Bases de Diseño - B503 by pedro.baldo

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PROYECTO: “INFRAESTRUCTURA DESARROLLO ÁREA LIVIANO SAN TOMÉ – BLOQUE OESTE” FASE: D&D / INGENIERÍA CONCEPTUAL SUPERINTENDENCIA: INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN DTTO. SAN TOMÉ DOCUMENTO: BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DISCIPLINA: PROCESOS N° PROYECTO: B0503 REV.

FECHA

XX/XX/05

BREVE DESCRIPCIÓN DEL CAMBIO

EMISIÓN ORIGINAL

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FECHA XX

TOTAL PÁG.

ELAB. POR TECNOCONSULT

REV. POR PDVSA

APROB. POR PDVSA

D.B. / P.B.

R.H.

R.E. / D.N.

ELABORADO TECNOCONSULT POR: D. BONELLS / P. BALDO

APROBADO TECNOCONSULT POR: G. DELGADO

APROBADO PDVSA POR: R. EVARISTO / D. NAVAS

FIRMA

CARGO: ING. PROCESOS / LÍDER PROCESOS

CARGO: GERENTE DE PROYECTO

CARGO: LÍDER DE PROYECTO / SUPV. DE PROYECTO

Bases de diseño 220505

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PROYECTO: “INFRAESTRUCTURA DESARROLLO ÁREA LIVIANO SAN TOMÉ – BLOQUE OESTE”. FASE: D&D / INGENIERÍA CONCEPTUAL SUPERINTENDENCIA: INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN DTTO. SAN TOMÉ DOCUMENTO: BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DISCIPLINA: PROCESOS Nº PROYECTO: B0503

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INGENIERÍA CONCEPTUAL

BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO INFRAESTRUCTURA DESARROLLO ÁREA LIVIANO SAN TOMÉ – BLOQUE OESTE

PROYECTO N° B0503

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CONTENIDO 1.

OBJETIVO DEL DOCUMENTO .............................................................................. 5

ALCANCE DEL DOCUMENTO ............................................................................... 5

ALCANCE DEL PROYECTO .................................................................................. 5

METODOLOGÍA APLICADA................................................................................... 6

BASES DE DISEÑO ................................................................................................ 6 5.1. Premisas generales ..................................................................................... 6 5.2. Ubicación de las instalaciones ................................................................... 9 5.3. Condiciones ambientales y meteorológicas ........................................... 10 5.4. Descripción de las instalaciones existentes ........................................... 11 5.5. Disponibilidad de servicios ...................................................................... 15 5.6. Límites de batería del proyecto ................................................................ 15 5.7. Capacidad de diseño de las nuevas instalaciones ................................. 16 5.8. Características y especificaciones de la alimentación .......................... 17 5.9. Características y especificaciones de los productos ............................ 18 5.10. Filosofía de operación preliminar de las nuevas instalaciones ............ 18 5.11. Flexibilidad operacional de las nuevas instalaciones ............................ 20

CRITERIOS DE DISEÑO ....................................................................................... 21 6.1. Leyes, normas y estándares de diseño aplicables ................................. 21 6.2. Restricciones ambientales ....................................................................... 21 6.3. Criterios de diseño generales .................................................................. 21 6.4. Criterios para diseño de equipos ............................................................. 21 6.5. Criterios para diseño de tuberías ............................................................. 21 6.6. Criterios especiales ................................................................................... 21

ANEXOS ................................................................................................................ 21 7.1. Minutas del proyecto ................................................................................. 21 7.2. Caudales Calculados por Estación y Planta Compresora¡Error! Marcador no definido. 7.3. Propiedades de Crudo y Gas .......................... ¡Error! Marcador no definido. 7.4. DSO ................................................................... ¡Error! Marcador no definido. 7.5. DSD-1 ................................................................ ¡Error! Marcador no definido.

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7.6. 7.7. 7.8. 7.9. 7.10.

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Minutas ............................................................. ¡Error! Marcador no definido. Información Base Entregada por PDVSA ...... ¡Error! Marcador no definido. Caracterización de Crudos ............................. ¡Error! Marcador no definido. Cromatografía de Gas ..................................... ¡Error! Marcador no definido. PDO 2004-2023................................................. ¡Error! Marcador no definido.

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OBJETIVO DEL DOCUMENTO El objetivo de este documento es establecer las bases del estudio de opciones y los criterios de diseño de la opción seleccionada que serán empleados por la disciplina Procesos en la Ingeniería Conceptual del Proyecto “Infraestructura Desarrollo Área Liviano San Tomé – Bloque Oeste”.

ALCANCE DEL DOCUMENTO Este documento contempla identificar las premisas del estudio técnico-económico de opciones, la ubicación de las instalaciones, condiciones ambientales y meteorológicas del sitio, descripción de las instalaciones existentes, límites de batería, propiedades del crudo y gas manejado, capacidad de diseño de las nuevas instalaciones, premisas de la filosofía de operación y flexibilidad operacional de las nuevas instalaciones, normativa aplicable al proyecto, restricciones ambientales que deben cumplirse, criterios generales para el diseño de equipos y tuberías y criterios particulares, que utilizará la disciplina Procesos para el desarrollo de la Ingeniería Conceptual del Proyecto.

ALCANCE DEL PROYECTO El alcance del proyecto contempla desarrollar la infraestructura de superficie necesaria para centralizar el manejo de la producción de petróleo, gas y agua de la U.E. Liviano, Bloque Oeste, del Distrito San Tomé PDVSA en Centros Operativos, con el propósito de disminuir los costos operacionales, optimizar el uso de Capex y Opex del distrito y aumentar los indicadores de gestión Roce y Eva. La fase conceptual del proyecto contempla reemplazar los sistemas convencionales de prueba de pozos por medidiores multifásicos, realizar un análisis técnico-económico de opciones para centralizar las operaciones de separación gas-líquido, deshidratación de crudo, compresión de gas, transferencia de petróleo y disposición del agua, considerando el uso de la infraestructura y tecnología existente así como bombeo multifásico de la producción y flujo natural desde los pozos hasta uno (1) o dos (2) centros operativos. Este estudio de opciones considera el pronóstico de producción de petróleo, gas y agua contenido en el portafolio de oportunidades 2004-2023 y los resultados de la fase visualización del proyecto.

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METODOLOGÍA APLICADA Para establecer las bases de diseño e identificar los criterios aplicables por la disciplina Procesos para el desarrollo de la ingeniería conceptual del proyecto, se aplicó la metodología siguiente: 1. Cumplir las instrucciones de trabajo Tecnoconsult 440 225 1920 (Bases de diseño de procesos), 440 225 1904 (Criterios de diseño de procesos) y 440 225 1982 (Revisión gerente de procesos). 2. Revisar los criterios de aceptación de ingeniería de procesos de Tecnoconsult referidos en las anteriores instrucciones de trabajo. 3. Revisar los documentos Revisión de la Visualización (B0503 12001 IP10301) y Levantamiento de Información en Campo (B0503 12001 IP12101), ambos en revisión 0, así como la presentación “Revisión de la visualización”, hecha por Tecnoconsult el 11-05-05. 4. Revisar las minutas del proyecto (adjuntas en el anexo 7.1). 5. Revisar el manual de diseño de procesos (MDP) de PDVSA, en busca de estándares de diseño aplicables al proyecto. 6. Revisar la Ley Orgánica del Ambiente y de las normas técnicas referidas en ella, para identificar las restricciones ambientales que debe cumplir el diseño. 7. Revisar los manuales de ingeniería de diseño (MID) y de ingeniería de riesgo (MIR) de PDVSA para establecer criterios de diseño. 8. Elaborar el presente documento y someterlo a las revisiones correspondientes. 9. Aplicar las listas de verificación Tecnoconsult 440 225 2920 (Bases de diseño) y 440 225 2904 (Criterios de diseño).

BASES DE DISEÑO 5.1.

Premisas generales

La formulación de opciones, su evaluación técnico-económica y la ingeniería conceptual de la opción seleccionada deberán considerar las siguientes premisas: 1. Los sistemas convencionales de prueba de pozos deben ser reemplazados por medidores multifásicos. 2. Las facilidades para manejo y prueba de pozos deben permitir su operación de forma automática y remota.

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3. Considerar como opciones para el manejo de pozos el uso de tubos multiples convencionales, tubos múltiples automatizados y válvulas multipuerto automatizadas. 4. Considerar como opciones base para centralizar el manejo de producción las tres (3) opciones planteadas en los documentos DSD-1 y DSO, anexos en la sección 7.2. 5. Considerar en las estaciones de flujo el uso de tecnonología convencional (separadores gas-crudo), bombeo multifásico y el flujo natural (por gravedad y caída de presión) desde los pozos hasta los centros operativos. 6. Considerar una presión de separación gas-líquido mayor a 60 psig en los centros operativos solo si resulta seleccionada la opción de bombeo multifásico desde las estaciones de flujo. En este caso se deberá determinar la presión óptima de separación para minimizar el consumo de potencia tanto en las estaciones como en las plantas compresoras. 7. La presión de succión de las bombas multifásicas debe ser lo menor posible, recomendando PDVSA un rango de 40 a 80 psig. 8. Considerar que las plantas compresoras de gas solo estén en los centros operativos y también que estén descentralizadas (ubicadas en las existentes), en las opciones que contemplen el uso de tecnología convencional en las estaciones de flujo (separadores crudo-gas). 9. Considerar como opciones tener dos (2) centros operativos, Elías y Budare, así como también un (1) solo centro operativo, en un caso solo Elías y en otro caso solo Budare. 10. Considerar el máximo caudal de gas y el máximo caudal de líquido (petróleo+agua) indicados en el PDO para determinar la capacidad de diseño de las instalaciones utilizando una factor de sobrediseño de 10%. 11. Considerar que la producción de San Cristobal será manejada en BUEF-2 hasta el año 2006. Para ello se cuenta con capacidad instalada para manejar hasta 35 MBND. 12. La producción de San Cristobal será transportada hasta BUEF-2 por bombeo multifásico. 13. El oleoducto de 6” existente entre las estaciones SDN-1 y BUEF-1 no está disponible para transportar la producción de SDN-1, puesto que PDVSA Operaciones contempla su utilización en otro proyecto. 14. La presión de entrada del gas a los múltiples de levantamiento artificial por gas (LAG) debe ser 1.300 psig.

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15. Una parte del gas descargado en las plantas compresoras se envía a los múltiples de levantamiento artificial por gas (LAG) y la otra parte se envía al mercado interno (ventas). El porcentaje de gas enviado a LAG en cada planta compresora es el siguiente: Tabla 1. Balance de gas en las plantas compresoras existentes Planta Compresora

Gas a LAG (%)

Gas consumido (%)

Gas ventas (%)

Budare

93,0

7,0

0,0

Elote

96,5

3,5

0,0

Isla

94,6

5,4

0,0

Yopales Norte

96,9

3,1

0,0

NOTA:

1) Los valores indicados en esta tabla son resultantes de la información adjunta en el anexo 7.3. 2) El gas consumido es utilizado como combustible y venteado en mechurrio. 3) De la información entregada por PDVSA, todavía no sabemos si estos porcentajes pueden ser extrapolados en el tiempo de acuerdo a la volumetria

16. Los caudales indicados en la Volumetría PDO 2004-2023 (adjunta en el anexo 7.4) y los valores de GVF (hasta 99%) y corte de agua resultantes de ella son mandatorios sobre sobre la información adicional entregada por PDVSA. 17. Los lineamientos de PDVSA para el desarrollo de este proyecto son:  Simplificar las operaciones y pruebas de pozos.  Centralizar las operaciones de tratamiento de crudo, gas y sólidos.  Reducir los costos de operación y mantenimiento.  Incorporar óptimo nivel de automatismo y control.  Considerar el crecimiento modular de las instalaciones.  Maximizar el uso de infraestructura existente.  Minimizar el consumo de potencia en las estaciones de flujo y plantas compresoras. 18. Cada Centro Operativo considerado deberá tener por lo menos:  Sistema de medición multifásica para prueba de Pozos.  Separación líquido-gas.  Procesamiento de crudo (calentamiento y deshidratación).  Procesamiento de agua.  Sistema de manejo de sólidos.

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Almacenamiento y bombeo de petróleo. Medición del flujo multifásico entrante. Medición de petróleo, gas y agua saleinet.

19. La evaluación de opciones y el diseño conceptual no contempla ampliar la capacidad de las PIAS existentes ni evaluar opciones para convertirlas a PTIAS. Solo se indicará capacidad instalada, requerida y la necesidad de o no de nuevas PIAS o PTIAS). 20. No está contemplado evaluar la conexión desde los pozos hasta las estaciones de flujo. 5.2.

Ubicación de las instalaciones

Las instalaciones existentes y que conformarán el nuevo Bloque de Producción Liviano OESTE están situadas en los Campos Budare, Elote, Inca, Yopales Norte y Fría. Las estaciones se indican a continuación: En el Campo Budare se encuentran las estaciones BUEF-2, BUEF-1 y EEF-15, la planta compresora PC-Budare y la PTIA-Budare. En el Campo Elote se encuentran las estaciones EEF-10, EEF-4, EEF-5, EEF-7, EED-1 y EED-6, el tubo múltiple de campo ETM-1 y las plantas compresoras Elotes e Isla. En el Campo Inca se encuentra la estación de flujo IEF-3 y en Fría se encuentra la FEF-2 y el tubo múltiple de campo FTM-3. En el Campo Yopales Norte se encuentran la estación YEF-5 y la planta compresora PC-YOPN. La producción de la estación San Diego Norte 1 (SDN-1) también será manejada en el Bloque Oeste de la U.E. Liviano del Dtto. San Tomé. Tabla 2. Coordenadas geográficas y altura sobre el nivel del mar de las instalaciones existentes Instalación

Norte (m)

Este (m)

Altura (msndm)

BUEF-2

978579

302506

221,44

EED-6

985813

314479

252,88

EED-1

985513

314382

254,09

BUEF-1

978579

302506

221,44

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Tabla 2. Coordenadas geográficas y altura sobre el nivel del mar de las instalaciones existentes Instalación

Norte (m)

Este (m)

Altura (msndm)

EEF-15

977495

305561

210,50

EEF-4

988110

315117

244,39

EEF-10

982462

312802

264,56

EEF-5

989432

319753

252,36

EEF-7

990120

323844

274,32

IEF-3

993150

322953

267,94

YEF-5

979311

327649

258,11

FEF-2

990537

331961

274,32

SDN-1

936367

302490

FTM-3

986705

302490

252,36

PC-Budare

978007

303107

218,24

PC-Elote

985604

314194

255,76

PC-Isla

989813

324678

312,97

PC-YOPN

979157

327653

263,57

En la figura 1 (página siguiente) se pueden observar las áreas en que está dividida la U.E. Liviano y los limites geográficos del Bloque Oeste dentro del recuadro negro. 5.3.

Condiciones ambientales y meteorológicas

Para efectos de referencia y desarrollo de la ingeniería, se utilizarán los datos ambientales del área Budare-Elotes entregados por PDVSA, los cuales se resumen en la tabla 3. Tabla 3. Condiciones ambientales y meteorológicas del sitio Condición

Mínimo

Normal

Máximo

Temperatura ambiente (°F)

Humedad relativa (%)

Pluviosidad (mm)

1020/año

85/mes

116/día

Evaporación (mm)

2064

Velocidad del viento (pies/s)

4,37

15,95

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Tabla 3. Condiciones ambientales y meteorológicas del sitio Condición

Mínimo

Normal

Máximo

Dirección del viento

Noreste-Suoeste

Las instalaciones se encuentran ubicadas en una zona símica clase 4 (según Covenin 1756-98). Norte Centro Operativo

Oeste

CHE- 4 Guara 14 ISLA-EL

OED-12

BUDARE

Este Sur

Bloque Norte - Boca-Chimire Bloque Sur

- Trico -Yopales Central- Oficina- Ostra (Opcional)

Bloque Este

- Guico- Guara Oeste, Central y Este

Bloque Oeste - Budare- Elotes- Frías-Inca- Yopales Norte

Figura 1. Ubicación de las Instalaciones dentro del Alcance del Proyecto

Figura - 3.1

5.4.

Descripción de las instalaciones existentes

La producción proveniente de los pozos fluye a los múltiples instalados en las estaciones de flujo y esta producción (petróleo-gas-agua) entra a los separadores crudo-gas. El gas que sale de los separadores en las estaciones BUEF-1 y EEF-15 se envía a la PC-Budare, el de las estaciones EEF-10/4/1 a la PC-Elote, el de las estaciones EEF-5/7 e IEF-3 a la PC-Isla, el de YEF-5 a la PC-YOPN y el SDN-1 se ventea a la

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atmósfera. El gas sale de las plantas compresoras a 800-900 psig y se envía a los múltiples de levantamiento artificial por gas (LAG). El crudo que sale de los separadores se almacena en tanques atmosféricos en las estaciones de flujo y de allí es transferido por bombas de desplazamiento positivo hasta las estaciones de descarga BUEF-2 y EED-1. BUEF-2 recibe el crudo de BUEF-1, EEF-15 y SDN-1 (esta última a través de camiones vaccum), mientras que EED-1 recibe el crudo de todas las demás estaciones. En las estaciones de descarga (BUEF-2 y EED-1) se remueve el agua libre del crudo en tanques de lavado, el petróleo deshidratado se almacena en tanques atmosféricos y el agua se envía a plantas de inyección de agua salada (PIAS). El petróleo deshidratado de BUEF-2 se transfiere a EED-6 por bombas de desplazamiento positivo. EED-6 y EED-1 transfieren el petróleo al Patio de Tanques Oficina (PTO) a través del Lateral Sur-Aragua por medio de bombas de desplazamiento positivo. El agua removida en la estación de descarga BUEF-2 se envía a la planta de tratamiento fisico-químico e inyección de agua PTIA-Budare, donde es tratada y descargada por bombas centrífugas a los pozos inyectores para su disposición. En agua removida de EED-1 se envía a una PIAS, donde se descarga por bombas de de desplazamiento positivo a los pozos inyectores. En las secciones 5.4.1 a 5.4.3 se indica la capacidad instalada en las instalaciones de producción existentes, según los datos recopilados en el documento B050312001IP12101 Levantamiento de Información en Campo – Procesos. 5.4.1.

Capacidad instalada en las estaciones de flujo

Las estaciones de flujo existentes cuentan con las capacidades de separación crudo-gas, almacenamiento y bombeo de crudo indicadas en la tabla 4. Tabla 4. Capacidad instalada en las estaciones de flujo Estación de flujo YEF-5

Sep. G-L

Bombeo de crudo

Gas (MMPCND)

Líquido (MBBD)

N° Seps.

Cap. (MBBLS)

N° Tks

Cap. (MBBD)

N° Bbas.

53,1

40,5

6,6

Ver nota (3)

FEF-2 IEF-3

Almac. De crudo

19,2

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EEF-7

13,6

EEF-5

50,7

24,5

12,5

EEF-4

106

27,2

EEF-10

49,5

16,5

13,6

Tabla 4. Capacidad instalada en las estaciones de flujo Estación de flujo EF-EED-1 BUEF-1 (2) EEF-15 SDN-1 Notas:

Sep. G-L

Almac. De crudo

Gas (MMPCND)

Líquido (MBBD)

N° Seps.

59,9

13,76

Ver nota (4) 47,8

37,2

Ver nota (4)

Cap. (MBBLS)

N° Tks

Bombeo de crudo Cap. (MBBD)

N° Bbas.

Ver nota (1)

41,5

19,5

12 (5)

1) La EF dentro de EED-1 (EF-EED-1) no tiene almacenamiento ni bombeo de crudo puesto que su producción sale de los separadores directamente a los equipos de deshidratación de crudo de la EED-1. 2) En BUEF-1 se encuentra además un tanque de lavado de 6,7 MBBLS. 3) FEF-2 actua como rebombeo de YEF-5 y FTM-3, no cuenta con separadores para manejar la producción dentro del alcance de este proyecto. Los separadores existentes en la estación FEF-2 manejan producción en convenio con CNPC (China National Petroleum Corp.) 4) En BUEF-1 se encuentran dos separadores con placas ilegibles, de ellos solo se tiene dimensiones, en documentos siguientes se obtendrá la capacidad a partir estas dimensiones, de las condiciones de operación y propiedades de los fluidos indicados en este documento. En SDN-1, al igual que en BUEF-1 se encuentran dos separadores con placas ilegibles. 5) La capacidad de bombeo se obtiene del anexo 7.5, las bombas Gaso serie 1700 de pistón 5”x10 (datos del levantamiento, doc B050312001IP12101) tienen capacidad de 175 gpm (6 MBBD) c/u y SDN-1 cuenta con dos (2) instaladas.

5.4.2.

Capacidad instalada en las estaciones de descarga

Las estaciones de descarga existentes cuentan con las capacidades de calentamiento, separación petróleo-agua, almacenamiento de petróleo, bombeo de

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petróleo, almacenamiento de agua y bombeo de agua, que se indican en la tabla siguiente.

Tabla 5. Capacidad instalada en las estaciones de descarga Estación Tk de Lavado Almac. descarga (MBBLS) (MBBLS)

Petróleo

Agua (PIAS)

N° Tks

Bombeo (MBND)

N° Bbas

Almac. (MBBLS)

N° Tks

Bombeo (MBAD)

N° Bbas

EED-1

6,7

22,6

BUEF-2 (2)

6,4

EED-6 (3)

Notas:

1) Las estaciones EED-1 y BUEF-2 cuentan cada una con un (1) solo tanque de lavado. 2) En EED-1 se encuentran cuatro (4) calentadores de crudo cuyas placas no indican potencia (capacidad de calentamiento de crudo). En BUEF-2 se encuentran tres (3) calentadores de 2,86 MMBTU/Hr cada uno, su capacidad de calentamiento total es entonces 8,58 MMBTU/Hr. 3) EED-6 es una estación de rebombeo de la producción de petróleo de BUEF-2, solo tiene tanques y bombas de petróleo.

5.4.3.

Capacidad instalada en las plantas compresoras

La capacidad de compresión y número de moto-compresores en cada planta es la siguiente. Tabla 6. Capacidad instalada en las plantas compresoras Estación de flujo

Capacidad (MMPCND)

N° Motocompresores

Nº Etapas compresión

Tiempo en servicio (años)

PC-Budare

36,5

PC-Elote

PC-Isla

PC-YOPN

Notas:

1) El tiempo en servicio es igual a 2005 menos el año de arranque de los compresores (promedio).

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5.5. 5.5.1.

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Disponibilidad de servicios Electricidad

A través del Sistema Eléctrico Nacional (Línea Eléctrica en 13,8 KV) se alimentan las siguientes instalaciones: EEF-5, EEF-10, EEF-15, BUEF-1, EED-1, BUEF-2, EED-6, PTIA-Budare, PC-Budare, PC-Elotes y PC-Isla. Existe servicio eléctrico por generación propia de PDVSA y alquilada en las siguientes instalaciones: SDN-1, YEF-5 y PC-Yopales. No existe disponibilidad de los servicios de electricidad en las siguientes estaciones: ETM-1, IEF-3, EEF-4, FEF-2 y EEF-7 (B0503 12104 IE13601). 5.5.2.

Aire de instrumentos

Solo la planta compresora y en la planta de tratamiento físico-químico e inyección de agua de Budare (PC-BUDARE y PTIA-BUDARE) tienen disponibilidad de aire para instrumentos, proporcionado por unidades paquete compresor-pulmón. Todas las demás estaciones de flujo operan los instrumentos con gas combustible. 5.5.3.

Agua

Todas las plantas compresoras cuentan con un tanque para almacenamiento de agua de servicio. La PTIA-Budare también cuenta con tanques de agua para servicio de enfriamiento de las bombas de inyección. En la estación EED-1 hay un tanque de 500 BBLS para agua de servicio. En la estación SDN-1 no hay facilidades para almacenamiento de agua de servicio, pero se encuentra un pozo de agua disponible, ubicado aproximadamente a tres (3) Km de distancia. 5.6.

Límites de batería del proyecto

Para todas las opciones, el inicio del límite de batería se ubica en los tubos múltiples y/o válvulas multipuerto de las estaciones SDN-1, BUEF-1, EEF-15, EEF-4, EEF-10, EED-1, EEF-5, EEF-7, IEF-3, FEF-2, YEF-5, ETM-1 y FTM-3. El fin del límite para el petróleo limpio es la descarga de las bombas de transferencia (a PTO) de las estaciones de descarga EED-1 y EED-6.

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Para la inyección de agua salada el límite de batería está en la descarga de las bombas de inyección de las PIAS y/o PTIAS ubicadas en las estaciones BUEF-2, EED-1 y PTIA-Budare. Para el gas comprimido el límite de batería está en la descarga de las plantas compresoras existentes (PC-Budare/Elote/Isla/Yopn) y/o nuevas. 5.7.

Capacidad de diseño de las nuevas instalaciones

Los caudales de diseño de las instalaciones serán un diez (10%) mayor que los máximos caudales de líquido (petróleo+agua) y gas, presentes en la Volumetría de la UE Liviano San Tomé Bloque Oeste - PDO 2004-2023. Adicionalmente, se considera tanto el máximo como el mínimo contenido de agua y sedimentos presente en el PDO. En la tabla 7 se encuentran los caudales de diseño para la alimentación de cada estación. Es importante indicar que en las estaciones de flujo estos caudales no contemplan la producción de otras estaciones que es rebombeada, solo muestran la producción propia, proveniente de los pozos asociados a esa estación. Tabla 7. Capacidad de diseño de las nuevas instalaciones y contenido máximo y mínimo de agua y sedimentos Estación BUEF-1 EEF-15 SDN-1 EF-EED-1 EEF-10 EEF-4 EEF-5 EEF-7 IEF-3 FEF-2 FTM-3 YEF-5 BUEF-2 EED-1 PC-BUD

Caudal Crudo (MBBD) Gas (MMPCND) 45,3 50,9 58,4 65,7 15,5 17,4 44,3 17,2 5,8 6,5 18,2 20,4 7,9 9,0 4,4 4,8 5,1 5,7 16 0,0 0,8 0,8 15,2 17,2 153,5 (1) 119,2 81,5 (1) 101,6 153,5 (2) N/A

Agua y Sedimentos (%V) Mín. Máx. 39 58 39 58 38 58 12 22 42 58 38 58 33 59 40 60 33 57 38 59 0 100 38 58 39 58 25 44 N/A N/A

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Tabla 7. Capacidad de diseño de las nuevas instalaciones y contenido máximo y mínimo de agua y sedimentos Estación PC-ELOT PC-ISLA PC-YOPN Notas:

Caudal Crudo (MBBD) Gas (MMPCND) 41,0 (2) N/A 19,6 (2) N/A 17,2 (2) N/A

Agua y Sedimentos (%V) Mín. Máx. N/A N/A N/A N/A N/A N/A

1) Se refiere al gas que manejaría la unidad de compresión de gas del posible centro operativo Budare y Elías. 2) Se refiere al caudal de gas que manejarían las plantas compresoras existentes en la situación actual.

En el anexo 7.6.1 se encuentran los caudales máximos de crudo y gas, el contenido de agua mínimo y máximo y los caudales de diseño calculados como 110% del máximo. También se puede apreciar en dicho anexo el GVF (fracción volumétrica de gas) del flujo bifásico de producción y el RGP (relación gas petróleo), para cada año. 5.8.

Características y especificaciones de la alimentación

En el anexo 7.7.1 se encuentran tabuladas las propiedades del crudo y gas manejado en cada instalación existente dentro del alcance del proyecto. En esta tabla se encuentra la composición del gas (cromatografía) y la caracterización del crudo (ºAPI, %Agua y viscosidad). En dicha tabla faltan las propiedades del crudo y gas de la estación SDN-1, la caracterización del crudo en la estación de flujo ubicada entro de EED-1 (EF-EED-1). Esta información será entregada posteriormente por PDVSA. En el anexo 7.7.2 se encuentran los resultados de los análisis de laboratorio realizados por PDVSA, los cuales soportan la la información recopilada en la tabla del anexo 7.7.1. Solo como referencia, en la tabla 8 se muestra el rango de valores de las propiedades globales del crudo y gas manejado en las instalaciones existentes de del Área Liviano San Tomé – Bloque Oeste.

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Tabla 8. Propiedades típicas del crudo y gas manejado en el Área Liviano San Tomé Bloque Oeste Estación CO-1 (Budare) CO-2 (Elías)

5.9.

Crudo Densidad Sedimentos (ºAPI) (%V) 22,0 – 28,0 < 0,05 25,6 – 39,0 < 0,05

Gas Densidad (Sp. Gr.) 0,737 – 0,771 0,726 - 0,770

H2S (ppm) < 10 <5

Características y especificaciones de los productos

El petróleo deshidratado, agua y gas que saldrán de los posibles Centros Operativos Budare y Elías, deben cumplir las siguientes especificaciones: 

El petróleo debe salir a Patio de Tanques Oficina (PTO) con un contenido máximo de agua del 1% V/V.



El gas … tiene punto de rocío máximo? Debe cumplirse que el punto de rocío a la presión de descarga sea menor que la mínima temperatura ambiente?



El agua … como es inyectada para disposición final, y no para recuperación secundaria, solo debe cumplir…

Esto lo debemos consultar a PDVSA 5.10. Filosofía de operación de las nuevas instalaciones Centralizando el manejo de la producción del bloque oeste, las instalaciones operarían de acuerdo a la siguiente filosofía preliminar. 5.10.1. Estaciones de flujo La producción proveniente de los pozos de producción (petróleo-gas-agua) entra a los tubos múltiples o válvulas multipuerto de las estaciones de flujo y se envía a los centros operativos Budare y Elías, por bombeo multifásico o simplemente por caída de presión y gravedad (flujo natural desde pozos). 5.10.2. Centros operativos Los centros operativos estarán conformados por cinco (5) unidades de proceso, estas son:

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1. Separación crudo-gas La producción de las estaciones de flujo es recibida en la unidad de separación crudo-gas de los centros operativos, el gas sale a la unidad de compresión y el crudo a la unidad de deshidratación. 2. Compresión de gas La mayor parte del gas que entra a las plantas compresoras de los centros operativos se envía a los múltiples de LAG y una pequeña fracción se utiliza como gas combustible. La presión de descarga de las plantas compresoras será la necesaria para que la entrada de gas a los múltiples de LAG sea 1.300 psig. 3. Deshidratación de crudo En la unidad de deshidratación de crudo de los centros operativos se separa el agua libre del petróleo. Esta unidad contará con inyección de químicos (demulsificante), calentadores de crudo, tanques de lavado y/o deshidratadores electrostáticos. El petróleo limpio sale a la unidad de almacenamiento y transferencia, mientras que el agua sale a la unidad de tratamiento e inyección. 4. Almacenamiento y transferencia de petróleo El petróleo limpio será almacenado en tanques atmosféricos (posiblemente de techo flotante por su ºAPI) y transferido por bombas al Patio de Tanques Oficina (PTO) a través del Lateral Sur-Aragua. 5. Tratamiento e inyección de agua El agua salada será tratada, almacenada y bombeada a los pozos inyectores en esta unidad, contando con tanques de almacenamiento de agua, inyección de químicos, equipos de tratamiento físico-químico y bombas de inyección. La unidad de tratamiento e inyección de agua del centro operativo Budare, estará constituida por la planta de tratamiento físico-químico e inyección de agua PTIABudare. En el centro operativo Elías estará constituida por la PIAS existente.

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5.11. Flexibilidad operacional de las nuevas instalaciones Para evitar el cierre de producción y la parada total de los centros operativos en caso de presentarse fallas puntuales se dispondrá de las siguientes facilidades. 5.11.1. Centros operativos Para evitar el cierre de producción y la parada total de los centros operativos por fallas en cualquier unidad de proceso se dispondrá de capacidad para almacenar: 

24 horas de alimentación (crudo proveniente de las estaciones de flujo).



24 horas de productos (petróleo limpio y agua)

Para garantizar la parada segura y confiable de las unidades de compresión de gas, los centros operativos deberán disponer de facilidades capaces de: 

Aliviar el gas de baja presión que entra a la unidad de compresión (presión de succión de los compresores).



Aliviar el gas de alta presión que sale de la unidad de compresión (presión de descarga de los compresores).

5.11.2. Estaciones de flujo En caso de contemplar estaciones de flujo convencionales (con separación crudogas, almacenamiento y bombeo de crudo) en la opción seleccionada, estas deberán disponer de capacidad para almacenar: 

24 horas de alimentación (crudo proveniente de los pozos).



Aliviar el gas separado (salida de los separadores).

5.12. Premisas de automatización y control Desde los centros operativos se deben poder ejecutar las siguientes operaciones: 

Pruebas de pozos recepción de resultados por telemetría.



Monitorear las variables de operación principales de las estaciones de flujo, tales como estado de las bombas, presión de operación de separadores, presión y temperatura de operación de las bombas, nivel de tanques.



Arrancar y parar las bombas de las estaciones de flujo.



Monitorear la operación de las diferentes unidades de proceso de los centros operativos.

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CRITERIOS DE DISEÑO 6.1.

Leyes, normas y estándares de diseño aplicables

6.2.

Restricciones ambientales

6.3.

Criterios de diseño generales

6.4.

Criterios para diseño de equipos

6.5.

Criterios para diseño de tuberías

6.6.

Criterios especiales

ANEXOS 7.1.

Minutas del proyecto

7.2.

DSD-1 y DSO de la ingeniería conceptual del proyecto

7.3.

Balance de gas en las plantas compresoras existentes

7.4.

Volumetría PDO 2003-2024 Área Liviano San Tomé Bloque Oeste

7.5.

Catálogo fabricantes de de bombas existentes

7.6.

Caudales máximos, caudales de diseño y contenido de agua

7.7.

Características y especificaciones de la alimentación

7.8.