INFORME PRÁCTICA

INFORME TECNICO PRÁCTICA ICP Y TGI

DANIEL ALBERTO PACHECO VIVAS

CÓDIGO: 2006262303

OSCAR ANDRES PACHECO VIVAS

CÓDIGO: 2006262305

HUGO JAVIER BARRAGÁN BOCANEGRA

CÓDIGO: 2006262658

Grupo: 02 –Subgrupo: 08

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETROLEOS

NEIVA

2009

INFORME PRÁCTICA

INFORME TECNICO PRÁCTICA ICP Y TGI

DANIEL ALBERTO PACHECO VIVAS

CÓDIGO: 2006262303

OSCAR ANDRES PACHECO VIVAS

CÓDIGO: 2006262305

HUGO JAVIER BARRAGÁN BOCANEGRA

CÓDIGO: 2006262658

Grupo: 02 –Subgrupo: 08

Trabajo presentado en la asignatura Análisis de Núcleos al profesor:

Ing. RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETROLEOS

NEIVA

2009

ÍNDICE

1. INTRODUCCION

2. OBJETIVOS

2.1 Objetivo General2.2 Objetivos Específicos

3. CRONOLOGIA DE LA PRACTICA

4. GENERALIDADES DE TGI

4.1. Aspectos Básicos de TGI4.2. Principales funciones de TGI4.3. Gasoductos de TGI4.4. Estaciones compresoras de TGI

5. INSTITUTO COLOMBIANO DEL PETROLEO (ICP)

5.1. DESCRIPCION DE LABORATORIOS

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7. BIBLIOGRAFÍA

1. INTRODUCCION

La industria del Petróleo, exige gente capacitada en todas las áreas posibles, estas pueden ser exploración, perforación, producción, transporte, Ingeniería de yacimientos y laboratorios. En esta práctica se pueden apreciar tres áreas fundamentales en la industria, estas son: transporte, yacimientos y laboratorios. No obstante todas van relacionadas una tras otra y por ende de alguna manera todas dependen de todas.

El transporte de hidrocarburos es un trabajo de gran importancia y cuidado, ya que por razones obvias, al no poderse transportar no se puede comercializar y comercializar es el fin de este producto. El gas, obtenido de los yacimientos de hidrocarburos es una de las fuentes de energía más comerciables y de gran necesidad para las personas ya que es un producto y servicio del vivir diario. Es por esto que para llevarlo a diferentes regiones, a través de ríos, montañas, asentamientos humanos, puentes, carreteras y demás, es necesario usar gasoductos; estos a su vez son construidos con normas de seguridad para cuidar el medio ambiente y las vidas humanas. Sin embargo para una empresa transportadora de gas no solo es importante el ambiente y la vida humana, sino también la duración y buen funcionamiento de su construcción, y es por esta razón que estos gasoductos no solo se construyen con normas de seguridad, sino que también con mecanismos que garanticen la vida útil de la tubería.

El transporte de gas a través de gasoductos es toda una ingeniería y un comercio. TGI, la empresa Transportadora de Gas Internacional, es la principal transportadora de gas en Colombia derivada de la parte de transporte de ECOPETROL, TGI es una empresa responsable con la gente y con el medio ambiente brindando un servicio de gran importancia, no solo para una región, sino que para Colombia entera. En esta práctica se observara sus políticas y aspectos generales que caracterizan a TGI, la gran empresa de transportadora de gas de Colombia.

Por otra parte, el análisis a baja escala de las propiedades de la roca, el crudo y demás fluidos en el yacimiento, se pueden analizar en laboratorios especializados con herramientas de alta tecnología para cada propiedad o comportamiento de interés. Un laboratorio simula diferentes comportamientos y los resultados de estos comportamientos serán correctos si se han tomado muestras representativas o dado el caso para lodos, cantidades de materiales representativos y equivalentes para poder simular ciertos comportamientos del campo a laboratorio y obtener así ciertos datos útiles para un estudio dado.

El ICP, está encargado de brindar casi toda la información de un campo gracias a que este Instituto realiza con gran precisión las diferentes pruebas que se puedan realizar en un laboratorio gracias a que cuenta con una gran infraestructura en laboratorios de alta tecnología, en esta práctica se observa además dos plantas piloto, que serian como un equivalente a un laboratorio o modelo a escala de una Refinería, siendo entonces el ICP un instituto dedicado a la investigación y a la ciencia del petróleo, sin hablar además que también cuenta con una biblioteca de rocas, llamada litoteca, que no es otra cosa que un museo de los corazones perforados del país.

ECOPETROL, ICP unidos por la investigación y ciencia del petróleo en Colombia.

2. OBJETIVOS

2.1 Objetivo General

Observar, conocer y comprender el desarrollo de las operaciones que realizan el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) y la Transportadora de Gas Internacional (TGI S.A. ESP)

2.2 Objetivos Específicos

Conocer la función de cada laboratorio del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP).

Entender los diferentes procedimientos que se le realizan a los núcleos o muestras en los diferentes laboratorios desde su llegada al ICP.

Reconocer las principales herramientas de trabajo de cada laboratorio del ICP.

Trabajar en equipo para un buen desempeño durante la práctica y así tener mejores resultados.

Reconocer a TGI como la principal empresa transportadora de gas del país.

Entender los diferentes factores, aspectos generales y condiciones para poder transportar gas, así como también los métodos para transportarlo por gasoducto.

Entender el mercadeo de gas en Colombia, precios, riesgos y contratos.

3. CRONOLOGIA DE LA PRACTICA

Para la realización de esta práctica se tuvo un cronograma de actividades que se mencionaran a continuación, para dar más conocimiento acerca del tiempo en que esta práctica se realizo.

Fecha Hora Tema y generalidades

Empresa o entidad

21 de octubre de 2009

3:00 p.m.

Estructura y funcionamiento de la Red Nacional de Gasoductos, su operación y monitoreo bajo el sistema SCADA, Integridad de Gasoductos – Eduardo Cristancho Higuera

Transportadora de gas del Interior

TGI5:00 p.m. Ventas y transporte de gas – Diego Alejandro Rivas P.

22 de octubre de 2009

7:30 a.m. Ingreso al Instituto Colombiano del

Petróleo

ECOPETROL

Instituto Colombiano del Petróleo

ICP

8:00 a.m. Charla de Seguridad

8:30 a.m. Video sobre el Instituto Colombiano

del Petróleo

9:30 a.m. Laboratorio Mecánica de Rocas – Jenny

Mabel C.

10:00 a.m. Centro de recepción de muestras – Elena

Losik

10:30 a.m. Análisis petrofísicos básicos – María

Helena Mogollón

11:00 a.m. Laboratorio de Especiales – Edgar

Pérez

11:30 a.m DESCANSO

22 de octubre de 2009

ECOPETROL

Instituto Colombiano del Petróleo

ICP

1:10 p.m. Laboratorios de Pruebas estándar – Gabriel Rodríguez

1:30 p.m. Recobro Mejorado –Carlos Naranjo

2:00 p.m. Química de la producción – Zarith

Pachón

2:30 p.m. Tecnologias operacionales – Jaime

Lozza/Sergio O.

3:00 p.m. Toma de muestras PVT – Hernán Bottia

3:40 p.m. Laboratorio de PVT – Hernán Bottia

23 de octubre de 2009

8:00 a.m. Litoteca nacional – Laura

Gómez/Emiliano Ariza

ECOPETROL

Instituto Colombiano del Petróleo

ICP

9:30 a.m. Centro de información técnica – Sandra

Morales

10:30 a.m. Plantas Piloto – Leonel Abreu

11:00 a.m. Biotecnología – Astrid Lorely Pimienta

Nota: Cabe notar que la secuencia de la practica no fue al estricto orden de esta tabla ya que por cuestiones de tiempo, cantidad de gente y disponibilidad del ICP, se alteraron de orden, hora y en algunos eventos de fecha, como es el caso de las plantas piloto.

4. GENERALIDADES DE TGI

4.1. ASPECTOS BASICO DE TGI

La Transportadora de Gas Internacional - TGI S.A. E.S.P. es una empresa que presta el servicio de transporte de gas mediante una red de 3.702 kilómetros de gasoductos extendida desde la Guajira hasta el Valle del Cauca. TGI S.A. E.S.P., mantiene la responsabilidad del transporte de gas en el interior del país. Forma parte del Grupo Energía de Bogotá (EEB) que posee el 97,91% de sus acciones.

TGI es una empresa que transporta gas y lo comercializa de diferentes maneras dependiendo del cliente; el comercio de gas se compone de dos tipos:

Mercado regulado: Consumo inferior a 100 KPCD (CREG).

No regulado: Consumo mayor a 100 KPCD (Prácticamente se negocia con el comprador el precio del producto).

Para las empresas suministradoras de energía como TGI, un usuario no Regulado es un consumidor que gracias a superar un nivel límite de consumo, puede negociar libremente la tarifa de suministro de gas (o energía cualquiera, pero en este caso es gas) con el comercializador que desee.

A este usuario se le llama no Regulado precisamente porque sus tarifas no están reguladas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- sino que son acordadas mediante un proceso de negociación entre el consumidor y el comercializador. La CREG por medio de resoluciones establece los límites mínimos de consumo necesarios para acceder a esta condición.

Actualmente en Colombia existen varios campos que contienen cantidades considerables de gas como reservas, TGI está asociada a estos campos y su finalidad es comprarlo, transportarlo y revenderlo, algunas reservas de gas son:

Cusiana

Chuchupa

Ballena

Riohacha

TGI, no es la única empresa encargada del transporte en Colombia, pero si es la más principal. Como se diría en cuestiones de negocio, TGI tiene también competencia, no son un monopolio, sin embargo tiene convenios con muchas de estas empresas que tienen como fin transportar gas. Las empresas de principal competencia en el mercado de transporte de gas son PROMIGAS Y TRANSCOGAS, aunque como ya se había mencionado antes, TGI es la más grande.

Algo muy importante de mencionar es la cadena o vida del Gas Natural, producto para TGI y servicio para la gente en particular, esta cadena consiste en 6 pasos o eventos del gas, estos son:

Producción

Ubicado en los llanos Orientales, sus operadores son BP Y ECOPETROL

Ubicados en la costa de Guajira, su principal operador es TEXACO

Transporte

Distribución

Comercialización

Almacenamiento

Consumo

TGI, tiene una modalidad de comercializar por medio de contratos BOMT, estos contratos tienen la particularidad de que se está suscrito para construir, operar, mantener y transferir un gasoducto de transporte de Gas Natural. (Build, Operate, Maintain and Transfer, corresponde a las siglas en inglés). Los gasoductos construidos y operados bajo la modalidad BOMT se consideran parte constitutiva de un sistema de transporte.

4.2. PRINCIPALES FUNCIONES DE TGI

Las funciones de la Transportadora de Gas Internacional - TGI S.A. E.S.P. son las siguientes:

Operación y mantenimiento de su propia red de gasoductos.

Explotación comercial de la capacidad de los gasoductos de propiedad de terceros por los cuales se pague una tarifa de disponibilidad.

Planeación y coordinación de los recursos del sistema de transporte de gas.

Administración y transporte de gas combustible en el mercado mayorista.

Prestación en servicios técnicos en actividades relacionadas con su objeto.

Inversión en acciones o cuotas sociales de otras sociedades.

Suscripción y otorgamiento de todos los actos y contratos necesarios para el adecuado desarrollo de su objeto social.

Construir directamente o por intermedio de terceros, adquirir, operar, administrar, mantener y manejar gasoductos, estaciones de recibo, entrega, compresión, tratamiento, abastecimiento, terminales y en general todos aquellos bienes muebles e inmuebles que se requieren para el cumplimiento del objeto social y disponer de los mismos.

Negociar, celebrar y ejecutar con sujeción a las normas legales vigentes todos los negocios jurídicos que se requieran para la explotación en el país y en el exterior y en general para cumplir el objeto social.

4.3. GASODUCTOS DE TGI

La red de gasoductos directamente operados y mantenidos por la empresa es de 1901 Km. y la red bajo contratos BOMT es de 1801 Km. Existen 6 estaciones compresoras con una capacidad promedio aproximada de 200 Mpc/d. Hoy en un proyecto de ampliación de la capacidad del gasoducto Ballena-Barrancabermeja de 190 MPCD a 260 MPCD, y del gasoducto Cusiana-El porvenir-La Belleza-Vasconia-Mariquita-Cali de 210 MPCD a 390 MPCD.

La red de Gasoductos está compuesta por los siguientes tramos:

Gasoducto Ballena – Barrancabermeja: Es un sistema del cual es operador la Transportadora de Gas Internacional - TGI S.A. E.S.P. Fue el primero desarrollado dentro del Plan de Masificación del Gas Natural aprobado en marzo de 1993 por el Consejo Nacional de Política Económica y Social CONPES, siendo la empresa estatal Ecopetrol la encargada de su organización y puesta en marcha.

Gasoducto Costa Atlántica: TGI S.A. E.S.P. cuenta en la Costa Atlántica con las siguientes líneas de transporte embebidas dentro del sistema de transporte de Promigas:

Gasoducto Centro Oriente: Propiedad de TGI. S.A. E.S.P., es el principal activo de la Empresa. Está conformado por un primer sector desde Barrancabermeja hasta Neiva, en el cual se incluye los gasoductos Montañuelo en San Luis hasta Gualanday en el Departamento del Tolima, y el gasoducto Dina - Tello - Los Pinos en el Departamento del Huila, y un segundo sector desde Vasconia hasta Cogua, en cercanías de Zipaquirá. El primer sector suministra Gas Natural a 26 municipios de los departamentos de Boyacá, Santander, Caldas, Cundinamarca, Tolima y Huila; a través del Centro Operacional de Sebastopol al Gasoducto Sebastopol-Medellín; a las plantas de generación eléctrica de Termocentro, Termodorada, Termomeriléctrica, Termosierra, y en Mariquita al Gasoducto de Occidente. El segundo sector alimenta a 18 municipios de los departamentos de Cundinamarca, Santander y Boyacá y a la capital del país.

Gasoducto Sur de Bolívar y Santander: Ecopetrol escindió a Ecogás entre sus activos los Gasoductos del Sur de Bolívar y Santander. Ecogás licitó la Operación y Mantenimiento de estos gasoductos, y mediante el contrato ECG-VOT-0024-05 se inició la O&M el día 22 de junio de 2005 con la firma Contratista IMC LTDA. Ahora son porpiedad de la Transportadora de Gas Internacional - TGI S.A. E.S.P. El contrato concluye el 31 de julio de 2007.

Gasoducto Mariquita Cali: La construcción y operación de este gasoducto fue adjudicada a la firma Transgas de Occidente S.A. por el sistema BOMT, contrato que fue cedido a Ecogás a partir del 15 de enero de 1998. Antes de la construcción del Gasoducto, Ecopetrol desarrolló un estudio de impacto ambiental, que consistió en realizar un análisis detallado del medio ambiente, conociendo los cultivos, la fauna, las fuentes de agua y los aspectos sociales y económicos de las poblaciones por las que pasaría el Gasoducto. Este estudio permitió desarrollar el Plan de Manejo Ambiental, aprobado por el Ministerio del Medio Ambiente, y así poder adelantar el proyecto. En 2007 este contrato fue cedido a la Transportadora de Gas Internacional - TGI S.A. E.S.P.

Su construcción se inició el 19 de enero de 1996, terminándose la misma, el 24 de agosto de 1997. La línea troncal consiste de 340 km de tubería de 20 pulgadas y sus ramales tienen una longitud de 424 km en tuberías que van de 2 a 8 pulgadas de di metro. La fase operativa, que se inició el 25 de agosto de 1997, ser de veinte (20) años, con transferencia a Ecogás, en agosto de 2017. Se estima que cubrir las necesidades de m s de 2.556.000 colombianos en el occidente del país. Actualmente cuenta con facilidades para atender el suministro de 48 municipios de los departamentos del Valle del Cauca, Quindío, Caldas, Risaralda, Tolima y las térmicas Termovalle y Termoemcali.

Gasoducto Cusiana - Apiay – Bogotá: Propiedad de TGI S.A. E.S.P. Inició operaciones en junio de 1995 y satisface las necesidades de gas natural de las ciudades de Villavicencio y Bogotá Distrito Capital, la Termoeléctrica de Ocoa y varias poblaciones de los departamentos de Casanare, Meta y Cundinamarca.

Gasoducto Cusiana - Porvenir - La Belleza: Antiguo Oleoducto Central de los Llanos convertido a gasoducto entre 1999 y mediados del año 2000 en el tramo El Porvenir - La Belleza y en el primer semestre del 2003 el tramo Cusiana - El Porvenir. Este gasoducto se localiza en los departamentos de Casanare, Boyacá y Santander pasando por los municipios de Tauramena, Monterrey, Sabanalarga, Páez, Miraflores, Zetaquirá, Ramiriquí, Jenesano, Boyacá, Ventaquemada, Samacá, Sáchica, Villa de Leiva, Santa Sofia, Moniquirá, Puente Nacional, Albania, Jesús María, Flori n y La Belleza. Tiene una longitud total de 222.98 Km. en tubería de 20 pulgadas de diámetro.

La capacidad actual del gasoducto es de 150 mpc/d. Actualmente es el principal centro de suministro de gas de la capital del país y de los ramales de Boyacá y Santander.

Gasoducto Morichal – Yopal: Atiende el suministro de Gas Natural domiciliario del municipio de Yopal, en el Departamento del Casanare, con gas del Campo Morichal. Tiene una longitud de 14 Km y su tubería un di metro de 4 pulgadas. Su capacidad total de transporte es de 4 mpc/d.

4.4. ESTACIONES COMPRESORAS DE TGI

Las estaciones compresores tienen como función elevar la presión del fluido en la línea, con el fin de suministrarle la energía necesaria para su transporte. En la estación el flujo inicia su recorrido por la línea de succión, pasando por equipos de subprocesos como el Cromatógrafo, registra algunos par metros que miden la Calidad del gas, el Slug Catcher, en el se expande el gas, ayudando a separar los condensados, Filtro de Succión o Separador, extrae impurezas sólidas, Medidor Ultrasónico de flujo, registra y almacena datos de presión, temperatura, volumen y caudal, Higrómetro, muestra temperaturas de rocío. El gas continúa su recorrido a los compresores, entrando a los "scrubbers" de Succión y de combustible, estos extraen aún más los líquidos del gas,

sigue a los cabezales de succión y entra al compresor Finalmente, el gas a una mayor presión, sale por la línea de descarga de las compresoras, para bajar su temperatura el gas pasa a través de los enfriadores o "Coolers", entra al filtro de descarga o Coalescente, está ayuda a separar los líquidos del gas, seguido hace registro en el Medidor Ultrasónico de flujo de esta línea. Toda estación cuenta también con un suministro de potencia para la puesta en marcha de los compresores, un motor por cada compresor, un ventilador para el sistema de enfriamiento, un sistema de válvulas intrínseco en el funcionamiento de los compresores, garantizando la presión de trabajo deseada, un pequeño compresor para el accionamiento de válvulas y toda la instrumentación necesaria para el control del proceso de compresión. Además, dentro de la estación se cuentan con tanques de almacenamiento para los lubricantes y refrigerantes que son utilizados en los motores, y para los condensados drenados en la operación, esto último, con el propósito de proteger y conservar el entorno natural. Es importante señalar que en cada estación de compresión de gas natural, se cuenta con el plan de manejo ambiental dando cumplimiento a las disposiciones legales nacionales sobre la materia.

Estación Compresora de Hato Nuevo: Está ubicada en inmediaciones de la trampa de raspadores del kilometro 79 del gasoducto Ballena-Barrancabermeja, en el municipio de Hatonuevo, departamento de la Guajira. está estación de compresión de gas natural entró en funcionamiento en el mes de mayo de 1999 y su capacidad de compresión es de 200 mpc/d.

Estación Compresora de Casacará: Ubicada al sur del departamento del Cesar, en inmediaciones del corregimiento de Casacar en el municipio Agustín Codazzi, instalada en el kilómetro 238+385 del Gasoducto Ballena - Barrancabermeja. Inició operaciones a partir del 12 de diciembre de 1997. Cuenta con una capacidad de compresión de 200 mpc/d. Hoy día está bajo responsabilidad de Ecopetrol.

Estación Compresora de Norean: Se encuentra localizada, en el municipio de Gamarra, en el sector conocido como Mahoma. Está estación está ubicada en cercanías de la trampa de raspadores localizada en el kilómetro 412 del gasoducto Ballena-Barrancabermeja. la estación entró en funcionamiento en marzo de 1999.

Estación Compresora de Vasconia: Ubicada en la Vereda Morrocaliente, corregimiento de Vasconia, Municipio de Puerto Boyacá, departamento de Boyacá en inmediaciones de la trampa de raspadores del kilometro 172 del gasoducto Barrancabermeja- Mariquita. La estáción entró en funcionamiento en septiembre de 1999, con una capacidad de compresión de 200 MMPCD.

Estación Compresora de Apiay: Ubicada aproximadamente a 120 Kilómetros del campo Cusiana, exactamente en el área donde se encuentra localizado el campo de producción de gas natural de Apiay, y dentro del Complejo Industrial de Apiay, Gerencia Llanos de ECOPETROL S.A. Km. 32 vía Puerto López (META).

Estación Compresora de Miraflores: Con está estación se amplió la capacidad de transporte en el gasoducto Cusiana - La Belleza, la cual entró en funcionamiento a finales de 2006, con una capacidad inicial de 180 MMPCD y ubicada en el PK 53+484 del abscisado del Gasoducto El Porvenir - La Belleza. (Boyacá). Fue la última estación

de compresión de gas natural, para dar cumplimiento a proyectos de aumentar la capacidad de transporte del sistema central de gasoductos.

Para el manejo de una red de transporte tan extensa como la de TGI es necesario contar con un sistema de transmisión de datos que permita controlar, monitorear y supervisar desde un Centro de Control los par metros críticos del proceso, tales como presiones, temperaturas, consumos, etc. Un sistema de este tipo se denomina SCADA, (Supervisory Control And Data Acquisition).

Un Sistema SCADA cumple básicamente dos funciones: Seguridad del Gasoducto y Eficiencia en la Operación.

Seguridad del Gasoducto: El sistema permite observar y verificar continuamente las variables críticas de operación tales como; Presión, Temperatura, Alarmas, etc., y posibilita el cierre remoto de válvulas en los casos que sea necesario. De esta forma los operadores pueden tomar las acciones correctivas del caso con la debida anterioridad para prevenir o minimizar cualquier incidente.

Eficiencia en la Operación: El sistema envía automáticamente al Centro de Control la información de los volúmenes horarios y diarios de cada consumidor. Estos datos los toma el computador de flujo en los diferentes puntos del gasoducto aumentando confiabilidad en la medición y evitando la necesidad de tener que desplazarse físicamente a los sitios.

Un Sistema SCADA está conformado por un conjunto de elementos y dispositivos que poseen hardware y software, los cuales pueden clasificarse en cuatro niveles a saber; Instrumentación, Unidades Terminales Remotas (RTUs), Comunicaciones y Centro de Control. A continuación damos una breve explicación de cada uno de ellos.

Nivel de Instrumentación: En este nivel se toma la variable física (presión, flujo, convirtiéndola en una señal que puede ser leída o interpretada por el operador. Para el caso específico del Sistema SCADA, se maneja la instrumentación de tipo electrónico, allí la variable física se convierte a una señal eléctrica (usualmente de corriente de 4-20 mA o de voltaje de 1-5 voltios). Para un gasoducto las señales básicas a transmitir son: Presión, Temperatura, Flujo y estado de las válvulas de línea.

Nivel de Unidades Terminales Remotas RTUs: es un dispositivo, inteligente microprocesado que recoge, almacena y procesa la información que viene de la instrumentación de campo. La RTU consta básicamente de tres partes: la de entrada y salida, la CPU y la de comunicaciones.

Nivel de Comunicaciones: Es el encargado de tomar la información de la RTU y transmitirla por el medio escogido hasta el Centro de Control. Existe infinidad de medios de comunicación y la elección de cuál es el más apropiado depende de las diferentes circunstancias dentro de las cuales se cuenta el costo, la disponibilidad del medio, la velocidad de transmisión, la confiabilidad requerida, etc. A continuación se indican los medios de comunicaciones utilizados en los gasoductos de TGI S.A. E.S.P.: Radio de Comunicaciones, Microondas y Sistema Satelital.

Nivel de Centro de Control: Está compuesto por un conjunto de computadores, periféricos y programas de software que realizan el procesamiento de las señales. Usualmente existe también un equipo de interfase de comunicaciones (llamado Front-End) cuya función es recibir la información de los diferentes canales de comunicaciones para procesarlas y agruparlas y ser enviada a los computadores servidores mediante una red LAN. A esta red están conectados los diferentes dispositivos del Centro de Control.

Las ventajas del sistema Sacada son: Reporte en tiempo real de las variables físicas del sistema, Facilidad de mantenimiento, Control de contingencias, Confiabilidad en medición, Eficiencia en la operación, Almacenamiento de datos históricos, Planeamiento de la operación, Seguridad en la operación, Análisis de instrumentos, Análisis predictivo y de tiempo de supervivencia.

El gas natural se debe tratar de manera especial, ya que la presencia de sustancias inconvenientes o nocivas, hace necesario tratar el gas natural, o sea, deshidratarlo, purificarlo y separar los compuestos de azufre. Además, antes de transportarlo, se odoriza adicionándole sustancias de un aroma fuerte y típico, está es una medida de seguridad para alertar sobre eventuales fugas. Encontrar yacimientos de gas natural, extraerlo, tratarlo, transportarlo y distribuirlo hasta los centros de consumo, es un proceso muy complejo. Exige un largo tiempo de investigación, diseño, preparación, y avanzados recursos tecnológicos para garantizar su utilización segura. Todos estos esfuerzos e inversiones se justifican al considerar las ventajas que el gas natural presenta respecto a otros combustibles.

Costos: La utilización del gas natural como combustible para fines domésticos o industriales es menos costosa (una quinta parte) que la energía hidroeléctrica.

Limpieza: La combustión de gas natural produce cantidades muchísimo menores de desechos (humo, hollín, compuestáos vol tiles tóxicos) que otros combustibles (ACPM, fuel oil, gasolina, leña, carbón, etc.). En grandes zonas industriales, la utilización masiva del gas natural significa mejorar notablemente la calidad del aire en el ambiente.

Conservación ambiental: El gas natural es un combustible limpio, no contaminante. Uno de los propósitos del plan de masificación del consumo de gas natural es promover la sustitución del consumo de leña que hoy se realiza para fines domésticos o industriales.

El gas natural se utiliza como materia prima o como combustible en los sectores industrial, petroquímico, termoeléctrico, doméstico, comercial y de transporte terrestre.

5. DESCRIPCION DE LABORATORIOS DEL ICP

El Intitulo Colombiano del Petróleo – Juan José Turbay (ICP) tiene sede en Piedecuesta, Santander, 7 kilómetros autopista Piedecuesta. Su principal objetivo es brindar a Ecopetrol soluciones tecnológicas innovadoras y de calidad, que le generan valor agregado a la operación. Fue creado el 11 de junio de 1985 como un centro de investigación y desarrollo para la industria petrolera.

El Instituto cuenta con un equipo de trabajo comprometido con la innovación, la competitividad y el mejoramiento continuo, en función de satisfacer las necesidades de sus clientes. Es una organización dinámica y flexible, capaz de generar soluciones tecnológicas a problemas y necesidades dentro de la operación y desarrollo de Ecopetrol y las compañías y empresas relacionadas.

La infraestructura del ICP es una de las más modernas y completas del país: 18 laboratorios altamente especializados y 29 plantas piloto, donde se realiza la simulación de los procesos a mayor escala, previamente desarrollados en los laboratorios. Dispone de un área de 30 hectáreas, con 35.014 m2 construidos.

Sus procesos se desarrollan con normas de calidad y estándares internacionales para garantizar la confiabilidad de sus operaciones. Actualmente el Instituto enfoca sus actividades en:

Reducción de riesgo exploratorio

Reducción de costos de desarrollo

Optimización de producción

Modelamiento y optimización de procesos de refinación y petroquímica

Automatización, medición y control

Optimización del sistema de manejo de crudos

Alternativas para reducción de pérdidas de hidrocarburos

Reformulación de combustibles

Preservación de integridad de infraestructura

Optimización de uso de activos de transporte

Soporte técnico especializado (ambiental, comercialización y producción)

Desarrollo de gas en el piedemonte.

Los resultados han generado una mayor demanda de servicios por parte de las compañías asociadas, como BP, Petrobras, Omimex, Chevron- Texaco, Oxy y Shell, entre otras.

5.1. DESCRIPCION DE LABORATORIOS

A continuación se dará una breve descripción de los laboratorios visitados en las instalaciones del ICP:

RECEPCIÓN DE MUESTRAS:

En este lugar llegan todo tipo de muestras de los diferentes lugares y empresas que hayan solicitado el servicio al ICP para el análisis. El se encarga de separarlas y mandarlas a los laboratorios correspondientes para su respectivo análisis. Este laboratorio trabaja según el modelo de gestión de calidad ISO 9001 2000.

El muestreo es un procedimiento de suma importancia y de él depende en alto grado el resultado final de un análisis, independientemente del cuidado y la exactitud del método que se emplee para la realización de este último.

CRM realiza diferentes tipos de muestreos, entre los cuales se encuentran muestreos de aguas, suelos, gases, petróleo y sus productos, según las normas internacionales y nacionales establecidas para tal fin. Algunas de éstas son: GPA2166, API14.1, ASTM 4057, NTC-ISO 566, GTC30 y Método Estándar Ed. 21.

Se brinda custodia a las muestras por 6 meses después se desechan, este laboratorio está conformado por 18 personas.

ANÁLISIS PETROFÍSICOS BÁSICOS:

Cuantificar los valores de fluidos contenidos en la roca para hallar la porosidad y permeabilidad. Siguen 3 pasos:

1. Cortes: por medio de un taladro se sacan las muestras con diámetros de 1” y 1 ½” con forma cilíndrica dando una margen de flujo. En caso de muestras in consolidadas se empaquetan y congelan con hielo seco

2. Limpiezas de rocas: toma el peso inicial y se extraen todos los fluidos internos de la roca luego se toma el peso final para obtener los porcentajes de aceite, agua y gas.

3. Se determinan las propiedades de las muestras, la porosidad se determina con porosimetro por paso de helio V grano luego se calcula el volumen poroso. La Permeabilidad se halla con un permeámetro con un separador bifásico (salmuera-aceite).

LABORATORIO DE PRUEBAS ESPECIALES:

En estos laboratorios se determinan propiedades petrofísicas como permeabilidad relativa (agua-aceite, gas-líquido), presión capilar (métodos de inyección de mercurio a alta presión, plato poroso y ultra-centrífuga), propiedades eléctricas (factor de formación e índice de resistividad), tendencia de mojabilidad (métodos Amott-Harvey y Usbm), sensibilidad a roca a salmueras de inyección y tasa crítica.

Permeámetro consta de bomba de desplazamiento bomba desplazante que usa aceite mineral. Aquí también se simula una presión de poro y de confinamiento, panel de control (mira el diferencial de presión), cilindros (circula el fluido de interés), horno (core-hold). Se realiza un Back pressure o contrapresión. Así se determinan permeabilidad y se cuenta con viscosidad del fluido. En el siguiente gráfico se observan algunas de las pruebas que se realizan aquí:

Los equipos con los que consta este laboratorio son:

Cuatro permeámetros: Medición de permeabilidades: absolutas, efectivas y relativas agua-aceite.

Porosímetros Autopore II, IV: Porosimetro de intrusión de mercurio para determinación de presión capilar y diámetro de garganta de poro.

Electro-capilarímetro automático: Medición de curvas de presión capilar a condiciones de yacimiento y con fluidos reales.

Ultracentrífuga Beckman L8-60MR: Medición de curvas de presión capilar y determinación cuantitativa de la mojabilidad de la roca. Método Usbm.

Ciertos datos se monitorean tales como presión capilar, exponentes de cementación n y m y registros eléctricos. El software empleado para tales fines son SPS Carret (Permeabilidad relativa), KCKO (Permeabilidad al gas y al crudo), y SENDRA (calibra y ajusta curvas). Se monitorea la presión capilar relativa a los fluidos, ajustando los datos a la mejor correlación posible.

Estos equipos miden permeabilidades bajas y por lo tanto se deben aplicar bajos caudales.

RECOBRO MEJORADO:

En el laboratorio se desarrollan la evaluación, diseño y estudio de métodos y procesos de recobro secundario y terciario, con el fin de incrementar las reservas recuperables de los yacimientos de hidrocarburos y aumentar el factor de recobro final. En Colombia es único en este género y puede llevar a cabo los estudios a condiciones propias del yacimiento evaluado. El laboratorio está acreditado ante la Superintendencia de Industria y Comercio de Colombia bajo la norma NTC-ISO 17025, y el sistema de calidad que se lleva a cabo es “Inter-laboratorios”.

En este laboratorio se desarrollan las nuevas tecnologías que mejoren la producción:

Procesos térmicos: Se evalúa la interacción fluido-fluido y fluido-roca en los procesos de inyección cíclica y continua de vapor. El efecto más importante que se ejerce sobre el petróleo en estas técnicas es la drástica reducción de la viscosidad y el mejoramiento, por tanto, de la movilidad del aceite. Otro parámetro que se analiza es la disolución del material cementante del medio poroso o análisis de la sensibilidad a los fluidos de inyección, tasa crítica de inyección y eficiencia de desplazamiento. Podemos realizar pruebas con corazones de 1 ½” y “full diámetro” hasta un pie de longitud.

Inyección de gas: Con la aplicación de esta técnica se evalúa la interacción del gas con el crudo vivo y los beneficios que se obtienen durante la inyección de gas, como reducción de la viscosidad, hinchamiento del crudo y aumento en el factor de recobro final de petróleo. El ICP analiza y diseña la inyección cíclica de gas comúnmente llamada Huff & Puff, la inyección continua de gas y la alternada de gas-agua conocida como WAG. Los gases que normalmente se estudian son CO2, N, gas de producción y sus mezclas.

Inyección de químicos: El ICP evalúa la interacción fluido-fluido y fluido-roca para los diferentes métodos que se aplican en campo. Normalmente son usados durante la inyección de agua o cuando este método deja de ser eficiente. Los más usados mundialmente son la inyección de polímeros y surfactante-polímero. Con el primer método se busca mejorar la relación de movilidad de la inyección de agua y con el segundo se mezclan dos técnicas: la reducción de la tensión interfacial y el empuje por el polímero.

Los servicios que ofrece a las empresas son: Evaluación de fluidos de workover, apoyo a inyección y preparación de tratamientos en campo, estimulaciones y fracturamientos, cuantificación del daño debido a precipitación de orgánicos, inorgánicos, fluidos y tratamientos incompatibles.

La infraestructura que tiene este laboratorio está compuesta de los siguientes equipos:

Equipo de desplazamiento “Core flooding system” para arreglos de núcleos de hasta 1 m de longitud, simula la inyección de vapor y se está implementando la combustión in-situ, usan los fluidos del yacimiento.

Equipo de inyección de vapor para núcleos de 1 ½ pulgada y “Full diámetro”.

TECNOLOGÍAS OPERACIONALES:

Aquí se evalúan las propiedades de los fluidos de perforación y completamiento. Además se realizan investigaciones y se ofrecen servicios para optimizar la producción de hidrocarburos, mediante la prevención, diagnóstico, evaluación y remediación del daño ocasionado a la formación acumuladora de petróleo o gas durante las etapas de perforación y producción, y en general durante la vida útil del yacimiento. Se realizan las siguientes pruebas:

Prueba de daño a la formación por el fluido de Perforación: Este laboratorio está acreditado por la Superintendencia de Industria y Comercio según Resolución 35721 de 2002. La prueba consiste en tomar un plot, medir su diámetro, porosidad, permeabilidad; después se hace circular lodo y se induce el daño, luego se mide la permeabilidad 2; esto se hace con varios lodos y se escoge el menor daño cause a la formación. El equipo utilizado simula lo que pasa en el yacimiento con presiones de confinamiento hasta de 2500 psi.

Prueba para determinar la Viscosidad a condiciones de yacimiento (Alta presión y alta temperatura), esta prueba se usa para el diseño de pozo. El equipo es automatizado y se calibra solo y permite más revoluciones por minuto que el viscosímetro FANN 35ª.

EVALUACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE CRUDOS:

Aquí se ofrecen servicios especializados de Assay de crudos, así como una amplia gama de pruebas físico-químicas aplicables a petróleo crudo, combustibles líquidos, biocombustibles, lubricantes y corrientes intermedias del proceso de refinación mediante la aplicación de procedimientos de prueba estándar ASTM, UOP, ISO y EN. El laboratorio está acreditado desde 1995 de acuerdo con la norma NTC-ISO/IEC 17025 y participa en programas interlaboratorios con organizaciones internacionales como Astm, IP y Shell.

Pruebas Físico – Químicas a crudos: En el laboratorio existe toda una columna de fraccionamiento y varios equipos de destilación entre ellos un equipo de alto vacío. El sistema operativo de monitoreo funciona con un software denominado OPTO 22. La nafta es extraída y los gases se atrapan en trampas de 180 C.

Se hacen los siguientes tipos de caracterización:

I. General: Se determina la gravedad API, densidad, punto de fluides, de inflamación, Factor K, viscosidad, contenido de agua, entre otras características; esta prueba se le hace a todos los crudos.

II. Gas, Nafta liviana, pesada, Diesel, fondo de vacío

III. Gas, Nafta liviana, pesada, keroseno, ACPM liviano y pesado, fondo de vacío. Se hace la caracterización completa de cada fracción

Análisis Físico-químicos: En este laboratorio se pueden observar los siguientes equipos:

Tubo de Rayos x: donde la muestra absorbe los rayos y por conteos se hacen comparaciones y se y se tiene la concentración en ppm de azufre.

Centrifuga para hacer pruebas BSW, no es muy exacta para crudos pesados.

Viscosímetros: A estos equipos se hace anualmente el ajuste de la constante de calibración

Determinación de espumas en aceites lubricantes, para esta prueba el único cliente es Terpel. Primero se coloca de aceite lubricante para motor a tipos de temperatura (100 y 25 ºF) se controla el flujo de O2, y si la muestra es de mala calidad aparecerá una espuma espuma enorme.

Prueba de determinación de agua por destilación.

La viscosidad cinemática se determina en capilares calibrados y se realiza el producto entre factores de calibración por el tiempo empleado en fluir la muestra, para hallar la viscosidad. Se deben monitorear las temperaturas de la prueba. La viscosidad es determinada a las temperaturas de 40-57C.

QUÍMICA DE LA PRODUCCIÓN:

Se Hace estudio de todos los fenómenos originados en el yacimiento y en facilidades de superficie, como resultado de las interacciones fluido-fluido y fluido-roca Es el soporte químico del área de daños a la formación, se enfoca en la precipitación de carbonatos, precipitación del agua de formación y la evaluación de éstas. Se empieza a tratar el problema de carbonatos para solucionarlo. El laboratorio está acreditado ante la Superintendencia de Industria y Comercio según resolución 7176 de 2005, y se rige además por la norma Icontec ISO 17025.

Aquí se evalúa la exploración y producción de hidrocarburos. Se aplican pruebas DST y de análisis de aguas de formación. En la formación las reacciones de calcio y carbonato (iones) pueden precipitar el carbonato y provocar taponamiento de poros. Pueden provocar incrustaciones en tuberías por lo que se necesitan aplicar tratamientos ácidos.

Se hacen pruebas de mojabilidad ya que las formaciones productoras deben ser mojadas por agua.

El equipo PMAC-410 tiene una presión máxima de 2000 psi, simula la presión y temperatura del yacimiento en donde se corren pruebas con salmueras y se buscan encontrar inhibidores adecuados, en síntesis se analiza el taponamiento, básicamente la temperatura juega un papel trascendental en las condiciones mínimas para que no haya taponamiento por solubilidad del carbonato de calcio.

Las soluciones planteadas y probadas en este laboratorio son estimulaciones con ácidos, bases y ácidos orgánicos; luego de remediar el problema se debe prevenir a futuro con inhibidores, en este caso aquí mismo se evalúa la eficiencia de los inhibidores.

El fracturamiento se usa para mejorar la producción y se incluye estabilizadores de arcillas y reguladores de PH en los geles y deben existir condiciones como la remoción de óxidos de hierro, de sustancias orgánicas y polimerización para el diseño de geles. En la prueba el gel se inyecta con duración de una hora y media a dos horas.

Además se hacen análisis de inyección de agua (recobro mejorado)

LABORATORIO DE PVT:

En laboratorio se determinan experimentalmente las propiedades termodinámicas de los fluidos del yacimiento, las cuales definen el comportamiento de éste durante su vida productiva. Asimismo, se analiza el comportamiento de fases y pruebas especiales a black oils, fluidos volátiles, gases condensados, gases naturales y fluidos cercanos al punto crítico. El laboratorio se divide en 2 áreas:

Área de Operaciones de Campo:

Desarrollo de muestras y análisis de planta: Realiza muestras con las herramientas adecuadas, en este caso un equipo seca la muestra y la mantiene a condiciones de yacimiento, y traerla al laboratorio para el análisis, esto se debe realizar en una sola fase, porque si se hace en dos no se asegura que las muestras permanezcan en condiciones de yacimiento. Para mantener la presión se usan bombas presurizadoras y para la temperatura unas chaquetas de calentamiento; cuando la cámara de muestreo se llena se cierra automáticamente; la capacidad del muestrador es de 66cm3.

Análisis PVT: Se realizan pruebas como:

Recombinación de fluidos: donde se simulan las condiciones óptimas de separación en el separador, la cantidad de fluido es monitoreada y se maneja ciertos grados de certidumbre se busca obtener la composición del fluido del yacimiento, se cuenta con bombas de desplazamiento, celdas mixer y equipos de facilidades de superficie.

La Celda de recombinación tiene 12000 cc, lleva un pistón interno y el fluido desplazante es mercurio.

Back Oil:

Bombas de desplazamiento positivo: El lector de la presión y la regleta de la bomba da el volumen.

Celda para realizar pruebas de liberación diferencial: opera con mercurio. Se realizan depletando el gas obtenido en celdas especializadas en algunas se inyectan mercurio en otras no para desplazar la fase de gas y restaurar la presión de equilibrio la inyección se hace manteniendo bajas temperaturas.

Prueba del Separador: Se puede realizar a una sola presión.

Viscosidad y densidad: Para la densidad se realizan pruebas con temperatura de yacimiento simuladas y la presión se aumenta si son aceites vivos y se disminuye si son muertos. Para medir la viscosidad se usan viscosímetros electromagnéticos.

Cromatógrafos: se usan para conocer las composiciones del gas y celdas de liberación flash donde se obtiene el volumen de aceite recuperado en probetas y se simula las dos fases de separación con dos válvulas de paso, de yacimiento a superficie y en el separador.

LABORATORIO DE MECÁNICA DE ROCAS:

En este laboratorio se realizan ensayos para caracterizar el comportamiento geomecánico de rocas como soporte al diseño y evaluación de operaciones de estabilidad de pozo durante la perforación, fracturamiento hidráulico, arenamiento de formaciones y productividad de yacimientos sensibles a esfuerzos y deformaciones. El Instituto cuenta con un sistema de mecánica de rocas único en Colombia (Rock Mechanics System MTS 815); en Suramérica sólo se encuentran equipos semejantes en Brasil y Venezuela. Los ensayos han sido acreditados por la SIC y los procedimientos aplicados siguen la norma ISO/IEC 17025:2005 y los métodos sugeridos de ASTM e ISRM.

Aquí se preparan las muestras, se identifican, se les toman fotos y medidas, luego las muestras deben ser cortadas de acuerdo a la norma, para evitar concentraciones de esfuerzos. A continuación se realiza una prueba donde se aplica presión de confinamiento y una carga de acción a la muestra; posteriormente se monta otra prueba donde se aplica fuerza a la muestra hasta que falle

Se simulan presiones hasta de 20000 pisa y presiones de poro de 10000 pisa. Se miden mediante desplazamiento de pistones presiones axiales y de confinamiento. Hasta determinar el punto máximo de resistencia de la roca.

Aquí que se hacen pruebas destructivas y no destructivas. Se simulan condiciones de yacimiento, se hacen pruebas uniaxiales y multiaxiales dinámicas y se cuenta con un completo sistema de adquisición de datos (reproducción de imágenes con ondas S y P).

Se analizan las texturas de la roca utilizando un analizador de texturas, usado inicialmente en la industria de los alimento y que luego se adapto para su uso en la industria petrolera.

Reología:

Da apoyo en la investigación y desarrollo de proyectos tecnológicos del ICP, y desarrolla pruebas para evaluar el comportamiento de fluido dinámico de hidrocarburos, aditivos, mezclas y productos. Esto permite maximizar la valorización de los crudos pesados, optimizar la homogenización de cargas y productos, aumentar la capacidad de bombeo en oleoductos y poliductos, establecer la mejor opción en la aplicación de surfactantes para recobro de hidrocarburos y disponer de los parámetros que avalan la selectividad de productos con mejor desempeño en el tratamiento de crudos y aguas, contribuyendo a la disminución de riesgos operacionales y costos operativos.

El problema que debe enfrentar este laboratorio es el modelamiento de situaciones crítica con crudos pesados, en especial parafínicos; donde la única opción es retirar la fracción pesada. Además brinda apoyo en la determinación de la tensión interfacial y tensión superficial.

BIOTECNOLOGÍA (MICROBIOLOGÍA BÁSICA, BIOLOGÍA MOLECULAR):

No existía como ciencia antes de 1990 por lo cual es una ciencia multidisciplinaria transdisciplinaria. Se buscan propiedades de la industria y se buscan soluciones a través de los procesos biológicos. Se buscan alternativas para producir combustibles no fósiles, Evalúan el impacto ambiental sobre el ecosistema, Trabajan el estudio de algas, peces y zooplanton. Además se hacen análisis de aguas arriba y aguas abajo para mirar como están los ríos ya que es importante monitorear las variables biológicas.

El Área de Microbiología está enfocada en el desarrollo y la aplicación de microorganismos y bioprocesos en la generación de soluciones a problemas de la industria.

Biocorrosión y bioprospección

Biorremediación, control de derrames y tratabilidad de residuos

Calidad de aguas y combustibles

El Área de Bioensayos está enfocada en determinar el impacto ambiental que genera la actividad industrial en las comunidades biológicas.

Estudios hidrobiológicos y toxicológicos

El laboratorio cuenta con los siguientes equipos:

Equipos de magnificación óptica: Identificación y cuantificación de organismos.

Cámara de Flujo laminar: Manipula microorganismos en un ambiente estéril y controlado.

Equipo de lixiviación: Realiza ensayos de caracterización de residuos peligrosos.

Espectrofómetro UV-VIS: Para seguimiento de procesos, técnicas y cultivos de microorganismos.

Autoclaves: Para esterilización de medios y materiales.

Cámara de anaerobiosis: Para manipulación y cultivo de bacterias anaerobias o especiales.

El laboratorio ofrece también productos patentados y otros servicios como:

ECOBIOL-TPH. Constituido por cepas nativas, no modificadas genéticamente, con capacidad degradadora de compuestos hidrocarbonados e inmovilizadas en un soporte orgánico para biorremediación de suelos y residuos contaminados con hidrocarburos.

FENOBIOL. Similar al ecobiol pero formulado con microorganismos con biodegradadores de compuestos fenólicos para el tratamiento de aguas residuales contaminadas con fenol.

TENSOBIOL-ICP. Tensoactivo de origen biológico para aplicación en recobro mejorado de crudo, limpieza de líneas de distribución y tanques de almacenamiento, activador en biorremediación de suelos y aguas subterráneas contaminadas con hidrocarburos e inhibidor de corrosión.

El laboratorio tiene 2 áreas en desarrollo: biocombustibles / indicadores biológicos de contaminación:

El Laboratorio de Biotecnología trabaja en combustibles alternativos mediante la búsqueda de organismos y condiciones óptimas para la transformación de biomasa en biocombustibles y subproductos por evaluación de condiciones del proceso, sustratos, biocatalizadores y condiciones de crecimiento, entre otros, para la obtención de productos competitivos de alta calidad y ambientalmente sostenibles.

También realiza la estandarización e implementación de un índice de calidad biológico como herramienta de medición de la calidad del agua con la información de abundancia y composición de especies, correlacionada con las variables físico-químicas registradas. Esto permitirá establecer una escala biológica para evaluar cuantitativamente el impacto de diferentes actividades antrópicas sobre las cuencas en estudio.

PLANTAS PILOTO:

El ICP tiene a su disposición 29 plantas pilotos y el talento suficiente para prestar servicios técnicos a proyectos de investigación y desarrollo tecnológico en las áreas de refinación y transporte de petróleo y sus derivados, mediante la realización de pruebas en unidades piloto automatizadas. Aquí se pueden observar las siguientes maquinas:

Es donde se diseña y se pone en práctica las innovaciones de la ciencia, estas plantas están hechas a escalas.

PLANTA PILOTO 1: Cuenta con 8 plataformas HDI y 4 de reparación de muestras, algunas no se están operando porque no se han solicitado pruebas.

UNIDAD DE DESFALTADO: Es una de las más importantes para Ecopetrol, proyecto bandera debido a que las reservas Colombianas son crudos pesados (ricos en Níquel, Vanadio y Azufre).

1. Proceso de deshidratación: Por medio de la gravedad se decanta y se llevan a tanques donde se inyecta un solvente patentado de Ecopetrol.

2. Se lleva a un tanque de almacenamiento y se adiciona solvente a una relación 5 a 1. Se precipitan los asfáltennos.

3. Se envía a un equipo que rompe las moléculas y los asfáltenos se quedan en el fondo.

4. Se llevan a un intercambiador de calor.

5. Torre de destilación.

6. Sale un crudo más fluido con API de 14-16 y se deja transportar en tubería.

7. Llevado a refinería.

8. Se hace un despojo de solvente para no perder solvente.

Inicialmente se hacen corridas de 24 para que se apruebe el proyecto, ahora se hacen de 6 horas. Los asfáltenos que quedan son materia prima de la caldera y se transforman en energía. Deben estar secos y libres de solventes. Se están haciendo pruebas con cal para reducir emanaciones al medio ambiente.

El Solvente que entra es igual al solvente que sale, y las pérdidas son del 2% por fugas para pruebas que se llevan altas.

Unidad de mini circuito de pruebas de fluidos dinámicos:

Función volver el crudo pesado más liviano y de mejor calidad. Los contaminantes se eliminan de manera segura.

Cámara de combustión: evaluación de combustibles, los residuos del crudo son seleccionados y se queman, las emanaciones generan poco daño al medio. Los residuos líquidos son transportados a las refinerías por carro tanques y son llevados allí donde son eliminados de forma segura y con equipo adecuado.

Se envían bolas de gel que tapona la tubería en caso de hurto y da aviso del lugar del robo.

Los biocombustibles del trasmilenio fueron desarrollados en el ICP

Unidad de hidrotratamiento: Elimina todos los contaminantes líquidos y gaseosos del crudo.

Además el ICP cuenta con sistemas de transporte para evaluación hidráulica del comportamiento de fluidos, mezcladores, prueba de tenders y separadores, depresores de punto de fluidez y control de perdidas, y sistemas modernos para la evaluación de nuevos combustibles en diferentes motores. También se realizan algunos estudios especiales como: Desparafinado de bases lubricantes, Coquización, viscorreducción y pirolisis, Planta Delayed coking, Planta Demex, Plantas Piloto de Hidrotratamiento.

PLANTA PILOTO 2:

Para procesos no catalíticos: Plantas pilotos que soportan diferentes procesos, así como la definición de nuevos esquemas de refinación, son: Destilacion.50 litros- Desparafinado de bases

lubricantes- Coquización, viscorreduccion y pirolisis- Deshidratación y desalado de crudos- Delayed coking- extracción liquido-liquido- Desasfaltado- Combustión- Producción de emulsiones y dispersión- Multipropósito para biotecnología- Mini oleoducto

La Unidad de tratamiento de liquido viscoreductora; Se trabajan con corridas cuando un cliente necesita una prueba con ciertas condiciones (P, T, etc.), se llama corrida porque se agrega el producto para que haga su recorrido, Se debe hacer un análisis Pre-prueba a todos los productos.

Para procesos catalíticos: Simulan el funcionamiento de una unidad catalítica industrial. Pueden trabajar con una amplia variedad de cargas, catalizadores y diferentes condiciones de operación. Entre las más importantes se encuentran:

Planta piloto de craqueo catalítico fluidizado (FCC)

Planta de desactivación cíclica de catalizadores CPS/SDU

Planta piloto de impregnación cíclica de metales (CMI)

Planta piloto de hidrotratamiento (HDT).

LITOTECA:

La litoteca nacional es un centro de documentación y almacenamiento de núcleos que constituyen un registro histórico de los yacimientos del país desde la década de 1920 cuando se perforaron los primeros yacimientos, hace 3 años era de Ecopetrol ahora su dueño es ANH, los estudiantes de la UIS trabajan allí para hacer sus tesis. Existe más de 150000 muestras de diferentes litologías, siendo un recurso de alta información técnica y que es relevante a nivel del continente como fuente de datos. Las operadoras en ella encuentran una base de datos confiable, y allí se hacen selección y procesamiento de núcleos para almacenarlos en contenedores de dimensiones especificas.

Hay 1532 pozos de todo el país y de diferentes plataformas marítimas, 4500000 de muestras de ripios, 6000muestras de Sques-walts, 12500 placas, 1800 placas palinologicas, 7000 placas faramirieras y 1500 plugs. Se hace un slobin (corte) de la muestra 2/3 es para ICP y 1/3 para la empresa que trabaja

Actualmente se tienen planes de Expansión de la bodega para incluir una mayor capacidad de almacenamiento. En el momento de la visita técnica se tenían muestras de un mismo intervalo de un mismo pozo.

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En esta práctica se conocieron aspectos importantes, como lo son aquellos relacionados con la construcción y mantenimiento de oleoductos según las normas API y las leyes ambientales del gobierno; se dieron algunas formulas matemáticas para conocer presiones de diseño y factores de corrección en tuberías de transporte como es el caso de los gasoductos.

Se entendieron las políticas que rigen a las empresas transportadoras de hidrocarburo (gas), así como también precios, oferta y demanda del mismo.

Es importante conocer los diferentes oleoductos del país y sus respectivas estaciones de compresión ya que para nosotros como ingenieros de petróleos esta información hace parte de lo que llamaríamos cultura general o conocimiento general de nuestra carrera.

Durante la conferencia de TGI se entendieron la aplicación de algunos métodos anticorrosivos para garantizar la vida útil de la tubería, como lo son los ánodos de sacrificio o la corriente impresa y la forma de cómo medir la corrosión en tiempos anuales. Al garantizar la vida útil de la tubería, se garantiza la calidad del trabajo y el servicio prestado.

Es importante conocer lo que se hace en la teoría para que en la práctica se pueda aplicar, pues en esta práctica no es la excepción, se aplicaron los conocimientos obtenidos en clases para entender algunos procesos realizados en los diferentes laboratorios.

El trabajo en equipo es fundamental en la Industria petrolera ya que al garantizar un buen trabajo en equipo se garantizaran resultados buenos en el área de interés, pues bien, en los diferentes laboratorios observados el trabajo en equipo y la comunicación entre trabajadores es la principal clave al éxito y es el mejor ejemplo para tomar.

El Instituto Colombiano del Petróleo, es un centro de investigación en donde la responsabilidad, seguridad, calidad y el aseo son principios básicos que a simple vista son despreciables pero que en realidad hacen parte del gran desempeño de esta entidad.

La recopilación de todos los corazones perforados en Colombia ayuda a la Industria nacional e internacional, a tener una excelente información acerca de la litología de las diferentes cuencas del país, pues la Litoteca nacional ubicada en el ICP es aquella encargada de almacenar toda esta información convirtiéndose prácticamente en un patrimonio nacional de la litología colombiana.

7. BIBLIOGRAFIA

Aspectos Generales, Principales funciones, Gasoductos y Estaciones compresoras de TGI se pueden observar en la página: http://www.tgi.com.co/ .

Actividades generales de ICP, se pueden observar con más detalle en la página web: http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Informe_Responsabilidad_Social/ges-conocimiento.htm .

Información sobre diferentes operaciones de TGI, mercadeo de la empresa y forma de transportar, fue obtenida mediante apuntes durante la práctica.

Información básica y general acerca de cada laboratorio fue obtenida mediante apuntes durante la práctica.

Información más detallada sobre los diferentes laboratorios fue consultada a través de la página web: http://www.ecopetrol.com.co/ .