EVALUACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA LA PRODUCCION DE CRUDO EN LA FAJA DEL ORINOCO

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO
PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETROLEO
EVALUACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA LA PRODUCCIÓN
DE CRUDO EN LA FAJA DEL ORINOCO
Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero en Petróleo
Autores:
Br. Pernalete Cordero Frailin Fabiola
C.I.: 25.513.204
Br. De Barros Ramírez Karl Junior
C.I: 25.977.342
Tutora:
MSc. Andreina Rodríguez
Cabimas, Octubre de 2018

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EVALUACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA LA PRODUCCIÓN
DE CRUDO EN LA FAJA DEL ORINOCO
Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero en Petróleo
Presentado por:
__________________________
Br. Pernalete Cordero Frailin Fabiola
C.I.: 25.513.204
Telefono: 0414-9735106
E-mail: frai.frai24@gmail.com
__________________________
Br. De Barros Ramírez Karl Junior
C.I: 25.977.342
Telefono: 0412-2175624
E-mail: karldebarros09@gmail.com
Tutora:
__________________________
MSc. Andreina Rodríguez

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PERNALETE FRAILIN. DE BARROS, KARL. “ANÁLISIS DE LAS INSTALACIONES DE
SUPERFICIE PARA LA PRODUCCIÓN DE CRUDO EN LA FAJA DEL ORINOCO”.
Universidad Del Zulia. Núcleo Costa Oriental del Lago. Programa Ingeniería de Petróleo.
Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero en Petróleo. Cabimas. Estado
Zulia. 2018. pp.
RESUMEN
La presente investigación tuvo como Evaluar las instalaciones de superficie para la
producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco. El marco teórico se fundamentó
en autores como Arteaga (2014), Ortega (2015), (López, 2013), (Grossman y col, 2017),
Indriago (2016), PDVSA (1994), Tecnazuca (2005) entre otros. La metodología empleada
fue de tipo proyecto factible descriptivo y descriptiva con diseño no experimental y campo
documental. La población quedó conformada como población documental bajo la revisión
de Historiales, así como documentos técnicos sobre superficie sobre las Instalaciones de
Superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco. Los resultados
arrojaron que las mayores limitantes encontradas en las instalaciones de superficie están
asociadas a la presencia de incrustaciones y las condiciones de desgaste y deterioro
progresivo, ante lo cual los investigadores plantearon dos alternativas para mejorar esa
situación como son los Desaladores con tecnología de frecuencia dual y los Inhibidor de
Incrustaciones INTAV. concluyéndose que 11 los sistemas complejos que hacen posible
la producción de crudo en la faja del Orinoco, considerando las características del crudo
pesado y extrapesado, existiendo en ellos limitaciones debido a las incrustaciones y otros
aspectos de tipo logístico, conllevando a la disminución de la producción, ante lo cual se
deben acatar medidas técnicas como INTAV y Desaladores con Tecnología de
Frecuencia Dual.
Palabras clave: instalaciones de superficie para la producción de crudo, estaciones de
flujo, faja del Orinoco.
E-mail: karldebarros09@gmail.com, frai.frai24@gmail.com

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PERNALETE FRAILIN. DE BARROS, KARL. “ANALYSIS OF SURFACE FACILITIES
FOR THE PRODUCTION OF RAW IN THE ORINOCO BELT”. Universidad Del Zulia.
Núcleo Costa Oriental del Lago. Programa Ingeniería de Petróleo. Trabajo Especial de
Grado para optar al Título de Ingeniero en Petróleo. Cabimas. Estado Zulia. 2018. pp.
ABSTRACT
The present investigation had as Evaluate the surface facilities for the production of crude
oil in the Orinoco Oil Belt. The theoretical framework was based on authors such as
Arteaga (2014), Ortega (2015), (López, 2013), (Grossman et al, 2017), Indriago (2016),
PDVSA (1994), Tecnazuca (2005), among others. The methodology used was of a
descriptive and descriptive feasible project type with no experimental design and
documentary field. The population was formed as a documentary population under the
review of Histories of as well as technical documents on surface on the Surface Facilities
for the production of crude oil in the Orinoco Oil Belt. The results showed that the greatest
limitations found in the surface facilities are associated with the presence of incrustations
and the conditions of wear and progressive deterioration, before which the researchers
proposed two alternatives to improve this situation, such as the desalination with dual
frequency technology. and the INTAV Incrustation Inhibitor. Concluding that 11 complex
systems that make possible the production of crude oil in the Orinoco belt, considering
the characteristics of heavy and extra heavy crude, existing in them limitations due to the
incrustations and other aspects of logistic type, leading to the decrease of production ,
before which technical measures such as INTAV and Dual Frequency Technology
Desaliers must be complied with.
Keywords: surface facilities for crude production, fljujo stations, Orinoco belt.
E-mail: frai.frai24@gmail.com, karldebarros09@gmail.com

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HOJA DE APROBACIÓN
Nosotros, Profesores ANDREINA RODRIGUEZ, YBIS CHIRINOS, RONNY CHIRINOS,
designados como Jurado Examinador del Trabajo Especial de Grado Titulado
“EVALUACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA LA PRODUCCIÓN
DE CRUDO EN LA FAJA DEL ORINOCO” que presentan los bachilleres: PERNALETE
C., FRAILIN F., C.I. Nº 25.513.204, DE BARROS R., KARL J., C.I. Nº 25.977.342, nos
hemos reunido para revisar dicho trabajo y después del interrogatorio correspondiente,
lo hemos aprobado calificándolo como ____________________________ de acuerdo
con las normas vigentes aprobadas por el Consejo Académico del Núcleo Costa Oriental
del Lago de la Universidad del Zulia para la evaluación de trabajos especiales de grado.
En fe de lo cual firmamos, en Cabimas a los 25 días del mes de Octubre de 2018.
_______________________ _______________________
Prof. Ybis Chirinos Prof. Ronny Chirinos
Jurado Principal Jurado Principal
_______________________
Prof. Andreina Rodríguez
Tutor Académico

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DEDICATORIA
Este trabajo final de grado va dedicado a Neyli Cordero, no sería ni la cuarta parte
de quien soy si no fuera por ti, a José F. Pernalete, no solo eres un hombre increíble, un
hijo ejemplar, sino que también eres un padre maravilloso. A mis cuatro hermanos
hermosos, como su hermana mayor dedico este momento a ustedes y espero inspirarlos
a seguir sus sueños y que sepan que siempre estaré ahí para ustedes, doy gracias a Dios
por permitirme presenciar cada segundo de sus vidas desde el día que llegaron a este
mundo. En momentos como este recuerdo las personas que me han inspirado y que
admiro con fervor, a mis primas Andrea Martínez y Yohanna Pernalete quiero dedicarles
este trabajo por inspirarme a ser la mujer joven que soy hoy en día.
Una dedicatoria especial a Lewis Gutiérrez, Eduardo Rodríguez y Mariángel
Portillo, en días como hoy los pienso y sueño a diario así que sin importar la distancia
este momento especial es para ustedes. Aristóteles escribió una vez que “amigo es una
misma alma, que habita en dos cuerpos”, a mis mejores amigos Franlia y Griselys, les
regalo este momento. A ti Edar Vázquez sin importa en hecho que no sigas en esta tierra,
sigues siendo mi persona favorita en el mundo.
Por último, este esfuerzo en conjunto va dedicado a mi país Venezuela, no solo
dedicare este trabajo a ti, si no todos los que están por venir, prometo cada día
convertirme en una profesional de vocación para algún día poner mi granito de arena y
hacerte la patria grande y hermosa que eres.
FRAILIN

7
DEDICATORIA
El presente trabajo investigativo lo dedico principalmente a Dios, por ser el
inspirador, guiador en el camino y darnos fuerza para continuar en este proceso de
obtener uno de los anhelos más deseados.
A mis padres, por su amor, trabajo y sacrificio en todos estos años, gracias a
ustedes he logrado llegar hasta aquí́. El esfuerzo y las metas alcanzadas, refleja la
dedicación, el amor que invierten sus padres en sus hijos. Gracias a mis padres son quien
soy. Ha sido el orgullo y el privilegio de ser su hijo, son los mejores padres.
A mis hermanos por ser parte importante de mi vida y representar la unidad
familiar, por estar siempre presentes, acompañándonos y por el apoyo moral y
sentimental, que me brindaron a lo largo de esta etapa de mi vida. Y a toma mi familia
por el apoyo incondicional de alguna u otra forma estuvieron presentes.
A Eduardo Rodríguez por ser más que un amigo, mi hermano este logro es de los
dos.
A mis amigos y compañeros, por confiar y creer en nosotros, por su apoyo y
nuestra unión a lo largo de los años y hacer de la etapa universitaria un trayecto de
vivencias que nunca olvidare, muchachos esto es un hecho.
A Frailin Pernalete, por haber sido una excelente amiga y familia, por motivarme a
seguir adelante en cada paso que dábamos.
A mi Alma Mater La Universidad Del Zulia, especialmente al Núcleo Costa Oriental Del
Lago, por permitirme formar en sus salones y aulas, a todos los profesores que aportaron
un granito de arena para que esto fuera posible.
A todas las personas que nos han mostrado su apoyo a lo largo de los años, a los que
han hecho que el trabajo se realice con éxito en especial a aquellos que nos abrieron las
puertas y compartieron sus conocimientos.
KARL

8
AGRADECIMIENTOS
La culminación de la etapa universitaria puede dar un poco de miedo, es ese
momento que incluye un esfuerzo inmenso que otras personas hacen para hacer tu sueño
realidad. Es por ello que quiero empezar agradeciendo a mis padres, a ti mamá por tu
corazón noble y amoroso, y ese intento de sembrar un poco de el en mí, a mi padre por
su apoyo incondicional, ser tu primogénita es un verdadero honor. Un agradecimiento
especial mi Tía Bety y mi Tía Chispa por apoyarme en cada etapa especial de mi vida y
su esfuerzo continuo de hacer cada momento de mi vida mágico e inolvidable. A mi
hermano José Carlos Pernalete gracias por existir y ser la luz más brillante de mis días.
A toda mi familia Pernalete, Cordero y Soteldo, gracias por mostrarme lo bello de la vida
y lo maravillosa que puede ser si te rodeas de personas que te aman, ustedes son mi
motor. Gracias a mis abuelos Julio Cordero, Justina Pernalete y Nelida Ramos por
permitirme conocerlos y llenar mis días de sabiduría y amor.
No puede dejar por alto a mi compañero de estos cuatro años, mi alma Mater, La
ilustre universidad del Zulia, en especial al núcleo Costa Oriental del Lago y a la ciudad
de Cabimas, por abrirme tus puertas y brindarme la oportunidad de crecer como persona,
no solo me llevare de ti conocimientos invaluables, una vocación y pasión por la ingeniería
de petróleo y las ganas de hacer de este mundo uno con energía sustentable para todos
sus habitantes, si no que me regalas compañeros para toda la vida, Karol, Pablo, Juan y
Luis, gracias por toparse en mi camino y acompañarme desde el principio; las largas
horas de estudio no fueron en vano amigos, Susan y Luisa gracias por ser mi apoyo diario
por estos años y llenar mis días de risas. A ti Karl, compañero de tesis, gracias por
compartir este momento especial de tu vida conmigo, tu apoyo es clave en mi éxito el día
de hoy.
Con habitualidad los profesores universitarios se convierten en nuestros verdugos
diarios, sin embargo, el día de hoy me doy cuenta del esfuerzo increíble que hacen por
nosotros y su rol importante en nuestras vidas, gracias a mi tutora académica la profesora
Andreina Rodríguez por su apoyo en este trabajo final de grado, a los demás profesores

9
de la facultad de ingeniería agradezco profundamente el hecho de que compartan sus
conocimientos con nosotros.
Por último, pero no menos importante quiero dar gracias a Dios por mi cuerpo,
mente y alma, el universo que me rodea y todos sus fenómenos, y sobre todo por
regalarme este momento en el tiempo y el espacio.
FRAILIN

10
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por bendecirnos con la vida, por guiarnos a lo largo de nuestra
existencia, ser el apoyo y fortaleza en aquellos momentos de dificultad y de debilidad, por
permitirme concluir con una meta más. Al Santo Cristo Del Rostro Sereno y a la Virgen
de Fátima por la fortaleza y los favores concedidos.
A mis padres Richard y Yeisy De Barros quienes son mi motor y mi mayor
inspiración, que, a través de su amor, paciencia, buenos valores, ayudan a trazar mi
camino, por ser los principales promotores de este sueño, por confiar y creer, por los
consejos y principios los amo son mi vida.
A mis hermanos Kimberly y Roger, quienes con sus ocurrencias y diferencias
siempre han saco una sonrisa en mi rostro, orgulloso de ser su hermano mayor siempre
estaré para ustedes y sé que siempre puedo contar con ustedes.
A Eduardo Rodríguez ese hermano de otra madre, aquel con el que siempre conté,
amigo, compañero Bro, todo se logró este triunfo es de los dos
A mis amigos Pablo, Karol, Luis, Paola, Bethania, Lewis, Mariángel, Celis y Juan,
por ser esa familia que los foráneos encontramos y creamos fuera de nuestras tierras,
siempre con confianza y apoyo una familia espectacular.
A Frailin Pernalete, ella que siempre está para todo, amiga esto es por nosotros
un logro una meta un todo para nosotros lo logramos.
A todas las personas que nos han mostrado su apoyo a lo largo de estos años, a
nuestra tutora Profesora Andreina Rodríguez, por aceptarnos la tesis y guiarnos a lo largo
de varias materias de las cuales tuvimos el privilegio de aprender de usted, también
especialmente a la señora Yurima Graterol, gracias a usted nos graduamos.

11
Y por supuesto a mi querida Universidad y a todas las autoridades, por permitirme
concluir con una etapa de mi vida, que a lo largo de estos años se fue dando, mediante
sacrificios gracias por la paciencia, orientación y guiarme en el desarrollo de esta
investigación.
KARL

12
ÍNDICE GENERAL
Pág.
FRONTISPICIO
HOJA DE APROBACIÓN
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTO
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE CUADROS
ÍNDICE FIGURAS
RESUMEN
ABSTRACT
INTRODUCCIÓN 16
CAPÍTULO
I. EL PROBLEMA
Planteamiento del problema
Objetivos de la Investigación
Objetivo general
Objetivos específicos
Justificación de la investigación
Delimitación de la investigación
18
18
22
22
22
22
23
II. MARCO TEÓRICO
Antecedentes de la investigación
Bases teóricas
Instalaciones de superficie para la producción de crudo
Estaciones de flujo
Sistemas de una estación de flujo
Componentes básicos de una estación
Sistema de variables
Definición nominal
Definición conceptual
Definición operacional
25
25
27
27
28
29
35
50
50
50
50
III. MARCO METODOLÓGICO
Tipo de investigación
Diseño de la investigación
Unidades de análisis
52
52
53
54

13
Técnicas e instrumentos de recolección de datos
Procedimiento de la investigación
54
56
IV. RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
Análisis y discusión de los resultados
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
58
58
91
94
95
ANEXOS
Anexo A: ESQUEMATICO COPEM-ACEITAL
Anexo B: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE PETRÓLEO, PERÍODO 2016-
2018
98
100
102

14
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA Pág.
1 Separadores GAS-LÍQUIDO 31
2 Múltiples de Producción 36
3 Tipos de Cilindros Hidráulicos 40
4 Bomba Centrífuga 45
5 Bomba de Flujo Axial 46
6 Bomba Reciprocante 47
7
8
Producción 2013-2018
Producción promedio de crudo 2016-2018
86
86

15
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
1 Cuadro de operacionalización de la variable 51

16
INTRODUCIÓN
A nivel mundial el petróleo sigue siendo el principal recurso energético de lo cual
actualmente Venezuela tiene reservas petroleras de 296.500 millones de barriles de petróleo
aproximadamente (con un factor de recuperación del 20%), certificados por la OPEP, lo que indica
que Venezuela ocupa el primer lugar del mundo con las reservas petroleras, por encima de Arabia
Saudita según Bolaños (2018).
En este escenario, la faja petrolífera del Orinoco surge como uno de los factores de
importancia mundial en la política geopetrolífera del Gobierno venezolano, debido a sus
potenciales de reservas, siendo entonces las instalaciones petroleras de esta zona relevantes
para la economía del mundo.
En este sentido, la industria petrolera venezolana, vive continuamente realizando análisis
sobre los factores que afectan la producción con el fin de mejorarlos, reducir los costos y así tener
la mejor relación costo/producción, a lo cual no es ajena la Faja Petrolífera del Orinoco. Uno de
los factores resaltantes según Ortega (2015) son las instalaciones de superficie, conjunto de
tecnologías dispuestas al manejo del crudo inmediatamente que sale del pozo y desde donde se
controla la producción.
Sin embargo, en muchos de los casos la producción de producción de la Faja petrolífera del
Orinoco es afectada por un mal funcionamiento de los equipos de superficie, equipos viejos y
maltratados por el paso del tiempo, sin mantenimiento y el error humano al momento de las
instalaciones y uso; que se traducen en bajas producciones (Grossman y col, 2017).
En función de lo anterior, se resalta lo pertinente de desarrollar un análisis de las instalaciones
de superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco. Por tanto, los
investigadores consideraron importante abordar las instalaciones de superficie para la producción
de crudo, desde el miramiento de los Sistema de recolección, Sistema de separación, Sistema
de depuración, Sistema de almacenamiento, Sistema de transferencia de crudo y los
Componentes básicos de una estación. Para dar cumplimiento al mismo, se conformó este
Trabajo especial de grado en tres (4) capítulos, como sigue:
El capítulo I, comprende el planteamiento del problema, formulación y objetivos general y
específicos que dirigirán la investigación, así como su justificación desde lo teórico, metodológico,
práctico y social, hasta la delimitación. El capítulo II, comprende los antecedentes de la

17
investigación aunado a las bases teóricas que brindaron la oportunidad de contrastar las
posiciones de varios autores con respecto a la variable las instalaciones de superficie para la
producción.
En el capítulo III, se manifiesta el proceder metodológico de los investigadores
puntualizando el tipo y diseño de la investigación, población objeto de estudio, técnicas e
instrumentos de recolección de datos y el procedimiento de la investigación. El capítulo IV,
denominado resultados de la investigación, expone el análisis, interpretación y discusión de los
resultados, así como las acciones estratégicas establecidas para solventar la problemática
planteada al inicio de la investigación.
Seguidamente, se hace la presentación de las conclusiones y recomendaciones que bajo
su cumplimiento se puede dar solución a los problemas encontrados, tanto a nivel de la
producción como en cuanto a la integridad de las instalaciones de superficie ya que se dejan dos
alternativas de solución al problema de las incrustaciones.

18
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
Planteamiento del problema
El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual y pensar
en qué pasaría si se acabara repentinamente, hace llegar a la conclusión de que se
trataría de una verdadera catástrofe: los aviones, los automóviles y autobuses, los
barcos, centrales térmicas, además del asfalto que cubre carreteras y autopistas, los
plásticos empleados para la fabricación de computadoras, juguetes, electrodomésticos,
entre otros, son sólo algunos de los productos que se obtienen directa o indirectamente
del petróleo, tal variedad de usos hacen que, hoy por hoy, vivir sin el oro negro sea una
quimera.
Al respecto, Arteaga (2014) señala que el petróleo como fuente energética es el
movilizador de los procesos económicos y tecnológicos de la sociedad industrial, su
propiedad otorga poder en las relaciones internacionales a quienes lo poseen, dándole
así un carácter geopolítico al mercado petrolero y a la participación de los diversos
actores. La administración del precio, su oferta, es un acto político que repercute en todas
las naciones en el desarrollo económico y social, esta condición hace que la oferta, la
demanda petrolera y la formación de sus precios se encuentren influenciados por el
entorno económico, por lo que las decisiones de mercado trasciendan el ámbito nacional,
adquiriendo una dimensión internacional.
Tomando en cuenta todos estos indicadores, no sorprende que las principales
compañías petroleras a nivel mundial inviertan considerablemente en la aplicación o
mantenimiento de instalaciones tecnologías, la puesta en prácticas de métodos o equipos
que permitan aumentar la tasa de recobro de las reservas de crudo, a valores de
producción que no se pensarían en obtener 20 años atrás.

19
En Venezuela, el petróleo ha dejado su huella imborrable en la economía desde su
aparición, cuando dio un vuelco a la actividad productiva venezolana, manteniéndose
hasta el presente cuando aún no se ha prescindido de él y su influencia se prolongará
durante un largo horizonte de tiempo. En resumen, es y será el principal renglón de
exportación con que cuenta el país, el sector más influyente en la actividad productiva
nacional, la principal fuente de divisas y parte sustancial de los ingresos fiscales.
En este sentido, la industria petrolera venezolana, vive continuamente realizando
análisis sobre los factores que afectan la producción con el fin de mejorarlos, reducir los
costos y así tener la mejor relación costo/producción. Uno de los factores resaltantes
según Ortega (2015) son las instalaciones de superficie, conjunto de tecnologías
dispuestas al manejo del crudo inmediatamente que sale del pozo y desde donde se
controla la producción.
Las tecnologías, componentes y procesos encontrados en estas instalaciones son
árbol de navidad, cabezal de pozos, venteo de revestidores, prueba de comunicación,
manejo de pozos ácidos, revisión de pozos, instalación de registradores, reductores o
estranguladores de producción, múltiples de producción, estaciones recolectoras de flujo
(López, 2013)
De las instalaciones de superficie se espera permitan alcanzar niveles altos de
productividad, desde esta perspectiva, es importante que los supervisores, técnicos y
operadores identifiquen la importancia y el manejo de las principales variables que
inciden en las operaciones de superficie en los campos petroleros, basados, tanto en los
aspectos teóricos, como en la experiencia de campo para mejorar las habilidades,
actitudes y aptitudes del personal y optimizar el diseño de las instalaciones y los costos
de producción, considerando las condiciones cambiantes que presenta la producción de
un campo petrolero.
Es por ello, que la industria petrolera venezolana se enfrenta a la cotidianidad del
cumplimiento de las metas o pronósticos de producción, la disminución de las pérdidas
de producción, la optimización de los costos y presupuestos de producción y
mantenimiento, optimizando los procesos de subsuelo y de superficie.

20
Así mismo, la faja petrolífera del Orinoco no escapa a las consideraciones de
productividad, extensa zona rica en petróleo pesado y extra pesado ubicada al norte de
río Orinoco en Venezuela y la fuente de reservas de hidrocarburos líquidos más grandes
del mundo. En ella coexisten un conjunto de empresas mixtas, así como Petróleos de
Venezuela (PDVSA), que activan la producción de petróleo en Venezuela.
Sin embargo, en muchos de los casos su producción es afectada por un mal
funcionamiento de los equipos de superficie, equipos viejos y maltratados por el paso del
tiempo, sin mantenimiento y el error humano al momento de las instalaciones y uso; que
se traducen en bajas producciones (Grossman y col, 2017). Otras de las afectaciones es
el abandono de la estación por su poca productibilidad o baja rentabilidad, la relación
coste/beneficio es muy baja o nula, lo que trae como consecuencia este abandono, que
se puede traducir en el tiempo con riesgos de explosiones o contaminación de las áreas
donde se encuentran las instalaciones de superficie para producción.
Lo anterior se debe según Indriago (2016) a la falta de inversión, muchas veces las
empresas prefieren pasar de alto estos detalles y seguir con la producción, ya que
prefieren seguir operando para no perder tiempo en el cambio de una máquina o en el
mantenimiento del mismo, sin tomar en cuenta que un buen mantenimiento y estudio
detallado de las instalaciones de superficie, así como la implementación de nuevas
tecnologías que puedan ayudar a maximizar la producción. Así mismo, se ha podido notar
que existe un diferencial entre la capacidad de los equipos en superficie instalados y la
producción total de crudo que se espera obtener de ellos.
Toda esta problemática ha venido generando algunas consecuencias negativas
para la industria petrolera venezolana como la disminución de la producción, retrasos en
el cumplimiento de las actividades, y otras anomalías que deberían encender las alertas
para emprender, cuanto antes, un análisis de las instalaciones de superficie para la
producción de crudo en la ocurrencia de esta problemática, a objeto de poder mejorar la
eficiencia en la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco.
De mantenerse la problemática, la industria petrolera venezolana en la Faja
Petrolífera del Orinoco puede verse en un escenario no favorable para con su capacidad
de crecimiento e inversión, disminuyendo la disponibilidad del crudo en el mercado,

21
aumentando la escasez y la disminución de los planes de desarrollo en infraestructuras
a nivel nacional, tanto en las industrias matriz como en las mixtas.
Por lo anteriormente expuesto, se plantea el desarrollo de la presente investigación
como alternativa de control a la problemática que viven industria petrolera venezolana en
la Faja Petrolífera del Orinoco en cuanto a las instalaciones de superficie para la
producción de crudo, para de manera analítica llegar a conclusiones y recomendaciones
útiles. En respuestas a esta problemática, a través del programa de Ingeniería de Petróleo
de la Universidad del Zulia; Núcleo Costa Oriental del Lago, se pretende analizar las
instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco.
Formulación del problema
En función de la problemática planteada se presenta la siguiente interrogante
¿Cómo serán las instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja
Petrolífera del Orinoco?
De la anterior interrogante se desprenden otras que permiten sistematizar el
problema
 ¿Cuáles serán las características de las instalaciones de superficie
para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco?
 ¿Cuáles serán las limitaciones de las instalaciones de superficie para
la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco?
 ¿Qué consecuencias operacionales existirán en las instalaciones de
superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco?
 ¿Cómo mejorar las instalaciones de superficie para la producción de
crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco?

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Objetivos de la investigación
General
Evaluar las instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja
Petrolífera del Orinoco.
Específicos
 Identificar las instalaciones de superficie para la producción de crudo
en la Faja Petrolífera del Orinoco
 Describir las limitaciones de las instalaciones de superficie para la
producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco
 Determinar las consecuencias operacionales en las instalaciones de
superficie para la producción de crudo en las diferentes Faja Petrolífera del
Orinoco.
 Establecer mejoras para las instalaciones de superficie para la
producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco.
Justificación de la investigación
Según Méndez (2008) la justificación debe basarse en razones claves: teórica,
práctico, metodológica y social. Con base a ello, el realizar un análisis de las
instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco,
con el propósito de conocer aspectos inherentes a la producción petrolera nacional se
hace justificable la presente investigación desde varias perspectivas.
Desde el punto de vista teórico, esta investigación será una orientación teórica para
la elaboración de estudios o proyectos industriales posteriores en el área de producción

23
de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco, que permitirá aportar ideas y quizás
soluciones a cualquier problemática planteada, además de contribuir al cúmulo de
saberes sobre la variable instalaciones de superficie para la producción de crudo.
En cuanto a la perspectiva metodológica, el presente estudio, representa una
contribución de carácter académico, el cual puede ser utilizado como antecedente en
investigaciones con características similares. Asimismo, se elaborará un instrumento
para estudiar la variable instalaciones de superficie para la producción de crudo con sus
dimensiones e indicadores enmarcada en los aspectos documentales específico
planteado.
Desde el punto de vista práctico, se evidencia en los aportes que proporcionará los
resultados del estudio a la producción petrolera de la Faja Petrolífera del Orinoco en
relación a las instalaciones de superficie para la producción, en función del logro de
mejoras en las operaciones manejando elementos propios de la ingeniería de petróleo.
Finalmente, para el ámbito social, esta investigación servirá de aporte para mejorar
la producción de crudo en el país, la cual representa un gran porcentaje del producto
interno bruto de nuestra economía, y de cual depende la calidad de vida en nuestra
sociedad actual; por lo tanto, un incremento a la producción de petróleo o al menos
mantenerla en lo estipulado es de vital importancia para el sustento de una sociedad
venezolana para que pueda vivir de manera digna.
Delimitación de la investigación
La investigación se desarrollará en las instalaciones del Programa de Ingeniería del
Núcleo Costa Oriental del Lago de la Universidad del Zulia, ubicado en la avenida
universidad, frente a la diócesis de Cabimas, Cabimas, Estado Zulia y se ejecutará en un
tiempo estimado de dieciséis (16) semanas comprendidas entre junio a septiembre de
2018
Por otra parte, el estudio se encuentra enmarcado en las áreas temáticas vinculadas
con: Facilidades de superficie y Procesos de campo. Teóricamente, se fundamentará con

24
aportes de autores como: Grossman y Gonzales (2017), Indriago (2016), Ortega (2015),
López (2013), entre otros.

25
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
En este capítulo se hace un análisis crítico de los temas que soportan este estudio,
es decir, investigaciones realizadas anteriormente, las cuales guardan alguna vinculación
con la variable objeto de estudio. Asimismo, se enfocan las bases teóricas, con la
finalidad de obtener una mejor comprensión del problema. De igual modo, resulta
importante mencionar y explicar además las teorías convergentes con este estudio. Para
finalizar se abarca el sistema de variable.
Antecedentes de la Investigación
Pérez y Gómez (2015) realizaron un estudio denominado Evaluación de los equipos
de superficie en la zona sur del Lago de Maracaibo cuyo objetivo fue Evaluar las
condiciones de los equipos de superficie en la zona sur del Lago de Maracaibo, basado
en los autores McCain (1989), Requena y Rodríguez (2006), Aguirre (2005), Cepet
(1992), Ministerio para el Poder Popular de petróleo (2015) entre otros.
La investigación se desarrolló metodológicamente bajo un esquema descriptivo con
diseño transeccional cuya población estuvo conformada por 25 pozos pertenecientes a
la zona sur del Lago de Maracaibo. El procesamiento de los datos fue mediante
estadística descriptiva, sobre los datos extraídos de los documentos suministrados por el
Ministerio de Petróleo.
Los resultados arrojados por la investigación permitieron evidenciar un deterioro
avanzado en el 30% de los equipos, además de una disminución de la producción del
10%, concluyendo que las condiciones actuales deben ser abordadas desde una
actividad de mantenimiento ardua, para lo cual se recomendaron acciones precisas para
la mejora de esta situación.

26
La relación de la investigación Realizada por Pérez y Gómez (2014) se considera un
aporte para la presente desde dos perspectivas, teórica y metodológica, la primera puesto
que el estudio de los equipos de superficie sirve para nutrir las bases teóricas de este
estudio y la segunda dado al uso de la información documental para el análisis de los
datos.
Ortega y Lara (2014) desarrollaron una investigación intitulada evaluación de las
facilidades de superficie en los campos petroleros de Tía Juana, cuyo objetivo es evaluar
las facilidades de superficie en los campos petroleros de Tía Juana. Metodológicamente
fue una investigación descriptiva-transeccional de campo que abarcó la población de 43
pozos
Para los resultados, se analizó la producción de petróleo y gas en Venezuela en los
últimos años mediante fuentes oficiales, se encontraron problemas relacionados con
impurezas en el crudo Concluyéndose problemas a nivel de producción para lo cual se
hicieron una serie de sugerencias como implementar un inhibidor de incrustaciones a
base de Aloe Vera que ayuda a la reducción de carbonato de calcio y demás impurezas
que se forman por el contenido de agua presente en el crudo y por la manipulación del
mismo desde el cabezal del pozo hasta las plantas de tratamiento
Esta investigación guarda relación con el estudio en desarrollo en cuanto a la variable
instalaciones de superficie para la producción de crudo, encontrándose un aporte teórico
importante para el análisis y construcción de las bases teóricas, así como orientación
para direccionar el estudio.
Montero y Pulido (2014) desarrollaron una investigación titulada Análisis de los
equipos de superficie para los pozos asociados a la EF-LL45, sobre lo cual se planteó el
objetivo de analizar los equipos de superficie para los pozos asociados a la EF-LL45,
siguiéndose una metodología descriptiva bajo un diseño transeccional – Documental, con
una población de 13 pozos. El manejo de la información se realizó bajo la revisión de
reportes y estadísticas realizadas por el departamento de producción PDVSA.
Los resultados arrojaron, que por los muchos años de servicio de estos proceden a
usar técnicas de levantamiento artificial como son: bombeo mecánico, los llamados

27
achiques de pozo y recuperación de crudo por herramienta local. Los pozos que son
explotados por bombeo mecánico enfrentan problemas de corrosión en su superficie
presentando problemas de ineficiencia en sus redes de distribución de tubería,
concluyéndose la necesidad optimizar el sistema de distribución de tubería y eliminar
las pérdidas que se producen por una ineficiente distribución de tubería y eliminar
las pérdidas que se producen por años de servicio de las tuberías al utilizar
tuberías nuevas, finalmente se entregó una cartografía básica indicando la nueva
distribución del as facilidades de superficie recomendando su aplicación.
La investigación desarrollada por Montero y Pulido (2014) se considera un aporte a
la presente por sus características metodológicas, enfocadas a la revisión documental y
entrevistas a los expertos, permitiendo obtener a los investigadores orientaciones en el
análisis de las instalaciones de superficie para la producción de crudo en la faja del
Orinoco.
Bases Teóricas
Instalaciones de superficie para la producción de crudo
Dado que a medida que se produce petróleo se tiene asociada a esta producción un
volumen tanto de gas como agua, es de vital importancia que se pase por el proceso de
separación de fluidos (petróleo, gas y agua).los fluidos llegan a una determinada estación
de recolección, la cual ha sido diseñada para recibir la producción de cierto número de
pozos, el flujo se lleva a cabo desde el cabezal de cada pozo a través de una tubería de
flujo Según Montero y Pulido (2014)
La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo
de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento,
almacenamiento y despacho del petróleo.

28
Aparte, es importante señalar que el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia
de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor.
En la estación de flujo y de recolección existe un sistema de recibo al cual llega el
flujo-ducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación, dicho sistema
se conoce como múltiple de producción, éste facilita el manejo de la producción total de
los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos
para pruebas individuales de producción.
Estaciones de flujo
La estación de flujo es una instalación de mediana a alta complejidad compuesta por
tanques, recipientes, tales como separadores o despojadores de líquido, bombas y
tuberías. Donde se recolecta y mide la producción multifásica de líneas provenientes de
los múltiples de producción o directamente de los pozos que contienen: petróleo, gas,
entre otros. Se establece la separación de gas y líquido de dicha explotación, es iniciado
el tratamiento químico para la deshidratación del crudo en cuestión, en tal caso de que
sea necesario, y se enruta los fluidos separados hacia patios donde se encuentran los
tanques de dichos elementos.
La empresa Tecnazuca (2005, p.2) define a la estación de flujo como instalaciones /
infraestructura de producción de la industria petrolera, de mediana complejidad formada
por un conjunto de equipos interrelacionados para recibir, separar, almacenar
temporalmente y bombear los fluidos provenientes de pozos ubicados en su vecindad.
De esta forma; una estación de flujo funciona de la siguiente manera:
El fluido (petróleo y agua) o gas asociados que provienen del pozo, llegan a la estación
de flujo a un cabezal (múltiple) o cañón de producción general y luego va a los
separadores generales donde ocurre la separación conveniente de dichos elementos. El
gas sale por el tope de los separadores y va al depurador, donde se dejan los residuos
del crudo que pudieron haber quedado en la separación. El gas limpio es enviado por las
tuberías de recolección a donde sea necesario. El líquido sale de los separadores y va a
los tanques de recolección, desde donde es succionado y enviado por las bombas a los

29
patios de tanques, a través del sistema de recolección de crudo (líneas de bombeo)
correspondientes.
Algunas estaciones de flujo son utilizadas como un punto de inyección de químicos
deshidratantes, cuya función es acelerar el proceso de separación petróleo-agua y evitar
que se formen emisiones muy fuertes para el medio ambiente. También existe la
inyección de química antiespumante (mezcla de silicón más gasoil) también utilizada
dependiendo del crudo, en el cabezal de producción o en los separadores, con el
propósito de minimizar la formación de espuma, que afecta el proceso de separación
liquido-gas y crea problemas de alta envergadura.
Sistemas de una estación de flujo
Las estaciones de flujo según Gibbson (2014) se encuentran divididas por etapas o
sistemas, cada uno con una función específica, las mismas son diseñadas dependiendo
del fluido que ésta recibirá.
Sistema de recolección
La producción de una estación de flujo puede ser recibida a través de varias válvulas
multipuerto con una capacidad para recibir cierta cantidad determinada de pozos cada
una, a ciertas condiciones de operación de presión y temperatura donde las líneas
provenientes del total de pozos son conectadas independientemente a un cabezal de
producción y a un cabezal de prueba. Así mismo, a través de las válvulas multipuerto, se
direcciona el fluido de cada pozo. También es importante mencionar, que, en puntos
estratégicos del cabezal de producción, se agrega un tratamiento químico para tratar de
romper las emulsiones presentes en el líquido y facilitar la separación de las fases del
fluido en la siguiente etapa del proceso.
De esta forma, en la estación de flujo y de recolección existe un sistema de recibo al
cual llega el flujoducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación,

30
dicho sistema se conoce como múltiple de producción, éste facilita el manejo de la
producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el
aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción
Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la
producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas
desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas
provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto
número de pozos o clusters.
Sistema de separación
Un proceso de separación es aquel que a partir de una mezcla se obtienen dos o más
de sus componentes por separado; gracias a las diferencias físicas de estos. La mezcla
que es recibida es bifásica, es decir, gas + líquido. La empresa PDVSA (2013) menciona
que en el caso de mezclas vapor–líquido, la mezcla de fases entra al separador y, si
existe, choca contra un aditamento interno ubicado en la entrada, lo cual hace que cambie
el momentum (cantidad de movimiento) de la mezcla, provocando así una separación
gruesa de las fases.
Seguidamente, en la sección de decantación (espacio libre) del separador, actúa la
fuerza de gravedad sobre el fluido permitiendo que el líquido abandone la fase vapor y
caiga hacia el fondo del separador (sección de acumulación de líquido). Esta sección
provee del tiempo de retención suficiente para que los equipos aguas abajo pueden
operar satisfactoriamente y, si se ha tomado la previsión correspondiente, liberar el
líquido de las burbujas de gas atrapadas. En el caso de separaciones que incluyan dos
fases líquidas, se necesita tener un tiempo de residencia adicional, dentro del tambor o
separador, lo suficientemente alto para la decantación de una fase líquida pesada, y la
“flotación” de una fase líquida liviana.
El sistema de separación se divide en dos secciones, las cuales se definen a
continuación; una que incluye los separadores de prueba donde se realizan más
mediciones sobre el fluido, aparte de separarlo; y los separadores de producción que sólo

31
cumplen su función de separar el gas del líquido y enviar los elementos separados a
donde corresponda.
Figura 1. Separadores GAS-LÍQUIDO
Fuente: Manual de Proceso MDP 03-S-01 PDVSA
Separadores de producción
Al momento de recibir la alimentación de la estación, es dirigida a los separadores
generales de producción. Estos equipos son recipientes que pueden ser de tipo vertical
u horizontal, con un diámetro determinado y cierta longitud, donde se realiza la
separación primaria según PDVSA (2013).
Los líquidos separados en este sistema son enviados a los tanques de
almacenamiento a través del cabezal de crudo para su almacenamiento y posterior
bombeo. El gas separado es enviado a un depurador de gas donde será despojado de
las trazas de líquido que pudieron arrastrarse en la separación primaria. Estos recipientes
pueden contar con un sistema de control electrónico o neumático, visores e indicadores

32
de la variable que se desea medir, para el monitoreo de dichos parámetros. También,
cuentan con válvulas de seguridad en cada recipiente para la protección de estos equipos
por sobrepresión, con una presión de ajuste, la cual, en caso de activarse, aliviará hacia
el sistema de alivio y venteo.
Separadores de prueba
En caso de que se seleccione la prueba de un pozo el múltiple será alineado y la
producción del pozo a probarse se desviará a los separadores de prueba. Estos equipos
son recipientes que pueden ser de tipo vertical u horizontal, con un diámetro determinado
y cierta longitud. El proceso de prueba se basa en la separación del gas y del líquido
proveniente de un pozo en particular.
Luego de realizar la separación del líquido (crudo+ agua) y el gas, según Tecnazuca
(2005, p.2) se procede a realizar la medición continua de los volúmenes de líquido y gas,
así como de otras características que se deseen determinar del fluido. El gas separado
es cuantificado a través de un medidor de flujo, y es enviado, junto con el gas proveniente
de los separadores de producción, al depurador de gas. El líquido desalojado de este
recipiente, que puede estar formado por crudo y agua, es cuantificado a través de un
medidor de flujo llamado “Analizador de Agua en Crudo”, que se utiliza para medir el
porcentaje de agua en el crudo, para luego ser enviado a los tanques de almacenamiento.
Las protecciones y sistema de control del separador de prueba son similares a la
establecida para el separador de producción, es decir, que este recipiente puede contar
con un sistema de control de nivel, así como indicadores / transmisores de presión y
temperatura, indicadores de nivel, presión, temperatura, entre otros. Así mismo, para la
protección por sobrepresión, se opta por instalar una válvula de seguridad en cada
recipiente, con una presión de ajuste que no puede ser mayor a la del diseño, la cual en
caso de activarse aliviará hacia el sistema de alivio y venteo con el fin de disponer de
forma segura los gases liberados y recuperar los líquidos arrastrados por este evento.

33
Sistema de depuración
Un depurador de gas, de acuerdo con Gibbson (2014) puede ser muy parecido a un
separador de gas y líquido. Normalmente, estos recipientes son utilizados en líneas de
recolección, venta y distribución donde no se requiere el manejo de mezclas de líquidos
o de líquidos seguidos de gases como en el caso del separador de crudo y gas.
Depuradores de gas
El gas proveniente de los separadores de producción y prueba se lleva a un cabezal
común y luego a un depurador, con el fin de retener la cantidad de líquidos que pudieran
ser arrastrados por la corriente de gas de acuerdo con Tecnazuca (2005, p.2). Este
mismo gas separado, sale por el tope del recipiente y es enviado hacia donde sea
requerido, a través de un gaseoducto. Por otro lado, el líquido separado es transferido a
los tanques de almacenamiento por medio de una tubería. El líquido es controlado por un
lazo de control asociado a las válvulas control de nivel (LCV) ubicadas en cada recipiente.
El depurador de gas, así como los separadores, cuenta con un sistema de control de
que incluye transmisores de nivel y presión, indicadores de nivel y presión, interruptores
por alto y bajo nivel, entre otros.
Sistema de almacenamiento
Todos los líquidos obtenidos en los diferentes sistemas de proceso (Separadores
Generales, Prueba y Depurador) y manejo de la producción, son enviados a los tanques
de almacenamiento a través de oleoductos, y desde allí mediante un sistema de bombeo,
se envían a donde se requiera.
Este sistema de almacenamiento, podría estar conformado por uno o varios tanques,
los cuales pueden tener como función principal mantener una columna de líquido mínima
para la succión de las bombas y poseen un tiempo de almacenamiento mínimo, con el

34
propósito de disponer de un respaldo operacional en caso de paradas por falla de energía
eléctrica o cualquier contingencia aguas arriba de la estación.
Así mismo, los tanques pueden contar con un sistema de control de nivel, que emplea
interruptores de presión (PSH/PSL), que de acuerdo con la columna de líquido del
recipiente considerará el arranque o paro de los motores acoplados a las bombas de
transferencia, con el fin de evitar derrames de líquidos o la succión en vacío de las
bombas.
Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos
eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las
características físico-químicas de los líquidos por almacenar.
En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos se
clasifican de la siguiente manera:
A. Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.
B. Por su forma, en cilíndricos y esféricos.
C. Por su función, en techo fijo y en techo flotante
Los tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina,
propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig.
Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a presiones
cercanas a la atmosférica.
Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en
la industria del petróleo.
Sistema de transferencia de crudo
El sistema de bombeo cuenta con determinada cantidad de bombas de cierto tipo,
motores eléctricos, filtros, entre otros. Este sistema puede tener bombas que funcionen
continuamente, como también puede poseer alguna de respaldo. El sistema de
transferencia de crudo, tiene como objetivo el bombeo de la producción a través de un
oleoducto, hacia donde requiera ser enviado. Las bombas, suelen estar provistas de la

35
instrumentación y las protecciones requeridas y establecidas por las normas y prácticas
de diseño, entre las cuales se encuentran: los indicadores de presión de la succión y
descarga de las bombas, transmisores de presión tanto en la succión como en la
descarga, entre otros.
Componentes básicos de una estación
Las definiciones teóricas de los componentes básicos de una estación de flujo fueron
extraídas e interpretadas según PDVSA (1994) y se definen a continuación.
Múltiples de producción
Según Tecnazuca (2005), son como un sistema de recibo donde llegan todas las
líneas (flujo-ducto) utilizadas para el transporte de la producción de cada uno de los pozos
productores (petróleo, agua, gas); asignados a una estación de flujo. La función del
múltiple es recibir los fluidos bifásicos o trifásicos provenientes de los pozos, facilitando
el manejo de los mismos, distribuyendo los fluidos a producción general o prueba.
Los autores Macías, R. y Rebolledo, J. (2007), definieron el múltiple de producción
como la parte de un sistema de producción en la cual se mezcla la producción de varios
pozos antes de ser enviada a los trenes de separación gas-petróleo. Mencionan que está
conformado por varios tubos colocados en forma horizontal, paralelos unos con otros.
El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por
los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de
producción. Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de
válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos.
Así, los múltiples de producción y de prueba se utilizan para recolectar la producción
de varios pozos a una planta centralizada donde los pozos se pueden ser colocados
individualmente en producción y/o prueba.
Pueden ser operados manualmente o automáticamente con válvulas y con contadores
de tiempo automáticos. Los múltiples de la producción y prueba pueden ser diseñados

36
para los grados ANSI y API para varias presiones y varios tamaños de tubos. Las
estrangulaciones pueden ser incluidas para la reducción de la presión las cuales pueden
ser fijas o ajustables además de manuales o automatizadas.
Otras instrumentaciones y controles se pueden proporcionar con las especificaciones
del cliente. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de
pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas
individuales de producción. Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición
apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los
pozos.
Figura 2. Múltiples de Producción
Fuente: Plusformacion (2014)
Separadores vapor – líquido
Según Requena, J. y Rodríguez, M. (2006), este término corresponde a un recipiente
presurizado que se utilizada en el campo industrial para separar los fluidos provenientes
de un pozo en componentes gaseosos y líquidos a una determinada presión y
temperatura. Cuando se trata de una mezcla de hidrocarburos que se deposita en el
fondo del recipiente, el fluido tiene una presión de vapor igual a la presión de operación,
a la temperatura a la cual se produjo la separación.
La corriente de fluidos que entra al separador viene a alta velocidad, lo que ocasiona
una turbulencia entre la fase gaseosa y la fase líquida. Debido a esto, se debe disipar el

37
gran impulso que posee la corriente de fluidos a la entrada del separador. El principio
más importante de la separación en esta sección es la decantación del líquido por
gravedad desde la corriente de gas, una vez reducida su velocidad. La eficiencia en esta
sección depende de las propiedades del gas y del líquido, del tamaño de las partículas y
del grado de turbulencia del gas. El grado de turbulencia debe ser reducido al mínimo,
algunos diseños incluyen desviadores internos para reducir la turbulencia y disipar la
espuma. Los desviadores pueden actuar también como colectores de gotas.
Luego, se separan las minúsculas partículas del líquido que aún contiene el gas, la
mayoría de los separadores utilizan, como mecanismo principal de extracción de neblina,
la fuerza centrífuga o el principio de choque. En ambos métodos, las pequeñas gotas de
líquido se separan de la corriente de gas en forma de grandes gotas (coalescencia), que
luego caen a la zona de recepción de líquido. Finalmente, se descargan los diferentes
fluidos, gas libre de líquido y líquido libre de gas, a las condiciones de operación
establecidas evitando la reagrupación de las partículas de las distintas fases y la
formación de espuma. Para que esto ocurra es necesario un tiempo mínimo de retención
de líquido y un volumen mínimo de alimentación.
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría de las
unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en
configuraciones horizontales o verticales. Los separadores horizontales son más
eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad limitada de
oleada y algunas veces no entran fácilmente en las plataformas petrolíferas. Los
separadores verticales frecuentemente son especificados para aplicaciones GOR altos o
bajos.
Ambas configuraciones emplean hardware similar, incluyendo desviadores de
ingreso, extractores de neblina, e interruptores de vórtice. Los autores proveen fórmulas
para la velocidad de caída de líquidos, el diámetro de caída, y el tiempo de retención de
líquidos, así como también procedimientos paso-a-paso para la selección de unidades
horizontales y verticales. Las tablas simplifican los cálculos y la selección de tamaños de
recipientes.

38
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos
de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras
características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de presión y
temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del
agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas,
neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La
separación física de estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el
procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas.
Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas que
existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para eventualmente
procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el
recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño inapropiado de
este componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa.
Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de
líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus componentes de
petróleo crudo y agua. Este artículo discute los separadores de dos fases.
Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de separación y cómo los
varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas físicas en la corriente
producida para lograr la separación adecuada. Algunas veces los separadores son
nombrados depuradoras de gas cuando la relación de la tasa de gas a líquido es muy
alta. Algunos operadores utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo
directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus
tamaños son escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos.
Actuadores
El autor Creus (2011) define los actuadores como un elemento cuya función es
proporcionar una fuerza suficiente para motorizar cualquier otro dispositivo mecánico.
Señala, que la fuerza que entregan dichos actuadores proviene de tres fuentes posibles:
Presión neumática, presión hidráulica y fuerza eléctrica.

39
Dependiendo de los movimientos que realizan, se pueden clasificar en "lineales" o
"rotativos" y dependiendo de la fuerza motora que alimente este dispositivo, se
denominan actuadores "neumáticos", "hidráulicos" o "eléctricos". A continuación, se
definen los tipos de actuadores anteriormente mencionados según Creus (2011):
Actuadores lineales
Los actuadores lineales se encargan de convertir el movimiento rotativo de un motor
en lineal y están formados por un motor eléctrico, la caja de engranajes y una correa
dentada o un tornillo sin fin para transmitir el movimiento. En el movimiento del tornillo a
medida que esta gira por la acción del motor o la caja de engranajes, la tuerca accionada
se mueve a lo largo del tornillo sin fin arrastrando la carga hacia adelante o hacia atrás,
según sea el sentido de giro del motor.
Así mismo, el actuador puede pararse en cualquier punto del recorrido y puede
disponer de interruptores de limitación de carrera que están en la capacidad de frenar el
mecanismo donde se desea. Por el contrario, si el actuador no posee interruptores,
existen controladores de corriente alterna y de corriente continua que desconectan la
alimentación del motor. Muchos fabricantes facilitan gráficos para indicar la velocidad del
movimiento en mm/s y la carga que el actuador es capaz de arrastrar.
Los actuadores lineales más utilizados son los motores, y se clasifican en tres tipos:
motor de corriente continua, servomotor y motor paso a paso. Además, tienen una gran
variedad de aplicaciones como:
 Automatización de equipos.
 Control de puertas y ventanas.
 Camas automatizadas en hospitales.
 Equipos médicos.
 Posicionamiento de antenas.
 Mesas de dibujo.
 Tráfico de vehículos.
 Silla de ruedas automatizada.

40
 Semiconductores.
Actuadores hidráulicos
Los actuadores hidráulicos son los más usados y de mayor antigüedad en
instalaciones hidráulicas, se pueden clasificar de acuerdo con la forma de operación,
aprovechando la energía de un circuito o instalación hidráulica de forma mecánica
generando movimientos lineales.
Los cilindros hidráulicos pueden ser: de simple efecto, de doble efecto y telescópicos.
En el primer tipo el fluido empuja en un sentido el pistón del cilindro y una fuerza externa
(resorte o gravedad) lo retrae en sentido contrario. El cilindro de acción doble utiliza la
fuerza generada por el fluido hidráulico para mover el pistón en los dos sentidos mediante
una válvula solenoide.
Figura 3. Tipos de Cilindros Hidráulicos
Fuente: Libro “Neumática e Hidráulica”, Creus (2011)

41
Los actuadores hidráulicos proporcionan pares y fuerzas elevadas, así como también
un buen control del movimiento siendo esta su ventaja sobre los sistemas neumáticos y
eléctricos. Los fluidos hidráulicos son incompresibles y debido a las altas presiones con
las que trabajan (35 a 350 bar) permiten un control del caudal lo suficientemente preciso
para el actuador.
Entre sus desventajas se puede encontrar el alto costo y la necesidad de acondicionar,
contener y filtrar el fluido hidráulico a temperaturas seguras. Su aplicación típica reside
en vehículos, elevadores, grúas hidráulicas, máquinas, herramientas, simuladores de
vuelo, accionamiento de timones en aviones, entre otros.
Actuadores neumáticos
Este tipo de actuador convierte la energía del aire comprimido en trabajo mecánico,
generando así un movimiento lineal mediante servomotores de diafragma, pistones o
cilindros; también podría generar un movimiento giratorio con motores neumáticos.
La aplicación principal de los actuadores neumáticos o servomotores de diafragma
reside en las válvulas de control neumáticas en las que el servomotor esta accionado por
la señal neumática de 0.2 a 1 bar (3 – 15 psi) y actúa directamente sobre un vástago que
posiciona el obturador con relación al asiento.
Hay dos tipos de actuadores, los que producen movimiento lineal (cilindros) y los que
producen movimiento rotativo (motores). La energía inherente al aire comprimido
alimenta a los actuadores neumáticos donde se transforma en movimientos de vaivén,
en los cilindros, o en movimiento de giro en los motores.
En los Actuadores lineales encontramos dos tipos fundamentales: Cilindro de simple
efecto, sólo pueden efectuar trabajo en una dirección. Cilindro de doble efecto: efectúan
trabajo en ambas direcciones, Constructivamente hay diferentes formas de realizar
cilindros de simple efecto, buscando la mejor para la función que van a realizar.

42
Actuadores Lineales Todo-Nada. Integran un cilindro neumático lineal junto con los
elementos eléctricos, mecánicos y neumáticos necesarios para el movimiento todo-nada
de los accionamientos.
Sus características son, para desplazamientos todo/nada (apertura-cierre), circuito
de seguridad ante fallos de tensión y/o presión, de modo que el actuador permanece en
su última posición o bien se desplaza a la posición deseada, certificados para atmósferas
explosivas disponibles (ATEX, etc.).
Actuadores Lineales para Regulación. Sistemas que integran un cilindro neumático
lineal junto con los elementos eléctricos, mecánicos y neumáticos necesarios para el
control regulado de los equipos. Cuyas características son, regulación mediante
posicionador neumático o electroneumático inteligente, circuito de seguridad ante fallos
de tensión y/o presión, de modo que el actuador permanece en su última posición o bien
se desplaza a la posición deseada.
Actuadores de Giro Todo-Nada. Sistemas que integran un actuador rotativo neumático
(simple o doble efecto) junto con los elementos eléctricos, mecánicos y neumáticos
necesarios para el movimiento Todo-Nada de equipos. Entre sus características se
encuentran, para desplazamientos todo/nada (apertura-cierre), circuito de seguridad ante
fallos de tensión y/o presión, de modo que el actuador permanece en su última posición
o bien se desplaza a la posición deseada.
Actuadores de Giro para Regulación. Sistemas que integran un actuador rotativo
neumático (Simple o doble efecto) junto con los elementos eléctricos, mecánicos y
neumáticos necesarios para el control regulado de los equipos.
Se caracterizan por, tener regulación mediante posicionador neumático o
electroneumático inteligente, circuito de seguridad ante fallos de tensión y/o presión, de
modo que el actuador permanece en su última posición o bien se desplaza a la posición
deseada.
Actuadores Lineales Tandem para Grandes Fuerzas. Actuadores con doble pistón
especialmente adecuados cuando se requieren desplazar grandes cargas, por ejemplo,
para el movimiento de grandes compuertas. El doble pistón permite que el actuador sea

43
capaz de desplazar cargas casi el doble de altas que, en caso del diseño de pistón único,
se mantienen las características de los actuadores basados en cilindros con un pistón:
circuito de seguridad ante fallos de tensión y/o presión, certificados ATEX, accesorios etc.
Actuadores eléctricos
Los actuadores eléctricos se encargan de convertir la energía eléctrica en mecánica,
apta para lograr mover o controlar un dispositivo. Estos pueden ser motores de corriente
alterna, motores de corriente continua, motores lineales, motores paso a paso. Aquellos
dispositivos que son actuados con energía eléctrica, es decir, los cilindros eléctricos y los
motores de accionamiento lineal, presentan numerosas ventajas con relación a los
dispositivos neumáticos, como la factibilidad de detectar la posición del elemento en
movimiento y la determinación de su velocidad, aceleración y deceleración.
Seguidamente, cabe destacar que este tipo de actuadores constan de un motor
eléctrico acoplado al vástago de la válvula por un tren de engranajes, caracterizados
principalmente por su gran par y por su prolongado tiempo de funcionamiento para hacer
pasar la válvula de la posición totalmente cerrada a totalmente abierta. Por el contrario,
su uso no es conveniente para procesos o plantas en donde se requiera de un tiempo de
reacción reducido.
Existen tres (03) tipos de circuitos eléctricos de control capaces de gobernar el motor:
control todo-nada, flotante y proporcional. El control todo-nada es la acción de control
más básica que se puede implementar, esta ejerce una acción comparable a la de los
sistemas digitales, que para el caso de un actuador con un controlador todo-nada
acoplado a una válvula, éste sería capaz de llevarla de una posición cero a una posición
máxima sin acciones de regulación sobre la misma.
El sistema flotante ejerce una acción parecida, con la diferencia de que en este
método de control, la válvula puede “flotar” o detenerse en cualquier posición de su
carrera, el punto de ajuste o “set point” tendrá que ser especificado para las posiciones
completamente cerrado o completamente abierto, la diferencia entre estos dos valores

44
es lo que comúnmente se conoce como la zona muerta, la variable sobre la cual se quiere
ejercer la acción de control oscilará dentro de esta zona.
De igual modo, el control proporcional suministra una acción de control que es como
su nombre lo indica, proporcional al cambio de la variable del proceso que se desea
controlar, este tipo de control forma parte de los llamados modos de control continuo.
Líneas de flujo
Se conoce como la trayectoria seguida por un elemento de un fluido. Generalmente,
a lo largo de la línea de flujo, la velocidad varía tanto en magnitud como en dirección. Si
todo elemento que pasa por un punto dado sigue la misma trayectoria que los elementos
precedentes, se dice que el flujo es estacionario. Las líneas de flujo realizan la función
de transportar el crudo y el gas hacia donde sea necesario. El líquido es transportado por
medio de oleoductos y el gas por medio de gasoductos. Siempre se realiza una medición
y totalización del volumen de gas manejado por la estación, el cual deberá ser reportado
(gas total, gas a recolección y del gas venteado).
El conjunto de todos estos vectores constituye el campo vectorial de velocidades,
siendo a la trayectoria seguida por un elemento de un fluido móvil. En general, a lo largo
de la línea de flujo, la velocidad del elemento varía tanto en magnitud como en dirección.
Tanques
Según la página Plus Formación (www.plusformacion.com) (2014), los tanques de
almacenamiento son depósitos, por lo general de forma cilíndrica, que tienen la finalidad
de albergar el crudo que luego será bombeado, por lo que, en ciertos medios, se les
conoce como tanques de almacenamiento atmosféricos. Estos, suelen ser usados para
almacenar líquidos, y son muy utilizados en las industrias de gases, petróleo y química.
Su uso más notable es el dado en las refinerías, por sus atributos para cumplir con los
requerimientos del proceso de almacenamiento, sea temporal o prolongado. Debido a su

45
tamaño, los tanques de almacenamiento son diseñados para almacenar líquidos a una
presión no muy mayor a la presión atmosférica. Las normas empleadas en la industria
petrolera se basan en el estándar A.P.I, utilizando principalmente el código API 650 para
tanques nuevos y el código API 653 para la reconstrucción o modificación de tanques ya
usados.
Bombas
A. Bombas centrífugas
Las bombas centrífugas forman parte de una clase muy amplia de bombas, donde la
generación de presión se logra a través de la conversión del cabezal de velocidad en
cabezal estático. Es decir, el movimiento rotativo de uno o más impulsores comunica
energía al fluido en la forma de un incremento de velocidad que se convierte en cabezal
estático útil en la sección de difusión del cuerpo.
Figura 4. Bomba Centrífuga
Fuente: Controlydosificacion (2014)
En las mismas, no hay válvulas de tipo centrífugo; el flujo es uniforme y está libre de
pulsaciones de baja frecuencia. Como este tipo de bomba opera por medio de la

46
conversión del cabezal de velocidad en cabezal estático, una bomba que opera a
velocidad fija desarrollará el mismo cabezal teórico en metros (pies) de fluido bombeado,
independientemente de su densidad.
Sin embargo, la presión en kPa (psi) (correspondiente al cabezal desarrollado)
depende de la densidad del fluido. Así mismo, el cabezal máximo (en m (pie) de fluido)
que una bomba centrífuga puede desarrollar se determina principalmente por la velocidad
de la bomba (rps (rpm)), el diámetro del impulsor, y el número de impulsores en serie. La
precisión en el diseño del impulsor, y el ángulo de hoja principalmente afectan la
pendiente y la forma de la curva cabezal–capacidad y tiene un efecto menor sobre el
cabezal desarrollado.
B. Bombas de flujo axial
Las bombas de flujo axial son aplicadas para caudales muy altos, y cabezales bajos
en servicios con agua y sustancias químicas. Algunos de los servicios típicos con agua
son: irrigación, control de inundación, bombas/turbinas para bombeo con el fin de
almacenar en plantas de generación de potencia, y bombas de circulación para
condensadores barométricos, etc. Este tipo de bombas se utiliza principalmente para
drenaje, riego, diferencia de nivel, bombeo de salinas, entre otros. Su rendimiento es
comparable al de las bombas centrífugas, debido a que su velocidad permite que la
unidad motriz y la unidad de bombeo sean más pequeñas.
Figura 5. Bomba de Flujo Axial
Fuente: Raspumps (2014).

47
C. Bombas reciprocantes
Estas bombas del tipo reciprocante son especificadas con poca frecuencia en nuevos
diseños. Se prefiere el uso de bombas centrífugas y deben usarse excepto que en ciertas
situaciones sea necesario otro tipo.
Las circunstancias especiales que pueden favorecer las bombas reciprocantes son: el
uso de fluidos de alta viscosidad, capacidades relativamente bajas a cabezales altos,
bombeo externo o separador de lodo y residuo, donde se debe manejar un rango de
fluidos, entre otros.
Además, estas bombas producen un flujo pulsante, desarrollan una presión de parada
alta, poseen una capacidad constante cuando son accionados por un motor, y están
sujetas a atrapar vapor a condiciones de altura neta de succión positiva (NPSH) baja. Las
fugas a través del empaque deben ser consideradas, ya que los sellos de tipo mecánico
no son aplicables a rodillos o símbolos.
Figura 6. Bomba Reciprocante
Fuente: Nikkiso (2014)
D. Bombas rotativas o de desplazamiento positivo
El nombre de bombas rotativas, se refieren a las bombas de desplazamiento positivo
con elementos de bombeo rotativos tales como engranajes, tornillos, álabes y lóbulos.

48
Todas estas, tienen estrechos espacios entre las partes móviles, lo cual posiblemente
podría producir la obstrucción del movimiento de las partes en servicios de altas
temperaturas o desgaste cuando se requieren aleaciones por corrosión.
Normalmente, están limitadas a servicios con fluidos demasiado viscosos para ser
manejados económicamente por bombas centrífugas o de otro tipo, tales como aceites
combustibles pesados, lubricantes, grasas y asfalto. Cuando estas bombas manejan
líquidos con una viscosidad por debajo de 21 mm2/s pueden tener un desgaste excesivo
y fugas internas. Este desgaste, debido a las propiedades lubricantes inadecuadas del
líquido, afecta aquellos diseños que tienen cojinetes internos, engranajes de cebados
internos, o donde un elemento interno acciona otros elementos de bombeo.
Por otro lado, las bombas rotativas no son aptas para manejar fluidos con cantidades
apreciables de sólidos duros o abrasivos, y son usadas en los dispensadores de gasolina,
bombas de descarga de camiones (incluyendo GLP), etc., donde el requerimiento de
factor de servicio es bajo, el diferencial de presión es bajo, se requiere auto–cebado
ocasionalmente, y el mantenimiento usualmente consiste en la sustitución rápida de la
bomba.
Sistemas auxiliares
A. Sistema de inyección de químico
Antes de que el crudo que se extraiga de los yacimientos y pueda comercializarse, es
necesario tratarlo con aditivos químicos que permitan reducir el contenido a porcentajes
específicos establecidos por normas internacionales.
Las estaciones de flujo pueden contar con un sistema de inyección dosificada de
químicos antiespumantes, demulsificantes y secuestrantes de H2S, que permiten cumplir
con las especificaciones requeridas del crudo, para reducir la espuma y emulsión durante
el proceso de separación, almacenamiento y transporte del fluido. Adicionalmente, la
interacción del crudo y el agua con la presión generada por el sistema de bombeo crean

49
emulsiones que originan subidas de presión súbitas en las tuberías y retardan el proceso
de separación de crudo y agua.
En las estaciones de flujo o múltiples de bombeo, los aditivos químicos se incorporan
al crudo en dosis especificadas y los resultados del proceso de deshidratación son
constantemente evaluados.
B. Sistema de alivio y venteo
Un sistema de alivio y venteo puede encontrarse en una estación de flujo y la protege
en caso de presentarse una sobrepresión debido a contingencias como bloqueo o cierre
inadvertido de válvulas, fuego en algún equipo, fallas en servicios industriales o de
energía eléctrica, problemas de recepción de gas en otra localización o ruptura de un
gasoducto, entre otras.
Así mismo, este sistema está conformado por un cabezal de alivio, en el cual se
descargan las válvulas de alivio de los recipientes asociados a la estación de flujo. Esta
corriente se direcciona a un tambor, el cual permite separar los gases de alivio de los
líquidos que llegan al recipiente por arrastre. Este tambor, normalmente está a presión
atmosférica y el gas separado en este se envía a una estaca de venteo a través de una
tubería para ser dispuesto al ambiente en forma segura. El líquido recolectado es
desalojado hacia los tanques de almacenamiento mediante las bombas.
C. Sistema de detección de H2S
En estos sistemas se monitorea de forma local y remota la presencia de H2S en la
instalación, a través de un sistema de detección que trabaja bajo dos mecanismos: la
detección de presencia de H2S en el ambiente mediante mediciones en aquellas áreas
de la instalación con mayor incidencia probable de este gas (Múltiples de producción,
área común de separador/depurador y tanques); y mediante la medición continua y

50
directa de H2S con un equipo intrusivo en la línea de descarga de gas común de los
separadores de producción y prueba.
D. Sistema de recolección de aguas residuales
Se puede disponer de un sistema de recolección que envía las aguas de lluvia
depositadas en las aéreas de proceso, o las generadas por acciones de mantenimiento
y limpieza, así como el rebose de los tanques a un tanque recolector de efluentes
mediante drenajes ubicados en la estación. Las bombas de este tanque impulsan los
efluentes hacia los tanques de almacenamiento de crudo para ser retornados al proceso.
E. Sistema de gas para instrumentos
El sistema de gas para instrumentos tiene como objetivo proporcionar a los
instrumentos asociados a la estación, el gas requerido, que proviene del depurador o de
alguna otra fuente de gas, para la energización de los mismos, de una manera segura y
que permita una autonomía suficiente para que, en tal caso de haber una falla general
del sistema, todos los lazos de control se vayan al modo de falla segura.
Sistema de variables
 Definición nominal: instalaciones de superficie para la producción de crudo
 Definición conceptual: Son aquellas que facilitan el recibo, la separación,
medición, tratamiento, almacenamiento y despacho del petróleo (Duarte, 2013)
 Definición operacional: son el conjunto de sistemas dispuestos para
recolección, separación, depuración, almacenamiento y transferencia de crudo,
agrupando equipos como múltiples de producción, separadores vapor – líquido,
actuadores, líneas de flujo, tanques, bombas y sistemas auxiliares procurando
la producción de crudo. (Los autores, 2018).

51
Fuente: Pernalete y De Barros (2018).
OPERACIONALIZACION DE LA VARIABLE
Objetivo General: Evaluar las instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja del Orinoco
OBJETIVOS ESPECÍFICOS VARIABLE DIMENSIONES INDICADORES
Identificar las instalaciones de
superficie para la producción
de crudo de la Faja petrolífera
del Orinoco.
Instalaciones de
superficie.
equipos de superficie
Sistemas de una estación de
flujo y sus componentes
Describir las limitaciones de las
instalaciones de superficie para
la producción de crudo en la
Faja petrolífera del Orinoco
Limitaciones de las instalaciones
Incrustaciones.
Condición de desgastes
Falta de mantenimiento
Tecnología no adecuada
Determinar las consecuencias
operacionales en las
instalaciones de superficie para
la producción de crudo en la
Faja petrolífera del Orinoco.
Consecuencias operacionales
Baja producción
Perdida de fluido
Contaminación de las áreas
Retraso en actividades
Establecer las mejoras para las
instalaciones de superficie de
la Faja petrolífera del Orinoco
mejoras para las instalaciones de
superficie
Nueva tecnología adecuada.

52
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
Según Arias (2012, p.18) el marco metodológico es “un conjunto de pasos, técnicas y
procedimientos que se emplean para formular y resolver problemas”. De esta forma, se
entiende por marco metodológico como un conjunto de acciones destinadas a la
descripción y análisis del problema que ha sido planteado, a través de una serie de
procedimientos que incluyen las técnicas de observación y recolección de datos,
determinando la forma en la que se realizará el estudio.
Tipo de Investigación
El tipo de investigación está referido a la clase de estudio que se desea realizar, el
mismo orienta sobre el propósito general del estudio y sobre las técnicas de recolección
de datos necesarios. Su definición es primordial para obtener un proyecto ordenado, que
dé respuesta a las preguntas planteadas en la formulación del problema, para así cumplir
con los objetivos y expectativas. Como el objetivo principal de esta investigación es
evaluar las instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera
del Orinoco, se ha definido como un proyecto factible descriptivo
Según el nivel de investigación, es decir, el grado de profundidad con que se aborda
un fenómeno u objeto de estudio, la investigación se enmarcó en una investigación de
tipo analítica, pues se hizo un análisis de las instalaciones de superficie para la
producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco.
Según Hurtado (2007) la investigación analítica tiene como objetivo analizar un evento
y comprenderlo en términos de sus aspectos menos evidentes. La investigación analítica
incluye tanto el análisis como la síntesis. Analizar significa desintegrar o descomponer

53
una totalidad en todas sus partes. Síntesis significa reunir varias cosas de modo que
conformen una totalidad coherente, dentro de una comprensión más amplia de la que se
tenía al comienzo.
La investigación analítica implica la reinterpretación de lo analizado en función de
algunos criterios, dependiendo de los objetivos del análisis que en este caso se centra
en cuatro objetivos específicos a saber: Identificar las instalaciones de superficie para la
producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco, Describir las limitaciones de las
instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco,
Determinar las consecuencias operacionales en las instalaciones de superficie para la
producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco, Establecer mejoras para las
En este sentido se analizaron las definiciones relacionadas con el tema, para estudiar
sus elementos detalladamente y poderlas comprender con mayor profundidad. En este
estudio, la investigación analítica tiene como propósito desglosar cada elemento para
del Orinoco.
Diseño de la investigación
Seguidamente, Según el autor Arias (2012) el diseño Documental comprende un
proceso basado en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e interpretación de datos
secundarios, es decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes
documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas, como en toda investigación, el
propósito de este diseño es el aporte de nuevos conocimientos.
De forma más detallada, la investigación está basada en un diseño documental, el
cual se define según Tamayo y Tamayo (2010) como un proceso de búsqueda, análisis,
exanimación e interpretación de la información obtenida mediante los procesos de
búsqueda de otros investigadores en fuentes documentales, aportando así, nuevos
conocimientos, tal como se pretende al revisar los documentos y manuales sobre

54
Unidad de Análisis
Se define como población, a un conjunto de individuos de la misma clase, limitada por
el estudio. Según Tamayo y Tamayo (2010, p.114), ¨la población se define como la
totalidad del fenómeno a estudiar donde las unidades de población poseen una
característica común la cual se estudia y da origen a los datos de la investigación¨.
Entonces, una población se refiere a todos los elementos que concuerdan con una serie
de especificaciones. Cuando se seleccionan algunos elementos con la intención de
evaluar algún aspecto sobre una población determinada, se refiere a este grupo de
elementos como muestra.
En el presente proyecto, se asume una población documental, debido a que las
actividades a realizar en las distintas fases de la investigación están basadas
principalmente en la revisión de documentos que aportan lo necesario para reunir un
conjunto de características que hagan posible el desarrollo de los objetivos. El autor
Tamayo y Tamayo (2010, p. 312) define la población de tipo documental como los
documentos que respaldan y acreditan un escrito.
Técnicas e instrumentos de recolección de datos
Es importante destacar que la información obtenida debe reunir ciertos aspectos
relacionados la obtención, análisis y presentación de la información. Por tanto, se utilizan
las diferentes técnicas de recolección de datos, el tratamiento y el análisis de la
información, así como las formas en que se presenta la información obtenida con motivo
de la investigación.
El autor Hurtado (2007) expresa que las técnicas tienen que ver con los
procedimientos utilizados para la recolección de datos, es decir, el cómo. También
menciona que los instrumentos son las herramientas utilizadas para recoger y filtrar la
información, es decir, el con qué. Así mismo, de acuerdo con Arias (1999, p.53), “las

55
técnicas de recolección de datos son las distintas formas o maneras de obtener la
información”.
Partiendo de lo definido anteriormente, la principal técnica de recolección de datos de
esta investigación será la observación documental. Según el autor Balestrini (2001), la
observación documental es una técnica concebida como la lectura general de textos que
poseen las fuentes de información de interés para el investigador, y le permite extraer los
datos que sean de utilidad para la investigación. Además, Tamayo (1991, p.100)
menciona que la observación indirecta se presenta “cuando el investigador corrobora los
datos que ha tomado de otros, ya sea de testimonios orales o escritos de personas que
han tenido contacto de primera mano con la fuente que proporcionará los datos”.
Por último, se realiza una revisión documental, por ser una técnica en la cual se
recurre a información en forma de documentos; como manuales, libros, entre otros. El
autor Arias (2012, p. 25) expresa que la investigación documental “es un proceso basado
en la búsqueda, recuperación, análisis, critica e interpretación de datos secundarios, es
decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes documentales:
impresas, audiovisuales o electrónicas”, seguidamente Hurtado (2000, p427) expresa
que es aquella técnica que es utilizada “ya sea bajo la forma de datos que pueden haber
sido producto de mediciones hechas por otros, o como textos que en sí mismos
constituyen los eventos de estudio”, específicamente la revisión de documentos, estará
asociada con:
Documentos Técnicos. Consulta de informes del Ministerio Popular para el Petróleo,
así como informes y reportes de la División Carabobo - PDVSA de donde se tomarán los
datos sobre características de las instalaciones de superficie para la producción de crudo,
limitaciones de las instalaciones de superficie para la producción de crudo,
consecuencias operacionales en las instalaciones de superficie para la producción de
crudo.
Revisión Bibliográfica. Se tomará información teórica de los libros y catálogos que
permitan conocer sobre las instalaciones de superficie para la producción de crudo, de
tal forma que nutran tanto el marco teórico como el análisis de los datos recolectados en
los documentos técnicos.

56
Por otra parte, se realizarán entrevistas no estructuradas o libres, que según Sabino
(2014) son en la que se trabaja con preguntas abiertas, sin un orden preestablecido,
adquiriendo características de conversación. Esta técnica consiste en realizar preguntas
de acuerdo a las respuestas que vayan surgiendo durante la entrevista.
Para los efectos de esta investigación la entrevista no estructurada representa una
técnica secundaria que da complemento a la revisión documental. En este sentido sólo
serán conversaciones informales con quienes suministren los documentos escritos, para
conocer la procedencia y vigencia de los documentos.
Procedimiento de la investigación
El procedimiento a emplear en la presente investigación consistirá en las siguientes
cuatro fases:
Se estableció la necesidad de la investigación, la cual nació en el momento de ser
seleccionado el objeto de estudio y el tema a aplicar, en este caso fueron las instalaciones
de superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco, procediendo
con la búsqueda de bibliografía, trabajos de investigación, documentación, documentos
en Internet, entre otros.
Fase I. Se especificaron los objetivos de la investigación, formulándose un objetivo
general y objetivos específicos planteados en el primer capítulo de este trabajo.
Fase II. Se buscaron antecedentes relacionados al área de estudio, así como también
todos los aportes de los diferentes autores que han escrito sobre la materia tratada,
culminando con el sistema de variable
Fase III. Se determinó el tipo y diseño de la investigación, estableciéndose como un
estudio de tipo descriptivo, con diseño no experimental, documental de campo. Se
procederá a a la revisión documental de los registros, manuales y anotaciones formales
del equipo del Ministerio del poder Popular de Petróleo.

57
Fase IV. Se efectuará el análisis de los datos recolectados, permitiendo la conversión
de la información recolectada en información significativa para dar cumplimiento a los
objetivos. Se analizarán e interpretarán los resultados obtenidos, haciéndose la
respectiva comparación con el marco teórico de estudio, formulándose conclusiones y
recomendaciones respectivas a la investigación.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS Y PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS

58
En el presente capítulo se explica el procedimiento seguido en el transcurso de la
investigación con el propósito de dar a conocer los objetivos del estudio, basado en
del Orinoco, considerando tópicos importantes que dieron carácter científico en
referencia al título del tema, siguiendo un proceso basado en la búsqueda, recuperación,
análisis, critica e interpretación de datos secundarios, es decir, los obtenidos y registrados
por otros investigadores en fuentes documentales.
Instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del
Orinoco
En relación con el primer objetivo específico, referido a identificar las instalaciones de
superficie para la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco, se pudo conocer
que de las cuatro zonas de explotación y producción que comprenden la faja petrolífera
del Orinoco a saber Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, la última mencionada es la
que posee la mayor cantidad de pozos y producción, siendo el Centro Operativo
Petromonágas (COMPEM) la principal y más importante productora de la faja (Anexo A),
razón por la cual se consideró representativa a los efectos de esta investigación, para
utilizar los datos que permiten caracterizar las instalaciones de superficie, mientras la
información de las otras áreas no fue posible exponerlas por razones de confidencialidad.
Así, la Faja del Orinoco implica la producción de crudo de una reserva probada de
236.000 millones de barriles, es de petróleo no convencional, pesado y extrapesado con
un alto contenido de azufre. El Bloque Carabobo con una profundidad entre 1000 y 3500
pies, con un espesor de la arena entre 20 y 300 pies, contiene un crudo extrapesado de
7.8 y 14 grados API y para el año 2017 la producción de crudo fue de 493,4 MBD y en
2018 hasta Mayo 393,5 MBD, para el 2010 poseia el 22% de las reservas certificadas de
la Faja del Orinoco con un total de 36,9 MMMBbl.

59
De tal forma que las instalaciones de superficie para la producción de crudo en la Faja
Petrolífera del Orinoco de COMPEM son representativas de las características que
poseen las instalaciones de superficie en la Faja del Orinoco, siendo estas: Macollas de
Producción, Sistema de recolección, Sistema de tratamiento de Crudo, Sistema de
compresión de Gas, Sistema de Almacenamiento, medición y Bombeo, Sistema de agua
Producida, Utilidades y Servicios, Sistema de compresión y tratamiento de Gas (Planta
Nueva), Drenaje Abierto, Flare o Mechurrio y Tratamiento de Crudo Fuera de
especificación. A continuación, se detallan:
Macollas de Producción
Comprende cada una de las 8 macollas de producción, desde el cabezal del pozo
productor hasta la conexión a la tubería del sistema de recolección correspondiente y
demás servicios disponibles en superficie. Existen en Petromonagas un total de 157
pozos activos, 140 de crudo extra pesado de 8.2 °API en promedio. Con un método de
levantamiento artificial de bombas de cavidad progresivas, movidas con motores de 75
HP de potencia.
El diseño del cabezal de los pozos es común para todo el campo, con una línea de
producción de 6” y una línea de 2” proveniente de la sección “B” (gas del casing) la cual
se une a la de 6”. Las variables que pueden ser monitoreadas de manera local y remota
en los cabezales de pozos son: Presión y temperatura de cabezal, A través del VSD
(variador de velocidad de los motores), torque de cabilla, corriente del motor, voltaje y
velocidad de la cabilla.
La inyección de diluente es necesaria en todos los casos para reducir la viscosidad
del fluido, y aprovechar la energía de las bombas de los pozos para mover el crudo diluido
desde las macollas hasta la planta. El porcentaje de dilución diluente/Crudo de formación
tiene una relación de 21%, usando nafta de 51° API. La incorporación de diluente en cada
una de las macollas se realiza en superficie existiendo dos arreglos típicos en cuanto a
este tipo de Instalaciones.

60
Sistema de recolección
El sistema de recolección consta de todas las tuberías que salen desde COPEM para
transportar diluente hacia las macollas y todas las líneas que salen de macollas con crudo
diluido hacia COPEM.
Desde COPEM, parte una línea de 8” enterrada, la cual se bifurca en dos para formar
cabezales comunes, suministrando diluente a las macollas según los grupos por
ubicación (1,3,4 y 8) o (2,5,6 y 7). Cada cabezal cuenta con indicación local de presión.
En el sistema de recolección de crudo, desde cada macolla la producción total fluye a
través de líneas de 20” que luego se convierten en líneas de 24” las cuales recolectan el
producto de todas las macollas.
Estas líneas de 24” se unirán a un cabezal común de 30” (Múltiple de entrada límite
de batería de la planta), el cual comienza con las válvulas 251-SDV-300/301.
Sistema de tratamiento de Crudo
En el COPEM, la entrada de crudo diluido es separada en dos trenes paralelos e
idénticos. Cada tren contiene un separador Bifásico, un separador Trifásico, 12 parejas
de intercambiadores de calor tubo y carcasa, dos desaladores y un tambor de
vaporización instantánea.
Siendo común la producción de arena en la faja del Orinoco, un sistema de lavado de
propulsión o chorro a presión está instalado en los separadores Trifásicos y desaladores.
Este sistema automático, ocurre bajo una secuencia lógica programada, en donde se
simula un barrido del fondo de cada recipiente.
Separadores Bifásicos
Como su nombre lo indica son recipientes capaces de separar el 95% del gas de
formación con respecto al líquido asociado. La presión de operación es de 70 PSIG con

61
una temperatura máxima de 115°F, determinada por la temperatura del crudo diluido
fluyendo desde las macollas. El crudo diluido húmedo separado del gas fluirá hacia la
próxima etapa de separación, la cual opera a una menor presión. El gas separado tiene
dos destinos: a) hacia la succión de los compresores de gas donde se maneja hasta unos
20 MPCSPD Millones de pie cúbicos estándar que pueden ser controlados mediante un
orificio restrictor), b) hacia planta compresora del sistema de compresión y tratamiento
de Gas (Planta Nueva).
Los separadores bifásicos son horizontales con unas dimensiones de 16” de diámetro
por 78´, 4” de, con una presión de diseño de 100 PSIG/”FV” y temperatura de diseño de
160°F. Internamente los separadores constan de sistemas anti-olas y un recolector de
neblina tipo “venas empacadas”, con este diseño un solo separador, es capaz de manejar
de manera eficiente hasta 180 mil barriles por día de líquido y hasta 220 MPCSPD de
gas.
La operación de los separadores bifásicos es controlada por presión, a través de las
válvulas 251PCV500/501 A B, las cuales operan en rango compartido de control. El
control de líquido es mantenido a través de las válvulas 251-LCV-100/101 A_B, quienes
también operan de igual manera por rango dividido.
La medición de flujo de gases ocurre a través de un medidor tipo “Anubar” en cada
uno de los separadores (251-FE-150/151), con una lectura remota. El sistema de alivio
de los separadores bifásicos consta de 5 válvulas calibradas a 95 PSIG del tipo
piloteadas. Todas ellas descargan hacia un cabezal de 36” perteneciente al sistema de
mechurrio F-37502.
El aislamiento por emergencia de estos separadores ocurre a través de las válvulas
de cierre rápido 251-SDV-300/301, las cuales actúan automáticamente de acuerdo a la
matriz causa efecto, sea por altos niveles de líquido o alta presión dentro del recipiente.
De tal manera que estas válvulas bloquean la entrada de producto a los separadores por
ende a la planta en general. Existen también válvulas que bloquean la salida de líquido,
identificadas como 251-SDV-302/303 las cuales aíslan a los separadores de la siguiente
etapa de separación. Estas válvulas actúan a consecuencia de bajo nivel de líquido en
los separadores bifásicos.

62
Separadores Trifásicos
El crudo proveniente de los separadores bifásicos es vaporizado a menos presión (9
psig), lográndose remover un 4% adicional del gas de formación, disuelto en el crudo
diluido. El agua libre asociada con el crudo es separada y bombeada por las bombas P-
25105/115. El crudo diluido dentro del recipiente, rebosa a través de una ventana que
separa en compartimientos las secciones internas del mismo. Este crudo es bombeado
hacia los trenes de tratamiento por medio de las bombas principales P-25101 A B/ P-
25111 AB.
Los separadores Trifásicos son recipientes horizontales de dimensiones 16,5´
Diámetro y 66 ´ con una presión de diseño de 95 psig/FV y una temperatura de diseño
de 160°F. El separador está dividido en dos compartimientos por una ventana de 128”.
El primer compartimiento (dos veces más largo que el segundo), es donde el agua libre
se separa del crudo diluido. Esta sección del separador tiene dos “baffles” para reducir el
entrampamiento de líquido en el gas vaporizado. El crudo diluido rebosa a través de la
ventana hacia el segundo compartimiento del separador donde le permite llegar a la
succión de las bombas principales para ser bombeado.
La operación de los separadores Trifásicos es controlada y mantenida con dos
controladores de nivel. El primero es un control de nivel de interfaces (LC-002/004), que
controla el nivel de interfaces agua-crudo en el primer compartimiento. Este control de
nivel regula a las válvulas LCV-002/004 sobre la descarga de las bombas (P-25105/115
A B). El flujo de agua es medido, trasmitido y mostrado en el DCS como (FQI 019). En
términos de presión, el control ocurre a través del 251-PC-008, quien actúa sobre la 251-
PCV-008, aliviando hacia el cabezal de mechurrio F-37501, en ambos recipientes. La
medición de gas ocurre a través de los medidores 251-FE007/008 tipo venturi.
Las bombas de agua de los separadores Trifásicos son centrifugas, con un motor de
20 HP, cada bomba fue diseñada para manejar hasta 260 gpm, con un cabezal estático
de 134,5 ft. Cada una de ellas tiene un desvío con flujo mínimo para prevenir un cabezal
muerto de la bomba contra cualquier válvula de control que pudiese estar cerrada

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