones
haciendo uso de tecnología convencional.
En este sentido se orientará la visión del proyecto a la recolección y separación
de la producción en campo en estaciones más cercanas con la finalidad de reducir el
número de estaciones de flujo y la necesidad de aumentar la capacidad de
separación en algunas de las que actualmente existen. Centralizando la
deshidratación de toda la producción de crudo en la Estación de Descarga CHED – 4
que se convertiria en un Centro Operativo para el tratamiento de crudo y compresión
de gas, asi como de tratamiento del agua de formación.
Las estaciones del Bloque de Producción Liviano Norte son las siguientes:
CHED-4, SEF-10, BOEF-2, CHEF-8, CHTM-1, CHTM-2, CHEF-2, CHEF-7, CHEF-6,
CHEF-5, CHEF-4, SED-2 Y CSEF-7.
De acuerdo con los resultados de la Ingeniería Conceptual, se contempla la
adecuación de las instalaciones según se describe a continuación. Las estaciones
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CHEF-2, CHEF-4, CHEF-5, CHEF-6, CHEF-7, CHEF-8, SED-2, SEF-10, BOEF-2 y
CSEF-7 se adecuarán en cuanto a su capacidad de separación, almacenamiento y
bombeo como estaciones de flujo para separar el gas asociado a la producción y
transferir el crudo hacia la estación CHED-4. Esta instalación será adecuada para
centralizar la producción proveniente de las otras estaciones, así como para,
manejar la producción asociada a pozos que fluirán directamente a CHED-4. Por
tanto, CHED-4 se adecuará en cuanto a su capacidad de separación, deshidratación
de curdo, almacenamiento, bombeo de crudo hacia PTO, tratamiento e inyección de
Agua de formación.
El gas separado en la estación de flujo será recolectado a través de una red en
baja presión y llevado a una nueva planta compresora ubicada en las proximidades
de CHED-4. Desde allí, el gas comprimido a un nivel de 1200 psig será devuelto a
los campos para su inyección, mientras que el resto se dispondrá en la Planta de
San Joaquín.
De igual manera, para la recolección y transporte de los fluidos, se considerará
el máximo aprovechamiento de la infraestructura existente, considerando a futuro
que las mismas puedan ser automatizadas e integradas al sistema cuando se
considere conveniente mediante un proyecto de baja inversión.
Impactos Tecnológicos. Dadas las características del fluido a manejar, valores
de GVF superiores al 99%, y la experiencia disponible y por consulta con
proveedores de equipos de bombeo multifásico; se descarta la posibilidad de
implementar las opciones que consideran bombeo multifásico, por lo que se
concluye que la opción más viable no es otra que la de adecuar las instalaciones
haciendo uso de tecnología convencional. De esta manera, el proyecto no introduce
cambios tecnológicos significativos que deban ser mencionados o tomados en
cuenta durante la siguiente fase de definición del proyecto.
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ESTIMADO DE INVERSION
Para ejecutar estos proyectos, las inversiones totales requeridas, por parte de
PDVSA, serán de , lo que permitirá elevar la producción a 850 MBPD en un lapso de
seis años. El monto de las mismas, en cada Unidad de Producción se presenta a
continuación.
Unidades de Producción Extrapesado y Pesado.
INSTALACION INVERSIONCENTRO OPERATIVO EXTRAPESADO MMMBs MM DLS eq
MANEJO DE PRODUCCION 1136 528MANEJO DE GAS 864 402
SUBTOTAL 2000 930
CENTRO OPERATIVO PESADO MMMBs MM DLS eqMANEJO DE PRODUCCION 1528 711MANEJO DE GAS 816 380
SUBTOTAL 2344 1090
SISTEMA DE TRANSFERENCIA MMMBs MM DLS eqOLEODUCTO 300 140GASODUCTO 286 133DILUENDUCTO 200 93
SUBTOTAL 786 366MONTO DE LA INVERSION TOTAL 5130 2386
Unidades de Producción Mediano y Liviano.
El monto destinado, para cada unidad, a infraestructura de gas es de 78
MMMBs y el de produción de crudo es de 3515 MMMBs, lo que equivale a un total
de 1672 MMDLS.
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DESARROLLO ENDOGENO
El Distrito Social San Tomé, en un esfuerzo para enfrentar su responsabilidad
social con la comunidad y la preservación del medio ambiente de las áreas
operacionales de su influencia, inició la implantación del Desarrollo Endógeno dentro
del contexto de los Programas de Desarrollo de la Nación Venezolana.
Desarrollo Endógeno es un concepto que en la Industria Petrolera Mundial ha
adquirido especial significado en la última década, definiéndose como el “ Desarrollo
que permite satisfacer las necesidades de la generación actual sin comprometer las
habilidades para el desarrollo de las generaciones futuras”. Mas allá de la retórica
que puede encerrar esta definición, en su contexto esencial incluye además del
crecimiento económico, el progreso social y la preservación del medio ambiente. La
comprensión de la interdependencia compleja e integración de estos tres
componentes, facilita el desarrollo y realización de sustentabilidad para asegurar una
calidad de vida saludable de las generaciones actual y futura. Con base en esta
conceptualización PDVSA Distrito Social San Tomé, ha asumido el reto de
transformar el desarrollo económico, social y del medio ambiente en las áreas
operacionales de su influencia mediante la creación de valor, por medio de
Desarrollo Endógeno acorde con los Programas de Desarrollo de la Nación
Venezolana.
El diagnóstico socioeconómico del área de influencia revela que la población es
mayoritariamente joven, 70% menor de 35 años, con deficiencias significativas y
carencia de servicios públicos. Predominan las actividades agropecuarias de poca
escala y medianos niveles de productividad. Los índices de deserción escolar en el
ciclo básico son altos, así como la tasa de desempleo. La combinación de estos
factores dan como resultado precarias condiciones de vida con una población en
línea promedio de pobreza extrema. Este diagnóstico induce a reforzar el
mantenimiento y ampliar la cobertura de las Misiones Sociales Robinson, Rivas,
Sucre, Barrio Adentro y Mercal.
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Para revertir esta situación se han realizado actividades en el contexto social,
dentro de las cuales destacan las siguientes:
En PDVSA, Distrito Social San Tomé fueron entregadas certificaciones de
reservas de nombres de cooperativas a las comunidades de los estados Monagas,
Guárico y Anzoátegui.
En conjunto con el Ministerio de Educación, Cultura y Deportes, se ejecutó el
proyecto de la “Escuela Técnica Industrial Bolivariana Teniente Coronel Miguel Ortiz
Contreras”.
La comunidad San Antonio de El Tigre cuenta nuevamente con servicio de
agua potable, luego de recibir apoyo directo por parte de PDVSA San Tomé en la
reparación de la bomba que impulsa el líquido desde el pozo hasta las viviendas de
la zona.
Petróleos de Venezuela (PDVSA) y el Instituto de Cooperación Educativa
(INCE) realizaron la entrega del “Centro de producción avícola El Pao” a diez
miembros de la comunidad, quienes recibieron capacitación para la cría y
explotación de pollos de engorde.
Petróleos de Venezuela en conjunto con el 631º Batallón de Ingenieros de
Construcción y Mantenimiento del Ejército ejecutaron la construcción del puente
sobre el río Tigre, que permite mejorar la vialidad entre San José de Guanipa y San
Tomé.
La Superintendencia de Desarrollo Social de PDVSA Distrito Sur y el Hospital
de San Tomé realizan operativo médico asistencial en las comunidades indígenas de
Caico Seco, Santa Cruz de Cachipo, Mería, Villa Hermosa y Mapiricure, de manera
períodica desde Noviembre de 2003.
Las instalaciones del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED) de
PDVSA Distrito Social San Tomé, se entregaron a las autoridades de la Universidad
Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA), casa de estudio que abrió un
núcleo en la zona sur del estado Anzoátegui.
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En las comunidades indígenas de Mapiricurito y Sombrerito de la etnia Kariña
se realizaron trabajos de electrificación ejecutado por la Gerencia de Operaciones y
las superintendencias de T&D.
Construcción de la Escuela Bolivariana Lavandero en San José de Guanipa.
Dentro de la Misión Barrio Adentro I es relevante mencionar la entrega de 15,
20 y 8 Módulos Populares en los Estados Bolivar, Amazonas y Anzoategui,
respectivamente. Adicionalmente en la Misión Barrio Adentro II se inició la
implantación de Centros de Diagnóstico y Rehabilitación Integral.
Con relacion a las actividades de Gestión del Medio Ambiente efectuadas en el
Distrito Social San Tomé, a través de Ingeniería y Gestión Ambiental (IGA), puede
mencionarse que los esfuerzos se vienen realizando intensivamente desde 1998,
año en que se conforma la Comisión Multidisciplinaria para Diagnóstico y
Elaboración del Plan de Eliminación de Pasivos Ambientales presidida por SHA
Oriente. Posteriormente, en 1999, se integra la Gerencia de Remediación Ambiental
Oriente (RAO) adscrita a la Gerencia de Proyectos Mayores. En ese año, en
INTEVEP se integra el Equipo de Evaluaciones Técnicas Ambientales (EETA), cuya
función primordial fue la de evaluar, adoptar tecnologías y precalificar empresas. En
el año 2000 surge la Gerencia de Pasivos Ambientales en San Tomé, lo que permite
la centralización de la gestión de pasivos ambientales, incluyendo a RAO y
reportando a la Gerencia de Distrito. En los años 2001 y 2002, se inicia el
saneamiento de fosas exclusivamente con RAO, bajo la supervisión de la Gerencia
de Pasivos Ambientales en San Tomé. En mayo de 2003, la Gerencia de Distrito
San Tomé, instruye reactivar las actividades que realizaba PALMAVEN y Pasivos
Ambientales incorporando la nueva sección de Ingeniería y Gestión Ambiental a la
Gerencia Técnica. Actualmente destacan las siguientes actividades:
Ejecución integral el saneamiento de los fundos El Palote, San Rafael, Eikeremy San José.
Realizar Ingeniería de Saneamiento Integral de 11 fundos.
Indemnizar a 3 comunidades indígenas y 11 fundos.
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Ejecución obras ambientales de 50 localizaciones construidas antes de 2003.
Diseño y ejecución de obras para el control y corrección de erosión enproyectos de ingeniería del Distrito.
Revegetar 250 fosas.
Sanear 60 derrames.
Evaluar y recuperar 100 pasivos naturalmente recuperados.
Efectuar Ingeniería para el saneamiento de 598 fosas.
Dentro de los retos que se tiene en el Distrito Social San Tomé es apoyar el
Desarrollo Endógeno, la estrategia considerada es mediante la construcción del
Complejo de Desarrollo Agroindustrial Alberto Lovera el cual dió inicio con la Planta
Procesadora de Yuca, a la que seguirán otras instalaciones tales como los Circuitos
Avícola, Piscícola y Porcino-Vacuno, Procesadora de Algodón, Planta de Azucar
Morena, Planta de Alimento para Animales y Productora de Cereales- Leguminosas.
En materia de utilizacion de gas se han identificado las siguientes propuestas:
EJE A DESARROLLAR PROPUESTAS COMUNITARIAS- EJE : EL AISME,
MORICHALOTE, MIS AIDAS,LA COLMENA
- EJE: TABARO, SAN RAFAEL
DE LIMO, SAN PEDRO DE
LIMO, MATA AZUL Y CAPAICO.
- EJE: ALTAMIRA , ARENAL I Y
II, LA INGLESA, LA MADERA.
- EJE : EL CARO PERIQUITO.
- EJE : BARBONERO,
MAPIRICURITO.
- EJE: LAS BOMBITAS I Y II, LA
ALDEA, COLORADITO.
VOL GAS (MMPCSD)
° MATADERO INDUSTRIAL 0,2
° EMPRESAS DE DULCERIA CRIOLLA 0,1
° PANADERIA COMUNITARIA 0,2
° CASABERAS 0,1
° ALFARERÍA 0,3
° ARTESANIA EN BARRO 0,1
° PLANTA PROCESADORA DE ALIMENTOS 0,2
° EXPLOTACIONES AVÍCOLAS 0,1
° BENEFICIADORA DE POLLO 0,1
° CREACIÓN DE POSADA TURÍSTICA 0,1
° QUESERA DE MANO Y DE TELITA 0,1
° FABRICA DE YOGOURT 0,1
° HELADERÍA ARTESANAL 0,1
° TALLER INDUST. DE EMBOBINADO DE MOTORES 0,1
° ESTACIÓN DE SERVICIO (GASOLINA, GASOIL) 0,1
° PLANTA DE FUNDICIÓN DE ALUMINIO RECICLABLE 0,3
° TALLER DE CONFECCIÓN DE TRAJES TÍPICOS INDIGENAS -
° FABRICA DE UNIFORMES, BULTOS ESCOLARES -
TOTAL 2,0
APLICACIÓN
EJE A DESARROLLAR PROPUESTAS COMUNITARIAS- EJE : EL AISME,
MORICHALOTE, MIS AIDAS,LA COLMENA
- EJE: TABARO, SAN RAFAEL
DE LIMO, SAN PEDRO DE
LIMO, MATA AZUL Y CAPAICO.
- EJE: ALTAMIRA , ARENAL I Y
II, LA INGLESA, LA MADERA.
- EJE : EL CARO PERIQUITO.
- EJE : BARBONERO,
MAPIRICURITO.
- EJE: LAS BOMBITAS I Y II, LA
ALDEA, COLORADITO.
VOL GAS (MMPCSD)
° MATADERO INDUSTRIAL 0,2
° EMPRESAS DE DULCERIA CRIOLLA 0,1
° PANADERIA COMUNITARIA 0,2
° CASABERAS 0,1
° ALFARERÍA 0,3
° ARTESANIA EN BARRO 0,1
° PLANTA PROCESADORA DE ALIMENTOS 0,2
° EXPLOTACIONES AVÍCOLAS 0,1
° BENEFICIADORA DE POLLO 0,1
° CREACIÓN DE POSADA TURÍSTICA 0,1
° QUESERA DE MANO Y DE TELITA 0,1
° FABRICA DE YOGOURT 0,1
° HELADERÍA ARTESANAL 0,1
° TALLER INDUST. DE EMBOBINADO DE MOTORES 0,1
° ESTACIÓN DE SERVICIO (GASOLINA, GASOIL) 0,1
° PLANTA DE FUNDICIÓN DE ALUMINIO RECICLABLE 0,3
° TALLER DE CONFECCIÓN DE TRAJES TÍPICOS INDIGENAS -
° FABRICA DE UNIFORMES, BULTOS ESCOLARES -
TOTAL 2,0
APLICACIÓN
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En estas propuestas tendrá cabida las Empresas de Producción Social
considerando la aportación de las mismas en los sectores manufacturero, industrial,
de bienes y servicios. Adicionalmente, se desarrollan conceptualizaciones con las
alcaldías, la gobernación, considerando la información del Instituto Nacional de
Estadística para impulsar el desarrollo industrial de la región, partiendo de la premisa
de que el Distrito Social San Tomé sea suplidor de gas combustible.