Projeto de Engenharia de Produção

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES 
FACULTAD DE INGENIERIA 
CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA 
 PROYECTO DE GRADO 
INGENIERIA BASICA DEL DISEÑO DE FACILIDADES DE 
PRODUCCION, CASO POZO DRO-X1003 
 POSTULANTE: SERGIO ANDR
 
ES CACHAMBI VELARDE 
TUTOR: M.Sc. ING. MARCO ANTONI O MONTESINOS MONTESINOS 
LA PAZ – BOLIVIA 
2019 
 
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
FACULTAD DE INGENIERIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
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I 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA 
El presente trabajo realizado es dedicado a mi hijo que es la luz 
de mi vida, mi razón y mi motivación principal para seguir 
adelante, a mi familia quienes fueron las personas que me 
apoyaron incondicionalmente a lo largo de estos años 
brindándome sus valiosos consejos, su amor y por enseñarme que 
con sacrificio y dedicación se obtiene las cosas que uno desea 
para bien siendo las personas más importantes en mi vida. 
II 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
La realización de este trabajo realizado con mucho esfuerzo y dedicación personal 
fue llevada a cabo con la ayuda de personas a las cuales no puedo dejar de 
agradecer: 
• A mi familia por el apoyo incondicional brindado. 
• Al Ing. Marco Antonio Montesinos Montesinos quien fue mi tutor en la 
realización de este trabajo, a quien agradezco mucho por confiar en mí y aceptar 
este nuevo reto, fue aquella persona que me guio brindándome sus conocimientos 
que fueron muy indispensables para la conclusión de este trabajo. 
• A los docentes de la carrera, que gracias a su enseñanza impartida y a todos los 
consejos brindados se realizó este trabajo sin dificultades. 
 
III 
 
CONTENIDO 
 
TITULO: INGENIERIA BISICA DEL DISEÑO DE FACILIDADES DE 
 PRODUCCION, CASO POZO DRO-X1003 
DEDICATORIA ..………………………….………………………………….……..…..i 
AGRADECIMIENTO …………………………………………………………….…….ii 
CONTENIDO …………………………………………………………………..………iii 
RESUMEN EJECUTIVO ………………………………………………..……………xiv 
 
CAPITULO I ................................................................................................................... 1 
GENERALIDADES ....................................................................................................... 1 
1.1 INTRODUCCION .................................................................................................... 1 
1.2 ANTECEDENTES DEL CAMPO .......................................................................... 2 
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................... 3 
1.3.1 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA.............................................................. 3 
1.3.2 FORMULACION DEL PROBLEMA ................................................................. 3 
1.4 OBJETIVOS ............................................................................................................. 3 
1.4.1 OBJETIVO GENERAL ........................................................................................ 3 
1.4.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS ............................................................................... 3 
IV 
 
1.5 JUSTIFICACION DEL PROYECTO ................................................................... 4 
1.5.1 JUSTIFICACION TECNICA .............................................................................. 4 
1.5.2 JUSTIFICACION ECONOMICA ....................................................................... 4 
1.5.3 JUSTIFICACION AMBIENTAL ........................................................................ 5 
1.6 UBICACION DEL PROYECTO ............................................................................ 5 
1.7 ALCANCE................................................................................................................. 7 
1.7.1 ALCANCE TEMATICO ...................................................................................... 7 
1.7.2 ALCANCE GEOGRAFICO ................................................................................. 7 
1.7.3 ALCANCE TEMPORAL ..................................................................................... 8 
1.7.4 ALCANCE LEGAL............................................................................................... 8 
CAPÍTULO II ................................................................................................................. 9 
MARCO TEORICO ....................................................................................................... 9 
2.1 DEFINICIONES Y CONCEPTOS ......................................................................... 9 
2.2 SISTEMA GENERAL DE RECOLECCION DE CRUDO Y GAS .................. 16 
2.2.1 ESTACIONES DE FLUJO ................................................................................ 16 
2.2.2. PRINCIPALES FUNCIONES DE LAS ESTACIONES DE FLUJO:........... 19 
V 
 
2.2.3. ETAPAS DE MANEJO DEL PETROLEO DENTRO DE UNA ESTACION 
DE FLUJO ..................................................................................................................... 19 
2.2.4 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA ESTACION DE FLUJO ......... 24 
2.2.5 CLASES DE ESTACIONES DE FLUJO .......................................................... 27 
2.2.5.1 ESTACION DE FLUJO TRADICIONAL ..................................................... 27 
2.2.5.2 ESTACION DE FLUJO MULTIFASICA ..................................................... 28 
BOMBA MULTIFASICA ............................................................................................ 28 
2.3 MANIFOLD O (COLECTOR) ............................................................................ 30 
2.3.1 COMPUESTO DE LINEAS ............................................................................... 32 
2.3.2 VALVULAS MANUALES ................................................................................ 33 
2.4 SEPARADORES..................................................................................................... 38 
2.4.1 CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES................................................. 39 
2.4.1.1 SEGUN SU FUNCION ..................................................................................... 39 
2.4.1.2 SEGUN SU CONFIGURACION: ................................................................... 39 
2.4.1.3 SEPARADORES BIFASICOS ........................................................................ 40 
2.4.2 SEPARADORES TRIFASICOS ........................................................................ 42 
2.4.3 PRINCIPIOS DE LA SEPARACION ............................................................... 42 
VI 
 
2.4.4 FUNCIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SEPARADOR ............................. 44 
2.4.5 REQUISITOS NECESARIOS PARA EL DISEÑO DE UN SEPARADOR . 45 
2.5 DESALADORES .................................................................................................... 46 
2.6 SISTEMAS DE MEDICION DE PETROLEO ................................................... 46 
2.7 DEPURADORES DE GAS ....................................................................................47 
2.7.1 CLASIFICACION DE LOS DEPURADORES DE GAS ................................ 47 
2.7.2 COMPONENTES DE UN DEPURADOR ........................................................ 48 
2.8 TANQUES DE ALMACENAMIENTO ............................................................... 50 
2.8.1 CLASIFICACION DE LOS TANQUES ........................................................... 51 
2.9 BOMBAS DE TRANSFERENCIA ....................................................................... 53 
2.9.1 CLASIFICACION DE LAS BOMBAS DE TRANSFERENCIA DE CRUDO
 ........................................................................................................................................ 54 
2.10 TANQUES DE LAVADO ................................................................................... 54 
2.10.1 PARTES DE UN TANQUE DE LAVADO .................................................... 56 
2.11 CALENTADORES ............................................................................................... 57 
2.11.1 TIPOS DE CALENTADORES ........................................................................ 57 
2.11.2 COMPONENTES DE UN CALENTADOR DE PETROLEO ..................... 58 
VII 
 
2.12 BATERIA ............................................................................................................. 59 
2.13 TRATAMIENTO ................................................................................................................................60 
2.13.1 ETAPAS DE TRATAMIENTO ...................................................................... 61 
2.14 SEPARADORES API .......................................................................................... 62 
2.15 EQUIPOS Y SISTEMAS AUXILIARES DE UNA ESTACION DE FLUJO 62 
2.16 INSTRUMENTACION ........................................................................................ 65 
2.17 SIMULADOR DE PROCESOS HYSYS ........................................................... 66 
CAPITULO III.............................................................................................................. 68 
METODOLOGIA Y HERRAMIENTAS ................................................................... 68 
3.1 MARCO METODOLOGICO ............................................................................... 68 
3.1.1 DISEÑO METODOLOGICO ............................................................................ 68 
3.2. HERRAMIENTAS ................................................................................................ 68 
3.3 APLICACION PRACTICA .......................................................................... 69 
3.3.1 IDENTIFICACION DE LAS ACTIVIDADES A REALIZAR ............. 69 
CAPITULO IV .............................................................................................................. 71 
INGENIERIA DEL PROYECTO ............................................................................... 71 
4.1 OBJETIVO ESPECIFICO 1: ................................................................................ 71 
VIII 
 
4.2 OBJETIVO ESPECIFICO 2: ................................................................................ 82 
4.3 OBJETIVO ESPECIFICO 3: ................................................................................ 98 
4.4 OBJETIVO ESPECIFICO 4: ............................................................................. 121 
CAPITULO V ............................................................................................................. 133 
ANALISIS DE COSTOS ............................................................................................ 133 
5.1 COSTOS A CONDICIONES ACTUALES ............................................... 134 
5.2 CALCULO DEL FLUJO DE CAJA PARA EL PROYECTO DEL POZO DRO-
X1003 ........................................................................................................................... 136 
5.3 CAPITAL MAXIMO COMPROMETIDO (CMC) .................................. 138 
5.4 RELACION GANANCIA – INVERSION (RGI) ..................................... 138 
5.5 TIEMPO DE PAGO DEL PROYECTO ............................................................ 138 
5.6 ANALISIS DE PRESUPUESTOS DE LA TUBERIA EN LA RUTA 1 Y 2 .. 139 
CAPITULO VI ............................................................................................................ 140 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 140 
6.1 CONCLUSIONES ................................................................................................ 140 
6.2 RECOMENDACIONES .............................................................................. 141 
BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................ 144 
IX 
 
 
INDICE DE FIGURAS 
 
Figura 1.1. Curvas de nivel y ubicación de pozos del Campo El Dorado y El Dorado Sur ............................. 6 
Figura 1.2. Imagen Satelital de Localización del Proyecto .......................................................................... 7 
Figura 2.1. Matriz de Formación con Zona de Permeabilidad Alterada ..................................................... 11 
Figura 2.2. Proceso de Recolección de Crudo en un Campo Petrolero ...................................................... 17 
Figura 2.3. Equipos típicos de producción en superficie para manejar el crudo proveniente de los pozos. 18 
Figura 2.4. Múltiple de Baterías .............................................................................................................. 20 
Figura 2.5. Separadores de Producción/Prueba ........................................................................................ 21 
Figura 2.6. Calentador de Crudo .............................................................................................................. 22 
Figura 2.7. Tanques de Almacenamiento ................................................................................................. 23 
Figura 2.8. Bombas de Transferencia ....................................................................................................... 24 
Figura 2.9. Múltiples de Producción ......................................................................................................... 26 
Figura 2.10. Esquema de una Estación de Flujo Tradicional ...................................................................... 27 
Figura 2.11. Esquema de una Estación de Flujo Multifásica...................................................................... 29 
Figura 2.12. Bomba Multifásica de Doble Tornillo .................................................................................... 29 
Figura 2.13. Los Manifolds ....................................................................................................................... 30 
Figura 2.14. Colector Tipo ........................................................................................................................ 31 
Figura 2.15. Múltiple de Recolección ....................................................................................................... 32 
Figura 2.16. Válvulas ............................................................................................................................... 33 
Figura 2.17. Válvula de Retención ............................................................................................................ 34 
Figura 2.18. Válvula Esclusa ..................................................................................................................... 35 
Figura 2.19. Válvula Bola ........................................................................................................................ 36 
Figura 2.20. Válvula de Aguja .................................................................................................................. 37 
Figura 2.21. Múltiple o colector decampo ............................................................................................... 37 
Figura 2.22. Separador Horizontal Bifásico .............................................................................................. 38 
Figura 2.23. Tipos de Bombas Multifásicas en el Mercado ....................................................................... 39 
Figura 2.24. Separador Vertical Bifásico ................................................................................................... 40 
Figura 2.25. Fuerzas sobre una gota de líquido en una corriente de gas ................................................... 43 
Figura 2.26. Fenómeno de Coalescencia................................................................................................... 44 
Figura 2.27. Desalador ............................................................................................................................. 46 
Figura 2.28. Depurador de Gas Horizontal ............................................................................................... 48 
Figura 2.29. Tanque de Almacenamiento ................................................................................................. 51 
X 
 
Figura 2.30. Tanque de techo fijo ............................................................................................................. 52 
Figura 2.31. Tanque de techo flotante ..................................................................................................... 53 
Figura 2.32. Tanque de Lavado ................................................................................................................ 56 
Figura 2.33. Calentador de Crudo ............................................................................................................ 57 
Figura 2.34. Tratamiento de Aguas .......................................................................................................... 60 
Figura 4.1 Ubicación del Pozo .................................................................................................................. 71 
Figura 4.2 Tramo Accesible ..................................................................................................................... 72 
Figura 4.3 Opción 1 (Tramo Accesible) ..................................................................................................... 73 
Figura 4.4 Opción 2 (Tramo Accesible) .................................................................................................... 74 
Figura 4.5 Global Mapper (Opción 1) ....................................................................................................... 75 
Figura 4.6 Global Mapper (Opción 2) ....................................................................................................... 76 
Figura 4.7 – Mapa Estructural.................................................................................................................. 78 
Figura 4.8 Área de Contrato ..................................................................................................................... 79 
Figura 4.9 Producción de Pozos ................................................................................................................ 80 
Figura 4.10 Ruta ...................................................................................................................................... 81 
Figura 4.11 Bloque El Dorado ................................................................................................................... 83 
Figura 4.12 Wellhead Equipment ............................................................................................................. 84 
Figura 4.13 Ingreso de Componentes ..................................................................................................... 107 
Figura 4.14 Composición ........................................................................................................................ 108 
Figura 4.15 Simulación Hysys ................................................................................................................. 109 
Figura 4.16 Extensión PIPESYS ............................................................................................................... 109 
Figura 4.17 Extensión PIPESYS ............................................................................................................... 110 
Figura 4.18 Extensión PIPESYS ............................................................................................................... 111 
Figura 4.19 Extensión PIPESYS ............................................................................................................... 112 
Figura 4.20 Extensión PIPESYS ............................................................................................................... 112 
Figura 4.21 Resultados .......................................................................................................................... 113 
Figura 4.22 Simulación........................................................................................................................... 113 
Figura 4.23 Simulación 1 VS 2 ................................................................................................................ 114 
Figura 4.24 Identificación Funcional ....................................................................................................... 123 
Figura 4.25 Letras de Identificación ....................................................................................................... 126 
Figura 4.26 Símbolos de dispositivos de instrumentación ....................................................................... 127 
Figura 4.27 Símbolos de líneas de conexión de instrumento a instrumento ............................................ 128 
Figura 5.1 Flujo de producción del pozo DRO-X1003 .............................................................................. 133 
Figura 5.2 Porcentaje de producción del pozo DRO-X1003 .................................................................... 134 
XI 
 
Figura 5.3 Distribución de los ingresos referente a hidrocarburos ......................................................... 135 
Figura 5.4 Representación gráfica a que tiempo el proyecto se paga .................................................... 138 
 
 
INDICE DE GRAFICAS 
Gráfica 4.1 – Perfil Línea de Recolección (Opción 1) ................................................................................. 76 
Gráfica 4.2 – Perfil Línea de Recolección (Opción 2) ................................................................................. 77 
Gráfica 4.3. Producción de Gas ................................................................................................................ 93 
 
 
INDICE DE DIAGRAMAS 
Diagrama 4.1 Planos de Procesos .......................................................................................................... 121 
Diagrama 4.2 Instrumentación y Tuberías ............................................................................................. 130 
INDICE DE TABLAS 
Tabla 2.1. Composición Del Gas Natural .................................................................................................... 9 
Tabla 4.1 Datos de la Formación ............................................................................................................. 85 
Tabla 4.2. Condiciones de Operación ....................................................................................................... 86 
Tabla.4.3. Condiciones de Operación ....................................................................................................... 89 
Tabla 4.4 Cromatografía .......................................................................................................................... 91 
Tabla 4.5. Estimación de la Producción deGas en 10 años ....................................................................... 92 
Tabla 4.6 Línea de Recolección (Opción 1 VS Opción 2) ............................................................................ 94 
Tabla 4.7 Cálculo de los diámetros óptimos de transporte y caída de presión en el choque .................... 101 
Tabla 4.8 Sistema de Unidades .............................................................................................................. 101 
Tabla 4.9 Condiciones del Lugar ............................................................................................................. 102 
Tabla 4.10 Condiciones del Fluido .......................................................................................................... 103 
Tabla 4.11 Cálculo del Espesor de la tubería .......................................................................................... 104 
Tabla 4.12 (Opción 1) ............................................................................................................................. 116 
Tabla 4.13 (Opción 2) ............................................................................................................................. 117 
Tabla 4.14 (Opción 1) ............................................................................................................................. 118 
Tabla 4.15 (Opción 2) ............................................................................................................................. 119 
XII 
 
Tabla 4.16 Letras de Identificación ......................................................................................................... 124 
Tabla 5.1: Ingresos al tesoro general de la nación y egresos por IDH, Regalías y YPFB ........................... 136 
Tabla 5.2: Costos de la Tubería de la Ruta 1 ........................................................................................... 139 
Tabla 5.3: Costos de la Tubería de la Ruta 2 ........................................................................................... 139 
Tabla A1 Factor de Diseño, F ................................................................................................................... IV 
Tabla A2 Factor de Junta Longitudinal, E.................................................................................................. V 
Tabla A3 Factor de disminución de Temperatura, T ................................................................................. VI 
 
 
XIII 
 
RESUMEN EJECUTIVO 
En Bolivia, la exploración petrolera ha tenido un incremento considerable 
en los últimos años, tomando en cuenta los estudios sísmicos, además de la 
perforación de pozos exploratorios que forman parte del plan de exploración 
2009 – 2021 elaborado por YPFB Corporación, que tienen por objetivo 
incrementar las reservas certificadas de petróleo, gas y condensado con las 
que actualmente cuenta el país, para cubrir la demanda del mercado interno, 
los mercados de exportación y los proyectos de industrialización. 
En el capítulo I se presenta una introducción del proyecto los objetivos a 
llegar y los problemas a resolver teniendo como principal objetivo el estudio 
de un diseño de la línea de recolección del pozo dorado oeste X1003. 
Dentro de los proyectos exploratorios A, clasificados así por su importancia 
y tiempo de ejecución, se encuentra el proyecto Dorado Oeste, que 
contempla la perforación del pozo Dorado Oeste X1003 en el departamento 
de Santa Cruz, provincia cordillera, con el objetivo de producir 
hidrocarburos de la formación los Monos a una profundidad estimada de 
4660 m., actualmente ya se ha perforado el pozo Dorado Oeste X1001, el 
cual se comprobó que tiene hidrocarburos en cantidades comercialmente 
rentables, para luego proceder al desarrollo del campo, mediante la 
perforación de 3 pozos adicionales, el Dorado Oeste X1003, X1005 X1007, 
tendido de las líneas de recolección y llevar la producción a la planta de 
procesamiento de percheles para su posterior tratamiento. 
En el capítulo II se puede ver conceptos y estudios acerca de las líneas de 
recolección del campo el dorado oeste, como también un análisis a las ya 
XIV 
 
existentes líneas de recolección en el campo tomando como referencias de 
algunos datos de las líneas adyacentes al pozo. 
En base al panorama tan alentador que se presenta, surge la idea de 
elaborar un proyecto para transportar la producción del pozo Dorado Oeste 
X1003 hasta una planta de procesamiento (Planta Percheles), por esto se 
propone proveer al pozo Dorado Oeste X1003 de un sistema de transporte 
optimo basado en el código ASME B31.8, que en la industria petrolera aplica 
a los sistemas de recolección, usando todos los conocimientos ingenieriles y 
la tecnología disponible, para diseñar el sistema de recolección 
aprovechando al máximo las características productivas del pozo y los 
recursos económicos para el tendido de estas líneas. 
En el capítulo III se realizó mediante el software HYSYS el diseño de la línea 
de recolección, teniendo como alternativas dos opciones de ruta, también 
analizamos la mejor opción de ruta más factible para su transporte 
apoyándonos en la utilización del programa Google Earth. 
En el capítulo IV podremos resolver y responder a los objetivos planteados 
del proyecto para llegar a un resultado en cual favorezca el mejor diseño 
para la línea de recolección del pozo dorado oeste X1003. 
En el capítulo V se realiza un análisis económico basado en las opciones de 
ruta y diámetros de diseño para analizar la mejor elección factible para el 
pozo dorado oeste X1003. 
En el capítulo VI llegamos a la conclusión y recomendaciones que se 
analizan para el diseño de una línea de recolección para la producción del 
pozo dorado oeste X1003. 
 
 
 
1 
 
CAPITULO I 
 GENERALIDADES 
 
1.1 INTRODUCCION 
El crudo producido por las Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio 
(sin contenidos importantes de agua y sedimentos), en las descargas de las Estaciones de 
Flujo, y por esto debe ser tratado y deshidratado antes de ser comercializado. 
Una estación de flujo es donde se realiza el tratamiento del crudo que viene de las áreas o 
campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y 
de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo. 
Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las 
estaciones. 
El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación 
es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las 
más frecuentes. 
El objetivo fundamental de las facilidades de pozo, en operaciones de producción 
petrolera, consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres 
componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los 
hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos 
(petróleo y gas). 
Este sistema comprende unidades importantes para la correcta operación de producción 
de los pozos, como lo son los sistemas auxiliares de Gas Instrumento, que permiten 
aprovechar la energía del pozo para poner en funcionamiento los equipos del sistema, 
cumpliendo la sinergia y la optimización del proceso, para problemas comunes de 
http://www.monografias.com/trabajos14/problemadelagua/problemadelagua.shtml
http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml
http://www.monografias.com/trabajos54/produccion-sistema-economico/produccion-sistema-economico.shtml
http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml
http://www.monografias.com/trabajos11/teosis/teosis.shtml
http://www.monografias.com/trabajos16/objetivos-educacion/objetivos-educacion.shtml
http://www.monografias.com/trabajos6/diop/diop.shtml
http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml%23pehttp://www.monografias.com/trabajos10/gase/gase.shtml
http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml%23hidro
http://www.monografias.com/trabajos/comercializa/comercializa.shtml
http://www.monografias.com/trabajos35/petroleo/petroleo.shtml
 
 
 
2 
 
producción se implementan sistemas salvaguardas de inyección de Hidratos e inyección 
de Químicos anticorrosivos. 
La empresa YPFB CHACO S.A. dentro de sus actividades operativas y de inversión tiene 
proyectado para la gestión 2016 – 2021, poner en producción el pozo Dorado Oeste (DRO) 
Nro. X1003 de arreglo simple que permitirá la explotación de la Arena Guanacos. 
La producción de este pozo deberá ser transportada hasta las facilidades del campo El 
Dorado Sur que cuenta con un manifold de producción, que recolecta la producción de los 
pozos DRS-1001, DRS-1002, DRD-X3, DRS-1002D, DRS-1004 y DRS-1005, así como 
un separador de Prueba que permite la fiscalización del campo y cuantifica la producción 
de cada uno de estos pozos. 
1.2 ANTECEDENTES DEL CAMPO 
En función a los estudios de sísmica 3D, estudio de anomalías de amplitud sísmica, YPFB 
CHACO S.A. perforó, el año 2010 el pozo DRO-1005 con el propósito de drenar las 
reservas del sector sur del área de reservas probadas del Campo el Dorado, donde se 
localiza el pozo DRD-X1001. El pozo DRO-1005 fue ubicado a 1,8 km al sur del pozo 
DRD-X1001, el cual tuvo resultados positivos. 
Gracias al éxito del pozo DRO-1005 se programó para las siguientes gestiones la 
perforación del pozo DRO-1003, siguiendo los mismos criterios de anomalías sísmicas 
con el contenido de hidrocarburos. Los resultados de las pruebas efectuadas a la Arenisca 
Guanacos muestran que ésta se encuentra saturada de gas-condensado. En función al 
análisis de presiones, anomalías sísmicas y variaciones estratigráficas, se confirma que las 
areniscas del reservorio son de volúmenes comerciables dando el inicio de la perforación 
del pozo de desarrollo DRO-X1003. 
 
 
 
3 
 
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
 1.3.1 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA 
 Para las operaciones de producción de un pozo petrolero o gasífero, las instalaciones de 
superficie deben cumplir los requerimientos técnicos y ambientales para la producción 
comercial de los volúmenes con criterios de operación segura y confiable, estos diversos 
planteamientos conllevan a realizar una ingeniería desde todos los espectros de las 
especialidades (procesos, mecánica, instrumentación, civil). 
 1.3.2 FORMULACION DEL PROBLEMA 
¿Cómo realizar el método de ingeniería más adecuada que aplique a las instalaciones de 
una planchada de pozo (DRO-X1003) para su producción óptima y segura? 
1.4 OBJETIVOS 
 1.4.1 OBJETIVO GENERAL 
Diseñar la ingeniería básica de las facilidades del Pozo DRO-X1003 del campo Dorado 
Oeste bajo todas las consideraciones técnicas y de ingeniería para una producción del pozo 
óptima y eficiente. 
 1.4.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS 
a) Estudiar las facilidades de producción de pozos petroleros, identificando 
los criterios técnicos y de ingeniería más aplicativos. 
 
b) Evaluar los datos de partida para el diseño de las facilidades del Pozo 
DRO-X1003 y definir las bases de diseño tanto hidráulico, mecánico e 
instrumentación. 
 
 
 
 
4 
 
c) Dimensionamiento hidráulico de todas las líneas de recolección y 
transporte con soporte de un Software Comercial (ASPEN HYSYS). 
 
d) Elaborar Diagrama de Flujo y Tubería para las facilidades del pozo DRO-
X1003, con soporte del Software Comercial (AUTOCAD-CADworx 
P&ID). 
 
1.5 JUSTIFICACION DEL PROYECTO 
 1.5.1 JUSTIFICACION TECNICA 
El diseño y la ingeniería básica para las facilidades de pozo es un reto de ingeniería que 
reúne a varias especialidades: mecánica, civil, instrumentación, eléctrica, procesos, etc. 
Con la ayuda de softwares comerciales de última generación se podrán realizar todos los 
cálculos, modelamientos y diseños que involucran las fases de la ingeniería básica para la 
construcción de tuberías de recolección y transporte con el respaldo de las Normas que 
indican los requerimientos mínimos de calidad que debe reunir el diseño final 
incorporando los últimos avances tecnológicos, tomando en consideración los aspectos de 
operatividad y fácil mantenimiento 
 
 1.5.2 JUSTIFICACION ECONOMICA 
Los volúmenes de producción son grandes cantidades de ingresos monetarios para la 
empresa operadora (YPFB Chaco), los problemas técnicos en las facilidades de pozo; 
representarían pérdidas monetarias de notable consideración, por ello, realizar una 
ingeniería con todas las prácticas recomendadas y el respaldo de normas técnicas es de 
suma importancia para el diseño, de tal manera no comprometer las utilidades que debe 
generar el pozo DRO-X1003. 
 
 
 
 
5 
 
1.5.3 JUSTIFICACION AMBIENTAL 
En relación a la conservación ambiental, se prevé el cumplimiento e integración de los 
aspectos de Calidad, Salud, Seguridad y Medio Ambiente a través del establecimiento de 
la normativa ambiental, prevención de la contaminación e implementación de acciones de 
control de impactos ambientales. 
El diseño, la ingeniería y las facilidades del pozo DRO-X1003, estarán enmarcados en las 
disposiciones contenidas en la Ley del Medio Ambiente, sus Reglamentos, la Ley de 
Hidrocarburos, el Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburos, Ley General de 
Higiene, Seguridad Ocupacional y Bienestar y otras normas conexas relacionadas. 
 
1.6 UBICACION DEL PROYECTO 
El campo El Dorado Sur se encuentra ubicado en la planicie entre la Serranía Parabanó y 
el Río Grande, al Sur de la Ciudad de Santa Cruz de la Sierra, próximo a las Municipios 
de La Guardia y Cabezas, provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz. 
El ingreso a este campo se efectúa en primera instancia a través de la carretera asfaltada 
Santa Cruz – Abapó, y a partir de la localidad de Ingeniero Mora a través de caminos 
vecinales al este de la anterior carretera. 
El camino de acceso al lugar de trabajo está conformado de la siguiente manera: 
Tramo Distancia Estado del Camino 
Santa Cruz – Mora 85 km. Pavimento asfaltado 
Carretera – El Dorado Sur 14 km. Camino de tierra 
 
 
 
 
 
 
6 
 
Figura 1.1. Curvas de nivel y ubicación de pozos del Campo El Dorado y El Dorado 
Sur 
 
 
Fuente: YPFB 
Las coordenadas del pozo en sistema PSAD 56 UTM, Zona 20, son las siguientes: 
Este = 487711.164 [m.] 
Norte = 7958105.284 [m.] 
Elevación = 461.2 [m.s.n.m.] 
 
 
 
7 
 
1.7 ALCANCE 
 1.7.1 ALCANCE TEMATICO 
El alcance del presente proyecto abarca toda la ingeniería de las instalaciones que parte 
desde el árbol de navidad del pozo DRO-X1003, el dimensionamiento de las líneas de 
recolección, la implementación de un desarenador para los sólidos, la implementación de 
un calentador catalítico para la formación de hidratos, el sistema de Gas Instrumento para 
dar funcionamiento a los equipos de la facilidad, la implementación de los sistemas de 
inyección de químicos (anti-hidratos y anti-corrosión) y finalmente la interconexión al 
Manifold de producción ubicado en el campo Dorado Sur. 
 1.7.2 ALCANCE GEOGRAFICO 
El Proyecto está ubicada dentro del Campo El Dorado, al este de la Ciudad de Santa Cruz 
de la Sierra, sobre la Ruta # 9 a 85 km desde la Ciudad de Santa Cruz, ingresando 15 km 
hacia el Este por el camino vecinal de ingreso a la Colonia Menonita de la zona, según lo 
mostrado en la Figura 1.2. 
Figura 1.2. Imagen Satelital de Localización del Proyecto 
 
Fuente: Elaboración Propia 
 
 
 
 
8 
 
- Fuentes bibliográficas 
Se recabará toda la información referida al tema de libros, textos de consultas, revistas 
especializadas del sector petrolero, etc. 
 1.7.3 ALCANCE TEMPORAL 
El presente proyecto será desarrollado durante la gestión 2019. 
 1.7.4 ALCANCE LEGAL 
Este documento constituye la normativa de regulación nacional, para la elaboraciónde 
proyectos de ingeniería. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
9 
 
CAPÍTULO II 
 MARCO TEORICO 
 
2.1 DEFINICIONES Y CONCEPTOS 
- Gas Natural1 
Mezcla de hidrocarburos de gran compresión y expansión, que posee bajo peso 
específico y suele presentarse en estado gaseoso. Los principales elementos 
gaseosos que componen el gas y sus porcentajes aproximados son: 
Tabla 2.1. Composición Del Gas Natural 
Constituyente 
Fórmula 
química 
Composición por 
volumen (%) 
Metano CH4 70-90 
Etano C2H6 0-20 
Propano C3H8 0-20 
I-Butano C4H10 0-20 
N-Butano C4H10 0-20 
Nitrógeno N2 0-5 
Dióxido de 
carbono 
CO2 0-8 
 Fuente: Blog de ingeniería 
 
Además de estos gases, el gas natural puede contener cantidades apreciables de 
nitrógeno, helio, dióxido de carbono y contaminantes (tales como ácido sulfhídrico 
y vapor de agua). A pesar de su estado gaseoso a presiones y temperatura normales, 
 
1 Ingeniería de Gas, Marcías J. Martínez, Maracaibo - Venezuela 
http://www.blogdeingenieria.com/
 
 
 
10 
 
algunos de los gases componentes de esta mezcla denominada gas natural varían 
en cuanto a su forma, y pueden encontrarse tanto en estado gaseoso como líquido, 
bajo condiciones adecuadas de temperatura y presión. Por motivos de 
entendimiento, en el proyecto actual se tomará el término de gas natural como si 
este fuera gas seco, es decir, solo incluirá los componentes menos pesados (Metano 
y Etano) y como condensado a los componentes intermedios (desde el propano 
para adelante). 
- Condensado2 
Liquido de hidrocarburo liviano obtenido por una condensación de vapores de 
hidrocarburos. Está compuesto en proporciones variables por propano, butano, 
pentano, y fracciones más pesadas, sin metano y etano. 
- Caída de presión3 
Disminución de la presión de un fluido, dentro de un conducto, que tiene lugar 
cada vez que dicho fluido atraviesa un estrangulamiento o un elemento de 
utilización. 
- Radio de Drenaje (re)4 
Es la distancia comprendida desde el centro del pozo y el límite de volumen de 
roca permeable al cual se le interrumpe la presión estática. Se lo llama radio de 
drenaje, ya que en la mayoría de los casos se asume un flujo radial desde el 
reservorio hacia el pozo. 
El radio de drenaje de un pozo es conocido como (re) y se refiere al área drenada 
por un pozo completado en un yacimiento específico. Su determinación requiere 
 
2 Ingeniería de Gas, Marcías J. Martínez, Maracaibo - Venezuela 
3 Ingeniería de Gas, Marcías J. Martínez, Maracaibo - Venezuela 
4 Estimulación de pozos. Leonardo Alejos 
 
 
 
11 
 
del conocimiento de varios métodos. Geométricamente puede tener varias formas, 
pero la forma más simple es circular. 
Figura 2.1. Matriz de Formación con Zona de Permeabilidad Alterada 
 
Fuente: Fundamentos de ingeniería 
Dónde: 
rs = radio de la zona dañada, pies. 
re = radio de drenada, pies. 
ks = permeabilidad de la zona dañada, md. 
k = permeabilidad de la zona no invadida, md. 
rw = radio del pozo, pies. 
h = altura de la arena productora, pies. 
Pr = límites del yacimiento, lpc. 
 
 
 
12 
 
- Presión promedio de reservorio (pr)5 
Esta es la presión promedio de reservorio que se asume como la presión estática 
que se desarrolla a una distancia del pozo igual al radio de drenaje. Para mayores 
distancias que re, la presión se mantiene constante 
- Presión dinámica de fondo (Pwf)6 
Esta es la presión que se desarrolla en la cara de la formación, o sea en las paredes 
del pozo donde se encuentran los punzados. Esta se puede determinar con Ensayos 
de Formación, Perfiles de Presión o con sensores de fondo. Su valor puede varían 
para pozos con cierta proximidad y afectados a la misma formación debido al daño 
que se haya en el volumen de roca en las cercanías del pozo. 
- Diferencial de Presión (Drowdown pressure, (pr-pwf))7 
Esta es la diferencia entre la presión estática del reservorio y la presión dinámica 
de fondo. Esta influye en el desempeño del pozo, ya que una gran diferencia de 
presión nos indica como es la permeabilidad que tiene la formación, ya que esta es 
inversamente proporcional a la diferencia de presión. 
- Índice de productividad8 
Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de 
producción, qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión 
fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf). 
Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc: 
 
• Baja productividad: J < 0,5 
 
5 Optimización de Pozos. Severneftegaz 
6 “Production Optimization”, H. Dale Beggs 
7 “Production Optimization”, H. Dale Beggs 
8 Optimización de Pozos, Severneftegaz 
 
 
 
13 
 
• Productividad media: 0,5 < J < 1,0 
• Alta Productividad: 1,0 < J < 2,0 
• Excelente productividad: 2,0 < J 
- Curva IPR9 
La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las 
tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada 
una de dichas presiones. Es decir, para cada Pwfs existe una tasa de producción de 
líquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad. 
 
- Sistema de producción10 
Es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la 
superficie, los separa en aceite, gas y agua y los envía a instalaciones para su 
almacenamiento y comercialización. 
 
- Análisis PVT 
Los Análisis PVT de los hidrocarburos del yacimiento, consisten en una serie de 
pruebas de laboratorio, las cuales se diseñan para obtener propiedades físicas 
requeridas dentro de un estudio de caracterización de yacimientos. 
- Registros de Producción11 
Los registros de producción nos dan un conocimiento de la naturaleza y 
comportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o 
inyección. Estos registros se pueden tomar después que se han cementado las 
 
9 Optimización de Pozos, Severneftegaz 
10 Optimización de Pozos, Severneftegaz 
11 Pagina Web: www.Oil.com 
http://www.blogdeingenieria.com/
 
 
 
14 
 
tuberías de revestimiento, permitiendo conocer con más detalle no solo el 
comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones. Mediante los 
registros de producción se pueden determinar características tales como: 
• Evaluación temprana para lograr un diseño de completamiento eficiente. 
• Detección de cambios en el comportamiento de los fluidos. 
• Zonas que toman fluidos. 
• Canalización en el cemento. 
• Perforaciones taponadas 
• Determinación de zonas productoras o receptoras de fluidos. 
• Evaluación de la eficiencia en el proceso de inyección. 
• Control sobre los procesos de producción. 
• Guía esencial para diseño de programas de reparación de pozos, proyectos 
de recuperación secundaria y terciaria 
 
- Registros Gamma Ray12 
 
Mide el nivel de la presencia natural de Rayos Gamma en las formaciones. 
Básicamente, la emisión de rayos gamma es producida por tres series radioactivas 
encontradas en la corteza terrestre, como lo son: series de Potasios (K40), de 
Uranio y de Thorio. Las arcillas y el carbón exhiben alta radiación de rayos 
gamma, sin embargo, las arenas y carbonatos muestran baja radiación Gamma. 
En arenas limpias, la lectura de los Rayos Gamma debería estar alrededor de 40 º 
API. Si el valor de Gamma Ray se encuentra entre 40-75 API, puede también 
clasificarse como arena, pero sucia. En formaciones arcillosas, la lectura de GR se 
encuentra entre 120-180 API. Esto difiere bastante de la lectura mostrada cuando 
 
12 Página Web: www.Oil.com 
http://www.blogdeingenieria.com/15 
 
la formación es arenosa. En presencia de Carbón, la lectura es demasiado alta, por 
sobre los 200 º API, dependiendo de la formación. 
- Baleos en pozos petroleros 13 
Para establecer la comunicación del fluido entre el pozo y la formación productora 
y permitir así las operaciones de producción. Se deben efectuar agujeros a través 
de casing y del cemento. 
Los elementos básicos para hacer un buen baleo es el de usar, la penetración, el 
tamaño y la geometría de los orificios. 
 
- Cañoneo de Pozo14 
El cañoneo es el proceso de crear abertura a través de la tubería de 
revestimientoy el cemento, para establecer comunicación entre el pozo y las form
aciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones. 
 
- Completación de Pozos15 
Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan 
en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en 
condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a 
otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el 
revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de 
empaques con grava o el cañoneo del revestidor y finalmente la instalación de la 
tubería de producción. 
 
13 Página Web: www.blogdeingenieriadeperforación.com 
 
14 Página Web: www.perforación de pozos.com 
15 “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”, Magdalena Paris de Ferrer 
http://www.blogdeingenieriadeperforaci%C3%B3n.com/
 
 
 
16 
 
2.2 SISTEMA GENERAL DE RECOLECCION DE CRUDO Y GAS 
En la industria petrolera a nivel mundial siempre se cumple las fases de explotación, 
producción y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados, una vez que el 
petróleo llega a la superficie este se recolecta mediante procesos asociados al manejo de 
crudo, el gas se separa para ser transferidos a las plantas de compresión, mientras que el 
crudo es bombeado a los patios de tanques para su adecuación y distribución. 
Las estaciones de flujo juegan un papel muy importante en toda esta cadena, siendo esta 
instalación de superficie muy importante para la distribución del crudo hacia las diferentes 
áreas donde será llevado el crudo producido. Los diferentes tipos de crudos recolectados 
que llegan a las estaciones de flujo, son transferidos a través de tuberías hacías los patios 
de tanques, donde finalmente se almacena toda la producción de petróleo de una 
determinada área, con el objeto de ser tratado, eliminándose el agua y colocando el crudo 
bajo especificaciones comerciales para la venta. 
 2.2.1 ESTACIONES DE FLUJO16 
El concepto moderno de una estación de flujo se refiere al conjunto de equipos 
interrelacionados para recibir, separar, almacenar temporalmente y bombear los fluidos 
provenientes de los pozos que le son asignados. 
 Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las 
áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más 
cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo. 
Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las 
estaciones (Ver Fig. 2.2). 
 
16 Página Web: www.oil.com 
 
 
 
17 
 
El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación 
es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las 
más frecuentes. 
Figura 2.2. Proceso de Recolección de Crudo en un Campo Petrolero 
 
Fuente: Blog Facilidades de Superficie 
 
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción petrolera 
consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes 
básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin 
de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas). 
El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de sub-procesos; 
entre ellos tenemos separación, deshidratación, almacenamiento bombeo, etc. Este 
sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual 
está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de 
prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de 
evaluarlo. 
 
 
 
18 
 
El líquido (petróleo y agua) y gas asociado, proveniente de los pozos llega a la estación 
de flujo a un cabezal (Múltiple) o “cañón” de producción general y luego a los separadores 
generales donde ocurre la separación gas – líquido. El gas sale por el tope de los 
separadores y va al depurador, donde deja los residuos de crudo que pudieron haber 
quedado en la separación. El gas limpio es enviado a las plantas de compresión a través 
de las tuberías de recolección. El líquido es enviado desde los separadores hacia los 
tanques de recolección, donde es bombeado a los patios de tanques en tierra a través del 
sistema de recolección de crudo (líneas de bombeo) correspondiente. Al avanzar por el 
sistema el crudo llega al patio de tanques donde pasa inicialmente a un tanque de 
separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los 
tanques de almacenamiento (Figura 2.3). 
 
Figura 3.3. Equipos típicos de producción en superficie para manejar el crudo 
proveniente de los pozos 
 
Fuente: Blog Facilidades de Superficie 
 
 
 
 
19 
 
Algunas estaciones de flujo, escogidas estratégicamente, son utilizadas como punto de 
inyección de química deshidratante, cuya función es acelerar el proceso de separación 
crudo-agua y evitar la formación de emulsiones fuertes. También se utiliza, dependiendo 
del tipo de crudo, la inyección de química antiespumante en los separadores, con el 
propósito de minimizar la formación de espuma que afecta el proceso de separación crudo-
gas. 
 2.2.2. PRINCIPALES FUNCIONES DE LAS ESTACIONES DE FLUJO: 
• Recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área. 
• Separar el gas del líquido a distintas presiones. 
• Probar los pozos de manera individual. 
• Almacenar temporalmente la producción obtenida 
• Medir la producción de gas y líquido. 
• Distribuir los fluidos (gas y líquido) a las demás instalaciones aguas abajo. 
• Bombear el petróleo al patio de tanques o terminal de almacenaje. 
 
 2.2.3. ETAPAS DE MANEJO DEL PETROLEO DENTRO DE UNA 
ESTACION DE FLUJO 
El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: 
 Etapa de recolección. 
 Separación. 
 Calentamiento. 
 Depuración. 
 Deshidratación. 
 Almacenamiento y bombeo. 
 Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, 
por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran número de estaciones; 
 
 
 
20 
 
luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos 
a la estación. A continuación, se describen cada una de las etapas por las que pasan los 
fluidos provenientes de los pozos: 
 Recolección 
 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 “cluster” (Figura 2.4). 
Figura 2.4. Múltiple de Baterías 
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
 Separación 
 Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una 
separación líquido–gas dentro del separador. La separaciónocurre a altas y bajas presiones 
que oscilan en el orden de 50 a 200 libras o dependiendo de las características de los pozos. 
Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por 
la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las 
 
 
 
21 
 
presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador (Figura 
2.5). 
Figura 2.5. Separadores de Producción/Prueba 
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
 Depuración 
Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se 
busca es recolectar los restos de líquido en suspensión que no se lograron atrapar en el 
separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas. El líquido 
recuperado en esta etapa es insertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado 
o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de 
recolección a las plantas de compresión o mini plantas, y otra cantidad va para el consumo 
interno del campo cuando se trabaja con motores a gas. 
 Medición de petróleo 
El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la 
finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de 
cada pozo. La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la 
planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la 
configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el 
diseño de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están 
 
 
 
22 
 
basadas en los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente 
dependiente de la información de la prueba de pozos. 
 Calentamiento 
 Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua–petróleo va al calentador u 
horno, en donde es sometido a un proceso de calentamiento. Aplicación de calor tiene por 
finalidad aumentar el movimiento de las partículas en suspensión de la fase dispersa 
creando un mayor número de choques entre estas, produciéndose una expansión de las 
gotas de agua que provoca que la partícula del agente emulsionante se rompa. Este proceso 
es llevado a cabo generalmente en las estaciones de flujo en tierra, aunque en algunos 
casos se aplican en costa afuera (mar, lago, etc.). (Figura 2.6). 
 
Figura 2.6. Calentador de Crudo 
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
 
 
 
 
 
 
23 
 
 Deshidratación del Petróleo 
Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada 
por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas 
que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento 
y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes. 
 Etapa de almacenamiento del petróleo 
Diariamente en las Estaciones de Flujo se recibe el petróleo crudo producido por los pozos 
asociados a las mismas y es recolectado en los tanques de almacenamiento después de 
haber pasado por los procesos de separación y deshidratación, para luego, ser transferido 
a los patios de tanques para su tratamiento y/o despacho (Figura 2.7). 
Figura 2.7. Tanques de Almacenamiento 
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
 Etapa de Despacho 
Finalmente, el petróleo después de pasar por las distintas etapas del proceso de 
tratamiento, es enviado al patio de tanque, por medio de un sistema de bombeo que lo 
bombea a través de kilómetros de tuberías hasta su destino final (Figura 2.8). 
 
 
 
 
24 
 
Figura 2.8. Bombas de Transferencia 
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
 
2.2.4 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA ESTACION DE FLUJO 
 Múltiples de producción 
Son dispositivos que reciben el fluido transportado por varias líneas de transferencia 
proveniente de los pozos productores. Están construidos de manera que permitan, en 
cualquier momento, desviar de la corriente total, la producción de un pozo en particular 
hacia el Sistema de Prueba de Pozo para cuantificar su producción individual. 
 Líneas de Flujo 
Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta 
el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son 
aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos 
hasta un punto de convergencia denominado múltiple. Cada múltiple está conformado por 
seccione tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. 
Una vez recolectado el petróleo, este se somete a un proceso dentro de un recipiente 
denominado "separador”, en el cual el gas y el líquido (petróleo y agua) se separan a 
 
 
 
25 
 
determinada presión. El gas sale por la parte superior del separador y mientras que el 
líquido vapor la parte inferior del mismo. 
 Separadores 
Son recipientes o dispositivos mecánicos utilizados para separar un fluido en sus 
diferentes fases. 
 Desaladores 
El nombre desalador implica un recipiente que remueve la sal del crudo. La sal solo está 
presente en la fase acuosa por lo cual hay dos formas de removerla. Una es remover toda 
el agua y otra es diluir el agua. Un desalador realiza ambas y utiliza una carga 
electrostática para remover la mayoría del agua, agua limpia es inyectada al crudo para 
diluir la concentración de sal. 
 Calentadores y/o enfriadores 
Empleados para controlar la temperatura de los fluidos que se manejan en la estación. 
 Patio de Tanques 
Instalaciones que almacenan los volúmenes de líquidos producidos por la estación. Se 
encuentran generalmente a condiciones atmosféricas de presión. Pueden ser de techo 
flotante, en donde los recipientes cilíndricos poseen un techo móvil que tiene la finalidad 
de evitar la pérdida por evaporación de las fracciones más livianas o de techo fijo los 
cuales poseen un techo inmóvil. El tipo de tanque a utilizar depende directamente del 
tipo de crudo que se recibirá en ellos. 
 Sistema de Bombeo 
Empleado para llevar el líquido producido que se encuentra en los tanques a los distintos 
puntos de distribución. 
 
 
 
26 
 
 Estación Eléctrica 
Equipos empleados para suministrar la energía necesaria para poner en funcionamiento 
los distintos dispositivos existentes en la estación. 
 Sistemas contra incendios 
Capaces de suministrar agua o agentes para las labores de combate de incendios y 
enfriamiento de las estructuras de la estación de flujo. 
 
Figura 2.9. Múltiples de Producción 
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
Otros sistemas que se pueden encontrar en las estaciones de flujo son los siguientes: 
 Tanques de productos químicos (antiespumantes, agentes desemulsificantes, etc.) 
 Bombas de inyección de productos químicos. 
 Sistema de seguridad y pararrayos. 
 Sistemas de protección sobre corrosión. 
 Sistemas de manejo de raspadores. 
 Sistemas de manejo de gas de levantamiento. 
 
 
 
27 
 
 Sistemas de venteo. 
 Sistemas de transmisión de señales. 
 Sistemas de Aire de Instrumentos. 
Las estaciones de flujo pueden ser de tipo manual, cuando su funcionamiento depende del 
personal, o semiautomática, donde parte de sus funciones se realizan con controles 
automáticos. 
Para realizar las mediciones de flujos de gas en la estación generalmente se emplean 
dispositivos que usan el método de presión diferencial como placas orificio. Para la 
medición del líquido existen diferentes métodos dentro de los cuales están el uso de 
flotadores, rotámetros, aforación directa e indirecta, conteo de carga o descarga. 
2.2.5 CLASES DE ESTACIONES DE FLUJO 
 Estación de flujo tradicional 
 Estación de flujo multifásica2.2.5.1 ESTACION DE FLUJO TRADICIONAL 
El sistema convencional está conformado por un sistema de separación, un múltiple con 
dos cabezales, bombas, sistemas de tuberías y tanques 
Figura 2.10. Esquema de una Estación de Flujo Tradicional 
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
 
 
 
28 
 
La mezcla proveniente de los pozos, es recibida en el cabezal de producción general del 
múltiple de producción, pasando posteriormente al sistema de separación, en el cual se 
separa el gas de la mezcla. El crudo más el agua es enviada a la Estación Principal de 
producción, donde se cumple el proceso de deshidratación de crudo diluido y parte del gas 
es enviado al sistema de gas combustible de la Estación Principal de producción y el resto 
a los sistemas de compresión, para la venta o proyectos de recuperación secundaria, en 
cuanto al agua separada del crudo es transferida a plantas de tratamientos para su posterior 
disposición en pozos inyectores. 
 2.2.5.2 ESTACION DE FLUJO MULTIFASICA 
Las bombas multifásicas son las encargadas de transferir el flujo (crudo, gas, agua) 
provenientes del pozo, suministrándole la energía necesaria para transportarlos desde 
sitios lejanos a las facilidades de separación y tratamiento de éstos. El bombeo multifásico 
se usa para sustituir el sistema convencional de Estaciones de Flujo. 
BOMBA MULTIFASICA 
La bomba multifásica permite agregar energía a un fluido aún no procesado o separado en 
sus fases, lo cual permite que el mismo sea transportado a instalaciones de procesamiento 
alejadas, sin aumentar la presión en boca de pozo. Cabe recalcar que en esta tecnología 
multifásica su principal objetivo en su implementación es eliminar los sistemas y equipos 
de superficie antes mencionados como se muestra en la figura 2.11 Las bombas 
multifásicas permiten que la presión en cabeza disminuya, aumentando el diferencial de 
presión, por ende, se tiene una mayor producción. 
 
 
 
29 
 
Figura 2.11. Esquema de una Estación de Flujo Multifásica
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
 Condiciones operacionales 
La capacidad de la bomba va a depender de la velocidad de operación, diferencial de 
presión, el paso de los tornillos y la viscosidad del fluido. Las bombas son capaces de 
manejar líquidos de alta y baja viscosidad y también son capaces de manejar fluidos 
abrasivos, siempre y cuando se haga la selección correcta de los materiales para el rotor, 
en la figura 2.11 se presenta una bomba de desplazamiento positivo que trabaja con crudo 
extra pesado. 
Figura 2.12. Bomba Multifásica de Doble Tornillo 
 
Fuente: Facilidades de Superficie-Sistema General.pdf 
 
 
 
30 
 
2.3 MANIFOLD O (COLECTOR)17 
Es el conjunto de conexiones y válvulas que permitirán manejar en forma individual y/o 
conjunta el flujo que ingresa en la batería. Se compone de dos o tres líneas de válvulas, 
según la cantidad de destinos adicionales que se utilicen, de tal manera que el ingreso de 
un pozo se dirija a la línea general o a otra línea que va al sistema de control individual. 
El Colector – Distribuidor se conoce también con el nombre del inglés “manifold” cuyos 
objetivos son: 
 
 a) Centralizar en un solo lugar el control de los pozos 
b) Distribuir los pozos a los diferentes separadores según el pozo esté siendo medido. 
c) Enviar la producción de los demás pozos al separador general o a los separadores de 
grupo. 
Figura 2.4. Los Manifolds 
 
Fuente: Página Web - www.oil.com 
 
17 Sistemas de recolección PDVSA, Venezuela 
 
 
 
31 
 
La operación de los colectores, por lo sencillo y rutinario, presenta muchas veces 
problemas pues si se comete un error y quedan las válvulas cerradas; se producirá una 
rotura y la contaminación consecuente. Por lo tanto, es una de las tareas en las que se 
recomienda muy especialmente que una vez concluida se revise el circuito del flujo para 
comprobar la certeza de la maniobra. 
 
En todos los casos, la apertura y cierre de válvulas debe practicarse en forma simultánea 
con la tendencia de cerrar y luego abrir y además no debe operarse en forma brusca, sobre 
todo donde se manejan importantes cantidades de gas. 
Una válvula de retención asegurará que no retorne el líquido en caso de una rotura y 
depresión de la línea, y a continuación se encontrarán una línea general y una o dos de 
control. El siguiente esquema ilustra un Colector Tipo. 
 
Figura 2.5. Colector Tipo 
 
 
 
Fuente: Página Web - www.oil.com 
Los manifold de Producción y Prueba son utilizados para recolectar la producción de 
distintos pozos a un manifold central donde los pozos pueden ser probados en forma 
 
 
 
32 
 
individual o estar en producción. Estos pueden ser operados manualmente o en forma 
automática con controles de tiempo. Los Manifolds de producción y Prueba se pueden 
diseñar según ANSI y API para varias clases de presión y distintos tamaños de tubería. 
Estranguladores “Chokes” pueden incluir para reducir la presión la cual puede ser fija o 
ajustable, manual o automáticamente. Otra instrumentación y controles pueden 
suministrarse según los especifique el cliente. 
Figura 2.6. Múltiple de Recolección 
 
Fuente: Sistemas de recolección PDVSA, Venezuela 
 
 2.3.1 COMPUESTO DE LINEAS18 
 Línea General: Tubo de mayor diámetro (8 -10 inch) en el cual se recolecta la 
producción de los pozos que llega a la E.F; Cuando existen dos etapas de 
separación se considera la presión de trabajo (alta 100 – 200 psia) y baja (0-110 
psia). 
 
18 Sistemas de recolección PDVSA, Venezuela 
 
 
Línea de Prueba 
Línea General 
 
 
 
33 
 
 Línea de prueba: Menor diámetro (2 – 6 inch) usada para aislar la producción de 
un pozo y medir su producción individual. 
 2.3.2 VALVULAS MANUALES19 
a) Válvulas de tapón lubricado 
No tienen asiento de ajuste mecánico y operan de acuerdo a la ley de Pascal por lo que 
para un funcionamiento adecuado deben estar bien lubricadas con la presión necesaria 
para que el sello se produzca adecuadamente y el lubricante permita una apertura y cierre 
liviano. Nunca se debe usar una palanca (GUAPO) para abrir o cerrar la válvula porque si 
eso ocurre es que no ha sido convenientemente lubricada. 
Estas válvulas están equipadas con una tuerca gruesa que al quitarla permite el alojamiento 
de un tarugo de grasa sellante que luego se inyecta enroscando el tapón. Tal maniobra se 
puede efectuar con la válvula en operación porque está equipada con una retención que 
no permitirá pérdidas. No obstante el servicio de lubricación deberá hacerse con la 
frecuencia. En el mejor de los casos, es decir cuando por la válvula pasa petróleo liviano 
con poca agua, se debe lubricar una vez por año, tarea que el Operativo de Producción 
puede realizar ya sea mediante el uso de graseras externas o con los tarugos empujados 
por el tapón-tuerca-grasera. 
Figura 2.7. Válvulas 
 
 
19 Página Web: www.produccióndepozos.com 
 
 
 
34 
 
Fuente: Página Web - www.produccióndepozos.com 
b) Válvulas de retención 
Como su nombre lo indica, permite el paso de fluido en una sola dirección, señalada en 
el cuerpo con una flecha; y su función será impedir el retorno en caso de una rotura de 
línea u otra situación que provoque la disminución de presión en la línea, por debajo de la 
que tiene el colector. Las fallas que se pudieran presentar pueden localizarse en el O ‘ring 
o el asiento de la charnela. La siguiente figura nos muestra un tipo de válvula muy 
utilizado, aunque se pueden encontrar de distintos modelos. 
Figura 2.8. Válvula de Retención 
 
Fuente: Página Web - www.produccióndepozos.com 
c) Válvulas Esclusa 
En oportunidad de seleccionar la válvula necesaria para utilizar en unadeterminada 
instalación, nueva o de reemplazo, se deben tener en cuenta las prestaciones de la misma, 
la calidad del fluido que se maneja y la rigurosidad de su operación. Una tarea de calidad 
requiere de la selección de los elementos adecuados según la finalidad, comprometida con 
 
 
 
35 
 
la eficiencia, la seguridad y la economía. Este tipo de válvulas se considera de cierre o 
apertura total, no siendo las más convenientes para mantener un flujo parcial por el daño 
producido a los asientos. 
Colabora con el criterio de selección, la variedad de fabricantes y modelos que existen en 
el mercado. Tal variedad no debe confundir el concepto de estandarización que debe 
predominar, para no componer una instalación con más modelos o tipos de válvulas de los 
necesarios, complicando el mantenimiento y generando una alta asistencia de repuestos 
en los almacenes. 
Figura 2.9. Válvula Esclusa 
 
Fuente: Página Web - www.produccióndepozos.com 
 
 
 
36 
 
 
D) Válvulas esféricas 
Con el mejoramiento de las condiciones de resistencia de los materiales sintéticos y la 
mejor aplicación de ellos como elementos sellantes de fricción, las válvulas esféricas se 
han desarrollado mejorando sensiblemente su rendimiento y resistencia a altas presiones. 
Son sencillas y tienen pocos componentes. Todas las marcas usan el mismo principio. 
La siguiente figura ejemplifica el corte de una válvula esférica de extremos bridados. 
Figura 2.10. Válvula Bola 
 
Fuente: Página Web - www.producciódepozos.com 
E) Válvulas de aguja 
A diferencia de las anteriores, estas válvulas tienen paso restringido y se usan en manejos 
de pequeños caudales o simplemente para regular transmisión de presiones, dado que la 
principal condición es la regulación fina proporcional, y con ella, se atenúan las diferentes 
pulsaciones hidráulicas que dañan sistemas de control e instrumentos. 
 En la siguiente figura se muestra una válvula de aguja que se fabrica en ¼’’; 3/8” y ½”. 
 
 
 
 
37 
 
Figura 2.11. Válvula de Aguja 
 
Fuente: Página Web - www.produccióndepozos.com 
F) Válvulas Combinadas 
En algunas instalaciones se puede encontrar, válvulas de operación manual como 
alternativa de un sistema automático de funcionamiento, impulsada por un motor de 
operación neumático. El esquema en corte dela siguiente figura, representa un ejemplo de 
esta alternativa. 
Figura 2.12. Múltiple o colector de campo 
 
Fuente: Página Web - www.produccióndepozos.com 
 
 
 
38 
 
2.4 SEPARADORES 
La separación es el proceso mediante el cual se aíslan los diversos componentes que posee 
el fluido proveniente de los pozos (crudo, agua y gas), con el fin de optimizar el 
procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo y gas) (Martínez 1990). 
El término separador es aplicado a una gran variedad de equipos usados para separar 
mezclas de dos o más fases (figura 2.16). Estas mezclas pueden estar formadas por: una 
fase vapor y una líquida; una fase vapor y una sólida; dos fases líquidas inmiscibles 
(aceite/agua); una fase vapor y dos líquidas o alguna otra combinación de las anteriores. 
 
Figura 2.13. Separador Horizontal Bifásico 
 
Fuente: Página Web- http://www.portaldelpetroleo.com 
El diseño apropiado de los separadores es de suma importancia, debido a que estos tipos 
de recipientes son normalmente los equipos iniciales en muchos procesos. Un diseño 
inadecuado puede crear un cuello de botella que reduzca la capacidad de producción de la 
instalación completa. 
 
 
 
39 
 
2.4.1 CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES 
 2.4.1.1 SEGUN SU FUNCION 
 Separadores de Producción General, recibe los fluidos provenientes de la línea 
del múltiple de producción general. 
 Separador de Prueba, recibe la producción de un solo pozo con el objeto de ser 
medida. 
 2.4.1.2 SEGUN SU CONFIGURACION: 
 Esféricos y Cilíndricos (Pueden ser horizontal o vertical). 
 Separador vertical 
 Mayor espacio para la liberación del gas en la parte superior. 
 Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor-líquido es alta y/o 
cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas. 
 Puede manejar mayor volumen de crudo, produciendo menos espuma. 
 Puede manejar grandes cantidades de arenas. 
 Facilidad en remoción de sólidos acumulados en el fondo. 
 Requieren de mucho espacio vertical para su instalación 
Figura 2.14. Tipos de Bombas Multifásicas en el Mercado 
 
Fuente: Blog Facilidades de Superficie 
 
 
 
40 
 
 Separador Horizontal 
 Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor - líquido es baja. 
 Requieren de poco espacio vertical para su instalación. 
 Requieren menor diámetro, que un separador vertical, para una capacidad dada de 
gas. 
 Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido 
 Difícil remoción de sólidos acumulados (Necesidad de inclinar el recipiente o 
añadir internos como tuberías de lavado). 
 Mayor área para dispersión de espuma y crudos emulsionados. 
 2.4.1.3 SEPARADORES BIFASICOS 
Son recipientes capaces de separar el gas y líquido inmiscible. Se emplean para dejar lo 
más libre posible el gas del petróleo y viceversa a presiones y temperaturas definidas. En 
la figura 2.18 se muestra los componentes de un separador bifásico vertical. 
Figura 2.15. Separador Vertical Bifásico 
 
Fuente: Página Web- http://www.portaldelpetroleo.com 
Este es el separador más empleado en las estaciones de flujo. Las fases de separación que 
se llevan a cabo dentro del mismo son: 
 
 
 
41 
 
 Separación Primaria 
Esta fase recibe la mayor cantidad de los fluidos provenientes del pozo. Esta provista de 
piezas desviadoras o ‘’Baffles’’ cuyo objetivo es desviar el fluido para que efectúe un 
mayor recorrido dentro del separador, aprovechando al máximo el espacio disponible. 
Esto junto con la fuerza centrífuga y el cambio abrupto de dirección, ayuda a una mejor 
separación del gas y el líquido. 
 Separación Secundaria 
Está diseñada para usar la fuerza de gravedad en la separación del gas y líquido. Consta 
de una serie de vasos, a través de los cuales el gas se mueve a baja velocidad y con poca 
turbulencia. 
 Extracción de Neblina 
En esta fase se usa un extractor de neblina o ‘’demister’’, el cual puede ser de varios 
diseños: una serie de aspas, un colchón de mayas de alambre. Dicho extractor de neblina 
remueve las gotas muy pequeñas de líquido en una separación final, antes que el gas salga 
de los vasos. 
 Acumulación de Líquidos 
Actúa como recolectora de todo el líquido removido del gas en las tres fases anteriores. 
Está provista de un instrumento de control de nivel de líquido. 
Las partes de un Separador Bifásico son: 
 El cuerpo o carcasa de acero cuyo tamaño depende de la capacidad requerida. El 
espesor de este casco de acero depende de la presión a la cual se ha diseñado. 
 Sección de acumulación de líquidos. 
 Se tiene un espacio en la parte superior del recipiente para que el gas fluya después 
que ocurre la separación de los líquidos. 
 
 
 
42 
 
 Salida de líquidos que se encuentra cerca del fondo del separador. En esta salida 
se instala una válvula automática (válvula de control de nivel), la cual puede 
abrirse o cerrarse cuando el nivel de líquido llega a un nivel predeterminado dentro 
del separador. 
2.4.2 SEPARADORES TRIFASICOS 
Son recipientes capaces de separar el gas y las dos fases de líquidos inmiscibles. Por lo 
general resultan muy grandes porque se diseñan para garantizar que ambas fases (petróleo, 
agua) salgan completamente libres una de la otra (agua sin petróleo y petróleo sin agua). 
Estos separadores se emplean para separar el agua que pueda estar presente en el crudo, 
con lo cual se reduce la carga en el equipo de tratamiento del petróleo y se aumenta la 
capacidad de transporte en las tuberías. También ayuda a mejorar la precisión de las 
mediciones