IIrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5938/1/41271_1.pdf · Certifico que el trabajo de “MANTENIMIENTO DE LAS VÁLVULAS EN PLATAFORMAS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO DEL BLOQUE

I

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TEMA: “MANTENIMIENTO DE LAS VÁLVULAS EN PLATAFORMAS DE

PRODUCCIÓN DE CRUDO DEL BLOQUE 15 PARA PERFECCIONAR LAS

OPERACIONES DE TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO A FIN DE

OPTIMIZAR LOS PROCESOS PRODUCTIVOS”

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO

EN PETRÓLEOS

AUTOR: CÉSAR ARMANDO HINOJOSA GUERRA

DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN

QUITO, ECUADOR

2010

III

DECLARACIÓN:

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

---------------------------------------

César Armando Hinojosa Guerra

CI: 100298797-0

IV

CERTIFICACIÓN:

Certifico que el trabajo de “MANTENIMIENTO DE LAS VÁLVULAS EN

PLATAFORMAS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO DEL BLOQUE 15 PARA

PERFECCIONAR LAS OPERACIONES DE TRANSPORTE Y

ALMACENAMIENTO A FIN DE OPTIMIZAR LOS PROCESOS

PRODUCTIVOS” fue desarrollado por César Armando Hinojosa G. bajo mi

supervisión.

------------------------------------

ING. RAÚL BALDEÓN

DIRECTOR DEL PROYECTO

V

CARTA DE LA EMPRESA

VI

AGRADECIMIENTO

Primero y antes que nada, agradezco a Dios, por estar conmigo en cada paso que doy,

por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y por haber puesto en mi camino a

aquellas personas que han sido mi soporte y compañía durante todo el periodo de

estudio.

Agradecer hoy y siempre a mi familia porque a pesar de no estar presentes físicamente,

se que procuran mi bienestar y sin el esfuerzo realizado por ellos mis estudios no

hubieran sido posibles.

Mis más sinceros agradecimientos a la Universidad Tecnológica Equinoccial por

abrirme las puertas hacia la excelencia académica, al Ing. Jorge Viteri Decano de la

Facultad de Ciencias de la Ingeniería, a mi director de tesis, el Ing. Raúl Baldeón

quienes me brindaron las herramientas técnicas necesarias para alcanzar el resultado

final de esta investigación.

Así también a PETROECUADOR por permitirme la realización de la investigación en

su empresa y porque aporto en su medida a facilitar el material requerido que sustenta

mi tesis.

VII

DEDICATORIA:

Dedico la presente tesis a las personas que han sido una motivación en mi vida,

especialmente a mi madre ISMENIA BETSABE GUERRA V. y a mi hermana

DOMÉNICA DEL CARMEN HINOJOSA G. por ser la luz, la fuerza para superarme

cada día más y procurar que la vida nos depare un futuro mejor.

CÉSAR ARMANDO HINOJOSA G.

VIII

ÍNDICE GENERAL

CARÁTULA……………………………………………………………………….........II

DECLARACIÓN……………………………………………………………………….III

CERTIFICACIÓN……………………………………………………………………...IV

CARTA DE LA EMPRESA…………………………………………………………….V

AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………VI

DEDICATORIA………………………………………………………………………VII

ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………….VIII

ÍNDICE DE GRÁFICOS……………………………………………………………...XV

RESUMEN…………………………………………………………………………...XIX

SUMMARY…………………………………………………………………….……XXI

IX

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁG.

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………….1

1.2 OBJETIVO GENERAL………………………………………………………….2

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS…………………………………………………....2

1.4 JUSTIFICACIÓN………………………………………………………………..3

1.5 IDEAS A DEFENDER…………………………………………………………..4

1.6 VARIABLES…………………………………………………………………….4

1.6.1 VARIABLES INDEPENDIENTES……… ……………...…………..…4

1.6.2 VARIABLES DEPENDIENTES……………………………………..…5

1.7 MARCO CONCEPTUAL………………………………………………………5

1.8 MARCO TEÓRICO……………………………………………………………..6

1.9 METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN………………………………….7

CAPÍTULO II

2. ANTECEDENTES DEL BLOQUE 15……………...…………………………..8

2.1 DEFINICIÓN DE GESTIÓN DEL BLOQUE 15………………………………9

2.2 OPERACIONES REALIZADAS POR EL BLOQUE 15……………………...10

2.3 FACTORES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD Y AMBIENTE

EN EL BLOQUE 15……………………………………………………………17

X

2.3.1 POLÍTICA DE SALUD OCUPACIONAL, SEGURIDAD ………..… 18

INDUSTRIAL, Y CONTROL AMBIENTAL (SSA)

2.3.2 SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD Y AMBIENTE………… …....20

2.4 INFRAESTRUCTURA TECNOLÓGICA DEL BLOQUE 15………………...20

2.5 RESPONSABILIDAD SOCIAL……………………………………………....22

2.6 RELACIONES COMUNITARIAS…………………………………………….23

2.7 LOS IMPACTOS DE LAS ACTIVIDADES HIDROCARBURÍFERAS

EN EL BLOQUE 15……………………………………………………………25

CAPÍTULO III

3. VÁLVULAS EN PLATAFORMAS DE PRODUCCIÓN……………………..28

3.1 PLATAFORMAS DE PRODUCCIÓN………………………………………...28

3.2 MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL………………………….28

3.2.1 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO MECÁNICO…...29

3.2.2 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS……………………..…31

3.2.3 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE…….…………….……………..34

3.2.4 BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA…………….……………....38

3.2.5 BOMBEO HIDRÁULICO……………………………..…………….…40

3.3 FACILIDADES DE SUPERFICIE EN PLATAFORMAS DE

PRODUCCIÓN………………………………………………………………...42

XI

3.3.1 CABEZAL DE POZO……………………………………………..…...42

3.3.2 LÍNEA DE FLUJO………………………………………………..……44

3.3.3 EL MÚLTIPLE DE PRODUCCIÓN……….……………………..……46

3.3.4 SEPARADORES………………………………………………….....…47

3.3.5 TANQUES.……………………………………………………………..51

3.3.5.1 TANQUES DE LAVADO…………………………………………...…51

3.3.5.2 TANQUES DE PRUEBA………………………………………...…….52

3.3.5.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO…………………………...…..53

3.3.6 BOMBAS…………………………………………………………..…..54

3.3.6.1 BOMBAS DINÁMICAS…………………………………………..…...55

3.3.6.2 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO……...…………..….55

3.4 VÁLVULAS……………………………………………………………………56

3.4.1 DEFINICIÓN DE VÁLVULAS…………………………………...…...57

3.4.2 PARTES DE UNA VÁLVULA……………………………………..…58

3.4.3 CATEGORÍAS DE VÁLVULAS………………………………..…….60

3.4.3.1 VÁLVULAS DE COMPUERTA………………………………….…...60

3.4.3.2 VÁLVULAS DE MACHO…………………………………………......62

3.4.3.3 VÁLVULAS DE GLOBO…………………………………………..….62

XII

3.4.3.4 VÁLVULAS DE BOLA……………………………………………......63

3.4.3.5 VÁLVULAS DE MARIPOSA……………………………………...….65

3.4.3.6 VÁLVULAS DE DIAFRAGMA………………………………………66

3.4.3.7 VÁLVULAS DE APRIETE……………………………………………67

3.4.3.8 VÁLVULAS DE RETENCIÓN (CHECK) Y DE

DESAHOGO……………………………..……………………………..68

3.4.3.9 VÁLVULAS DE RETENCIÓN (CHECK)………………………..…...69

3.4.3.10 VÁLVULAS DE DESAHOGO (ALIVIO)……………………..69

CAPÍTULO IV

4. MANTENIMIENTO…………………………………………………………...72

4.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO………………………………………72

4.2 FUNCIONES DEL MANTENIMIENTO……………………………………...73

4.2.1 FUNCIONES PRIMARIAS………………………………………..…..73

4.2.2 FUNCIONES SECUNDARIAS…………………………………..……74

4.3 ACTIVIDADES Y RESPONSABILIDADES DEL MANTENIMIENTO……74

4.4 TIPOS DE MANTENIMIENTO………………………………………….……75

XIII

4.5 MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE VÁLVULAS EN

PLATAFORMAS DE PRODUCCIÓN………………………………………...77

4.5.1 PROCEDIMIENTO DE DESMONTAJE……………………….……..78

4.5.2 LIMPIEZA………………………………………………………..…….78

4.5.3 INSPECCIÓN……………………………………………………..……79

4.5.4 PROCEDIMIENTOS DE LUBRICACIÓN……………………..……..80

4.5.5 NORMATIVAS DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE

PARA REALIZAR LUBRICACIÓN…………………...………………….....82

4.6 PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO Y REPARACIÓN DE

VÁLVULAS……………………………………………………………………84

4.6.1 RECEPCIÓN DE LA PIEZA……………………………………..……84

4.6.2 CONTROL VISUAL……………………………………………..…….85

4.6.3 DESMONTAJE…………………………………………………...........87

4.6.4 SUELDAS……………………………………………………………...89

4.6.4.1 CABEZALES…………………………………………………..………90

4.6.4.2 VÁLVULA ROSCADA…………………………………………..…...91

4.6.4.3 TUBING HEAD…………………………………………………..……92

4.6.4.4 GRAMPAS…………………………………………………………..…94

4.6.4.5 ADAPTER SPOOL………………………………………………….....94

XIV

4.6.5 TORNO……………………………………………………………..….95

4.6.5.1 CABEZALES…………………………………………………..……....97

4.6.5.2 VÁLVULAS DE ROSCA………………………………………..…….97

4.6.5.3 TUBING HEAD………………………………………………..………99

4.6.5.4 GRAMPAS……………………………………………………..……..100

4.6.5.5 ADAPTER SPOOL………………………………………………..….101

4.6.6 RECTIFICADORA……………………………………………..…….101

4.6.7 LIMPIEZA CON SANDBLASTING……………………………..….102

4.6.8 ENSAMBLAJE…………………………………………………….....104

4.6.9 CERTIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN

REALIZADAS A LAS VÁLVULAS……………………………..….105

4.6.10 VENTAJAS DE REPARACIÓN EN EL TALLER……………..…..107

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………110

5.1 CONCLUSIONES…………………………………………………………….110

5.2 RECOMENDACIONES……………………………………………………....112

BIBLIOGRAFÍA GENERAL………………………………………………....113

CITAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………..114

XV

ANEXOS……………………………………………………………………...115

ÍNDICE DE GRÁFICOS

GRÁFICOS PÁG.

GRÁFICO No. 1 PERFORACIÓN…………………………………………………….11

GRÁFICO No. 2 RESERVAS…………………………………………………………13

GRÁFICO No. 3 EXPLORACIÓN…………………………………………………….15

GRÁFICO No. 4 MANTENIMIENTO………………………………………………...16

GRÁFICO No. 5 AUTOMATIZACIÓN DE POZOS…………………………………21

GRÁFICO No. 6 RESPONSABILIDAD SOCIAL……………………………………23

GRÁFICO No. 7 RELACIONES COMUNITARIAS…………………………………25

GRÁFICO No. 8 LEVANTAMIENTO POR BOMBEO MECÁNICO………………30

GRÁFICO No. 9 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS…………………….33

GRÁFICO No. 10 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE…………………………….36

GRÁFICO No. 11 EQUIPO DE SUPERFICIE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE……………………………………………………………..37

GRÁFICO No. 12 BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA………………………..39

XVI

GRÁFICO No. 13 BOMBEO HIDRÁULICO…………………………………………41

GRÁFICO No. 14 CABEZAL DE POZO……………………………………………...44

GRÁFICO No. 15 LÍNEA DE FLUJO………………………………………………...45

GRÁFICO No. 16 MÚLTIPLE DE PRODUCCIÓN…………………………………..47

GRÁFICO No. 17 SEPARADOR……………………………………………………...51

GRÁFICO No. 18 TANQUE DE LAVADO…………………………………………..52

GRÁFICO No. 19 TANQUE DE ALMACENAMIENTO……………………………54

GRÁFICO No. 20 BOMBAS DE TRASFERENCIA………………………………….56

GRÁFICO No. 21 PARTES DEL LA VÁLVULA……………………………………59

GRÁFICO No. 22 VÁLVULA DE COMPUERTA…………………………………...60

GRÁFICO No. 23 VÁLVULA DE COMPUERTA EN CAMPO……………………..61

GRÁFICO No. 24 VÁLVULA DE MACHO………………………………………….62

GRÁFICO No. 25 VÁLVULA DE GLOBO…………………………………………..63

GRÁFICO No. 26 VÁLVULA DE BOLA…………………………………………….64

GRÁFICO No. 27 VÁLVULA DE BOLA EN CAMPO………………………………64

GRÁFICO No. 28 VÁLVULA DE MARIPOSA……………………………………...65

GRÁFICO No. 29 VÁLVULA DE MARIPOSA EN CAMPO……………………….66

GRÁFICO No. 30 VÁLVULA DE DIAFRAGMA……………………………………67

XVII

GRÁFICO No. 31 VÁLVULA DE APRIETE…………………………………………68

GRÁFICO No. 32 VÁLVULA DE RETENCIÓN (TIPO DE ELEVACIÓN)………...69

GRÁFICO No. 33 VÁLVULA DE DESAHOGO (ALIVIO)…………………………70

GRÁFICO No. 34 VÁLVULA DE DESAHOGO EN CAMPO………………………71

GRÁFICO No. 35 TIPOS DE MANTENIMIENTO…………………………………..75

GRÁFICO No. 36 LUBRICACIÓN DE VÁLVULAS………………………………...83

GRÁFICO No.37 RECEPCIÓN MEDIANTE TECLE……………………………….85

GRÁFICO No. 38 CONTROL VISUAL DE VÁLVULAS…………………………...86

GRÁFICO No. 39 DESMONTAJE…………………………………………………….88

GRÁFICO No. 40 SUELDAS………………………………………………………….89

GRÁFICO No. 41 SUELDAS………………………………………………………….90

GRÁFICO No. 42 CABEZALES………………………………………………………91

GRÁFICO No. 43 VÁLVULA ROSCADA…………………………………………...92

GRÁFICO No. 44 TUBING HEAD……………………………………………………93

GRÁFICO No. 45 ADAPTER SPOOL………………………………………………...95

GRÁFICO No. 46 TORNO…………………………………………………………….96

GRÁFICO No. 47 TORNO…………………………………………………………….96

GRÁFICO No. 48 ELABORACIÓN ROSCADO……………………………………..99

XVIII

GRÁFICO No. 49 DISEÑO ROSCADO TUBING HEAD…………………………..100

GRÁFICO No. 50 RECTIFICADORA……………………………………………….102

GRÁFICO No. 51 SANDBLASTING………………………………………………..103

GRÁFICO No. 52 SANDBLASTING………………………………………………..104

GRÁFICO No. 53 ENSAMBLAJE…………………………………...………………105

GRÁFICO No. 54 PRUEBAS DE PRESIÓN ………………………………………..106

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁG.

ANEXO 1……………………………………………………………………………..115

ANEXO 2……………………………………………………………………………..116

XIX

RESUMEN

En la actualidad el mantenimiento se ha fortalecido como parte integral de la industria

mundial puesto que este es de inmensa importancia en todos los aspectos de la misma

ya sea desde un proceso pequeño hasta un magno proceso como es la obtención del

petróleo ya que para esto tenemos varios subprocesos como la perforación, producción,

trasporte y refinación del crudo.

En todos estos subprocesos necesitamos de manera obligatoria un buen plan de

mantenimiento para todas las piezas, aparatos, maquinarias y equipamientos posibles en

los campos petroleros ya sea para prevenir deterioros o para corregir los mismos puesto

que estos podrían ocasionar daños al personal de trabajo o causar un grave desastre

ecológico lo cual deseamos evitar.

Para el estudio al mantenimiento antes nombrado lo separamos en dos tipos: el

mantenimiento preventivo y el mantenimiento correctivo y lo hemos aplicado a los

principales dispositivos de control de flujo llamados válvulas, las mismas que nos

permiten el cierre, apertura o regulación del fluido en los diferentes procesos petroleros.

Al hablar de mantenimiento preventivo me refiero a la labor realizada en la válvula

cuando esta está en el campo de acción de la misma, este trabajo puede ser la limpieza,

inspección o lubricación realizada al dispositivo de control mientras este está instalada y

trabajando en los procesos anteriormente mencionados.

XX

En cuanto al mantenimiento correctivo hablamos de los procesos por los cuales pasa

una válvula para ser arreglada luego de ser desinstalada de su función para pasar al

taller de reparación en el cual es desensamblada, revisada y si tiene posibilidad de

reparación pasa a una serie de procesos como sueldas, tornos, rectificadoras, limpiezas

con sandblasting y demás para luego ser ensambladas y colocadas nuevamente en sus

funciones siempre previo la aprobación del técnico o de la compañía de servicios

contratada para el trabajo.

XXI

SUMMARY

At present, the maintenance has become an important integral part of the global industry

since this is of immense importance in all aspects of the process either from smallest to

a grand collection process as the oil is because for this we multiple threads as drilling,

production, transportation and oil refining.

In all these thread obligatorily need a good maintenance plan for all parts, appliances,

machinery and equipment in the oil field potential either to prevent deterioration or to

correct the same as these could cause damage to personnel working or cause a serious

ecological disaster which we wish to avoid.

To study the maintenance before it became separated into two types: preventive

maintenance and corrective maintenance and we have applied to the main flow control

devices called valves; they allow us to closing, opening or fluid regulation in the

different processes oil.

Speaking of preventive maintenance, I mean the work of the valve when it is in the

scope of it, this work may be the cleaning, inspection and lubrication control made to

the device while it is installed and working on processes above.

XXII

In maintaining correct to speak of the processes through which passes a valve to be

repaired after being uninstalled from your function to go to the repair shop in which it is

disassembled, reviewed and if it happens to redress a number of processes as salaries,

lathes, grinding, sandblasting and other cleaning to be assembled and then placed back

in their duties, provided prior approval or technical services company contracted to

work.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

En la práctica es imposible encontrar una máquina o equipo que no necesite

mantenimiento. Es así que para producir o fabricar se requiere de máquinas o equipos

que con el transcurso del tiempo y el uso están sujetos a un proceso irreversible de

desgaste, envejecimiento y una degradación u obsolencia tecnológica, así como de la

disminución de la eficiencia. Por lo tanto para aliviar estos males inevitables se requiere

necesariamente asociar la vida de estas máquinas o equipos con el mantenimiento.

A partir de 1925, se hace presente en la industria americana la necesidad de organizar el

mantenimiento de máquinas e instalaciones con una base científica para poder desterrar

en lo posible el mantenimiento de rutina, pues éste, siempre por muy rápido que sea la

reparación ya ha interrumpido el proceso productivo.

Para organizarlo se estudia, se recopila datos, se confecciona estadísticas, se organiza

científicamente el trabajo y todo ello va formando un cuerpo de doctrina hoy día ya en

pleno desarrollo.

Realizar mantenimiento significa gastos los cuales no siempre se encuentran registrados

en los libros de contabilidad de ahí que muchas de las veces no se le da al

mantenimiento la importancia que requiere este servicio, incluso se considera un gasto

impune, muchas de las veces más por desconocimiento de sus ventajas y aplicación.

2

Todos los programas de mantenimiento están influenciados por la política de la

compañía, la cual muchas veces está fuera del control del mecánico y del operario.

Por esta y otras razones el mantenimiento y funcionamiento de motores, compresores,

turbinas, bombas, válvulas y equipos auxiliares es de constante precaución por parte del

Departamento de Mantenimiento del Distrito Oriente de Petroecuador.

1.2 OBJETIVO GENERAL

Conocer a la aplicación de los diferentes tipos de válvulas, sus variables operacionales,

función y todos los aspectos de las mismas en la industria petrolera para poder realizar

un buen mantenimiento y estas puedan tener un excelente funcionamiento en cada

trabajo que los técnicos las requieran y así poder prevenir pérdidas y daño al medio

ambiente.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Determinar las posibles fallas o mal funcionamiento de las válvulas para

prevenir su daño u otro desperfecto que ocasione dificultades en las operaciones.

• Conocer las variables operacionales a las cuales están expuestas las válvulas

para poder darles su uso adecuado dependiendo de la función a desempeñar y

factores varios de operabilidad.

• Investigar por qué factores se originó la falla en el elemento de control para

hacer un análisis del mismo y corregir errores.

3

• Mantener latente la inquietud de investigación y experimentación de nuevas

alternativas de mantenimiento.

1.4 JUSTIFICACIÓN

En las plataformas de producción de crudo del bloque 15 operado por Petroecuador

ubicado en la Amazonía Ecuatoriana muchas veces se presenta un problema que no se

lo considera de gran importancia con relación a otro tipo de sucesos que pueden causar

un grave problema durante la producción pero es de mucho valor ya que ese problema

puede causar un daño, desperfecto, rotura de los elementos de cierre, apertura o

regulación de flujo lo cual no queremos que suceda y esto se da por que cuando se está

produciendo y bombeando fluido extraído a la superficie no se está transportando un

fluido ideal sin factores que afecten a los equipos y al contrario este crudo tiene altos,

medianos o pequeños grados de corrosión, erosión dependiendo de su clase su

composición química su BSW (cantidad de agua y sedimentos en solución con el

fluido), su temperatura y varios factores y componentes que pueden afectar a las

válvulas cuando estas están en contacto con los mismos, este problema puede causar un

deterioro de la válvula o disminuir la vida útil de la misma y este no es recomendable ya

que esto ocasiona pérdida de tiempo y en el campo petrolero este tiempo representa

dinero y pérdida para la compañía que está operando el pozo en este caso Petroecuador.

Otro factor que hemos tomado muy en cuenta en este estudio es el de la selección

adecuada del tipo de dispositivo de control que vamos a montar dependiendo de las

variables operacionales que este dispositivo tenga que soportar, el tiempo que se lo va a

utilizar, todo esto haciendo un análisis minucioso ayudándonos de los ingenieros de

4

lodos, ingenieros químicos que nos dan el tipo de fluido existente en el yacimiento y

que se va a producir el mismo que va a estar en contacto con las válvulas.

La investigación es basada en la solución a los problemas planteados anteriormente y lo

que queremos es evitar en el mayor porcentaje posible este tipo de inconvenientes

primeramente por medio de la selección adecuada de la válvula para la función

específica a desarrollar y luego por medio de óptimo mantenimiento de la misma el cual

se lo deberá hacer periódicamente a fin de controlar el transporte de crudo por medio de

tuberías hasta su futuro almacenamiento, y con esto estaremos evitando a la compañía

futuros derrames de petróleo que no es para nada deseable ya que este derrame en el

mayor de los casos puede ocasionar un incendio y por consiguiente peligro para el

personal que trabaja en la plataforma.

1.5 IDEAS A DEFENDER

Verificar que un claro conocimiento de la forma de aplicación del mantenimiento en las

válvulas que se utilizan en las plataformas petroleras nos permite obtener como

resultado la optimización en el servicio y mantenimiento de las mismas

1.6 VARIABLES

1.6.1 VARIABLES INDEPENDIENTES

Sistemas de producción del bloque 15

Válvulas de operación

5

Plataformas de operación

1.6.2 VARIABLES DEPENDIENTES

Programa de Mantenimiento de válvulas

Reacondicionamiento de válvulas

1.7 MARCO CONCEPTUAL

CAVITACIÓN: proceso que ocurre cuando burbujas de vapor producidas por una gota

con presión por debajo de la presión de vapor del fluido, violentamente se desintegran

cuando el fluido recupera su presión aguas abajo.

CORROSIÓN: Proceso de reacciones químicas o electroquímicas que destruye un

metal. El conocido estrato de herrumbre que recubre el acero, es el producto más común

de la corrosión.

GOLPETEO: Proceso que comienza con una baja de presión, la cual ocasiona que se

formen burbujas en el líquido. Para que un destello ocurra, la presión en la salida de la

válvula debe permanecer por debajo de la presión de vapor del líquido y las burbujas se

mantienen en el sistema aguas abajo.

6

GUARNICIÓN DE VÁLVULA: Es la parte removible de la válvula, incluye la pieza de

cierre, los asientos, los sellos y los anillos de asiento, el desgaste de estas piezas

determina cuando se le realizará mantenimiento a la válvula.

SELLO: Componente de la válvula, generalmente está compuesto de un material

resistente que garantiza que la pieza de cierre de la válvula este correctamente ajustada

contra los asientos. Se usa para prevenir filtraciones en la válvula.

1.8 MARCO TEÓRICO

El mantenimiento es una condición de diseño y soporte de equipos de instalaciones, que

se refiere a las tareas de conservar una planta industrial en buenas condiciones de

operación, estableciendo métodos y técnicas referentes a reparación, predicción,

prevención, recuperación, personal, tiempos disponibles y no disponibles, equipos de

soporte, herramientas y trabajos a realizarse para conseguir el objetivo mencionado .

El mantenimiento debe ser consistente, claro y global en sus diferentes etapas,

tendiendo a asegurar que el alcance, objetivos y funciones del mismo puedan cumplirse,

estar integrados y orientados en el mismo sentido, con el fin de no dar cabida a

decisiones o diseños particulares que podrían hacer perder la perspectiva del problema

integral.

Las actividades de planeamiento, diseño, establecimiento de medidas y normas,

desarrollo y evaluación, deben ser homogéneos y bajo una conceptualización única.

7

Definir el mantenimiento puede indicar diferentes criterios, estilos y experiencias,

razón por la cual no cabe decirse que exista una sola definición que pueda aplicarse.

Con el objeto de presentar algunos criterios prácticos, relacionados con el

mantenimiento y sus clases, puede observarse que el término mantenimiento intenta

incluir los siguientes aspectos:

La organización de las divisiones de trabajo encargadas de la inspección, prevención,

reparación, revisión, construcciones elementales de equipo, maquinaria e instalaciones,

recuperación de desperdicios y administración de sus recursos.

La actividad de conservar el equipo en instalaciones de la planta, en condiciones

óptimas de operación y duración.

La planeación y programación de las actividades, normalmente consideradas como

pilares de la administración.

1.9 METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN

Método deductivo, porque el inicio del procedimiento operativo está basado en el

conocimiento teórico.

Método de analítica, puesto que los datos obtenidos del proceso de mantenimiento

serán analizados.

CAPÍTULO II

8

CAPÍTULO II

2. ANTECEDENTES DEL BLOQUE 15

Petroamazonas Ecuador S.A., es una sociedad anónima ecuatoriana, cuyo capital

pertenece en su totalidad a empresas del sector público ecuatoriano, debidamente

constituida según escritura pública otorgada ante el Notario Vigésimo Sexto del Distrito

Metropolitano de Quito, el 7 de abril de 2008, debidamente inscrita en el Registro

Mercantil el 23 de abril de 2008, e inscrita en el Registro de Hidrocarburos el 28 de

abril de 2008.

Su objeto social principal es: a) la prestación de servicios para la administración y

operación de los campos y yacimientos de hidrocarburos; b) la exploración, explotación,

desarrollo y mantenimiento de campos y yacimientos de hidrocarburos; c) el transporte

secundario del petróleo crudo; d) el desarrollo de estudios y proyectos relacionados con

la materia hidrocarburífera; y, e) la construcción y mantenimiento de facilidades de

producción tales como oleoductos, plataformas, terminales, estaciones, tanques,

calderas, puentes metálicos, campos de almacenamiento y vías de acceso.

Petroamazonas Ecuador S.A. en agosto de 2008 suscribió con Petroecuador y

Petroproducción un contrato de prestación de servicios específicos para la

administración y operación de los campos y yacimientos que se encontraban a cargo de

la Unidad de Administración y Operación Temporal del Bloque 15 y Campos

Unificados Edén-Yuturi y Limoncocha, y que comprenden, sin limitarse, al denominado

Bloque 15 de la Región Amazónica, Campos Edén – Yuturi y Limoncocha, Pacay,

Quilla, Aguajal y Pañacocha, así como las demás áreas y/o campos que determine

9

PETROECUADOR, conforme las mejores prácticas y técnicas productivas, de

conformidad con las normas y regulaciones expedidas por la Dirección Nacional de

Hidrocarburos, y aportando la tecnología, los capitales y los equipos o maquinarias

necesarios para el cumplimiento de las obligaciones establecidas en dicho contrato.

2.1 DEFINICIÓN DE GESTIÓN DEL BLOQUE 15

Los trabajadores de Petroamazonas están ubicados tanto en Quito como en los campos

EPF y CPF, en la Amazonía, en las provincias de Sucumbíos y Shushufindi. La

disciplina es la característica de quienes trabajan directamente en los campos, quienes

además interactúan en forma armoniosa con las comunidades adyacentes a los lugares

donde opera la empresa.

El centro de la actividad petrolera está en la Amazonía ecuatoriana. En el caso de

Petroamazonas, el área de operación se encuentra ubicada entre las provincias de

Orellana y Sucumbíos, con una extensión de 200 000 hectáreas. Allí, 315 personas

trabajan durante 15 días, en turnos de 12 horas cada uno.

Petroamazonas capacita permanentemente a todo el personal con entrenamientos, con el

afán de mejorar sus conocimientos y adiestrarlos en nuevas tareas en función de las

necesidades de la empresa.

El personal de la empresa en sin duda una arista fundamental para Petroamazonas,

porque además es una empresa donde prima el talento nacional.

10

2.2 OPERACIONES REALIZADAS POR EL BLOQUE 15

PERFORACIÓN: Petroamazonas inició la campaña de Perforación en el primer

trimestre del 2007 utilizando tres Torres de Perforación (Gráfico 1), ese año se

terminaron con éxito 24 pozos. En el 2008 se perforaron 39 pozos lo que ha permitido

mantener niveles de producción por sobre los 98,000 BPPD. En el 2009 PAM cuenta

con 7 taladros de perforación y 4 torres de reacondicionamiento. Se tiene planificado

perforar 67 pozos.

El objetivo del Departamento de Perforación de PAM es culminar exitosamente la

campaña planificada para el año 2009, la cual consiste en la perforación y completación

de 67 pozos. En este ambiente de crisis mundial e interna afronta el país y el mundo, es

un reto para todo el personal poder garantizar el cumplimiento de las metas propuestas.

El éxito no se mide solamente con el cumplimiento de objetivos operativos, como

reducción de días de perforación y ahorro de costos, sino alineándonos a metas de

Salud, Seguridad y Medio Ambiente. El desarrollo de las actividades dentro de una

Plataforma de Perforación en un ambiente de cordialidad y sin accidentes es parte del

aprendizaje continuo de los 160 técnicos, que en promedio trabajan en cada plataforma.

El Departamento de Perforación está trabajando para garantizar que los objetivos de

tiempo y costo sean cabalmente cumplidos, sin afectar la eficiencia de las operaciones;

implementando métodos, estándares y buenas prácticas reconocidas en la industria.

11

GRÁFICO No.1: PERFORACIÓN

Fuente: PETROECUADOR

Elaborado por: Cesar Hinojosa

PRODUCCIÓN: El objetivo de producción promedio aprobado en el presupuesto 2009

de Petroamazonas es de 94 500 barriles de petróleo por día, correspondiendo al campo

Edén-Yuturi más el campo Dumbique: 55 836 barriles por día, y 38 664 al Complejo

Indillana.

Considerando la declinación natural de los campos, el objetivo es: primero mantener el

nivel de producción y luego incrementarlo preservando la vida útil de los reservorios, de

ahí que la estrategia de Petroamazonas, es explorar el crudo de sus campos, sin llegar al

100% de su potencial, mientras se realizan nuevas exploraciones con el fin de

reemplazar la producción actual de los campos, manteniendo una óptima relación

reservas-producción. Petroamazonas para la explotación de los campos utiliza la

12

tecnología de perforación en racimo, que permite perforar hasta veinte pozos desde una

misma plataforma, con mínimo impacto ambiental. Adicionalmente, se han implantado

tecnologías como la instalación de completaciones duales e inteligentes que permiten la

producción simultánea de dos reservorios con monitoreo de cada uno de ellos. Los

sistemas de tratamiento y procesamiento de crudo son modulares, para ahorrar espacio

físico y permitir expansiones futuras. Por otra parte, toda el agua producida en el

Bloque es re-inyectada con el debido tratamiento a diferentes formaciones receptoras. El

gas extraído asociado con el petróleo es utilizado en su mayor parte como combustible

en los procesos de generación eléctrica. Este proceso se encuentra en continua

optimización conforme incrementa la producción de hidrocarburos. En la actualidad en

cada una de las áreas (Edén-Yuturi y Complejo Indillana) se desarrolla un programa

intensivo de perforación con siete torres en actividad, que incluye una torre dedicada a

proyectos de exploración con una inversión aproximada de US$300 millones.

RESERVAS: Petroamazonas estima aumentar las reservas en aproximadamente 100

MMB, hasta el año 2010, con la perforación de 14 pozos exploratorios y registro de 800

kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Los pozos estarán ubicados en las áreas que se

indican en el gráfico 2, los cuales son: Palmar Oeste, Palmar Este-B, Pañayacu,

Pañayacu Centro, Palmar Este A, Palmar Este C, Jivino Sur, Indillana Sur, Concordia

Oeste, Concordia Este.

Las reservas serán exploradas en las inmediaciones de los campos en producción, en

zonas de fácil acceso por vía terrestre, cercanas a la infraestructura existente y en zonas

con acceso fluvial o aéreo.

13

Petroamazonas Ecuador S.A. mantiene una política de reemplazo de los volúmenes

producidos con nuevas reservas descubiertas o incorporadas. Durante este año,

Petroamazonas perforará 48 pozos, 44 de desarrollo y cuatro exploratorios. Utilizará

seis torres de perforación. Incorporará 43.4 millones de barriles de petróleo (MMBP) en

reservas. Además, realizará 114 kilómetros cuadrados de sísmica 3D para delimitar

posibles nuevos prospectos exploratorios.

GRÁFICO No. 2: RESERVAS

Fuente: PETROAMAZONAS.


14

EXPLORACIÓN: El Plan Exploratorio del quinquenio 2009-2013 tiene por objeto

continuar con la estimación del potencial exploratorio del Área de Actividad de PAM y

la explotación de estos descubrimientos. La meta de este plan es encontrar,

aproximadamente, 121 MMBP (millones de barriles de petróleo) de reservas, sin aplicar

riesgo geológico y 65 MMBP aplicando riesgo geológico. Esto, con el fin de mantener

la producción de PAM en términos de alta rentabilidad, metas que serán factibles

perforando pozos en trampas estructurales y combinadas, iniciando por los prospectos

de menor riesgo y cercanos a la infraestructura disponible.

La actividad exploratoria del quinquenio contempla la perforación de 14 pozos,

comenzando con el pozo Tuntiak-1 en el 2009, seguido por los pozos Tuich-1, Shushuy-

1 y Dumbique Sur-1 en el 2010, posteriormente, en el período 2011-2013 se perforarán

tres pozos exploratorios cada año. Además, se espera registrar, procesar e interpretar los

resultados de aproximadamente, 911 km2 de sísmica 3D, cifra que incluye el Programa

de Sísmica 3D del campo Pañacocha, planificado en 2007. También, se planifica un

nuevo Programa de Sísmica 3D de 250 Km2 en 2011.

En 2008 e inicios de 2009 PAM perforó cuatro pozos exploratorios y los cuatro pozos

tuvieron éxito comercial: Palmar Oeste-1, Palmeras Norte-1, Pañayacu-1 y Tuntiak-1.

Se ha alcanzado este éxito exploratorio en un bloque explorado por más de 30 años,

gracias a la dirección gerencial de Petroamazonas, decidida a invertir con riesgo; a un

equipo de trabajo comprometido, experimentado y equipado con tecnología de punta.

Los descubrimientos hechos, por localizarse cerca de la infraestructura existente, ya se

encuentran en producción (Gráfico 3).

15

GRÁFICO No. 3: EXPLORACIÓN



MANTENIMIENTO: La razón de ser del mantenimiento es la confiabilidad de los

equipos de producción con una alta mantenibilidad, es decir evitar las fallas imprevistas

en los equipos y a la vez hacer que las actividades de mantenimiento se efectúe en

tiempos óptimos y con costos razonables (Gráfico 4).

El mantenimiento es una actividad estratégica en la industria de producción de petróleo

en donde los procesos han ido migrando de lo manual a los automatizado buscando la

optimización y la eficiencia.

16

Debido al alto costo que supone el deterioro de los activos para Petroamazonas, se

dispone de una mejora continua en la confiabilidad y disponibilidad de los equipos con

altos estándares de seguridad industrial y conservación del medio ambiente,

desarrollando las actividades con un recurso humano profesional y capacitado.

La mejora continua de los procesos hizo que en el año 2008 el departamento de

Mantenimiento de Petroamazonas obtenga la certificación ISO: 9001:2000 por parte de

la Det Norske Veritas (DNV).

GRÁFICO No. 4: MANTENIMIENTO



17

FACILIDADES: Siendo el objetivo del negocio, la producción de petróleo, el área de

facilidades es el responsable de brindar el apoyo necesario para el diseño e implantación

de nuevas instalaciones que faciliten el proceso de extracción, proceso y transporte de

crudo bajo los más exigentes parámetros de la industria hidrocarburífera.

El manejo técnico y profesional de procesos, junto a la alta capacidad de los

profesionales que la integran, ha desarrollado en el departamento de facilidades una

eficiencia destacable dentro de la compañía, permitiendo a esta área ser uno de los

principales apoyos para el desarrollo de nuevos campos y prospectos, así como la

integración de nuevos bloques para desarrollar. Gracias a todo este respaldo, el año

2008 se emitió la certificación ISO:9001 debido a que los procesos correctamente

gestionados demostraron su gran eficiencia. Con todos estos antecedentes podemos

mencionar orgullosamente que el departamento de Facilidades es uno de los principales

soportes que ayudan a mantener nuestros objetivos de producción en los rangos

deseados.

2.3 FACTORES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD Y AMBIENTE EN EL

BLOQUE 15.

El Departamento de Salud, Seguridad y Ambiente (SSA), fundamentado en la

prevención, vela por la consecución de un ambiente laboral sano y seguro, que ofrezca

condiciones de trabajo adecuadas para el desarrollo de las actividades, con la finalidad

de precautelar la salud e integridad de los empleados y trabajadores, tanto de

Petroamazonas como Contratistas, haciendo de las operaciones y procesos lugares

seguros y confiables para trabajar, de forma sustentable y amigable con el ecosistema.

18

En Abril del 2007, Petroamazonas obtuvo las certificaciones ISO 14001:2004 &

OHSAS 18001:1999, otorgadas por Det Norske Veritas (DNV) – México, las cuales

avalan el adecuado manejo del Sistema de Gestión de la organización en lo referente a

Salud Ocupacional, Seguridad Industrial y Control Ambiental.

2.3.1 POLÍTICA DE SALUD OCUPACIONAL, SEGURIDAD INDUSTRIAL, Y

CONTROL AMBIENTAL (SSA)

1. La Salud Ocupacional, Seguridad Industrial, Control Ambiental y Comunidades de

las áreas directas de las operaciones hidrocarburíferas, constituyen altas prioridades para

Petroamazonas; el desempeño de éstas se basa en el mejoramiento continuo.

2. Las operaciones y actividades de Petroamazonas cumplen con todos los requisitos

legales, políticas, procedimientos, estándares y prácticas aplicables a la Salud

Ocupacional, Seguridad Industrial y Control Ambiental aceptadas en la industria

petrolera.

3. Todos los posibles peligros asociados con Petroamazonas, sus actividades y

productos, así como los medios de protección implementados, son comunicados a los

empleados, contratistas y comunidades de las áreas de influencia directa de sus

operaciones.

4. La operación de Petroamazonas considera en los contratos, ordenes de servicio,

procesos de planificación y toma de decisiones, los aspectos relativos a Salud

Ocupacional, Seguridad Industrial y Control Ambiental, a fin de asegurar el

cumplimiento de prácticas apropiadas.

19

5. Mediante el establecimiento de programas de preparación y respuesta a emergencias,

Petroamazonas promueve un manejo adecuado de las situaciones de crisis.

6. Todos los empleados y contratistas de Petroamazonas son responsables de cumplir las

disposiciones de SSA relativas a su actividad, notificar oportunamente cualquier

incidente ocurrido y reportar cualquier peligro presente en el lugar de trabajo.

7. Petroamazonas proporciona respuestas oportunas a reportes y recomendaciones a

peligros presentes en el lugar de trabajo, así como la toma de acciones oportunas para

minimizar o controlar los riesgos, en base a métodos, procedimientos y procesos

técnicamente probados y económicamente viables.

8. Petroamazonas asegura el compromiso de mejoramiento continuo en el desempeño de

SSA, a través de la implantación de programas y capacitación, toma de conciencia,

evaluación, análisis, monitoreo y la designación, de responsabilidades para el control

del sistema.

9. Petroamazonas evalúa las innovaciones tecnológicas para la prevención de la

contaminación y busca métodos justificables para reducir la generación de desechos y la

descarga de contaminantes al ambiente.

10. El cumplimiento de la política de SSA y todos los aspectos relacionados con {esta,

es responsabilidad de todos los empleados y contratistas de Petroamazonas y son

verificados a través de auto evaluación y auditorias periódicas.

20

2.3.2 SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD Y AMBIENTE

El Departamento de Salud, Seguridad y Ambiente (SSA), fundamentado en la

prevención, vela por la consecución de un ambiente laboral sano y seguro, que ofrezca

condiciones de trabajo adecuadas para el desarrollo de las actividades, con la finalidad

de precautelar la salud e integridad de los empleados y trabajadores, tanto de

Petroamazonas como Contratistas, haciendo de las operaciones y procesos lugares

seguros y confiables para trabajar, de forma sustentable y amigable con el ecosistema.

En Abril del 2007, Petroamazonas obtuvo las certificaciones ISO 14001:2004 &

OHSAS 18001:1999, otorgadas por Det. Norske Veritas (DNV) – México, las cuales

avalan el adecuado manejo del Sistema de Gestión de la organización en lo referente a

Salud Ocupacional, Seguridad Industrial y Control Ambiental.

2.4 INFRAESTRUCTURA TECNOLÓGICA DEL BLOQUE 15

Actualmente la Unidad Bloque 15 opera con una de las instalaciones más modernas y

automatizadas de Latinoamérica. La automatización de los pozos como se indica en el

gráfico 5 nos permite realizar un monitoreo, análisis y configuración de los mismos en

tiempo real. De esta manera se logra que los pozos operen de una manera eficiente

dentro de los rangos definidos por el fabricante, prolongando la vida óptima de los

equipos incrementando su producción.

Cada pozo transmite su información a un servidor central, ubicado en el campamento

EPF de Edén- Yuturi en donde se procesa y se almacena la información. La misma es

posteriormente analizada por los usuarios de Quito, campos de CPF y EPF. Debido a las

21

distancias entre locaciones y el campamento donde se encuentran los servidores,

algunos de los pozos se comunican vía radio mientras que otros se conectan

directamente al anillo de fibra óptica de la Red SCADA.

GRÁFICO No. 5: AUTOMATIZACIÓN DE POZOS



Integración de datos de producción:

El área de Aplicaciones Técnicas, con el soporte operativo del departamento de

Operaciones, logró la implementación e integración de la herramienta Enginering Data

Model (EDM) con las demás aplicaciones técnicas de la compañía, con el objeto de

establecer una sola base de datos oficial para la producción y perforación.

22

Esta implementación e integración permite a la Petroamazonas:

• Obtener una mejor calidad de datos

• Estandarización de la información (nombres e identificadores únicos de pozos,

etc.)

• Generar reportes gerenciales para la toma de decisiones

• Reportar automáticamente a las entidades gubernamentales de acuerdo a sus

requerimientos

• Evitar la duplicidad de información, por ende se reducen los errores en el

ingreso de datos

• Incrementar la productividad de los usuarios, mediante los procesos y

procedimientos que aseguran la calidad de información.

• Integración entre aplicaciones

2.5 RESPONSABILIDAD SOCIAL

El enfoque de Responsabilidad Social de Petroamazonas se inscribe en la realidad de la

zona de operación a través del Programa de Relaciones Comunitarias, el mismo que

cumple varios objetivos, entre ellos, aquellos aspectos descritos en los distintos marcos

jurídicos del país que regulan las operaciones hidrocarburíferas.

Adicionalmente, busca establecer valores de solidaridad y de sana convivencia a través

de mejores prácticas y altos estándares de gestión social, principalmente hacia las

23

comunidades del área de influencia directa de las operaciones de Petroamazonas y en

segunda instancia, a aquellas consideradas como áreas de influencia indirecta y

regional, mediante el apoyo a su desarrollo integral.

La gráfica 6 nos muestra uno de los ríos que se cuida mediante el programa de

responsabilidad social de la empresa.

GRÁFICO No. 6: RESPONSABILIDAD SOCIAL



2.6 RELACIONES COMUNITARIAS

El Programa de Relaciones Comunitarias busca establecer nexos de sana convivencia

con las comunidades (gráfico 7).

24

El Programa de Relaciones Comunitarias (PRC) de Petroamazonas tiene como objetivo

principal establecer nexos de sana convivencia con las comunidades e instituciones de

las áreas de influencia directa de sus operaciones e integrar aspectos de Responsabilidad

Social a los contenidos de sus programas. Una segunda instancia de aplicación de este

programa tiene que ver con aquellas actividades que Petroamazonas realiza en

poblaciones y/o comunidades de influencia regional, mediante el apoyo a su desarrollo

integral, la mitigación de impactos negativos derivados de la operación, así como la

potenciación de efectos positivos producto de la actividad de la operadora.

El Programa de Relaciones Comunitarias es ejecutado por un equipo multidisciplinario

para sus distintos componentes, este equipo lidera la aplicación del Programa, y lidera la

capacitación hacia el interior de la empresa en todos aquellos temas relativos a la

relación de Petroamazonas y la Comunidad. Estructura del Programa de Relaciones

Comunitarias

• Salud Comunitaria

• Educación/Revalorización Cultural

• Autogestión/Proyectos Productivos

• Infraestructura/Equipamiento

25

GRÁFICO No. 7: RELACIONES COMUNITARIAS



2.7 LOS IMPACTOS DE LAS ACTIVIDADES HIDROCARBURÍFERAS EN EL

BLOQUE 15

El desarrollo de las operaciones hidrocarburíferas en el bloque 15, y más

específicamente al interior de tierras de pobladores quichua o secoya, ha producido una

serie de efectos que, dependiendo de las variables socio ambientales involucradas, han

culminado en impactos de distinta intensidad.

A continuación se detallan varios impactos socio ambientales derivados de las

actividades hidrocarburíferas:

26

• "Sobre el bloque 15 las actividades de sísmica han significado una deforestación

de 8.093 has." (Rivera, 1997, 11)

• Contaminación del aire, por el polvo que se levanta al transitar los vehículos por

la carretera, con repercusiones de molestias respiratorias en las familias

próximas a la ruta petrolera. La hidratación de la carretera por parte de la

compañía Oxy ha reducido la incidencia de estas molestias. Ruidos molestos por

el tránsito de vehículos pesados por la carretera petrolera.

• Contaminación con químicos de la laguna de Limoncocha con ocasión del

desbordamiento del río Ñapo (1992), que rebasó el nivel de la piscina del pozo

en perforación de la zona, con afectación a la vida acuática de la laguna.

• Lluvia negra por quema de petróleo en el pozo Jivino-A. La lluvia deposita

partículas en el techo de las casas, de donde los habitantes recogen el agua para

el consumo.

• Derrame en el pozo Jivino-A (1993). Oxy procedió a su limpieza inmediata. Los

quichuas paralizaron los trabajos de la compañía y exigieron indemnizaciones.

El crudo perjudicó además a los animales.

• Derrame por rotura del oleoducto durante el trabajo de una excavadora (finales

de 1993).

• Derrames durante el transporte por carretera de lodos de perforación, con fuertes

olores a químicos y a putrefacción (marzo de 1994).

27

• Los ruidos de la maquinaria empleada en las actividades petroleras ahuyentan

los animales de caza. (Arcotech 1994, 148).

• Extensión de la frontera agrícola: desde la construcción de la ruta petrolera que

cruza Limoncocha (1992) se han incrementado las superficies de cultivo, debido

a las mayores facilidades de transporte y a las oportunidades de comercio. Aún

así, las áreas agrícolas y pecuarias de los quichuas de Limoncocha son muy

inferiores respecto de las que destinan a estos efectos sus vecinos shuar de la

comunidad de Yarnanunka, asentados en la zona por los años 70 (que tienen en

cultivo 11,99 hectáreas en promedio por familia), y a las que explotan los

colonos del sector de Shushufindi en las fincas familiares (13,29 hectáreas por

familia). (Arcotech 1994, 138).

• A partir de 1993, apenas llegan turistas al poblado, los indígenas sostienen con

firmeza que el petróleo ha espantado al turismo. La caída vertiginosa se produjo

cuando empezó la explotación petrolera en la zona próxima a la laguna donde se

encuentran varios pozos en actividad. Por la falta de clientes, la Asociación

Indígena de Limoncocha ha alquilado las cabañas que administra a una empresa

contratista de la Oxy, para que sirva de alojamiento de sus trabajadores que

provienen del pueblo de las ciudades y también se atiende a los contados

viajeros que ahora vienen a visitar la reserva.

CAPÍTULO III

28

CAPÍTULO III

3. VÁLVULAS EN PLATAFORMAS DE PRODUCCIÓN

3.1 PLATAFORMAS DE PRODUCCIÓN

Se denomina plataforma petrolífera al conjunto de las instalaciones ubicadas en los

mares, océanos y corteza terrestre para extraer petróleo o gas natural del subsuelo.

Entre las tareas que se desarrollan en estas plataformas destacan las operaciones de

taladrar el subsuelo hasta alcanzar la zona donde se encuentra el petróleo o gas que

pueden ser cientos de metros debajo del subsuelo y la extracción del mismo.

Para el estudio realizado pondremos especial atención en las plataformas de producción

de petróleo, las mismas que varían dependiendo del método utilizado para extraer el

hidrocarburo ya sea este por medios naturales o cuando el yacimiento ha perdido su

energía natural para lo cual es necesario suministrar energía adicional para que el

proceso de producción sea factible.

3.2 MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Los métodos o tipos de bombeo más comúnmente empleados para la extracción del

crudo son:

29

• Levantamiento Artificial por bombeo mecánico.

• Levantamiento Artificial por Gas.

• Bombeo Eléctrico Sumergible

• Bombeo de cavidad progresiva

• Bombeo hidráulico.

3.2.1 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO MECÁNICO.

El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado en mundo.

Consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante,

abastecida de energía a través de una sarta de cabilla como lo observamos en el gráfico

8, la energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza

una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El bombeo

mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la

producción de crudo pesado y extra pesado, aunque, también se usa en la producción de

crudos medianos y livianos.

30

GRÁFICO No. 8: LEVANTAMIENTO POR BOMBEO MECÁNICO

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: César Hinojosa

El equipo de bombeo mecánico mediante varillas se puede clasificar en:

• Equipo de subsuelo

• Equipo de superficie

Equipo de subsuelo

El equipo de subsuelo está restringido en su estructura por el diámetro de la tubería de

revestimiento. Sus componentes son:

31

• Tubería de producción

• Varillas

• Bomba de subsuelo

• Ancla de tubería

• Ancla de gas

Equipo de superficie

El equipo de superficie lo conforman las siguientes partes:

• Unidad de bombeo

• Motor de la unidad

• Cabezal del pozo

3.2.2 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

El levantamiento artificial por gas es un método ampliamente utilizado por la industria

petrolera a nivel internacional.

El método tiene un amplio espectro de aplicación, tanto para los tipos de petróleo como

para la profundidad.

32

Su aplicación es especialmente para aquellos pozos capaces de mantener una tasa de

producción intermedia y preferentemente un flujo continuo.

El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que

utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es

inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas

inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo

su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los

fluidos desde el fondo hasta la superficie.

En el gráfico 9, podemos observar una sarta básica de un levantamiento artificial por

gas.

33

GRÁFICO No. 9: LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

Fuente: MANUAL DE TRANSPORTE Y CRUDOS PESADOS


Tipos De Levantamiento Artificial Por Gas:

• INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO CONTINUO:

Se considera una extensión del método de producción por flujo natural: esto consiste en

suplir el gas de formación mediante la inyección continua de gas en la columna de

fluidos, con la finalidad de aligerar el peso de ésta.

34

• INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE:

Se inyecta cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería

de producción, con el propósito de desplazar, hasta la superficie, la columna o tapón de

fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.

Los componentes principales de este método son:

• Compresor de gas

• Gas a presión

• Válvula de gas lift

• Tubería de producción

3.2.3 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Se considera un método de levantamiento artificial, que utiliza una bomba centrífuga

ubicada en el subsuelo para levantar fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo

del pozo hasta la estación de flujo.

Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a alta velocidad y

expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una tubería de

descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de centrifugación, es decir, no es

un solo rotor, si no varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el otro y

alimentándose entre ellos para ganar mayor presión.

35

Este método es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido en

pozos medianamente profundos.

El equipo que integra el sistema de bombeo electrosumergible está constituido por un

equipo de superficie (gráfico 10,11) y uno de subsuelo, comunicados a través del cable

de potencia.

El equipo de superficie consta de las siguientes partes:

• Líneas de alta tensión

• Transformadores

• Tablero de control

• Variador de frecuencia

• Caja de empalme o de venteo

• Cabezal de pozo

36

GRÁFICO No. 10: BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE



37

GRÁFICO No. 11: EQUIPO DE SUPERFICIE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE



El equipo de subsuelo consta de las siguientes partes:

• Sensor de presión

• Motor

38

• Protector

• Separador de gas

• Bomba centrífuga

• Cable de potencia

• Válvula de drenaje

• Válvula de retención

• Centralizador

• Guarda cable

3.2.4 BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

Este método consiste en el desplazamiento positivo de un volumen, ocasionado por una

diferencia de presión producto de la transformación de la energía cinética en potencial

cuando se combina el movimiento longitudinal a lo largo del mismo. La bomba de

cavidad progresiva o tornillo, es un equipo utilizado para el levantamiento artificial de

crudo desde el subsuelo hasta la superficie (gráfico 12).

En los últimos años se ha incrementado el uso de este tipo de bombas, el cual

actualmente se está perfeccionando para minimizarlos problemas operacionales

encontrados en el campo. Este método al igual que los otros métodos de levantamiento

artificial está formado por un equipo de subsuelo y otro de superficie.

39

GRÁFICO No. 12: BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

Fuente: Pozos PETROUCV


EQUIPO DE SUBSUELO:

• Sarta de cabilla:

• Tubería de producción.

• Ancla de gas.

• Bomba.

40

EQUIPO DE SUPERFICIE:

• Cabezal giratorio.

• Prensa estopa y barra pulida.

• Sistema de transmisión de energía,

3.2.5 BOMBEO HIDRÁULICO.

Ese método es utilizado principalmente en casos donde la profundidad de producción no

permite la aplicación del método por cabilla y donde las tasas de producción que se

desean obtener son mayores que las permitidas por el bombeo antes mencionado.

Su potencia es transmitida mediante un fluido presurizado que es inyectado a través de

la tubería. Este fluido es conocido como fluido de potencia o fluido de motor y es usado

por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía

de dicho fluido a energía potencial o de presión. Los fluidos de potencia más utilizados

son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.

Los principales componentes que conforman el sistema de Levantamiento por Bombeo

Hidráulico son:

• Fluido Hidráulico

• Bomba de superficie

• Bomba de subsuelo

• Tuberías

41

En el gráfico 13, encontramos una instalación básica de un bombeo hidráulico.

GRÁFICO No. 13: BOMBEO HIDRÁULICO

Fuente: MANUAL DE TRANSPORTE Y CRUDOS PESADOS


42

3.3 FACILIDADES DE SUPERFICIE EN PLATAFORMAS DE PRODUCCIÓN.

Las Facilidades de Producción comprenden los procesos, equipos y materiales

requeridos en superficie para la recolección, separación y tratamiento de fluidos, así

como la caracterización y medición de cada una de las corrientes provenientes de los

pozos productores, bien sea crudo, gas o agua e impurezas.

En necesario que las personas que dirigen u operan un campo petrolero, conozcan los

principios y procedimientos operativos de los equipos y facilidades de producción

instaladas para lograr que los procesos sean más eficientes.

Para el estudio realizado hemos tomado en cuenta a las partes, equipos y conjunto de

aparatos desde la extracción del crudo por cualquiera que sea el método de

levantamiento o bombeo hasta antes del transporte del mismo hacia los terminales de

almacenamiento por medio el oleoducto a los siguientes:

3.3.1 CABEZAL DE POZO

El cabezal de pozo como observamos en el gráfico 14, involucra la conexión de las

tuberías de subsuelo con las de superficie que se dirigen a las instalaciones de

producción. El “colgador de cañerías” y el “puente de producción” son los componentes

principales de la boca de pozo comúnmente llamado. Cada una de las tuberías utilizadas

en el pozo (guía, casing, intermedia) debe estar equipada con un “colgador” para

soportar el tubing. Este colgador va enroscado en el extremo superior de la tubería, y

debe ser el adecuado para soportar a la tubería de menor diámetro.

43

Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie en un “puente de

producción”, que constituye el primer punto elemental del control de la misma. Este

puente no sólo está equipado con los elementos necesarios para la producción de

petróleo, junto con el gas y el agua asociados, sino también para la captación del gas

que se produce por el espacio anular entre la tubería y el revestidor.

El cabezal de pozo está diseñado con una serie de dispositivos y de válvulas que

permiten la regulación, cierre o corte y la reanudación de la producción del pozo por

medio de los elementos de control ya sea para recuperar presiones o para motivos de

seguridad.

44

GRÁFICO No. 14: CABEZAL DE POZO



3.3.2 LÍNEA 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

(gráfico 15); son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica,

desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple.

45

Cada múltiple está conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño

dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros,

series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones

de flujo del sistema.

GRÁFICO No. 15: LÍNEA DE FLUJO



46

3.3.3 EL MÚLTIPLE DE PRODUCCIÓN

Los múltiples de producción y de prueba se utilizan para recolectar la producción de

varios pozos a una planta centralizada donde los pozos se pueden ser colocados

individualmente en producción y/o prueba. Pueden ser operados manualmente o

automáticamente con válvulas y con contadores de tiempo automáticos. Los múltiples

de la producción y prueba pueden ser diseñados para los grados ANSI y API para

varias presiones y varios tamaños de tubos. Las estrangulaciones pueden ser incluidas

para la reducción de la presión las cuales pueden ser fijas o ajustables además de

manuales o automatizadas. Otras instrumentaciones y controles se pueden proporcionar

con las especificaciones del cliente. El múltiple facilita el manejo de la producción total

de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos

para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones del sistema y

la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control

del flujo de los pozos.

En el gráfico 16, encontramos un múltiple de producción de un pozo operado por

PETROPRODUCCIÓN.

47

GRÁFICO No. 16: MÚLTIPLE DE PRODUCCIÓN



3.3.4 SEPARADORES

Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que

lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se

emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos

volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación,

varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos.

48

Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas

establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la

separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce

cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además,

en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor

despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre

la mayor cantidad posible de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está

regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión

con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.

La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde todavía

se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la atmosférica.

Además de un proceso tecnológico, la separación envuelve procurar la mayor obtención

de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de petróleo del yacimiento y el

consiguiente aumento de ingresos. Cuando la producción está acompañada de cierta

cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo pueden contener elementos

corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos adicionales de tratamiento como

el calentamiento, aplicación de anticorrosivos, demulsificantes, lavado y desalación del

crudo, tanques especiales para asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas

y otros procesos que finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para

satisfacer las especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes.

Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría de las

unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en

configuraciones horizontales o verticales. Los separadores horizontales son más

49

eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad limitada de

oleada y algunas veces no entran fácilmente en las plataformas petrolíferas. Los

separadores verticales frecuentemente son especificados para aplicaciones GOR altos o

bajos.

Ambas configuraciones emplean hardware similar, incluyendo desviadores de ingreso,

extractores de neblina, e interruptores de vórtice. Los autores proveen formulas para la

velocidad de caída de líquidos, el diámetro de caída, y el tiempo de retención de

líquidos, así como también procedimientos paso-a-paso para la selección de unidades

horizontales y verticales. Las tablas simplifican los cálculos y la selección de tamaños

de recipientes.

Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de

hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras

características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de presión y

temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del

agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas,

neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La

separación física de estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el

procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas.

Los separadores de petróleo y gas (gráfico 17); separan los componentes líquidos y de

gas que existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para

eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de separación

normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el

50

diseño inapropiado de este componente puede embotellar y reducir la capacidad de la

instalación completa.

Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de

líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus componentes de

petróleo crudo y agua. Este artículo discute los separadores de dos fases.

Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de separación y cómo los

varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas físicas en la corriente

producida para lograr la separación adecuada. Algunas veces los separadores son

nombrados depuradoras de gas cuando la relación de la tasa de gas a líquido es muy

alta. Algunos operadores utilizan el término trampa para separadores que manejan el

flujo directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración

y sus tamaños son escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos.

51

GRÁFICO No. 17: SEPARADOR



3.3.5 TANQUES

3.3.5.1 TANQUES DE LAVADO. [1]

Son aquellos equipos mecánicos (recipientes), sometidos a una presión cercana a la

atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados en la industria petrolera

para completar el proceso de deshidratación de crudo dinámicamente, es decir, en forma

continua (gráfico 18).

52

GRÁFICO No. 18: TANQUE DE LAVADO



3.3.5.2 TANQUES DE PRUEBA [2]

Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo al volumen de

producción de cada estación. La emulsión agua-petróleo es separada mecánicamente al

ser tratada. El proceso consiste en el asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso

de decantación), en virtud de sus diferentes densidades. El agua por ser más pesada que

el petróleo, se asienta en el fondo del tanque.

53

3.3.5.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO [3,4]

Los tanques de almacenamiento como se aprecia en el gráfico 19; son depósitos

cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de

esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal,

cumpliendo con las especificaciones de calidad (% AyS), sin embargo de no ser así, será

devuelto a los calentadores.

Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos

eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las

características físico-químicas de los líquidos por almacenar.

En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos se

clasifican de la siguiente manera:

• Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.

• Por su forma, en cilíndricos y esféricos.

• Por su función, en techo fijo y en techo flotante

Los tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina,

propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig.

Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a presiones

cercanas a la atmosférica.

Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en la

industria del petróleo.

54

GRÁFICO No. 19: TANQUE DE ALMACENAMIENTO



3.3.6 BOMBAS

El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un

punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica,

que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un

fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad.

Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas,

los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma de

clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía al fluido, el medio por

55

el cual se implementa este principio y finalmente delinea la geometría específicas

comúnmente empleadas. Esta clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombas

mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a la bomba o aún con los

materiales con que pueden estar construidas.

Tomando en cuenta esta última clasificación, todas las bombas pueden dividirse en dos

grandes categorías:

3.3.6.1 BOMBAS DINÁMICAS

En las cuales se añade energía continuamente, para incrementar las velocidades de los

fluidos dentro de la máquina a valores mayores de los que existen en la descarga, de

manera que la subsecuente reducción de velocidad dentro, o más allá de la bomba

produce un incremento de presión. Las bombas dinámicas pueden, a su vez,

subdividirse en otras variedades de bombas centrífugas y de otros efectos especiales.

3.3.6.2 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO.

En las cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o

más piezas móviles para un número deseado de volúmenes, lo que resulta un

incremento de presión hasta el valor requerido para desplazar el fluido a través de

válvulas con aberturas en la línea de descarga (gráfico 20).

56

GRÁFICO No. 20: BOMBAS DE TRASFERENCIA



3.4 VÁLVULAS

En las plataformas de producción de petróleo encontramos gran cantidad de válvulas ya

sea en las facilidades de producción como en las líneas de flujo que conectan todos los

pozos con las estaciones de bombeo, estas válvulas nos permiten el control del flujo

hacia las diferentes etapas de producción y por lo tanto el control de todas las

actividades que se realizan al extraer crudo desde el subsuelo terrestre hasta su

transporte a terminales de almacenamiento.

57

Existen un sin fin de tipos y variantes de las mismas puesto que cada empresa las

fabrica y perfecciona dependiendo de sus especificaciones y estudios realizados

saliendo válvulas cada vez más eficientes aplicándolas a condiciones extremas de

presión, temperatura, tipo de fluido, etc.

3.4.1 DEFINICIÓN DE VÁLVULAS

A las válvulas las podemos definir como aparatos mecánicos con los cuales se puede

iniciar, detener o regular la circulación, paso de líquidos o gases mediante una pieza

movible que abre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos.

Las válvulas son unos de los instrumentos de control más esenciales y utilizados en la

industria. Debido a su diseño y materiales, las válvulas pueden abrir y cerrar, conectar y

desconectar, regular, modular o aislar una enorme serie de líquidos y gases, desde los

más simples hasta los más corrosivos o tóxicos. Sus tamaños van desde una fracción de

pulgada hasta 30 ft (9 m) o más de diámetro. Pueden trabajar con presiones que van

desde el vacío hasta más de 20000 lb/in² (140 Mpa) y temperaturas desde las

criogénicas hasta 1500 °F (815 °C). En algunas instalaciones se requiere un sellado

absoluto; en otras, las fugas o escurrimientos no tienen importancia.

Al hablar de la palabra flujo estamos expresando el movimiento de un fluido, pero

también significa para nosotros la cantidad total de fluido que ha pasado por una sección

determinada de un conducto. Caudal es el flujo por unidad de tiempo; es decir, la

cantidad de fluido que circula por una sección determinada del conducto en la unidad de

tiempo.

58

3.4.2 PARTES DE UNA VÁLVULA

Las válvulas de control constan básicamente de dos partes que son: la parte motriz o

actuador y el cuerpo, apreciados claramente en el gráfico 21.

• Actuador: el actuador también llamado accionador o motor, puede ser neumático,

eléctrico o hidráulico, pero los más utilizados son los dos primeros, por ser las más

sencillas y de rápida actuaciones. Aproximadamente el 90% de las válvulas

utilizadas en la industria son accionadas neumáticamente. Los actuadores

neumáticos constan básicamente de un diafragma, un vástago y un resorte tal como

se muestra en la figura (1-a.). Lo que se busca en un actuador de tipo neumático es

que cada valor de la presión recibida por la válvula corresponda una posición

determinada del vástago. Teniendo en cuenta que la gama usual de presión es de 3 a

15 lbs/pulg² en la mayoría de los actuadores se selecciona el área del diafragma y la

constante del resorte de tal manera que un cambio de presión de 12 lbs/pulg²,

produzca un desplazamiento del vástago igual al 100% del total de la carrera.

59

GRÁFICO No. 21: PARTES DEL LA VÁLVULA



• Cuerpo de la válvula: este está provisto de un obturador o tapón, los asientos del

mismo y una serie de accesorios. La unión entre la válvula y la tubería puede

hacerse por medio de bridas soldadas o roscadas directamente a la misma. El tapón

es el encargado de controlar la cantidad de fluido que pasa a través de la válvula y

puede accionar en la dirección de su propio eje mediante un movimiento angular.

Está unido por medio de un vástago al actuador.

60

3.4.3 CATEGORÍAS DE VÁLVULAS.

Habiendo cada vez más posibilidades para escoger la válvula más adecuada para el

trabajo que se va a realizar y a las condiciones que se las va a someter podemos escoger

algunos tipos de válvulas de entre todas, las cuales son las más utilizadas y comunes en

las plataformas de producción de crudo y a las cuales está dirigida la investigación.

Estas válvulas son las siguientes:

3.4.3.1 VÁLVULAS DE COMPUERTA.

La válvula de compuerta es de vueltas múltiples, en la cual se cierra el orificio con un

disco vertical de cara plana que se desliza en ángulos rectos sobre el asiento (gráfico

22).

En el gráfico 23, tenemos una válvula de compuerta instalada y operando en una

plataforma de producción.

GRÁFICO No. 22: VÁLVULA DE COMPUERTA

Fuente: RICHARD W. GREENE ,"Válvulas; selección, uso y mantenimiento"


61

GRÁFICO No. 23: VÁLVULA DE COMPUERTA EN CAMPO



62

3.4.3.2 VÁLVULAS DE MACHO

La válvula de macho es de ¼ de vuelta, este tipo de válvula controla la circulación por

medio de un macho cilíndrico o cónico que tiene un agujero en el centro, que se puede

mover de la posición abierta a la cerrada mediante un giro de 90° (gráfico 24).

GRÁFICO No. 24: VÁLVULA DE MACHO



3.4.3.3 VÁLVULAS DE GLOBO

Una válvula de globo es de vueltas múltiples, en la cual el cierre se logra por medio de

un disco o tapón que sierra o corta el paso del fluido en un asiento que suele estar

paralelo con la circulación en la tubería (gráfico 25).

63

GRÁFICO No. 25: VÁLVULA DE GLOBO



3.4.3.4 VÁLVULAS DE BOLA

Las válvulas de bola son de ¼ de vuelta, en las cuales una bola taladrada gira entre

asientos elásticos, lo cual permite la circulación directa en la posición abierta y corta el

paso cuando se gira la bola 90° y cierra el conducto (gráfico 26).

Las válvulas de bola son muy empleadas en las plataformas de producción y es muy

común encontrarlas a lo largo de todas las facilidades de la estación de bombeo, en el

gráfico 27, observamos una válvula de bola implementada en un múltiple de

producción.

64

GRÁFICO No. 26: VÁLVULA DE BOLA



GRÁFICO No. 27: VÁLVULA DE BOLA EN CAMPO



65

3.4.3.5 VÁLVULAS DE MARIPOSA

La válvula de mariposa es de ¼ de vuelta y controla la circulación por medio de un

disco circular, con el eje de su orificio en ángulos rectos con el sentido de la circulación

(gráfico 28).

En el gráfico 29; tenemos una válvula de mariposa utilizada en la estación de

producción.

GRÁFICO No. 28: VÁLVULA DE MARIPOSA



66

GRÁFICO No. 29: VÁLVULA DE MARIPOSA EN CAMPO



3.4.3.6 VÁLVULAS DE DIAFRAGMA

Las válvulas de diafragma son de vueltas múltiples y efectúan el cierre por medio de un

diafragma flexible sujeto a un compresor. Cuando el vástago de la válvula hace

descender el compresor, el diafragma produce sellamiento y corta la circulación (gráfico

30).

67

GRÁFICO No. 30: VÁLVULA DE DIAFRAGMA



3.4.3.7 VÁLVULAS DE APRIETE

La válvula de apriete es de vueltas múltiples y efectúa el cierre por medio de uno o más

elementos flexibles, como diafragmas o tubos de caucho que se pueden apretar u

oprimir entre si para cortar la circulación (gráfico 31).

68

GRÁFICO No. 31: VÁLVULA DE APRIETE



3.4.3.8 VÁLVULAS DE RETENCIÓN (CHECK) Y DE DESAHOGO (ALIVIO)

Existen dos categorías de válvulas y son para uso específico, más bien que para servicio

general: válvulas de retención (check) y válvulas de desahogo (alivio).

Al contrario de los otros tipos descritos, son válvulas de accionamiento automático,

funcionan sin controles externos y dependen para su funcionamiento de sentido de

circulación o de las presiones en el sistema de tubería. Como ambos tipos se utilizan en

combinación con válvulas de control de circulación, la selección de la válvula, con

frecuencia, se hace sobre la base de las condiciones para seleccionar la válvula de

control de circulación.

69

3.4.3.9 VÁLVULAS DE RETENCIÓN (CHECK).

La válvula de retención está destinada a impedir una inversión de la circulación. La

circulación del líquido en el sentido deseado abre la válvula; al invertirse la circulación,

se cierra. Hay tres tipos básicos de válvulas de retención: 1) válvulas de retención de

columpio, 2) de elevación y 3) de mariposa.

En el gráfico 32, podemos observar una válvula de retención de tipo elevación.

GRÁFICO No. 32: VÁLVULA DE RETENCIÓN (TIPO DE ELEVACIÓN).



3.4.3.10 VÁLVULAS DE DESAHOGO (ALIVIO)

Una válvula de desahogo es de acción automática para tener regulación automática de la

presión. El uso principal de esta válvula es para servicio no comprimible y se abre con

lentitud conforme aumenta la presión, para regularla (gráfico 33).

70

La válvula de seguridad es similar a la válvula de desahogo y se abre con rapidez con un

“salto” para descargar la presión excesiva ocasionada por gases o líquidos

comprimibles.

El tamaño de las válvulas de desahogo es muy importante y se determina mediante

formulas especificas.

En el gráfico 34 apreciamos una válvula de alivio instalada en un separador la cual

proporciona seguridad cuando la presión aumenta.

GRÁFICO No. 33: VÁLVULA DE DESAHOGO (ALIVIO).



71

GRÁFICO No. 34: VÁLVULA DE DESAHOGO EN CAMPO



CAPÍTULO IV

72

CAPÍTULO IV

4. MANTENIMIENTO

El área del Mantenimiento Industrial es de primordial importancia en el ámbito de la

ejecución de las operaciones en la industria.

De un buen Mantenimiento depende, no sólo un funcionamiento eficiente de las

instalaciones, sino que además, es preciso llevarlo a cabo con rigor para conseguir otros

objetivos como son el control del ciclo de vida de las instalaciones sin disparar los

presupuestos destinados a mantenerlas.

Las estrategias convencionales de "reparar cuando se produzca la avería" ya no sirven.

Fueron válidas en el pasado, pero ahora se es consciente de que esperar a que se

produzca la avería para intervenir, es incurrir en unos costos excesivamente elevados

(pérdidas de producción, deficiencias en la calidad, etc.) y por ello las empresas

industriales se plantearon llevar a cabo procesos de prevención de estas averías

mediante un adecuado programa de mantenimiento.

4.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO.

Los principales objetivos del mantenimiento, manejados con criterio económico y

encausado a un ahorro en los costos generales de producción son:

• Llevar a cabo una inspección sistemática de todas las instalaciones, con

intervalos de control para detectar oportunamente cualquier desgaste o rotura,

manteniendo los registros adecuados.

73

• Mantener permanentemente los equipos e instalaciones, en su mejor estado

para evitar los tiempos de parada que aumentan los costos.

• Efectuar las reparaciones de emergencia lo más pronto, empleando métodos

más fáciles de reparación.

• Prolongar la vida útil de los equipos e instalaciones al máximo.

• Sugerir y proyectar mejoras en la maquinaria y equipos para disminuir las

posibilidades de daño y rotura.

• Controlar el costo directo del mantenimiento mediante el uso correcto y

eficiencia del tiempo, materiales, hombres y servicio.

4.2 FUNCIONES DEL MANTENIMIENTO.

Al hablar de funciones del mantenimiento podemos clasificarlas en dos tipos de

funciones; las funciones primarias y las secundarias.

4.2.1 FUNCIONES PRIMARIAS:

• Mantener reparar y revisar los equipos e instalaciones.

• Generación y distribución de los servicios eléctricos, vapor, aire, agua, gas, etc.

• Modificar, instalar, remover equipos e instalaciones.

• Nuevas instalaciones de equipos y edificios.

• Desarrollo de programas de Mantenimiento preventivo y programado.

• Selección y entrenamiento de personal.

74

4.2.2 FUNCIONES SECUNDARIAS

• Asesorar la compra de nuevos equipos.

• Hacer pedidos de repuestos, herramientas y suministros.

• Controlar y asegurar un inventario de repuestos y suministros.

• Mantener los equipos de seguridad y demás sistemas de protección.

• Llevar la contabilidad e inventario de los equipos.

• Cualquier otro servicio delegado por la administración.

4.3 ACTIVIDADES Y RESPONSABILIDADES DEL MANTENIMIENTO.

A continuación se relacionan las principales actividades y responsabilidades del

mantenimiento:

• Dar la máxima seguridad para que no se vayan a presentar paros en la

producción.

• Mantener el equipo en su máxima eficiencia de operación.

• Reducir al mínimo el tiempo de paro.

• Reducir al mínimo los costos de mantenimiento.

• Mantener un alto nivel de Ingeniería práctica en el trabajo realizado.

• Investigar las causas y remedios de los paros de emergencia.

• Planear y coordinar la distribución del trabajo acorde con la fuerza laboral

disponible.

• Proporcionar y mantener el equipo de taller requerido.

• Preparar anualmente un presupuesto, con justificación adecuada que cubra el

75

costo de mantenimiento.

• Establecer una rutina adecuada de inspección de los equipos contra incendios,

organizando y adiestrando al personal.

4.4 TIPOS DE MANTENIMIENTO

GRÁFICO No. 35: TIPOS DE MANTENIMIENTO



Los planes de Mantenimiento preventivo y Correctivo cobran especial relevancia por

cuanto la ocurrencia de fallas en los equipos con probabilidad creciente, motivarán

76

pérdidas de confiabilidad, estabilidad o suministro que repercutirán en forma importante

en la gestión económica de la empresa.

En particular, las políticas de inversión y renovación tecnológica requieren de un

proceso de selección técnicamente respaldado, en el que participarán activamente las

áreas de Mantenimiento, aportando la experiencia adquirida con el manejo y

explotación de los equipos de servicio. Adicionalmente, resulta fundamental identificar

la vida útil disponible y la probabilidad de falla asociada a cada uno de los componentes

utilizados en la labor de ésta empresa.

El análisis sistemático de información clasificada que deriva de las actividades de

Mantenimiento Correctivo, permite la obtención de indicadores de gestión técnico-

económicos que facilitan la adopción de soluciones técnicas oportunas y la optimización

de los procedimientos y Planes de Mantenimiento vigentes, con vistas a mantener la

disponibilidad de los componentes del Sistemas en valores óptimos.

En el gráfico 35, apreciamos un esquema de cómo se dividen los tipos de

mantenimiento y las divisiones de los mismos.

El Mantenimiento Preventivo, se refiere a las acciones, tales como; reemplazos,

adaptaciones, restauraciones, inspecciones, evaluaciones, etc. Hechas en períodos de

tiempos por calendario o uso de los equipos. (Tiempos dirigidos).

El mantenimiento preventivo podrá en un futuro ser potencialmente mejorado por

medio de la incorporación de un programa de Mantenimiento Predictivo.

77

Mantenimiento Correctivo, la reparación se la considera como el trabajo no planeado

generalmente de emergencia, necesario para corregir los paros imprevistos y llamadas

urgentes.

La planificación del mantenimiento asegura la existencia en bodega de recambios, de

materiales y repuestos necesarios.

4.5 MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE VÁLVULAS EN PLATAFORMAS

DE PRODUCCIÓN.

El mantenimiento general, sin presión en la línea.

Estas instrucciones se refieren al mantenimiento y reparación que puede llevarse a cabo

después de la válvula de despresurización de la línea. Por lo tanto, estas operaciones de

mantenimiento deben ser incluidos en un plan de mantenimiento general que prevé el

cierre de la línea.

En esta fase, la válvula se desmonta por completo para proceder a la limpieza de todas

las partes, la lubricación en caso necesario, y eventuales reparaciones menores de las

partes dañadas. Las válvulas de entonces se vuelven a ensamblar.

Antes de iniciar cualquier reforma de la válvula (s), es esencial que las piezas de

repuesto están disponibles: como un conjunto mínimo de sellos y rodamientos ya que la

válvula debe estar en el sitio.

78

4.5.1 PROCEDIMIENTO DE DESMONTAJE

Precaución: Antes de extraer las piezas, pintura o marcas mirar correctamente los sellos

para obtener un procedimiento de montaje correcto.

1. Suelte la presión de la línea, tanto aguas arriba y aguas abajo.

2. Operar la válvula a la posición de la mitad de la bola y comprobar si hay una presión

residual todavía quedan por abrir a la instalación de drenaje.

Entonces, la instalación de drenaje se puede quitar para la limpieza.

3. Operar la válvula a la posición de cierre total.

4. Retire la válvula de la línea.

4.5.2 LIMPIEZA

Después del desmontaje completo, todos los componentes de la válvula se deben

limpiar con el fin de eliminar cualquier resto o productos corrosivos.

Para el procedimiento de limpieza completa, llevar a cabo las siguientes operaciones:

1. Quita todos los productos extranjeros o corrosivos formados dentro del cuerpo. Puede

ser utilizado aire comprimido y papel de lija de grano fino.

PRECAUCIÓN: la limpieza con abrasivos no debe usarse nunca, sobre todo en la zona

de sellado. Si se utiliza el chorro de agua, secar con aire comprimido.

2. Limpiar todos los elementos metálicos con lana de cobre suave.

3. Limpie las superficies de sellado con un paño suave saturado con un disolvente.

4. Si está presente, limpie los canales de la grasa en la medida de lo posible.

79

5. Si está presente, limpiar el engrasador de la inyección.

6. La limpieza de los anillos de sellado y de las juntas se la realizara con un paño

suave. Si es necesario, lavar con jabón y enjuague con agua limpia.

4.5.3 INSPECCIÓN

Después de la limpieza, todos los componentes de la válvula deben ser inspeccionados

por daños y perjuicios. Si se encuentra algún daño, proceder a la reparación que sea

posible, o con la sustitución de las partes.

Para un procedimiento de inspección completa, las siguientes operaciones se llevarán a

cabo:

1. Verifique las partes metálicas de los daños (abolladuras, mellas, etc.) a lo largo de las

superficies de sellado y de las superficies móviles.

Se debe prestar especial atención a la superficie de mellas y daños en la esquina.

2. Asegúrese de que los anillos de sellado y empaquetaduras no se encuentren rotos,

estirados o tengan algún otro daño.

3. Compruebe las superficies de los cojinetes, las arandelas de empuje, el buje de la

glándula y los elementos de seguridad.

4. Inspeccione todas las piezas de repuesto que van a ser utilizados para garantizar que

el daño no se ha producido en el almacenamiento o el transporte.

80

Reparaciones menores:

Si se encuentra algún daño, las reparaciones menores deben llevarse a cabo por

personas capacitadas, de lo contrario póngase en contacto con la compañía de servicios.

Las reparaciones menores que pueden llevarse a cabo in situ por el personal de

mantenimiento se harán de conformidad con los siguientes puntos:

1. Rectifique mediante la práctica de la ingeniería buena normal el daño en las

superficies metálicas.

2. Quitar las mellas en la superficie de la bola y vástago mediante el uso de un abrasivo

suave.

3. Quite todos los daños de las esquinas utilizando un abrasivo suave o con un

raspador.

4. Reemplace todas las piezas defectuosas y componentes.

4.5.4 PROCEDIMIENTOS DE LUBRICACIÓN

Se tomaran las especificaciones técnicas de cada una de las válvulas que se van a

lubricar como son:

• Número de serie

• Presión

81

• Marca

• Diámetro en pulgadas

Se procede a la rotación de la válvula para verificar si se encuentra en buen estado los

empaques, rodamientos o si en el momento del torque tiene algún sonido.

Verificamos si los graseros están en buen estado, en el caso de estar deteriorados

procedemos a cambiar los mismos.

Se abren o drenan los graseros para lubricar el cuerpo de la válvula para que no caigan

cuerpos extraños u otros líquidos que pueden estar en ellas.

Se realiza una prueba hidrostática con una presión de 0 a 2000, 0 a 3000 y de 0 a 3000

PSI dependiendo del rango de la válvula con el objeto de verificar las condiciones de

sellos y compuertas, si hay salida de crudo por alguna parte de la válvula nos indicara

que se tienen problemas.

Se abre ¼ de la válvula para que la compuerta no se quede forzada en los asientos para

evitar que se pegue algo extraño y se dañen los asientos y/o compuertas.

Todos los instructivos antes anotados se los realiza con el pozo en producción y/o

cerrado.

Se procede a marcar las válvulas que se encuentran en malas condiciones de color

amarillo para posterior cambio y respectiva reparación.

Se realiza un informe con los datos tomados anteriormente para que el supervisor de

campo del cliente conozca acerca del trabajo realizado.

82

Es recomendable pintar las válvulas y realizar los procedimientos anteriores con

frecuencia para evitar su deterioro.

4.5.5 NORMATIVAS DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE PARA

REALIZAR LA LUBRICACIÓN.

• Cerrar el área de trabajo (pozo) con cinta en la que indique la señalización de

PELIGRO.

• El siguiente equipo de protección personal es de uso obligatorio para estar y

realizar el trabajo;

Casco de seguridad

Botas

Overol

Gafas de protección

Orejeras

Impermeable (en caso de lluvia)

Cinturón de seguridad (para evitar lesiones de columna posibles en caso

de realizar sobreesfuerzos).

Guantes (que resistan altas temperaturas)

Mascarilla

83

En el gráfico 36 miramos el equipo y las seguridades q se debe tener para realizar la

lubricación en una válvula.

GRÁFICO No. 36: LUBRICACIÓN DE VÁLVULAS

Fuente: GRUPO MINGA


• Desde el inicio hasta la culminación del trabajo el vehículo de lubricación debe

mantener encendido la licuadora que indica peligro

• Hay que cerrar el pozo con trapos de tipo absorbente

84

4.6 PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO Y REPARACIÓN DE

VÁLVULAS

En este punto de la investigación tratamos el procedimiento de mantenimiento y

reparación de las válvulas desde que la válvula llega al taller y es recibida hasta cuando

la misma sale previa aprobación.

4.6.1 RECEPCIÓN DE LA PIEZA

• El supervisor del taller de mantenimiento es el responsable de la recepción.

• Con la ayuda del tecle, bandas y/o cadenas debe desembarcar válvula y

trasportarla al área de trabajo (gráfico 37).

• Siempre protegido con el equipo de seguridad personal, procederá a desmontar

la válvula del sistema de tecle.

85

GRÁFICO No. 37: RECEPCIÓN MEDIANTE TECLE

Fuente: CAMERON


4.6.2 CONTROL VISUAL

En el gráfico 38, apreciamos como el técnico procederá a determinar visualmente los

daños exteriores en la válvula: graseros, eje, tuerca, golpes, roscas, ring Groove y tapas

para luego dejarla lista para su desmontaje (gráfico 39).

86

GRÁFICO No. 38: CONTROL VISUAL DE VÁLVULAS

Fuente: GRUPO MINGA


87

4.6.3 DESMONTAJE

El técnico asignado procederá a:

• Conseguir herramientas adecuadas a la válvula en proceso: llaves de golpe,

llaves de tubo, martillo de impacto, llaves de boca y corona, llaves de pico y

combo.

• En el caso de que la válvula esté oxidada se utiliza un soplete para calentar antes

de proceder a desarmar.

• Proceder a desarmar en primer lugar las piezas pequeñas como: graseros,

packing feeting y tapones.

• Si hay comodidad con la ayuda del martillo de impacto se procederá a aflojar las

tuercas, en caso de no ser posible usar una llave con una palanca.

• Separar el bonete del cuerpo de la válvula y retirar los espárragos, la compuerta,

guía y el sello metálico del cuerpo de la válvula para limpiar con desengrasante

los residuos de petróleo de la válvula.

• Proceder inmediatamente al control visual de los asientos de la válvula. Si esos

se encuentran en buen estado se los deja en su sitio caso contrario con la ayuda

de un punto de suelda se procede a extraerlos.

• Con la llave retainer se puede desarmar el bonete de la válvula.

• Con un nuevo control visual, se verifica: rodamientos, packing, compuerta,

guías, tapones, rosca de bonete, ángulo de bonete, espárragos y tuercas.

88

• Todos los componentes de la válvula deben ser lavados con desengrasante.

• Los componentes en buen estado y que quepan pasaran a la semblasteadora a fin

de ser limpiados con arena bajo presión.

• Los componentes en mal estado pasaran a las diferentes áreas de trabajo:

sueldas, tornos y rectificadoras. Las piezas que se reparan con más frecuencia

son las siguientes: cabezales, válvulas roscadas, tubing-head grampas (cuando el

cliente desea una adaptación) y adaptar sool.

GRÁFICO No. 39: DESMONTAJE

Fuente: GRUPO MINGA


89

4.6.4 SUELDAS

Cuando realizamos el mantenimiento o reparación de una válvula muchas de las partes

de las mismas tienen que pasar por un procedimiento de soldado con equipos especiales

(gráfico 40) y con técnicos debidamente capacitados (gráfico 41).

GRÁFICO No. 40: SUELDAS

Fuente: WALWORTH


90

GRÁFICO No. 41: SUELDAS

Fuente: GRUPO MINGA


4.6.4.1 CABEZALES

• Hay que rellenar 3/8” con un electrodo 7018. 5/32 la parte posterior del cabezal

donde sujeta la grampa para luego en el torno poder rectificar el ring Groove.

• Procedemos a calentar la pieza con la ayuda de un soplete hasta llegar a

temperaturas alrededor de 200 grados c. esto servirá para compactar la suelda y

evitar porosidades en el acabado de relleno.

• Para soldar fijamos la soldadora en corriente continua con un voltaje de 45 a 50

voltios y un amperaje de 150 a 200 amperios.

• Con la ayuda de herramientas adecuadas; cepillo de alambre, cincel, vibrador

neumático que evita las porosidades y fisuras, damos los acabados a la suelda.

91

• Después de un enfriamiento al natural enviamos la pieza al torno para su debido

proceso.

En el gráfico 42 vemos como un técnico realiza un trabajo en el cabezal de la válvula.

GRÁFICO No. 42: CABEZALES



4.6.4.2 VÁLVULA ROSCADA

• Esta pieza primera tiene que pasar por el torno para eliminar los hilos de la

rosca, los cuales observamos en el gráfico 43; que nos muestra un corte de la

válvula con hilos de rosca.

• Proceder a calentar la pieza con la ayuda de un soplete llegando a una

temperatura aproximada de 200 grados c. colocar la maquina soldadora en

92

corriente continua con 45 a 50 voltios y con la ayuda de un electrodo 7018 5832

se procede a rellenar en 3/8” el diámetro interior de la válvula que servirá para

recobrar la rosca L.P. 2”,3” o 4” EUE según el tipo de válvula.

• Luego del enfriamiento al natural; la pieza pasa al torno nuevamente para

fabricar los nuevos hilos de rosca.

GRÁFICO No. 43: VÁLVULA ROSCADA

Fuente: WALWORTH


4.6.4.3 TUBING HEAD

El procedimiento para los tubing heads (gráfico 44) de las válvulas reparadas lo

podemos resumir en:

• Rellenar con suelda 3/8” el diámetro exterior del tubing head donde sujetan las

grampas.

93

• Para ello se calienta la pieza a temperatura de 200 grados centígrados, con la

ayuda de un soplete.

• Instalar la soldadora en corriente continua y con 45 o 50 voltios soldar y rellenar

con un electrodo 7018 5/32 el diámetro exterior del tubing head.

• Luego del enfriamiento al natural la pieza pasaría al torno para que el tornero

proceda a rectificar el diámetro exterior del tubing head.

GRÁFICO No. 44: TUBING HEAD

Fuente: WALWORTH


94

4.6.4.4 GRAMPAS (solo sí el cliente desea este tipo de modificación)

• La única modificación recomendable es pasar de una grampa de 5000 psi a una

de 3000 psi.

• Como en el procedimiento anterior: en primer lugar con la ayuda de un soplete

calentar la pieza a una temperatura de 200 grados centígrados y con la soldadora

instalada en corriente continua, 45 a 50 voltios y un electrodo 7018 3/32 rellenar

de 1” de suelda el diámetro interior de la grampa, para que luego la pieza vaya al

torno el mismo que recuperara el diámetro API.

4.6.4.5 ADAPTER SPOOL

• De la misma manera que los pasos anteriores, antes de soldar con la ayuda de un

soplete se calienta la pieza aproximadamente a unos 200 grados centígrados para

luego proceder al relleno con suelda; este relleno debe alcanzar ½” de espesor en

el lugar donde ajusta la grampa, para luego pasar al torno donde se recupera el

diámetro adecuado con las normas API.

• Para conseguir este relleno: acondicionar la soldadora a corriente continua con

45 a 50 voltios y con un electrodo 7018 5/32 proceda al relleno, una vez

terminada la suelda enfriar a la temperatura ambiental y pasar la pieza al torno.

En el gráfico 45, observamos algunos tipos de adapter spools los cuales van a ser

trabajados mediante el procedimiento antes expuesto.

95

GRÁFICO No. 45: ADAPTER SPOOL

Fuente: WALWORTH


4.6.5 TORNO

El trabajo de torno es muy importante al hablar de mantenimiento y reparación de

válvulas en taller y este debe ser realizado con la maquinaria adecuada y con técnicos

capacitados para realizar un trabajo excelente (gráficos 46,47).

96

GRÁFICO No. 46: TORNO



GRÁFICO No. 47: TORNO

Fuente: GRUPO MINGA


97

4.6.5.1 CABEZALES

• el cabezal, que previamente se lo rellena con sueldas se lo coloca en el mandril

de 4 puntos con la ayuda de un tecle, si el tamaño de la pieza así lo requiere, el

reloj palpador es de gran ayuda para centrar la pieza en el mandril.

• Dependiendo el tamaño de la pieza, determinar las revoluciones del torno (130 a

140), y escogiendo las cuchillas o inserto adecuados.

• Se procede a desbastar el exceso de suelda hasta llegar aproximadamente a la

cota deseada.

• Cambiar los insertos y cuchillas previamente afiladas y aumentar las

revoluciones a 250 (dependiendo el tamaño de la pieza), proceder a los acabados

y con la ayuda de las galgas llegar a la cota normalizada API gracias a la

cuchilla previamente afilada se logra el ángulo de 23 grados el mismo que

alojara los ring gasket R o RX

• Con la ayuda de una lija se retira las pequeñas asperezas (matar filo), paso

seguido: retirar del mandril y evitar de regreso al área de limpieza para su

ensamble.

4.6.5.2 VÁLVULAS DE ROSCA

• Es el único componente que pasa dos veces por el torno siendo el primero antes

de relleno con suelda y el segundo luego de dicho relleno.

98

• Si la pieza amerita con un tecle se traslada la pieza al torno y se la coloca en el

mandril para centrar con ayuda del reloj palpador.

• Como se menciona anteriormente la revolución para desbastar se escoge según

el tamaño de la pieza, que en válvulas es generalmente 130 a 140 revoluciones.

• Con el porta herramientas, las cuchillas e insertos adecuados proceder a

desbastar en ¼” los hilos de la rosca dañada, esta medida es importante puesto

que evitará una cristalización en el momento de la suelda.

• Una vez desbastada la rosca se procede a desmontar y enviar al área de suelda.

• Cuando la válvula de rosca retorna rellena en 3/8” más de su cota normalizada,

proceder una vez más a colocar dicha pieza en el torno, como se lo ha

mencionado anteriormente.

• Proveerá de inserto l.p Long pipe, ping o box según la rosca a fabricar

aproximadamente con 130 revoluciones se procede a fabricar la rosca y con la

ayuda de los gages se logra la medida API de la rosca para su acabado con una

lija sacamos las asperezas de los hilos (matar filos)

• Inmediatamente se procede a desmontar la pieza y trasportar el área de limpieza

para su ensamblaje.

Mirando el gráfico 48; podemos comprender el trabajo básico de la elaboración de un

roscado.

99

GRÁFICO No. 48: ELABORACIÓN ROSCADO



4.6.5.3 TUBING HEAD

• Proceder de la misma manera a la fijación de la pieza en el mandril del torno

para centrar usar el reloj palpador.

• Escoger la revolución apropiada, en este caso sería de 100 revoluciones y con las

cuchillas apropiadas desbastar el diámetro exterior OD del tubing hasta llegar

aproximadamente a la cota deseada.

• Cambiar los insertos y afilarlos apropiadamente para el acabado final; con la

ayuda del calibrador y el profundímetro se consigue el diámetro API deseado.

• Con una lija se procede a pulir (matar filos); se retira la pieza terminada y se

transporta al área de limpieza y ensamblaje.

En el gráfico 49, observamos el diseño de un roscado en un tubing head de una válvula.

100

GRÁFICO No. 49: DISEÑO ROSCADO TUBING HEAD

Fuente: WALWORTH


4.6.5.4 GRAMPAS

• Con la ayuda de un tecle si la pieza lo amerita, fijar la grampa en el mandril del

torno y centrar la misma con el reloj palpador.

• Escoger las revoluciones adecuadas según el tamaño de la pieza en este caso

sería de 100 revoluciones.

• Con el porta cuchilla para diámetro interno y el inserto adecuado comenzar a

desbastar la pieza hasta conseguir un diámetro aproximado.

• Cambiar cuchilla y afilarlas aproximadamente para conseguir el ángulo de 25

grados que pide la norma API en la parte interna de la grampa, con una lija y el

micrómetro interno conseguir la cota de la norma API.

101

4.6.5.5 ADAPTER SPOOL

• Para conseguir la cota API del diámetro interno del adapter spool se procede de

la misma manera que en punto 5.3 (tubing head).

4.6.6 RECTIFICADORA

La rectificadora (gráfico 50), es muy utilizada en el proceso de reparación de válvulas y

el procedimiento y los aspectos fundamentales del trabajo realizado con ella son:

• Sólo la compuerta de la válvula se la rectifica.

• La mesa magnética de la rectificadora debe estar siempre limpia de toda limalla,

para que la compuerta asiente adecuadamente.

• Una vez colocada la compuerta de la válvula proceder a conectar el magneto,

que permite fijar la pieza a la mesa.

• Con la ayuda del reloj palpador se nivela la pieza; y antes de la rectificación se

procede con el diamante incorporado a la máquina a rectificar la piedra de la

máquina.

• Las normas API indican que sólo se puede rectificar 0.005” de pulgada de cada

lado de la compuerta de la válvula.

• Una vez que se termina la rectificación de la compuerta de la válvula ésta pasa al

área de limpieza y ensamblaje

102

GRÁFICO No. 50: RECTIFICADORA

Fuente: GRUPO MINGA


4.6.7 LIMPIEZA CON SANDBLASTING

• Como se había mencionado en el punto 3 las piezas: guías, tapones, roscas de

bonete, ángulo de bonete, espárragos, tuercas y rodamientos que se encuentran

en buen estado pasan al sandblasting para su limpieza.

• Toda pieza que va al sandblasting debe estar libre de todo residuo de petróleo

para evitar que la arena se haga pasta con los residuos petroleros.

103

• Dependiendo del tamaño de la pieza y el buen criterio del técnico la pieza

permanecerá el tiempo adecuado bajo la presión de arena hasta que se limpie

adecuadamente.

• En pocas ocasiones (cuando se oxida) y cuando el tamaño lo permite ciertas

piezas que salen del torno entran al sandblasting.

• Una vez retiradas las piezas del sandblasting se las envía al área de ensamblaje.

GRÁFICO No. 51: SANDBLASTING

Fuente: GRUPO MINGA


En el gráfico 51 y 52 podemos observar a los técnicos realizando un proceso de

sandblasting con su debida protección.

104

GRÁFICO No. 52: SANDBLASTING

Fuente: GRUPO MINGA


4.6.8 ENSAMBLAJE

Suponiendo que todos los componentes han sido inspeccionados visualmente y

aceptados por una persona competente, el montaje de la válvula puede proceder.

Para asegurarse de que la válvula funcione de manera satisfactoria en el servicio, es

esencial que la válvula esté montada con cuidado y atención a los detalles.

Se debe tener un especial cuidado en fijarse que todas las marcas de referencia estén

debidamente alineadas durante el montaje (gráfico 53).

105

GRÁFICO No. 53: ENSAMBLAJE

Fuente: COOPER CAMERON VALVES


4.6.9 CERTIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN REALIZADAS A

LAS VÁLVULAS.

Una vez finalizado el proceso de mantenimiento y reparación de la válvula, se procederá

a realizar las pruebas de presión respectivas como se observa en el gráfico 54 y la

emisión de un certificado si el cliente lo solicita.

En el reporte constaran los siguientes ítems:

106

• La identificación única del informe que constituye el número de reporte

• Nombre del cliente

• Identificación del método utilizado

• Fecha de reparación

• Número de registro.

• Equipos utilizados para el ensayo.

• Certificación de que la válvula cumple con los requerimientos.

• Identificación de las personas que realizan el ensayo y de quien aprueba el

mismo (firma, nombre, cargo y fecha).

GRÁFICO No. 54: PRUEBAS DE PRESIÓN

Fuente: GRUPO MINGA


107

4.6.10 VENTAJAS DE LA REPARACIÓN EN EL TALLER

El desmontaje de las válvulas de la tubería para repararlas tiene algunas ventajas.

Muchas veces la pérdida de tiempo será menor si se tienen disponibles las válvulas para

repuesto. La calidad de las reparaciones será mejor y la inspección más precisa porque

se tendrá acceso a todas las superficies. Además, se puede probar la hermeticidad del

asentamiento, lo cual es difícil si la válvula está instalada, todo este proceso de

reparación antes mencionado lo podemos ver de una forma sintetizada en los anexos 1 y

2 los cuales contienen un flujo grama de reparación de válvulas en taller y un plan de

calidad de también de reparación de válvulas respectivamente.

El mantenimiento de las válvulas de compuerta metálica, globo y retención consiste en

la rectificación de los asientos y discos. Los discos de las válvulas de acero se pueden

reacondicionar mediante el relleno de las superficies de los asientos con metal de

soldadura o con revestimiento de cara dura. El buje del yugo se debe reemplazar si está

gastado e instalar empaquetaduras y juntas nuevas. Es preferible reemplazar los tornillos

y tuercas, porque la inspección puede costar más que las piezas nuevas. También se

pueden instalar nuevos anillos de asiento, pero en este caso la reparación ya no resultará

muy económica.

La reparación de válvulas de acero inoxidable es muy similar a la de las de acero al

carbono o de baja aleación.

Una excepción es que se debe evitar la soldadura del acero inoxidable, porque el metal

quedará sensible al ataque por productos corrosivos. Si es indispensable soldar, las

piezas se deben recocer en solución y enfriar por inmersión para mantener la resistencia

a la corrosión. Si las piezas están hechas con acero inoxidable de bajo contenido de

108

carbono o estabilizadas con columbio o titanio, la soldadura con electrodos de bajo

carbono o estabilizados producirá un depósito de soldadura exento de sensibilización.

La reparación de las válvulas de bola incluye instalar nuevos sellos de asiento, bola y

vástago nuevos si es necesario así como empaquetaduras, juntas, tornillos y tuercas

nuevos. Por lo general, se requiere muy poca rectificación de los componentes de las

válvulas de bola.

Las válvulas de macho lubricadas se pueden reparar con relleno con soldadura y

rectificación del cuerpo o del macho. Sin embargo, no es fácil encontrar el equipo de

precisión para rectificar estas piezas y es dudoso que la reparación resulte económica,

sobre todo en válvulas pequeñas.

En las válvulas de macho no lubricadas se requiere reemplazar la camisa, la

empaquetadura, juntas y, quizá, el macho. Las condiciones del cuerpo debajo de la

camisa no siempre son muy importantes y en muchos casos, no se rectifica la cavidad

del cuerpo.

Para reparar las válvulas de mariposa se reemplazan el vástago, el disco y la camisa que

suelen ser la razón para reparar. No siempre se necesitan discos nuevos, pero sí hay que

cambiar todos los sellos anulares o empaquetaduras junto con el vástago y los bujes del

vástago si están gastados.

En resumen: Es preferible hacer las reparaciones de las válvulas desmontadas de la

tubería, aunque el reemplazo de piezas de PTFE (Teflon) y algunas metálicas con la

válvula instalada da resultados satisfactorios en algunos tipos.

La rectificación en las válvulas de globo, compuerta y retención metálicas requiere

equipo y personal especializados.

109

En muchas plantas no se justifican estas operaciones y es preferible encargar el trabajo a

un taller especializado o al fabricante.

La instalación de sellos de asiento, piezas metálicas nuevas, camisas y otras piezas se

puede hacer en la misma planta o encomendarla a un taller especializado.

La reparación de una válvula se considera económica si se puede reacondicionar a un

costo no mayor al 65% del precio de reposición. Los costos de reparación, en promedio,

son del 50% del costo de reposición; sin embargo, muchas válvulas no se reparan pues

el costo es mayor a los citados. Por lo general, una válvula no se puede reparar si no se

puede aprovechar el cuerpo, porque el costo de reparación excederá del valor

recuperable.

CAPÍTULO V

110

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Cuando únicamente realizamos un mantenimiento correctivo, el término

mantenimiento es sinónimo de reparación. No quiere ello decir que no pueda

existir este tipo de intervenciones en la industria, pero siempre es recomendable

realizar un buen sistema de mantenimiento completo.

Para realizar labores de mantenimiento preventivo se debe contar siempre con un

sistema de información que recopile la mayor cantidad de datos tanto técnicos

como referenciales.

Los sistemas de información deben permitir a los ejecutivos y en particular a los

jefes de mantenimiento disponer de más tiempo para planificar, dirigir y

controlar el trabajo. El personal técnico debería tener como función principal la

identificación y diagnostico de las desviaciones que se manifiesten en el

desarrollo del trabajo.

En una planta industrial y más en las plantas petroleras es inminente que deben

desarrollarse programas de trabajo de mantenimiento preventivo mucho más por

que se tiene maquinaria de alto costo y de diversa tecnología.

Las labores de mantenimiento preventivo deben producir una gran cantidad de

información, esta información para ser útil debe ser manipulada rápidamente y

con criterio técnico y profesional.

111

La calidad de las reparaciones de las válvulas desmontadas será mucho mejor a

las válvulas sometidas a reparaciones o mantenimiento in-situ y la inspección

más precisa porque se tendrá acceso a todas las superficies de la misma.

Los costos de reparación de las válvulas son del orden del 50% al 65% del costo

de reposición.

112

5.2 RECOMENDACIONES

Se recomienda trabajar con las presiones y temperaturas establecidas por el

fabricante de válvulas y no excederlas, ya que los elementos de cierre pueden

sufrir daño o en el peor de los casos causar un derrame de crudo.

En caso de presentar un liqueo o fuga de crudo en las válvulas siga las

instrucciones de seguridad y luego proceda a verificar el daño en la misma.

Realizar procesos de mantenimiento preventivo en el tiempo estimado por el

técnico y la compañía de servicios si así es el caso.

En ciertos casos que el elemento de cierre o regulación tenga un grado de daño

muy alto recomiendo cambiarlo y no continuar con su mantenimiento o

reparación.

Es recomendable realizar mantenimiento a las válvulas a la primera señal de

goteo, separando y/o reparando las partes dañadas o desgastadas.

Se debe verificar que se use la válvula apropiada para cada servicio y revisar el

reporte de reparación de la compañía de servicios y técnico designado.

113

BIBLIOGRAFÍA GENERAL

1. AOP Industries, Installation, Operation and Maintenance manuals.

2. API: American Petroleum Institute

3. Benjamin S. Blanchard, E. Edward, Lowery Maintainability: principles and

practices.

4. El pozo Ilustrado. Cuarta Edición

5. H. DALE BEGGS, “Production Optimization”, (Oil & Gas Consultants

International. 1991)

6. Minga, Manuales de reparación de válvulas.

7. Mora, Luis Alberto, Toro, Juan Carlos y Céspedes, Pedro Alejandro.

Gestión de Mantenimiento de Quinta Generación.

8. Niebel, Benjamin W, Engineering maintenance management, 1994.

9. Petroecuador, Manuales de mantenimiento y producción.

10. RICHARD W. GREENE, Válvulas; selección, uso y mantenimiento, Editorial

McGraw-Hill.

114

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Arocha P. Otman A. (2004). Estudio Comparativo Técnico-Económico entre

Estación de Flujo Convencional y Estación de Flujo con Tecnología Multifásica en

el campo Caricari. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela,

Carácas

[2] Woodruff John (1968). Crude Oil Tanks: Construction, Strapping, Gauging and

Maintenance. API Manual. The University of Texas at Austin, Texas.

[3]Tesis de la UNEXPO

[4]Ing. Luis Escobar H. Medición de Crudo en Tanques. Problemas y Tratamiento

de Espuma. Pérdidas por Evaporación. Consultores Esconpet, S.A.

ANEXOS

115

ANEXO 1: FLUJO GRAMA DE REPARACIÓN DE VÁLVULAS EN TALLER

116

ANEXO 2: PLAN DE CALIDAD DE REPARACIÓN DE VÁLVULAS EN

TALLER

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