FUNDACIÓN PARA LA PROMOCIÓN Y DESARROLLO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS “DIPLOMADO PRODUCCIÓN DE CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS”Profesora: Ing. Martha Espinoza Realizado por: Velásquez, Glenson`s C.I: 25.242.079 Rocca, Andrea C.I: 21.347.888 León, Crismarine C.I: 19.781.765 COHORTE V Maturín, Septiembre de 2013 CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS DE CRUDOS PESADOS El Petróleo Pesado se produce típicamente en formaciones jóvenes, como las del Pleistoceno, Plioceno y Mioceno. Los Yacimientos tienden a ser someros y poseen sellos menos efectivos (areniscas pobremente consolidadas), exponiéndolo a condiciones que conducen a la formación de Petróleo Pesado. La profundidad promedio a la que se pueden conseguir estas acumulaciones esta alrededor de los 3000 pies o menos. Sus temperaturas de formación son bajas y varían desde los 95ºF hasta los 150ºF Son acumulaciones que tienen un porcentaje considerable de impurezas, poseen un alto contenido de metales (400-600 ppm en Níquel y Vanadio), como a su vez también contienen azufre (3-5% p/p); lo que explica también el por qué la producción de este tipo de petróleo suele ser menos rentable para la industria petrolera. Son Yacimientos Saturados, donde la presión del Yacimiento se encuentra por debajo de la presión del Punto de Burbuja. Poseen bajas relaciones de Gas- Petróleo en solución (50-200 PCN/BN) Son yacimientos que tienen altas Permeabilidades (1-10 Darcies) y altas Porosidades (20-30%) La Saturación de Petróleo es relativamente favorable, y va desde valores desde el 50% al 80%. Son Yacimientos en los cuales la recuperación primaria tiende a ser menor del 10%, ya que la alta viscosidad del petróleo hace más difícil el flujo del mismo hacia las zonas de menor presión (µ= 100-10.000 Cps.), haciendo que sea necesario recurrir a otras técnicas de recuperación adicional, como Levantamiento Artificial (BM, BES, BCP) y la Inyección Cíclica de Vapor, lo cual al generarle calor al fluido se reduce considerablemente su viscosidad y hace más fácil su flujo hacia los pozos productores. FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO La Faja del Orinoco se encuentra ubicada en la parte Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela y al Norte del río Orinoco. Abarca una extensión de 55.314 km2 comprendida entre los Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro. La Faja del Orinoco corresponde a un sistema deltaico que genéricamente tuvo su origen en los sistemas fluviales del Macizo Guayanés. La plataforma que se conoce con el nombre de la Faja Petrolífera del Orinoco no presenta plegamientos importantes, solo deformaciones de poca importancia que han dado origen a declives menores y está representada por un homoclinal fallado con buzamiento suave hacia el Norte. La columna sedimentaria está representada por tres ciclos; el primero se depositó discordantemente sobre el Macizo Guayanés y contiene arenas de granos gruesos pertenecientes al Paleozoico Superior, el siguiente corresponde a una trasgresión marina ocurrida en el Cretáceo y se caracteriza por areniscas delgadas con intercalaciones de lutitas en ambientes marinos de poca profundidad. El último ciclo se formó después de retirarse el mar dando origen a formaciones transgresivas del Terciario. La Faja Petrolífera del Orinoco constituye una enorme fuente de recursos energéticos. Según las características del yacimiento y disponibilidad de recursos económicos; estos pueden ser extraídos a través de procesos de recuperación térmica. La Inyección Alternada de Vapor es usada en la Faja, para la estimulación de pozos, en donde la inyección de vapor permite la disminución de la viscosidad del crudo a través de la transferencia de energía calorífica. La producción en caliente del petróleo requiere consideraciones especiales en la completación. Los elementos del pozo deben ser elegidos considerando las altas temperaturas que se generan. Las arenas poco consolidadas de la Faja requieren de completaciones con empaques con grava para evitar los problemas de arenamiento del pozo. Por otro lado, la eficiencia de la estimulación se relaciona con la cantidad de calor que se suministra a la arena petrolífera. Por esto, la estimación de las pérdidas de calor es importante para garantizar el éxito del proceso. Entre los parámetros que afectan la eficiencia del proceso de estimulación, se encuentran: la tasa de inyección del vapor, el tiempo de inyección, la presión de inyección, la profundidad, el aislante térmico, calidad del vapor, número de ciclos. ÁREAS DE LA FAJA DEL ORINOCO La Faja Petrolífera del Orinoco comprende cuatro grandes áreas de crudos pesados y extrapesados, denominadas Boyacá (antiguamente conocida como Machete), Junín (antes Zuata), Ayacucho (antigua Hamaca) y Carabobo (antes Cerro Negro). El área actual en exploración es de 11.593 Km2. Figura 1. Faja Petrolífera del Orinoco. PDVSA.7%de las reservas totales del país y 17% de la producción nacional de crudo) que sumados a los 78 mil millones de barriles de petróleo convencionales.610 Km 2. Para Venezuela es fundamental incluir estas reservas en su contabilidad. al sur con el río Orinoco y el oeste con Calabozo y San Fernando de Apure. .Tabla 1. Área Boyacá El área de Boyacá corresponde a la parte más occidental de la Faja Petrolífera del Orinoco y está ubicada en la parte sur – central del estado Guárico con una extensión superficial de aproximadamente 23. Reservas Probadas Faja Petrolífera del Orinoco BOYACÁ POES MMMBLS RESERVAS PROBADAS 1 MMMBLS 15 6 15 37 JUNÍN AYACUCHO CARABOBO TOTAL MMMBLS 1360 489 557 87 227 Tomado de Planes de desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco 20042012. al norte con las asignaciones del área mayor de las Mercedes. Ésta área limita al este con el área de Junín. Existe un volumen de crudo por ser cuantificado. Ya que existen 235 mil millones de barriles de crudos pesados y extrapesados en la Faja (solo los extrapesados representan 45. asegurarían unas reservas de 313 mil millones de barriles. 773 Km2 y está ubicada en la parte sur – central del estado Anzoátegui. . limita por el norte con los campos Yopales. Miga. Mediante técnicas de evaluación petrofísicas. Área Ayacucho El área de Ayacucho tiene una extensión de 8. por el oeste con el área de Junín y por el sur con el río Orinoco.Área Junín Esta área está ubicada en la parte media central de la Faja Petrolífera del Orinoco y tiene un área aproximada de 14. presencia de agua intermedia. La producción de los pozos allí perforados y completados alcanza los 1. calidad de crudo.500 Km 2. se han encontrado recursos de gas natural.3 – 9.528 Km2 aproximadamente. la cual recibió el nombre de área prioritaria de San Diego. entre otras. por el este con el área de Carabobo. así como algunas capas de carbón en espesores de poco interés comercial. Melones. y un volumen de petróleo en sitio de 255 MMBN con gravedad comprendida entre 8 y 11 °API. la gravedad API del crudo varía entre 8. productividad. permitiendo definir un área de mayor interés para el futuro desarrollo.000 BPD.3 y es de tipo nafténico. Las acumulaciones fueron jerarquizadas tomando en consideración factores como: espesores de arena. Adas y Lejos. el cual es muy útil en actividades de producción. sin embargo se tienen pozos capaces de superar los 3. de esta área aproximadamente dos tercios pertenecen al estado Anzoátegui.400 BPD promedio. Dicha área tiene una extensión de 3. es decir. EQUIPOS DE LEVANTAMIENTO QUE SE HAN UTILIZADO EN LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO Entre los métodos de levantamiento artificial que son aplicados para crudos pesados se encuentran: Bombeo Mecánico (BM). Mide alrededor de 160 Km de largo.Área Carabobo Es una franja que se extiende desde el sur – este del estado Anzoátegui. MECANISMOS NATURALES DE PRODUCCIÓN EN LA FPO El empuje por gas en solución es el mecanismo de producción predominante. ya que debido a diversas razones no siempre un método que es el mejor para un campo. no resultará el mejor en otro campo. ocupa toda la parte meridional del estado Monagas y un sector del Occidente del territorio Federal Delta Amacuro.100 Km 2. sin embargo en algunos casos se ha requerido de la inyección de vapor como estimulación para mejorar su movilidad. por unos 45 Km (promedio) de ancho. Bombas de Cavidades Progresivas (BCP) y Bombeo Hidráulico y Gas-Lift. reducir el daño de formación en los pozos y mejorar el recobro de crudo. cubriendo un área aproximada a los 7. que el crudo se desplaza con su propia energía en el yacimiento hasta el pozo productor. Decir que método es el “mejor” no se puede determinar a la ligera. Bombeo Mecánico (BM) . Bombeo Electrosumergible (BES). se necesita una fuente estable de electricidad. generalmente en forma muy parecida al antiguo bombeo reciprocante doméstico para sacar agua de un pozo.La extracción artificial por bombeo mecánico es aplicada en la producción de crudos pesados. El sistema de bombeo mecánico está constituido por una bomba de subsuelo de acción reciprocante. Este método puede ser utilizado en pozos someros y con bajas o altas tasas de producción. . La bomba es de desplazamiento positivo. Anteriormente era el método más aplicado en la Faja Petrolífera del Orinoco. la producción de gas disminuye la eficiencia e incrementa los costos. el cual moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. trabaja a RGL bajas. el rotor y el estator no son concéntricos y el movimiento del rotor da lugar a cavidades progresivas ascendentes y esto desplaza el fluido desde el fondo del pozo hasta la superficie en forma continua. un motor eléctrico y un cabezal de rotación en superficie. Bomba Electrosumergible (BES) Maneja altas tasas de líquido. que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas. la profundidad no es limitada (depende del costo del cable). el costo de inversión y reparación es relativamente alto (directamente proporcional con la profundidad). es adaptable para distintas inclinaciones en los pozos. actualmente lo es el Bombeo de Cavidad Progresiva. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna. Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP) La unidad de bombeo de cavidad progresiva está constituida por un rotor interno y un estator. presenta problemas con arena. . como viscorreducción y de hidrogenación e hidrocraqueo. medianos costos de inversión. aplica a cualquier profundidad. Bombeo Hidráulico: Maneja rangos medianos de tasas de líquido. con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie. La tecnología de rechazo de carbón. producen como subproducto importantes cantidades de carbón o coque lo cual podría limitar su aplicación extensiva. Las ventajas de las tecnologías sin rechazo de carbón es que producen productos más limpios que los de las tecnologías de rechazo de carbón y potencialmente mínimos subproductos (azufre y metales. tales como coquización retardada y flexi coking. Gas-lift: El sistema de levantamiento de gas consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular. muy poco coque). PROCESOS DE MEJORAMIENTO DE CRUDOS PESADOS Existen dos vías que permiten el mejoramiento de crudos pesados mediante la conversión de fracciones pesadas a livianas. aplicable en costa afuera. de uso en las refinerías venezolanas. La utilización de tecnologías sin rechazo de carbón se divide en térmicas. la adición de hidrógeno y la remoción de moléculas de carbón. poca tolerancia a la producción de arena. trabaja a RGL bajas. dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades. se requiere una fuente de líquido limpio a alta presión. el diseño es complejo. es suficientemente alto para saturar los radicales libres que se forman normalmente en las reacciones térmicas y que usualmente conducen a las indeseadas reacciones de polimerización que limitan el grado máximo de conversión. los enlaces de los hidrocarburos de cadena larga se rompen y forman compuestos estables . que en presencia de vapor promueven en el reactor la transferencia de los hidrógenos del agua a la carga pesada (crudo). transfiriendo el hidrógeno necesario para saturar los enlaces que se rompen en el procesamiento y producir por tanto fracciones livianas. Típicamente AQUACONVERSION opera a temperaturas entre (400-460) °C y presiones (100200) lpc. AQUACONVERSION23 emplea vapor de agua. Esta tecnología permite mejorar las propiedades de los crudos pesados y extrapesados a través de procesos catalíticos con metales. Tiene como limitación importante su baja capacidad de hidrogenación. Esta habilidad colateral de hidrogenación permite que el proceso de conversión pueda ser ejecutado por tiempo prolongado disminuyendo las tendencias a la obtención de productos no deseados.AQUACONVERSIONR es un proceso de mejoramiento de crudos pesados y extra pesados desarrollados por PDVSA-INTEVEP. Así cuando las macromoléculas de asfaltenos se someten a la reacción catalítica del proceso de AQUACONVERSION en presencia de vapor. Este proceso es capaz de convertir los crudos pesados en crudos sintéticos transportables. De esta manera el proceso se orienta a producir un crudo sintético de mayor calidad en cuanto a gravedad API y viscosidad. pero como ventaja apreciable su capacidad de vapocraquear. El grado de hidrogenación que promueve el proceso. cuyo hidrotratamiento sería más o menos necesario y convencional. la cual optimiza la gravedad API y otras características fisicoquímicas del crudo que se encuentra en la Faja Petrolífera del Orinoco. Con INT.MECS la cual ha venido siendo desarrollada desde el 2005 por INTEVEP. Además de la AQUACONVERSION.más livianos. 2) se puede observar una descripción completa del sistema utilizado en este proceso. Figura 2. así como azufre y asfaltenos. también se encuentra la tecnología de INT.MECS. Esquema AQC a boca de pozo. luego se postula que el vapor de agua se descompone probablemente en oxígeno e hidrógeno que actúa en presencia del catalizador para que ocurra la hidrogenación parcial del crudo. En este proceso los asfaltenos no aumentan como si ocurre en el caso de viscorreducción. para el mejoramiento de crudos pesados y extrapesados en superficie. al mismo tiempo que se logra la disminución del contenido de metales presentes en el crudo original (Vanadio y Níquel). En el diagrama a boca de pozo (Ver Figura. obteniendo un hidrocarburo con mejores . el mejoramiento de los crudos pesados va de 16 a 21º API y de 8 a 14º API para los extrapesados. Esta tecnología produce un elevado rendimiento en líquidos (115%) hacia productos de alta calidad y es muy flexible para procesar diferentes cargas con alto contenido de azufre y metales. Este parque atiende los Bloques de Ayacucho y Carabobo de la FPO. la cual consiste en un proceso de alta conversión (9095%) de crudos pesados y residuos de refinería vía hidroconversión.MECS ha sido probada en el Parque Tecnológico “ Yavire” ubicado al oriente de Venezuela. INT. Actualmente la faja posee 150 macollas y para un futuro se estima llegar a 500. Esta tecnología es 100% PDVSA y esta lista para su aplicación comercial. Esta es la explotación más idónea para el tipo de yacimientos en la Faja . en donde se espera alcanzar niveles de procesamiento de 50 mil barriles diarios. minimiza notablemente el manejo de sólidos y subproductos en la refinería y adicionalmente es totalmente amigable al ambiente. en la División Carabobo. conexión. operación y mantenimiento de los mismos. En la Faja se está implementando un sistema modular de macollas. Adicionalmente. para su aplicación a escala comercial. donde en un mismo lugar confluyen varios pozos de extracción. al sur del estado Monagas. Esta solución tecnológica se encuentra en una fase de visualización con la empresa mixta PETROMONAGAS. Aunado a esto. se trabaja en la implantación de la tecnología HDH Plus en la Refinería Puerto La Cruz. Distrito Morichal. Desde las macollas los taladros inician una perforación vertical que a medida que se interna en el subsuelo inicia la perforación horizontal hasta donde se encuentran los depósitos de crudo.propiedades fisicoquímicas facilitando su transporte y posterior refinamiento en el circuito refinador venezolano. PROCESO DE PRODUCCION EN MACOLLAS Una macolla es una instalación operacional donde se agrupan un número de pozos a fin de facilitar los trabajos de perforación. Además. comienza por su extracción a través de unas líneas de aceros. para facilitar su manejo y transporte. en instalaciones. ubicadas en unas macollas. . En los yacimientos de la Faja Petrolífera del Orinoco existe crudo pesado y extra pesado. La labor fundamental del Centro de Operaciones de Cabrutica es extraer y limpiar en gran medida este crudo. DESARROLLO DEL PROCESO PRODUCTIVO EN LAS MACOLLAS DE POZOS La macolla de pozos permite reducir el área requerida para las localizaciones ya que desde un solo sitio se pueden perforar varios pozos. se le aplican otras medidas de dilución para su posterior comercialización. agua y crudo. para darle unos requerimientos específicos necesarios y traslado al Criogénico en José. que lo mueve y lo lleva a 16 ºAPI. se le aplica un diluente de 50 ºAPI llamado Nafta (compuesto químico que se emplea como disolvente). Los crudos de la FPO requieren del uso de diluentes. en utilización del transporte de carga y personal y posteriormente se economiza en vigilancia e inspección de pozos por estar éstos en un solo punto. En el Criogénico. y 6% de agua aproximadamente. se inicia la extracción de gas. sale un crudo pesado con característica de 16 ºAPI. Posteriormente. se logran economías en construcción de caminos. en esta estación principal. los barriles crudo que produce una macolla son transportados junto con el diluente hasta la estación. El mejoramiento del petróleo.y el grado de acierto en cada pozo es de un 100%. que es bombeado desde las macollas hasta el centro principal. Finalmente. Durante este proceso. a través de bombas multifásicas. Posteriormente pasa a los deshidratadores donde el crudo es tratado y colocado bajo especificaciones para su despacho. Bombas Electro-sumergibles. El primer proceso es el de separación. La corriente de líquidos producto de la separación se retira por la parte inferior del separador y pasa al sistema de calentamiento donde la temperatura es elevada para romper la emulsión crudo-agua. a fin de obtener los volúmenes de crudo diario de un campo o bloque.TIPOS DE METODOS DE PRODUCCION EN LA MACOLLAS El fluido multifásico (crudo/agua/gas) proveniente de las macollas de producción entra a los trenes de tratamiento a una presión de 60 Psig y a una temperatura de 100 ºF aproximadamente. FILOSOFIA OPERACIONAL PARA EXTRAER CRUDO EXTRAPESADO DE LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO Para la extracción de crudo extrapesado de los pozos es necesario la utilización de bombas colocadas en el fondo de los mismos. durante la fase de producción en frío. (Bombas de Cavidad Progresiva. cuando el fluido a 100 ºF entra al separador bifásico. El crudo limpio (menor a 1% de agua y sedimentos (A y S) es almacenado y posteriormente bombeado al Patio de Tanques de almacenamiento o al Complejo Mejorador de Crudo. La corriente gaseosa se dispone hacia el cabezal de recolección de gas y es alineado a la succión de la planta compresora. donde es separado el gas asociado de la corriente líquida. . según sea el caso. De allí será enviado a los sistemas de generación eléctrica y/o sistemas de gas combustible o al sistema de exportación y entrega de gas en caso de haber excedente (fase en frío). Bombas Reciprocantes). inyectada en pozos de disposición. levantamiento Artificial por Gas o Generación Eléctrica. para su posterior embarque. hacia la Estación Principal donde será almacenado. con la finalidad de obtener un crudo menos viscoso y más fácil de transportar. se cuenta con una Planta de Tratamiento donde es tratada y posteriormente. . se requiere inyectarle un diluente al nivel de superficie (cabezal de pozo) o en el fondo a la entrada de la bomba. como se muestra en la figura 3. gas y agua). será acondiciona y enviada a los mejoradores. En el mejorador. el diluente mezclado con el crudo será separado y bombeado de regreso.A este crudo extrapesado de gravedad comprendida entre 7 y 8 °API. Para el tratamiento del agua de producción asociada al crudo. Figura 3: Esquema de producción de crudo extrapesado en la FPO. Los fluidos producidos por los pozos (crudo. serán bombeados a través de bombas multifásicas hacia la Estación Principal o Centro Operativo donde ésta producción. cuya gravedad deberá estar en el orden de los 16 °API. En cuanto al gas. en las macollas. para su distribución e inyección en los pozos de producción. una parte se utiliza como combustible y la otra se comprime para utilizarse en los proyectos de recuperación secundaria. y otras configuraciones de redes de tuberías. entre otros. gas. y mezclas multifásicas de gas y líquido. líneas de flujo.0. Estas aplicaciones extienden el rango de aplicación de PIPEPHASE. bombas. vapor. lo que permitió obtenerlos datos necesarios con respecto a los parámetros operacionales tales como presión y temperatura de los pozos.0 “PIPEPHASE” es un programa de simulación que predice. temperatura. Petropiar y Petroanzoátegui. PIPEPHASE permite análisis de pozos con in flow performance. volúmenes del crudo. separadores. compresores. Entre las técnicas de recolección de datos están la observación directa y el contacto con el personal operativo. en estado estacionario. y perfiles de hold up de líquido en pozos. diámetros de las tuberías de flujo. pozos. Toda esta información fue utilizada para realizar las corridas en el programa Pipephase 9. crudo limpio y gas tomando en consideración las normas. Los tipos de fluidos que PIPEPHASE puede manejar incluyen líquidos. PIPEPHASE. con la finalidad de obtener los diámetros y presiones de las tuberías adecuadas para diferentes distancias y volúmenes del crudo multifásico. Versión 9. . premisas y criterios de diseño de PDVSA. sistemas de la recolección. equipos de recolección. donde se encuentran en operaciones las empresas mixtas Petrocedeño.Recopilación de información Se implementó una estrategia de búsqueda de información de los campos de la Faja Petrolífera del Orinoco. específicamente. distancias entre macollas y centros operativos. análisis y características del crudo. presión. análisis del levantamiento por gas y sensibilidad nodal. y otras facilidades. en Junín y Ayacucho. observando que la bomba IDP-275. la presión de llegada del flujo multifásico en el centro operativo es igual a 88 psig que es la . donde se encuentra almacenado en el tanque de diluente T-3101 con capacidad de 100. señalando que para todas las macollas. Este flujo multifásico es enviado desde las macollas por cuatro troncales principales de 16 pulgadas. hacia las macollas donde es inyectado a cada pozo en la tubería de producción.000 barriles. con la cual se alcanza una gravedad de 16 °API. indicando la presión de salida. presión de diseño y las marcas de las bombas. volumen.Centro operativo PETROCEDEÑO El centro operativo Petrocedeño se encuentra ubicado al sur del estado Anzoátegui. La nafta liviana de 47 °API utilizada como diluente es bombeada desde el centro operativo. es la más utilizada en las macollas y la que tiene menor potencia y menor capacidad de diseño. además que cada macolla dispone de bombas multifásicas que varían de acuerdo a la capacidad de producción. relación gas petróleo (RGP). La empresa tiene actualmente 32 macollas en producción con capacidades que varían entre 200 a 15. en la descarga de la bomba de cavidad progresiva o directamente en el fondo del pozo. con la finalidad de mezclarlo con el crudo extrapesado de 8 °API.000 BPD de crudo extrapesado más la cantidad requerida de diluente. En la tabla 2 se muestra las características de estos tipos de bombas multifásicas. obteniendo un fluido menos viscoso y más fácil de transportar. que llegarán al centro operativo. diámetro de la tubería desde la macolla a la troncal principal 1 y de ésta al centro operativo. donde se indica la capacidad. un RGP que puede variar entre 100 y 350 PCN/BN. que tienen cada macolla. aproximadamente 140 Km de la ciudad petrolera de El Tigre y pertenece al campo Junín dentro de la Faja Petrolífera del Orinoco. En la tabla 3 se puede observar las características que tienen las macollas que pertenecen a la troncal 1. presión máxima que puede entrar al deshidratador D -3001A/B y que la macolla JB es la que tiene la mayor cantidad de volumen de crudo multifásico y la que tiene menos volumen de crudo es la macolla LC. más los barriles de agua y así obtener el volumen total de fluido en la macolla. cabe señalar que la cantidad de gas en pies cúbico por día de cada macolla debe ser transformado a barriles equivalente de gas (BGPD) con la finalidad de sumarlo con los barriles de crudo extrapesado. . Tabla 2: Características de las bombas multifásicas en Petrocedeño. Leyenda: BPD: Barriles de crudo por día BAPD: Barriles de agua por día MPCDN: Miles de pies cúbicos normales por día BGPD: Barriles de gas día .Tabla 3: Características de las macollas pertenecientes a la troncal 1 de Petrocedeño. las .3005 A/B/C/D/E/F. es bombeado a través de las bombas P-3001 A/B/E/C/D/F.000 BPD de crudo diluido con 250 RGP (relación gas/petróleo). éstos trenes están integrados por un deshidratador D-3001 A/B. El crudo sale del separador caliente y es bombeado por las bombas P. Figura 4: Deshidratador Bifásico en Petrocedeño. están divididas en dos trenes paralelos llamados A y B de igual capacidad para procesar el crudo. y cada uno está diseñado para procesar 105. calentando el crudo diluido a 140 ºC y luego es enviado al deshidratador bifásico D-3007 A/B de alta temperatura para separar completamente el gas que todavía queda en el crudo diluido. el cual separa el gas en un 80 % del crudo diluido a 16 º API. las cuales operan a una capacidad de 1032 m3/hora.Las instalaciones de proceso en el centro operativo. luego de cumplir con el proceso de separación del gas. En la Figura 4 se muestra al deshidratador D-3001. El crudo diluido. a los hornos H-3001 A/B de capacidad 30 MMBTU/Hr. permitiendo que el crudo diluido llegue a 2 % de contenido de agua máximo (valor de diseño). para depositarla en los pozos de disposición de agua. Una separación primaria crudo/agua a . donde el agua libre es removida y las partículas de agua atrapadas en el crudo. hacia el Patio Tanques Cabrutica.000 BAPD).cuales son centrífugas operando a 1014 m3/hora. La planta de tratamiento está diseñada para operar con un mínimo de 331 m3/hora y un máximo de 662 m3/hora. Figura 5: Horno H-3001 ubicado en el centro operativo Petrocedeño. las cuales son centrífugas operando a 1014 m3/hora.52 psi. En cuanto al agua separada del crudo diluido es enviada a la planta de tratamiento con el fin de reducir el contenido de crudo y sólidos suspendidos hasta un nivel aceptable. (100. coalescen por la combinación química desmulsificante y un potencial electrostático aplicado a las rejillas internas. hacia el deshidratador electrostático D-3004 A/B/C/D operando a140 ºC y 101. En la Figura 5 se muestra el horno H-3001 ubicado en el centro operativo Petrocedeño. además de estar conformada por tres etapas de separación de crudo/agua. el crudo diluido fluye hacia la parte superior del deshidratador electrostático y es enfriado a 89 ºC por el crudo entrante en los intercambiadores de calor E 3003 A-H y fluye hacia la succión de las bombas de exportación de crudo diluido P-3002 A/B/S. Otra parte es comprimido para suplir gas a los turbo-generadores eléctricos del centro operativo. El exceso de gas será quemado en el mechurrio que ha sido diseñado para un flujo máximo de gas basado en un RGP de 250 (relación gas/petróleo). una parte es utilizado como combustible. los sólidos quedan atrapados dentro de estas burbujas y suben a la superficie del líquido donde son eliminados del sistema mediante barrido mecánico y la tercera etapa de separación es por filtración.través de un tanque desnatador. cuya función principal es separar al hidrocarburo del agua mediante un proceso continuo de skimming (desnatar). Centro operativo PETROPIAR El centro operativo Petropiar (Bare) se encuentra ubicado en la zona sur del estado Anzoátegui a 45Km de la ciudad petrolera de El Tigre y pertenece al campo Ayacucho en la Faja Petrolífera del Orinoco. Una parte del gas separado del crudo diluido en los deshidratadores D-3001 A/B y D-3007 A/B de alta temperatura. La segunda etapa de separación esa través de una unidad de flotación por gas. . En la Figura 6 se puede observar la ubicación de esta empresa en la Faja Petrolífera del Orinoco. que consiste en la inyección de nitrógeno dentro del tanque 18-TK-141. para algunos equipos de la planta tales como los hornos H-3001. ésta se lleva a cabo al inducir burbujas del gas dentro de una corriente líquida químicamente tratada. esto será hasta que esté lista la planta de generación eléctrica en San Diego de Cabrutica. 382 BPD de crudo extrapesado más la cantidad de diluente para alcanzar una gravedad a aproximadamente de 16 °API. En la figura 7 se observa un esquema del transporte del crudo diluido desde el campo Petropiar. Petropiar tiene actualmente 25 macollas con una producción por macolla que varía entre 4. fluye a los cabezales de los pozos y con la misma presión del cabezal se envía a las válvulas multipuertos y desde éstas. el crudo multifásico extrapesado de 8 °API producido. En los pozos. un RGP que puede variar entre 96 y 549 PCN/BN. a la estación de bombeo multifásico donde se le dará mayor energía al flujo para que pueda llegar al centro operativo Petropiar. .Figura 6: Centro operativo Petropiar (Bare) en la Faja Petrolífera del Orinoco. hasta la refinería José ubicada en la zona norte del estado Anzoátegui a 30 Km de la ciudad de Barcelona.611 a 28. centro operativo Petropiar y Patio Tanque Oficina. y luego es enviado por una sola línea de 36 pulgadas al centro operativo Petropiar. En la tabla 4 se muestra un resumen de las características de las bombas multifásicas que se encuentran en las macollas indicando que son un mismo modelo a diferentes potencias (Kw) y presiones de entradas y salidas. . Cada estación de bombeo multifásico recibe crudo diluido de tres a cuatro macollas.Figura 7: Línea de flujo diluido desde la macolla en PETROPIAR hasta la Refinería José. hacia el centro operativo Petropiar donde es almacenado en los tanques de diluente 48-TK-081/082. en la zona norte del Estado Anzoátegui a 30 Km de la ciudad de Barcelona. es necesario mezclarlo con el diluente nafta de 47 ºAPI. . En la Figura 8 se puede observar los tanques 48-TK-081/082 ubicados en el centro operativo Petropiar. los cuales disponen de una capacidad de almacenaje de 78. el cuales enviada desde el mejorador Petropiar ubicado en la refinería de José. Para aumentar la gravedad API del crudo extrapesado.Tabla 4: Características de las bombas multifásicas en el centro operativo Petropiar (Bare).950 barriles. y 8 MPC de gas. intercambiadores de calor 350 Bls/Hora . tanques de cargas 54-T11/12 y 48-TK-13 de capacidad de 54 MBD cada uno. éstos se encuentran conformados por separadores bifásicos S-100/101/102/103 (módulo A) y 48-S-200/201/202/203 (módulo B) de capacidad 52 MBD de crudo cada uno. hornos H-100/102/103 (módulo A) y 48-H-200/201/202 (módulo B) de capacidad 30 MMBTU/Hr. El centro operativo Petropiar está integrado por dos módulos de producción: módulo A y módulo B. hacia las macollas por medio de las bombas 48-P-081 A/B/C.Figura 8: Tanque 48-TK-081/082 de diluente ubicado en el centro operativo PETROPIAR Este diluente es bombeado desde estos tanques. En la tabla 5 se muestra las características de las macollas que están en producción actualmente en el centro operativo Petropiar. obteniendo como resultado de la mezcla un crudo más liviano de aproximadamente 16 ºAPI. en la descarga de la bomba de cavidad progresiva o directamente en el fondo del pozo. separador mecánico SM 100/101/102 (módulo A) y . con la finalidad de que el fluido sea más fácil de transportar hacia el centro operativo Petropiar (Bare). que son de tipo centrífugo y tienen capacidad para manejar 947 gpm. los cuales tienen el mismo funcionamiento y una capacidad de 150 MBD cada uno. Este diluente es inyectado a cada pozo en la línea de flujo. 48-SM-200/201/202 (módulo B) de capacidad de 68 MBD y separadores electrostáticos SE 100/101/102 (módulo A) y 48-SE-200/201/202 (módulo B) de capacidad de 68 MBD. proveniente de los hornos fluye hacia los separadores mecánicos trifásico SM 100/101/102 (módulo A) y 48-SM-200/201/202 (módulo B) con capacidad de 68 MBD.914 gpm. ubicado en la zona sur del estado Anzoátegui. los cuales están diseñados para una rata de bombeo de 2. en donde por coalescencia electrostática (gotas de agua. pasa hacia la línea de succión de las bombas 48-P. a 20 Km de la ciudad de El Tigre. se obtiene un crudo diluido deshidratado hasta menos de 1 % de agua. El crudo caliente.013 gpm y luego es enviado al intercambiador de calor I01/02/03 de capacidad de 350 Mlb/hr y al horno H-100/102/103 (módulo A) y 48-H200/201/202 (módulo B) de capacidad 30 MMBTU/Hr. . y luego el crudo diluido pasa a los deshidratadores electrostáticos SE 100/101/102 (módulo A) y 48-SE-200/201/202 (módulo B) de capacidad de 68 MBD. los cuales son de tipo centrífugo y tienen una capacidad de 1.101/102/103 (módulo 1) y 48-P-201/202/203 (módulo 2). El crudo diluido fluye desde los tanques de carga a la succión de bombas tipo tornillo PC-100 A/B/C/D y PC-200 A/B/C/D. bajo la acción de un campo de energía eléctrica). logrando así la especificación requerida para ser bombeado hacia Patio Tanques Oficina. y posteriormente el crudo semi–deshidratado y caliente. Tabla 5: Características de las macollas pertenecientes a la empresa Petropiar. . Leyenda: BPD: Barriles petróleo por día BAPD: Barriles de agua por día MPCDN: Miles de pies cúbicos normales por día BGPD: Barriles de gas por día .Tabla 5: Continuación. el deshidratador electrostático SE 100/101/102 (módulo A) y 48-SE-200/201/202 (módulo B) de capacidad de 68 MBD. la cual bombea el crudo diluido producido en el campo (macollas) tratados en las estaciones principales de Petroanzoátegui y Petrocedeño.000 BPSD y hacia unos deshidratadores bifásicos 48-PK-042/043 de capacidad 23.400 BPSD. es enviado a un tanque de almacenamiento 18-TK-142 para su posterior traslado a Patio Tanque Oficina y en cuanto al agua separada es enviada a los pozos de disposición.El agua producida es enviada a la planta de tratamiento de Petropiar ubicada en el centro operativo Bare. entre otros y la otra parte es enviado para la venta hacia GUICO ubicada en la zona sur del estado Anzoátegui a 30 Km de la ciudad de El Tigre. que consiste en la inyección de nitrógeno dentro del mismo. Patio tanques CABRUTICA Patio Tanques Cabrutica se encuentra ubicado al sur del Estado Anzoátegui. además recibe el . a 210 Km de la refinería José ubicado en la zona norte del estado Anzoátegui. es enviada a un tanque desnatador 18TK-141 de capacidad máxima de 5.400 barriles de agua por día (BAPD). la cual tiene una capacidad de 28. El agua producida proveniente de los deshidratadores mecánicos y deshidratador electrostático. a 15 Km de la comunidad de San Diego de Cabrutica. desde Cabrutica hasta la refinería José por medio de una tubería de 36” de diámetro y 196. La función principal del tanque desnatador 18-TK-141 es separar al hidrocarburo del agua mediante un proceso continuo de skimming (desnatar). El gas separado en los deshidratadores S-100/101/102/103 (módulo A) y 48S-200/201/202/203 (módulo B) de capacidad 52 MBD es utilizado como combustible para algunos equipos del centro operativo Petropiar tales como los hornos H-101/102/103. El crudo una vez separado en el tanque 18-TK-141 y en los deshidratadores.7 Km de longitud. 000 B/D cada ramal. Tanto el crudo diluido como el diluente utilizado por Petrocedeño y Petroanzoátegui pasaran por patines (skids) fijos de medición similares donde se realizará la fiscalización para el pago de regalía a la nación.000 barriles).diluente Nafta por una línea de 20” donde lo mide y se envía a almacenar en Petroanzoátegui o Petrocedeño dependiendo del orden y la identificación de los lotes en el oleoducto. Figura 9: Esquema de tuberías del crudo diluido y de la nafta desde Patio Tanques Cabrutica hasta la Refinería José. Para el crudo diluido se tiene un patín (skid) de medición de ramal doble de 10 pulgadas con una capacidad total de 1495 m3/hora (225. En la Figura 9 se muestra un esquema de las tuberías del crudo diluido y de la nafta desde Patio Tanque Cabrutica hasta la refinería José.600 B/D) y 112.600 B/D) y 112.600 B/D cada ramal. Todos . la cual tiene una capacidad nominal igual a 113. nafta de 56°API que se almacena en dos tanques de 80. los cuales pueden ser.870 barriles (capacidad operativa de 80. un patín de medición de ramal doble de 12 pulgadas.289 m3/hora (345.000 barriles de capacidad (T-901A/B) ubicados en la estación de Petroanzoátegui o nafta de 47 °API hasta el tanque de almacenamiento de diluente T-3101 ubicado en la estación principal de Petrocedeño. con una capacidad total de 2. válvulas motorizadas para alineación a pruebas y un sistema de calidad. válvulas de bloqueo manual. contando volúmenes separados de líquidos. En la Figura 10 se observa un medidor de flujo de desplazamiento positivo. es decir. además se encarga de medir los valores de gravedad API y la cantidad de agua y sedimento en el crudo diluido en línea: . toman una cantidad o porción definida de flujo y la conducen a través del medidor.los patines de medición están equipados con un medidor de desplazamiento positivo para medir flujo volumétrico. luego proceden con la siguiente porción y así sucesivamente. El sistema de calidad es un sistema encargado de recolectar porciones de muestras durante un lote para obtener una muestra representativa del mismo. se obtiene el volumen total introducida a través del mismo. Los medidores de desplazamiento positivo miden el flujo. Contando las porciones pasadas por el medidor. filtro de succión. el cual muestra en un contador del caudal que circula por la tubería. El medidor de desplazamiento positivo aprovecha la energía del fluido en movimiento que acciona un sistema mecánico. Figura 10: Medidor de flujo de desplazamiento positivo. Toma de muestra automático Está formado por: Extractor de muestra. . Figura 11: Toma de muestra automático. Verificador (Bite Checker). sistema operado en forma hidráulica que permite tomar muestras de 2 cc con intervalos que depende del volumen y caudal del lote. Unidad hidráulica. En la Figura 11 se muestra una toma de muestra automático. Recipientes contenedores de muestra de 5 galones de capacidad donde se almacena la muestra representativa del batche. dispositivo que indica al computador de flujo el momento en que se toma la muestra. equipo que imprime la presión hidráulica necesaria para accionar el extractor de muestra. hasta un 80% ± 5% de capacidad (Aproximadamente 4 Galones). dos mechurrios (623-A911/912). donde se quema el exceso de gas aliviado del sistema eliminando las emanaciones de . Este sistema adicionalmente dispone de una unidad recuperadora de vapor (623A-711) que permite recuperar el diluente vaporizado en los tanques y utilizar en el sistema de gas blanketing el gas no condensado. Monitor de corte de agua en línea: El monitor de corte de agua consiste en un detector modelo OW-101 y un acondicionador de señal modelo Ps-203. marca AGAR. compartido con Petroanzoátegui (623-T-250). la densidad y temperatura de los líquidos. la cual usa el principio de absorción de energía para detectar el agua contenida en una emulsión crudo/agua. Los circuitos y el traductor constituyen un sistema para medir continuamente. La densidad del líquido se determina a partir de la frecuencia resonante de un tubo en vibración que contiene el líquido.000 Bbls de capacidad de operación) (623-T-251A/B) para Petrocedeño y un tanque idéntico. Cada tanque tiene asociado un recipiente vertical o una bota desgasificadora (603-V-250) que permite una mayor estabilización del crudo almacenado. Con respecto al sistema de almacenamiento de crudo diluido en Patio Tanques Cabrutica. y luego posteriormente retornar el flujo al proceso: Densímetro: Consiste en un traductor mecánico y una unidad electrónica montada normalmente en el interior de la caja de circuitos del traductor. genera una señal de alta frecuencia y produce una corriente de salida DC proporcional a la señal absorbida por el fluido.Bomba de circulación del lazo La bomba es colocada paralela a la dirección del fluido para forzar el paso del flujo a través del monitor de corte de agua en línea y el densímetro.000 Bbls de capacidad nominal (165. consta de dos tanques de 220. luego es bombeado utilizando las bombas principales 603-P-602 A/B/C/D a través de la línea compartida de 36 pulgadas de diámetro hacia JPS.7 kilómetros. operadas a baja presión. El envío de crudo diluido desde Patio Tanques Cabrutica a la refinería José. . El gas separado en estas unidades es normalmente enviado a la unidad recuperadora de vapores (623-A-711) o al sistema de mechurrios (623-A-911) bajo control de presión. el líquido fluye por gravedad hacia los tanques de almacenamiento 623-T-251 A/B. a través de la línea compartida de 36 pulgadas y un longitud de 196. La descarga de los tanques de almacenamiento 623-T-251 A/B o 603-T-250 se realiza utilizando las bombas Booster de crudo diluido (603-P-603 A/B/C) las cuales succionan de los tanques y envían el crudo hacia los medidores 603-MET601/602/606/607 donde es medido. En Petrocedeño y Petroanzoátegui. En las tablas 6 y 7 se puede observar las características de las bombas Booster y las bombas principales que se encuentran en Patio Tanques Cabrutica. totalizado y analizado.hidrocarburo hacia el ambiente y un recipiente horizontal de almacenamiento de diluente recuperado (623-V-201) dos bombas asociadas (623-P-201 A/B) que permite enviarlo a los tanques de almacenamiento o al sistema de medición de crudo diluido. pasa por las botas desgasificadoras 623-V251 A/B. enfriado hasta 49 °C y finalmente enviado al sistema de gas blanketin. realizándose la mezcla a la entrada del sistema. el crudo diluido proveniente de la estación principal. En la unidad recuperadora de vapores (623-A-711) el gas es comprimido hasta 40 psig. (603-MET601/602/606/607). se realiza por lotes (batch). el líquido recuperado es almacenado en el recipiente 623-V-201 y el gas de exceso es enviado al mechurrio (623-A-912). Tabla 7: Bombas principales que se encuentra en Patio Tanques Cabrutica para el crudo diluido. el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo. en consecuencia. Además. los bloques tendrán una dimensión promedio entre 135 a 216 Km 2 (teniendo esto como premisa). las reservas de cada uno. Junín. tenga una producción promedio de 200 mil barriles por día de crudo extrapesado de 8 º API. Ayacucho y Carabobo y en función a los nuevos negocios que se realizarán en la Faja Petrolífera del Orinoco. llamados Boyacá.Tabla 6: Bombas Booster que se encuentra en Patio Tanques Cabrutica para el crudo diluido. actualmente aún no se han completado los estudios de . dividió los campos en 27 bloques tales que. Elaboración de los esquemas de transporte Para la explotación de las reservas de crudo extrapesados certificadas en los cuatro (4) grandes campos. Cada macolla tendrá de 6 a 24 pozos. Figura 12: Bloque de la Faja Petrolífera del Orinoco representando las distancias desde el centro operativo hasta las macollas. . la más alejada como se muestra en la figura 12.yacimientos en la mayoría de los bloques. se asumió ubicar los centros operativos en el centro de cada uno de los bloques. la más cercana. y en donde se conformarán empresas mixtas en el corto y mediano plazo. y teniendo como premisas las dimensiones de cada uno de los bloques que actualmente conforman la Faja Petrolífera del Orinoco. es con la finalidad de utilizar estas distancias como dato para ser introducido en el simulador Pipephase y poder elaborar los esquemas de transporte del crudo multifásico a diferentes distancias. y a 10 Km.000 a 50. con una producción entre 5.000 barriles por día de crudo diluido a 16 ºAPI. Esquemas de transporte del crudo multifásico De acuerdo a lo explicado anteriormente. por lo que no se conoce la composición del fluido que se va a extraer. Este proyecto incluye estos bloques a los que también se les determinará los costos de inversión de los equipos para transportar el fluido. Todo esto. quedando las macollas a una distancia de 1 Km. se utilizará para realizarlas corridas de los esquemas de transporte de los bloques de la Faja.000 barriles por día. . se empezará a realizar simulaciones a través del programa Pipephase. En la figura 13 se representa las variables a considerar y como variarán para determinar los diámetros de las tuberías con un RGP de 50 PCN/BN.000 barriles por días como mínimo hasta un máximo de 50. con el objetivo de conocer las correlación que mejor se adapta al tipo de crudo de la Faja Petrolífera del Orinoco y así poder obtener un modelo que represente las condiciones reales. se realizará primero el diseño del transporte de crudo desde las macollas hasta el centro operativo de la empresa Petropiar. diferentes relación gas-petróleo desde 50 hasta 300 PCN/BN. distintos porcentajes de agua y sedimento (% A y S) desde 5 hasta 70 % y variando las distancias desde las macollas al centro operativo entre 1 a 10Km. se han encontrado valores de porcentajes de agua y sedimento desde 0 hasta 70 % en la producción en frío y relaciones gas-petróleo desde 50 a 300 pies cúbicos por barril de crudo (PCN/BN) en cada macolla. para este tipo de crudo. evaluando diferentes volúmenes de crudo diluido a 16 º API. y de la información de los actuales negocios entre PDVSA y las Empresas Transnacionales. Posteriormente. Una vez obtenida la correlación anterior. y posteriormente los resultados se compararán con los de las normas de cálculos hidráulicos de tubería de PDVSA. con la finalidad de determinar los diámetros adecuados para los oleoductos y que estén dentro del rango de lo permisible en cuanto a caída de presión y velocidad del flujo. a fin de ver si están en el rango alcanzado a los de Petropiar y Petrocedeño. desde 5. distancia 1 Km y % A y S de 5 para diferentes volúmenes del flujo.De acuerdo a los estudios que se han hecho en algunos pozos exploratorios. Antes de elaborar los esquemas de transporte. fijando el RGP= 50. distancia desde el centro operativo a la macolla de 1 Km. Una vez calculados los diámetros de los oleoductos para las condiciones de la figura 3. se procederá a realizar otra vez los mismos cálculos pero ahora variando en este caso el porcentaje de agua y sedimento a 10 %. tal como se muestra en la figura 14 y así sucesivamente hasta completar todos los porcentajes de agua y sedimento. % A y S= 5.10. . luego se cambiará la relación gas petróleo como se muestra en la figura 15 y se realizará el mismo procedimiento hasta obtener los diámetros de la tubería requeridos.Figura 13: Variables para determinar los diámetros de tubería para diferentes volúmenes de crudo multifásico. A partir de esta premisa. fijando el RGP= 50.Figura 14: Variables para determinar los diámetros de tubería para diferentes volúmenes de crudo multifásico. Figura 15: Variables para determinar los diámetros de tubería para diferentes volúmenes de crudo multifásico. distancia desde el centro operativo a la macolla de 1 Km. distancia desde el centro operativo a la macolla de 1 Km.000 BPD. % A y S= 10.000 en 50. el cual se estima que sea el máximo valor de . Esquemas de transporte del crudo limpio La empresa PDVSA tiene planeado ubicar a los patios tanques en la Faja Petrolífera del Orinoco a distancias que oscilan entre 20 a 70Km desde el centro operativo para los diferentes bloques.000 hasta un máximo de 650. % A y S= 5. se empezará a realizar simulaciones a través del programa Pipephase para determinar el diámetro adecuado del oleoducto. variando los volúmenes de crudo limpio desde un mínimo de 150.000 BPD e incrementando el volumen de 50. fijando el RGP= 150. y diferentes distancias desde 20 Km e incrementando de10 en 10 hasta llegar a 70 Km. Se estima que este gasoducto estará ubicado a una distancia de aproximadamente entre 20 y 70 Km desde los centros operativos. Esquemas de transporte del gas La empresa PDVSA tiene planificado tender un gasoducto que atravesará a la Faja Petrolífera del Orinoco.9 %. variando los volúmenes de gas . se empezará a realizar simulaciones con el programa Pipephase para determinar el diámetro adecuado del gasoducto. tal que se garantice que los valores obtenido de caídas de presión y velocidades del flujo. Figura 16: Variación de volumen del crudo limpio para obtener los diámetros adecuados para el oleoducto a una distancia de 20 Km. que se estaría manejando para cada uno de los bloques hasta los patios de tanques. de este a oeste.flujo de crudo diluido. En la figura 16 se observa la variación de volumen del crudo limpio para obtener los diámetros adecuados para el oleoducto a una distancia de 20 Km. Tomando como consideración esta premisa. con un porcentajes de agua-sedimento máximo de 0. a fin de recolectar todos los volúmenes del gas de los diferentes bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco. estén dentro del rango de lo permitido. para obtenerlas caídas de presiones y velocidades adecuadas. y diferentes distancias desde 20 Km e incrementando de 10 en 10 hasta llegar a 70 Km. y ser comparadas con las normas.desde un mínimo de 10 millones pies3/día e ir incrementando el volumen de 10 en 10 hasta un máximo de 100 millones pies3/día. Figura 17: Variación de volumen del gas para obtener los diámetros adecuados para el gasoducto a una distancia de 20 Km. Con esto se garantiza que los valores de caídas de presión y velocidades estén dentro del rango permitido en las normas de PDVSA. . diseños y criterios de PDVSA. En la figura 17 se observa la variación de volumen del gas para obtener los diámetros adecuados para el gasoducto a una distancia de 20 Km. html http://www.BIBLIOGRAFIA En la Web: http://www.ve/fpo/tecnofpo http://saber.biblioteca.info.pdf http://www.pdf http://ri.ESQUEMAS%20PARA%20EL%20TRANSPORTE%20DE%2 0FLUIDOS.ve/bitstream/123456789/1069/1/Te sis.ucv.ve/jspui/bitstream/123456789/712/1/TRABAJ O%20ESPECIAL%20DE%20GRADO.udo.ciberfaja.aporrea.ve/regiones/pdvsa-avanzadesarrollo-faja-petrolifera-orinoco/ .edu.org/energia/a15363.gob.correodelorinoco.