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Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo |
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Refinar búsquedaAnálisis de las distintas fases de emulsiones agua/crudo en los sistemas de deshidratación, PDVSA división Boyacá / Fabian Camacho
Título : Análisis de las distintas fases de emulsiones agua/crudo en los sistemas de deshidratación, PDVSA división Boyacá Tipo de documento: documento electrónico Autores: Fabian Camacho, Autor ; Sharon Escalante, Director de tesi Editorial: Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo Fecha de publicación: 2018 Número de páginas: XV; 136 pg. Nota general: Trabajo Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar por el título de: Ingeniero de Petróleo Idioma : Español (spa) Idioma original : Español (spa) Palabras clave: 1. EMULSIÓN 2. DESHIDRATACIÓN 3. CRUDO Clasificación: TG 300 0206 2018 Resumen: La formación de emulsiones agua/crudo suelen ocurrir durante algunas etapas de la vida productiva de un campo petrolero siendo necesario el uso de productos químicos desemulsionantes para facilitar la separación de las fases. En PDVSA División Boyacá, específicamente en las estaciones de flujo (EF) “Guafita” y “Silván” (distritos Apure y Barinas, respectivamente) se presentan emulsiones muy estables que ameritan de mejoras en los procesos de deshidratación. Siendo necesario conocer los factores responsables de promover la formación y estabilidad de estas emulsiones se plantea el presente trabajo de investigación que servirá de base para el proyecto destinado a la formulación de productos químicos para el tratamiento de crudo en PDVSA División Boyacá. La investigación se enfocó en identificar los pozos que a la fecha presentan alto porcentaje de emulsión y de tipo fuerte, determinar las propiedades de los fluidos de estos pozos y, analizar la influencia de las variables encontradas desde el yacimiento hasta la estación de flujo para formar y estabilizar la emulsión, así como su efecto en el sistema de deshidratación. Implementando un tipo de investigación descriptiva, explicativa, documental y de campo, se identificaron los pozos GF-165, GF-175 y GF-192, como los más críticos para la EF Guafita y, BEJ-13ST, BOR-11, BOR-48 y TOR-17, para la EF Silván. La caracterización de las fases de la emulsión y el análisis de datos (variables encontradas desde el yacimiento hasta la estación de flujo), permiten concluir en la EF Guafita los finos de formación junto con el pH, salinidad y dureza del agua, son los responsables de estabilizar la emulsión ,; mientras que en la EF Silván, las bajas temperaturas de operación, favorecen la estabilidad de la emulsión, y la viscosidad del crudo y los cationes de calcio y magnesio tienen una influencia menor. Análisis de las distintas fases de emulsiones agua/crudo en los sistemas de deshidratación, PDVSA división Boyacá [documento electrónico] / Fabian Camacho, Autor ; Sharon Escalante, Director de tesi . - Barinas, Venezuela : Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo, 2018 . - XV; 136 pg.
Trabajo Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar por el título de: Ingeniero de Petróleo
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Palabras clave: 1. EMULSIÓN 2. DESHIDRATACIÓN 3. CRUDO Clasificación: TG 300 0206 2018 Resumen: La formación de emulsiones agua/crudo suelen ocurrir durante algunas etapas de la vida productiva de un campo petrolero siendo necesario el uso de productos químicos desemulsionantes para facilitar la separación de las fases. En PDVSA División Boyacá, específicamente en las estaciones de flujo (EF) “Guafita” y “Silván” (distritos Apure y Barinas, respectivamente) se presentan emulsiones muy estables que ameritan de mejoras en los procesos de deshidratación. Siendo necesario conocer los factores responsables de promover la formación y estabilidad de estas emulsiones se plantea el presente trabajo de investigación que servirá de base para el proyecto destinado a la formulación de productos químicos para el tratamiento de crudo en PDVSA División Boyacá. La investigación se enfocó en identificar los pozos que a la fecha presentan alto porcentaje de emulsión y de tipo fuerte, determinar las propiedades de los fluidos de estos pozos y, analizar la influencia de las variables encontradas desde el yacimiento hasta la estación de flujo para formar y estabilizar la emulsión, así como su efecto en el sistema de deshidratación. Implementando un tipo de investigación descriptiva, explicativa, documental y de campo, se identificaron los pozos GF-165, GF-175 y GF-192, como los más críticos para la EF Guafita y, BEJ-13ST, BOR-11, BOR-48 y TOR-17, para la EF Silván. La caracterización de las fases de la emulsión y el análisis de datos (variables encontradas desde el yacimiento hasta la estación de flujo), permiten concluir en la EF Guafita los finos de formación junto con el pH, salinidad y dureza del agua, son los responsables de estabilizar la emulsión ,; mientras que en la EF Silván, las bajas temperaturas de operación, favorecen la estabilidad de la emulsión, y la viscosidad del crudo y los cationes de calcio y magnesio tienen una influencia menor. Reserva
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Título : Aprovechamiento del gas natural como recurso autosustentable para la producción de crudo en la sub-cuenca Barinas Tipo de documento: documento electrónico Autores: Yenni Vega, Autor ; Jean Jiménez, Director de tesi Editorial: Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo Fecha de publicación: 2019 Número de páginas: XII.;109 pag. Dimensiones: il Nota general: Trabajo Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar por el título de: Ingeniero de Petróleo. Idioma : Español (spa) Idioma original : Español (spa) Palabras clave: 1.SUBCUENCA 2. CAMPOS PETROLEROS 3. GASOIL, 4.GAS. Clasificación: TG 300 0149 2019 Resumen: La presente investigación tiene como objetivo Estudiar la factibilidad técnica del Gas Natural como recurso autosustentable en la producción de crudo en la sub-cuenca Barinas División Boyacá, teniendo como propósito la identificación de demanda de energía necesaria para mantener la misma, así como determinar el consumo de LFO (gasoil) y gas en los campos a los que se les suministra energía para tal fin, valorando de esta manera la potencialidad de los generadores eléctricos para su conversión de combustible diesel a gas y así dar a conocer los beneficios de la generación de energía a gas natural para tal propósito. Se debe mencionar que esta investigación se apoya en la técnica de revisión documental y de campo fundamentada en lo exploratorio, descriptivo y explicativo; la población estuvo conformada por 13 campos petroleros con distintos sistemas de bombeo y una muestra de 2 campos siendo estos Borburata y Sinco. Se utilizó como técnica la revisión documental y observación participante y como instrumento la entrevista, siendo esta una entrevista estructurada conformada por preguntas abiertas. Los resultados evidencian que los equipos existentes en la industria petrolera, específicamente los ubicados en el estado Barinas, deberían de llevar a cabo la contabilidad de pies cúbicos que se quema al ambiente. Sin embargo, este equipo solo fue puesto en función hasta el año 2017,el campo Borburata donde se quemaba un aproximado de 1-3 mmscfd “mil millones de pies cúbicos de gas”, la cantidad es superior a la demanda de los motores wartsila para lograr la generación eléctrica necesaria en la Subcuenca Barinas, de esta manera evitando el suministro de diesel a dicho motor abaratando los costos de producción de crudo.
Aprovechamiento del gas natural como recurso autosustentable para la producción de crudo en la sub-cuenca Barinas [documento electrónico] / Yenni Vega, Autor ; Jean Jiménez, Director de tesi . - Barinas, Venezuela : Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo, 2019 . - XII.;109 pag. ; il.
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Palabras clave: 1.SUBCUENCA 2. CAMPOS PETROLEROS 3. GASOIL, 4.GAS. Clasificación: TG 300 0149 2019 Resumen: La presente investigación tiene como objetivo Estudiar la factibilidad técnica del Gas Natural como recurso autosustentable en la producción de crudo en la sub-cuenca Barinas División Boyacá, teniendo como propósito la identificación de demanda de energía necesaria para mantener la misma, así como determinar el consumo de LFO (gasoil) y gas en los campos a los que se les suministra energía para tal fin, valorando de esta manera la potencialidad de los generadores eléctricos para su conversión de combustible diesel a gas y así dar a conocer los beneficios de la generación de energía a gas natural para tal propósito. Se debe mencionar que esta investigación se apoya en la técnica de revisión documental y de campo fundamentada en lo exploratorio, descriptivo y explicativo; la población estuvo conformada por 13 campos petroleros con distintos sistemas de bombeo y una muestra de 2 campos siendo estos Borburata y Sinco. Se utilizó como técnica la revisión documental y observación participante y como instrumento la entrevista, siendo esta una entrevista estructurada conformada por preguntas abiertas. Los resultados evidencian que los equipos existentes en la industria petrolera, específicamente los ubicados en el estado Barinas, deberían de llevar a cabo la contabilidad de pies cúbicos que se quema al ambiente. Sin embargo, este equipo solo fue puesto en función hasta el año 2017,el campo Borburata donde se quemaba un aproximado de 1-3 mmscfd “mil millones de pies cúbicos de gas”, la cantidad es superior a la demanda de los motores wartsila para lograr la generación eléctrica necesaria en la Subcuenca Barinas, de esta manera evitando el suministro de diesel a dicho motor abaratando los costos de producción de crudo.
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Título : Características granulométricas de muestras detríticas de perforaciones en el campo lama lago-mar PDVSA occidente periodo 2018 Tipo de documento: documento electrónico Autores: Cheyly Pérez, Autor ; Franklin Vergara, Director de tesi Editorial: Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo Fecha de publicación: 2018 Número de páginas: XIII; 92 pg. Nota general: Trabajo Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar por el título de: Ingeniero de Petróleo Idioma : Español (spa) Idioma original : Español (spa) Palabras clave: 1. GRANULOMÉTRICAS 2. MUESTRAS DETRÍTICAS Clasificación: TG 300 0200 2018 Resumen: En la presente investigación tiene como objetivo general determinar características granulométricas de muestras detríticas de perforaciones en el campo lama – lago-mar PDVSA occidente periodo2018. La metodología indica que la investigación es descriptiva, no experimental de campo; la población que se tiene es de seis (6) unidades de producción, en los cuales las mismas están representadas por gerentes y líderes. Se construyó un instrumento para la recolección de información con alternativas de respuestas según escala Likert, el cual fue validado por expertos, para el mismo la confiabilidad fue de 0,80. Los análisis especiales realizados a los mismos, el estudio de las muestras electrofacies identificadas y el marco geológico tanto regional como local. El modelo permite sugerir fue depositado en un ambiente deltaico con dominio fluvial con esporádicos eventos transgresivos. En función a estudios granulométricos y a los parámetros estudiados para la definición del ambiente de depositación. Desde el punto de vista estructural el elemento tectónico más importante del
xiii área lo representa la Falla Lama-Icotea junto con su componente la Falla del Ático, y la Falla del Este. Los resultados de ensayos geomecánicos indican que el yacimiento exhibe un nivel de resistencia mecánica bastante alto y dirección de esfuerzos máximos NO-SE.Características granulométricas de muestras detríticas de perforaciones en el campo lama lago-mar PDVSA occidente periodo 2018 [documento electrónico] / Cheyly Pérez, Autor ; Franklin Vergara, Director de tesi . - Barinas, Venezuela : Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo, 2018 . - XIII; 92 pg.
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Palabras clave: 1. GRANULOMÉTRICAS 2. MUESTRAS DETRÍTICAS Clasificación: TG 300 0200 2018 Resumen: En la presente investigación tiene como objetivo general determinar características granulométricas de muestras detríticas de perforaciones en el campo lama – lago-mar PDVSA occidente periodo2018. La metodología indica que la investigación es descriptiva, no experimental de campo; la población que se tiene es de seis (6) unidades de producción, en los cuales las mismas están representadas por gerentes y líderes. Se construyó un instrumento para la recolección de información con alternativas de respuestas según escala Likert, el cual fue validado por expertos, para el mismo la confiabilidad fue de 0,80. Los análisis especiales realizados a los mismos, el estudio de las muestras electrofacies identificadas y el marco geológico tanto regional como local. El modelo permite sugerir fue depositado en un ambiente deltaico con dominio fluvial con esporádicos eventos transgresivos. En función a estudios granulométricos y a los parámetros estudiados para la definición del ambiente de depositación. Desde el punto de vista estructural el elemento tectónico más importante del
xiii área lo representa la Falla Lama-Icotea junto con su componente la Falla del Ático, y la Falla del Este. Los resultados de ensayos geomecánicos indican que el yacimiento exhibe un nivel de resistencia mecánica bastante alto y dirección de esfuerzos máximos NO-SE.Reserva
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Título : Carbón activado a partir de la cáscara de coco para disminución de fenoles en aguas efluentes Tipo de documento: documento electrónico Autores: Dairis Paola Araque Rodríguez, Autor ; María Isabel Fonseca, Director de tesi ; Jesús Manuel García Pérez, Autor Editorial: Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo Fecha de publicación: 2019 Número de páginas: XIII; 109 pg. Nota general: Trabajo Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar por el título de: Ingeniero de Petróleo Idioma : Español (spa) Idioma original : Español (spa) Palabras clave: 1. CARBÓN 2. EFLUENTE 3. TRATAMIENTO 4. FENOL Clasificación: TG 300 0216 2019 Resumen: Los altos volúmenes de aguas producidas en el estado Barinas traen consigo ciertas necesidades, como lo es su tratamiento y disposición, ya que estas aguas vienen acompañadas de contaminantes descritos por el departamento de ambiente de PDVSA como hidrocarburos, fenoles, cloruros, sólidos en suspensión y disueltos, entre otros, por lo que se necesitan métodos que permitan tratarlas para finalmente reutilizarla de forma segura para el ambiente así como para los seres vivos, es por esto que el presente estudio tiene como objetivo determinar la efectividad del carbón activado a partir de la cascara de coco para disminución de fenoles en aguas efluentes, como método amigable con el ambiente, además promoviendo la utilización de materia prima del país. El estudio está basado en una investigación cuantitativa permitiendo la comparación entre los resultados (numéricos) del agua efluente antes y después de ser tratada con carbón activado a partir de la cascara de coco, en los procedimientos experimentales desarrollados a lo largo de la investigación se realizaron procesos en los que se trataron tres muestras de agua efluente (300ml cada una) con carbón activado de 10, 20 y 30 gramos, para determinar la disminución de fenoles por medio del mismo, obteniendo resultados positivos para el estudio, observándose un patrón de disminución de 0.04ppm por cada 10 gramos de carbón que se incrementaba Carbón activado a partir de la cáscara de coco para disminución de fenoles en aguas efluentes [documento electrónico] / Dairis Paola Araque Rodríguez, Autor ; María Isabel Fonseca, Director de tesi ; Jesús Manuel García Pérez, Autor . - Barinas, Venezuela : Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo, 2019 . - XIII; 109 pg.
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Palabras clave: 1. CARBÓN 2. EFLUENTE 3. TRATAMIENTO 4. FENOL Clasificación: TG 300 0216 2019 Resumen: Los altos volúmenes de aguas producidas en el estado Barinas traen consigo ciertas necesidades, como lo es su tratamiento y disposición, ya que estas aguas vienen acompañadas de contaminantes descritos por el departamento de ambiente de PDVSA como hidrocarburos, fenoles, cloruros, sólidos en suspensión y disueltos, entre otros, por lo que se necesitan métodos que permitan tratarlas para finalmente reutilizarla de forma segura para el ambiente así como para los seres vivos, es por esto que el presente estudio tiene como objetivo determinar la efectividad del carbón activado a partir de la cascara de coco para disminución de fenoles en aguas efluentes, como método amigable con el ambiente, además promoviendo la utilización de materia prima del país. El estudio está basado en una investigación cuantitativa permitiendo la comparación entre los resultados (numéricos) del agua efluente antes y después de ser tratada con carbón activado a partir de la cascara de coco, en los procedimientos experimentales desarrollados a lo largo de la investigación se realizaron procesos en los que se trataron tres muestras de agua efluente (300ml cada una) con carbón activado de 10, 20 y 30 gramos, para determinar la disminución de fenoles por medio del mismo, obteniendo resultados positivos para el estudio, observándose un patrón de disminución de 0.04ppm por cada 10 gramos de carbón que se incrementaba Reserva
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Título : Desarrollo de un simulador para el cálculo de la capacidad de producción en un pozo de petróleo en VPDS. Unellez Tipo de documento: documento electrónico Autores: Efraín Josué Rivas Arrieche, Autor ; Sharon Escalante, Director de tesi Editorial: Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo Fecha de publicación: 2018 Número de páginas: XIX; 187 pg. Nota general: Trabajo Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar por el título de: Ingeniero de petróleo. Idioma : Español (spa) Idioma original : Español (spa) Palabras clave: 1. SIMULADOR 2. PRODUCCIÓN Clasificación: TG 300 0208 2018 Resumen: Es de suma importancia que, en la actualidad, debido al gran avance tecnológico en el mundo alrededor del uso del computador, un ingeniero de petróleo tenga el conocimiento mínimo necesario para utilizar aplicaciones y programas de software dentro de la industria. De tal manera, la simulación es la principal herramienta de análisis para la determinación del comportamiento de flujo de los fluidos contenidos en un reservorio. Sin embargo, el subprograma de petróleo del VPDS de la UNELLEZ no tiene en posesión un simulador de esta clase, de aquí la necesidad de obtener un programa de computación con estas características. A partir de esto, se tiene como objetivo principal de esta investigación, el desarrollo de un simulador que permita el cálculo de las propiedades PVT de los fluidos del yacimiento (petróleo, gas y agua), y mediante estos datos, la capacidad de producción del pozo (Curva de oferta y demanda). La herramienta de software desarrollada integra de manera práctica una variedad de correlaciones y modelos matemáticos para la estimación de la capacidad de producción de un pozo de petróleo Desarrollo de un simulador para el cálculo de la capacidad de producción en un pozo de petróleo en VPDS. Unellez [documento electrónico] / Efraín Josué Rivas Arrieche, Autor ; Sharon Escalante, Director de tesi . - Barinas, Venezuela : Universidad Nacional Experimental de los Llanos occidentales “Ezequiel Zamora” vice-rectorado de planificación y desarrollo social programa ingeniería, arquitectura y tecnología subprograma ingeniería de petróleo, 2018 . - XIX; 187 pg.
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Palabras clave: 1. SIMULADOR 2. PRODUCCIÓN Clasificación: TG 300 0208 2018 Resumen: Es de suma importancia que, en la actualidad, debido al gran avance tecnológico en el mundo alrededor del uso del computador, un ingeniero de petróleo tenga el conocimiento mínimo necesario para utilizar aplicaciones y programas de software dentro de la industria. De tal manera, la simulación es la principal herramienta de análisis para la determinación del comportamiento de flujo de los fluidos contenidos en un reservorio. Sin embargo, el subprograma de petróleo del VPDS de la UNELLEZ no tiene en posesión un simulador de esta clase, de aquí la necesidad de obtener un programa de computación con estas características. A partir de esto, se tiene como objetivo principal de esta investigación, el desarrollo de un simulador que permita el cálculo de las propiedades PVT de los fluidos del yacimiento (petróleo, gas y agua), y mediante estos datos, la capacidad de producción del pozo (Curva de oferta y demanda). La herramienta de software desarrollada integra de manera práctica una variedad de correlaciones y modelos matemáticos para la estimación de la capacidad de producción de un pozo de petróleo Reserva
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