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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS “OPTIMIZACIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Y ESTACIÓN DE TRANSFERENCIA DEL CAMPO CUYABENO”. Tesis de Grado previo a la Obtención del Título en Tecnología de Petróleos AUTOR: José Félix Urresta B. DIRECTOR: Ing. Irving Salazar Quito, Julio 2008 II DECLARATORIA La presente Tesis constituye requisito previo para la obtención del Título de Tecnólogo en Petróleos, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería. Yo, José Félix Urresta Benavides con cédula de identidad número 171409644-1, declaro que la investigación es absolutamente original, auténtica, personal y las conclusiones y recomendaciones a las que he llegado son de mi absoluta responsabilidad Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor: ______________________ José Félix Urresta B. III CERTIFICACIÓN Certifico que la presente tesis fue desarrollada en su totalidad por el Sr. José Félix Urresta Benavides, con cédula de identidad número 171409644-1; y que ha elaborado bajo mi dirección la disertación de grado titulada. ____________________ Ing. Irving Salazar DIRECTOR DE TESIS IV DEDICATORIA Doy un agradecimiento infinito primero a Dios, quien ha guiado mi camino y me ha permitido haber llegado hasta donde estoy, a mis padres Felipe Urresta y María Esther Benavides por siempre brindarme su apoyo tanto moral como espiritual y económico que han hecho posible llegar a tan preciado logro, a mis abuelitos Félix Benavides, Piedad Villagómez y Zulay Calderón por siempre llenarme de valores y conocimientos para siempre llegar a ser un hombre de bien; a mis hermanos y todos mis familiares que de igual forma han estado conmigo apoyándome en mi carrera y por último a todas las personas que siempre me desearon de corazón lo mejor y éxitos. DIOS LOS CUIDE Y LOS BENDIGA. José Félix Urresta B. V por haberme abierto las puertas hacia un mundo de ilimitado conocimiento y desarrollo moral. Al Ingeniero Irving Salazar. quiero agradecer la valiosa colaboración de destacados Ingenieros en especial al Ing. VI .AGRADECIMIENTO Agradezco a la prestigiosa Universidad Tecnológica Equinoccial. Jorge Pozo. amigos y a todas las personas que siempre de una u otra forma han estado cerca involucrados en mi vida. por siempre haberme prestado atención en todo lo requerido. hermanos. quienes me ayudaron desde el primer día que estuve en el campo y fueron los que me facilitaron toda la información necesaria y que con sus sugerencias ayudaron a desarrollar el presente trabajo de Tesis. al Señor Marcelo Aguilar y en general a todo el personal del Campo Cuyabeno de PETROPRODUCCIÓN. a la Escuela de Tecnología de Petróleos. quien ha sido mi profesor y quien me ha ayudado con la dirección de la Tesis y guío el camino para empezar y culminar dicho trabajo. A mis padres. luego se hace un resumen histórico y actual de los campos petroleros con sus potenciales de Producción y sus respectivas Facilidades de Producción que conforman el área de Cuyabeno que son operados por la empresa estatal PETROPRODUCCIÓN. ya que si bien es cierto de que cada uno de los Bloques hace su trabajo específico pero VII . subsiguientemente a esto se hace un detalle de las condiciones actuales de trabajo de los equipos y de su respectivo plan de mantenimiento. Por tal razón es necesario hacer este trabajo de Optimización de Facilidades de Producción de la Estación Central (de Producción) del Campo Cuyabeno. aunque hay que indicar que a pesar de que gran cantidad de equipos son los mismos que fueron instalados desde que se inició la explotación en este campo. a continuación a toda la Estación Central de Producción del Campo Cuyabeno se la divide en Bloques para un mejor y más claro entendimiento. Lo primero que se muestra en este trabajo es una breve pero concreta descripción de la zona de Cuyabeno. lo cual ya nos permitirá ir conociendo en que condiciones se encuentran los equipos. Las Facilidades de Producción de este campo se diseñaron a finales de la década de los años 70. está directamente relacionada con las Facilidades de Producción del Campo Cuyabeno (PETROPRODUCCIÓN). pero es necesario indicar que este trabajo se concentra únicamente en el campo Cuyabeno más no en todos los campos que conforman toda el área de Cuyabeno. los mismos aún se presentan funcionales.RESUMEN La información que se ofrece en el presente trabajo de Tesis. cada uno con los equipos y sus respectivas características que los conforman y al final de cada Bloque se hacen las conclusiones respectivas y se mencionan en caso de necesitar las medidas de Optimización que serían oportunas de aplicar para tal fin. que es lo más importante en la Producción de petróleo para poder obtener un crudo de calidad para la venta. tenemos un capítulo en el que se explica y se dan a conocer las generalidades de las Facilidades de Producción encargadas puntualmente de la Deshidratación del crudo. se tiene el capítulo de Conclusiones y Recomendaciones. a la postre tenemos el Bloque que maneja el agua de Formación producida en este campo. Para terminar esta descripción de los Bloques de la Estación tenemos la explicación del manejo de la Seguridad Industrial que tiene a su cargo el Bloque del Sistema Contra Incendios. ya una vez globalizada la descripción de las Facilidades de Producción en sus respectivos Bloques. para transferirla al Oleoducto Secundario Cuyabeno la “Y” y llevarla a Lago Agrio. Para concluir. Por tal razón primero se ha hecho una explicación de los Bloques que se encargan del manejo de la producción del Campo. siguiendo secuencialmente con el trabajo tenemos los Bloques que se encargan del Bombeo o Transferencia del crudo producido primero en el campo Cuyabeno y posteriormente de toda la producción obtenida y que proviene de los otros campos incluso de la empresa privada City Oriente (de Tipishca del Bloque 27). VIII .dichos trabajos van concatenados e íntimamente ligados para el funcionamiento total en las operaciones de la Estación de Producción. then a historical and current summary of the oil fields is made with its potentials of Production and its respective Facilities of Production that conform the area of Cuyabeno wich are operated by the state company PETROPRODUCCIÓN. is directly related with the Facilities of Production of the Field Cuyabeno (PETROPRODUCCIÓN). For such a reason it is necessary to make this work of Optimization of Facilities of Production of the Central Station (of Production) of the Field Cuyabeno. but it is necessary to indicate that this work only concentrates on the field Cuyabeno not in all the fields than they conform the whole area of Cuyabeno. but the same ones are even presented functional. subsequently to this a detail of the current conditions of work of the teams is made and of its respective maintenance plan. The first thing that is shown in this work is a brief but concrete description of the area of Cuyabeno. The Facilities of Production of this field were designed at the end of the decade of the years 70. since although it is certain that each one of the Blocks makes its work specific but this works IX . although it is necessary to indicate that the great quantity of teams is the same ones that were installed since the beginning of exploitation in this field. that which will already allow knowing in that you condition to leave is the teams. each one with the teams and its respective ones characteristic that they conform them and at the end of each Block the respective conclusions are made and they are mentioned in the event of needing the measures of Optimization that would be opportune of applying for such an end. Next to the whole Central Station of Production of the Field Cuyabeno divides it to him in Blocks for a better and clearer understanding.SUMMARY The information that offers work of Thesis presently. continuing sequentially with the work we have the Blocks that take charge of the Pumping or Transfer of the raw one taken place first in the field Cuyabeno and later on the whole obtained production and that it even comes from the other fields of the private company City it Guides (of Tipishca of the Block 27). For such a reason first an explanation of the Blocks has been made that take charge of the handling of the production of the Field. we have a chapter in which explains the generalities of the Facilities of Production in charge on time of the Dehydration of the raw one that is the most important thing in the Production of petroleum to be able to obtain a raw of quality for the sale. at last we have the Block that manages the water of Formation taken place in this field. one has the chapter of Conclusions and Recommendations. To finish this description of the Blocks of the Station we have the explanation of the handling of the Industrial Security that is responsible for the Block of the System Against Fires. To conclude. to transfer it to the Secondary Pipeline Cuyabeno the "Y" and to take it to Lago Agrio. X . already once explain the general description of the Facilities of Production in their respective Blocks.they go linked with the total operation in the operations of the Station of Production. METODOLOGÍA 7 XI . OBJETIVOS ESPECÍFICOS 5 1.3. JUSTIFICACIÓN 6 1.4.5.1.6. OBJETIVO GENERAL 5 1. RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA DE CUYABENO 1 1.2.ÍNDICE GENERAL DECLARATORIA III CERTIFICACIÓN IV DEDICATORIA V AGRADECIMIENTO VI RESUMEN VII SUMMARY IX ÍNDICE XI CAPÍTULO I 1 1. IDEA A DEFENDER 5 1. INTRODUCCIÓN 1 1. 4.7.1.BLOQUE DE RECEPCIÓN PRINCIPAL DE CRUDO Y DESHIDRATACIÓN 21 GRUPO 1 21 GRUPO 2 21 2.1.2.6.TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN 7 1.1.3.2.1.1.MARCO CONCEPTUAL 11 CAPÍTULO II 19 2.2.MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN 8 1.1.2.8.2.1.BLOQUE DE TANQUE DE LAVADO 21 2.2.BLOQUE DE TANQUE DE SURGENCIA 22 GRUPO 3 22 2. MARCO TEÓRICO 19 2.1.6.1.CAMPO CUYABENO 20 2.2.1. MARCO DE REFERENCIA 10 1.CAMPOS DEL ÁREA CUYABENO 19 2.BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO GRUPO 4 22 22 XII .2.FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 21 2.8. VARIABLES E INDICADORES 8 1. BLOQUE DE BOMBEO POWER OIL 29 2.BLOQUE DE BOMBEO OLEODUCTO 2.3.1.1.1.1.1.BLOQUE DE TANQUE DE SURGENCIA 28 2.8.1.2.BLOQUE DE CONTROL DE TRANSFERENCIA DE lCRUDO 28 2.5.2.5.7.9.2.BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE 29 2.1.BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE 24 2.2.BLOQUE DE RECEPCIÓN PRINCIPAL DE CRUDO 27 2.6.BLOQUE DE BOMBEO DE DESPACHO DE l l .3.3.1.2.COMBUSTIBLES 2.TANQUES DE COMBUSTIBLES.2.12.BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO 28 2. DEL LABORATORIO Y l DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS.1.2.2.8.CAMPO SANSAHUARI 26 2.3.TRANSPORTE 25 25 26 2.6.4.3.1.3.11.3.1.BLOQUE DE BOMBEO Y TRANSFERENCIA DE CRUDO 23 2.BLOQUE DE TANQUE DE LAVADO 27 2.1.3.2.1.BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS 29 XIII .BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS 24 2.4.1.1.7..1.BLOQUE DE BOMBEO POWER OIL 23 2.3.10.3.BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE AGUA 24 2.3.1.2.1.1. DEL SISTEMA llllllllllll CONTRAINCENDIOS.2.2.2.FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 27 2.1.BLOQUE DE GRUPO ELECTRÓGENO 25 2. 22 2. 4.1.5.4.2.3.4.1.1.1.4.BLOQUE DE GRUPO ELECTRÓGENO 30 2.1.1.1.3.6.BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE 36 XIV .8.3.1.BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE lllllllllAGUA 34 2.1.BLOQUE DE RECEPCIÓN PRINCIPAL DE CRUDO 32 2.4.BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO 33 2.4.1.3.2.TRANSPORTE 30 2.BLOQUE DE CONTROL DE TRANSFERENCIA DE llllllll CRUDO 33 2.1.BLOQUE DE BOMBEO O TRANSFERENCIA DE lllllllllCRUDO 33 2.BLOQUE DE CAPTACIÓN DE AGUA 2.2.BLOQUE DE TANQUE DE LAVADO 33 2.FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 2.1.1.10.1.1.CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES (VHR) 2.2.2.4.4.BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE 34 2.1.1.4.4.2.BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS 34 2.1.1.4.10.4.1.BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE AGUA 29 2.4.1.4.1.9.BLOQUE DE GRUPO ELECTRÓGENO 35 2.1.ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN 31 32 32 2.1.9.1.1.1.BLOQUE DE TANQUE DE SURGENCIA 33 2.1.4.1.PLANTA DE GENERACIÓN 34 35 2.4.4.1.7.2. 2.E.6.4.2.2.PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LOS EQUIPOS DE LAS llllllllll FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO CUYABENO 3.2.TRANSPORTE 38 2.S) A DIESEL 51 3.2.MOTORES DE GENERADORES CATERPILLAR 3412 lllllllllllllllllllll(NUEVOS) 51 XV .2.BLOQUE DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE lllllllllACEITE 37 2.4.2.4.BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO 36 2.1.1.BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS 36 2.1.5 CITAS BIBLIOGRÁFICAS 38 CAPÍTULO III 39 3.1.2.BLOQUE DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE lllllllllCOMBUSTIBLE 2.4.2.MOTORES DE GENERADORES CATERPILLAR llllllll (DE POZOS B.2.1.1.PROGRAMA DE MANTENIMIENTO 3.4.4.1.3.4.8.1.1. CONDICIONES ACTUALES DE TRABAJO DE LOS EQUIPOS Y PLAN DE ll ll MANTENIMIENTO 39 3.1.BLOQUE DE BOMBEO DE AGUA 37 37 2.7.BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE lllllllllAGUA 36 2.2.2.5.1.4.MANTENIMIENTO DE LOS GENERADORES 48 50 50 3.2. SBSU.Tratamiento Gravitacional 62 4.1.CAMBIOS COMPLETOS 52 CAPÍTULO IV 53 4.REDUCTORES E INCREMENTADORES 52 3.SEPARADORES DE PRODUCCIÓN 75 4.Prevención de la emulsión 59 4.3.6.MANTENIMIENTO DE LAS UNIDADES POWER OIL 51 3..2.3.3.. PRODUCCIÓN EN EL CAMPO CUYABENO 53 4.3.2.3.3.SBBQ.1.2.2.2.DESHIDRATACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO 60 4.1.1.BLOQUE DE RECEPCIÓN DE CRUDO Y DESHIDRATACIÓN 69 GRUPO 1 69 4..Tratamiento Térmico 64 4.EMULSIONES DE AGUA EN PETROLEO CRUDO 54 4.BOMBAS QUÍMICOS 74 4.BOMBA DE SUMIDERO 79 4.2.SEPARADOR DE PRUEBA 77 4.2.3.2.2.3.Estabilidad y rompimiento de la emulsión 58 4.3.Tratamiento Eléctrico 68 4.2.CONCLUSIONES 81 GRUPO 2 83 XVI .4.1.2.1.3.SSPB.2.SSPD..1.2.MANIFOLDS 73 4.4.2.Tratamiento Químico 60 4.3.2.5.BOMBAS POWER OIL 51 3.2. 1.7.ÁREA DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS Y LABORATORIO 108 4.7.2.BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO 102 4.4. DEL SITEMA CONTRAINCENDIOS Y D DEL LABORATORIO 106 4.BLOQUE DEL TANQUE DE LAVADO DE CRUDO 83 4.7.6..BOMBA RECIRCULACIÓN 88 4.SBBR.7.TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS PARA LA lllllllllINYECCIÓN EN LAS UNIDADES POWER OIL 4.7.ÁREA DE DESPACHO DE COMBUSTIBLES 107 4.BLOQUE DEL TANQUE DE SURGENCIA O DE ESTABILIZACIÓN 98 4.5.3.SBSU.4.4.4.2.4.SBBQ.BOMBA DE SUMIDERO 89 4..5.7..5.ÁREA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN 106 4..4.1.CONCLUSIONES 92 4.4.3.CONCLUSIONES 101 GRUPO 3 102 4.1.BOMBA DE RECIRCULACIÓN 100 4.1.BOMBAS DE QUÍMICOS 85 4.4.TANQUES DE COMBUSTIBLES.6.4.SBBR.TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS PARA L LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS EN LOS SEPARADORES XVII 111 l 112 .2.CONCLUSIONES 104 GRUPO 4 106 4.1. 12.BOMBA POWER OIL 122 4.11.BOMBA DE COMBUSTIBLE 145 4.1..BOMBA DE RECUPERACIÓN DE CRUDO 148 4.1.CONCLUSIONES 143 4.BLOQUE DE COMPRESORES DE AIRE 134 4..BOMBAS BOOSTER 120 4.4.SBRC.4.4.11.9.7.2.BLOQUE DEL GRUPO ELECTRÓGENO 139 4.10.2.CONCLUSIONES 147 4.BOMBAS DE AGUA PARA EL SISTEMA DE lllllllllllllllllllllENFRIAMIENTO 128 4.SBCO.7.TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS PARA l l LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS EN LA REINYECCIÓN DE llllllllºlllllllllllAGUA DE FORMACIÓN 113 4.CONCLUSIONES 149 4.COMPRESOR DE AIRE 134 4.11.8.5.CONCLUSIONES 138 4.8.2.BOMBAS DE QUÍMICOS 126 4.GRUPO ELECTRÓGENO 139 4.SBBQ..BLOQUE DE BOMBEO Y DESPACHO DE COMBUSTIBLES 145 4.8.12.CONCLUSIONES 114 4.9.13.8.10...9.1.2.BLOQUE DEL BOMBEO POWER OIL 115 4..SCCA.CONCLUSIONES 132 4.1.8.3.5.SBPO.12.BLOQUE DE RECUPERACIÓN DE CRUDO 148 4.2..CITAS BIBLIOGRÁFICAS 150 XVIII .SBBB.2.SBBA..10.SGGN.1.8. . 168 BOMBEO Y TRANSFERENCIA DE CRUDO 6.1.BOMBAS DE TRANSFERENCIA 168 6.1.SBSU.1.5.2.1.4. –BOMBAS DE OLEODUCTO HORIZONTALES REDA 176 6.1.SBBB.BLOQUE DE BOMBEO O TRANSFERENCIA AL OLEODUCTO 173 6.CONCLUSIONES 171 6.CONCLUSIONES 182 CAPÍTULO VII 184 7.BOMBA SUMIDERO OLEODUCTO 180 6.3.2.3.2.BLOQUE DEL BOMBEO DE TRANSFERENCIA DE CRUDO fffff(PRODUCCIÓN DEL CAMPO CUYABENO) 168 6.SMTH.BOMBAS BOOSTER 157 5.2.1..1.CONCLUSIONES 165 CAPÍTULO VI 168 6. 151 MANEJO DEL AGUA DE FORMACIÓN PRODUCIDA EN EL CAMPO c v vvvvCUYABENO 151 5.1.SBBO.SBRA. 184 MANEJO DE LA SEGURIDAD INDUSTRIAL XIX ..SBBB.2.BOMBAS DE REINYECCIÓN DE AGUA 159 5.1.BOMBAS BOOSTER 173 6.BLOQUE DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN 154 5. – TOMAMUESTRAS 175 6.2.2..2.1.SBBT..CAPÍTULO V 5.2. SEPARADORES 205 8.1.2.1.1.1.1.Precauciones en el uso de los Manifolds 203 8.CONCLUSIONES 194 7.SISTEMA AUTOMÁTICO 201 8..1.CONSTRUCCIÓN 198 8.1.FUNCIONES DE UN SEPARADOR 208 8.2.Válvula de Bloqueo de Entrada 204 8.1.1.1.SBCI.5.1.2.3.2.2.2.Eliminación del líquido del gas 209 XX .SBCI.3. RECOMENDACIONES 205 8. CITAS BIBLIOGRÁFICAS 196 CAPÍTULO VIII 197 8.Maniobras que se realizan en los Manifolds 202 8.1.2.1.1.7.2.2.1.1.2.3.1.2.Eliminación del gas del líquido 208 8..2.MANIFOLDS 197 8.4.Presión de Transmisión 202 8.2.2.BOMBAS CONTRA INCENDIOS “FIJAS” 188 7.BLOQUE DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS 186 7.Arranque de la producción de un pozo 203 8.1.BOMBAS CONTRA INCENDIOS “MÓVILES” 192 7.1.1. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ENCARGADAS dd DE LA DESHIDRATACIÓN DEL CRUDO PRODUCIDO EN EL CAMPO ffffffCUYABENO 197 8. 2.3.3.MANEJO DE TANQUES 224 8.2.Separador Esférico 214 219 8.2.3.3.3.TANQUES DE TECHO FLOTANTE 222 8.2.4.TANQUES DE TECHO FIJO 222 8.1.3.2.3.3.3.SISTEMAS DE ESPUMA (CONTRAINCENDIOS) 224 8.4.Por su Forma 209 8.CLASES DE TANQUES 222 8.3.2.3.4.3.3.5.3.2.TANQUES 220 8.4.1.2.1.4.5.ACCESORIOS 223 8.3.3.1.Separador Vertical 210 8.2.3.REGLAS DE SEGURIDAD EN EL MANEJO DE TANQUES 8.3.VÁLVULAS DE SUCCIÓN Y VENTEO (Presión y Vacío) 223 8.2.3.TANQUE DE LAVADO 225 226 XXI .PINTURA DE TANQUES 221 8.1.FREE WATER KNOCKOUT (FWKO) 8.PUERTAS DE INSPECCIÓN 224 8.Por las Fases 210 8.3.2 CLASIFICACIÓN 209 8.2.3.1.8.6.3.2.BOCAS DE AFORO 224 8.3.MUROS CONTRA INCENDIOS 222 8.3.3.2.Separador Horizontal 212 8.2.2.1.TANQUES ESFÉRICOS 223 8.2.3.4.3 DESCRIPCION DE LOS SEPARADORES 210 8. 7.3.1.8.8. 235 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 9.CITAS BIBLIOGRÁFICAS 233 CAPÍTULO IX 235 9.TECHO FLOTANTE 230 8.CONCLUSIONES 235 9.RECOMENDACIONES 238 GLOSARIO 241 BIBLIOGRAFÍA 243 ANEXOS 244 XXII .2.8.TANQUES DE ALMACENAMIENTO O DE OLEODUCTO 230 8.TANQUE DE SURGENCIA 229 8.4.3.1.3. ÍNDICE DE FIGURAS TÍTULO PÁGINA FIGURA 1-1 PRECIPITACIÓN ANUAL DE LLUVIAS EN CUYABENO 3 FIGURA 4-1 MICROFOTOGRAFÍA DE UNA EMULSIÓN DE AGUA EN PETRÓLEO 55 FIGURA 4-2 CALENTADOR-TRATADOR VERTICAL 64 FIGURA 4-3 CALENTADOR-TRATADOR HORIZONTAL 65 FIGURA 4-4 MOLÉCULA POLAR DEL AGUA 68 FIGURA 4-5 MANIFOLDS 73 FIGURA 4-6 BOMBAS DE QUÍMICOS PARA SEPARADORES 74 FIGURA 4-7 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN # 1 FWKO 76 FIGURA 4-8 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN # 2 76 FIGURA 4-9 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN # 3 76 FIGURA 4-10 SEPARADOR DE PRUEBA 77 FIGURA 4-11 BOMBAS DE SUMIDERO 79 FIGURA 4-12 TANQUE DE LAVADO 83 FIGURA 4-13 VÁLVULA DE VENTEO 84 FIGURA 4-14 BOMBAS DE QUÍMICOS PARA EL CALENTADOR Y REINY. AGUA 85 FIGURA 4-15 VÁLVULA REGULADORA 87 FIGURA 4-16 TRANSFORMADOR 87 FIGURA 4-17 BOMBA DE RECIRCULACIÓN 88 FIGURA 4-18 BOMBA DE SUMIDERO DEL TANQUE DE LAVADO 89 XXIII . ELECTROSTÁTICO HORIZONT. 94 FIGURA 4-21 HEATER TREATER DE CITY ORIENTE BLOQUE 27 95 FIGURA 4-22 COMPONENTES ELÉCTRICOS DE UN HEATER TREATER 96 FIGURA 4-23 TANQUE DE SURGENCIA O ESTABILIZACIÓN 98 FIGURA 4-24 VÁLVULA DE VENTEO DEL TANQUE DE SURGENCIA 99 FIGURA 4-25 BOMBA DE RECIRCULACIÓN TANQUE-TANQUE 100 FIGURA 4-26 TANQUE DE OLEODUCTO # 1 102 FIGURA 4-27 TANQUE DE OLEODUCTO # 2 103 FIGURA 4-28 TANQUES DE DIESEL ÁREA DE REINYECCIÓN DE AGUA 106 FIGURA 4-29 TANQUES DEL ÁREA DE DESPACHO DE COMBUSTIBLES 107 FIGURA 4-30 TANQUES DEL ÁREA DEL S. DE AGUA 113 FIGURA 4-36 BOMBA BOOSTER MOTOR ELÉCTRICO 121 FIGURA 4-37 BOMBA BOOSTER MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA 121 FIGURA 4-38 MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA UNID.C. POWER OIL 123 FIGURA 4-39 TABLERO DE CONTROL UNIDADES POWER OIL 124 FIGURA 4-40 REDUCTOR/INCREMENTADOR DE VELOCIDAD 124 FIGURA 4-41 BOMBA QUÍNTUPLEX DE ALTA PRESIÓN 124 FIGURA 4-42 VÁLVULA DE CONTROL 125 XXIV .FIGURA 4-19 CALENTADOR ARTESANAL 90 FIGURA 4-20 DISECCIÓN DEL TRATADOR.I Y POWER OIL 108 FIGURA 4-31 TANQUE DE ESPUMA DEL SISTEMA CONTRAINCENDIOS 109 FIGURA 4-32 TANQUE DEL SOLVENTE JP1 DEL LABORATORIO 110 FIGURA 4-33 TANQUES DE QUÍMICOS PARA UNIDADES POWER OIL 111 FIGURA 4-34 TANQUES DE QUÍMICOS PARA SEPARADORES 112 FIGURA 4-35 TANQUES DE QUÍMICOS PARA LA REINY. FIGURA 4-43 BOMBAS DE QUÍMICOS PARA UNIDADES POWER OIL 127 FIGURA 4-44 BOMBAS DE AGUA PARA EL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO 128 FIGURA 4-45 VÁLVULAS DE CONTROL AUTOMÁTICO 2” 130 FIGURA 4-46 VÁLVULAS DE CONTROL AUTOMÁTICO 6” 130 FIGURA 4-47 VÁLVULAS DE CONTROL AUTOMÁTICO 8” 130 FIGURA 4-48 VÁLVULAS DE CONTROL AUTOMÁTICO 4” 131 FIGURA 4-49 TORRE DE ENFRIAMIENTO 132 FIGURA 4-50 COMPRESOR DE AIRE CON TABLERO DE CONTROL 135 FIGURA 4-51 COMPRESOR DE AIRE CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA 135 FIGURA 4-52 COMPRESOR DE AIRE CON MOTOR ELÉCTRICO 135 FIGURA 4-53 PURIFICADOR O SECADOR DE AIRE 136 FIGURA 4-54 TRANSFORMADOR 137 FIGURA 4-55 GRUPO ELECTRÓGENO 140 FIGURA 4-56 GENERADOR CATERPILLAR 141 FIGURA 4-57 TRANSFORMADOR SECO ALUMBRADO 142 FIGURA 4-58 FILTRO DE COMBUSTIBLE 143 FIGURA 4-59 SURTIDORES DE COMBUSTIBLE 146 FIGURA 4-60 SURTIDOR DE DIESEL 146 FIGURA 4-61 SURTIDOR DE GASOLINA 146 FIGURA 4-62 BOMBA DE RECUPERACIÓN DE CRUDO 148 FIGURA 5-1 BOMBAS BOOSTER 157 FIGURA 5-2 TRANSFORMADOR 158 FIGURA 5-3 BOMBAS DE REINYECCIÓN DE AGUA 160 XXV . CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INT. 169 FIGURA 6-3 MEDIDOR DE CRUDO 170 FIGURA 6-4 BOMBAS BOOSTER 173 FIGURA 6-5 MEDIDORES DE CRUDO 174 FIGURA 6-6 TOMAMUESTRAS 175 FIGURA 6-7 BOMBAS REDA 177 FIGURA 6-8 MOTOR ELÉCTRICO 178 FIGURA 6-9 BOMBAS MULTIETAPAS HORIZONTALES 178 FIGURA 6-10 VÁLVULA DE CONTROL 178 FIGURA 6-11 VARIADOR DE FRECUENCIA 179 FIGURA 6-12 BOMBA DE SUMIDERO DE OLEODUCTO 180 FIGURA 6-13 TRANSFORMADORES 181 XXVI .FIGURA 5-4 BOMBA REDA # 1 DE REINYECCIÓN DE AGUA 160 FIGURA 5-5 VARIADOR DE FRECUENCIA DE BOMBA # 1 160 FIGURA 5-6 BOMBA REDA # 2 DE REINYECCIÓN DE AGUA 161 FIGURA 5-7 VARIADOR DE FRECUENCIA DE BOMBA # 2 161 FIGURA 5-8 BOMBA REDA # 3 DE REINYECCIÓN DE AGUA 161 FIGURA 5-9 VARIADOR DE FRECUENCIA DE BOMBA # 3 162 FIGURA 5-10 TRANSFORMADOR 163 FIGURA 5-11 TRANSFORMADOR QUE ALIMENTA BOMBA DE REINYECCIÓN 163 FIGURA 5-12 TRANSFORMADOR SUNTEC 2000 KVA 164 FIGURA 5-13 TRANSFORMADOR SUNTEC 2000 KVA 164 FIGURA 6-1 BOMBA DE TRANSFERENCIA CON MOTOR ELÉCTRICO 169 FIGURA 6-2 BOMBA DE TRANSF. FIGURA 7-1 BOMBA CONTRA INCENDIOS CON MOTOR ELÉCTRICO 188 FIGURA 7-2 VARIADOR DE FRECUENCIA 188 FIGURA 7-3 BOMBA CONTRAINCENDIOS CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA 189 FIGURA 7-4 TABLERO DE CONTROL 190 FIGURA 7-5 CARGADORES DE BATERÍA 191 FIGURA 7-6 BOMBA CENTRÍFUGA CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA MÓVIL 192 FIGURA 7-7 BOMBA CONTRA INCENDIOS ESPECIAL MÓVIL 193 FIGURA 7-8 BOMBA ESPECIAL DE ENGRANAJES CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA 193 FIGURA 8-1 VÁLVULA WAFER CHECK 198 FIGURA 8-2 VÁLVULA DE COMPUERTA DE CERÁMICA 199 FIGURA 8-3 VÁLVULA DE BOLA DE TRES VÍAS 200 FIGURA 8-4 VÁLVULA DE MARIPOSA 200 FIGURA 8-5 VÁLVULA DE TRES VÍAS AUTOMÁTICA 201 FIGURA 8-6 VÁLVULA DE BLOQUEO DE ENTRADA AL MANIFOLD 204 FIGURA 8-7 SEPARACIÓN DE FLUIDOS EN SEPARADOR VERTICAL 206 FIGURA 8-8 FORMAS DE SEPARADORES 209 FIGURA 8-9 SEPARADOR VERTICAL TRIFÁSICO 210 FIGURA 8-10 SEPARADOR HORIZONTAL 212 FIGURA 8-11 DEFLECTOR DEL SEPARADOR FWKO 215 FIGURA 8-12 VANE (COALESCEDOR) 216 FIGURA 8-13 SUPERFICIE CORRUGADA DEL COALESCEDOR 216 XXVII . FIGURA 8-14 BAFLES PERFORADOS FWKO 217 FIGURA 8-15 SAND JET 218 FIGURA 8-16 SEPARADOR FWKO CAMPO CUYABENO 218 FIGURA 8-17 VÁLVULA DE SUCCIÓN Y VENTEO 223 FIGURA 8-18 TANQUE DE LAVADO Y SUS PARTES 228 FIGURA 8-19 TANQUE DE SURGENCIA Y SUS PARTES 229 FIGURA 8-20 ARO OBTURADOR DEL TANQUE DE TECHO FLOTANTE 232 FIGURA 8-21 OBTURADOR ELÁSTICO DEL TANQUE DE TECHO FLOTANTE 232 XXVIII . ÍNDICE DE TABLAS TÍTULO PÁGINA TABLA 1-1 Elementos que intervienen en la composición Química del petróleo 9 TABLA 1-2 Clasificación del petróleo en función de la Gravedad API 9 TABLA 1-3 Clasificación de los crudos en función de la densidad que está ligada con la gravedad API 14 TABLA 1-4 La composición elemental del petróleo 16 TABLA 3-1 Condiciones actuales de trabajo de los equipos de la Estación Cuyabeno 41 TABLA 4-1 Características de los Manifolds 73 TABLA 4-2 Características de las bombas de químicos para los Separadores 74 TABLA 4-3 Características de los Separadores de Producción y de Prueba 77 TABLA 4-4 Características de las Bombas de Sumidero de los Separadores 80 TABLA 4-5 Características del Tanque de Lavado 84 TABLA 4-6 Características de las Válvulas de venteo del Tanque de Lavado 85 TABLA 4-7 Características de las Bombas de Químicos para el Calentador y para la reinyección de agua 86 TABLA 4-8 Características de la Válvula Reguladora 87 TABLA 4-9 Características del Transformador Seco 88 TABLA 4-10 Características de la Bomba de Recirculación de agua al Calentador 89 TABLA 4-11 Características de la Bomba de Sumidero del Tanque de Lavado 90 TABLA 4-12 Características del Calentador artesanal 91 TABLA 4-13 Características del Tanque de Surgencia 98 TABLA 4-14 Características de las Válvulas de venteo del Tanque de Surgencia 99 TABLA 4-15 Características de la Bomba de Recirculación XXIX 100 . C.TABLA 4-16 Características de los Tanques de Almacenamiento o de Oleoducto 103 TABLA 4-17 Características de los Tanques de Almacenamiento de diesel en el área de reinyección de agua 107 TABLA 4-18 Características de los Tanques de Almacenamiento de diesel.I 110 TABLA 4-21 Características del Tanque de Almacenamiento de Solvente JP1 en el laboratorio 111 TABLA 4-22 Características de los Tanques de Almacenamiento de Químicos para las Unidades de Power Oil 112 TABLA 4-23 Características de los Tanques de Almacenamiento de Químicos para los Separadores 113 TABLA 4-24 Características de los Tanques de Almacenamiento de Químicos para la reinyección de agua 114 TABLA 4-25 Características de las Bombas BOOSTER del Bloque de Power Oil 121 TABLA 4-26 Características de las Unidades Power Oil 125 TABLA 4-27 Características de las Bombas de Químicos (Unides de Power Oil) 127 TABLA 4-28 Características de las Bombas de agua para el Sistema de enfriamiento de Unidades Power Oil 129 TABLA 4-29 Características de las Válvulas de Control Automático del Bloque Power Oil 131 TABLA 4-30 Características de los Compresores de aire 136 XXX . y de Power Oil 109 TABLA 4-20 Características del Tanque de Espuma del S.I. gasolina y JP1 en el área de despacho de combustibles 108 TABLA 4-19 Características de los Tanques de Almacenamiento de agua y diesel del S.C. TABLA 4-31 Características del Purificador de aire 137 TABLA 4-32 Características del Transformador 138 TABLA 4-33 Características del Grupo Electrógeno 141 TABLA 4-34 Características del Transformador 142 TABLA 4-35 Características de los Surtidores de Combustibles 147 TABLA 4-36 Características de la Bomba Centrífuga para la recuperación de crudo 149 TABLA 5-1 Características de las Bombas BOOSTER del Bloque de reinyección de agua 158 TABLA 5-2 Características del Transformador 159 TABLA 5-3 Características de las Bombas Centrífugas horizontales multietapas REDA del bloque de reinyección de agua 162 TABLA 5-4 Características de los Transformadores 165 TABLA 6-1 Características de las Bombas de transferencia (producción Cuyabeno) 170 TABLA 6-2 Características del Medidor de crudo 171 TABLA 6-3 Características de las Bombas BOOSTER del Bloque de Bombeo o Transferencia de crudo al Oleoducto 174 TABLA 6-4 Características del Tomamuestras 176 TABLA 6-5 Características de las Bombas Centrífugas horizontales multietapas REDA del Bloque de Transferencia al Oleoducto 179 TABLA 6-6 Características de la Bomba de Sumidero del Oleoducto 181 TABLA 6-7 Características de los Transformadores 182 TABLA 7-1 Características de las Bombas Contraincedios fijas y del Variador de Frecuencia 189 TABLA 7-2 Características del Tablero de Control del motor a diesel del S.I 191 XXXI .C. TABLA 7-3 Características de los Cargadores de Baterías 192 TABLA 7-4 Características de las Bombas Contraincedios móviles 194 XXXII . ÍNDICE DE FÓRMULAS TÍTULO PÁGINA FÓRMULA 1-1 Gravedad API 17 XXXIII . es tan importante como apremiante.CAPÍTULO I 1. confinando con Colombia y Perú.1. VHR y Tipishca de la Compañía Privada City Oriente. por un convenio vigente entre las empresas Petroproducción y la mencionada Compañía Privada. los cuales se encuentran ubicados en la provincia de Sucumbíos. La reserva ocupa parcialmente los cantones de Cuyabeno. a la misma llega la producción que se obtiene de los campos Sansahuari. RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA DE CUYABENO La Optimización de las Facilidades de Producción y de la Estación de Transferencia del Campo Cuyabeno (PETROPRODUCCIÓN).380 hectáreas (6. La Reserva de Producción Faunística de Cuyabeno se localiza en el extremo nororiental de la región amazónica ecuatoriana. 1. Aguarico.033 km2). siendo Cuyabeno la Estación Central. tiene en total una producción promedio diaria de 15864 BPPD. en la Provincia de Sucumbíos. Putumayo y Lago Agrio. INTRODUCCIÓN El área Cuyabeno está conformada por los campos Cuyabeno. por tanto es preciso dar a conocer la riqueza y fragilidad de los ecosistemas de la Reserva de Producción Faunística de Cuyabeno y propagar algunos de los conocimientos científicos acumulados en torno a ella. Sansahuari y Víctor Hugo Ruales (VHR) “PETROPRODUCCIÓN”. 1 . sin contabilizar los 3000 BPPD que es la producción de la Compañía City Oriente. El área de Cuyabeno (PETROPRODUCCIÓN). y tiene una extensión de 603. aunque todos los meses son 2 . En ella se han censado más de 470 especies de árboles con diámetro de tronco superior a 5 cm en una sola hectárea. y no menos de 176 especies de anfibios y reptiles.000 mm. con máximos en abril-mayo y octubre-noviembre. No obstante. A pesar de encontrarse a más de 2. del que es subsidiario su sistema hídrico. La altura máxima en el interior de la Reserva son 326 m. Las investigaciones realizadas por la PUCE en el ámbito del Proyecto Cuyabeno han evidenciado hasta el momento una menor presencia de especies animales (103 especies de mamíferos y 82 especies de anfibios). 2004). abarcando ecosistemas de gran importancia tanto lacustres como terrestres. con un desnivel medio de tan sólo 6 cm por kilómetro. la reserva de Producción Faunística del Cuyabeno se encuentra situada a tan solo 251. y parte de la cuenca del Río Lagartococha.000 km hasta llegar al Océano Atlántico. Al mismo tiempo. el cual tiene origen a 50 km. registrados en la confluencia entre los ríos Aguarico y Napo. de unos 3. El territorio de la reserva tiene un relieve muy variado. mientras la altura del punto más bajo son tan sólo 177 m.700 km de la desembocadura del río Amazonas.La Reserva de Producción Faunística de Cuyabeno es considerada una de las áreas de mayor diversidad específica de la cuenca amazónica. 117 especies de mamíferos. Estos datos han sido considerados sin embargo por algunos expertos demasiado optimistas. la diversidad alfa indica que sus ecosistemas están entre los más biodiversos del planeta (PUCE. 514 especies de pájaros. Comprende toda la cuenca del Río Cuyabeno.5 m de altitud media. en la Reserva de Cuyabeno están presentes según la PUCE el 64% de los mamíferos y el 54% de los anfibios de la Amazonía Ecuatoriana. El clima de la zona se caracteriza por una fuerte precipitación anual. al este de Lago Agrio (capital de Sucumbíos). Desde este punto el NapoAmazonas recorrerá casi 3. tanto por su extensión. que supera las 10.org Elaborado por: José Félix Urresta B. Las temperaturas medias mínimas y máximas oscilan respectivamente entre los 23 y 27 ºC. Estas condiciones climáticas hacen que la reserva posea diversos ecosistemas de índole estrictamente tropical.000 Ha. Una de sus características más importantes es el sistema lacustre del área de la Laguna Grande (con 14 lagunas) y el área de las Lagunas de Lagartococha.sumamente lluviosos (Fig. El 70% del área. como por la variación en profundidad y presencia de enormes pantanos de palma. está caracterizada por Bosques de 3 . incluyendo un sistema lagunar único en el mundo. Imuya y Zancudococha..reservacuyabeno. especialmente en la zona occidental. Figura 1-1 Precipitación Anual de Precipitaciones en Cuyabeno Fuente: www. Constituye un sistema de humedales que forman una de las pocas muestras de áreas inundables de la Amazonía ecuatoriana. El sistema lacustre de los ríos Imuya y Lagarto es único en el mundo. 1-1). la guanta. el águila. más de una decena de especies de primates y por supuesto numerosos reptiles y anfibios. Algunas de las especies animales más significativas que pueden ser encontradas en la zona son el tintín. la guatusa. e Igapó (áreas de inundación permanente). El resto del área. está caracterizada por suelos planos y pantanosos que presentan las características de Varzea (Bosques de Inundación estacional). El contexto social en el que la Reserva se encuentra inmersa es igualmente extremadamente rico y complejo. que por aquellos años comenzaban a explotar los recién descubiertos yacimientos. entonces este es sin duda el motivo principal por el cual realizaré mi trabajo de tesis para disminuir dicho peligro en esta zona tan frágil y a la vez privilegiada del Planeta para tener el menor Impacto Ambiental posible. diversos papagayos. atraídos por los incentivos gubernamentales y las carreteras abiertas por las compañías petrolíferas. el manatí. el hoatzin.Tierra Firme con suelos rojos. En las zonas limítrofes de la Reserva existen numerosos asentamientos de colonos agrícolas. el saíno. especialmente el sector sur-oeste. ácidos y de baja fertilidad. Los colonos comenzaron a llegar al Oriente ecuatoriano a finales de los años 1960. y un 6% por suelos aluviales de alta fertilidad. con una consciente y responsable explotación petrolera. que han ocupado la zona en diversas oleadas provenientes del resto del país. La actividad petrolera es precisamente el mayor de los peligros que deben enfrentar los ecosistemas de la Reserva de Cuyabeno. 4 . incluyendo el caimán. el venado. En el interior de la reserva coexisten un total de tres grandes grupos étnico-lingüísticos repartidos en varias comunidades. OBJETIVO GENERAL Optimizar la estación de Producción y de Transferencia (Facilidades de Producción) del Campo Cuyabeno que actualmente por su capacidad. necesita ser ampliada y automatizada. debido a que se conseguiría un mejor control y en tiempo real sobre las variables de Presión. ventajas y desventajas.1. 1.  OBJETIVOS ESPECÍFICOS Hacer un diagnóstico de la situación actual de la estación de Producción y Transferencia del Campo Cuyabeno con sus respectivos equipos y determinar si deben ser reemplazados por equipos nuevos. desgaste de sus equipos y por la falta de aplicación de nuevas tecnologías.2. pero sí se va a mantener la producción actual.4.3. tiempo de instalación. tomando en cuenta y señalando que con esto no se va a tener un incremento en la producción de crudo porque eso corresponde a otro tema.  Conocer respecto a las funciones y modos de operación de los equipos de la estación de Producción y Transferencia del Campo Cuyabeno y su resultado en la economía de la empresa (Petroproducción).  Actualización de los Sistemas de Operación en la estación de Producción y Transferencia del Campo Cuyabeno. 1. 5 . IDEA A DEFENDER Con un estudio completo y claro del sistema de producción que se está empleando al momento en el campo de Cuyabeno determinar si es pertinente innovar con aplicaciones de nuevas tecnologías para poder obtener una óptima producción. alcanzar una mayor capacidad de almacenamiento y transporte. las cuales nos permitirán optimizar el control de los equipos y de las variables dentro de las Facilidades de Producción.5. tener una adecuada Protección Ambiental y Seguridad Industrial. por esta razón se llegaría a obtener una mayor eficiencia. registradores. estaciones de transferencia y líneas de flujo de crudo con sus respectivas tuberías. válvulas. como por ejemplo automatizar los sistemas de operación.Temperatura y Volumen (Caudal). 6 . implementar equipos de tecnología avanzada. ya sea en caso de tener una contingencia que sean correctivas de manera rápida y eficiente. 1. con renovadores sistemas automáticos de control y equipos modernos. se presentan los problemas que hacen tener falencias dentro la producción de los campos de Petroproducción. desgastados/as y también por la falta de repuestos en ocasiones. mejorar la deshidratación del crudo y con un menor tiempo de residencia. optimizadoras y preventivas. se encuentran ya obsoletos. la implementación de éstas tecnologías son necesarias ya que la inversión va a ser segura. uniones. entonces dichas acciones nos pueden ayudar a cambiar esta realidad. JUSTIFICACIÓN Debido a que los equipos actuales de las estaciones de Producción. beneficiarse de mejores contadores de flujo. (de Petroproducción). etc. Entonces la principal medida de solución es la de utilizar NUEVAS TECNOLOGÍAS. capacidad e incluso se impulsará a la Seguridad Industrial dentro de la estación de Producción del campo Cuyabeno. entonces ante éstas circunstancias se deben buscar soluciones y tomar acciones que sean innovadoras. separación y calentamiento en un mismo equipo. pero sobre todo y lo que más me concierne la actividad petrolera en la zona. con los cuales he podido establecer su potencial. y me prestaron todas las facilidades. Irving Salazar. para poder llegar a definir a este como mi tema de tesis.rentable y además nos permitirá tener una respuesta inmediata ante cualquier contingencia. Ingenieros en Petróleos. 7 .1. las capacidades de sus equipos y con esto tener la pauta para empezar a desarrollar mi trabajo. así: Manuales Técnicos de las Compañías de Servicios y Manuales de Operaciones de Facilidades de Producción. etc. 1.6. el Sr. para poder conocer más el sitio en donde voy a llevar a cabo mi tesis. a esto se suma el acertado y muy importante apoyo de mi profesor de Producción I. fueron los relacionados a sus antecedentes. las políticas de conservación. ubicación geográfica. la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.  Consulta de Bibliografía: Investigaré la información que se tenga sobre procesos en Estaciones de Producción de Petróleo. METODOLOGÍA 1.6. su biodiversidad.  Revisión de archivos: Se ha hecho una revisión de datos valiosos del campo Cuyabeno. entre los puntos que más atención presté. los derechos de los indígenas. los impactos de la actividad petrolera. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN  Consulta a expertos: Para el planteamiento de este trabajo comencé por visitar a funcionarios de Petroproducción. Ing.  Revisión de documentos: También se ha hecho una revisión de documentos acerca del campo Cuyabeno. 6. tenemos grandes cantidades reservas. su utilización que se le puede llegar a dar para alcanzar la optimización del funcionamiento de las Facilidades de Producción y la Estación de Transferencia. tanto su estructura como su funcionamiento. y determinar puntos claves para la mejora y optimización del mismo en el campo Cuyabeno. según los datos estadísticos de las Facilidades de Producción.  Método Estadístico: Con la operación se obtendrán los resultados. VARIABLES E INDICADORES Dentro de las variables tenemos la Variable Dependiente y las Variables Independientes. el Tipo de Fluidos producidos por los pozos y la Tecnología de Producción a emplearse dentro del Campo.2. por consiguiente con este trabajo se pretende propagar los beneficios que se tiene con la aplicación de nuevas tecnologías en el área petrolera. 8 . 1. entonces se quiso conocer como son los sistemas de Producción que tenemos al momento. A continuación tenemos las Tablas que determinan las Variables e Indicadores de los fundamentos de la composición química del petróleo y de su clasificación API. las Variables Independientes están formadas por: la Producción de los pozos Petroleros.1. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN  Método Inductivo: Nosotros tenemos un país muy rico en recursos naturales y entre éstos tenemos el más importante para el desarrollo de un país y éste es el petróleo.7. incluso reservas aún por explorar y explotar. de las capacidades y especificaciones de los equipos que conforman la estación de Producción y la de Transferencia del campo de Cuyabeno. la Variable Dependiente está constituida por el campo Petrolero a tratar en este caso el Campo Cuyabeno. 9 Medios 20 – 29.9 Fuente: Química y Características del Petróleo y Productos Básicos – Calle.Tabla 1-1: Elementos que intervienen en la composición química del Petróleo VARIABLES INDICADORES Elemento Peso % Carbón 83 – 87 Hidrógeno 10 – 16 Azufre <6 Oxígeno < 1. Luis Elaborado por: José Félix Urresta B.7 METALES < 0.03 Fuente: Química y Características del Petróleo y Productos Básicos – Calle.9 Extrapesados <9.0 Nitrógeno < 0. Tabla 1-2: Clasificación del petróleo en función de la Gravedad API VARIABLES INDICADORES Clase ºAPI Condensados >50 Livianos 30 – 49. 9 .9 Pesados 10 – 19. Luis Elaborado por: José Félix Urresta B. de aceite o crudo para la reinyección. agua y gas). básicamente se realiza por diferencia de gravedad específica. de los cuales se tiene previsto obtener una cantidad considerable de petróleo con un porcentaje menor al 1% de BSW (Sedimentos Básicos y Agua) para su venta y el agua de Formación que se separa debe tener menos de 15 p.p. esta separación forma un colchón (nivel) de agua que en el proceso continuo permite el lavado del crudo hacia la parte superior del tanque y que las pequeñas gotas se junten entre sí formando gotas más grandes que caen por gravedad y exista la separación.8. El agua sale con dirección a las bombas Booster de agua. este es el punto en donde empieza el proceso de deshidratación del petróleo. patines o en trenes de trabajo que al final cumplen las funciones para la correcta marcha de los procesos dentro de una Estación de Producción y de Transferencia. gas y crudo. MARCO DE REFERENCIA Las Facilidades de Producción de un campo Petrolero consisten en todo el conjunto de equipos que pueden estar ordenados en Skids. procedente de los pozos llega a la Estación. Con la ayuda de un calentador de interface se impulsa la separación de agua y crudo. El fluido (crudo. el cual está diseñado para no crear turbulencia. los mismos que son pozos muertos que han dejado de producir 10 .1. luego ingresa al tanque de lavado. las cuales envían o succionan hacia las bombas Centrifugas Multietapas para de este modo reinyectar el agua a los pozos de reinyección. De este tanque salen en 3 direcciones: agua. ingresa a los Manifolds y de estos pasan a los separadores y al Separador Vertical Atmosférico conocido también como Bota Desgasificadora. las Estaciones están diseñadas para procesar miles de barriles de fluido por día (BFPD).m. El gas sale de la Bota Desgasificadora. Forma parte de la auditoria gubernamental. 1. MARCO CONCEPTUAL Auditoría Ambiental. para posteriormente quemarse en las teas. en la forma siguiente:  Crudos de base parafínica (alcanos)  Crudos de base nafténica (alquenos)  Crudos de base aromática (cíclicos)  Crudos de base asfáltica (heterocíclicos) 11 . para su posterior venta.Consiste en el conjunto de métodos y procedimientos de carácter técnico que tienen por objeto verificar el cumplimiento de las normas de protección del medio ambiente en obras y proyectos de desarrollo y en el manejo sustentable de los recursos naturales. de tal manera que se dice que los crudos se pueden clasificar por la calidad predominante que le confiere cada serie de hidrocarburos. Bases de Crudos.comercialmente y en el campo Cuyabeno son tres. en donde se decanta aún más para por último pasar al Tanque de Almacenamiento o de Oleoducto. le dan a cada uno de ellos características especiales para la producción de determinados productos. El crudo contenido en el Tanque de Almacenamiento llega a las bombas de transferencia.. cuyo fin es el de transportar hasta Lago Agrio. El crudo sale del Wash Tank o Tanque de Lavado y pasa al Tanque de Surgencia o de Estabilización.. naturalmente después de haber sido contabilizada dicha producción para ser bombeada o impulsada al Oleoducto secundario Cuyabeno la “Y”.8.Las series de hidrocarburos presentes en el petróleo.1. pero que se interpreta en términos de NaCl...El control de la calidad ambiental tiene por objeto prevenir. en concentraciones y permanencia superiores o inferiores a las establecidas en la legislación vigente. El contenido de sal no se limita solamente a la presencia de NaCl. la presencia del azufre en las naftas (producto intermedio para la producción de gasolinas) que alimentan las plantas de reformación. sin predominio de ninguna de ellas). Control ambiental. en equipos de refinería y sistemas. Contaminación.Es la presencia en el ambiente de sustancias. energía o combinación de ellas. sino de todas las sales.La cantidad de azufre contenida en un crudo es importante porque es responsable del efecto corrosivo de los crudos y sus productos. Crudos de base intermedia (mezcla de las bases anteriores.Es la vigilancia. Contenido de Azufre. Calidad ambiental. 12 .. inspección y aplicación de medidas para mantener o recuperar características ambientales apropiadas para la conservación y mejoramiento de los seres naturales y sociales. es perjudicial porque inactiva a los catalizadores.. Contenido de Agua y Sedimento.Es un indicador del grado de suciedad por la presencia de agua y otros materiales.. limitar y evitar actividades que generen efectos nocivos y peligrosos para la salud humana o deterioren el medio ambiente y los recursos naturales. Así. elementos. Gravedad API.Costo ambiental.. lo cual equivale en grados API a un intervalo de 57.Por lo general los crudos son más livianos que el agua (crudos livianos y medianos) y algunos son más "pesados" que el agua (crudos pesados y extra pesados). el estudio de impacto ambiental y la declaratoria de impacto ambiental. la viabilidad ambiental de un proyecto..Es una propiedad del crudo y es la relación entre su densidad (crudo) y la densidad del agua. En términos numéricos se habla de un intervalo de densidad desde 0. Su aplicación abarca desde la fase de prefactibilidad hasta la de abandono o desmantelamiento del proyecto. Gravedad Especifica. La gravedad API es inversamente proporcional a la gravedad Específica.1 gr/cm3. La gravedad API del petróleo es una escala que se relaciona en el hidrómetro con la gravedad Específica. Tiene dos fases..(ºAPI) Método estándar para expresar la gravedad o el peso unitario de los líquidos del petróleo. Evaluación de Impacto Ambiental. obra o actividad pública o privada.75 a 1.2 a 3. mejoramiento y rehabilitación del medio ambiente. conservación. Densidad. obra o actividad pasando por las fases intermedias..0 grados. Sustancias con gravedad específica mayor que 13 .Son los gastos necesarios para la protección.Es el procedimiento administrativo de carácter técnico que tiene por objeto determinar obligatoriamente y en forma previa.. 33 Lb/gal.1 son más pesadas que el agua y las menores que 1 son menos densas que el agua. Las densidades de los crudos están normalmente entre 50 y 55 Lb/Ft3. se acostumbra clasificar los crudos de la siguiente manera: Tabla 1-3: Clasificación de los crudos en función de la densidad que está ligada con la gravedad API. relacionada con su facilidad a deformarse cuando se le aplica un esfuerzo cortante. Livianos ºAPI > = 25 Medianos 15 < = ºAPI < 25 Pesados ºAPI < 15 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. La viscosidad es una característica de los fluidos. La densidad del agua pura es de 62. En función de la ecuación anterior. Densidad es otra propiedad del crudo y se define como la masa por unidad de volumen. Otras propiedades importantes son la viscosidad y su capacidad de contener gas en solución como una función de la temperatura y la presión. 14 .4 Lb/Ft3 o 8. La unidad práctica es el centipoise (cp) y su unidad absoluta es Lb/Ft x s. planes.Es la alteración positiva o negativa del medio ambiente.Sistema global constituido por elementos naturales y artificiales. obra o actividad autorizada pueda causar en el ambiente. Medio Ambiente... provocada directa e indirectamente por un proyecto o actividad en un área determinada. socioculturales y sus interacciones. físicos. Licencia ambiental. químicos o biológicos.Es el conjunto de políticas. obligaciones y condiciones que el beneficiario debe cumplir para prevenir. obra o actividad. en permanente modificación por la naturaleza o la existencia y desarrollo de la vida en sus diversas manifestaciones.Es la adopción de medidas eficaces para impedir la degradación del medio ambiente.. Precaución. 15 . programas.Impacto ambiental.Es la autorización que otorga la autoridad competente a una persona natural o jurídica. En ella se establecen los requisitos.. Preservación de la Naturaleza. mitigar o corregir los efectos indeseables que el proyecto. normas y acciones destinadas a asegurar el mantenimiento de las condiciones que hacen posible el desarrollo de los ecosistemas.. para la ejecución de un proyecto. 5 a 5. Los crudos por lo general no presentan reactividad química. el que determina con su estandarización mundial que a su vez lo constituye en un indicador de la densidad y de la calidad del crudo. Pero sin embargo. entre las cuales se encuentran compuestos orgánicos de Azufre.4 al 4 % (masa / masa) Impurezas de 0. Oxígeno y Nitrógeno. es la gravedad API (American Petroleum Institute). al petróleo se le denomina "Crudo". Comúnmente en la industria petrolera. mayor será 16 . en algunos casos son salados o ácidos (agrios) por la presencia de las impurezas de sal. o compuestos de azufre.Petróleo. A mayor Gravedad API. hidrocarburos desde C1 (molécula de un átomo de carbono) a C80 (molécula de ochenta átomos de carbono). Tabla 1-4: La composición elemental del petróleo Carbono de 83 a 87 % (masa / masa) Hidrogeno de 1. Se han encontrado en el petróleo. Es el Instituto Americano del Petróleo.0 % (masa / masa) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. oxígeno o nitrógeno La propiedad más importante y por la cual prácticamente se le caracteriza..Es una mezcla de hidrocarburos (Hidrógeno y Carbono) e impurezas. las organizaciones no gubernamentales y sector privado.Recipiente que separa el agua libre de formación de los hidrocarburos por un sistema de golpe y gravedad removiendo parcialmente el gas 17 . Separador. 5 Oil Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.. parafinas y metales pesados. Restauración.su valor. la comunidad. planes.Es el conjunto de políticas. Protección del Medio Ambiente. pero el factor predominante es su Gravedad API. es tarea conjunta del Estado.. Incluye tres aspectos: conservación del medio natural. 5 º API Gravedad Específica 131 . La protección ambiental.Es el retorno a su condición original de un ecosistema o población deteriorada.. prevención y control de la contaminación ambiental y manejo sustentable de los recursos naturales. normas y acciones destinadas a prevenir y controlar el deterioro del medio ambiente. A continuación tenemos la fórmula para calcular la gravedad API: Fórmula 1-1: Gravedad API 141 . programas. Existen otros factores que inciden en su precio como el contenido de azufre. y la de formar una película lubricante para el deslizamiento de partes metálicas entre sí.producido. a una velocidad de 1 cm por seg. y el resto es enviado a la tea. ella da una idea de la capacidad de fluir a través de un espacio confinado (oleoducto). El submúltiplo más utilizado es el centipoise 0. 18 . La unidad en el sistema internacional es el poise (p). Viscosidad de un Crudo.01 poise (cp). parte del cual es usado para proveer protección a recipientes cerrados que utilizan el sistema de colchón de gas.Es su resistencia a deslizarse sobre sí mismo. que es igual a la fuerza de 1 dina que hay que suministrar a una lámina de líquido de 1 cm2 para que se desplace 1 cm sobre una lámina igual del mismo líquido. las interpretaciones iniciales mostraban dos estructuras independientes.1. “Mapa Vial Topográfico Campos Cuyabeno y Sansahuari”. 2. Sansahuari y VHR. Ver anexo # 1. Posteriormente se darán a conocer los puntos más relevantes de éstos campos respectivamente. al contrario estamos hablando de una área que se conforma por tres campos Cuyabeno. MARCO TEÓRICO El Campo Cuyabeno pertenece a la Empresa Estatal PETROECUADOR. CAMPOS DEL ÁREA CUYABENO Por lo explicado anteriormente tenemos en definitiva que el Campo Cuyabeno no es uno solo. 19 . además de éstos dos campos tenemos un tercero que es el ex-Cantagallo actualmente conocido como Víctor Hugo Ruales (VHR). que a su vez es manejado por su filial PETROPRODUCCIÓN.CAPÍTULO II 2. una Septentrional a la que se denominó Sansahuari y otra Meridional llamada Cuyabeno. yacimientos "U" y "T".2. actualmente se tienen 27 pozos perforados de los cuales 21 son productores. 3 son pozos reinyectores de agua de Formación. En Enero de 1984. que son provenientes de la formación Napo. este campo se incorpora a la producción. 13 pozos perforados. fue creada la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos del Ecuador PETROPRODUCCION filial de PETROECUADOR. El 26 de septiembre de 1989. con una tasa diaria de 3. teniendo hasta Agosto de 1989. 20 . CEPE realizó nuevas evaluaciones y determinó la conveniencia de desarrollar el campo. constituyéndose en el segundo campo de CEPE en importancia para las reservas y producción. mediante la perforación del pozo Cuyabeno-1 que constató la presencia de hidrocarburos en las areniscas de la formación Napo "U" superior y "U" inferior con una gravedad API aproximada de 25 grados (la arena "T" no fue probada). con resultados positivos en los yacimientos anotados. de los cuales 8144 barriles son de petróleo BPPD y 23540 barriles son de agua producida.2. yacimientos "U" y "T".695 BPPD. actualmente el fluido promedio diario es de 31800 BFPD. Hasta marzo de 1988 CEPE perforó 12 pozos. CAMPO CUYABENO (1) Fue descubierto en Noviembre de 1972 por la compañía TEXACO. La producción promedio diaria a julio de 1989 fue de 5726 BPPD provenientes de la formación Napo. programando la perforación del pozo Cuyabeno 2 en 1979. 2 se encuentran cerrados esperando trabajos de reacondicionamiento y 1 muerto por incapacidad de flujo. . . . 21 .1 Separador de Producción trifásico de 35000 Bbls de operación por día (FREE WATER KNOCKOUT).2 Bombas de Químicos para el Calentador y para la Reinyección de Agua.1 Tanque de Lavado de 18130 Bbls de capacidad nominal.2.4 Válvulas de Venteo 8”.1. . .2 Bombas para Sumidero de los Separadores. GRUPO 2 2. . BLOQUE DE RECEPCIÓN PRINCIPAL DE CRUDO Y DESHIDRATACIÓN GRUPO 1 . BLOQUE DE TANQUE DE LAVADO .5 Baterías de Múltiples (Manifolds) de 4.2 Separadores de Producción bifásicos cada uno de 10000 Bbls de operación por día.2.1 Válvula Reguladora 2”. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Para un mejor entendimiento se detallan las Facilidades de Producción del campo Cuyabeno dividido en bloques: 2.2 Bombas para Químicos de los Separadores.2. . .1 Separador de Prueba de 5000 Bbls de operación por día.1.1 Bomba de Recirculación.2.5" de diámetro cada batería es para 5 pozos (21 conectados). .1.1.2. .1 Transformador Seco (3 KVA). GRUPO 4 2. del Sistema Contra Incendios y Power Oil).1.1 Bomba de Sumidero.1 Bomba de Recirculación Tanque-Tanque.4 Válvulas de Venteo 8”.1.59 Bbls) Sistema Contra Incendios. TANQUES DE COMBUSTIBLES. área de Combustibles.4.2.1.3. 2.2 Tanques de Almacenamiento o de Oleoducto cada uno de 40790 Bbls de capacidad nominal.1 Tanque de Surgencia o de Estabilización de 24680 Bbls de capacidad nominal. . GRUPO 3 2.1 Tanque de almacenamiento de Agua 530 m3 (3333. BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO .4. DEL DEL LABORATORIO SISTEMA Y DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS.2.1. . -1 Calentador Artesanal. .. BLOQUE DE TANQUE DE SURGENCIA .5 Tanques de almacenamiento de Diesel (área de Reinyección de agua de Formación. CONTRAINCENDIOS. .2. 22 . 4 Reductores/Incrementadores. Power Oil y Reinyección de Agua de Formación).5.1 Tanque de almacenamiento de Gasolina (área de Combustibles). 23 . 4 Motores de Combustión Interna CATERPILLAR..1 Tanque de almacenamiento de Espuma XL3 de 2300 galones (Sistema Contra Incendios).2. .1. 4 Válvulas de Control Automático 2”(Unidades Power Oil). BLOQUE DE BOMBEO POWER OIL .1.2 tanques de almacenamiento de solvente JP1 (Sistema Contra Incendios y Laboratorio). . BLOQUE DE BOMBEO Y TRANSFERENCIA DE CRUDO .4 Bombas o Unidades de Power Oil de Pistón (Quíntuplex).10 Tanques de almacenamiento de Químicos (Separadores. . 2.1 Cuarto de Control Automático.1 Válvula de control.2 Bombas de Transferencia. 4 Tableros de Control para las conexiones de PLC. . . . 2.2.1 Contador o Medidor de flujo del crudo SMITH.2 Válvulas de Control Automático 2”.8 Registradores de Presión. 4 Tableros de Control (Auxiliares). . .6.2 Bombas BOOSTER. . 1.1 Purificador o Secador de Aire.1 Tablero de Control. 2. . BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE . .1 Válvula de Control Automático 8” (Línea de succión de B.3 Bombas de Químicos.2 Válvulas de Control (Para las Líneas de Flujo de Alta Presión).9.3 Cargadores de Batería de 120 V. .2 Bombas de Agua (para el sistema de enfriamiento).3 Bombas de Captación de Agua.1 Tableros de Control. .1 Transformador. . . .1 Válvula de Control Automático 6” (Línea de succión General Power Oil). .7.1 Variador de Frecuencia. BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS ..1 Válvula de Control Automático 4” (Línea Parada de Emergencia). . .2. 2.8.1. .2. .1 Transformador 5 KVA (Regulación Bombas BOOSTER). .3 Bombas Horizontales Centrífugas Multietapas (REDA).2 Bombas Contra Incendios (Móviles). 24 .2 Bombas Contra Incendios. . BOOSTER). .1 Torre de Enfriamiento. 2.2.3 Bombas BOOSTER. BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE AGUA .1. . . BLOQUE DE BOMBEO DE DESPACHO DE COMBUSTIBLES .1.1 Transformador de 5 KVA (alumbrado sector Bombas REDA).3 Variadores de Frecuencia.2.1 Transformador de 600 KVA (alimenta B.12.10. .. BLOQUE DE GRUPO ELECTRÓGENO .2 Medidores de crudo SMITH “ACT”. .3 Válvulas de Seguridad de 2”.1 Transformador 850 KVA (alimenta Bombas oleoducto).2.2 Transformadores SUNTEC 2000 KVA.1 Transformador 700 KVA (alimenta Bombas Oleoducto Horizontales).1 Tomamuestras. Oleoducto # 2).5 KVA (Planta portátil de luz). . . . .1 Bomba de Sumidero.7 Tableros de Control. 2. 25 .3 Variadores de Frecuencia. REDA # 2) .1 Transformador Seco Alumbrado 850 KVA (alimenta Estación y B. . 2.2.3 Bombas Horizontales Centrífugas Multietapas de Oleoducto REDA. BLOQUE DE BOMBEO OLEODUCTO .2 Bombas BOOSTER. 2.7 Generadores CATERPILLAR 635 KVA. .1 Generador LSOME 8. .1.11. .2 Surtidores de Combustibles (uno para Gasolina y otro para Diesel).1. . este campo se incorporó a la producción en febrero 02 de 1984 con un promedio diario 26 .5” de diámetro. de línea de flujo de 4.3. 2.1 Separador Vertical Atmosférico (Bota de Gas). Ver anexo # 2. . El crudo producido llega a los Manifolds.Aparte de todos éstos equipos tenemos otros que son independientes y no pertenecen directamente a ningún Bloque: . “Esquema de Distribución de Bloques. pasa a través de los separadores o del Separador vertical atmosférico (Bota de Gas) al tanque de lavado y de éste al de surgencia o estabilización. 2.3 Piscinas API. "U" inferior y "T" perteneciente a la formación Napo. constatando la presencia de hidrocarburos comercialmente explotables en los yacimientos "U" superior . Skids y Equipos de la Estación de Producción del Campo Cuyabeno”. CAMPO SANSAHUARI (2) Fue descubierto en Noviembre de 1979 por la Corporación Estatal de Petróleos del Ecuador CEPE. TRANSPORTE: La producción de petróleo es recolectada en la estación utilizando 54039 mts.2.2.2 Mecheros. . La producción es fiscalizada utilizando un Medidor SMITH y luego es enviada a los tanques de almacenamiento del oleoducto secundario CUYABENO LA "Y" ubicados en la misma plataforma de la estación de producción. 1.1.3. Yacimiento "T". BLOQUE DE TANQUE DE LAVADO . el # 1 es de 10000 BFPD y el# 2 de 5000 BFPD de operación.1. de los cuales 9 pozos se encuentran en producción.de 1010 BPPD.1 Bomba para Sumidero de los Separadores. hasta agosto de 1989 CEPE perforó 7 pozos. posteriormente en septiembre de 1989 se creó PETROPRODUCCIÓN.1. FACILIDADES DE PRODUCCION Para un mejor entendimiento detallaré las Facilidades de Producción del campo Sansahuari dividido en bloques: 2. .2 Baterías de Múltiples (Manifolds) de 4. BLOQUE DE RECEPCIÓN PRINCIPAL DE CRUDO .2.5" de diámetro cada batería es para 5 pozos (9 conectados). .1 Separador de Producción trifásico de 25000 BFPD de operación (FWKO).3. 27 . . . actualmente la producción promedio diaria es de 2495 BPPD provenientes de las formaciones Napo yacimientos "U" y "T" y Basal Tena.3. 2. 1 pozo es reinyector de agua de Formación y 2 están cerrados esperando trabajos de reacondicionamiento.2 Separadores de Producción bifásicos. .2 Bombas para Químicos de los Separadores. La producción promedio diaria a julio de 1989 fue de 1430 BPPD provenientes de la formación Napo. actualmente se tienen perforados 12 pozos.1 Tanque de Lavado de 12590 Bbls de capacidad nominal.1 Separador de Prueba de 3000 BFPD de operación. 2. 2 Contadores o Medidores de flujo del crudo SMITH. .1 Tanque de almacenamiento de Agua de 1960 Bbls para el Sistema Contra Incendios. . 28 .1 Tanque de almacenamiento de Agua de Formación con capacidad de 3000 Bbls para Reinyección de Agua. BLOQUE DE TANQUE DE SURGENCIA .1 Tomamuestras.3 Válvulas de Venteo 4”. .1. .4.2 Bombas de Recirculación de agua. 2. 2.1 Tanque vertical de almacenamiento de Diesel de 9622 galones para el motor de la bomba del Sistema Contra Incendios y Unidades de Power Oil.1 Tanque horizontal de almacenamiento de Diesel de 5006 galones para los Generadores. BLOQUE DE CONTROL DE TRANSFERENCIA DE CRUDO .1 Tanque de Surgencia o de Estabilización de 18130 Bbls de capacidad nominal.1 Tanque de almacenamiento de Espuma de 1700 galones para el Sistema Contra Incendios. BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO .1. . . . . .1.3. .3 Válvulas de Venteo 4”.1 Bomba de Sumidero.3.2 Bombas BOOSTER de Transferencia. 2.3..1 Bomba de Químicos para el Calentador y para la Reinyección de Agua. .5.3.3 Calentadores Artesanales. .2 Compresores de Aire. 2.1 Transformador de 3 KVA (alumbrado área de reinyección de agua). . BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE AGUA .7.1..3. BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS .2 Variadores de Frecuencia.1 Purificador o Secador de Aire. . 2.2 Bombas BOOSTER. 2.1 Cargador de Batería de 120 V.1 Bombas de Agua (para limpieza del área de Power Oil).2 Registradores de Presión. BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE .8. .3. . 29 . 2.1 Tablero de Control. . . BLOQUE DE BOMBEO POWER OIL . .1.2 Bombas de Químicos. . .1 Válvula de Control Automático de Presión de 2“.1.3.2 Bombas Horizontales Centrífugas Multietapas (REDA).2 Bombas Contra Incendios.1 Bomba BOOSTER.9.3.1 Válvula Reguladora de 4”(Línea de descarga del crudo ACT’S).6.2 Bombas o Unidades de Power Oil (Quíntuplex).1. . .2 Generadores 635 KVA. a través de 35540 mts de líneas de flujo de 4. .3. que luego de ser tratado se envía a los tanques de oleoducto a la estación Cuyabeno.1. 2.2 Tableros de Control (Generadores) .3.2.10. .3 Generadores (2 de 275 KVA y 1 de 365 KVA). TRANSPORTE: La producción de petróleo llega a la Estación Sansahuari.1 Transformador 45 KVA.564 metros de longitud. 2.3 Tableros de Control..1 Bomba de Sumidero para los Generadores. . a través de una línea de transferencia de 6 5 ” de diámetro. . . A parte de todos éstos equipos tenemos otros que son independientes y no pertenecen directamente a ningún Bloque: .1 Bomba de Químicos. . con 8 11.2 Mecheros. 30 . La producción es fiscalizada utilizando 2 medidores SMITH y luego transferida a los tanques de oleoducto secundario Cuyabeno la "Y”.5”. BLOQUE DE GRUPO ELECTRÓGENO .1 Bomba para el enfriamiento de reinyección de agua.1 Piscina API.1 Separador Vertical Atmosférico (Bota de Gas). en la actualidad se tienen perforados 17 pozos de los cuales 14 son pozos productores. El 26 de septiembre de 1989. CEPE realizó nuevos estudios y lo declaró al campo comercial. con la perforación del pozo VHR-01 del cual se tuvo una producción altamente comercial proveniente de las formaciones M-2 y Basal Tena yacimientos” T”. actualmente la producción promedio diaria es de 5225 BPPD provenientes de 31 . 1 pozo es reinyector de agua de Formación y 2 están cerrados por falta de equipos de superficie. es pertinente indicar que este se maneja en su totalidad son Bombeo Eléctrico Sumergible “BES” . fue creada la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos del Ecuador PETROPRODUCCION filial de PETROECUADOR. “U Superior”.4. en 1988 con la perforación del pozo Cantagallo-01 que en pruebas iniciales de producción llegó a 10600 BPPD con un crudo de densidad promedio de 32ºAPI. entonces el campo fue desarrollado a partir de febrero de 1990 llegándose a perforar hasta el año 1997 13 pozos. “U Superior”.2. perforó el pozo exploratorio Lilian-01 en el flanco sur con resultados no satisfactorios.”U Inferior”. La producción promedio hasta los primeros meses de 1994 fue de 4500 BPPD provenientes de las formaciones M-2 y Basal Tena yacimientos” T”. ”U Inferior”. CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES (VHR) El campo VHR “ex-Cantagallo” se encuentra ubicado al norte de los campos Cuyabeno y Sansahuari en la frontera con Colombia. en el año de 1976 la Compañía CEPCO CITY. El campo VHR fue descubierto en julio de 1988 por la Corporación Estatal de Petróleos del Ecuador CEPE. BLOQUE DE RECEPCIÓN PRINCIPAL DE CRUDO . .1. . Este campo es explotado bajo un convenio de Alianzas Estratégicas que se tiene entre PETROPRODUCCIÓN y la Empresa DYGOIL. tanto de la Estación de Producción como de la Planta de Generación: 2.1. 32 .1 Separador de Prueba de 5000 BFPD de operación. lo cual le ha permitido tener una tecnología más adecuada para la producción de crudo. por tal razón este campo se maneja con una inversión de capital en parte privado.1.1.3 Baterías de Múltiples (Manifolds) de 4.4.”U Inferior”. ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN La Estación de Producción de este campo ha sido dividida en bloques para una mayor comprensión de la misma manera que los dos campos anteriores.4.5" de diámetro cada batería es para 5 pozos (14 conectados).4. A continuación se detallan las Facilidades de Producción del campo Víctor Hugo Ruales (VHR). 2.1.las formaciones M-2 y Basal Tena yacimientos” T”. .1 Separador de Producción trifásico de 20000 BFPD de operación (FWKO).1. ya que cada uno cumple con su función específica.1 Separador de Producción bifásico de 10000 BFPD de operación. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN En este campo es necesario indicar que además de la Estación de Producción se tiene una Planta propia de Generación de Electricidad. 2. “U Media” y “U Superior”. 2. .1 Tanque de Surgencia o de Estabilización de 32230 Bbls de capacidad nominal.1.1. .4.3 Válvulas de Venteo 8”. BLOQUE DE CONTROL DE TRANSFERENCIA DE CRUDO . BLOQUE DE TANQUE DE LAVADO .1.1 Tanque de Lavado de 24680 Bbls de capacidad nominal.1 Bomba de combustible. . .5.4. . 33 .4 Válvulas de Venteo 8”. 2. 2.1.1Válvula Reguladora 2”.1 Tanque vertical de almacenamiento de Diesel de 8400 galones para el motor de la bomba del Sistema Contra Incendios y otros equipos.4. BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO .1.1 Bomba de Recirculación.1.1.4.3.1.1 Tanque de almacenamiento de Agua de 3000 Bbls para el Sistema Contra Incendios.2 Bombas BOOSTER de Transferencia. .1.1. BLOQUE DE TANQUE DE SURGENCIA .1 Tanque horizontal de almacenamiento de Espuma de 1000 galones para el Sistema Contra Incendios.4.6.1 Tomamuestras. 2. 2.2.2 Bombas de pistón (Tríplex). .4. BLOQUE DE BOMBEO O TRANSFERENCIA DE CRUDO .2 Contadores o Medidores de flujo del crudo SMITH. . . BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS .2 Bombas de Captación de Agua (alimenta a la Estación Central).1 Bomba de Sumidero. 2. BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE .1. . .4. BLOQUE DE CAPTACIÓN DE AGUA .1..3 Cargadores de Batería de 120 V.1. BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE AGUA . . .1 Bomba de Agua (para el llenado del SCI).4.2 Tableros de Control.4.7.2 Bombas Contra Incendios.10.1 Bomba para el combustible de los equipos. .2 Compresores de Aire.1. 2.1.1 Variador de Frecuencia. .1 Purificador o Secador de Aire.8.2 Mecheros.4. 34 .3 Bombas BOOSTER. . 2.9. .2 Bombas de Químicos. 2.1.1. Aparte de todos éstos equipos tenemos otros que son independientes y no pertenecen directamente a ningún Bloque: .1 Separador Vertical Atmosférico (Bota de Gas).1. . .3 Bombas de Control de Combustible.1 Calentador (Quemador Industrial). . .4.3 Unidades Generadoras CATERPILLAR.1..2. .1. ya que genera 4.1 Motor Eléctrico (Puente Grúa). PLANTA DE GENERACIÓN El campo VHR tiene la particularidad de poseer una Planta de Generación de Electricidad que abastece en su totalidad al campo.3 Bombas de Enfriamiento. 2.95 MW (Megavatios). .1 Bomba Especial (Descarga de Lodos).4 Bombas de Agua para los motores (1 de Reserva).2. . BLOQUE DE GRUPO ELECTRÓGENO .3 Tableros de Control.1. 3 Bombas de Pre-presión de Aceite. . 35 . 3 Tableros de Control. 3 Generadores 3 Motores de Combustión Interna.4.1 Transformador para la Distribución de la Energía a la Estación.3 Radiadores. 3 Motores Eléctricos (Extractores de Gases). 2. 1 Tanque para el Servicio Diario.4.1 Tanque de almacenamiento de Crudo (para combustible de Generadores).4.1 Bomba de Sumidero (Estación de Generación). . BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO . .3 Tableros de Control.1. .1.2. .2 Tanques de almacenamiento de Agua de Formación con capacidad de 3000 Bbls para Reinyección de Agua.2 Bombas Contra Incendios. . BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE AGUA .3.2 Generadores.1 Bomba Especial Contra Incendios.5. .2. 2.2 Tableros de Control. 2. . BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE .4.1.2 Compresores de Aire. 2. ..1 Transformador para la Distribución de Energía (Área de Reinyección). BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS .2 Tableros de Control (Generadores) .3 Variadores de Frecuencia.3 Bombas Horizontales Centrífugas Multietapas (REDA).4.4.1 Tanque de almacenamiento de Agua para el Sistema Contra Incendios.2.2. 36 . .1.2 Bombas BOOSTER. . 2.2. 1 Bomba de Aceite.1 Bomba de Lodos. . BLOQUE DE BOMBEO DE AGUA . 2. .6. . 37 .4. 2. .1 Tanque de Diesel (para combustible de Generadores).2 Tableros de Control. .2 Separadores de Aceite. . ..3 Bombas de control de combustibles.1.1 Tanque de Lodos.2 Bombas de Control de Combustible.7.1 Tanque de Aceite.1. BLOQUE DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE ACEITE . .4.4 Tableros de Control.2 Separadores de Crudo.8.1.2.1 Bomba de Aceite.1 Tablero de Control de la Bomba de Captación de Agua. .2 Bombas de agua (presurizadoras para consumo y otros usos). 2.1 Bomba Especial de Lodos (tanque goteo). . BLOQUE DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE COMBUSTIBLE . .2.1 Bomba Especial de Lodos. .2.4. 1987. Pág.2.5”. a través de 47360 mts de líneas de flujo de 4. CITAS BIBLIOGRÁFICAS (1) Ministerio de Energía y Minas. Optimización de Producción de los Campos en Explotación de la Región Amazónica. Pág. que luego de ser tratado se envía a los tanques de Oleoducto de la Estación Cuyabeno.2. por tal razón a este crudo le baja considerablemente el grado API por la mezcla que se produce. Optimización de Producción de los Campos en Explotación de la Región Amazónica.4. con 8 49080 metros de longitud. TRANSPORTE: La producción de petróleo llega a la Estación de VHR. 48 38 . a través de una línea de transferencia de 6 5 ” de diámetro.5. 1987. 2. La producción es fiscalizada utilizando 2 medidores SMITH y luego transferida a los tanques de oleoducto para ser transportado a través del Oleoducto secundario Cuyabeno la "Y”. 46 (2) Ministerio de Energía y Minas. Además hay que determinar que este crudo llega a la Estación de Cuyabeno mezclado con el crudo producido en Tipishca (Bloque 27) por la Empresa Privada City Oriente. CAPÍTULO III 3. Desgaste. por tal razón los equipos que se encuentran operando en el campo. de acuerdo al criterio del personal técnico que evalúa su desempeño diario. 39 .. los mismos que determinan el Estado y la Condición de los Equipos. por tanto existe el Departamento conocido como Main/Tracker. En el Departamento de Main/Tracker se manejan códigos. Esta condición es determinada por el personal técnico que evalúa el desempeño diario del equipo.. Esta condición es determinada por el personal técnico que evalúa el desempeño diario del equipo.Opera normalmente y se encuentra en condiciones óptimas. BUENO. etc. CONDICIONES ACTUALES DE TRABAJO DE LOS EQUIPOS Y PLAN DE MANTENIMIENTO En PETROPRODUCCIÓN se manejan con la escuela que dejó la empresa Texaco en cuanto al mantenimiento de los equipos. Obsoleto en su tecnología. es decir.Opera normalmente y se encuentra en buenas condiciones. son los equipos que están funcionando normalmente en su locación respectiva. que se puede traducir como “Oficina central de rastreo del funcionamiento de los Equipos”. MUY BUENO.Opera normalmente pero se encuentra en condición regular por alguno de los siguientes motivos: Tiempo de uso excesivo. es nuevo y/o es de última tecnología.. Tiempo de vida útil cumplido. Estos equipos están potencialmente identificados para ser reemplazados. es decir que tiene un tiempo estimado de vida útil amplio por cumplirse. que se encuentran físicamente ubicados en localizaciones donde regularmente prestan sus servicios y están operando en alguna de las siguientes condiciones: REGULAR. que se encuentran físicamente ubicados en el lugar donde regularmente prestan sus servicios y además no están operando por alguna de las siguientes causas: DAÑADO. es decir funcionales. Mientras que los equipos que constan como NO operando. tenemos las condiciones actuales de los equipos: 40 . inservible. tanto en el sistema Main/Tracker como físicamente. son los que no están funcionando y que se encuentran situados en su localización respectiva es decir. DADO DE BAJA. Estos equipos deben encontrarse en los centros de acopio de material chatarra.No opera por algún problema que afecta a su mecanismo y en consecuencia a su funcionamiento. inmediatamente luego de que se suscita el hecho que provoca la para del mismo... A continuación en la Tabla 3-1..No opera por encontrarse a la espera de ser requerido en cuanto ocurra una emergencia o situación imprevista. En esta condición se encasillan a los equipos que se encuentran instalados en el lugar donde prestarán sus servicios y como condición fundamental.RESERVADO E INSTALADO. En esta condición se deben registrar en el sistema de Main/Tracker a los equipos. deben estar en óptimas condiciones. es decir que se encuentra a la espera de un mantenimiento. razón por la cual es dado de baja de acuerdo a procedimientos preestablecidos por la empresa. irreparable o de alto costo en su reparación. que por lo general es en la Estación Central de Lago Agrio.No opera por haber sido considerado obsoleto. 41 MUY BUENO NINGUNO BUENO MANTENIMIENTO . BUENO MANTENIMIENTO ANUAL · 1 Caja Registradora de Presión.5" de diámetro cada batería es para 5 pozos (21 conectados).1 Separador de Producción trifásico de 35000 Bbls de operación por día (FREE WATER).2 Separador de Producción bifásicos cada uno de 10000 Bbls de operación por día. BLOQUE DE RECEPCIÓN PRINCIPAL DE CRUDO Y DESHIDRATACIÓN GRUPO 1 .TABLA 3-1 CONDICIONES ACTUALES DE TRABAJO DE LOS EQUIPOS DE LA ESTACIÓN CUYABENO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO MUY BUENO NINGUNO BUENO MANTENIMIENTO . BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL · BUENO MANTENIMIENTO MUY BUENO NINGUNO 4 Válvulas de Control cada uno (total 8) . BUENO MANTENIMIENTO .1 Separador de Prueba de 5000 Bbls de operación por día.5 Baterías de Múltiples (Manifolds) de 4. .2 Bombas para Químicos de los Separadores. BUENO CALIBRACIÓN · 5 Válvulas de Control. · 6 Válvulas de Control .2 Bombas para Sumidero de los Separadores. 1 Bomba de Recirculación Tanque-Tanque. BUENO MANTENIMIENTO . BLOQUE DE TANQUE DE SURGENCIA REGUALAR NINGUNO .1 Bomba de Sumidero.1 Tanque de Lavado de 18130 Bbls de capacidad nominal. 42 .4 Válvulas de Venteo 8”. BUENO MANTENIMIENTO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO # 1 DAÑADO ESPERA REPARACIÓN # 2 BUENO LIMPIEZA TECHO FLOTANTE . GRUPO 3 BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO .2 Tanques de Almacenamiento o de Oleoducto cada uno de 40790 Bbls de capacidad nominal.1 Bomba de Recirculación. REGULAR MANTENIMIENTO PREVENTIVO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO G RU P O 2 BLOQUE DE TANQUE DE LAVADO . BUENO MANTENIMIENTO .3 Válvulas de Venteo 8”.1 Tanque de Surgencia o de Estabilización de 24680 Bbls de capacidad nominal.1 Transformador Seco (3 KVA). BUENO MANTENIMIENTO . BUENO MANTENIMIENTO . BUENO MANTENIMIENTO . BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL -1 Calentador Artesanal.2 Bombas de Químicos para el Calentador y para la Reinyección de Agua.CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO REGULAR NINGUNO .1 Válvula Reguladora 2”. REGULAR CAMBIO DE SERPENTÍN . 1 Tanque de almacenamiento de Agua 530 m3 (3333.1 Válvula de control.1 Tanque de almacenamiento de Gasolina (Área de Despacho de Combustibles). área de Combustibles. DEL LABORATORIO Y DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS BLOQUE DE BOMBEO Y TRANSFERENCIA DE CRUDO (PRODUCCIÓN DEL CAMPO CUYABENO) BLOQUE DE BOMBEO POWER OIL . BUENO MANTENIMIENTO . .59 Bbls) Sistema Contra Incendios.5 Tanques de almacenamiento de Diesel (área de Reinyección de Agua de Formación.CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO . . del Sistema Contra Incendios y Unidades de Power Oil). 43 . BUENO MANTENIMIENTO PREVENTIVO .1 Contador o Medidor de flujo del crudo SMITH.10 Tanques de almacenamiento de Químicos.2 Bombas BOOSTER.1 Tanque de almacenamiento de Espuma XL3 de 2300 galones BUENO NINGUNO BUENO NINGUNO BUENO MANTENIMIENTO . . S.I. BUENO MANTENIMIENTO BUENO NINGUNO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO . BUENO MANTENIMIENTO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO BUENO MANTENIMIENTO GRUPO 4 TANQUES DE COMBUSTIBLES.2 Tanques de almacenamiento de JP1 (Área de Despacho de Combustibles y Laboratorio).C.2 Bombas de Transferencia. BUENO CALIBRACIÓN . BUENO - 2 Válvulas de Control Automático 2“. MANTENIMIENTO BUENO CALIBRACIÓN - 4 Bombas o Unidades de Power Oil de Pistón (Quíntuplex). REGULAR MANTENIMIENTO PREVENTIVO · 4 Motores de Combustión Interna CATERPILLAR. REGULAR MANTENIMIENTO · 4 Reductores/Incrementadores. REGULAR MANTENIMIENTO · 4 Válvulas de Control Automático 2“(Unidades Power Oil). BUENO MANTENIMIENTO · 4 Tableros de Control (Auxiliares). BUENO MANTENIMIENTO - 1 Cuarto de Control Automático. BUENO MANTENIMIENTO · BUENO CALIBRACIÓN - 3 Bombas de Químicos. BUENO MANTENIMIENTO - 2 Bombas de Agua (para el sistema de enfriamiento). BUENO MANTENIMIENTO - 1 Torre de Enfriamiento. BUENO MANTENIMIENTO - 2 Válvulas de Control (Para las Líneas de Flujo de Alta Presión). BUENO MANTENIMIENTO PREVENTIVO - 1 Válvula de Control Automático 8” (Línea de succión de B. BOOSTER). BUENO MANTENIMIENTO - 1 Válvula de Control Automático 6” (Línea de succión General Power Oil). BUENO MANTENIMIENTO - 1 Válvula de Control Automático 4” (Línea Parada de Emergencia). BUENO MANTENIMIENTO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO - 1 Purificador o Secador de Aire. MUY BUENO MANTENIMIENTO - 3 Bombas de Captación de Agua. BUENO MANTENIMIENTO - 1 Tablero de Control. BUENO MANTENIMIENTO - 1 Transformador. BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL - 8 Registradores de Presión. 4 Tableros de Control para las conexiones de PLC. BLOQUE DE COMPRESIÓN DE AIRE 44 CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO - 2 Bombas Contra Incendios. # 1 DAÑADO ESPERANDO REPARACIÓN RECIEN REPARADO - 1 Tableros de Control. # 2 (a Diesel) REGULAR REGULAR BLOQUE DE SISTEMA CONTRA INCENDIOS MANTENIMIENTO SEMESTRAL - 3 Cargadores de Batería de 120 V. BUENO MANTENIMIENTO - 2 Bombas Contra Incendios (Móviles). BUENO MANTENIMIENTO PREVENTIVO MUY BUENO MANTENIMIENTO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO BUENO NINGUNO - 1 Variador de Frecuencia. BLOQUE DE BOMBEO DE REINYECCIÓN DE AGUA - 3 Bombas BOOSTER. - 1 Transformador 5 KVA (Regulación Bombas BOOSTER). BUENO MANTENIMIENTO - 3 Bombas Horizontales Centrífugas Multietapas (REDA). MUY BUENO MANTENIMIENTO PREVENTIVO BUENO NINGUNO - 3 Variadores de Frecuencia. MUY BUENO MANTENIMIENTO - 1 Transformador de 5 KVA (alumbrado sector Bombas REDA). MUY BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL - 2 Transformadores SUNTEC 2000 KVA. MUY BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL - 2 Generadores CATERPILLAR 635 KVA MUY BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL BUENO NINGUNO MUY BUENO MANTENIMIENTO - 1 Transformador de 600 KVA (alimenta B. REDA # 2) - 1 Generador CATERPILLAR 275 KW de propiedad de ROTH (alimenta REDA # 2). - 3 Tableros de Control (Generadores) 45 CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO MUY BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL - 1 Generador LSOME 8,5 KVA (Planta portátil de luz). BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL - 1 Transformador Seco Alumbrado 850 KVA (alimenta Estación y B. Oleoducto # 2). BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO - 1 Motor Eléctrico 1/3 HP REGULAR MANTENIMIENTO PREVENTIVO - 2 Surtidores de Combustibles (uno para Gasolina y otro para Diesel). REGULAR MANTENIMIENTO PREVENTIVO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO - 1 Motor Eléctrico 20 HP BUENO MANTENIMIENTO - 1 Bomba centrífuga BUENO MANTENIMIENTO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO - 2 Bombas BOOSTER. BUENO NINGUNO - 2 Medidores de crudo SMITH “ACT”. BUENO CALIBRACIÓN - 1 Tomamuestras. BUENO MANTENIMIENTO BLOQUE DE GRUPO ELECTRÓGENO - 7 Generadores CATERPILLAR 635 KVA (incluidos los dos del Bloque de Reinyección Agua). - 7 Tableros de Control. BLOQUE DE DESPACHO DE COMBUSTIBLES BLOQUE DE RECUPERACIÓN DE CRUDO BLOQUE DE BOMBEO OLEODUCTO 46 - 3 Bombas Horizontales Centrífugas Multietapas de Oleoducto REDA. MUY BUENO NINGUNO - 3 Variadores de Frecuencia. MUY BUENO MANTENIMIENTO BUENO MANTENIMIENTO - 1 Transformador 700 KVA (alimenta Bombas Oleoducto Horizontales). MUY BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL - 1 Transformador 850 KVA (alimenta Bombas oleoducto). MUY BUENO MANTENIMIENTO SEMESTRAL BUENO MANTENIMIENTO PREVENTIVO CONDICIÓN ACTUAL TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO BUENO MANTENIMIENTO REGULAR MANTENIMIENTO BUENO MANTENIMIENTO - 3 Válvulas de Seguridad de 2”. - 1 Bomba de Sumidero. EQUIPOS INDEPENDIENTES - 2 Mecheros para quemar el Gas producido en el Campo. - 3 Piscinas API. - 1 Separador Vertical Atmosférico (Bota de Gas). Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 47 3.1. PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LOS EQUIPOS DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO CUYABENO El Área de Mantenimiento se divide en tres Departamentos:  Mantenimiento del Departamento de Equipos Pesados  Mantenimiento del Departamento Eléctrico  Mantenimiento del Departamento PMD (Mantenimiento de Equipos de Producción) Los tres Departamentos conforman el Grupo de Administración denominado MAIN TRACKER a nivel del Distrito Amazónico (PETROPRODUCCIÓN), de tal manera que en conjunto coordinan sus funciones y así realizan el programa de Mantenimiento de sus respectivos equipos. Entonces estos tres departamentos, conforman el gran Departamento de Mantenimiento que es el responsable de que todos los equipos funcionen, para este Departamento no existe horario ya que está disponible las 24 horas del día y los 365 días del año. Las actividades que realizan son las siguientes: realiza el mantenimiento preventivo y correctivo de todos los equipos instalados en la empresa; mantiene una estandarización de los equipos en lo posible; suministra y mantiene las comunicaciones en óptimas condiciones sin las mismas sería imposible llevar adelante las operaciones; realiza el seguimiento de los stocks de las bodegas para evitar el desabastecimiento y la parada del equipo con la consiguiente pérdida de producción; mantiene y controla los diferentes talleres de mantenimiento instalados en todo el distrito. 48 Departamento de Equipos Pesados.- Este Departamento maneja como su propio nombre lo indica los equipos más pesados de la Estación tales como: Bombas REDA, Bombas de Pistón (Tríplex-Quíntuplex) todos los motores de Combustión Interna y las Unidades de Power Oil. Departamento Eléctrico.- Este Departamento maneja todos los equipos eléctricos de la Estación tales como: Variadores de Frecuencia, Generadores, Motores eléctricos, Transformadores y Cargadores de Batería. Departamento PMD (Mantenimiento de Equipos de Producción).- Este Departamento maneja la mayor cantidad de los equipos, con esto no se quiere decir que tiene mayor importancia que los otros dos departamentos, ya que como se mencionó los tres tienen sus funciones delegadas y trabajan en conjunto. El Departamento de PMD denominado así por sus siglas en inglés, que quiere decir Mantenimiento de Equipos de Producción, tiene un espacio acreditado a la Instrumentación de tal modo que dentro de este departamento funcionan dos, que son PMD e Instrumentación. En el departamento se manejan los siguientes equipos: Bombas pequeñas (centrífugas y de inyección de químicos), Separadores, Válvulas, Válvulas de Control Automático, medidores de Crudo, Registradores de Presión, Contadores ACT, Calentador de Agua, todos los instrumentos de Control Automático. 49 3.2. PROGRAMA DE MANTENIMIENTO Para definir el plan de mantenimiento se hace el ingreso de horas de trabajo de los equipos; por esta razón cada equipo tiene su mantenimiento específico, porque nunca se puede dejar de operar en la Estación, entonces el mantenimiento es programado de tal manera que no afecta a las operaciones en el campo. Los mantenimientos son de dos clases: PREVENTIVO y CORRECTIVO, entonces como consecuencia se tienen 3 planes de mantenimiento:  Trimestrales.- En este tipo de programa se hacen chequeos en el sitio, por ejemplo generalmente observando que las válvulas estén trabajando normalmente.  Semestrales.- Una vez superado sin problemas el programa trimestral se pasa a un chequeo dentro de 6 meses que es más profundo porque es más minucioso.  Anuales.- En este programa de mantenimiento se saca el equipo, se lo traslada al taller respectivo para una revisión completa; esto se hace a todos los equipos sin excepción. 3.2.1. MANTENIMIENTO DE LOS GENERADORES A continuación veremos como ejemplo el programa que maneja el Departamento de Equipos Pesados para el mantenimiento de los Generadores. 50 2.2.2.1.3.1.1. MOTORES DE GENERADORES CATERPILLAR 3412 (NUEVOS) Se lo hace cada 2000 horas de trabajo. de los Tableros de Control lo hace el Departamento PMD. 3.S) A DIESEL Se lo hace cada 350 horas de trabajo y consiste en un cambio de aceite lubricante regularmente (Aceite 40).2. de igual manera consiste en un cambio de aceite lubricante.2. por tal razón se puede ver que los tres departamentos coordinan los programas de trabajo.E. El mantenimiento de los Generadores lo hace el Departamento Eléctrico. MANTENIMIENTO DE LAS UNIDADES POWER OIL A continuación también veremos el programa que maneja el Departamento de Equipos Pesados para el mantenimiento de las Unidades Power Oil. 51 . 3.2. según la placa del equipo.2. 3.1. indudablemente a éstos mantenimientos se los hace al mismo tiempo que se realiza el mantenimiento de Equipos Pesados. MOTORES DE GENERADORES CATERPILLAR (DE POZOS B. BOMBAS POWER OIL Se lo hace cada 2400 horas de trabajo. a éstos motores se les está aplicando habitualmente un aceite sintético (Orgánico). Hay que tomar en cuenta de que estos motores ya son antiguos por eso se lo hace en este periodo de tiempo. se lo aplica a las 1000 horas de trabajo.2. combustible y de aire. o Para las Unidades de Power Oil. se los realiza de manera oportuna. 52 .2. o Para los motores CATERPILLAR 3412 (nuevos).3.2. 3. Estos cambios completos no se los realiza de manera constante. pero este cambio completo se lo aplica a las 750 horas de trabajo. normalmente el mantenimiento se lo hace cada 2000 horas de trabajo. Estas son Bombas Quíntuplex REDUCTORES E INCREMENTADORES Se lo hace cada 4320 horas de trabajo.- CUYABENO (INGERSOLL RAND) - SANSAHUARI (NATIONAL) 3.2. según la placa del equipo. También hay que resaltar que para el mantenimiento de motores dependemos del motor o modelo que vamos a operar y del tipo de aceite que se le aplique al mismo. CAMBIOS COMPLETOS También se tienen cambios completos que consisten en: cambios de filtros de: aceite. 53 . PRODUCCIÓN EN EL CAMPO CUYABENO El Departamento de Producción es el responsable de la producción de petróleo.Realizar la operación y optimización de los diferentes tipos de levantamiento artificial como pueden ser Gas Lift.Recorrer diariamente las locaciones de cada pozo para comprobar el funcionamiento de los equipos de levantamiento artificial o reportar cualquier anomalía encontrada. previo al envío a la Estación de Comercialización. es decir la contabilidad diaria de lo producido y lo bombeado a la Estación de recolección o de Producción general. . Levantamiento Eléctrico. estos dos últimos son los que se aplican en el campo Cuyabeno. . . . .CAPÍTULO IV 4.Realizar las instalaciones de superficie para cada pozo nuevo incorporado a la producción.Controlar la inyección del Agua de Formación producida. Power Oil.Realizar los reportes de Producción.Comprobar la calidad del petróleo enviado a la Estación de Recolección. Las actividades que realiza este Departamento son las siguientes: . .Correr las pruebas de Producción de cada pozo para controlar su comportamiento. ingeniería de Petróleos tomará los correctivos necesarios. De producirse bajas de producción. tiene el control de la producción durante las 24 horas y los 365 días del año. El líquido presente como pequeñas gotas es la fase dispersa o interna.Antes de empezar a detallar o a resumir las operaciones de este Bloque.1. por lo tanto. los procesos de deshidratación. En la Fig. desde 0.0022 ppm para el tetradecano hasta 1760 ppm del benceno en el agua. considerándose como macroemulsión cuando el rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsión o micela cuando el tamaño de gotas varía de 0. EMULSIONES DE AGUA EN PETROLEO CRUDO (1) El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles. 4-1 tenemos una Microfotografía de una emulsión agua en aceite. como se muestra en la figura 4-1. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos y el agua. primero debemos dar a conocer los fundamentos básicos para poder entender en qué consiste la deshidratación del crudo. 54 . Las emulsiones algunas veces son clasificadas de acuerdo al tamaño de las gotas dispersas. dialkenos y aromáticos) incrementan la solubilidad en el agua. estos dos líquidos coexisten como dos distintos. etc. Una emulsión es una suspensión cuasi-estable de finas gotas de un líquido dispersas en otro líquido. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas pero varían dramáticamente. qué es una emulsión. mientras que el líquido que lo rodea es la fase continua o externa. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alkenos. El agua está lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y la solubilidad del agua decrece con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos.5 a 50 micras. 4. Las emulsiones son causadas por turbulencia o agitación ya que el golpeteo dispersa una de las fases en muchas gotas pequeñas. Luego. como las partículas coalescen. La tensión superficial representa energía potencial disponible para producir un área interfacial más pequeña. sin embargo. el área total interfacial disminuye.FIGURA 4-1 Microfotografía de una emulsión de agua en aceite Fuente: (PETEX. 1990) Elaborado por: José Félix Urresta B. Existen tres requisitos para formar una emulsión: • Dos líquidos inmiscibles. Una tensión interfacial baja. la tendencia natural es que la coalescencia ocurra. Muchas gotas dispersas en una fase continua tienen una gran área colectiva interfacial. La tensión interfacial o superficial tiende a la coalescencia de las gotas. disminuye la coalescencia de las gotas 55 . • Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas. • Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas. Los surfactantes estabilizan las emulsiones por migración a la interfase aceite-agua y forman una película interfacial alrededor de las gotas. la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua y sedimento (A&S) y la fase continua es aceite crudo. una parte de su molécula es hidrofílica o soluble en agua y la otra es lipofílica o soluble en aceite. es decir. Dos líquidos puros inmiscibles no pueden formar una emulsión estable. Esta clasificación simple no siempre es adecuada. En los campos petroleros las emulsiones agua-en aceite (w/o) son llamadas emulsiones regulares. sin la presencia de fuerzas estabilizadoras de la emulsión. Las moléculas del surfactante son amfipáticas. Emulsiones del tipo o/w/o se refieren a emulsiones consistentes en gotas de aceite dentro de gotas de agua que están dispersas en fase continua de aceite.de la emulsión. En las emulsiones regulares. El típico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante. ya que emulsiones múltiples o complejas (o/w/o ó w/o/w) pueden también ocurrir. la energía total de superficie y la energía libre de Gibbs del sistema. Las moléculas de surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofílica en la fase acuosa y en la no polar hidrofóbica en la fase aceite. El presente trabajo se centra en emulsiones agua-en aceite. mientras que las emulsiones aceite en el agua (o/w) son llamadas emulsiones inversas. El A&S es principalmente 56 . Una tercera sustancia o agente emulsificante debe estar presente para estabilizar la emulsión. porque éstas son las más comunes en el manejo de crudo. Las emulsiones w/o/w tienen gotas de agua dispersas en gotas de aceite que a su vez están dispersas en fase continua de agua. pequeñas gotas se unirán nuevamente y decrecerá el área interfacial. lodos. compuestos de corrosión (por ejemplo sulfuro de fierro. Las emulsiones regulares producidas pueden ser clasificadas como duras y suaves. fenoles. esquistos. ácidos nafténicos. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de romper. por lo que A&S también es llamado agua y sedimento básico (A&SB). fluidos para estimulación. cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular. carbonatos. ellas a menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. biocidas. 57 . sin embargo. productos de corrosión y sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes. surfactantes y agentes humectantes. asfaltenos precipitados. Sólidos finamente divididos. principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. ácidos carboxílicos. Químicos añadidos tales como inhibidores de corrosión. Por otro lado. arcilla. Los fluidos para estimulación de pozos son notablemente efectivos para formar emulsiones muy estables. tales como arena. lodos de perforación. incrustaciones minerales. Los agentes emulsificadores son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente manera: Compuestos naturales de superficie activa tales como asfaltenos y resinas conteniendo ácidos orgánicos y bases. compuestos de sulfuro. cuando un gran número de gotas de agua de gran diámetro están presentes. una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. limpiadores. sólidos tales como arena. parafinas.agua salina. óxidos). finos de formación. En otras palabras. El agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre. Las emulsiones pueden ser rotas por tres mecanismos que son: sedimentación. La inyección de vapor y la inyección de agua a yacimientos. temperatura. salinidad de la salmuera. La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro. La cantidad de agua remanente emulsificada varía de <1 a >60 % volumen. son factores que promueven la formación de emulsiones. El rompimiento de la emulsión depende de los siguientes parámetros: película interfacial. la palabra “agua” significa agua producida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio y otras sales.1. Estabilidad y rompimiento de la emulsión Las emulsiones poseen energía interfacial.1. 58 . relación de volumen de fases. tipo de aceite y diferencia de densidades. viscosidad de la fase continua. tamaño de la gota. 4. En los crudos ligeros (>20 °API) las emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua. el agrupamiento de dos o más gotas es llamado agregación y por último la coalescencia que ocurre cuando las gotas originales pierden sus identidades y se funden en gotas más grandes reduciendo el área de interfase total. mientras que en los crudos pesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua. En resumen los problemas de emulsiones en los campos petroleros llegan a ser más severos que los métodos para incrementar la recuperación de aceite. por esto. En este trabajo. agregación y coalescencia. edad. La sedimentación se refiere a la caída de las gotas de agua en el aceite crudo. son termodinámicamente inestables. pH. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsión por las siguientes causas: 1.2. por lo que es recomendable eliminar el golpeteo (turbulencia) y remover el agua del aceite lo más alejado posible de las instalaciones de producción. Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador de fondo y correspondientemente menos turbulencia. Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas.1. En algunos casos la inconveniencia de un estrangulador de fondo es compensado por el ahorro en el consumo de producto demulsificante. 59 . Lo que no se discute es que las emulsiones se forman en el mecanismo de producción del pozo y en las instalaciones superficiales. 2.4. conforme decrece la presión. debido al golpeteo (turbulencia) y a la presencia del agua. 3. una agitación considerable es generalmente causada por el gas saliendo de solución. Esta turbulencia formadora de emulsión puede ser reducida pero no eliminada instalando un estrangulador de fondo. por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el rompimiento de las emulsiones inevitablemente formadas. Hay menos presión diferencial a través de un estrangulador de fondo. En pozos fluyentes. Este gas también causa turbulencia cuando fluye a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción. Prevención de la emulsión Existen opiniones divididas referente a si las emulsiones están presentes o no desde la formación. La temperatura del fondo del pozo son considerablemente más altas que las temperaturas en superficie. Tratamiento eléctrico 4. Tratamiento químico 2. Fuerte atracción hacia la interfase aceite-agua. Coalescencia: permiten que pequeñas gotas se unan a gotas más grandes que tengan suficiente peso para asentarse. sales. los compuestos químicos demulsificantes son agentes activos de superficie.4. ellos deben desplazar y/o neutralizar a los emulsificadores presentes en la película de la interfase. 2. Tiempo de retención 3.2. 60 .2. sedimentos y otras impurezas del petróleo crudo. pero cierto. Los demulsificantes tienen tres acciones principales: 1. Calentamiento 4. Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de los siguientes métodos típicos de deshidratación de crudo: 1. 3. permitiendo el contacto de las mismas. DESHIDRATACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO La deshidratación de crudo o tratamiento de aceite consiste en la remoción de agua. Para esto se requiere que la película que rodea y estabiliza las gotas sea rota. Tratamiento Químico Extraño. arenas. Floculación: neutralizan las cargas eléctricas repulsivas entre las gotas dispersas.1. similares a los emulsificadores. Los demulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relación determinada por pruebas de botella y/o pruebas de campo. incrementa el aceite contenido en la salmuera separada. aunque generalmente se dosifican en un rango de 10 a 60 ppm. Los rangos de dosificación pueden variar de 2 a 200 ppm. rompen las emulsiones w/o. puede estabilizar aún más la emulsión regular (agua/aceite) y puede producir emulsiones inversas (agua/aceite). Comúnmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto peso molecular mezcladas con aluminio. La dosificación en forma de bache no es muy recomendable. en otras palabras. dos generalidades son válidas. Sin embargo. es que ellos “neutralizan” a los agentes emulsificadores. usados como emulsificadores. al tender en forma natural a formar emulsiones w/o. hierro o cloruro de zinc. Estas teorías fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos de compuestos químicos. 61 . los demulsificantes para emulsiones inversas w/o son muy solubles en agua. El exceso de dosificación de demulsificante incrementa los costos de tratamiento. Por el contrario. Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros. Primero. Segundo. que son comparables a los surfactantes naturales. Los demulsificantes son insolubles en agua y muy solubles en aceite para que puedan difundirse rápidamente a través de la fase de aceite y alcancen las gotas de agua. Una teoría tradicional acerca de cómo trabajan los demulsificantes. los demulsificantes efectivos tienen alto peso molecular. los demulsificantes tienden a producir emulsiones inversas (w/o).Las teorías de cómo actúan los demulsificantes están incompletas. Otra explicación es que los demulsificantes hacen que la película que rodea a la gota de agua se vuelva muy rígida o se contraiga para finalmente romperse. como calentamiento o electricidad. “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL). asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba.2. Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente abajo. tanques de lavado. El tratamiento químico en general ofrece las siguientes ventajas: 1. La formación de las emulsiones puede ser completamente prevenida dosificando los demulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento. Las desventajas del tratamiento químico son: 1. para reducir los costos del tratamiento químico.2. La emulsión puede ser rota en frío. La inyección de demulsificante antes de una bomba. reduciendo los costos de calentamiento de la emulsión y la pérdida de gravedad asociada con el calentamiento. Tratamiento Gravitacional El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques. generalmente es necesario el uso de energía adicional. 62 . 4. No siempre es económico romper las emulsiones sólo con el tratamiento químico. 2. sedimentadores.Los demulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el fondo o en la cabeza del pozo). 2. Una sobredosificación puede producir nuevas emulsiones que son a menudo más difíciles de romper que las emulsiones originales. ser adicionados a la alimentación del recipiente. la alimentación de crudo se realiza por la parte inferior por medio de distribuidores de tal manera que el agua que viene con el aceite entre en contacto con el agua del recipiente para que la coalescencia del agua se lleve a cabo. Otro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmente llamados “Gun Barrels”. se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agua libre. pero solamente requiere 150 BTU para calentar 1 barril de crudo 1 °F. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación. El calentamiento de agua. El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de incrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para prevenir la incrustación. la cual es agua producida en la corriente. El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Los compuestos químicos rompedores de emulsión pueden. 63 . Los EAL están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditamentos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal. Un calentador requiere de 350 BTU para calentar un barril de agua 1 °F. pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 10-20 minutos. está la salida de aceite limpio cumpliendo con especificaciones de sal y de contenido de agua.Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua libre. Los eliminadores de agua libre (EAL). cabe hacer mención que para una mayor eficiencia de separación agua-aceite se usan demulsificantes químicos. estos recipientes usualmente operan con media parte de agua y la otra parte lo cubre el aceite. y por la parte superior. 4. FIGURA 4-2: Calentador-tratador Directo tipo Vertical Fuente: (Howell Training Co. 1979) Elaborado por: José Félix Urresta B. 64 . Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. El esquema típico de calentadores-tratadores directos tipo vertical y horizontal se muestran en las figuras 4-2 y 4-3 respectivamente.3. Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. En los calentadores-tratadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con el calentador. Tratamiento Térmico Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor.2. El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de entrada usando un intercambiador de calor. 4. Coalescencia mecánica puede ser usada en ésta sección. En estos casos la instalación previa de un EAL es una solución ideal. Desgasificado de la emulsión de entrada. 3. Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes cantidades de agua libre y esta limitante llega a ser más aguda en yacimientos viejos con gran producción de agua congénita. 2. Remoción de arenas.FIGURA 4-3: Calentador-tratador Directo tipo Horizontal Fuente: (API Spec 12L. 65 . Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua. sedimentos y agua libre previo al calentamiento. 1987) Elaborado por: José Félix Urresta B. Lavado con agua y calentamiento de la emulsión. El diseño normal de un tratador-calentador tipo vertical cumple las siguientes funciones: 1. que operando a 30 psi por arriba de la presión de operación del calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior del recipiente. Interferir los controles de nivel. como se muestra en la figura 4. productos de corrosión se depositarán en la parte inferior de estos equipos. 66 . medidores y bombas. Después la alimentación es calentada y sufre una última desgasificación. Para prevenir la depositación de estos sedimentos se pueden instalar “hidrojets”. Posteriormente a través de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento transfiere calor a la corriente de alimentación. válvulas. Si estos sedimentos no son removidos puede causar los siguientes problemas: 1. La alimentación es parcialmente desgasificada. luego direccionada hacia la parte de abajo para la precipitación del agua libre y la arena. Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión. 2. Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de calentamiento 3. escama. En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido. Las partículas sólidas.Las mismas funciones básicas son previstas en un calentador directo tipo horizontal. tales como arena. Posteriormente a través de un distribuidor pasa a un baño de agua para finalmente pasar a la sección de coalescencia. ánodos. Acumularse y ocupar un volumen importante en el recipiente y eventualmente bloquear la corriente de alimentación. 2. 4. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. 67 . En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes ventajas: 1. Incrementa los riesgos en las instalaciones. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. Incrementa los costos de combustible. Requieren mayor instrumentación y control. 5. 3. 3. tales como el gas caliente de salida de las turbinas. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2. 4. Causa depósitos de coque. Esta pérdida de ligeros en el crudo provoca una disminución de volumen del crudo calentado (encogimiento) y una disminución en su gravedad API. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia. 6. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas: 1. 5.En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor. Promueve una mejor distribución del demulsificante. 2. Debilita la película de emulsificante que rodea a las gotas de agua. esto se logra manteniendo la temperatura del crudo por arriba de su punto de nube (opacidad). 4. Elaborado por: José Félix Urresta B. Tratamiento Eléctrico (2) La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta. La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite. Estas fuerzas de atracción electrostática pueden ser mucho más grandes que la fuerza de gravedad presente.5 cp se asienta a una velocidad de 0. las gotas de agua adquieren una carga eléctrica neta. tal como se expone en la Ley de Stokes.07 ft/hora. La relación de fuerza electrostática con la fuerza de gravedad es de 68 .4. La molécula de agua es polar (Fig. por dos mecanismos que actúan simultáneamente: 1. un campo eléctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite. Por lo tanto.2. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API a 100 °F y una viscosidad de 6. 4-4) aquí se muestran los efectos de los campos electrostáticos en gotas de agua: FIGURA 4-4: Molécula Polar de Agua Fuente: NATCO GROUP. 2. al pasar por el campo electrostático se alinean con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo). Sometidas a un campo electrostático. por tanto empezaremos con el Bloque de Recepción de Crudo y Deshidratación.5”.aproximadamente de 1000 para gotas de agua de 4 micras de diámetro en crudo de 20° API expuesto a un gradiente eléctrico típico de 5 Kv/in. según lo programado en el departamento de Producción. 4. por tal razón desde aquí podemos enviar el fluido hacia los distintos separadores (1 de Prueba y 3 de Producción). Por otro lado tenemos los Separadores. GRUPO 1 En este Bloque empieza el proceso en la Estación de Producción. es decir que se tiene una cabida para 25 pozos. ya que la producción obtenida en los pozos llega hasta la misma a través de las distintas líneas de flujo que van desde los pozos hasta los Manifolds que son los direccionadores de flujos.3. el mismo que de manera general se relaciona con 4 grupos de igual forma con el objeto de favorecer la comprensión de los lectores del presente trabajo de Tesis. capacidad para 5 pozos y en el Campo de Cuyabeno tenemos 5 baterías de Manifolds. también se puede enviar hacia la Bota de Gas. Como se dijo anteriormente los Manifolds son direccionadores de flujo. que se las ha dividido por Bloques para un mayor entendimiento. cada batería de Manifolds tiene un diámetro de 4. son cuatro en total: 69 . se emprenderá con el detalle de las Facilidades de Producción que posee la Estación de Producción del Campo Cuyabeno. BLOQUE DE RECEPCIÓN DE CRUDO Y DESHIDRATACIÓN Una vez ya proporcionados y dados a conocer los fundamentos concernientes a las emulsiones. Más adelante se explicará acerca del Tratador-Calentador Electrostático. dichos químicos son en su totalidad de propiedad del GRUPO QUIMIPAC ENERGY GROUP y son los siguientes: A. - INGREDIENTE: se trata del Xileno con un contenido del 40 al 45%. con alto contenido de impurezas y de este modo se facilitará la separación de los fluidos con todas éstas impurezas. se lo hace porque el crudo que llega de los pozos a los Manifolds es un crudo totalmente hidratado. Actúan iniciando y acelerando la inestabilización de la emulsión a deshacer. Están exentos de componentes susceptibles de desarrollar acciones secundarias perjudiciales durante los procesos de refinación. provee las siguientes características cuando se lo usa en dosis adecuadas: completa la gota de agua. trata los tanques con petróleo “malo” o dañado. es un químico de acción rápida. es muy efectivo en romper emulsiones de formación. 70 . 1 Separador de Prueba Bifásico  2 Separadores de Producción Bifásicos  1 Separador de Producción Free Water Knockout (FWKO) Trifásico La inyección de químicos a los Separadores. También aceleran considerablemente y completa las siguientes fases de la separación de la emulsión. DEMULSIFICANTE (DEMULBREAK 97) Se usa para favorecer a la Deshidratación de Petróleo Crudo. dotados de propiedades tensoactivas. es decir la coalescencia y finalmente la separación de fases. dependiendo de la severidad de la emulsión. Estos contienen compuestos orgánicos de naturaleza generalmente no iónica. Las proporciones típicas del uso de los demulsificantes varían de 100 a 250 ppm (partes por millón). Estos son muy efectivos para muchos tipos de petróleo crudo. - ESTABILIDAD Y REACTIVIDAD: normalmente Estable. llamas y otras fuentes de Ignición.845 – 0. - PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS: Apariencia = Líquido Color = Amarillo o Ámbar Olor/Sabor = Aromático Solubilidad en Agua = No Gravedad Específica (Agua=1) = 0. irrita el Sistema Respiratorio. las Condiciones a evitar son: el calor. - ESTABILIDAD Y REACTIVIDAD: normalmente Estable. causa quemaduras. - INGREDIENTES: se trata de un compuesto cuyos ingredientes son el Tolueno con un contenido del 35 al 40% y la Nafta en 40 al 50%. - RIESGOS: inflamable. los Riesgos de la Polimerización: No Polimeriza.89 – 0. ANTIPARAFÍNICO (ANTIPARAFIN 908) Se usa como Inhibidor de Parafinas.91 @ 25ºC.855 @ 25ºC.- RIESGOS: inflamable. Las Parafinas son compuestos del petróleo que cuando se enfrían se hacen cera. Agentes Oxidantes Fuertes y Ácidos Minerales Fuertes. 71 . causa irritación a la piel. irrita el Sistema Respiratorio. los Riesgos de la Polimerización: No Polimeriza. llamas y otras fuentes de Ignición. Agentes Oxidantes Fuertes y Ácidos Minerales Fuertes. las Condiciones a evitar son: el calor. - PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS: Apariencia = Líquido Color = Ámbar Olor/Sabor = Aromático Solubilidad en Agua = No Gravedad Específica (Agua=1) = 0. B. ANTIESPUMANTE (ANTIFOAM MX-802) Se usa como Inhibidor de Espuma. vapores. los Riesgos de la Polimerización: No Polimeriza. humos tóxicos de: Óxidos de Azufre. Se los utiliza en caso de tener problemas de nivel causados por la presencia de espuma en el interior de los Separadores de Producción o del FREE WATER KNOCKOUT. - INGREDIENTES: se trata de un compuesto cuyos ingredientes son la Nafta con un contenido del 60 al 85% y la Silicona en un 10 al 15%. irrita el Sistema Respiratorio. llamas y otras fuentes de Ignición. - PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS: Apariencia = Líquido Color = Amarillo Claro Olor/Sabor = Aromático Solubilidad en Agua = No Gravedad Específica (Agua=1) = 0.C. Óxidos de Carbono. Cuando estos Separadores están sometidos a esfuerzos elevados o a una carga superior a lo calculado pueden producirse trastornos considerables por espumación del petróleo crudo que puede dar lugar a que este pase por la tubería de gas. se inyecta en dosis de 2 a 15 ppm (partes por millón). 72 . las Condiciones a evitar son: el calor. los Productos Peligrosos de la Descomposición son: el Fuego crea gases. - ESTABILIDAD Y REACTIVIDAD: normalmente Estable. Bases Fuertes y Ácidos Minerales Fuertes.84 – 0. causa quemaduras. Agentes Oxidantes Fuertes. - RIESGOS: inflamable.86 @ 25ºC. FIGURA 4-5: Manifolds Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 5 POZOS 150 psi 4.5 pulg. 5 POZOS 150 psi 4. TABLA 4-1: Características de los Manifolds MANIFOLDS DIÁMETRO CAPACIDAD PRESIÓN DE DISEÑO PRESIÓN DE PRUEBA TEMPERATURA DE OPERACIÓN TEMPERATURA MÍNIMA DE OPERACIÓN PESO VACÍO 1 2 3 4 5 4.5 pulg.1.5 pulg.5 pulg.5 pulg. 73 . 5 POZOS 150 psi 225 psi 225 psi 225 psi 225 psi 225 psi 248 F 248 F 248 F 248 F 248 F AMBIENTE AMBIENTE AMBIENTE AMBIENTE AMBIENTE 2000 Kg 2000 Kg 2000 Kg 2000 Kg 2000 Kg Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.5” (Fig. 5 POZOS 150 psi 4.El Bloque está constituido por los Manifolds y 4 conjuntos de Skids: 4. 5 POZOS 150 psi 4.  MANIFOLDS 5 Baterías de Manifolds de 4.3. 4-5 y Tabla 4-1).  SBBQ.BOMBAS QUÍMICOS (Fig. 4300 AX00403 2400 psi BOMBA PISTÓN 1/4.1/2 Pulgadas TEXAS TEAM HOUSTON INC. 4300 AX00396 2400 psi 0.4-6 y Tabla 4-2).5 0. 1/2 Pulgadas TEXAS TEAM HOUSTON INC.4. TABLA 4-2 Características de las Bombas de Químicos BOMBAS DE QUÍMICOS DE LOS SEPARADORES BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES PLUNGER 1 (QUÍMICO) PLUNGER 2 (QUÍMICO) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 BOMBA PISTÓN 1/2.  Skid 1/2 Skid 2/2 1 Motor Eléctrico 1 Motor Eléctrico 1 Bomba de Pistón 1 Bomba de Pistón FIGURA 4-6 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.5 DEMULSIFICANTE DMO DEMULSIFICANTE DMO EBPPMD0660 ANTIPARAFINICO ANTIESCALA EBPPMD0651 74 .2.3.. 4-7 1 Separador 1 Separador 4 Válvulas de Control 4 Válvulas de Control 1 Contador de Flujo  Skid 2/3 (# 2 Bifásico) Fig..4-8 Skid 3/3 (# 3 Bifásico) Fig.SEPARADORES DE PRODUCCIÓN (Figs.   Skid 1/3 (#1 FWKO) Fig. 4-9 y Tabla 4-3).TABLA 4-2 Continuación 1 2 MOTOR ELÉCTRICO 1/4 HP FRANKLIN ELECTRIC 1121007410 AC740972 60 Hz 115/230 Voltios 40`C MOTOR ELÉCTRICO 1/4 HP FRANKLIN ELECTRIC 1121007410 AC740956 60 Hz 115/230 Voltios 40`C 1725 EMEELE1450 1725 EMEELE1451 MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA VOLTAJE TEMPERATURA MÁX. SSPD. 4-8.4-9 1 Separador 4 Válvulas de Control 75 . DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.: 4-7.3. 4.3. FIGURA 4-9: Separador de Producción Bifásico Nº 3 Fuente: PETROPRODUCCIÓN . FIGURA 4-8: Separador de Producción Bifásico Nº 2 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 76 .FIGURA 4-7: Separador de Producción Trifásico FWKO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.Elaborado por: José Félix Urresta B. 4..) ESPPMD0094 PRUEBA 5000 BFPD 72 Pulg.3. TABLA 4-3 Características de los Separadores de Producción y el de Prueba SEPARADORES TIPO/FABRICANTE USO CAPACIDAD (Operación Diaria) DIMENSIONES FASES PRESIÓN DE DISEÑO O TRABAJO PRESIÓN DE OPERACIÓN PRESIÓN DE PRUEBA TEMPERATURA DE OPERACIÓN TIEMPO DE RETENCIÓN PESO VACÍO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 3 4 BWT.) ESPPMD0093 120 psi 150 psi 120 F 8 minutos 18195 Kg (40113 Lbs. FREE WATER KNOCKOUT (FWKO) PRODUCCIÓN # 1 35000 BFPD 120 Pulg. X 22 Pies PRODUCCIÓN # 3 35000 BFPD 72 Pulg. X 10 Pies BIFÁSICO HORIZONTAL 125 psi 100 psi 150 psi 120 F 8 minutos 24 psi 130 psi 94 F 10 minutos 28000 Kg (61729 Lbs..) ESPPMD0118 ESPPMD0091 77 .4-10 y Tabla 4-3) Skid 1/1 (Bifásico) 1 Separador 5 Válvulas de Control 1 Registrador de Presión FIGURA 4-10: Separador de Prueba Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.SEPARADOR DE PRUEBA (Fig.  SSPB..4. MOORE INC. X 28 Pies BIFÁSICO HORIZONTAL 125 psi BIFÁSICO HORIZONTAL 100 psi 120 psi 150 psi 120 F 8 minutos 7101 Kg (15654 Lbs. X 40 Pies TRIFÁSICO HORIZONTAL 100 psi ACEAN ACEAN PRODUCCIÓN # 2 35000 BFPD 84 Pulg. A/C 5. A/C 8 Pulgadas VÁLVULAS EN LOS SEPARADORES VÁLVULA TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN USO O FUNCIÓN IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO VÁLVULA TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN USO O FUNCIÓN IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO VÁLVULA TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN LÍNEA DE INGRESO DE CRUDO EVCPMD0043 2 GLOBO INVALCO VALVULA REGULADORA 2 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE GAS EVCPMD0044 3 BOLA DEMCO VAL.TABLA 4-3 Continuación PRUEBA FREE WATER KNOCKOUT (FWKO) PRODUCCIÓN # 2 PRODUCCIÓN # 3 1 BOLA FISHER VALV. A/C 3 Pulgadas 78 EVCPMD0042 3 GLOBO KIMRA VÁLVULA DE CONTROL DEL NIVEL 6 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE CRUDO EVCPMD0884 4 KUNKL VÁLVULA DE SEGURIDAD 4 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE GAS EVCPMD0885 KUNKL VÁLVULA DE SEGURIDAD 4 Pulgadas LÍNEA DE INGRESO DE CRUDO EVCPMD0924 4 GLOBO DEMCO VAL. A/C 6 Pulgadas LÍNEA DEL BYPASS EVCPMD0925 . A/C 10 Pulgadas 1 GLOBO KIMRA VÁLVULA DE CONTROL DEL NIVEL 6 Pulgadas LÍNEA DE INGRESO DE CRUDO EVCPMD0041 2 BOLA DEMCO VAL. A/C 6 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE CRUDO EVCPMD0882 2 LÍNEA DEL BYPASS LÍNEA DE DESCARGA DE GAS EVCPMD0887 3 GLOBO FISHER VAL. A/C 4 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA GENERAL EVCPMD0046 6 GLOBO INVALCO VAL.9 Pulgadas 1 GLOBO SAMSON VÁLVULA DE CONTROL DEL NIVEL 6 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE CRUDO EVCPMD1464 2 GLOBO SAMSON VÁLVULA DE CONTROL De PRESIÓN 4 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE GAS EVCPMD1465 3 1 GLOBO FISHER VAL. A/C 6 Pulgadas USO O FUNCIÓN LÍNEA DEL BYPASS IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO VÁLVULA TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN EVCPMD0045 4 GLOBO KIMRA VÁLVULA DE CONTROL DEL NIVEL 6 Pulgadas USO O FUNCIÓN IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO VÁLVULA TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN USO O FUNCIÓN IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO VÁLVULA TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN LÍNEA DE DESCARGA DE CRUDO EVCPMD0880 5 DRESS VÁLVULA DE SEGURIDAD 3 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE GAS EVCPMD1466 4 GLOBO SAMSON VÁLVULA DE CONTROL DEL NIVEL 6 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE AGUA EVCPMD1467 5 INVALCO VÁLVULA DE SEGURIDAD 2 Pulgadas LÍNEA DE DESCARGA DE GAS EVCPMD0881 FISHER VAL. 5.3.  Skid 1/2 Skid 2/2 1 Motor Eléctrico 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga 1 Bomba Centrífuga FIGURA 4-11: Bombas de Sumidero Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 79 .TABLA 4-3 Continuación LÍNEA DE INGRESO DEL GAS PARA CALENTAR AGUA EVCPMD0047 USO O FUNCIÓN IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO CAJA REGISTRADORA DE PRESIÓN FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 BARTON 202E 202E-052654 ERPPMD0390 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.BOMBA DE SUMIDERO (Fig.4-11 y Tabla 4-4)..  SBSU. 4. TABLA 4-4 Características de las Bombas de Sumidero de los Separadores BOMBAS DE SUMIDERO PARA SEPARADORES BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) PRESIÓN MÁXIMA DE DISEÑO CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA AMPERAJE VOLTAJE TEMPERATURA MÁX. 80 . DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 BOMBA CENTRIFUGA BOMBA CENTRIFUGA 4X313 DURCO MARK II 261862 1780 245 PSI/100F DURCO 0.25 EBCPMD0333 EBCPMD0545 1 2 MOTOR ELECTRICO 20 HP M4106T 09C101W307 60 Hz 48/24 Amperios 230/460 Voltios 40`C MOTOR ELECTRICO 20 HP RELIANCE 68-WR F25G0512K 60 Hz 48/24 Amperios 230/460 Voltios 40`C 1740 EMEELE1448 1755 EMEELE1390 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. y que en 9 pies el excedente de agua se lo envía a las Bombas BOOSTER y posteriormente se completa la reinyección de Agua de Formación. Porque se tiene en el campo una excesiva cantidad de gas y por eso forma abundantes bolsas de Gas. Se comprobó que los Separadores presentaban deficiencias y que simplemente no rendían como Trifásicos (Separación por diferencia de Densidades) y que por esta razón no separaban bien el agua. Entonces al observar que los Separadores presentaban estos inconvenientes. 2. a criterio del personal del Departamento de Instrumentación conjuntamente con los del Departamento de Producción.4. debido a que no se desempeñaban como tales por varias razones como son las siguientes: 1. optaron por REDISEÑAR a los Separadores para hacerlos trabajar como Bifásicos. Porque el químico que es aplicado no ayuda de mucho en la separación dentro del equipo. 3. CONCLUSIONES En este Bloque se guarda la novedad de que sus 2 separadores de Producción y el de Prueba fueron diseñados como Trifásicos pero funcionan como Bifásicos. por ende desde ese momento se resolvió que el agua de Formación era mejor tratar directamente en el Wash Tank (Tanque de Lavado).6. esta disposición se la tomó en el año de 1989.3. acondicionado por el colchón que se mantiene a una altura de 9 pies con respecto al crudo ya tratado. 81 . 82 . pero obviamente presenta ventajas por pertenecer a un sistema automático. que normalmente es de 24 o 26 psi a 22 o 20 psi. esto provoca el problema de que se tenga un BSW aumentado en 1 o hasta 1.Un problema adicional en la deshidratación del crudo ocurre cuando al Separador FREE WATER KNOCKOUT se le baja la presión de operación.2% de lo habitual. Otra medida de optimización en este Bloque consistiría en la implementación de Manifolds inteligentes. con este se podría determinar la calidad del crudo que está fluyendo a través de los manifolds y estos resultados se los tendrían en un sistema de PLC`s. la configuración es similar a los que se tienen en la actualidad que pertenecen a un sistema manual. es decir que pertenezcan a un sistema automático. una vez que sale de los separadores y de la Bota de Gas. BLOQUE DEL TANQUE DE LAVADO DE CRUDO En este Bloque se continúa con la deshidratación del crudo.4-12y Tabla 4-5). FIGURA 4-12: Tanque de Lavado Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. El gas remanente que salió de la Bota de Gas e ingreso al Tanque de Lavado es liberado por la parte superior del mismo. en este Tanque se tiene un colchón de Agua de Formación de 9 pies de altura. El Bloque de tanque de Lavado se compone de varios equipos y de 2 conjuntos de Skids:  1 Tanque de Lavado 18130 Bbls de capacidad nominal (Fig.GRUPO 2 4. 83 . aquí el agua se separa por diferencia de densidades. el crudo y el gas remanente que ha salido de la Bota siguen camino hacia el Tanque de Lavado. este colchón de agua permite que el agua que aun se encuentra en el crudo al entrar al tanque se agrupe con el agua de dicho colchón y como el nombre del tanque lo indica el crudo se lava y se separa aun más del Agua de Formación .4. TABLA 4-5 Características del Tanque de Lavado TANQUE DE LAVADO TANQUE 1 LAVADO 18130 16116 USO CAPACIDAD NOMINAL (BBLS) CAPACIDAD OPERACIONAL (BBLS) DIMENSIONES TIPO DE TECHO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 60' DE DIÁMETRO X 36' DE ALTURA FIJO ESCU 04 3753 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.  4 Válvulas de Venteo (Fig. FIGURA 4-13: Válvula de Venteo Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.4-13 y Tabla 4-6). 84 . BOMBAS DE QUÍMICOS (Fig.1.  Skid 1/2 Skid 2/2 1 Motor Eléctrico 1 Motor Eléctrico 1 Bomba de Pistón 1 Bomba de Pistón FIGURA 4-14: Bombas de Químicos Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.TABLA 4-6 Características de las Válvulas de Venteo VÁLVULAS DEL TANQUE DE LAVADO 1 2 3 4 GLOBO VÁLVULA DE VENTEO DE 8 Pulgadas DESCARGA DE GAS DEL TANQUE EVCPMD0052 GLOBO VÁLVULA DE VENTEO DE 8 Pulgadas DESCARGA DE GAS DEL TANQUE EVCPMD0053 GLOBO VÁLVULA DE VENTEO DE 8 Pulgadas DESCARGA DE GAS DEL TANQUE EVCPMD0054 GLOBO VÁLVULA REGULADORA DE 2 Pulgadas DESCARGA DE GAS DEL TANQUE EVCPMD0901 VÁLVULAS TIPO DESCRIPCIÓN USO O FUNCIÓN ID DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.4. 4.4-14 y Tabla 4-7).  SBBQ. 85 .. 5 0. 4300 MM105788 2400 psi BOMBA PISTON 1/2. 86 1121007410 AD943529 60 Hz 115/230 Voltios 40`C .  1 Válvula Reguladora (Fig.S ELECTRICAL MORTORS XS14CA2P F BV444486 60 Hz 115/230 Voltios 40`C MOTOR ELECTRICO 1/4 HP FRANKLIN ELECTRIC 1725 EMEELE0639 1725 EMEELE0698 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.1/4 IN TEXAS TEAM HOUSTON INC. 4300 AY00042 2400 psi 0. DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 BOMBA PISTON 1/2.TABLA 4-7 Características de las Bombas de Químicos BOMBAS DE QUÍMICOS PARA EL CALENTADOR Y PARA LA REINYECCIÓN DE AGUA BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES PLUNGER 1 (QUÍMICO) PLUNGER 2 (QUÍMICO) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA VOLTAJE TEMPERATURA MÁX.4-15 y Tabla 4-8).5 ANTICORROSIVO ANTIESCALA EBPPMD0803 ANTICORROSIVO ANTIESCALA EBPPMD0658 1 2 MOTOR ELECTRICO 1/4 HP U.1/4 IN TEXAS TEAM HOUSTON INC.  1 Transformador (Fig.FIGURA 4-15: Válvula Reguladora Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B.Elaborado por: José Félix Urresta B.Elaborado por: José Félix Urresta B. TABLA 4-8: Características de la Válvula Reguladora VÁLVULA REGULADORA GLOBO VÁLVULA REGULADORA 2 Pulgadas REGULA EL FLUJO O CAUDAL S/I S/I EVCPMD0901 TIPO DESCRIPCIÓN USO O FUNCIÓN MODELO SERIE ID DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 87 .4-16 y Tabla 4-9). FIGURA 4-16: Transformador Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 88 . SBBR.BOMBA RECIRCULACIÓN (Fig.4-17 y Tabla 4-10). 4.TABLA 4-9: Características del Transformador TRANSFORMADOR SECO TRANSFORMADOR 1 TRANSFORMADOR DE REGULACIÓN SQD 3 KVA ETRELE0850 TIPO FABRICANTE POTENCIA IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.  Skid 1/1 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga FIGURA 4-17 Bomba de Recirculación Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B..4.2. TABLA 4-10: Características de la Bomba de Recirculación de Agua al Calentador BOMBA DE RECIRCULACIÓN DE AGUA AL CALENTADOR 1 BOMBA BOMBA CENTRIFUGA 3X2-10 DURCO MARK II 253304 285PSI@100ºF EBCPMD0590 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 MOTOR MOTOR ELECTRICO 20 HP GENERAL ELECTRIC 5K256BQ205 FM48870403/12WD 60 Hz 48/24 Amperios 230/460 Voltios 40`C 1740 EMEELE1437 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA AMPERAJE VOLTAJE TEMPERATURA MÁX.4.BOMBA DE SUMIDERO (Fig.4-18 y Tabla 4-11). Skid 1/1 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga FIGURA 4-18: Bomba de Sumidero Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B. 89 .3.  SBSU.. 4. DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B. 4-19 y Tabla 4-12).TABLA 4-11: Características de la Bomba de Sumidero BOMBA DE SUMIDERO DEL TANQUE DE LAVADO BOMBA 1 BOMBA CENTRIFUGA 3X2-10 DURCO MARK III STD 0701-2761ª 1750 285PSI@100ºF EBCPMD0564 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR 1 MOTOR ELECTRICO 20 HP GENERAL ELECTRIC 5K256BN205AE MTL0144 60 Hz 48/24 Amperios 230/460 Voltios 40`C 1740 EMEELE1428 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA AMPERAJE VOLTAJE TEMPERATURA MÁX. FIGURA 4-19: Calentador Artesanal Fuente: PETROPRODUCCIÓN .  1 Calentador Artesanal (Fig. DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 90 .Elaborado por: José Félix Urresta B.Elaborado por: José Félix Urresta B. 06 mts. DE VOL.45) (207) CAPACIDAD (GPM . 8" 38`C 60`C 150 psi ECLPMD0049 1 MOTOR 5 HP 1760 POTENCIA VELOCIDAD (RPM) 1 BOMBA (145) (3. DEL LÍQUIDO EN EL COLCHÓN DE AGUA PARA CALENTAR TIEMPO DE RESIDENCIA EN EL TANQUE DE LAVADO VOLUMEN MÁXIMO PARA CALENTAR PRESIÓN DE TRABAJO TEMPERATURA DE DISEÑO DIÁMETRO EXTERNO DEL CALENTADOR LONGITUD DEL CALENTADOR DIÁMETRO DEL TIBO DE FUEGO TEMPERATURA DE ENTRADA TEMPERATURA DE SALIDA PRESIÓN DE DISEÑO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 4750 Bbls.TABLA 4-12 Características del Calentador Artesanal CALENTADOR DE AGUA ARTESANAL 1 CALENTADOR HORIZONTAL PROYECTOS ESPECIALES (PETROPRODUCCIÓN) 9.23 Bbls. 4968 Bbls/Día 80 psi 200 º F 24 " 5. 4 h 50 min. 91 . TIPO FABRICANTE CAPACIDAD DE VOLUMEN (AGUA EN EL CALENTADOR) CAP.Bbls/Min Bbls/Hora) Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Proyectos Especiales) Elaborado por: José Félix Urresta B. este problema se da por la presencia del Gas y como sabemos el Gas es altamente corrosivo especialmente por la presencia del Oxígeno (O).4. extraer muestras. ya que el Operador tiene que estar removiendo entre los sedimentos para ingresar la cinta de medir y esto hace que se tenga una lectura no precisa del colchón de agua porque hay que tomar en cuenta que los sedimentos están ocupando un volumen en el Tanque de Lavado.4. pero aun no ha sido reparado. El segundo problema es el alto nivel de sólidos. el primero se trata de un caliche que se exterioriza en el techo del Tanque de Lavado. este se expande con facilidad y tiende a irse hacia la parte superior y lo que viene a dañar en primera instancia son los techos de los tanques causando los Caliches. por tal razón hay que tomar los correctivos necesarios en este problema. este hecho se presentó hace 10 meses. De todas maneras esto no afecta a la producción ya que el proceso de la deshidratación del crudo es continuo y la producción no es disminuida. 92 . etc.4. ya fue reportado por los Operadores de Campo. que son las interfaces que se tienen en el tanque puesto que no se ha hecho una limpieza desde hace mucho tiempo y la sedimentación es muy evidente al medir el colchón de agua.. CONCLUSIONES En este Bloque tenemos tres problemas que tienen que ser resueltos lo más pronto posible. como la densidad del Gas es baja es decir es más liviano. medir el colchón de agua. ya que lo constaté varias veces junto a varios Operadores e Ingenieros de la Empresa. el ambiente perceptiblemente se muestra nocivo para la salud. lo que más hay que tomar en cuenta es el ambiente tóxico que expone sobre todo a los operadores de Campo que tienen que realizar los perfilajes de Tanques. aunque se cumplen con los reglamentos de Seguridad Industrial como son el uso de mascarillas. en este punto es necesario puntualizar que se puede implementar un HEATER TREATER que es un Calentador-Tratador o CalentadorSeparador a la vez. puesto que con esta medida se lograría obtener un ahorro en la utilización o aplicación de químicos en aproximadamente un 40% según lo manifestado por el personal del Departamento de Corrosión de Cuyabeno. Antiparafínicos y Antiespumantes. pero el gran inconveniente para la implementación del Heater Treater en los campos de la Estatal (PETROPRODUCCIÓN) es el costo. por eso para Optimizar las Facilidades de producción es necesario implementar un Calentador que opere eficientemente. ya que para que exista una adecuada deshidratación se deben tomar en cuenta los siguientes parámetros que son: la Temperatura. De tal manera que ya no se necesitaría el empleo del WASH TANK (Tanque de Lavado). Agitación y la Calidad de los Químicos que se inyectan tales como Demulsificantes. 93 .El tercer y más grave problema lo constituye la deficiencia o falta de temperatura para romper las emulsiones. puesto que en el mismo Heater Treater se realizarían las funciones del Tanque de Lavado. esto quiere decir que hay una deficiencia en el Calentador que se tiene en la Estación y este es considerado el punto más frágil dentro de las Facilidades de Producción del Campo Cuyabeno. obviamente con la implementación de este ventajoso equipo se cambiaría la configuración de la Estación de Producción. con este equipo se solucionarían los problemas de Temperatura y como consecuencia se obtendrían mejores resultados en la deshidratación del crudo y a la vez se optimizaría la producción por una adecuada separación. Pero es necesario señalar que la variable fundamental en la deshidratación del crudo es la Temperatura. CALENTADOR-TRATADOR ELECTROESTÁTICO (HEATER TREATER) (3) Un Tratador Horizontal Electrostático típico es mostrado en la Fig. A continuación en la Fig. FIGURA 4-20 Tratador Horizontal Electrostático típico Fuente: NATCO GROUP. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior del recipiente. La alimentación pasa a través de un distribuidor a un baño de agua para la coalescencia de las gotas de mayor tamaño. por lo que esto debe ser evitado para la correcta operación del tratador.4. Elaborado por: José Félix Urresta B.4.4.1. 4-20. arriba de la interface agua-aceite. tenemos un Calentador horizontal Electrostático o HEATER TREATER: 94 . 4-21. En caso que el nivel del baño de agua esté tan alto que alcance a los electrodos se produce un violento cortocircuito. FIGURA 4-21 Calentador Horizontal Electrostático (HEATER TREATER) Fuente: CITY ORIENTE BLOQUE 27 Elaborado por: José Félix Urresta B. Usualmente los dos electrodos horizontales están paralelos a una distancia de 6 a 8 pies. Ver anexo # 3. también llamado electrodo cargado. Diagrama P&ID “Diagrama de HEATER TREATER”. El electrodo a tierra está suspendido y aislado. arriba del electrodo cargado. El transformador convierte el voltaje de línea (440 V) al voltaje requerido (16.000 V). se observan los componentes eléctricos principales de un Calentador o Tratador Electrostático de corriente alterna (CA). 4-22. En la Fig. Este alto voltaje es alimentado a través de un buje aislado al electrodo inferior. 95 . Los tratadores electrostáticos son usados generalmente cuando existen las siguientes circunstancias: 1. Cuando el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso. 2. Cuando grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un número mínimo de recipientes. 96 .FIGURA 4-22 Principales componentes eléctricos de un Calentador Electrostático (CA) Fuente: NATCO GROUP. Elaborado por: José Félix Urresta B. La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores-calentadores. 2. 3. Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los tratadorescalentadores. eliminadores de agua libre y gun-barrels. Las ventajas del tratamiento electrostático son: 1. son ideales para plataformas petroleras marinas. Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante. Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores. Si en el Campo Cuyabeno se consiguiera implementar este equipo todos los problemas en la deshidratación del crudo se acabarían. En general se puede decir que el uso de un tratador electrostático de determinadas dimensiones procesará el doble que un tratador de otro tipo que tenga las mismas dimensiones. 97 . sistemas de control y de mantenimiento. La mayor desventaja de los tratadores electrostáticos es el gasto adicional del sistema eléctrico requerido. ya que los problemas en este Campo son el alto contenido de agua y la deficiencia del Calentador que se dispone actualmente. Las bajas temperaturas de tratamiento provoca menores problemas de corrosión e incrustación. que no permite aumentar la eficiencia en la deshidratación del crudo. a más de eso debemos tomar en cuenta que el crudo que se produce en este Campo es mediano (25ºAPI) en promedio. se optimizaría de gran manera a la Estación ya que este Calentador-Tratador Electrostático tiene tantos beneficios que se mejoraría la producción porque se lograría tener una mejor deshidratación ya que de esta unidad el crudo sale con un BSW del 0. Asimismo el uso de la electricidad permite la deshidratación a bajas temperaturas. por lo tanto se conseguiría aprovechar al máximo la producción del mismo con esta adecuada deshidratación.3. 4.2% es decir casi sale deshidratado. 4. 98 .Elaborado por: José Félix Urresta B. BLOQUE DEL TANQUE DE SURGENCIA O DE ESTABILIZACIÓN El Tanque de Surgencia o Estabilización.Elaborado por: José Félix Urresta B. es el tanque al que llega el crudo que ha salido por la descarga del Tanque de Lavado. ya que es un crudo tratado y deshidratado.5. entonces el crudo que se incorpora a este tanque se asienta o se estabiliza por diferencia de densidades. de este tanque se extrae el crudo para constituirlo en fluido motriz del Bloque Power Oil.4-23 Tab 4-13) FIGURA 4-23 Fuente: PETROPRODUCCIÓN . El Bloque de este Tanque está constituido por la siguiente unidad y un 1 Skid de trabajo:  1 Tanque de Surgencia de 24680 Bbls de capacidad nominal (Fig. de allí su nombre Tanque de Estabilización o de Surgencia. TABLA 4-13: Características del Tanque de Surgencia TANQUE DE SURGENCIA TANQUE 1 SURGENCIA O ESTABILIZACIÓN 24680 21938 70` DIÁMETRO X 36` DE ALTURA FIJO USO CAPACIDAD NOMINAL (BBLS) CAPACIDAD OPERACIONAL (BBLS) DIMENSIONES TIPO DE TECHO ESCU 03 3752 IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 99 EVCPMD0051 . 4 Válvulas de Venteo (Fig.4-24 y Tabla 4-14). FIGURA 4-24 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. TABLA 4-14: Características de las Válvulas de Venteo del Tanque de Surgencia VÁLVULAS DEL TANQUE DE SURGENCIA VÁLVULAS TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN USO O FUNCIÓN ID DEL EQUIPO 1 2 3 4 GLOBO GLOBO GLOBO GLOBO VÁLVULA DE VENTEO DE 8 Pulgadas DESCARGA DE GAS DEL TANQUE EVCPMD0048 VÁLVULA DE VENTEO DE 8 Pulgadas DESCARGA DE GAS DEL TANQUE EVCPMD0049 VÁLVULA DE VENTEO DE 8 Pulgadas DESCARGA DE GAS DEL TANQUE EVCPMD0050 VÁLVULA DE VENTEO DE 8 Pulgadas Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. Elaborado por: José Félix Urresta B.. DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN .  SBBR.4-25 y Tabla 4-15). 100 . TABLA 4-15: Características de la Bomba de Recirculación BOMBA DE RECIRCULACIÓN TANQUE-TANQUE 1 BOMBA BOMBA CENTRIFUGA 3X2-10 DURCO MARK II 253297 285PSI@100ºF EBCPMD0548 1 MOTOR ELECTRICO 7. Skid 1/1 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga FIGURA 4-25: Bomba de Recirculación Fuente: PETROPRODUCCIÓN .5.BOMBA DE RECIRCULACIÓN (Fig.1.5 HP GENERAL ELECTRIC 5KW213BD205A REK0A015C47 60 Hz 196/98 Amperios 230/460 Voltios 40`C 1750 EMEELE2242 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA AMPERAJE VOLTAJE TEMPERATURA MÁX.Elaborado por: José Félix Urresta B.4. por lo cual la prioridad será directamente realizar la reparación del techo y la limpieza del Tanque para retirar los sedimentos que se hallan en el fondo del mismo. 101 .2.4. CONCLUSIONES El Tanque de Surgencia presenta un problema similar al del Tanque de Lavado.5. aunque en este Tanque se tiene una menor cantidad de gas que en el Tanque de Lavado de igual manera ha provocado una fisura en el techo fruto de la corrosión por la presencia del Gas remanente. este campo también posee el Bombeo Electrosumergible pero en pocos pozos. puesto que en este tanque ya se obtiene un crudo deshidratado que posteriormente pasará una parte al Tanque de Almacenamiento y otra será constituida en el Fluido Motriz o de Poder para el Bombeo Hidráulico que es el sistema de Levantamiento Artificial con el cual opera el campo en su mayor parte. dicha fisura está segmentada en dos partes longitudinales. La una es de unos 40 centímetros y la otra de unos 30 centímetros aproximadamente. En términos generales este Tanque y su Bloque no presenta tantos inconvenientes . El Bloque de Tanques de Almacenamiento se compone de los siguientes elementos:  2 Tanques de Almacenamiento o de Oleoducto (Figs. FIGURA 4-26 Tanques de Almacenamiento Nº 1 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.GRUPO 3 4. la producción de los campos Cuyabeno. los mismos que tienen una capacidad de 40790 Bbls cada uno. BLOQUE DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO En el campo Cuyabeno se dispone de dos tanques de Almacenamiento o de Oleoducto.6. del cual posteriormente son bombeados hacia Lago Agrio por el Oleoducto secundario CUYABENO LA “Y”. al momento el Tanque Nº. 1 se encuentra fuera de servicio ya que necesita ser reparado por un daño en el piso del tanque. Sansahuari.4-26. VHR y City Oriente son conducidos hacia el Tanque Nº 2. 4-27 y Tabla 4-16). 102 . FIGURA 4-27 Tanques de Almacenamiento Nº 2 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 103 . TABLA 4-16 Características de los Tanques de Almacenamiento o de Oleoducto Nº1 y Nº 2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO O DE OLEODUCTO TANQUE USO CAPACIDAD NOMINAL CAPACIDAD OPERACIONAL DIMENSIONES TIPO DE TECHO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 TANQUE DE OLEODUCTO # 1 40790 Bbls 36258 Bbls TANQUE DE OLEODUCTO # 2 40790 Bbls 36197 Bbls 90 Ft DE DIÁMETRO X 36 Ft DE ALTURA FLOTANTE ESCU 01 3750 90 Ft DE DIÁMETRO X 36 Ft DE ALTURA FLOTANTE ESCU 02 3751 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. porque deberían trabajar alternadamente según como lo disponga el Departamento de Producción. ya que se deberían cerrar los pozos. También deben estar los 2 tanques a disposición por cualquier emergencia que se pueda tener en cualquiera de los dos tanques. ya que tener 2 Tanques en las Estaciones Centrales se lo hace con el fin de constituirlos en sitios de reserva o como su nombre lo indica Almacenaje ante cualquier eventualidad que llegara a presentarse.6. y además éste no es el único problema. entonces como se ha mencionado anteriormente la producción que se obtiene en los campos de Sansahuari. significaría que se tiene una capacidad limitada de almacenaje para los días que tome solucionar los problemas en el Oleoducto.1. Víctor Hugo Ruales (VHR) e incluso la de la Privada City Oriente (Tipishca Bloque 27) llega hasta esta Estación Central y al tener el Tanque fuera de servicio se le está sobrecargando al Tanque Nº 2. en la actualidad si ocurriera algún problema en el Tanque que está operando. CONCLUSIONES El Tanque de Almacenamiento Nº 1 está dañado y por tal razón ha estado fuera de servicio durante más de un año y medio.4. la reparación del Tanque Nº 1 del Campo Cuyabeno es tan básica debido a que es de la Estación Central del área Cuyabeno. frenar la producción lo cual posteriormente determinaría una gran pérdida y caída en la producción y además debemos tomar en cuenta que éstas medidas alteran a la producción de los pozos. Como pueden ser los daños en la línea del Oleoducto y se tome la medida de suspender el Bombeo a través del mismo y al tener un solo tanque en servicio. incluso los daña y para solucionar éstos problemas hay que realizar trabajos de Reacondicionamiento de pozos lo que significa operaciones que tienen un alto costo. es decir un 104 . se manifestaría un suceso difícil de superar en el campo. por lo que es obvio que los trabajos de reparación de los tanques de Cuyabeno. el problema por el cual no se han realizado aun los trabajos en este Tanque es porque a esta empresa le faltan unos equipos para empezar con los trabajos. por lo tanto tendrán que pasar algunos meses tal vez hasta que puedan repararlos. se trata de la empresa SEMICE. incluso ya hay una empresa que la ha ganado. Pero la licitación para la reparación del tanque ya está hecha. por tal razón hay que realizar los trabajos de reparación en este tanque. Como una conclusión final hay que mencionar que en el Distrito Amazónico (PETROPRODUCCIÓN) lamentablemente se tienen una gran cantidad de tanques que están operando en peores condiciones que los que se tienen en el Campo de Cuyabeno. 105 .inconveniente desencadenaría más inconvenientes. esto deja en evidencia de que el sector petrolero a pesar de ser la principal fuente de ingresos económicos para el Ecuador no es la prioridad para el Estado y se encuentra desatendido por parte del Gobierno. lo que es muy contradictorio porque para tener una mayor eficiencia en las operaciones es necesario la inversión para la implementación de nuevos equipos y nuevas tecnologías con lo cual se obtendría una Optimización en el sector de la Industria Hidrocarburífera. con la excepción del Tanque de Almacenamiento Nº 1 (que al menos ya tiene una empresa que va a realizar los trabajos de reparación) no son de prioridad en la agenda de trabajo del Departamento de Proyectos Especiales que es el encargado del mantenimiento de estos equipos de Facilidades de Producción. 1. gasolina y el solvente JP1. siendo el diesel el más utilizado.4-28 y Tabla 4-17).7. 106 .GRUPO 4 4.7. FIGURA 4-28: Tanques de almacenamiento de diesel Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.  ÁREA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN 3 Tanques de Diesel (Fig. en el Campo Cuyabeno se tienen los siguientes tanques: 4. los combustibles a almacenarse son el diesel. Por otro lado es necesario señalar que dentro de este grupo se tienen los (Bulk-Tanks) tanques para el almacenamiento de los químicos que son inyectados en los Separadores. DEL SISTEMA CONTRAINCENDIOS Y DEL LABORATORIO Dentro de este grupo se encuentran los tanques que sirven para el almacenamiento del combustible que los equipos necesitan para el funcionamiento en los distintos bloques de la Estación. por tal motivo se tiene un mayor número de tanques para su acopio. TANQUES DE COMBUSTIBLES. en el área de reinyección de agua de Formación y en el bloque de Power Oil. ÁREA DE DESPACHO DE COMBUSTIBLES (Fig. 4. 107 . gasolina y de JP1 Fuente: PETROPRODUCCIÓN .4-29. Tabla 4-18)  1 Tanque de Diesel (Fig.4-29 A)  1 Tanque de Gasolina (Fig.94 mts DE LONGITUD CÓNCAVO ROTH 16 DIESEL DIESEL 10959 gls 152 plg DE DIÁMETRO X 181 plg DE ALTURA FIJO PP: 17762 10422 gls 142 plg DE DIÁMETRO X 148 plg DE ALTURA FIJO PP: 17030 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.40 mts DE LONGITUD X 4. 4-29 B)  1 Tanque de solvente JP1 (Fig. 4-29 C) FIGURA 4-29 Tanques de almacenamiento de diesel.TABLA 4-17 Características de los Tanques de Almacenamiento de Diesel en el área de Reinyección de Agua de Formación del Campo Cuyabeno ÁREA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN TANQUE USO CAPACIDAD DIMENSIONES TIPO DE TECHO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 (A) 2 (B) 3 (C) DIESEL (Horizontal) “PROPIEDAD ROTH” 5904 gls 2.Elaborado por: José Félix Urresta B.2.7. 7.  1 Tanque de Agua (Fig.TABLA 4-18 Características de los Tanques de Almacenamiento del área de despacho de Combustibles ÁREA DE DESPACHO DE COMBUSTIBLES TANQUE USO CAPACIDAD NOMINAL DIMENSIONES TIPO DE TECHO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 (A) 2 (B) 3 (C) DIESEL (Horizontal) JP1 5813 gls GASOLINA (Horizontal) 4124 gls 4070 gls 95 plg DE DIÁMETRO X 194 plg DE LONGITUD CÓNCAVO PP: 16997 77 plg DE DIÁMETRO X 211 plg DE LONGITUD CÓNCAVO PP: 17000 2. 108 .4-30 A)  1 Tanque de Diesel (S. Fig.4-30 B) FIGURA 4-30: Tanques de almacenamiento de agua y de diesel Fuente: PETROPRODUCCIÓN .40 mts DE ALTURA FIJO (cónico) PP: 040805 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.I y Power Oil. ÁREA DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS Y LABORATORIO (Fig.Elaborado por: José Félix Urresta B.C.9 mts DE DIÁMETRO X 2. 4.3. 4-30 y Tabla 4-19). C. FIGURA 4-31 Tanque de almacenamiento de Espuma (SCI) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.TABLA 4-19 Características de los Tanques de Almacenamiento de Agua y de Diesel ÁREA DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS TANQUE USO CAPACIDAD NOMINAL DIMENSIONES TIPO DE TECHO ID.O) 43906 gls 258 plg DE DIÁMETRO X 194 plg DE ALTURA FIJO (cónico) PP: 17031 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.C.  1 Tanque de Espuma (Fig.I Y P.I) 3334 Bbls 541 plg DE DIÁMETRO X 539 plg DE ALTURA FIJO TQ-01-880052984 DIESEL (S. 4-31 y Tabla 4-20). 109 . DEL EQUIPO 1 (A) 2 (B) AGUA (S. 4-32 y Tabla 4-21).9 plg DE DIÁMETRO X 73.TABLA 4-20 Características del Tanque de Espuma del Sistema Contra Incendios TANQUE DE ESPUMA DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS 1 TANQUE USO CAPACIDAD NOMINAL DIMENSIONES TIPO DE TECHO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO ESPUMA (Horizontal) ROCKWOOD 2300 gls (55 Bbls) 42. 110 .62 plg DE LONGITUD CÓNCAVO S/I Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 4-32 Tanque de almacenamiento de solvente JP1 del Laboratorio de Corrosión Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.  1 Tanque de JP1 (Fig. FIGURA 4-33 Tanques de almacenamiento de Químicos (Power Oil) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.24 plg DE DIÁMETRO X 48. 4-33 y Tabla 4-22).4. 4. 60. 111 .7.03 plg DE LOGITUD CÓNCAVO PP: 17036 TIPO DE TECHO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.TABLA 4-21 Características del Tanque de Almacenamiento del Solvente JP1 del Laboratorio TANQUE DE JP1 DEL LABORATORIO 1 TANQUE USO SOLVENTE JP1 Horizontal (Laboratorio) CAPACIDAD NOMINAL DIMENSIONES 607 gls. TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS PARA LA INYECCIÓN EN LAS UNIDADES POWER OIL  5 Tanques de Químicos (Fig. TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS PARA LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS EN LOS SEPARADORES  3 Tanques de Químicos (Fig. 4-34 y Tabla 4-23). 112 .TABLA 4-22 Características de los Tanques de Almacenamiento de Químicos para las Unidades de Power Oil INYECCIÓN DE QUÍMICOS EN UNIDADES POWER OIL TANQUE CONTIENE QUÍMICO CAPACIDAD 1 2 3 4 5 ANTIPARAFÍNICO AP908 DEMULSIFICANTE DEMULBREAK 97 DEMULSIFICANTE DEMULBREAK 97 ANTIESCALA MX-453 1200 Lts 1200 Lts 1200 Lts ANTICORROSIVO PROTERQUIM 860 1200 Lts 1000 Lts Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.1.7.4. 4. FIGURA 4-34 Tanques de almacenamiento de Químicos (Separadores) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE QUÍMICOS PARA LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS EN LA REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN  2 Tanques de Químicos (Fig. 113 . FIGURA 4-35 Tanques de almacenamiento de Químicos (Reinyección de Agua) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 4. 4-35 y Tabla 4-24).7.2.TABLA 4-23 Características de los Tanques de Almacenamiento de Químicos para los Separadores INYECCIÓN DE QUÍMICOS EN SEPARADORES TANQUE CONTIENE QUÍMICO 1 2 3 DEMULSIFICANTE DEMULBREAK 97 ANTIPARAFÍNICO ANTIPARAFIN 908 1200 Lts 1000 Lts ANTIESPUMANTE ANTIFOAM MX802 1200 Lts CAPACIDAD Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.4. por lo tanto en este conjunto de tanques no hay ninguna novedad ya que así lo han determinado los estudios realizados por el Departamento de Inspección Técnica. CONCLUSIONES Estos tanques de almacenamiento. 4.3097 1200 Lts Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.TABLA 4-24 Características de los Tanques de Almacenamiento de Químicos para la inyección de químicos en la Reinyección de Agua INYECCIÓN DE QUÍMICOS REINYECCIÓN DE AGUA TANQUE CONTIENE QUÍMICO CAPACIDAD 1 2 ANTICORROSIVO CRW-102 1200 Lts ANTIESCALA CALNOX. 114 . tanto los de combustibles como los de químicos están en buenas condiciones se tiene la cantidad y la capacidad adecuada de los mismos.5.7. que realiza la medición de espesores por ensayo ultrasónico. y de este modo es inyectado el fluido Motriz en los pozos. dichos químicos son en su totalidad de propiedad del GRUPO QUIMIPAC ENERGY GROUP y son los siguientes: 115 . BLOQUE DEL BOMBEO POWER OIL El campo Cuyabeno al poseer el sistema de bombeo Hidráulico en la mayoría de sus pozos productores. que son las que permiten la alimentación de crudo hacia las bombas Quíntuplex (5 pistones) las mismas que presurizan el crudo a 3750 psi y lo envían hacia las líneas de flujo de alta presión que es de 8”.4. se lo hace con la finalidad de que el crudo sea el más limpio posible. y ya una vez deshidratado pasa al tanque de Surgencia del cual una parte es llevada como es normal en el proceso al tanque de Oleoducto o de Almacenamiento y otra es desviada para constituirlo en el fluido motriz. ya que posteriormente se lo inyectará en los pozos. y así de este modo poder producir. que presentan un menor diámetro de apenas 2”. La inyección de químicos al fluido Motriz o de Poder. a la postre de estos ramales se distribuyen a las distintas líneas de flujo (Alta Presión) de los pozos de bombeo Hidráulico.8. en la Estación de Producción dispone del bloque de Bombeo Power Oil (Fluido Motriz o de Poder). desde una altura de 14 Ft (pies) del tanque de Surgencia al bloque de Bombeo Power Oil por una línea de flujo de baja presión (140 psi) hasta llegar a 2 bombas Centrífugas Booster (succión). Posteriormente es bifurcada hacia los ramales Sur-Este y a Sansahuari. estos ramales también son de 8”. en donde el crudo producido es tratado. También aceleran considerablemente y completa las siguientes fases de la separación de la emulsión. llamas y otras fuentes de ignición. 2) DEMULSIFICANTE (DEMULBREAK 97) Se usa para la deshidratación del petróleo crudo. los riesgos de la polimerización: No polimeriza. causa quemaduras. - ESTABILIDAD Y REACTIVIDAD: normalmente estable. irrita el sistema respiratorio. 116 .845 – 0. Actúan iniciando y acelerando la inestabilización de la emulsión a deshacer. Agentes Oxidantes fuertes y ácidos Minerales fuertes. - RIESGOS: inflamable. es decir la coalescencia y finalmente la separación de fases. las condiciones a evitar son: el calor. - PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS: Apariencia = Líquido Color = Ámbar Olor/Sabor = Aromático Solubilidad en Agua = No Gravedad Específica (Agua=1) = 0. Están exentos de componentes susceptibles de desarrollar acciones secundarias perjudiciales durante los procesos de refinación. Estos contienen compuestos orgánicos de naturaleza generalmente no iónica. Las Parafinas son compuestos del petróleo que cuando se enfrían se hacen cera. - INGREDIENTES: se trata de un compuesto cuyos ingredientes son el Tolueno con un contenido del 35 al 40% y la Nafta en 40 al 50%. dotados de propiedades tensoactivas.1) ANTIPARAFÍNICO (ANTIPARAFIN 908) Se usa como Inhibidor de Parafinas.855 @ 25ºC. equipos y sistemas de agua de enfriamiento. las condiciones a evitar son: el calor. 117 . Agentes oxidantes fuertes y ácidos Minerales fuertes.91 @ 25ºC. irrita el sistema respiratorio. nocivo por inhalación. - ESTABILIDAD Y REACTIVIDAD: normalmente estable. - RIESGOS: inflamable y corrosivo. el agua es el elemento que más afecta a la corrosión para contrarrestar esto se utilizan los inhibidores de corrosión que son agentes en estado líquido de base orgánica que forma una película protectora en las superficies metálicas. - INGREDIENTE: se trata del Xileno con un contenido del 40 al 45%. llamas y otras fuentes de ignición.89 – 0. dependiendo de la severidad de la emulsión. los riesgos de la polimerización: No polimeriza. ingestión y en contacto con la piel. - RIESGOS: inflamable.Las proporciones típicas del uso de los demulsificantes varían de 100 a 250 ppm (partes por millón). - INGREDIENTE: se trata del metanol con un contenido del 1 al 5%. provoca quemaduras. forman una película que recubre el interior de las tuberías. irrita las vías respiratorias. causa irritación a la piel. 3) ANTICORROSIVO (PROTERQUIM 860 CUYABENO) Se usa como Inhibidor de la corrosión en la Producción. - PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS: Apariencia = Líquido Color = Amarillo o Ámbar Olor/Sabor = Aromático Solubilidad en Agua = No Gravedad Específica (Agua=1) = 0. La corrosión es el desgaste físico y químico del metal. llamas y otras fuentes de ignición. estos son ácidos fosfóricos que tienen la característica de mantener los iones en solución. 4) ANTIESCALA (MX–453 CUYABENO) Se usa como Inhibidor de incrustaciones en la Producción. condiciones a evitar: calor. los materiales a evitar son: agentes oxidantes fuertes. Para evitar los efectos de la escala se utilizan los inhibidores de incrustación. Cabe indicar que el ácido fosfórico es corrosivo por lo que se le inyecta inhibidor de corrosión para contrarrestarlo. estas sales en aguas calientes se precipitan y en aguas frías se mantienen los iones en suspensión. 118 . Alta Temperatura.0 ESTABILIDAD Y REACTIVIDAD: normalmente estable bajo condiciones normales de almacenamiento. los productos de descomposición peligrosos son: óxidos elementales como Azufre.990 – 1. de acuerdo a la tendencia que tenga el agua a formar incrustaciones. 3.00 @ 25ºC. - pH = 4.0 – 5. Nitrógeno. La escala son sales de Carbonatos o Sulfatos de Calcio o de Magnesio que se precipitan. Existen tres parámetros para la formación de Escala: 1.- PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS: Apariencia = Líquido Color = Café Amarillento Olor/Sabor = Mercaptano Solubilidad en Agua = Si Gravedad Específica (Agua=1) = 0. 2. se inyectará dosis de 4 a 25 ppm (partes por millón). Carbono. Baja Presión. Ligero incremento del pH. para una mayor seguridad de sus operadores. la cual no ocurrirá bajo condiciones normales.0 - ESTABILIDAD Y REACTIVIDAD: normalmente estable bajo condiciones normales de almacenamiento. puesto que se trabaja con una presión de Planta de 3750 psi (esto se vigila desde el control FISHER ubicado en el cuarto de Control). Puede causar reacción alérgica a la piel. llamas y otras fuentes de ignición. polimerización peligrosa.100 – 1. 119 . Los mecanismos de seguridad que presenta este bloque son:  Al tener una presión de descarga de 3400 psi. se apaga automáticamente la unidad. los productos de descomposición peligrosos son: óxidos elementales como Azufre. pH = 3.110 @ 25ºC. Carbono. - PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS: Apariencia = Líquido Color = Ámbar Olor/Sabor = Pungente Solubilidad en Agua = Si Gravedad Específica (Agua=1) = 1. condiciones a evitar: calor. pero obviamente también se lo puede controlar directamente desde los tableros de Control que existen en las unidades Power Oil. - RIESGOS: Dañino si es tragado. Nitrógeno. El Bloque de Power Oil es controlado desde un cuarto de Control. durante un lapso de 15 minutos. los materiales a evitar son: agentes oxidantes y Bases fuertes.0 – 4.- INGREDIENTE: se trata del compuesto ácido Fosfónico Penta Metileno ND con un contenido del 45 al 50%. se activan alarmas en los tableros PLC´s. Es necesario señalar que el bloque Power Oil. se acciona una válvula de alivio. Este bloque de Bombeo Power Oil.  SBBB. la misma que se encuentra ubicada en la línea de descarga en la parte superior y comienza a recircular en superficie hacia el tanque de Surgencia. SBBA) y los siguientes elementos de control: 4. 4-37 y Tabla 4-25). SBBQ.  En caso de no funcionar esta seguridad y si llega a una presión de 3850 psi.  A 3810 psi. aliviando la Presión. porque existiría una sobrepresión y con esto se apagaría automáticamente el sistema. línea de duchas para cada unidad de Power Oil. esto pertenece al sistema Contra Incendios (SCI) y está dentro de este Bloque. está conformado por los siguientes 4 conjuntos de Skids (SBBB.1.  Skid 1/2 SBBB (B. 4-36) (Fig.: 4-36.. Booster) (Fig. cuenta con un sistema de enfriamiento de los motores para evitar sobrecalentamientos en ellos. SBPO. ya que sería un caso de emergencia en la Planta.  Se tienen 4 detectores de flama. Si se llegara a tener una presión de 2100 psi las unidades se apagarían inmediatamente. Booster) Skid 2/2 SBBB (B.BOMBAS BOOSTER (Figs. 4-37) 1 Bomba Centrífuga 1 Bomba Centrífuga 1 Motor Eléctrico 1 Motor de Combustión Interna (diesel) 120 .8. FIGURA 4-37: Bomba BOOSTER con motor de combustión interna Fuente: PETROPRODUCCIÓN .75 EBCPMD0543 EBCPMD0544 121 .FIGURA 4-36: Bomba BOOSTER con motor Eléctrico Fuente: PETROPRODUCCIÓN . TABLA 4-25: Características de las Bombas Booster ubicadas en el Bloque de Power Oil BOMBAS BOOSTER BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) CAPACIDAD DE BOMBEO (GPM) CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 BOMBA CENTRIFUGA 6X8X18A INGERSOLL RAND BOMBA CENTRIFUGA 6X8X18A INGERSOLL RAND 1290004 1780 1276 0.Elaborado por: José Félix Urresta B.75 1290003 1800 1276 0.Elaborado por: José Félix Urresta B. 4-39) 1 Tablero de Control (auxiliar) 1 Reductor/Incrementador (Fig. 4-41) 1 Válvula de Control 1 Válvula de Control (Fig.(D) 125 HP CATERPILLAR 3304 10E05162 179 EMEELE1457 40ºC EMOEQP0196 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 4-42) 122 . 4. 4-39.TABLA 4-25 Continuación MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA AMPERAJE VOLTAJE TEMPERATURA MÁX. 4-41. 4-40. 4-42 y Tabla 4-26). 4-38) Skid 2/4 1 Motor de Combustión Interna 1 Tablero de Control (auxiliar (diesel) Fig. SBPO.  Skid 1/4  1 Motor de Combustión Interna (diesel Fig.BOMBA POWER OIL (Figs. Fig.: 4-38. DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 MOTOR ELECTRICO 100 HP GENERAL ELECTRIC 5K405CN2370 VB331022 60 Hz 120 Amperios 460 Voltios 40ºC MOTOR COMB..8. 1 Reductor/Incrementador 4-40) 1 Bomba de Pistón (Quíntuplex 1 Bomba de Pistón (Quíntuplex 5 pistones) 5 pistones.2. FIGURA 4-38 Motor de Combustión Interna (a diesel) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 123 .  Skid 3/4 1 Motor de Combustión Interna Skid 4/4 1 Motor de Combustión Interna (diesel) (diesel) 1 Tablero de Control (auxiliar) 1 Tablero de Control (auxiliar) 1 Reductor/Incrementador 1 Reductor/Incrementador 1 Bomba de Pistón (Quíntuplex 1 Bomba de Pistón (Quíntuplex 5 pistones) 5 pistones) 1 Válvula de Control 1 Válvula de Control Las cuatro unidades de Power Oil están configuradas de una forma similar. de tal manera se ilustrará una sola figura para cada elemento que compone una unidad de Power Oil. FIGURA 4-41: Bomba de 5 Pistones (Quíntuples) Fuente: PETROPRODUCCIÓN . FIGURA 4-40: Reductor e Incrementador Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.Elaborado por: José Félix Urresta B.FIGURA 4-39: Tablero de Control auxiliar Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 124 . 93:1 LUFKI S1810C 7930 ERIEQP0119 REDUCTOR 3.12X7V5 81/23193 305 340 4500 EBPEQP0123 1 2 3 4 REDUCTOR 3.93:1 LUFKI S1810C 7933 ERIEQP0118 1 2 3 4 MOTOR COMB. UNIDADES POWER OIL BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) CAPACIDAD DE BOMBEO (GPM) PRESIÓN MÁXIMA DE DISEÑO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO REDUCTOR/INCREMENTADOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 3 4 BOMBA QUINTUPLEX 340 GPM INGERSOL RAND 3.(D) 1020 HP CATERPILLAR 3512 DITA 65Z00712 1980 EMOEQP0397 MOTOR COMB.(D) 1020 HP CATERPILLAR 3512 DITA 65Z00713 1980 EMOEQP0396 MOTOR COMB. TABLA 4-26 Características de los equipos que en su conjunto forman las Unidades de P.O.(D) 1020 HP CATERPILLAR 3512 DITA 65Z00710 1980 EMOEQP0394 MOTOR COMB.12X7V5 88/24408 305 340 4500 EBPEQP0122 BOMBA QUINTUPLEX 340 GPM INGERSOL RAND 3.12X7V5 81/23188 305 340 4500 EBPEQP0121 BOMBA QUINTUPLEX 340 GPM INGERSOL RAND 3.(D) 1020 HP CATERPILLAR 3512 DITA 65Z00711 1980 EMOEQP0395 125 .93:1 LUFKI S1810C 7931 ERIEQP0120 REDUCTOR 3.93:1 LUFKI S1810CH 119604 ERIEQP0177 REDUCTOR 3.FIGURA 4-42: Válvula de Control Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.12X7V5 88/24411 305 340 4500 EBPEQP0120 BOMBA QUINTUPLEX 340 GPM INGERSOL RAND 3. CONTROL DE REVOLUCIONES Y CIERRE DE BY-PASS AMOT 8632C233110 9445897-01 ETCPMD0288 TABLERO DE CONTROL UNIDAD #2 POWER OIL ENCENDIDO. CONTROL DE REVOLUCIONES Y CIERRE DE BY-PASS AMOT 8632C233110 9445897-04 ETCPMD0290 TABLERO DE CONTROL UNIDAD #4 POWER OIL ENCENDIDO. 4.A/C 2 Pulgadas DA 14785902 REGULAR PRESIÓN EN UNIDAD #1 EVCPMD0037 GLOBO FISHER VALV.3. 4-43 A) Skid 2/3 (FIG. CONTROL DE REVOLUCIONES Y CIERRE DE BY-PASS AMOT 8632C233110 9445897-03 ETCPMD0498 TABLERO DE CONTROL TIPO USO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO VÁLVULA TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN MODELO SERIE USO O FUNCIÓN IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 3 4 GLOBO FISHER VALV.8.   SBBQ.A/C 2 Pulgadas DA 14785902 REGULAR PRESIÓN EN UNIDAD #2 EVCPMD0036 GLOBO FISHER VALV.  Skid 1/3 (FIG.TABLA 4-26 Continuación 1 2 3 4 TABLERO DE CONTROL UNIDAD #1 POWER OIL ENCENDIDO. 4-43 B) 1 Motor Eléctrico 1 Motor Eléctrico 1 Bomba de Pistón 1 Bomba de Pistón Skid 3/3 (FIG.BOMBAS DE QUÍMICOS (Fig.A/C 2 Pulgadas DA 14785900 REGULAR PRESIÓN EN UNIDAD #4 EVCPMD0038 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.. 4-43 C) 1 Motor Eléctrico 1 Bomba de Pistón 126 .A/C 2 Pulgadas DA 14785899 REGULAR PRESIÓN EN UNIDAD #3 EVCPMD0035 GLOBO FISHER VALV. CONTROL DE REVOLUCIONES Y CIERRE DE BY-PASS AMOT 8632C233110 9445897-02 ETCPMD0187 TABLERO DE CONTROL UNIDAD #3 POWER OIL ENCENDIDO. 4-43 y Tabla 4-27). FIGURA 4-43: Bombas de Pistón para la inyección de Químicos Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. TABLA 4-27 Características de las Bombas de Químicos de las unidades Power Oil.5 ANTIPARAFINICO DEMULSIFICANTE DMO ANTIESCALA ANTIESCALA ANTIPARAFINICO EBPPMD0659 EBPPMD0661 DEMULSIFICANTE DMO EBPPMD0886 127 . 4300 AY00038 2400 psi 0.1/4 IN TEXAS TEAM HOUSTON INC.5 0.1/2 IN TEXAS TEAM HOUSTON INC. 4300 AY00046 2400 psi BOMBA PISTON 1/4.1/2 IN TEXAS TEAM HOUSTON INC.5 0. 4300 29421707005 2400 psi BOMBA PISTON 1/2. para mejorar el fluido presurizado o fluido motriz BOMBAS DE QUÍMICOS POWER OIL BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES PLUNGER 1 (QUÍMICO) PLUNGER 2 (QUÍMICO) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 (A) 2 (B) 3 (C) BOMBA PISTON 1/2. Elaborado por: José Félix Urresta B. 128 DE .4-44 A) Skid 2/2 (Fig. 4-44 y Tabla 4-28). 4.Elaborado por: José Félix Urresta B.- BOMBAS DE AGUA PARA EL SISTEMA ENFRIAMIENTO (Fig.8.4. DE TRABAJO 1725 1725 1725 VELOCIDAD (RPM) EMEELE2751 EMEELE2077 EMEELE2070 IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN .TABLA 4-27 Continuación MOTOR TIPO 1 2 3 MOTOR ELÉCTRICO 1/4 HP MOTOR ELECTRICO 1/4 HP MARATHON AQH56C17E5314EP BT333011 60 Hz 115/230 Voltios 40`C MOTOR ELECTRICO 1/4 HP EBERL 10B56/SPM MTL0128 60 Hz 115/230 Voltios 40`C BALDO FABRICANTE MODELO W0610230975 SERIE 60 Hz FRECUENCIA 115/230 Voltios VOLTAJE 40`C TEMPERATURA MÁX. 4-44 B) 1 Motor Eléctrico 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga 1 Bomba Centrífuga FIGURA 4-44: Bombas Centrífugas de agua para el sistema de enfriamiento B A Fuente: PETROPRODUCCIÓN .   Skid 1/2 (Fig. SBBA. 4-47. DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) 1 2 BOMBA CENTRIFUGA 1.25 EBCPMD0879 EBCPMD0634 1 2 MOTOR ELECTRICO BALDO BW867640 F0701163060 60 Hz 230/460 23. 129 .5X162 DURCO MARK III 427844 275PSI@100ºF 0 0.2/11. 4-46.TABLA 4-28 Características de las Bombas de Agua para el Sistema de Enfriamiento de los motores de combustión interna de las Unidades Power Oil BOMBAS DE AGUA BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA VOLTAJE AMPERAJE TEMPERATURA MÁX.  5 Válvulas de Control Automático (Figuras 4-45. 4-48 y Tabla 4-29).6 40ºC 10 HP MOTOR ELECTRICO RELNC 5 HP MTL0068 60 Hz 3480 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.5X1-6 DURCO MARK III STD 0806-1124B 275 PSI @ 100°F BOMBA CENTRIFUGA 1. 130 .O. FIGURA 4-46: Válvula de Compuerta de la línea de succión de las BOOSTER Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. B A Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.Elaborado por: José Félix Urresta B.FIGURA 4-45: Válvulas de Globo (FISHER) para las Bombas BOOSTER P. FIGURA 4-47: Válvula de Compuerta de la línea de succión general Power Oil Fuente: PETROPRODUCCIÓN . TABLA 4-29 Características de las Válvulas de Control Automático VÁLVULAS DE CONTROL AUTOMÁTICO VÁLVULA TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN USO O FUNCIÓN MODELO SERIE MÁXIMA PRESIÓN (psi) MÁXIMA TEMPERATURA DE DISEÑO ID.A/C 2 IN B.A/C 2 IN B.A/C 4 IN LÍNEA DE PARADA DE EMERGENCIA RF-60BGS18WX 130124-1C 150 psi D COMPUERTA AXELS VALV.BOOSTER POWER OIL GLOBO FISHER VALV.BOOSTER P. DEL EQUIPO 1 (A) 2 (B) 3 4 5 GLOBO NSEAL VALV.A/C 8 IN LÍNEA DE SUCCIÓN B.FIGURA 4-48: Válvula de Globo tipo FISHER de la línea de parada de Emergencia Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.BOOSTER POWER OIL COMPUERTA AXELS VALV.O GLOBO FISHER VALV. 131 .A/C 6 IN LÍNEA DE SUCCIÓN GENERAL P.O M-303R N-303R V100 13343750 150 psi 94-8763-02-01 6000 94-8347-01-01 6000 12607509 600 400º F 400 º F 163ºC 150ºC 135ºC EVCPMD0033 EVCPMD0034 EVCPMD0077 EVCPMD0878 EVCPMD0879 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. colocar unas bombas nuevas de Desplazamiento Positivo (REDA) en lugar de las Quíntuplex (5 pistones). 1 Torre de Enfriamiento de fabricación artesanal (Fig. 4. 4-49) FIGURA 4-49 Torre de enfriamiento Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. CONCLUSIONES Esta es la sección considerada como el corazón de la Estación de Producción por las altas presiones que se manejan. también se le puede considerar a este bloque como el de mayor riesgo latente. posteriormente se impactó contra el techo del bloque de Power Oil y cayó con tanta fuerza que provocó unas chispas y causó el incendio que por suerte y por la rápida intervención de los operadores que se apegaron a las normas de 132 . en Noviembre del año anterior hubo un incendio porque justamente un pistón salió disparado de la bomba.8.5. por tal razón ya se deberían reemplazar los equipos de las unidades de Power Oil que están funcionando. para apagar las unidades de Power Oil y no a 3400 psi.seguridad Industrial. válvulas CHECK cada cierta distancia con el fin de conseguir una mayor seguridad e impedir el flujo inverso. Se deberían colocar en la tubería por donde se desplaza el fluido Motriz o de poder hacia los pozos. Una buena disposición sería la de regular a 3620 psi. este bloque dispone de la única zona automatizada de la Estación. presenta 4 paneles de PLC´s y eso ya nos indica un progreso dentro de la Estación y obviamente de la empresa. se controló la situación sin mayores novedades. porque de esta manera se evitarían pérdidas cuando existen problemas y a más de esto con esta presión se dan cuenta de algún problema suscitado ya cuando han existido grandes caídas de presión. 133 . 4-52.. este aire alimentará a los equipos que necesiten ser accionados neumáticamente.9. BLOQUE DE COMPRESORES DE AIRE En este Bloque se comprime el aire que posteriormente pasará por todas las líneas neumáticas de la Estación.9.: 4-50. El elemento principal de este bloque de compresores de aire lo constituye el separador de aire.1.COMPRESOR DE AIRE (Figs. 4-51.4. 4-51) 1 Compresor de Aire Skid 3/3 (Fig. en las bombas de Power Oil en el sistema de encendido y a las líneas de válvulas de las bombas Power Oil. El bloque está conformado por un conjunto de skids de compresores de aire. Tabla 4-30)  Skid 1/3 (Fig. 4-50) 1 Motor Eléctrico 1 Motor de Combustión Interna 1 Compresor de Aire (Uso Emergente) 1 Tablero de Control  Skid 2/3 (Fig. un purificador de aire y un transformador: 4.  SCCA. 4-52) 1 Motor Eléctrico (Uso Regular) 1 Compresor de Aire 134 . que es un equipo que tiene un purificador de aire y 2 pulmones del cual sale el aire directamente a los compresores y de éstos a las líneas neumáticas. entonces se comienza por las válvulas de los Separadores que tienen un actuador neumático (FREE WATER KNOCKOUT). FIGURA 4-50: Compresor de Aire con motor Eléctrico y Tablero de Control Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 4-51: Compresor de Aire con motor de combustión interna Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 135 . FIGURA 4-52: Compresor de Aire con motor Eléctrico (de uso regular) Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B.  1 Separador de Aire (Fig. DE TRABAJO 1740 VELOCIDAD (RPM) EMEELE2161 EMOEQP0340 EMEELE2127 IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B.TABLA 4-30 Características de los Compresores de Aire BOMBAS DE CAPTACIÓN DE AGUA COMPRESOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO 1 2 3 COMPRESOR AIRE TORNILLO COMPRESOR AIRE COMPRESOR AIRE LS-100 40HH/A 200607290095 ECAPMD0051 QUINC 325 354742 ECAEQP0051 QUINC 325 249162-LVD ECAEQP0070 1 2 3 MOTOR ELECTRICO 40 HP MOTOR COMBUSTIÓN INTERNA LISTER MOTOR ELECTRICO 5 HP TOSHIBA LEESO FABRICANTE 02250103-460R05 C184T17FB12C MODELO 050503541 4000012HL6A008 130456.Elaborado por: José Félix Urresta B. 136 .00 SERIE 60 Hz 60 Hz FRECUENCIA 230/460 Voltios VOLTAJE 40ºC 40ºC TEMPERATURA MÁX. 4-53 y Tabla 4-31). FIGURA 4-53: Purificador o Secador de Aire Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 137 . 4-54 y Tabla 4-32).  1 Transformador (Fig.TABLA 4-31 Características del Purificador de Aire para mejorar la calidad del aire comprimido que posteriormente será suministrado a través de las líneas neumáticas en la Estación de Producción del campo Cuyabeno PURIFICADOR O SECADOR DE AIRE SECADOR DE AIRE PNEUMATIC PRODUCTS FL34474 07883 250 psig 325 psig 2007 ESAPMD0054 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE ATMÓSFERAS PRUEBA DE PRESIÓN AÑO DE FABRICACIÓN IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 4-54 Transformador para regular el voltaje de los Compresores de Aire Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 9. 4. se llevarán las operaciones de una manera confiable y sin inconvenientes. CONCLUSIONES En este Bloque recién fue reemplazado el anterior Separador de aire que ya se encontraba en condiciones deterioradas por uno nuevo que sin duda ya asegura una optimización dentro de este bloque.2. al contrario aunque no tenga que abastecer a una gran cantidad de equipos se tiene que manifestar de que es un bloque que se encuentra en buenas condiciones. 138 . con esto no se quiere decir de que esta área de la Estación no tiene mucha importancia. no son muchos los puntos o los equipos que tienen un funcionamiento neumático. además como se ha manifestado.TABLA 4-32 Características del Transformador TRANSFORMADOR REGULACIÓN COMPRESORES PARA BAJAR DE 480 A 110 Voltios SQD ETRELE0851 USO FABRICANTE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. lo cual asegura que mientras se manejen adecuadamente a los equipos y se les proporcione del mantenimiento necesario a los mismos. 4-56 C)   Skid 3/7 1 Motor de Combustión Interna Skid 4/7 1 Motor de Combustión Interna (Diesel) (Diesel) 1 Generador Eléctrico 1 Generador Eléctrico 1 Tablero de Control 1 Tablero de Control 139 . 4-56 y Tabla 4-33).10.  Skid 1/7 1 Motor de Combustión Interna 1 Motor de Combustión Interna (Diesel Fig.GRUPO ELECTRÓGENO (Figs. pero en total se tienen siete generadores dentro del bloque del grupo Electrógeno. BLOQUE DEL GRUPO ELECTRÓGENO Este bloque es el encargado de suministrar de energía eléctrica para que los equipos más grandes de la Estación puedan operar.1.  SGGN. en la actualidad son tres los generadores que están en funcionamiento. 4-56 A) 1 Generador Eléctrico Skid 2/7 (Diesel) (Fig.4.4- 1 Generador Eléctrico 56 B) 1 Tablero de Control 1 Tablero de Control (Fig.10.: 4-55. de tal manera está formado por un skid de Generadores y otros elementos para su funcionamiento: 4..   Skid 5/7 1 Motor de Combustión Interna 1 Motor de Combustión Interna (Diesel)  Skid 6/7 (Diesel) 1 Generador Eléctrico 1 Generador Eléctrico 1 Tablero de Control 1 Tablero de Control Skid 7/7 1 Motor de Combustión Interna (Diesel) 1 Generador Eléctrico 1 Tablero de Control FIGURA 4-55 Grupo Electrógeno del campo Cuyabeno. Generadores CATERPILLAR Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. Las siete unidades generadoras están configuradas de una forma similar. de tal manera se ilustrará a continuación en una sola figura los elementos que componen un Generador CATERPILLAR: 140 . FIGURA 4-56: Generador CATERPILLAR y sus componentes Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. TABLA 4-33 Características de los Generadores CATERPILLAR para la Generación de Energía Eléctrica GRUPO ELECTRÓGENO GENERADOR USO POTENCIA FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) FRECUENCIA TEMPERATUR A AMBIENTE IDENTIFICACI ÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE TEMPERAT. AMBIENTE FRECUENCIA ID. DEL EQUIPO 1 2 3 4 5 6 7 GENERADO R ALIMENTA REDA # 1 635 KW CATERPILL AR SR4B AFH00591 1800 GENERADO R ALIMENTA REDA # 3 635 KW CATERPILL AR SR4B AFH00425 1800 GENERADOR DE ALIMENTACI ÓN 635 KW CATERPILLA R SR4B AFH00593 1800 GENERADOR DE ALIMENTACI ÓN 635 KW CATERPILLA R SR4B AFH00590 1800 GENERADOR DE ALIMENTACI ÓN 635 KW CATERPILLA R SR4B AFH00424 1800 GENERADOR DE ALIMENTACI ÓN 635 KW CATERPILLA R SR4B AFH00423 1800 GENERADOR DE ALIMENTACI ÓN 635 KW CATERPILLA R SR4B AFH00422 1800 60 Hz 40'C 60 Hz 40'C 60 Hz 40'C 60 Hz 40'C 60 Hz 40'C 60 Hz 40'C 60 Hz 40'C EGEELE021 4 EGEELE020 3 EGEELE0163 EGEELE0216 EGEELE0205 EGEELE0174 EGEELE0204 1 MOTOR COMB.(D) 1039 HP CATERPILL AR 3412 1EZ09561 40'C 2 MOTOR COMB.(D) 1039 HP CATERPILL AR 3412C 1EZ07907 40'C 3 MOTOR COMB.(D) 1039 HP CATERPILLA R 3412 1EZ09580 40'C 4 MOTOR COMB.(D) 1039 HP CATERPILLA R 3412 1EZ09582 40'C 5 MOTOR COMB.(D) 1039 HP CATERPILLA R 3412 1EZ07898 40'C 6 MOTOR COMB.(D) 1039 HP CATERPILLA R 3412C 1EZ07909 40'C 7 MOTOR COMB.(D) 1039 HP CATERPILLA R 3412C 1EZ07905 40'C 60 Hz EMOEQP05 89 60 Hz EMOEQP04 10 60 Hz EMOEQP0590 60 Hz EMOEQP0594 60 Hz EMOEQP0414 60 Hz EMOEQP0411 60 Hz EMOEQP0409 141 TABLA 4-33 Continuación TABLERO DE CONTROL FABRICANTE MODELO SERIE ID. DEL EQUIPO 1 2 3 4 5 6 7 CATERPILL AR EMCP II+ CATERPILL AR EMCP II+ CATERPILLA R EMCP II CATERPILLA R EMCP II+ CATERPILLA R EMCP II+ CATERPILLA R EMCP II+ ETCPMD032 3 ETCPMD046 6 CATERPILLA R EMCP II AF00593 ETCPMD0029 ETCPMD0030 ETCPMD0481 ETCPMD0468 ETCPMD0467 GENERADORES #1 Y # 2 ALIMENTAN LAS BOMBAS REDAS DE REINYECCIÓN DE AGUA Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.  1 Transformador (Fig. 4-57 y Tabla 4-34). FIGURA 4-57: Transformador Seco que alimenta a la Estación de alumbrado Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. TABLA 4-34 Características del Transformador TRANSFORMADOR SECO ALIMENTA ESTACIÓN SUNTEC 2000 KVA 2004 S/I S/I USO FABRICANTE POTENCIA MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 142  1 Filtro de Combustible para el Centro de Generación (Fig. 4-58) FIGURA 4-58 Filtro de Combustible Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 4.10.2. CONCLUSIONES En este bloque se tienen muchos aciertos, ya que se dispone de siete nuevos Generadores Caterpillar de 635 Kw cada uno, el proyecto está avanzando para hacer de este bloque un área totalmente automatizada, se están terminado los trabajos de construcción del cuarto de operaciones, de esta manera se aspira a llegar a generar electricidad para abastecer a todo el campo, si bien es cierto no en la magnitud que se ostenta en el campo VHR, porque en esa situación se tiene una Central de Generación Eléctrica, a más de eso todos los pozos de ese campo son de bombeo Electrosumergible, pero en el campo Cuyabeno se quiere cubrir todas las necesidades de la Estación, de los pozos que la requieran y de cierta forma independizarse de los famosos y costosos contratos para la generación eléctrica que en la actualidad están a días de finiquitarse, 143 esto sería de gran conveniencia para la empresa y para el Estado, ya que no se estaría destinando dinero para dichos contratos que a la final en la mayoría de los casos no han sido más que negociados políticos y que han significado más un despilfarro de recursos económicos que soluciones para la empresa, ya que siempre se han presentado problemas de incumplimiento que han desencadenado en mayores problemas que han afectado a la producción en los campos de la Estatal; entonces de este modo sólo falta esperar de que habiliten y de que se cumpla con lo previsto en este proyecto de generación propia de electricidad por parte de la propia empresa y que se lo haga con la tecnología de punta que permitirá automatizar de a poco la Estación, con lo cual se tendrá un progreso dentro la misma. 144 4.11. BLOQUE DE BOMBEO Y DESPACHO DE COMBUSTIBLES Este bloque es manejado por el Departamento de Bodega y juega un papel muy importante, ya que aquí se concentra la totalidad del combustible con el que se maneja la Estación, ya sea para el funcionamiento de los equipos como también para el suministro de combustible de los vehículos de la empresa. El abastecimiento de combustibles se lo realiza de la siguiente manera:  GASOLINA.- cada 15 días (2 semanas) 2000 galones.  DIESEL.- cada 8 a 10 días 2000 galones. o La gasolina y el diesel provienen de la refinería Amazonas.  JP1.- cada mes 2000 galones. o El JP1 proviene de la pequeña refinería de Lago Agrio. Para dicho abastecimiento se trabaja con 2 empresas o flotas que son ASIES (Autoservicios Interoceánicos) y CETSO (Cooperativa de Transportes Servicios Orientales). Este bloque consta de los siguientes equipos que se acomodan en 1 skid de trabajo: 4.11.1. SBCO.- BOMBA DE COMBUSTIBLE (Figs.: 4-59, 4-60, 4-61 y Tabla 4-35).  Skid 1/1 (Fig. 4-59) 1 Surtidor de Diesel (Fig. 4-60) 1 Surtidor de Gasolina (Fig. 4-61) 145 FIGURA 4-60: Surtidor de Diesel Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.FIGURA 4-59: Surtidores de Combustibles Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 146 .Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 4-61: Surtidor de Gasolina Fuente: PETROPRODUCCIÓN . TABLA 4-35 Características de los Surtidores SURTIDORES DE COMBUSTIBLES SURTIDOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 2 DESPACHO GASOLINA TOKHI 785-MC-PR 058-785-50528 ESTPMD0015 DESPACHO DIESEL TOKHI 785-MC-PR 058-785-50543 ESTPMD0016 MOTOR 1 MOTOR ELECTRICO 1/3 HP WESCO FX374754 BJ87 EMEELE2174 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. CONCLUSIONES Este bloque es el más desatendido. ya que es combustible lo que están despachando y por tal razón se deben tener equipos altamente fiables y seguros. por consiguiente sería una buena inversión para el beneficio de la empresa. 4. sus surtidores mecánicos son muy obsoletos. lo cual si representa un serio problema por su riesgo. 147 . todos los días son usados por todo el personal de la empresa y ni por esta razón. en la actualidad hay una variedad de modelos de éstos equipos.2. que incluso ocupan un reducido espacio y que a más de eso son digitales.11. se han hecho cambios de los mismos. desgastados y destartalados. ya que aun no se han hecho cambios en ninguno de sus equipos desde que se tiene la Estación. BLOQUE DE RECUPERACIÓN DE CRUDO Este bloque cumple con la función de recuperar o drenar el crudo proveniente del tanque de Almacenamiento.4. Aquí encontramos 1 skid de trabajo conformado por los siguientes equipos: 4. 148 . dicha agua es drenada y sale con una fracción de petróleo y es lo que se recupera en este bloque.BOMBA DE RECUPERACIÓN DE CRUDO (Fig.12. pero en realidad es más la cantidad de agua lo que se recupera ya que al proceder del tanque de Almacenamiento o de Oleoducto nos indica que es un crudo ya tratado y que contiene un bajo porcentaje de agua pero de todas formas sabemos que se tiene la presencia de agua en el crudo aun hallándose en el tanque de oleoducto y que por diferencia de densidades el agua presente en el crudo tiende a decantarse y depositarse en la parte inferior del tanque.12. 4-62 y Tabla 4-36). SBRC.1..  Skid 1/1 1 Motor de Eléctrico 1 Bomba Centrífuga FIGURA 4-62: Bomba Centrífuga para la Recuperación de Crudo Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. TABLA 4-36 Características de la Bomba Centrífuga para el drenaje y una posterior recuperación de crudo BOMBA DE RECUPERACIÓN DE CRUDO BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA AMPERAJE VOLTAJE TEMPERATURA MÁXIMA DE TRABAJO VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 BOMBA CENTRIFUGA 3X2-10 DURCO MARK III STD 0701-2761ª EBCPMD0564 1 MOTOR ELÉCTRICO 20 HP RELIANCE 5867161-CD 60 Hz 48/24 Amperios 230/460 Voltios 40º C 1740 EMEELE1449 Elaborado por: José Félix Urresta B. Este bloque estuvo sin funcionamiento durante unos 5 meses por un daño en la bomba Centrífuga. además de brindar mayor seguridad al personal de la Estación.2. pero en la actualidad se encuentra funcionando y operando sin ninguna novedad ya que su bomba fue reemplazada por otra recientemente y la recuperación de crudo que es más en realidad agua que crudo se la realiza cabalmente. aunque la descarga o recuperación que se tiene no es cuantiosa de todas formas se deberían colocarlas sobre todo por cuidar el medio ambiente. etc.. del agua de Formación en las bombas Booster. 149 . Fuente: PETROPRODUCCIÓN 4.12. CONCLUSIONES En este bloque se deberían colocar cubiertas encima del sumidero o de la piscina como se tiene en otras áreas tales como el sumidero de los Separadores. Pág 26. Páginas 29-31. 1976.13. N. N. Pág 9. “Electrical deshydration and desalting of crude Oil”. (3) Lucas R. “Electrical dehydration and desalting of crude Oil”. “Petroleum Emulsions”. 1976. 150 . CITAS BIBLIOGRÁFICAS (1) Schramm.4. (2) Lucas R. 1992. Laurier L. aún había 125. MANEJO DEL AGUA DE FORMACIÓN PRODUCIDA EN EL CAMPO CUYABENO Durante el período en que Texaco se desempeñó como operador en los campos del país. Las prácticas empleadas por Texaco cuando operaba los yacimientos de petróleo del Oriente Ecuatoriano concordaban con las prácticas de la industria. sin haberse estudiado las concentraciones de 151 . La administración del agua producida mediante el tratamiento en zonas de separación y su posterior vertido en el medio ambiente. luego de haber cumplido con los límites apropiados de descarga. y dichas prácticas se siguen empleando en muchos países. el uso de piscinas de tierra era una práctica habitual en la industria petrolera mundial. donde en 1984. Desde los años 60 hasta los 90. donde el suelo es de arcilla y muy impermeable. se lo hacía con el uso de piscinas de tierra con paredes de arcilla natural y además la quema de gas natural no utilizable cabe decir que eran prácticas habituales en la industria petrolera mundial. incluido Estados Unidos. por tanto el manejo o administración del agua producida o de Formación. nos dejó su escuela. era una práctica habitual en todo el mundo desde los años 60 a los 90.000 piscinas. que anteriormente eran directamente vertidas al ambiente. En las aguas de Producción o de Formación. Esto sucedía especialmente en áreas como el Oriente Ecuatoriano. se encuentran grandes alteraciones de los parámetros físicoquímicos tradicionales de calidad de agua.CAPÍTULO V 5. incluidos Estados Unidos y países de Latinoamérica. En áreas donde hay pocos o ningún reglamento ambiental. tanto las privadas como las estatales. que contienen un mayor respeto al Medio Ambiente. elevadas temperaturas (superiores a 48ºC) que reducen el contenido de oxígeno disuelto a valores alarmantes de 0 mg/l. Por suerte en la actualidad las prácticas empleadas son otras. como consecuencia de la evolución de las técnicas y de la ciencia pero sobre todo por la concientización de los profesionales que se desenvuelven en el campo de la industria Petrolera. etc. estas compañías deben establecer y seguir sus propias guías ambientales y señalar el camino con el ejemplo.000 y 31. y al limitar la exposición a futuras demandas judiciales por daños y perjuicios y gastos de limpieza ambiental.). niveles de hidrocarburos superiores a 45 ppm. A su vez. 152 . Se encuentran por ejemplo concentraciones muy elevadas de sales (entre 14.los aditivos habituales en las actividades petroleras. Se les está pidiendo a estas compañías que demuestren su compromiso con la protección ambiental mediante la adopción de políticas ambientales corporativas y la actuación concreta en el campo. se pone mayor atención en las actividades específicas de las compañías exploradoras y productoras. Por tal razón se está prestando cada vez mayor atención en todo el mundo a las cuestiones ambientales debido a una creciente conciencia pública y a preocupaciones y presiones gubernamentales. teniendo en cuenta que la concentración de sal del agua de mar ya es letal para las especies de la Amazonía. y que ésta no supera los 3. Estos requisitos y las guías pueden traerles beneficios significativos a las compañías individualmente (y a la industria en conjunto) a través del reconocimiento internacional y de ahorros económicos importantes.500 ppm).000 ppm. La eliminación indebida es notoria fácilmente en zonas continentales y a menudo mar afuera. agua producida. La producción de agua. 153 . se emplea la reglamentación gubernamental para asegurar su acatamiento. conteniendo grandes cantidades de sales disueltas. es la de considerar los antecedentes en la actuación ambiental del solicitante como un factor principal en la decisión de adjudicación. metales pesados e hidrocarburos dispersos y disueltos. etc. agua salada. Las sanciones por incumplimiento varían: en algunas jurisdicciones se efectúa el encarcelamiento de supervisores. que permiten una mala administración ambiental estén o no enterados del problema y aunque se contraponga con la política de la empresa por parte de personal dentro de su ámbito de responsabilidad operacional. la mayoría de los cuales ya han sido probados y muchos de ellos aún se usan en varias partes del mundo. Todos los días deben manejarse millones de barriles de agua. históricamente. El mayor producto de desperdicio en la producción de petróleo y gas. ha promediado seis veces la producción de petróleo durante la vida de todos los pozos petroleros.En áreas donde las compañías exploradoras y productoras no han demostrado el compromiso requerido. gerentes y hasta directores. Generalmente lleva al enjuiciamiento y a penas severas. El agua producida puede ser tratada y eliminada por varios métodos. sólidos en suspensión. y durante la vida de casi todos los pozos y yacimientos es el agua. Este subproducto es conocido como salmuera de yacimiento petrolífero. Otra tendencia creciente en los países que adjudican Concesiones de Participación en la Producción. teniendo que un 74. los químicos que se inyectan son los siguientes: 154 . lo cual nos evidencia un alto corte de agua en el campo. petróleo y agua. BLOQUE DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN Este bloque juega un papel muy importante dentro de la Estación. mientras que 23540 son BAPD (barriles de agua por día). El agua producida es altamente tóxica. siendo el más liviano el gas. este trabajo de inyección de químicos en el tratamiento de Reinyección de agua lo realiza la empresa BAKER HUGHES PETROLITE.1. Estos tres fluidos son separados. el gas es quemado en las teas por no tener infraestructura para su procesamiento. por tal razón a esta agua se le inyecta químicos. Como es conocido en la explotación del petróleo tenemos tanto en el fondo como en superficie tres fluidos que son el gas.025% de la producción es agua de Producción y apenas el 25. después el petróleo y el más pesado es el agua. a la misma hace muchos años no se la trataba y se la enviaba a la intemperie de la naturaleza contaminando el medio ambiente. de los cuales tenemos que 8255 son BPPD (barriles de petróleo por día). ya que de su eficiencia operacional depende gran parte del éxito en el proceso de Producción de crudo en cualquier campo. Pero en la actualidad se tiene más conocimientos y sobre todo más conciencia en cuanto a la protección ambiental se refiere. en el campo Cuyabeno tenemos en promedio una producción diaria de 31800 BFPD (barriles de fluido por día).975% es petróleo.5. mientras que el agua que se produce es conocida como Agua de Formación. Baja Presión. estas sales en aguas calientes se precipitan y en aguas frías se mantienen los iones en suspensión. Para evitar los efectos de la escala se utilizan los inhibidores de incrustación. Ligero incremento del pH. estos son ácidos fosfóricos que tienen la característica de mantener los iones en solución. forman una película que recubre el interior de las tuberías. B. Alta Temperatura. ANTIESCALA (CALNOX-3097) Se usa como Inhibidor de Incrustaciones en la Producción de Agua. Existen tres parámetros para la formación de Escala: 1. Cabe indicar que el ácido fosfórico es corrosivo por lo que se le inyecta inhibidor de corrosión para contrarrestarlo. 3. de acuerdo a la tendencia que tenga el agua a formar incrustaciones. ANTICORROSIVO (CRW-102) Se usa como Inhibidor de corrosión en la producción de agua. equipos y sistemas de agua de enfriamiento. Se le inyecta principalmente en las líneas de reinyección de agua. 155 . La corrosión es el desgaste físico y químico del metal. se inyectará dosis de 4 a 25 ppm (partes por millón). 2.A. el agua es el elemento que más afecta a la corrosión para contrarrestar esto se utilizan los inhibidores de corrosión que son agentes en estado líquido de base orgánica que forma una película protectora en las superficies metálicas. La Escala son Sales de Carbonatos o Sulfatos de Calcio o de Magnesio que se precipitan. En la reinyección de agua se tiene un trabajo continuo. A estos pozos el agua de formación es llevada mediante un proceso que empieza primero en los separadores con la deshidratación del crudo. para que no ocurra esto se realizan los trabajos cada 10 días. después pasa al tanque de Lavado.  Cuyabeno 5. de tal manera que también se aplica en las tuberías o cañerías del tanque de Lavado dos tipos de químicos que no son almacenados en los bulk tanks. éstos son almacenados en unos cilindros. BIOCIDAS (XC-104 y MAGNACIDE B) Éstos son compuestos orgánicos líquidos o sólidos con un amplio espectro.  Cuyabeno 18. son usados como Inhibidores de sulfuros (H2S) en las líneas de reinyección de agua de formación para que no produzcan incrustaciones o se corroa las líneas de tubería. dichos químicos son denominados o conocidos como: C. posteriormente es succionado por tres bombas Centrífugas (Booster) accionadas por motores eléctricos y estas llevan el agua hacia las tres bombas 156 . en el campo Cuyabeno se tienen 3 pozos que son reinyectores y son los siguientes:  Cuyabeno 4. además son usados para controlar y remover las bacterias aeróbicas y anaeróbicas y lodos microbiológicos que se forman y se van reproduciendo en colonias. ACROLEÍNA D. de tal manera que a esta agua de formación una vez que se le ha suministrado los químicos se la inyecta en pozos muertos (no productores) que ya no tienen capacidad de flujo. Bomba Reda # 2 al pozo Cuyabeno 5.. Bomba Reda # 1 al pozo Cuyabeno 18. 5-1 y Tabla 5-1).Elaborado por: José Félix Urresta B.1. c. 5-1 C) Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga FIGURA 5-1: Bombas BOOSTER Fuente: PETROPRODUCCIÓN .  Skid 1/3 (Fig. 5-1 A) Skid 2/3 (Fig. estas bombas de igual manera son accionadas por poderosos motores eléctricos y desplazan el fluido hacia los pozos reinyectores y están distribuidas así: a. 5-1 b) 1 Motor Eléctrico 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga 1 Bomba Centrífuga Skid 3/3 (Fig.BOMBAS BOOSTER (Fig. b.Centrífugas Multietapas (REDA).1. Este bloque se encuentra formado por 2 conjuntos de Skids de Trabajo y otros elementos: 5.   SBBB. Bomba Reda # 3 al pozo Cuyabeno 4. 157 . 5-2 y Tabla 5-2).TABLA 5-1 Características de las Bombas Booster ubicadas en el Bloque de Reinyección de Agua de Formación BOMBAS BOOSTER BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES ID.25 EBCPMD0835 EBCPMD0570 EBCPMD0571 1 2 3 MOTOR ELÉCTRICO 75 HP MARATHON XC365TSTG-S-300 09-11750-3/22-02 60/50 Hz 190/380 Voltios 3555 EMEELE1364 MOTOR ELÉCTRICO 60 HP BROWB QUXY225M2AG G8252853M01 60 Hz 190/380 Voltios 3555 EMEELE1179 MOTOR ELÉCTRICO 60 HP RELNC P36G4912-KC 60 Hz 190/380 Voltios 3555 EMEELE1435 Fuente: PETROPRODUCCIÓN . DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA VOLTAJE VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 (A) 2 (B) 3 (C) BOMBA CENTRÍFUGA 4X3-10 DURCO MARK III STD 0205-4439B 1750 285PSI@100ºF BOMBA CENTRÍFUGA 4X3-13 DURCO MARK III 421712 1800 290PSI@100ºF BOMBA CENTRÍFUGA 6X4-10 DURCO MARK III 477518 3550 290PSI@100ºF 0.  Transformador (Fig.25 0.Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 5-2: Transformador Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 158 .Elaborado por: José Félix Urresta B.5 0. 5-4. 5-8) 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga Multietapas 1 Variador de Frecuencia (Fig. 5-5)  Skid 2/3 (Fig.2. 5. 5-5.1. 5-7.   Skid 1/3 (Fig. 5-4) 1 Motor Eléctrico 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga 1 Bomba Centrífuga Multietapas Multietapas 1 Variador de Frecuencia (Fig.. 5-6) Skid 3/3 (Fig. SBRA.:5-3.BOMBAS DE REINYECCIÓN DE AGUA (Figs. 5-9) 159 . 5-9 y Tabla 5-3). 1 Variador de Frecuencia 5-7) (Fig.TABLA 5-2 Características del Transformador TRANSFORMADOR REGULACIÓN BOMBAS BOOSTER 5 KVA SQD ETRELE0847 USO POTENCIA FABRICANTE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 5-8. 5-6. Elaborado por: José Félix Urresta B. 160 .FIGURA 5-3: Bombas Horizontales Centrífugas Multietapas REDA Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 5-5: Variador de Frecuencia de la Bomba Nº1 Fuente: PETROPRODUCCIÓN . FIGURA 5-4: Bomba Horizontal Centrífuga Multietapa Nº 1 Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 5-8: Bomba Horizontal Centrífuga Multietapa Nº 3 Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B. 161 . FIGURA 5-7: Variador de Frecuencia de la Bomba Nº2 Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B.FIGURA 5-6: Bomba Horizontal Centrífuga Multietapa Nº 2 Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B. MULTIETAPAS REDA (SCHLUMBERGER) EBMEQP0103 EBMEQP0104 EBMEQP0011 1 2 3 MOTOR ELÉCTRICO 600 HP TECO AEHE-UW006 LRAD06B031-6 40ºC MOTOR ELÉCTRICO 450 HP TOSHIBA 3F4450L1C3842 011004326 40ºC MOTOR ELÉCTRICO 450 HP TOSHIBA 3D4450L3H1HH 001101889 40ºC 60 Hz 650 Amperios 460 Voltios 3580 60 Hz 491 460 Voltios 3575 60 Hz 491 460 Voltios 3575 162 HJ .FIGURA 5-9: Variador de Frecuencia de la Bomba Nº3 Fuente: PETROPRODUCCIÓN .MULTIETAPAS REDA (SCHLUMBERGER) 66CCTAFLESZZ 2NB0J24499 HJ .MULTIETAPAS REDA (SCHLUMBERGER) 66CCTAFLINCESZZ 2NN7F01491 HJ .350N 41 .350N 27 BOMBA CENTRIF.Elaborado por: José Félix Urresta B. TABLA 5-3 Características de las Bombas Horizontales Centrífugas Multietapas (REDA) BOMBAS HORIZONTALES CENTRÍFUGAS MULTIETAPAS (REDA) BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE REDA NÚMERO DE ETAPAS IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE TEMPERATURA AMBIENTE MÁXIMA FRECUENCIA AMPERAJE VOLTAJE VELOCIDAD (RPM) 1 2 3 BOMBA CENTRIF.350N 41 BOMBA CENTRIF. 163 . 5-11.Elaborado por: José Félix Urresta B.  4 Transformadores (Figuras 5-10. 5-13 y Tabla 5-4).Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 5-11: Transformador que alimenta a la Bomba REDA Nº2 Fuente: PETROPRODUCCIÓN . FIGURA 5-10: Transformador para el alumbrado en el sector de bombas REDA Fuente: PETROPRODUCCIÓN .FRECUENCIA BOMBA REDA # 1 1000 KVA CENTRILIFT VAR.FRECUENCIA BOMBA REDA # 3 815 KVA REDA (SCHLUMBERGER) 050102672 EVFELE0184 031004093 EVFELE0108 USO POTENCIA FABRICANTE MODELO SERIE ID.FRECUENCIA BOMBA REDA # 2 815 KVA REDA (SCHLUMBERGER) VAR. 5-12.TABLA 5-3 Continuación IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO EMEELE2765 EMEELE1621 EMEELE1878 VARIADORES DE FRECUENCIA 1 2 3 VAR. DEL EQUIPO 8900 4-GCS-12P 10219783 EVFELE0312 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 5-13 Transformador del Bloque de Reinyección de Agua Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.FIGURA 5-12 Transformador del Bloque de Reinyección de Agua Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 164 . CONCLUSIONES En la actualidad se manejan altas tasas de producción de agua de Formación en el área de Cuyabeno.3. 165 .AGUA #2 REINYECCION DE AGUA REINYECCION DE AGUA 600 KVA FOHAMA 2000 KVA SUNTEC 2000 KVA SUNTEC 7211/1 60 Hz 40ºC 956701G 60 Hz 40ºC OTHV3/956601G 60 Hz 40ºC ETRELE1028 ETRELE0695 ETRELE1043 ETRELE1042 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.95 %. lo que representa que tenemos un promedio total de un 74.TABLA 5-4 Características de los Transformadores ubicados en el Bloque de Reinyección de Agua de Formación TRANSFORMADORES TRANSFORMADOR USO POTENCIA FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA TEMPERATURA MÁXIMA (ºC) ID. DEL EQUIPO 1 2 3 4 ALUMBRADO SECTOR BOMBAS REDA 5 KVA SQD 3R S/I 60 Hz 40ºC ALIMENTA B.05 % de agua. 5.REINY. mientras que de petróleo apenas es un 25. solamente para mencionar el campo Cuyabeno en donde se tiene una producción total de 31792 BFPD (barriles de fluido por día).1. de los cuales son 8252 BPPD (barriles de petróleo por día) y 23540 BAPD (barriles de agua por día). debido a que no se encuentra 166 . del cual el agua sale con un menor contenido de crudo. Este problema se presenta por la deficiencia en el calentador (Temperatura) que se mencionó anteriormente. pero es necesario indicar que al menos si se tiene considerado la instalación de un nuevo tanque con una capacidad de 5000 barriles. Un método que permitiría optimizar le reinyección de agua de Formación es el del Gas Blanket. pasaría al Skimer Tank (tanque de Pulido). en el campo VHR se tiene el método del Gas Blanket. porque de este promedio de agua que se presenta al momento. en condiciones actuales el agua de Formación sale por la descarga del tanque de Lavado con una promedio del 0. este es el desnatador Skimer Tank o tanque de Pulido. va a ir progresivamente aumentando a medida de que va pasando el tiempo. debemos señalar que con una mejor deshidratación se va a recuperar mayor volumen de crudo que se está yendo junto con el agua producida a la reinyección de la misma. pero en la actualidad lamentablemente se lo tiene deshabilitado a este sistema. Porque con este sistema el agua de Formación que sale del FWKO Separador de Producción Nº1 (Free Water Knockout). lo cual hace que se presenten problemas constantes con el aumento del nivel en el colchón del agua de Formación en el tanque de Lavado. Además se debe construir e instalar un nuevo tanque para el Almacenamiento del agua de Formación. con esto queda en evidencia una vez más de que es necesario y urgente la implementación de un calentador que responda de una manera eficaz.7% de agua. el mismo que consiste en el uso de este tanque. esto permitiría descargar a los pozos reinyectores en condiciones favorables. lo que se debe realizar en el campo es optimizar la deshidratación del crudo. pero por su mal estado fue desarmado y al momento no se dispone de ningún tanque.6 a 0. anteriormente se tenía un tanque pernado cuya capacidad era de 3000 barriles.La producción de agua de Formación. porque la atmósfera estuvo contaminada por tanta presencia de gas y que pudo haber tenido consecuencias catastróficas porque la atmósfera a más de contaminada estuvo inflamable por un lapso de varios días. 5 y 6 “Condiciones anteriores (Tanque Empernado). Ver anexos # 4. pero los resultados fueron apreciados de inmediato. entonces el gas se sigue inyectando. posteriormente el agua sigue entrando al tanque pero a ese gas no se sabe como desalojarlo y por esta razón al tanque se lo tuvo abierto por la falta de esta válvula de venteo.el método de cómo aplicar o sustituir la deficiencia por la ausencia de una válvula de venteo del gas. cabe recalcar que este es un sistema algo complejo. condiciones actuales y condiciones ideales de Reinyección de Agua de Formación del Campo Cuyabeno”. 167 . para de este modo eliminar el Oxígeno ya que éste es el agente que más causa la corrosión. el techo de este tanque de Pulido es geodésico para el almacenamiento del gas. entonces al agua de Formación contenida en el tanque se le aplica el gas de los Separadores. El problema en el campo VHR se presenta de la siguiente manera: cuando el nivel del agua baja. hacia los tanques de Almacenamiento o de Oleoducto. Este medidor o contador de flujo es calibrado cada mes junto con los medidores de la estación de transferencia al oleoducto. 6-1. BLOQUE DEL BOMBEO DE TRANSFERENCIA DE CRUDO (PRODUCCIÓN DEL CAMPO CUYABENO) En este bloque se contabiliza la producción que se obtiene únicamente del campo Cuyabeno. 6-1) 1 Motor de Combustión Interna 1 Motor Eléctrico (Uso regular) (Uso emergente) 1 Bomba Centrífuga  1 Bomba Centrífuga Skid 2/2 (Fig. BOMBEO Y TRANSFERENCIA DE CRUDO El Bombeo en este caso se refiere a la acción de impulsar mediante bombas el fluido o crudo producido ya tratado.  SBBT.1. por consiguiente el crudo que se ha estabilizado en el tanque de surgencia es enviado al tanque de Oleoducto o de Almacenamiento mediante esta unidad de Transferencia de crudo. de este modo tiene un medidor de flujo.. 6.6-2) 168 .1.1.BOMBAS DE TRANSFERENCIA (Figs. mientras que la Transferencia o transporte significa enviar por oleoductos dicho crudo producido una vez que ha sido contabilizado en el campo hacia Lago Agrio. el mismo que está conformado por un conjunto de skids que contienen los siguientes equipos y además se beneficia de distintos elementos de control: 6. este trabajo lo realiza la empresa.CAPÍTULO VI 6. 6-2 y Tabla 6-1) Skid 1/2 (Fig. de uso regular Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 169 .FIGURA 6-1 Bomba Centrífuga para la Transferencia de Crudo con motor Eléctrico. de uso emergente Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 6-2 Bomba Centrífuga para la Transferencia de Crudo con motor de combustión interna. 25 CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES EBCPMD0575 EBCPMD0574 IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR 1 2 MOTOR ELÉCTRICO 50 HP MOTOR COMB.TABLA 6-1: Características de las Bombas de Transferencia que se responsabilizan exclusivamente de la producción de crudo del campo Cuyabeno BOMBAS DE TRANSFERENCIA BOMBA TIPO 1 BOMBA CENTRÍFUGA 4X3-10 DURCO MARK II 261425 3550 285PSI@100ºF 2 BOMBA CENTRÍFUGA 4X3-10 DURCO MARK II 251636 3550 285PSI@100ºF FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) PRESIÓN MÁXIMA DE DISEÑO 0.(D) 79 HP TIPO LEROI LISTER FABRICANTE LS 2001-2 HR6 MODELO 81298/01 846HR6A3104 SERIE 60 Hz FRECUENCIA 122/61 AMPERAJE 220/440 VOLTAJE 40ºC TEMPERATURA MÁX.25 0. FIGURA 6-3 Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B. DE TRABAJO 3550 VELOCIDAD (RPM) EMEELE1458 EMOEQP0232 IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN .  1 Medidor de Crudo (Fig.Elaborado por: José Félix Urresta B.6-3 y Tabla 6-2). 170 . es un equipo especial utilizado para medir y registrar automáticamente la Transferencia de custodia de volúmenes. que en este caso serán transportados por la Red de Oleoductos del Distrito 171 . CONCLUSIONES En este bloque lo que se necesita elementalmente es instalar otro contador o medidor de crudo. por la razón de que se debe alternar día a día en su trabajo. por otro lado sería muy importante poder reemplazar las Unidades ACT que se tienen en la Estatal. con la finalidad de que no sufran descalibraciones y puedan alterar los contadores la contabilización de la Producción. ya que en la actualidad se dispone de un solo contador y dentro de la configuración de las Facilidades de Producción se deben ubicar dos medidores de crudo.1.) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. F4-S1 AM010193 200 – 1000 EMCPMD0091 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE CAPACIDAD GPM (Mín. La Unidad ACT.TABLA 6-2 Características del Contador o Medidor de Flujo que contabiliza la producción diaria del campo Cuyabeno MEDIDOR O CONTADOR DE FLUJO MEDIDOR 1 MEDIDOR DE CRUDO SMITH METER INC.2.-Máx. 6. por las Unidades LACT. en barriles de petróleo crudo a 60ºF. La unidad toma las muestras. recircula el petróleo que necesita tratamiento (deshidratación). Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes y recolección de muestras del centro de medición del petróleo crudo. registra las temperaturas. para luego ser transportadas por la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico (RODA).Amazónico (RODA). ya que la custodia de la transferencia es más frecuente. Esta unidad está constituida por el banco de medidores (2). así como de los volúmenes de hidrocarburos provenientes de las instalaciones industriales anexas. tomamuestras (1) y el probador de medidores (1) en la Estación de Bombeo. estas ya son unidades completamente automáticas LACT (Unidades Automáticas de Fiscalización y Control) en el campo. tomamuestras y probador de medidores. que los usuarios hacen al RODA y/o SOTE. Esta unidad está constituida por el banco de medidores. determina la calidad y el volumen neto. Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes y recolección de muestras del centro de Fiscalización y entrega de la producción de petróleo crudo. guarda los registros necesarios para contabilizar la Producción y también se apaga y activa una alarma en caso de problemas. que se tienen en los campos de PETROPRODUCCIÓN. Además ofrece una ventaja adicional y es que ellos requieren menos uso de tanques. Suministran una transferencia de petróleo de la estación al oleoducto sin necesidad de ser atendidas por el personal operativo. 172 . En definitiva se puede decir que este ya es un equipo especial diseñado para medir y registrar automáticamente la transferencia de custodia por concesión de los volúmenes en barriles de petróleo crudo producido en los diferentes campos u operaciones de producción. Las Unidades LACT. 2. .1. por tal razón ya está listo para ser enviado al oleoducto con destino a Lago Agrio. El bloque se compone de 4 skids y otros elementos de control para su operación: 6. porque el crudo sale del tanque de Oleoducto o Almacenamiento con un contenido máximo de hasta el 1% de BSW. 6-4 y Tabla 6-3). 6-5 A 1 Medidor de Crudo Fig. 6-5 B FIGURA 6-4 Bombas BOOSTER Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.6. 6-4 A) Skid 2/2 (Fig. 6-4 B) 1 Bomba Centrífuga 1 Bomba Centrífuga 1 Motor Eléctrico 1 Motor Eléctrico 1 Medidor de Crudo Fig.  Skid 1/2 (Fig.BOMBAS BOOSTER (Fig.2. 173 .  SBBB. BLOQUE DE BOMBEO O TRANSFERENCIA AL OLEODUCTO En este bloque se puede decir que el proceso de Producción en el campo llega a su etapa final. que es el requerimiento para poder ser bombeado al oleoducto como producto final. FIGURA 6-5 Medidores de Crudo SMITH Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. TABLA 6-3 Características de las Bombas Booster que succionan el crudo para el bombeo o despacho hacia el oleoducto y de los Medidores o contadores de flujo BOMBAS BOOSTER OLEODUCTO BOMBA 1 (A) 2 (B) TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VELOCIDAD (RPM) TDH (pies) MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA CAPACIDAD DE BOMBEO (GPM) CAPACIDAD DE ACEITE EN GALONES IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO BOMBA CENTRIFUGA 8X6-14 DURCO MARK II 121476 1780 180 245 PSI/100F BOMBA CENTRIFUGA 8X6-14 DURCO MARK II 403548 1800 158 285PSI@100ºF 1455 2400 MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA TEMPERATURA MÁXIMA AMBIENTE VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 0.75 EBCPMD0391 EBCPMD0741 1 MOTOR ELECTRICO US 2 100 HP MOTOR ELECTRICO WESCO 100 HP C4313-02-226 60 Hz 40ºC 5-100H4TBDPNKB 60 Hz 40ºC 1780 EMEELE1153 1780 EMEELE2654 174 . 2. 175 . 6-6 y Tabla 6-4) Skid 1/1 (Fig. 6-6) 1 Motor Eléctrico 1 Tomamuestras FIGURA 6-6 Tomamuestras Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.2.  SMTH. – TOMAMUESTRAS (Fig.TABLA 6-3 Continuación MEDIDORES DE CRUDO 1 2 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE PRESIÓN DE TRABAJO GALONES POR MINUTO (MIN/MÁX) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MEDIDOR CRUDO 1000 GPM SMITH G6-S1 AM010122 150 PSI 200/1000 MEDIDOR CRUDO 1000 GPM SMITH G6-S1 AM010123 150 PSI 200/1000 EMCPMD0090 EMCPMD0089 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 6. 3. 6-8) 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga Multietapas 1 Bomba Centrífuga Multietapas REDA (Fig. 6-9) (REDA) 1 Válvula de Control Fig. SBBO. 6-10.TABLA 6-4 Características del Tomamuestras que nos permitirá recoger muestras para posteriormente realizar análisis y determinar la calidad del crudo que se está bombeando hacia Lago Agrio TOMAMUESTRAS TOMAMUESTRAS DE CRUDO 1 TOMAMUESTRAS ACT`s OLEODUCTO HALCO CMC250-5 02B118 ETMPMD0031 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR 1 MOTOR ELÉCTRICO 1/2 HP BALDO AH690045 F0112201326 EMEELE1613 TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 6-10 1 Válvula de Control 1 Variador de Frecuencia 1 Variador de Frecuencia (Fig.   Skid 1/3 Skid 2/3 1 Motor Eléctrico (Fig. 6-11 y Tabla 6-5). 6-11) 176 . (Figs. 6-9. 6-8. –BOMBAS DE OLEODUCTO HORIZONTALES REDA 6.2. 6-7. están configuradas de una forma similar. cada uno de estos elementos se mostrará en una sola figura y así veremos cómo componen una bomba horizontal de oleoducto: 177 . de tal manera que se ilustrarán los elementos que constituyen la unidad completa. Skid 3/3 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga Multietapas (REDA) 1 Válvula de Control 1 Variador de Frecuencia FIGURA 6-7 Bombas Centrífugas Horizontales Multietapas REDA Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. Las tres bombas Centrífugas Multietapas Horizontales REDA. Elaborado por: José Félix Urresta B.FIGURA 6-8: Motor Eléctrico Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 6-9: Bomba Centrífuga Horizontal multietapas Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 6-10: Válvula de Control Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 178 . FIGURA 6-11: Variador de Frecuencia Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.MULTIETAPAS REDA (SCHLUMBERGER) 66CCT-MNL-AFL2SN5F01343 26 EBMEQP0064 EBMEQP0065 EBMEQP0066 1 MOTOR ELECTRICO HP SIEMENS 600 2 MOTOR ELECTRICO HP SIEMENS 600 3 MOTOR ELECTRICO HP SIEMENS E18261-01-3 40ºC E18261-01-2 40ºC E18261-01-1 40ºC 60 Hz 643 Amperios 460 Voltios 3577 60 Hz 643 Amperios 460 Voltios 3577 60 Hz 643 Amperios 460 Voltios 3577 EMEELE2473 EMEELE2474 EMEELE2475 1 2 3 VAR.MULTIETAPAS REDA (SCHLUMBERGER) 66CCT-MNL-AFL2SN5F01341 26 2 BOMBA CENTRIF.FRECUENCIA BOMBA REDA # 1 VAR.MULTIETAPAS REDA (SCHLUMBERGER) 66CCT-MNL-AFL2SN5F01342 26 3 BOMBA CENTRIF.FRECUENCIA BOMBA REDA # 3 179 600 . TABLA 6-5 Características de todos los elementos que conforman las Bombas Centrífugas Multietapas REDA BOMBAS CENTRÍFUGAS MULTIETAPAS HORIZONTALES REDA BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE NÚMERO DE ETAPAS IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE TEMPERATURA AMBIENTE MÁXIMA FRECUENCIA AMPERAJE VOLTAJE VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO VARIADORES DE FRECUENCIA USO 1 BOMBA CENTRIF.FRECUENCIA BOMBA REDA # 2 VAR. SEGURIDAD 2 IN 0. Skid 1/1 (Fig.Elaborado por: José Félix Urresta B.2.SEGURIDAD 2 IN 0.1 05-16776 EN BOMBA DE OLEODUCTO HORIZONTAL# 3 EVCPMD1241 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 6-12 y Tabla 6-6).TABLA 6-5 Continuación POTENCIA FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO VÁLVULAS DE SEGURIDAD TIPO FABRICANTE DESCRIPCIÓN SOBREPRESIÓN SERIE USO O FUNCIÓN IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 815 KVA SCHLUMBERGER S3B481KCC 060305174 EVFELE0256 600 KVA REDA (SCHLUMBERGER) 050305338 EVFELE0195 815 KVA SCHLUMBERGER S3B481KCC 060305175 EVFELE0260 1 2 3 AGCO VALV.4. 6-12) 1 Motor Eléctrico 1 Bomba Centrífuga FIGURA 6-12: Bomba Centrífuga del Sumidero de Oleoducto Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 180 . 6.SEGURIDAD 2 IN 0.1 05-16777 EN BOMBA DE OLEODUCTO HORIZONTAL# 2 EVCPMD1240 AGCO VALV..BOMBA SUMIDERO OLEODUCTO (Fig.1 05-16775 EN BOMBA DE OLEODUCTO HORIZONTAL# 1 EVCPMD1239 AGCO VALV.  SBSU. 9 Amperios AMPERAJE 40ºC TEMPERATURA MÁX.  2 Transformadores (Fig.TABLA 6-6 Características de la Bomba de Sumidero de Oleoducto BOMBAS DE SUMIDERO OLEODUCTO BOMBA 1 BOMBA CENTRIFUGA 1. 6-13 y Tabla 6-7). DE TRABAJO EMEELE1359 IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 6-13: Transformadores Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.8/9. 181 .5 HP TIPO MARATHON FABRICANTE YC213TT038001BR MODELO LAA52948 SERIE 60 Hz FRECUENCIA 19.5X1-62 TIPO DURCO FABRICANTE MARK III MODELO 448895 SERIE 3600 VELOCIDAD (RPM) 290PSI@100ºF PRESIÓN MÁXIMA DE DISEÑO EBCPMD0331 IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR 1 MOTOR ELECTRICO 7. reemplazando a las bombas Tríplex que existían anteriormente. lo único que sería de implementar en este bloque como se mencionó anteriormente y de la misma forma en el bloque de bombeo y transferencia de crudo (de la Producción del Campo Cuyabeno) para lograr una optimización inmejorable son las unidades LACT (Unidades Automáticas de Fiscalización y Control) en el campo.TABLA 6-7 Características de los Transformadores TRANSFORMADORES TRANSFORMADOR USO POTENCIA FABRICANTE SERIE FRECUENCIA TEMPERATURA MÁXIMA (ºC) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 (A) ALIMENTA BOMBAS HORIZONTALES 700 KVA POWELL ESCO 99010183 60 Hz 85 2 (B) ALIMENTA B.OLEODUCTO 850 KVA FOHAMA 7212/1 60 Hz 40 ETRELE0086 ETRELE0684 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. porque se encuentran en buen estado. CONCLUSIONES Este bloque está en buenas condiciones ya que sus equipos funcionan perfectamente y además porque prácticamente se encuentra renovado por sus modernas bombas Centrífugas Multietapas REDA. las cuales llegaron a la Estación por el convenio que se presentó con la compañía Privada City Oriente (Tipishca Bloque 27). 182 .5. las mismas que ya fueron retiradas del campo Cuyabeno para ser llevadas a otro campo del Distrito Amazónico (PETROPRODUCCIÓN). 6. Ya son unidades automatizadas.2. 2) Cuando tenga sustancias y/o posea características que pudieran dañar las instalaciones de transporte y almacenamiento o interferir con el adecuado funcionamiento de las instalaciones. 5) Cuando existan condiciones operativas que impidan su recepción. siempre que no sean de aquellas contempladas en el artículo 15 del presente acuerdo Ministerial. no se encuentren funcionando correctamente. hasta cumplir con las normas establecidas según el artículo 10 del Acuerdo Ministerial Nº 014 de fecha Febrero 9 del 2004 y publicado en el Registro Oficial Nº 280 del 26 de Febrero del mismo año. de conformidad con las prácticas normales de la industria Petrolera. 1) Cuando tenga más del 1% de agua y sedimentos (BS&W). ya que en éstas unidades se realizan las pruebas del petróleo crudo que va a ser transferido y si se llegaran a presentar anomalías simplemente se rechazaría ese crudo para ser sometido nuevamente a un tratamiento apropiado. conforme lo establecido en el artículo 7 de este acuerdo”. situación que será determinada mediante el control diario de los medidores. que establece lo siguiente: “El petróleo crudo producido por los usuarios no podrá ser recibido y/o transportado por las operadoras de existir una o más de las siguientes causas comprobadas por las operadoras o la DNH (Dirección Nacional de Hidrocarburos). 4) Cuando existiere orden del Ministerio del ramo que prohíba expresamente el transporte de dicho petróleo. 3) Cuando la gravedad API sea menor a los asignados en la correspondiente regulación emitida por la DNH. 6) Cuando la LACT del usuario y las unidades ACT.que incluso evitarían que se tenga un bombeo o transferencia inadecuada hacia Lago Agrio. 183 . Se preocupa del estado operativo de todos los sistemas contra incendios. es decir se encarga de la seguridad tanto física como intelectual de todo el personal que labora dentro y fuera de la Estación. (1) El personal debe estar bien dotado por parte de la empresa de todos los equipos de seguridad Industrial como son el casco.) . y además debe estar muy capacitado en el 184 .CAPÍTULO VII 7. que a su vez se constituye en el patrimonio fundamental de la empresa.Lleva un control de la inspección técnica para determinar el deterioro del equipo. Este Departamento venido a menos es uno de los más importantes pues como se mencionó es el que se preocupa del bienestar del personal. .Es el encargado de la dotación del equipo de protección personal para el personal del Distrito..Diseña y sugiere la compra de los equipos contra incendios (Sistemas de espumas.Imparte capacitación continua en la lucha contra incendios. etc. Las actividades a las que se dedica son: . kárdox. lo que evitará pérdidas en los equipos y lesiones al personal. y de las instalaciones de la Estación. MANEJO DE LA SEGURIDAD INDUSTRIAL La seguridad Industrial dentro de una Estación petrolera comprende la seguridad total de esta. overoles. mascarilla. las botas de trabajo. . protectores auditivos. es el que hace el seguimiento de las condiciones de seguridad en todas las fases de la operación. . etc. gafas de seguridad. que son el capital de la misma. se constituye en la prioridad en el trabajo del Departamento de seguridad Industrial. por tal motivo una norma de seguridad Industrial está relacionada con los horarios de trabajo. 185 . porque en caso de presentarse una emergencia debe actuar con agilidad y facultad para poder solucionar la contingencia. esto posteriormente conlleva a enfermedades cancerígenas porque el ambiente en el cual se desarrollan las actividades de trabajo es nocivo para la salud y por tal razón hay que hacer un buen uso de los equipos de seguridad que nos ayudarán a evitar dichas enfermedades y cuidar la salud. otra falta grave por parte del personal es el mal uso o peor aun el no utilizar los equipos de seguridad Industrial que son dotados por la empresa. por último el personal debe estar en condiciones óptimas de salud tanto física como mental.tema. Una vez señalado de manera general algunos puntos importantes de la seguridad Industrial. ya que al trabajar por muchos días en el campo. al individuo le afecta emocionalmente y empieza a trabajar con una actitud alterada y como es lógico no se desenvuelve de una manera adecuada. debemos indicar que el bloque del sistema contra incendios. porque el área en el que se realiza el trabajo tiene un alto nivel de riesgo y por tal razón debe trabajar con todas las normas de seguridad y sin exceso de confianza al operar. ya que esta es la principal razón por la cual surgen los problemas. Por lo expuesto anteriormente es necesario determinar que el personal debe trabajar con inmensa responsabilidad. Las medidas de seguridad adoptadas para la protección de este tipo de instalaciones se encuentran de acuerdo a normas internacionales vigentes y están destinadas a eliminar en especial los riesgos previsibles. esto está plenamente justificado desde los siguientes puntos de vista: a) Protección de los valores económicos almacenados. b) Protección del valor económico que constituye el mismo tanque de almacenaje. es decir aquellos cuya clase y magnitud se conoce perfectamente. Si bien la implementación de un sistema de seguridad completo constituye para la empresa un desembolso económico considerable.1. e) Eliminación de riesgos que puedan dañar la salud de los trabajadores.7. d) Eliminación de riesgos que puedan comprometer áreas de proceso u otras instalaciones. 186 . para los cuales es siempre posible el diseño de un sistema de seguridad que los elimine totalmente. c) Continuidad operativa de las instalaciones. BLOQUE DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS La prevención y control de riesgos sobre todo en los tanques de almacenaje sin duda se constituye para las empresas petroleras en uno de sus objetivos principales. f) Cualquier medida de seguridad adoptada para la protección de tanques de almacenaje hace disminuir automáticamente la prima de seguro. con estos descuentos se amortizan en un plazo determinado los costos de los sistemas de seguridad implementados. desde el punto de vista de seguridad Industrial. no esté disponible o presente problemas. el skid 1 es fijo y dispone de dos bombas Centrífugas. El Skid 2 es móvil y posee igualmente dos bombas. De tal forma el sistema contra incendios está repartido por toda la Estación de Producción con sus distintos surtidores para solucionar cualquier problema que se presente dentro de la misma de la manera más rápida posible. que es la que se ocupa primero en caso de darse la emergencia y la otra con un motor de combustión interna (diesel). la primera es una bomba Centrífuga accionada por un motor de combustión interna (diesel) y la segunda es una bomba especial de la misma forma es accionada por un motor de combustión interna (diesel).Los riesgos de incendios en tanques de almacenaje de techo fijo (tanque de Lavado y de Surgencia) y flotante (Almacenamiento o de Oleoducto). El Sistema Contra Incendios está compuesto de 2 conjuntos de skids. esta se la ocupa en caso de que la bomba principal no funcione. por lo tanto deben estar bien diseñados los sistemas de seguridad y sobre todo probarlos constantemente. son causa de preocupación constante para la división de seguridad Industrial de la empresa. A continuación se detallan los componentes de este Sistema Contra Incendios en sus diferentes skids al mismo tiempo los otros elementos que conforman la totalidad del sistema: 187 . la principal funciona con un motor eléctrico. 7-1. 7-4) FIGURA 7-1: Bomba Centrífuga con motor Eléctrico Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 7-2) 1 Tablero de Control (Fig. 7-4 y Tablas 7-1. 188 .BOMBAS CONTRA INCENDIOS “FIJAS” (Figs. 7-1) Skid 2/2 (Fig.1.7. 7-3.Elaborado por: José Félix Urresta B.1..   Skid 1/2 (Fig. 7-3) 1 Motor Eléctrico 1 Motor de Combustión 1 Bomba Centrífuga Interna a diesel 1 Variador de Frecuencia 1 Bomba Centrífuga (Fig. 7-2. 7-2). FIGURA 7-2: Variador de Frecuencia Fuente: PETROPRODUCCIÓN .Elaborado por: José Félix Urresta B. SBCI. TABLA 7-1 Características de las Bombas Contra Incendios y del Variador de Frecuencia BOMBAS CONTRA INCENDIOS BOMBA TIPO FABRICANTE DIMENSIÓN MODELO SERIE MÁXIMA PRESIÓN DE DESCARGA CAPACIDAD DE BOMBEO (GPM) VELOCIDAD (RPM) IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE FRECUENCIA VOLTAJE TEMPERATURA MÁX. DDFP06AT 7005 6A-416220 189 . DE TRABAJO 1 BOMBA CENTRÍFUGA 250 HP a 1780 RPM AURORA 320 Head ft 6-481-20 84-66729 0 2 BOMBA CENTRÍFUGA 302 HP a 760 RPM AURORA 320 Head ft 6-481-20 82-65551 0 2400 2400 1770 EBCPMD0572 1760 EBCPMD0573 1 MOTOR ELÉCTRICO 250 HP GENERAL ELECTRIC 5K445AL209RA DX-F 60 Hz 460 Voltios 40ºC (T. AMBIENTE) 2 MOTOR COMB.FIGURA 7-3 Bomba Centrífuga con motor de combustión interna (diesel) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.(D) 288 HP GM DIESEL INC. 190 . DEL EQUIPO VARIADOR DE FRECUENCIA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1780 EMEELE1387 1 1760 EMOEQP0239 VECTOR III 435 KVA WOOD GROVE 435VSG506-SB6 MEAH0KF6 EVFELE0281 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 7-4 Tablero de Control para la Bomba centrífuga con motor a diesel Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.TABLA 7-1 Continuación VELOCIDAD (RPM) ID.  3 Cargadores de Batería (Fig. FIGURA 7-5 Cargadores de Batería A B C Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 7-5 y Tabla 7-3). 191 .TABLA 7-2 Características del Tablero de Control del motor a diesel TABLERO DE CONTROL TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VOLTAJE FRECUENCIA MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO PANEL DE CONTROL DEL MOTOR A DIESEL MASTER CONTROL SYSTEMS INC. DCFDA-9 35799 115 Voltios 60 Hz 275 psi ETCPMD0198 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B.   Skid 1/2 SBCI-P1 (Fig. 7-6.2.BOMBAS CONTRA INCENDIOS “MÓVILES” (Figs. 7-8) 1 Motor de combustión Interna Interna 1 Bomba Centrífuga 1 Bomba Especial FIGURA 7-6: Bomba Centrífuga portátil con motor de combustión interna Fuente: PETROPRODUCCIÓN . 192 .1.. 7. 7-8 y Tabla 7-4).Elaborado por: José Félix Urresta B. 7-6) 1 Motor de Combustión Skid 2/2 SBCI-P2 (Fig. SBCI. 7-7.7-7.TABLA 7-3 Características de los Cargadores de Batería CARGADORES DE BATERÍA CARGADOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE VOLTAJE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 CARGADOR DE BATERÍA SCI LAMAR ASE-30-12V-A1 N-13250-4 120 Voltios ECBELE0100 2 CARGADOR DE BATERÍA SCI LAMAR ASE-30-12V-A1 AC-2158 120 Voltios ECBELE0101 3 CARGADOR DE BATERÍA SCI LAMAR A40-30-12V-A1 91231-9(3903) 120 Voltios ECBELE0102 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 7-7 Bomba Especial de engranajes Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 7-8 Bomba Especial de engranajes con motor de combustión interna Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. 193 . 3. el sistema que utiliza es uno de los métodos que se considera eficaz para el control de incendios. CONCLUSIONES Este Bloque tiene la responsabilidad de salvaguardar la integridad de toda la Estación en caso de un incendio y como tal debe estar presto y listo para cualquier emergencia. los sistemas contra incendios son necesarios y deben ser instalados en todos los tanques en las operaciones hidrocarburíferas. produce la 194 .TABLA 7-4 Características de las Bombas Contra Incendios Móviles BOMBAS CONTRA INCENDIO MÓVILES BOMBA TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO MOTOR TIPO FABRICANTE MODELO SERIE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO 1 BOMBA CENTRÍFUGA PORTÁTIL 4X4 GODWN 9709708-2 CD80 EBCPMD0656 2 BOMBA ENGRANAJES 1 MOTOR COMBUSTIÓN INTERNA DIESEL JDEER 3009DF005 CH3009D000380 EMOEQP0572 2 MOTOR COMBUSTIÓN INTERNA DIESEL HATZD 911192001711 2G40 EMOEQP0573 NATVA 13912 EBEPMD0150 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: José Félix Urresta B. consta de un tanque pequeño para almacenar una proteína animal que al ponerse en contacto con agua dulce y un succionador de aire. 7.1. el sistema de espuma es el más adecuado y económico. consiste en la inyección de espuma mecánica mediante cámaras generadoras de espuma. La seguridad Industrial es lo más elemental dentro de la industria. aparte el sistema contra incendios dispone de varias baterías distribuidas en la Estación que suministran agua. por lo tanto éste es un punto muy importante a notar para fortalecerla y de este modo se contribuirá a la optimización de la Estación en sus operaciones. produciendo el ahogamiento de la llama. 195 . ya que de esta depende el contrarrestar cualquier emergencia o contingencia que se presente en la Estación. pero ya se ha hecho el pedido para todos los campos de la empresa Estatal de una nueva fórmula que está dando mejores resultados y se espera que en unos seis meses aproximadamente esta nueva adquisición ya esté en los campos. Dicha espuma en caso de emergencia debe ser aplicada de acuerdo a normas por el punto de inflamación del producto almacenado y por lo general en el petróleo crudo debe ser aplicado por 55 minutos. La espuma que se utiliza en la actualidad es la XL3 al 3%(Fluoroproteínica). por tal motivo hay que capacitar adecuadamente al personal para que utilicen correctamente los equipos de seguridad y de esta forma cumplan con las normas establecidas. a mi criterio hace falta algo más de capacitación al personal porque en determinados momentos no cumplen con ciertas normas de Seguridad y esto conllevará a que si la empresa no tiene accidentes será mucho más exitosa de lo que es a pesar de ciertas limitaciones económicas.espuma que será la que evitará de que exista un contacto con el oxígeno del aire. esta fórmula es la THUNDER STORM AR/AFFF al 1%. solamente pocos analizaron que hacer y pudieron superar la emergencia. 7. Con esto no quiero expresar de que son trabajadores incompetentes. pero que tienen desatinos en el uso inadecuado de los equipos de seguridad Industrial. 1998.Byron. en esta Estación de Producción del campo Cuyabeno en Noviembre del año anterior se produjo una emergencia y según testimonios de varios operadores muchas personas no aplicaron las reglas de seguridad Industrial ante este tipo de eventos.2. se deben realizar periódicamente simulacros para apegarse algo más a la realidad de una contingencia. PETROPRODUCCIÓN. Página 6. camisas de mangas largas. protectores auditivos entre los más importantes. esto posteriormente podría causarles enfermedades que lamentablemente son irreparables para su salud. Los operadores de campo deben utilizar siempre los equipos que les dota la empresa. botas de punta de acero. por tal razón se debe controlar periódicamente de que tengan a su disposición pero sobre todo que usen sus mascarillas. Manual de Operaciones de Producción de Petróleo. al contrario se trata de trabajadores llenos de mucha experiencia y que están muy capacitados para realizar sus respectivos trabajos. 196 . gafas de seguridad.Por otro lado. porque no están cumpliendo a cabalidad con el reglamento. A. CITAS BIBLIOGRÁFICAS (1)Sánchez . separadores y tanques. que consiste en la deshidratación o limpieza del petróleo crudo que se obtiene en los campos.CAPÍTULO VIII 8. Están aptos para manejar altas y bajas presiones. sirven para recolectar los fluidos que vienen de los pozos en producción y direccionarlos a los separadores de producción o de prueba. pues los pozos no son iguales ni manejan el mismo caudal. 8. MANIFOLDS (1) Se denominan también como múltiples de producción o colector. de manera que se especifican las generalidades de estas Facilidades de Producción del campo Cuyabeno de PETROPRODUCCIÓN. 197 . con el objetivo de que se pueda tener un conocimiento más conciso para un mejor entendimiento del presente trabajo de tesis.1. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ENCARGADAS DE LA DESHIDRATACIÓN DEL CRUDO PRODUCIDO EN EL CAMPO CUYABENO En este capítulo veremos los principios fundamentales de los equipos o unidades que se encargan del punto central en la fase de Producción en la industria del Petróleo. por lo tanto se realizará la descripción de los manifolds. Este equipo está diseñado para manejar diferentes presiones. Es una combinación de tuberías y válvulas cada una de ellas con sus correspondientes fittings de conexión. consta de un tubo de llegada una conexión en "T" que hace que el flujo cambie de dirección y pase una válvula Wafer Check (ver Fig. en los sistemas manuales la construcción es bastante simple. esta válvula no permite que el fluido del separador retorne al pozo. 8-1).8. FIGURA 8-1 Válvula Wafer Check del Manifold Fuente: WHEATLEY COMPANY Elaborado por: José Félix Urresta B. CONSTRUCCIÓN Los sistemas pueden ser manuales o automáticos. el un lado tiene instalado un manómetro y el otro es un toma muestra. 8-2). luego de esta válvula el flujo pasa a través de una válvula de compuerta de cerámica que es el material que mejores resultados ha dado.1.1. entre la válvula check y la válvula de cerámica existe una toma conectada a una "T". puede manejar altas presiones (Ver Fig. 198 . FIGURA 8-2 Válvula de Compuerta de cerámica Fuente: WHEATLEY COMPANY Elaborado por: José Félix Urresta B. la una es dirigida al separador de prueba. Después de la válvula de cerámica el fluido pasa a una válvula de bola conocida como de tres vías (Ver Fig. cerrada o abierta dependiendo si se usa o no el separador de producción. 8-3) pues tiene tres posiciones. 8-4). En cada línea para el separador de producción se tiene una válvula de mariposa (Ver Fig. 199 . la otra dirige el flujo a los separadores de producción y dos posiciones de válvula cerrada. que puede tener dos posiciones. esta válvula se la opera con un brazo de palanca y descarga el fluido a una tubería horizontal que tiene varias derivaciones que depende del número de separadores de producción que se tenga. FIGURA 8-3 Válvula de Bola de Tres Vías Fuente: WHEATLEY COMPANY . Toda la tubería y los fittings instalados en el manifold es de 4. 200 .5 pulgadas descarga en una tubería de mayor diámetro que es la que conecta a los separadores de producción.5 pulgadas. pero la línea de 4. por cuanto esta línea maneja varios caudales en cambio cada posición del manifold maneja un solo caudal correspondiente a un solo pozo. FIGURA 8-4 Válvula de Mariposa Fuente: WHEATLEY COMPANY .Elaborado por: José Félix Urresta B.Elaborado por: José Félix Urresta B. esta es accionada por un hidromotor eléctrico que recibe las señales desde un computador para direccionar los pozos y ponerlos a prueba. (Ver Fig.2.1. 201 . donde se conecta un capacitor electrostático que es el encargado de leer el tipo de crudo que está pasando y el contenido de BSW del pozo y lo transmite directamente a un sistema PLC y de este a un sistema de transmisión remoto. además de los elementos que tiene el sistema manual tiene una toma de 2 pulgadas. SISTEMA AUTOMÁTICO En sí la configuración es similar al sistema manual pero cambia en ciertas partes tales como: Entre la válvula check y la válvula de Compuerta. 8-5) FIGURA 8-5 Válvula de Tres Vías accionada por un hidromotor eléctrico Fuente: WHEATLEY COMPANY Elaborado por: José Félix Urresta B.8. En cambio la válvula de Tres Vías que en el sistema manual era accionada por un brazo de palanca. 1. para producir el flujo la presión en el manifold debe ser más alta que la presión del separador. 8. pues todas las instalaciones están construidas con material de cédula 40. la tubería es recta y corta sin dobleces innecesarios y todo el sistema de válvulas es de fácil operación y el acceso a su manejo está libre de obstáculos.2. es decir para una operación de 150 PSI por lo que si se trata de cerrar un pozo no se lo puede controlar con las válvulas del manifold.En la construcción como se puede ver en el anexo # 7. Ver anexo # 7. La velocidad de ingreso del flujo de los pozos está estimada en más o menos 7 pies por segundo. por lo tanto el operador tiene indicios de la producción del pozo con sólo fijarse en el valor que indica el manómetro del pozo. Maniobras que se realizan en los Manifolds Se debe tener mucho cuidado cuando se manipula los manifolds. 202 .1. Presión de Transmisión La presión del manifold depende de la presión del separador al que esté orientado el pozo. 8. “Detalle de un Manifold Individual”.1. porque pueden romperse las bridas.2. los empaques de caucho de las grapas vitáulicas (juntas de rápida instalación).2. a fin de permitir el arrastre normal de los sólidos que lleve consigo el fluido proveniente del pozo. 2) Controlar los desgastes por la erosión que se produce cuando el pozo fluye con sólidos y al tratar de cerrar la válvula existe liqueo es decir no cierra completamente. 203 .4. se arranca cerrado el manifold y se va abriendo lentamente la válvula de compuerta del manifold para evitar que el separador de producción se inunde y se produzca una contaminación del área. Arranque de la producción de un pozo Cuando se va a poner en operación una estación de producción y vamos a operar en el manifold es necesario trabajar entre dos personas. a fin de facilitar las operaciones de producción.1.2.1.2. la una que abra lentamente la válvula de bloqueo del pozo en la estación y otra persona que esté en el manifold. 8. pero no se debe hacer costumbre de esta maniobra. 8.Si se tiene una emergencia operativa mientras se dirige a controlar con la válvula de bloqueo del pozo se puede cerrar en el manifold. Precauciones en el uso de los Manifolds Todas las válvulas del manifold deben abrirse y cerrarse fácilmente de no ser así se las debe engrasar. Las válvulas deben abrirse y cerrarse completamente para: 1) Evitar el aumento de presión en la línea de flujo por obstrucciones o porque alguien cerró la válvula y el operador no se dio cuenta.3. Estas válvulas también pueden ser automáticas que cierran por alta o baja presión cuando son automáticas el mismo tipo de válvulas se debe colocar en la locación del pozo ya que si sólo se cierra en la estación la línea de flujo puede explotar. 204 . Válvula de Bloqueo de Entrada Antes de que ingresen los fluidos a ser controlados por el manifold en la misma línea del pozo se tiene una válvula de bloqueo (ver Fig. 8-6).5. FIGURA 8-6 Válvula de Bloqueo de Entrada Fuente: WHEATLEY COMPANY Elaborado por: José Félix Urresta B. esta válvula es el mecanismo de seguridad del manifold y como está en la estación es fácil de operar para evitar daños en la batería de manifolds y preservar la integridad de la estación.1.2.8. normalmente esta válvula es del tipo de bola y puede manejar hasta 1200 PSI. como está identificado en el manifold el número del pozo.3. de manera que sea fácil identificar a los pozos que no estén fluyendo (operando). RECOMENDACIONES Es importante que los números de los pozos estén estampados en cada manifold. 1.8. tenemos que en el momento de que el fluido del pozo ha pasado del manifold. puesto que como su nombre lo indica sirve para evaluar o probar los pozos para de este modo tener un conocimiento del comportamiento de los pozos. 205 . 8. pues es en estos recipientes donde se separan las tres fases una de la otra que trae consigo el fluido producido y estas son: gas natural. 2. empaques. Cuando existan escapes de fluidos por las juntas. pero se trata de un separador de menor capacidad por su pequeño tamaño. este ingresa a los separadores de Producción o de Prueba según el cronograma que se tenga para evaluar los distintos pozos del campo determinado por el Departamento de Producción.2. SEPARADORES (2) Haciendo la descripción secuencial de las Facilidades de Producción. de tal manera se determinará que el separador es el sitio en donde empieza el proceso de limpieza del petróleo.1. El separador de Prueba tiene el mismo funcionamiento que el de Producción. se procede a cerrar el mismo y así el manifold puede entrar en reparación. bridas del manifold y se tiene que reparar. petróleo y agua. 8-7).Berger. las separaciones son hechas por la diferencia en gravedades específicas (Ver Fig. El petróleo siendo más liviano que el agua flotará al tope de esta. (3) La fuerza de gravedad tiene un mayor efecto sobre el agua porque es el más pesado.Los separadores son recipientes cerrados que remueven la mezcla de fluidos que no son solubles entre si. FIGURA 8-7 Proceso de la separación de fluidos por diferencia de gravedades Fuente: Petróleo Moderno . 206 . al ingresar a este equipo se separan el gas natural del petróleo y del agua. y el petróleo del agua. el petróleo y el agua. la forma del separador es de un tanque cerrado en el cual la producción obtenida entra desde el múltiple o manifold y la fuerza de gravedad separa el gas. El gas es el más liviano y se mueve al tope del tanque y sale a través de la tubería de salida de gas para siguientes manejos. Así. Bill Elaborado por: José Félix Urresta B. Simplemente. este se deposita en el fondo del tanque. Las separaciones por gravedad toman tiempo y especialmente si la temperatura del ambiente es muy fría. Frecuentemente un químico es adicionado a la producción para ayudar en la separación. La separación lenta podría no ser un factor relevante en pozos de baja producción. Sin embargo, algunos pozos de alta producción podrían necesitar equipo especial para una separación eficiente. Los separadores generalmente se clasifican de dos maneras: según la forma o posición del recipiente y según el diferente número de fluidos segregados. En fin estos equipos separan dos o más fluidos, considerando al gas como si fuera un fluido. Normalmente los separadores son colocados cerca a la batería de los manifolds. No existe un criterio unificado para establecer las condiciones de operación de los separadores sin embargo entre lo más relevante que se puede citar es: a) Incremento de la producción con relación al tiempo b) Producir un caudal estable. c) Maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos. d) Minimizar el espacio e) Minimizar costos, etc. Las tres formas comunes de los recipientes son verticales, horizontales y esféricos. El número de fluidos a segregar es de dos (Bifásico) o de tres (Trifásico). 207 FUNCIONES DE UN SEPARADOR (4) 8.2.1. Para entender el funcionamiento de un separador a continuación se explicarán los mecanismos con los cuales se separan las distintas fases o fluidos en la mezcla. 8.2.1.1. Eliminación del gas del líquido La mayoría de los petróleos crudos están saturados con gas a presiones y temperaturas del yacimiento. Las características fisicoquímicas del petróleo y las condiciones de presión y temperatura del yacimiento determinarán la cantidad de gas que contiene dicho hidrocarburo, en consecuencia la cantidad que se liberara dependerá de la presión del yacimiento y la presión de operación del separador. El volumen de gas que libera el separador depende de los siguientes factores: Características físico - químicas del petróleo Presión de operación del separador Temperatura de operación Caudal de fluido Tamaño y configuración del separador. El caudal y el nivel operativo del líquido dentro del separador, determina el tiempo de retención del petróleo dentro del separador. Este tiempo es variable y dependerá del tipo de petróleo que procese, así por ejemplo: un petróleo sin componentes emulsificantes el tiempo de retención será de más o menos 3-5 minutos y en crudos espumosos el tiempo de retención puede variar de 5-10 minutos. 208 8.2.1.2. Eliminación del líquido del gas La separación primaria empieza al momento que el fluido del pozo sale de la formación a la tubería de producción dentro del pozo mismo, debido a que se produce la liberación instantánea de las moléculas de gas al disminuir la presión, el gas trata de ocupar el mayor espacio posible, esta separación aumenta progresivamente a través de la tubería hasta llegar al separador. Bajo ciertas condiciones de presión y temperatura el fluido puede estar separado totalmente del gas y al llegar al separador este sólo completara el proceso por el espacio disponible y la baja presión de operación. 8.2.2 CLASIFICACIÓN (5) Se los puede clasificar por su forma, y por el número de fases que separa. 8.2.2.1 Por su Forma Por su configuración se los divide en, verticales, horizontales y esféricos. (Ver Fig. 8-8) FIGURA 8-8: Clasificación de los Separadores por su Forma Fuente: PETROPRODUCCIÓN - Sánchez, Byron. - Elaborado por: José Félix Urresta B. 209 8.2.2.2 Por las Fases Por las fases que separa se dividen en Bifásicos y Trifásicos. El número de fases se refiere al número de corrientes que salen del separador y no al número de fases que hay dentro de él. El separador es llamado de dos fases o Bifásico cuando solamente el gas y el líquido son segregados. Los separadores de tres fases segregan gas, petróleo y agua. 8.2.3 8.2.3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES Separador Vertical Se usa normalmente para manejar fluidos con bajo contenido de gas. Los separadores verticales pueden ser de dos fases o de tres fases, dependiendo de los requerimientos del campo, para ejemplo tomamos un separador Vertical Trifásico (Fig. 8-9). FIGURA 8-9 Separador Vertical Fuente: Petróleo Moderno - Berger, Bill Elaborado por: José Félix Urresta B. 210 Los separadores verticales son a menudo utilizados como se mencionó anteriormente para producciones con una relación gas-petróleo de baja a intermedia. También son utilizados cuando se anticipan grandes tapones de líquido y el control del nivel del líquido no es crítico. Los separadores verticales están generalmente equipados con una toma de desviación la cual hace que los fluidos entrantes giren con un movimiento centrífugo, suministrando la adecuada reducción de la impulsión para permitir que el gas escape. El líquido desciende hacia el acumulador de líquido ubicado en el fondo y el gas sube a la superficie. La separación no es completa aún porque algunas de las pequeñas partículas de líquido están siendo barridas hacia arriba con la corriente de gas. Estas pequeñas partículas son separadas ya sea por un arreglo deflector de un cojín de malla tejida con alambre o un extractor tipo aleta posicionado cerca de la superficie, lo cual permite que los líquidos en el acumulador sean separados según las diferencias en su gravedad especifica. Un separador vertical es mucho más alto que el horizontal o el esférico, pero ocupa menos espacio para sus cimientos. Puede manejar grandes cantidades de arena u otras impurezas solidas y es más fácil de limpiar. A continuación de manera general se detallarán las ventajas y desventajas de los separadores verticales: Ventajas - El control de nivel no es crítico. - Fácil de limpiar se recomienda para pozos con alto contenido de sólidos. - Tiene menor tendencia a la revaporización de los líquidos. 211 Es más grande que los otros separadores de igual capacidad y cuesta más. FIGURA 8-10 Separador Horizontal Fuente: Petróleo Moderno . la cual permite operar mayores velocidades de gas que otros tipos (Ver Fig. También son utilizados para manejar crudos espumantes o para separar líquido de líquido. 8.2.Desventajas . 212 . . Los separadores horizontales pueden ser de dos fases o de tres fases y tienen un área de interface gasliquido más grande. Bill Elaborado por: José Félix Urresta B.Berger.Los fluidos o flujo del pozo entran a los dos tercios de su altura. 8-10).3. Son generalmente utilizados para corrientes con alta relación gas-petróleo y son más eficientes y económicos para procesar grandes volúmenes de gas.2. Separador Horizontal (6) Este equipo se utiliza para manejar fluidos con alto contenido de gas. teniendo limitaciones si se maneja fluidos con un alto GOR. Adecuado para manejar crudos espumosos.Mayor estabilización de los fluidos 2. son utilizados en algunas localizaciones donde existe la presencia de grandes cantidades de líquido libre en la corriente. a continuación de manera general se detallarán las ventajas y desventajas de los separadores Horizontales: Ventajas 1.El separador Horizontal es más fácil de transportar y conectar a la tubería de producción y sus accesorios.. 5. El gas fluye horizontalmente y al mismo tiempo se dirige hacia la superficie del líquido.Mayor capacidad para manejar gas que un separador vertical del mismo diámetro.Su separación es aproximadamente 1. larga y desviada.De fácil instalación.. El gas húmedo fluye en las superficies de desviación y forma una película líquida la cual es drenada hacia la sección para líquidos del separador.. El área de interface del separador Horizontal consiste en una sección de separación tipo aleta grande. Tiene todas las ventajas de un separador Horizontal convencional y además una mayor capacidad para líquidos. 3. 4. Los separadores Horizontales de diseño de dos fases o de doble cilindro. permitiendo que las partículas formen un arco en el fondo del separador y así la separación es más fácil. tal como en las plataformas costa afuera. Es más adaptable para ser montado en patín y puede ser apilado para separaciones por etapas.5 veces más que un vertical 213 . En el separador Horizontal la fuerza de gravedad actúa sobre las gotas de líquido en todas las partes de la longitud del recipiente.. y sólo la emulsión se trata por el sistema de calefacción o tratamiento. El agua libre se retira automáticamente del fondo de la unidad.Desventajas 1. cabe resaltar que este es uno de los equipos más importantes dentro de la Estación por su reciente implementación en este campo.. El agua libre no 214 .Difícil de limpiar 8. se elimina el agua en estado libre. Un separador de agua libre (abreviado FWKO) es sencillamente un recipiente que proporciona un espacio para que el agua libre se separe de una emulsión. sin duda le hace falta el complemento de un eficaz calentador – tratador. fabricado por la empresa ACINDEC S. El agua libre es el agua asociada con el aceite que precipita en cinco minutos cuando los fluidos del pozo se dejan decantar en un tanque de sedimentación. pero que de todos modos no es la gran solución para los problemas que tiene el campo Cuyabeno en cuanto a su alta producción de agua y sus deficiencias en la deshidratación del crudo. De esta manera. y la emulsión o el petróleo sale por arriba y pasa al sistema de tratamiento.2.El control de nivel del líquido es crítico 2.. incluso dispone de un moderno separador horizontal de Producción el Free Water Knockout (FWKO). Muchas veces contiene un filtro o excélsior para quitar partículas de petróleo o emulsión que puedan estar atrapadas en el agua a medida que pasan por el filtro.A.3.2. FREE WATER KNOCKOUT (FWKO) En este punto es necesario señalar que en el campo Cuyabeno se tiene en su totalidad separadores Horizontales..1. forma parte de la emulsión y puede ser separada fácilmente por la sola fuerza de gravedad. el crudo entra por un costado por la parte superior e inmediatamente choca contra un deflector (Fig.A . El tiempo de retención es de 10 minutos puede procesar máximo 35000 BFPD. este Separador no tiene recubrimiento. trabaja con presiones entre 24 a 26 psi como máximo. El Separador (FWKO) del campo Cuyabeno. que trabaja normalmente con un 83% de su capacidad de nivel de líquido. mide 120 pulgadas de diámetro por 40 pies de longitud. si previamente se retira toda o la mayor parte del agua libre. se puede obtener un considerable ahorro de combustible necesario para operar el calentador. considere que se necesita alrededor de tres veces y media más energía calorífica para aumentar la temperatura del agua que la del aceite. mientras que el agua y el crudo van al fondo del recipiente.Elaborado por: José Félix Urresta B. Por ejemplo. 215 . Separar el agua libre evita las sobrecargas en la planta de tratamiento y el gasto de energía. Un separador de agua libre es un recipiente usado para sacar cantidades excesivas de agua libre en las líneas de flujo antes de la planta de tratamiento. FIGURA 8-11: Deflector del Separador FWKO Fuente: ACINDEC S. 8-11). Por lo tanto. al chocar contra el deflector facilita la separación de los ligeros en este caso los gases que ocupan la parte superior del recipiente. esto permite que se reduzca la presión y aumente la velocidad. A Elaborado por: José Félix Urresta B. las gotas de crudo más grandes suben más rápido.A Elaborado por: José Félix Urresta B. 8-12 y 8-13). los canales inclinados aceleran la coalescencia. los paneles son desmontables por el manhole cuando el mantenimiento es requerido y estas placas son perforadas y de forma sinuosa. FIGURA 8-12 Coalescedor del Separador FWKO Fuente: ACINDEC S. Este tiene una superficie corrugada. el material es de acero inoxidable. 216 . FIGURA 8-13 Superficie corrugada del Coalescedor Fuente: ACINDEC S.Se tiene unas placas (Vanes) conocidas como “Coalescedor” (Fig. además estos platos provocan que el flujo dentro del recipiente al pasar por ellos se direccione y se convierte en un flujo de régimen laminar (estable o uniforme). 8-14). Los platos interceptores están diseñados para que por su forma. FIGURA 8-14 Bafles perforados Fuente: ACINDEC S. mientras que el crudo por tener menor densidad va ocupando la parte intermedia superior. el líquido. La limpieza interna la realiza el mismo equipo. la misma que consiste en una especie de flauta de 2 pulgadas de 217 . que ayuda a que la separación petróleo-agua se realice de mejor manera y se vaya depositando el agua en la parte inferior del recipiente. la arena o cualquier otro tipo de sólido suspendido no se adhieran a estos sino que se deslicen al fondo del recipiente.A Elaborado por: José Félix Urresta B.Estas placas interceptoras ayudan en la separación por la diferencia de gravedad de las partículas de agua del aceite. tanto en el FREE WATER KNOCKOUT como en los separadores de producción. ya que posee una herramienta interna denominada Sand Jet. También dispone de dos bafles perforados que van instalados en su interior y que sirven para estabilizar el flujo y para romper las olas (Fig. mientras que en la zona de descarga es decir ya tratado y segregada el agua libre. FIGURA 8-16: Separador Trifásico FREE WATER KNOCKOUT Fuente: ACINDEC S.Elaborado por: José Félix Urresta B.A .diámetro. Cabe señalar que siempre presenta una zona de emulsión.Elaborado por: José Félix Urresta B.8-15). el FWKO del campo Cuyabeno de acuerdo a las características de su crudo presenta que en la zona media del separador FWKO tenemos un BSW de 34%. 218 . 8-16).A . FIGURA 8-15 Sand Jet Fuente: ACINDEC S. tenemos un BSW apenas del 7% (Fig. que posee agujeros en toda su longitud para un chorro de alta presión. el cual agita y remueve los sólidos que se han depositado en el fondo del recipiente y posteriormente permite el drenaje (Fig. Un separador de agua libre de tres fases separa el agua libre y el gas del aceite de la emulsión.3. 219 .Es el menos costoso entre todos los tipos de separadores. desde las unidades de fabricación casera hasta las unidades verticales u horizontales capaces de una operación de dos o tres fases.2. 8.3.Ocupa poco espacio por ser más compacto. “Plano original del Separador FWKO del campo Cuyabeno en AUTOCAD”.Capacidad de alimentación y separación limitada. Un separador de agua libre de dos fases está diseñado de tal manera que solamente el agua libre se separa del aceite o emulsión.Existen muchos tipos de separadores de agua libre. Separador Esférico El Separador Esférico se usa para manejar grandes volúmenes de gas en relación a volúmenes de líquido extremadamente pequeños. a continuación de manera general se detallarán las ventajas y desventajas de los separadores Esféricos: Ventajas . esta unidad se usa comúnmente como un depurador. Desventajas . Ver anexo # 8. Los separadores Esféricos son más compactos que los separadores Verticales u Horizontales y hacen uso máximo de todos los métodos conocidos para la segregación de petróleo y gas. . 3. en que sitio se va a levantar el tanque.El control de nivel de líquidos es extremadamente crítico. que constituyen parte de las Facilidades de Producción. ya que operan directamente en la deshidratación o tratamiento. TANQUES (7) En todas las estaciones de Producción o Recolección. es necesario disponer de tanques. la corriente mezclada de petróleo y gas pasa a través de un separador en el cual la primera separación de petróleo y gas es manejada de la misma manera como se hace con un solo separador. segundo que volumen de fluido va a manejar dicho tanque. 8.. el reposo o estabilización y en el almacenamiento de los hidrocarburos producidos. Cada etapa remueve más gas y origina una separación más completa. Cuando se usa una separación de dos fases. Este primer separador disminuirá la presión del líquido que va al siguiente separador a causa del gas que está siendo descargado. Cada localización o situación indicará cual forma de separador se ajustara a la instalación. 220 . .No resulta convenientemente económico para grandes capacidades de gas. El líquido procedente del primer separador es entonces enviado hacia un segundo separador donde se separa y se descarga más gas para posterior manejo. A menudo es deseable la utilización de más de una etapa de separación a fin de obtener una segregación de líquidos y gases más completa. La primera consideración que se debe hacer es. La importancia de la preparación de la superficie no puede ser sobre acentuada porque la vida útil de cualquier trabajo de pintura depende de la calidad misma de la pintura y no de la adherencia de la capa de pintura a la superficie del tanque. 221 . Los tanques no deben manejar fluidos con temperaturas mayores a 250°F y 15 psi/pulg.3. Hasta una capacidad máxima de 500 barriles. La pintura de aluminio también es usada. su construcción se la hace siguiendo la norma API-12F y son tanques portátiles que pueden ser transportados sobre esquíes. Aquí se menciona que la protección anticorrosiva está determinada por los sistemas de limpieza del sand blasting (chorro de arena) su grado es SP-5 o SP-10 normalmente hasta llegar al metal blanco y la aplicación de los diferentes tipos de pinturas protectoras para evitar la corrosión interna y externa. pero su efecto es menor que el de la pintura blanca. La pintura también realza la apariencia del tanque y puede también proveer publicidad para la compañía. Esto tiende a reducir el desgaste de las fracciones más livianas del petróleo que ha sido almacenado. vamos a tomar las normas API-620 y la API.650.Las construcciones de tanques están regidas por normas internacionales que puede ser el API. La pintura blanca refleja los rayos solares y ayuda a estabilizar la temperatura interna. 8. La norma API-650 detalla los puntos que deben tomarse en cuenta para la recepción.1. o el ASME. PINTURA DE TANQUES El exterior de los tanques de Almacenamiento es pintado para preservar el metal y prolongar la vida útil del tanque. MUROS CONTRA INCENDIOS Mientras están terminando la pintada del tanque. 8.3. TANQUES DE TECHO FIJO Son comúnmente empleados para almacenamiento de productos poco volátiles. debido a su eficiencia en las mínimas pérdidas por vaporización.8.2.3. que pueden ser hechos de arcilla compactada o de concreto. se los utiliza como tanque de almacenamiento para el sistema de bombeo de oleoducto.3.2.3. TANQUES DE TECHO FLOTANTE A este tipo de tanques con techo flotante. CLASES DE TANQUES Los tanques dependiendo de su uso pueden ser de techo fijo (cónico o geodésico) techo flotante. De este tipo de tanques con techo flotante se explicará posteriormente con mayores detalles. hasta cierto tamaño son los más económicos y pueden ser de techo cónico apoyado en columnas o de techo cónico auto soportante.3.3.3. techo cúpula bien esférica o elíptica. se está construyendo los muros contra incendios. como son el tanque de Lavado (Wash tank) y el de tanque de Surgencia (Surge tank). tanques esféricos o esferoides que son los que sirven para almacenar líquidos volátiles o de alta presión de vapor como el LPG. 8. 8. Los tanques de techo fijo más comunes que se utilizan en la actualidad para nuestras operaciones son los que se utilizan para tanques de Producción. 222 .1. el volumen que debe almacenar el cubeto entre el tanque y los muros. debe ser de por lo menos 1 1/2 veces la capacidad del tanque que se está construyendo. 8-17).1. almacenamiento. productos que tienen una presión de vapor entre 25 y 100 psi. FIGURA 8-17 Válvulas de Succión y de Venteo Fuente: Petróleo Moderno .3.4. Todos estos tanques tienen instaladas válvulas de seguridad o venteo las mismas que deben dispararse a una presión mayor a la de diseño. surgencia o de reposo.Berger. VÁLVULAS DE SUCCIÓN Y VENTEO (Presión y Vacío) Son elementos importantes que deben tener todos los tanques tanto los de lavado. y son las que controlan la presión de ingreso y descarga de los tanques para evitar el colapso del tanque durante la operación de recepción de los fluidos o descarga de los mismos (Fig. 223 . GLP. gasolina de aviación. ACCESORIOS Los principales accesorios que se disponen en los tanques son los siguientes: 8.3.4. 8.3. TANQUES ESFÉRICOS Se utilizan generalmente para almacenar productos con una alta presión de vapor en productos tales como: gas licuado de petróleo.3. Bill Elaborado por: José Félix Urresta B.8.3. MANEJO DE TANQUES Para tener seguridad en los volúmenes que se están manejando con cualquier tanque.8. pues es necesario que cada 5 años se la actualice o luego que el tanque entre a reparación. BOCAS DE AFORO En todos los tanques es necesario tener acceso ya sea para medir.4.4. consta de un tanque pequeño para almacenar una proteína animal que al ponerse en contacto con agua dulce y un succionador de aire. produciendo el ahogamiento de la llama. PUERTAS DE INSPECCIÓN Conocidas como man-hole son puertas de entrada a los tanques para realizar inspecciones cuando el tanque este vacío y desgasificado.3. además sirve para desalojar los sedimentos cuando el tanque está siendo reparado. es indispensable que cada tanque tenga su tabla de aforo. la misma que no es permanente de uso. sacar muestras.3.4. inspeccionar. 8. etc. produce la espuma que será la que evitará de que exista un contacto con el oxígeno del aire. las tablas de aforo deben unificarse al sistema métrico decimal y con una 224 . SISTEMAS DE ESPUMA (CONTRAINCENDIOS) Anteriormente ya se mencionó que los sistemas contra incendios son necesarios y deben ser instalados en todos los tanques en las operaciones hidrocarburíferas.3.4.3.. 8. el sistema de espuma es el más adecuado y económico. son colocadas en la parte exterior del techo del tanque junto a la escalerilla para subir al tanque.2.3.5. 8. -En tanques de techo cónico no deben subir más de dos personas al techo.Para evitar los riesgos de acumulación de electricidad estática. 4. 5. En el manejo de tanques.. La altura máxima de almacenamiento se la debe colocar al 90% de la altura de referencia y la altura máxima de operación es del 80%. 225 .1.exactitud de l mm. 2.El aforador debe ponerse en sentido contrario a la dirección del viento para evitar inhalar los gases que salen del tanque. el aforador deberá establecer la altura de referencia de cada tanque. 3.-Para tener medidas correctas. Además el momento de realizar las mediciones de aforo. 8. todos los tanques deben tener conexión a tierra. REGLAS DE SEGURIDAD EN EL MANEJO DE TANQUES Existen varias recomendaciones de seguridad que deben ser tomadas en cuenta en el manejo de tanques tales como: 1. pues su mal funcionamiento puede causar deformaciones y hasta fisuras en el tanque.. el fluido del tanque debe estar estático es decir. por lo menos hasta que entre en el líquido.5. la cinta de medición antes de bajarla al fondo del tanque debe estar pegada a la boca de aforo del tanque. es decir la distancia del fondo del tanque al punto de referencia de medida.. al menos una vez por mes se deben revisar las válvulas de presión y vacío en los tanques de techo fijo.3.No se debe aforar un tanque cuando se tenga una tormenta eléctrica. ni recibir ni entregar. TANQUE DE LAVADO El fluido que viene de los pozos no es solo petróleo. Además de este deflector el tanque de lavado tiene bafles interiores localizados a 1.-La plomada debe ser de un material que no produzca chispas. sino que viene asociado con agua y gas. El calor. 8.6.3. 8. los productos químicos. y se basan en el principio de gravedad diferencial. el papel que desempeñan estos bafles es el de cambiar el sentido de flujo del fluido y dar una área mayor de 226 .. Estos tanques se usan para la separación de las emulsiones de agua en petróleo.20 metros de altura del piso del tanque. y de 3. esta agua debe ser separada en un proceso especial de lavado a través de un tanque de lavado. Exteriormente se lo ve como un tanque normal de almacenamiento pero además tiene antes de la entrada al tanque una bota de gas que es la encargada de eliminar el gas que no se separó en los separadores de producción. los auxiliares mecánicos o sus diversas combinaciones.Cuando la plomada está desgastada se debe cambiar por una nueva y no usar cintas reparadas.-Si se detectan burbujas en el liquido se debe suspender la medición hasta que este quieto. 7. es así como siendo el agua más pesada que el petróleo se asienta en el fondo del tanque que contiene una mezcla de las dos. De la bota de gas el fluido cae por gravedad al tanque y choca con un deflector (pantalla) para obligar a cambiar el sentido de flujo del fluido. son comúnmente necesarios para acelerar esta separación.6.5 metros de alto. 3. es decir la producción de crudo que proviene de los manifolds.Separador vertical Atmosférico o Bota de Gas. Sirve como tanque de compensación para evitar que las emulsiones se introduzcan al tanque por las bocas bajo presión. Aparte de esto en la parte exterior del tanque se tiene una pierna hidrostática.. 227 . Distribuye la emulsión a la sección del agua.. A continuación se da a conocer de manera general las diferentes partes del tanque de lavado y la función de cada una de ellas (Fig.Entrada de crudo.Esparcidor.. puede montarse adentro o fuera y sirve para tres propósitos principales: Separar el gas de la emulsión disminuyendo la turbulencia dentro del tanque. las gotas de agua que se forman se pegan a estos bafles y caen al fondo del tanque. que es la que se encarga de drenar el exceso de agua del proceso y también cumple con la función de mantener un nivel de agua constante. por medio de un arreglo esparcidor.contacto al fluido.8-18): 1. manteniendo de esa manera la presión. hasta el separador vertical atmosférico o bota de gas.- El tubo separador de gas (llamado también tubería conductora) es la tubería grande por la que pasa la producción (emulsión) antes de entrar al tanque. 2. el gas se descarga por la parte superior de la bota de gas al tanque de lavado.Es la tubería que conduce la emulsión del agua y petróleo.. 4.Esta línea conduce el petróleo limpio desde el tanque de Lavado hacia los tanques de Surgencia o también hacia los de Almacenamiento.. 7. emulsión del petróleo y capas limpias. permite dar un tiempo para la separación de petróleo y agua. La separación del petróleo y del agua en el tanque de lavado permite una operación de lavado con agua y suficiente tiempo para que el agua decante por gravedad. FIGURA 8-18: Tanque de Lavado con sus respectivas partes o componentes 4 7 8 2 1 3 Elaborado por: José Félix Urresta B.. Estos parámetros se establecerán de acuerdo a las características particulares de la emulsión que va a tratarse.Salida de petróleo. 8... así como también el tiempo de retención.Cuerpo del tanque. 228 6 5 . 5..La válvula de descarga de agua controla la cantidad de agua en el tanque de lavado. – Escotilla de Aforo o Registro.Boca de aforo para control de niveles. 6. En vista de que todas las emulsiones no son idénticas no puede establecerse una norma para determinar la cantidad de agua libre que debe permanecer en el tanque lavador...Igualador de presión.Sifón para drene (Pierna Hidrostática).Contiene el agua de Formación.. 7. 229 . de donde mediante cuellos de ganso se elimina el agua abriendo la válvula de compuerta (Figura 8-19). Las gotas de agua caen por gravedad en unas cajas colectoras colocadas en el fondo del tanque cerca del anillo de concreto.8. FIGURA 8-19 Tanque de Surgencia y sus respectivos componentes Fuente: Petróleo Moderno .3. cuya función es la de almacenar el fluido que sale del tanque de Lavado y eliminar los residuos de agua que mantiene todavía el fluido debido a que no hay agitamiento en este tanque. TANQUE DE SURGENCIA Es un tanque de techo fijo.Berger. Bill Elaborado por: José Félix Urresta B. Estos varían en tamaño y número dependiendo de la producción diaria de la operadora y de la frecuencia con que el oleoducto esté en servicio. Estos tanques son generalmente más grandes que los tanques de producción (Lavado y de Surgencia) y son considerados como tanques más permanentes. La capacidad total de almacenamiento de una Estación es generalmente de tres a siete días de producción.3. la banda de rozamiento esta blindada en su cara externa para evitar pérdidas en el producto. El conjunto ejerce una suave pero firme presión de sellado. El volumen flotante añadido por las boyas es suficiente para mantener a flote el techo en caso de rotura del velo (techo).8. TANQUES DE ALMACENAMIENTO O DE OLEODUCTO Los tanques de almacenamiento son diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo.8. de sección trapezoidal recubierto con una banda protectora de caucho sintético. El material es resistente a la abrasión y al ataque de hidrocarburos. distribuidas en la parte superior del velo de un techo flotante simple.1. TECHO FLOTANTE (8) Existen de diferente tipo.3. Es una banda continua fabricada en caucho sintético con tejido de nylon. con una altura de cierre de 4 1/2 pulgadas. El sistema consta de un anillo continuo de espuma de poliuretano expandido. 230 . El uso de la Unidad Automática de Fiscalización y Control (LACT) ha reducido los requerimientos de almacenamiento. pero los más comunes son los que incorporan boyas estancadas. 8.8. Este corre hacia arriba y hacia abajo dentro del tanque cuando el nivel del líquido cambia. El techo flotante en realidad flota sobre la superficie del petróleo u otro líquido almacenado en el tanque. Esto suministró una respuesta a la urgente necesidad de un método más seguro y económico de almacenar productos del petróleo.En el fondo del tanque existen pontones en donde se asienta el techo flotante cuando se quiere reparar el tanque o se produce un vaciado del mismo. Este era como un tipo de cacerola con la superficie inferior de las planchas del piso en contacto con el producto sobre el cual el techo flotaba. La descarga del tanque es una junta móvil que permite que el fluido que sale del tanque sea tomado del nivel superior del tanque y no del fondo para evitar que se saque agua o sedimentos. Desde 1923 otros diseños y conceptos de techos flotantes han sido desarrollados e introducidos por CBI. El otro tipo general de zapata es conocido como el 231 . muchos tipos de aros obturadores fueron también desarrollados. Con el desarrollo de varios tipos de techos flotantes. Este tipo de sistema primario de obturación es conocido como zapata mecánica (metálica). Estos aros obturadores proveen un sistema de zapatas flexibles para cerrar el espacio entre el borde del techo y la parte interior del casco del tanque (Figura 8-20). Todas las pruebas que fueron hechas en esa estructura probaron que los techos flotantes conservarían efectivamente vapores y minimizarían los riesgos de incendio. El flotador virtualmente nunca se desgasta. El primer techo flotante exitoso fue diseñado y construido en 1923 por Chicago Bridge and Iron Company (CBI). Algunos tanques de petróleo con techo flotante han disfrutado de un lapso de vida libre de problemas de hasta 50 años. Este consiste de una banda de tejido o sobre sostenida contra el casco del tanque por líquido o por la presión de rebote (Figura 8-21). Bill . 232 .Berger.Elaborado por: José Félix Urresta B. FIGURA 8-21: Sello de un techo Flotante con zapatas flexibles Fuente: Petróleo Moderno .Elaborado por: José Félix Urresta B.Berger. Bill . FIGURA 8-20 Sello u obturador lleno de espuma montado para Tanques Fuente: Petróleo Moderno .obturador elástico (no metálico). También el calor de los rayos solares podrían causar que el petróleo en contacto con el techo se evaporara rápidamente. La versión de 1923 de los techos flotantes fue conocida como el tipo cacerola debido a que se parecía mucho a una cacerola poco profunda. Pág.Byron. A. en el exterior para endurecer el casco del tanque y sostenerlos "en redondo". Pág. PETROPRODUCCIÓN. 1998. 261 – 262. 1998.4. Manual de Operaciones de Producción de Petróleo. 8. Estos aros son conocidos como vigas de viento. 41 – 42. 1998. allí puede ser puesta mucha tensión sobre el tope del aro. (3) Berger. 41 – 42. un Manual Básico para la Industria. Esto es debido a que cuando el nivel del líquido es bajo y el techo flotante está corriendo hacia abajo en el casco del tanque. 1992. (2) Sánchez . (4) Sánchez . PETROPRODUCCIÓN. Era un solo piso que se inclinaba hacia el centro para el drenaje. Pág. 34 – 40. Manual de Operaciones de Producción de Petróleo. A. Manual de Operaciones de Producción de Petróleo. Tercera Edición. PETROPRODUCCIÓN. El techo de la cacerola podía ubicarse y hundirse si este era expuesto a cargas excesivas de agua o nieve. particularmente durante un fuerte viento. Pág. D.Byron. 233 .Los tanques con techos flotantes necesitan un soporte adicional alrededor del tope del aro. A.Byron. CITAS BIBLIOGRÁFICAS (1) Sánchez . Petróleo Moderno. Bill. 283. Pág.Byron. Manual de Operaciones de Producción de Petróleo. PETROPRODUCCIÓN. A. 42 – 43. Tercera Edición. Bill. 1992. 1998. (6) Berger. un Manual Básico para la Industria. 1998. Bill. Pág. un Manual Básico para la Industria. Petróleo Moderno.(5) Sánchez . 280. 234 . 1992. A. D.265. Pág.Byron. PETROPRODUCCIÓN. 264. Pág. Petróleo Moderno. (8) Berger. Tercera Edición. (7) Sánchez . D. 53 – 60. Manual de Operaciones de Producción de Petróleo. El gas que se produce en los campos es quemado en las teas por falta de infraestructura. es decir se mantienen los equipos que dejó la empresa Texaco en 1992.CAPÍTULO IX 9. etc. porque a pesar de las complicaciones que se presentan en el funcionamiento de los equipos por su desgaste o por sus continuas reparaciones. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 9. el personal supera ante todo pronóstico estos problemas y mantienen en marcha los procesos o trabajos del campo manteniendo la producción.1. pudiendo ser aprovechado de una mejor manera. aunque sea para cubrir el consumo de las comunidades locales. remiendos. CONCLUSIONES En el campo se puede palpar de cerca que en verdad hay un descuido gubernamental en la empresa Estatal.. El personal de la empresa Estatal es muy competente. se mantienen las infraestructuras con las que se iniciaron las explotaciones en los campos del Distrito Amazónico (PETROPRODUCCIÓN). 235 . esto debería constituirse en un proyecto de la empresa ya que se debería hacerlo en todos los campos del Distrito Amazónico. Los dos separadores trifásicos de Producción están funcionando como bifásicos. la inversión es costosa.En este campo se han implementado algunos equipos que son modernos y poseen tecnología de punta como son: el separador de Producción FWKO (de agua libre). a más de que en el crudo de este campo se tiene una alta presencia de espuma y la presencia de emulsiones. 236 . que deberían ser cambiados para que de este modo operen eficientemente. y el problema más grave es que el punto más incompleto en la Estación es la deficiencia que se presenta por parte del calentador artesanal que se dispone en este campo. entonces el agua producida seguirá siendo un problema cotidiano en Cuyabeno hasta que se solucione y se implemente un nuevo pero sobre todo eficaz calentador. pero el negocio del petróleo exige estos fuertes desembolsos de dinero porque así mismo las ganancias económicas son fructuosas. por tanto sería necesario de que éstos separadores operen de tal forma como fueron diseñados. El agua que se está produciendo tiene niveles muy altos. las bombas Centrífugas Multietapas en los bloques de Reinyección de agua de Formación producida y en el de Bombeo al oleoducto. pero el problema es que estos equipos no pueden solventar las deficiencias de otros equipos. Hay mucho por hacer. lo cual hace de que a pesar de que se cuente con la presencia del separador trifásico de Producción FREE WATER KNOCKOUT se tengan problemas en la separación del crudo en superficie. Con la optimización de los campos petroleros se conseguirá obtener un menor impacto ambiental. 237 . en el caso de los que estamos inmersos en el sector petrolero debemos ser muy consientes y responsables al momento de la explotación de este campo sin desmerecer a los otros campos del Distrito Amazónico. posee un ecosistema diverso y fabuloso tanto en flora como en fauna. en este caso el campo Cuyabeno está dentro de una zona muy frágil pero única en el mundo. por tanto es derecho y obligación de todos nosotros cuidarlo. tecnología. por poner un ejemplo en la empresa privada City Oriente del Bloque 27 (Tipishca). con un alto corte de agua (80%). de este modo se cambiaría la configuración de las Facilidades de Producción. Implementar un moderno y eficiente calentador que beneficie a la Estación de Producción ya que ayudará para obtener una mejor deshidratación del crudo y de este modo se optimizaría a las Facilidades de Producción. ya que no se necesitaría más el tanque de Lavado (Wash Tank). La inversión es costosa pero segura. RECOMENDACIONES Debemos innovar en el sector petrolero. esto se consigue con la inversión o inyección de recursos económicos dotando de nuevos equipos. es decir está completamente listo para bombear al oleoducto y ser vendido. se tiene un crudo pesado de 19ºAPI.9.3% como máximo.2 o hasta 0. capacitación a todo el personal. de tal manera que permitan alcanzar una optimización en todas las fases. es un equipo espléndido con el cual se tendría una mejor recuperación de crudo debido a la excelente deshidratación. herramientas. que mejor sería que se implemente un Calentador-Tratador Electrostático. porque el tratamiento se lo realizaría en esta moderna y eficiente unidad. lo someten a este equipo y el crudo sale deshidratado hasta el punto de tener un BSW que fluctúa entre 0. 238 .2. y aún más importante es una acción responsable con nuestro país que es privilegiado en ser un país petrolero y con un medio ambiente envidiable que llama la atención de todos los turistas en el mundo. porque automatizado el campo nos permitirá detectar en tiempo real cualquier problema que se presente en alguno de los pozos o en cualquier punto de la Estación. productos de corrosión o incrustación insolubles en agua y compuestos organometálicos. lo cual se presenta como otro punto positivo de este sistema. dotando de tecnologías. tales como: cristales solubilizados en agua emulsionada. industrialización y comercialización del petróleo. ya que las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas. que se produce en el campo. debería apoyar más al sector petrolero. Sería muy favorable aplicar la desalación del crudo en la Estación de Producción. y con esto se controlará a tiempo cualquier tipo de derrame que es el resultado de los problemas antes mencionados. Si el Gobierno Central pide eficiencia en cuanto a la producción. el objetivo principal de este sistema es el de mantener presiones positivas sobre los tanques de pulido y evitar que ingrese el oxígeno al sistema de reinyección. solucionando a tiempo los problemas que se presentan y demandan 239 . Temperatura. Re-estructurar el sistema de reinyección de agua de Formación. Volumen o Nivel será controlada de una manera rápida y eficaz.Dotar a la Estación y en los distintos pozos en producción y en los de reinyección de la automatización. con esto se quiere decir de que cualquier anomalía que se suscite en las distintas variables que se manejan en la operación como son Presión. esto se conseguiría con el sistema de Gas Blanket. además estos tanques de pulido que son para el almacenamiento del agua evitan la formación de bacterias aeróbicas. 240 . si todo esto llegara a darse es justo que se exijan resultados eficientes en las operaciones en todas las fases de la industria petrolera.atención únicamente de parte del Estado. ..Controlador indicador de Nivel. 241 .. BPPD. LIC.. DEFLECTOR.Galones por día. GPD.Evacuar un fluido. EMULSIFICANTE.Galones por minuto.Miliamperios.Barriles de agua por día.. EXTRACTOR DE GAS.. VL..... DEMULSIFICANTE.Conductores utilizados en una electrolisis..Dispositivo que permite únicamente el paso de gas..Contenido de Sedimentos Básicos y Agua.Descomposición de una sustancia en disolución mediante la corriente eléctrica.Dispositivo que sirve para modificar la dirección de una corriente.Válvula de Nivel. BAPD. COAGLUTINADOR.Agente que facilita la coalescencia. COALESCENCIA... GPM.Impurezas en el petróleo que evitan que las gotas de agua se unan.GLOSARIO BFPD. ELECTROLISIS. DRENAR.Barriles de petróleo por día BSW.Barriles de fluido por día..Unión de pequeñas gotas de fluido (agua o de petróleo)..Aditivo químico que ayuda para que las gotas de agua se junten... mA. ELECTRODOS. . PSI. pH. Entre 0 y 7 la disolución es ácida...Aparato que sirve para mantener automáticamente constante una determinada temperatura.Válvula de Presión y de succión. PV.Fuerza ejercida por unidad de área. manteniendo constante la potencia. PIC.Compuesto del petróleo que cuando se enfría se hace cera..Transmisor de Presión. TERMOSTATO..Dispositivo electromagnético que aumenta o reduce tensiones e intensidades eléctricas. 242 . TV.. TIC.Válvula de Temperatura.. y de 7 a 14 es básica.Altura de un fluido..Índice que expresa el grado de acidez o alcalinidad de una disolución.Válvula controladora de Presión..NIVEL. PSV. PRESIÓN.. TRANSFORMADOR.Controlador indicador de Presión... PCV..libras por pulgada cuadrada.Controlador indicador de Temperatura. PARAFINA. “Electrical dehydration and desalting of crude Oil”. Garcés. Fipetrol Tec Latinoamericana.Edalfo. Grupo de trabajo sobre conflictos socioambientales generados por la actividad petrolera en la Amazonía Ecuatoriana. 2000. “Petroleum Emulsions”. Petróleo Moderno. Optimización de Producción de los Campos en Explotación de la Región Amazónica. PETROPRODUCCIÓN. Informe Técnico de Inspección Ambiental de los campos Cuyabeno y Sansahuari.. Schramm. Bill. A.BIBLIOGRAFÍA Berger. 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ANEXO # 3 – “DIAGRAMA P&ID DEL HEATER TREATER” (PÁG. 95) 246 . “GRÁFICO DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA CONDICIONES ANTERIORES CUANDO ESTABA EL TANQUE EMPERNADO” (PÁG.ANEXO # 4 . 167) 247 . “GRÁFICO DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA CONDICIONES ACTUALES SIN EL TANQUE EMPERNADO” (PÁG.167) 248 .ANEXO # 5 . “GRÁFICO DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA CONDICIONES IDEALES” (PÁG. 167) 249 .ANEXO # 6 . 202) 250 .“DETALLE DE UN MANIFOLD INDIVIDUAL” (PÁG.ANEXO # 7 . ANEXO # 8 . 219) 251 .“PLANO ORIGINAL DEL SEPARADOR FWKO DEL CAMPO CUYABENO EN AUTOCAD” (PÁG.