Doc. Rev 01. módulo corp español/ Enero 2001

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Doc. Rev 01. módulo corp español/ Enero 2001
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Compromiso en los mas altos niveles gerenciales
de la empresa
Trabajamos para mejorar el ambiente de una manera
sustentable a través de diseños de proyectos ambientalmente
responsables así como a través de nuestro programa de
educación ambiental “GALAPAGOS”, que invita a nuestros
empleados a reciclar y a reducir el uso de la energía y el papel,
a través de distintas actividades y campañas informativas a
lo largo de todo el año.
Ejecutamos sus proyectos en base a estándares
de calidad internacionales
ISO 9001:2008 en:
IPC / IPGC
QA/QC y END
Servicios ambientales
Vepica contribuye al desarrollo educacional,
socioeconómico y ambiental de forma sustentable,
a través de 4 programas de responsabilidad
social
SYLLABUS: Programa educacional
GALAPAGOS: Programa ambiental
HUELLAS:
Programa de voluntariado
OLIMPIA:
Programa de deporte, cultura
y salud.

Visualización
Estudios de factibilidad
Diseño de procesos
FEED
Ingeniería (conceptual, básica & detalle)
Gerencia de proyectos
Gerencia de construcción
Procura
IPC / IPGC

Inspección en talleres
Ensayos no destructivos
Inspección durante operaciones
QA/QC
Precomisonamiento y comisionamiento
Arranque / Operación y mantenimiento
Estudios de impacto ambiental y riesgos
ambientales.
Estudios de calidad de aguas.
Tratamiento de eflluentes.
Estudios de emisiones atmosféricas.
Manejo y disposición de desechos peligrosos y
no peligrosos.
Estudios de línea base.
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geográficos.
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Centro Profesional Vepica
Calle 4 con calle 11. La Urbina
Caracas 1073. Venezuela
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Doc. Rev 01/ Módulo refinerías español. Fichas. Enero 2011
Ingeniería conceptual y básica de la Refinería Batalla de Santa Inés (60.000
BPD) para PDVSA, Venezuela.
IPC de la expansión y conversión profunda de la Refinería de Puerto La Cruz
(200.000 BPD) para PDVSA, Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle de la expansión y conversión profunda de la
Refinería de El Palito (140.000 BPD) para PDVSA, Venezuela.
Ingeniería básica de las unidades de alquilación, isomerización, recuperación de
aminas, tratamiento de aguas agrias y acido sulfúrico en la Refinería de Crudo y
Complejo Petroquímico de Rabigh (400.000 BPD) para Técnicas Reunidas,
Rabigh Co., Saudi Aramco y Sumitomo Chemical Co., Arabia Saudita.
Ingeniería básica y de detalle de las unidades de FCC y HDS en el proyecto de
expansión de la Refinería Lázaro Cárdenas, Minatitlán (170.000 BPD) para
Dragados Industriales y PEMEX, México.
Ingeniería básica y de detalle del proyecto de reemplazo de los tambores de
coque de la Refinería Corpus Christi (156.000 BPD) para CITGO, Texas, USA.
Ingeniería básica y de detalle del proyecto de diesel de bajo contenido de
azufre (Ultra Low Sulphur) de la Refinería Ardmore (74.700 BPD) para BE&K y
Valero, Oklahoma, USA.
Ingeniería básica y de detalle del proyecto de diesel de bajo contenido de
azufre (Low Sulphur) de la Refinería Luján del Cuyo (105.500 BPD) para
Repsol YPF, Argentina.
IPC del proyecto de valorización de corrientes (Valcor) de la Refinería de Puerto
La Cruz (200.000 BPD) para PDVSA.
Ingeniería básica de la unidad de hidrotratamiento de nafta en el proyecto de
expansión de la Refinería de Amuay (653.000 BPD) del Complejo Refinador
Paraguaná para PDVSA, Venezuela.
IPC del proyecto de la unidad de mejoramiento de crudo pesado Cerro Negro
(120.000 BPD) en el Complejo Industrial Jose para ExxonMobil/PDVSA/BP,
Venezuela.
Estudio de factibilidad e ingeniería conceptual del Bloque Junín 5
(crudo pesado) en la Faja Petrolífera del Orinoco para ENI,
Venezuela.
Estudio de factibilidad e ingeniería conceptual de la infraestructura y
facilidades de dos complejos mejoradores de crudo pesado (Junín y
Carabobo) en la Faja Petrolífera del Orinoco para PDVSA,
Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle, gerencia de proyecto y servicios la las
facilidades de producción costa afuera del proyecto Corocoro para
CononcoPhillips/PDVSA/ENI, Venezuela.
Estudio de factibilidad e ingeniería básica para el proyecto de
mejoramiento de recuperación de crudos para el proyecto de crudos
pesados de Total/Statoil/PDVSA en la Faja Petrolífera del Orinoco,
Venezuela.
Ingeniería básica y gerencia de proyecto para la planta de Orimulsión
de CNPC/PDVSA, Venezuela.
Ingeniería de detalle y gerencia de proyecto para el proyecto de
expansión de El Trapial para Chevron, Argentina.
Ingeniería básica del oleoducto de 100 Km (50 Km en tierra y 50 km en
mar) para transportar 470 MBPD de crudo desde el Campo Pedernales
(offshore) hasta el terminal de aguas profundas de Guiria,
BP/AMOCO/PDVSA, Venezuela.
FEED, Ingeniería de detalle, asistencia a la procura y supervisión de
construcción de dos oleoductos de 210 km de longitud de diámetros de
36” y 20” respectivamente, para transportar 425 MBPD de crudo y
diluente desde el Campo Zuata en la Faja del Orinoco hasta las
instalaciones del Complejo Industrial de Jose, ConocoPhillips/PDVSA,
Venezuela.
Ingeniería conceptual y básica del proyecto costa afuera Chuchupa
de Chevron, Colombia.
Estudio de los servicios públicos e industriales, desarrollo urbanístico,
paisajismo y reorganización de las instalaciones para la expansión del
Complejo Petroquímico de Morón, para Pequiven. Venezuela.
Visualización e ingeniería conceptual del nuevo Complejo Industrial
Petroquímico de Puerto Nutrias, para Pequiven. Venezuela.
Ingeniería básica extendida de las instalaciones de procesos, servicios
industriales y servicios auxiliares, que permitirán amentar la capacidad
de producción de las plantas de MVC y PVC en el Complejo
Petroquímico Ana María Campos, para Pequiven. Venezuela.
Desarrollo de la ingeniería básica y de detalle, preparación de
documentos técnicos para la licitación de la procura y la construcción,
servicios de inspección y gerencia de la construcción de tres plantas
para fabricar elementos constructivos de vinilo (PVC) para construcción
de viviendas de bajo costo, para Pequiven. Venezuela.
Revisión de la ingeniería y preparación de los documentos técnicos para la
licitación del IPC, de los proyectos de varias plantas para la fabricación de
productos derivados de la industria petroquímica para PROESCA, filial de
Pequiven. Venezuela.
Gerencia e ingeniería de detalle en el proyecto de expansión de las
instalaciones existentes y el desarrollo de las nuevas instalaciones requeridas
para la producción de polipropileno y para triplicar la producción de poliolefinas,
en el Complejo Petroquímico de Ruwais (proyectos Bouruge 2) para Técnicas
Reunidas (España) y para Abu Dhabi Plymers Company Limited, ADPC. Abu
Dhabi.
Desarrollo de la ingeniería de detalle para las unidades de cumeno, fenol y bis
fenol en el Complejo Petroquímico Saudi Kayan para Técnicas Reunidas
(España) y Saudi Kayan Petrchemical Company, en Juabil Industrial city, Arabia
Saudita.
Ingeniería básica para el aumento de producción de gas en dos
plataformas costa afuera y en la estación de producción en tierra firme del
proyecto GACE (Guajira Association Contract Extension) para Ecopetrol y
ChevronTexaco.Colombia.
Ingeniería básica y de detalle de dos gasoductos (proyecto CTGAS) que
incluyó las correspondientes unidades de compresión y de transporte, para
Petrozuata (ConocoPhillips-PDVSA). Venezuela.
Ingeniería básica de la modificación de la plataforma costa afuera en el
Campos Urdaneta Oeste para la incorporación de una nueva estructura
metálica en voladizo la cual se instalaron las facilidades necesarias para un
múltiple de inyección de gas a tres pozos totalmente equipados, para Shell
de Venezuela.
Ingeniería básica para un gasoducto enterrado de 16” de diámetro desde el
Centro Operativo El Bare (COB) hasta la Estación de Válvulas Guico del sistema
Anaco-Puerto Ordaz, para Ameriven (ChevronTexaco,ConocoPhillips,PDVSA).
Venezuela.
Ingeniería, procura y construcción (IPC) de un nuevo múltiple de gas conformado
por dos cabezales y un tren de deshidratación de gas con trietilenglicol para el
proyecto facilidades de manejo y tratamiento de gas (FMT), para PDVSA.
Venezuela.
Estudios de factibilidad, definición y localización de los sistemas de alivio, venteo
y mechurrios en la planta de gases líquidos de petróleo (GLP), para PDVSA.
Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle de un gasoducto de 26” de diámetro para
transportar 120 millones de ft³/d de gas natural desde la estación terminal de
distribución en Puerto Ordaz hasta la nueva estación de medición y regulación en
las instalaciones de la planta de briquetas en la Orinoco Iron para PDVSA Gas.
Venezuela.
Ingeniería básica, aseguramiento y control de calidad (de la construcción y de la
fabricación), ensayos no destructivos y gerencia de proyecto para la instalación
de una plataforma costa afuera en el Golfo de Paria para el proyecto Corocoro,
para ConocoPhilips, ENI y PDVSA. Venezuela.
Contrato BOOT para el tratamiento e inyección de agua a 3000 psi en pozos
petroleros. Incluye 15 plataformas existentes, dos plantas de tratamiento
de agua de formación , 5 nuevas plataformas, incluyendo sistemas SCADA
y de telecomunicaciones para el monitoreo de todas las instalaciones y 260
pozos petroleros en el Lago de Maracaibo, para PDVSA. Venezuela.
Ingeniería conceptual y básica y estimado de costos Clase III, para la
construcción de las facilidades de producción de gas, costa afuera y en tierra,
para el Proyecto GACE (Guajira Association Contract Extension), ubicado en la
Península de La Güajira, para Ecopetrol y Chevron Texaco. Colombia.
Ingeniería básica para incrementar la producción de gas de 757 a 1.000 millones
sft³/d de las facilidades existentes (dos plataformas costa afuera Chuchupa A y
Chuchupa B y la estación principal) para incorporar nuevos pozos de producción
en la Península de la Güajira para Ecopetrol y ChveronTexaco. Colombia.
Ingeniería básica para el proyecto GLEA ( Gas Lift Extension Association), para
incrementar la capacidad de producción de una plataforma principal de
producción costa afuera de 14 millones sft³/d , campo Urdaneta Oeste en el Lago
de Maracaibo, para PDVSA. Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle para la modernización de la facilidades de
producción en tierra (Estación de flujo EF-20 y Z-10 en el campo Boscan) y costa
afuera (Estación de flujo EF-LL-77 y LL-652) en el Lago de Maracaibo, para
ChevronTexaco. Venezuela.
Ingeniería básica del oleoducto de 100 km (50 km en tierra y 50 km en mar)
para transportar 470.000 bbl/d de crudo, desde el Campo Pedernales
(offshore) hasta el terminal de aguas profundas de Guiria, Estado Sucre, para
BP/AMOCO/PDVSA, Venezuela.
FEED, Ingeniería de detalle, asistencia a la procura y supervisión de la
construcción de dos oleoductos de 210 km de longitud y de 36” y 20” de
diámetro respectivamente, para transportar 425.000 bbl/d de crudo y diluente,
entre Campo Zuata, en la Faja Petrolífera del Orinoco y las instalaciones del
Complejo Industrial Jose, para CONOCO/PDVSA, Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle del gasoducto de 16” de diámetro y 130 km de
longitud, entre la planta de compresión en Campo Zuata, en la Faja Petrolífera
del Orinoco y El Cantón, y 70 km entre El Cantón y las instalaciones del
Complejo Industrial Jose, para transportar 65 millones de ft3/d, para PDVSA,
Venezuela.
Ingeniería básica de las mejoras del sistema de deshidratación de la
planta de extracción de GNL de Jusepín, para PDVSA, Venezuela.
Ingeniería conceptual y básica de las facilidades de recuperación de
líquidos del gas natural de los tanques de almacenamiento de crudo en
las estaciones de flujo de Carito y Pirital, Estado Monagas, para PDVSA,
Venezuela.
Ingeniería básica del gasoducto de 16” de diámetro y 60 km de longitud
entre el Centro Operativo Bare y la estación de válvulas Güico, Estado
Anzoátegui, para el transporte de 90 millones de ft3/d, para PDVSA,
Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle del gasoducto de 26” de diámetro, para
suplir 120 millones de ft3/d de gas a las instalaciones de Orinoco Mining,
en Matanzas, desde la estación de distribución de Puerto Ordaz, Estado
Bolívar, para PDVSA, Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle del gasoducto de 26” de diámetro y 40 km
de longitud entre las estaciones Arichuna, Región Capital y Figueroa,
Estado Miranda, para PDVSA, Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle y asistencia a la procura en el proyecto del
gasoducto de 26” de diámetro y 114 km de longitud, entre el complejo
Muscar, Estado Monagas y la estación de válvulas Soto, Estado
Anzoátegui, para manejar 720 millones de ft3/d, para PDVSA, Venezuela.
Aseguramiento y control de calidad y gerencia del proyecto de una central
eléctrica de ciclo combinado de 2.000 MW para la planta de generación El Sitio
del Complejo Termocentro para Duro Felguera y CORPOELEC, Electricidad de
Caracas (EDC). Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle, soporte en la construcción e inspección de la
instalación de una planta de generación de 170 MW de ciclo combinado en el
Complejo Generador La Raiza, para CORPOELEC, Electricidad de Caracas
(EDC). Venezuela
Ingeniería básica y de detalle, soporte en la construcción e inspección de la
instalación de una planta de generación de 170 MW de ciclo combinado en el
Complejo Generador Juan Bautista Arismendi, para CORPOELEC, Electricidad
de Caracas (EDC). Venezuela
Ingeniería, procura y construcción (IPC), los servicios y las inatalaciones
auxiliares de dos plantas eléctricas flotantes de 170 MW cada una, localizadas
en Complejo Generador de Tacoa, para CORPOELEC, Electricidad de Caracas
(EDC). Venezuela.
Ingeniería básica y de detalle de las instalaciones, servicios e instalaciones
auxiliares de 4 unidades de 193 MW a ser ubicadas en las instalaciones de la
refinería el Palito y 2 unidades de 100 MV en la subestación La Cabrera, para
PDVSA. Venezuela
Revisión de la ingeniería, supervisón de obras y gerencia del proyecto de la
planta termoeléctrica Elegue (108 MW), para CORPOELEC, Electricidad de
Caracas. Venezuela
Ingeniería báisca para las instalaciones y servicios auxiliares del Balance de
Planta (BOP) requeridas para el funcionamiento de dos turbogeneradores de 150
MW a ser instalados en la Planta de Generación de San Diego de Cabrutica, a
ser construida por HW group para CORPOELEC. Venezuela.
Servicios de supervisión, inspección, aseguramiento y control de calidad del
diseño, construcción y puesta en marcha de una planta de generación y su
subestación, equipada con un turbogenerador con capacidad de 171 MW y sus
equipos auxiliares para Termobarrancas C.A, filial de Repsol YPF. Venezuela.
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Doc. Rev 01/ Módulo instalaciones español. Fichas. Enero 2011
BLOQUE JUNÍN 5 - FAJA DEL ORINOCO
ENI
2008 – 2009
Alcance: Estudio de pre factibilidad e ingeniería
conceptual
Estudio de pre factibilidad e ingeniería conceptual para las facilidades de producción de crudo
extra pesado (EHO) de 7º API del Bloque Junín 5, ubicado en la faja Petrolífera del Orinoco,
Venezuela.
El alcance incluyó:
• El sistema de recolección de crudo
• Las facilidades centrales de procesamiento (CPF)
• Los ductos para el transporte de crudo diluido, diluente y gas
• Las facilidades para el sistema de recuperación mejorada de crudo extrapesado (EOR)
COMPLEJOS DE MEJORAMIENTO JUNÍN
Y CARABOBO
PDVSA – CVP
2008 – 2010
conceptual
Estudio de factibilidad e ingeniería conceptual para el diseño y construcción del Condominio
Industrial y de Servicios de los mejoradores de crudos extrapesados de los Campos Junín y
Carabobo, necesarios para suministrar los servicios industriales y de apoyo a las operaciones
de dos mejoradores de crudos extrapesados (EHO) del Campo Junín y tres mejoradores de
crudos extrapesados (EHO) del Campo Carabobo, ambos ubicados en la Faja Petrolífera del
Orinoco, Venezuela.
Se estima que la capacidad de procesamiento de crudos extrapesados de cada mejorador
será de 1.325 m3/h, equivalentes a 200.000 bbl/d de crudos de 8,5 °API, diluido con nafta de
aproximadamente 47 °API para conformar un volumen total de 1.835 m3/h, equivalentes a
277.000 bbl/d para cada mejorador.
OPTIMIZACIÓN DE RECUPERACIÓN DE
CRUDOS (EOR)
SINCOR (Total - PDVSA - Statoil)
2006-2007
Alcance: Ingeniería básica y FEED
Ingeniería básica y FEED para mejorar la recuperación de 20.000 bbl/d de crudo extrapesado
(EHO) de la Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela (Proyecto EOR), utilizando técnicas de
drenaje gravitacional asistido por vapor o “Steam Assisted Gravity Drainage” (SAGD) y drenaje
horizontal alterno de vapor o “Horizontal Alternate Steam Drainage” (HASD).
El proyecto incluyó:
• 18 pares de pozos para SAGD (cada par incluye un pozo de producción y uno para inyección
de vapor) y 7 pozos para HASD en 4 macollas de producción
• La red de solventes para diluir el crudo pesado en cabeza de pozo o en la unidad de
tratamiento
• Las redes de inyección de vapor, gas de empuje y recolección de crudo
• Un ducto para el transporte de crudo tratado a la estación principal
• Servicios industriales, edificios e instalaciones fuera de límites de batería
• Una subestación para:
9 Tratamiento del crudo pesado a sus especificaciones de entrega
9 Tratamiento del agua de proceso para la producción de vapor
AMPLIACIÓN DE LA ESTACIÓN PRINCIPAL
PROYECTO EOR
2006-2007
Alcance: Ingeniería básica
Ingeniería básica para el proyecto de remodelación de las instalaciones existentes y la construcción
de nuevas instalaciones, para aumentar la producción de crudo extrapesado (EHO) de 8.5° API, en
la Estación Principal de SINCOR, faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela, para pasar de una
producción de 210.000 a 246.000 bbl/d, utilizando 89.000 bbl/d de un diluente de 47.4° API para
reducir la viscosidad del crudo a 17°API.
El alcance de Vepica incluyó:
• Un nuevo tren de crudo diluido con capacidad para procesar 95.000 bbl/d de EHO, 34.400
bbl/d de diluente de 47.4 °API y 77.000 bbl/d de agua.
• La expansión de los dos trenes existentes, para aumentar su capacidad de manejo a 151.000
bbl/d de EHO, 54.600 bbl/d de diluente de 47.4 °API y 123.000 bbl/d de agua.
PROYECTO DE MODERNIZACIÓN Y EXPANSIÓN
EL TRAPIAL
Chevron
2006-2007
Alcance: Servicios de ingeniería y apoyo gerencial
Servicios de ingeniería y apoyo gerencial a Chevron, en el proyecto de modernización y expansión
de sus instalaciones en el yacimiento El Trapial (ET), ubicado en la cuenca Neuquina, al norte de
la provincia de Neuquén, a unos 40 km de la ciudad de Rincón de los Sauces, Argentina.
Con 275 pozos productores, el yacimiento produce 10.000 m3/d de crudo con 36.000 m3/d de agua.
En la operación se inyectan 46.200 m3/d de agua en 193 pozos inyectores. La profundidad típica
del yacimiento es de 1.200 m, la presión de inyección en boca de pozo es de 700 a 800 psig y el
petróleo producido es de 37°API.
El proyecto de expansión del anillo de agua liviana tratada (LTW Ring Project) contempló el
reemplazo de la red de inyección de agua y la modificación de su capacidad y distribución
espacial, tomando en consideración los requerimientos futuros, así como también la expansión de
las instalaciones de superficie y el desarrollo del yacimiento, incluyendo el manejo y tratamiento de
crudo, gas y agua.
CONTRATO DE SERVICIOS DE INGENIERÍA
SINCOR
2003-2006
Alcance: Servicios de Ingeniería, procura y gestión
Servicios de ingeniería, procura y gestión de proyectos para el desarrollo de varias obras, de
acuerdo a los requerimientos de SINCOR, en sus instalaciones de recuperación de crudo
extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco, Sur del Estado Monagas, Venezuela.
El alcance de los servicios prestados por Vepica incluyó:
El desarrollo de ingeniería conceptual, básica y de detalle, procura, estimación de costos,
ingeniería de campo, asistencia durante la construcción, pruebas, comisionamiento y arranque de
las plantas, así como también, la elaboración de los planos “como construido”, en los proyectos
relacionados con la expansión de la Estación Principal, la red de distribución de diluente y el
mejorador de crudo extrapesado (EHO).
PLATAFORMA COSTA AFUERA
(PROYECTO COROCORO)
Conoco Phillips, ENI, PDVSA
2003-2008
Alcance: Servicios de ingeniería y gestión
Servicios de ingeniería y de gestión de proyectos (PMS) para la construcción de una plataforma
costa afuera, en el Golfo de Paria, ubicado en el Oriente de Venezuela, una zona remota de gran
sensibilidad ambiental, sujeta a fuertes corrientes marinas a profundidades de 4 a 6 m en la
plataforma cabezal de pozo (WHP) y a 30 m de profundidad de la unidad flotante de producción
(FPU), la cual está equipada con instalaciones para manejar y tratar 60.000 bbl/d de crudos, 32
millones de sft3/d de gas para reinyección, 5 millones de sft3/d de gas de empuje y 90.000 bbl/d de
agua para reinyección.
El proyecto incluyó adicionalmente:
• Una plataforma de vivienda (AP) para 50 trabajadores
• El puente que conecta las plataformas WHP y AP
• La unidad flotante de almacenaje (FSO), con capacidad para almacenar 1,3 millones de
barriles de crudo e instalaciones para tratar 90.000 bbl/d de agua
• La torre de atraque (MT)
• Dos ductos submarinos de 22 km de longitud y 12” de diámetro, que conectan FPU con
FSO, para el transporte de crudo y agua.
PRODUCCIÓN DE GAS COSTA AFUERA
Y EN TIERRA
ChevronTexaco
2005
Alcance: Ingeniería conceptual y básica
Ingeniería conceptual y básica y estimado de costos Clase III, para la construcción de las facilidades
de producción de gas, costa afuera y en tierra, para el Proyecto GACE (Guajira Association Contract
Extension), ubicado en la Península de La Güajira, Colombia.
• La modernización de las instalaciones de producción, con nuevos pozos y gasoductos
submarinos.
• Los gasoductos submarinos entre las dos plataformas.
• La estación de recolección Ballena, incluyendo una nueva unidad de deshidratación.
• La modernización de las líneas e instalaciones.
• El estudio de opciones para la compresión de gas a entre 300 y 1.200 psig.
• La evaluación de los servicios en cada una de las instalaciones, en función de sus futuras
demandas.
• Estudios ambientales y de Seguridad, Higuiene y Ambiente (SHA).
PLANTA DE ORIMULSION®
COMPLEJO PETROQUÍMICO JOSE
Orifuels Sinovensa (CNPC – PDVSA)
2003-2007
Alcance: Revisión ingeniería básica y gerencia de
proyecto
Revisión de la ingeniería básica y gerencia del proyecto, a cargo de la supervisión del desarrollo de la
ingeniería de detalle, procura, construcción, pre-comisionamiento, comisionamiento y arranque del
proyecto de expansión de las unidades de deshidratación y desalinización de la planta de
Orimulsion® de Sinovensa, ubicada en el Complejo Petroquímico Jose, en la región Norte del Estado
Anzoátegui, Venezuela, y sus instalaciones de servicios; así como de las facilidades de Campo
Morichal, ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, al Sur del Estado Monagas.
El objeto de este proyecto fue el de producir 125.000 bbl/d de Orimulsion® a partir de 130.000 bbl/d
de bitumen seco de 7.9º API.
El proyecto icluyó: las instalaciones de almacenamiento de crudo pesado, 75 pozos y 16 macollas,
las carreteras, la estación de flujo, la planta de tratamiento de agua, la red de suministro eléctrico, el
sistema SCADA y las telecomunicaciones.
PRODUCCIÓN EN TIERRA Y COSTA AFUERA
LAGO DE MARACAIBO
ChevronTexaco
2004
Alcance: Ingeniería básica y de detalle
Ingeniería básica y de detalle para varios proyectos de ChevronTexaco, tanto en tierra firme como
costa afuera, en el Lago de Maracaibo, Estado Zulia, Venezuela.
El alcance de Vepica en estos proyectos incluyó:
• La modificación de la filosofía de control de la Estación de Flujo EF-LL-77 en el campo
petrolero costa afuera LL-652 en el Lago de Maracaibo.
• El diseño de un separador vapor-líquido (“flash drum” o “knockout drum”) en la Estación de
Flujo EF 20 del Campo Boscán, en tierra firme, en la costa del Lago de Maracaibo.
• La modificación de la filososfía de control de la Estación de Flujo Z10 del Campo Boscán.
AUTOMATIZACIÓN DEL YACIMIENTO
CERRO DRAGÓN
Pan American Energy
2001-2002
Alcance: Ingeniería conceptual
Ingeniería conceptual, análisis y proposición de las alternativas técnico - económicas de las opciones
de automatización del Yacimiento Cerro Dragón, ubicado en Comodoro Rivadavia, Patagonia
Argentina, para la Unidad de Gestión Golfo San Jorge, de Pan American Energy.
El yacimiento Cerro Dragón es el campo de mayor producción de petróleo de la Argentina (13.400
m3/d).
El alcance de Vepica en el proyecto de automatización de este yacimiento contempló:
• 1.500 Pozos.
• 45 Estaciones de separación crudo/gas.
• 10 Plantas de bombeo para inyección de agua.
• 1 Unidad LACT para transportar y medir automáticamente el crudo transferido desde los
pozos, hasta una estación central de recolección.
• 1 Tanque de medición para transferencia de custodia.
• 3 Plantas de tratamiento de gas (se tomó una sola planta como base).
• 2 Plantas compresoras.
DESARROLLO DE CAMPOS
PRODUCCIÓN DE CRUDO Y GAS
PDVSA
2001
Alcance: Servicios de apoyo y gestión
Servicios de apoyo en ingeniería y gestión de proyectos a las divisiones de Exploración y
Producción de PDVSA, en las regiones Centro, Oriente y Occidente de Venezuela, para el
desarrollo de sus yacimientos de petróleo, incluyendo los siguientes proyectos:
• Desarrollo de yacimientos de petróleo y gas - Distrito Maturín, Estado Monagas.
• Impacto ambiental - Planta de Compresión Altagracia de Orituco, Estado Guárico.
• Diseño de la unidad de deshidratación y el sistema de drenajes de la Planta de Extracción
de líquidos delgas natural (LGN) de Jusepín, Estado Monagas.
• Apoyo en la habilitación de inmueblles - Punta de Mata, Estado Monagas.
• Patio de tanques y tuberías de la Planta El Chaure, Estado Anzoátegui
• Modernización del patio de tanques de la Planta de Fraccionamiento de Gas Licuado de
Petróleo (GLP) en Ulé, Costa Oriental del Lago de Maracaibo.
MEJORADOR DE CERRO NEGRO
COMPLEJO JOSE
Operadora Cerro Negro (ExxonMobil – PDVSA –
Veba Oel). 1999-2001
conceptual
Ingeniería, procura y construcción (IPC) de un mejorador de 122.000 bbl/sd de crudo extra pesado (8.2°
API) a 110.000 bbl/sd de crudo mejorado (15.2° API), ubicado en el Complejo Petroquímico Jose,
Estado Anzoátegui, Venezuela. Este proyecto fue ejecutado en consorcio con la empresa japonesa
JGC y la venezolana Jantesa, para Operadora Cerro Negro.
• Unidad de destilación atmosférica (157.800 bbl/sd).
• Unidad de coquificación retardada (48.000 bbl/sd) y planta de gas.
• Unidad de hidrotratamiento de nafta (6.500 bbl/sd).
• Unidad de regeneración de aminas y despojamiento de aguas agrias (681 gal/d).
• Unidad de recuperación y solidificación de azufre (114 lg ton/d).
• Servicios industriales y offsites.
• Área de tanques (3.000.000 bbl) e instalaciones de bombeo.
• Edificios administrativos, de procesos, salas de control y subestaciones.
INYECCIÓN DE AGUA A POZOS CAMPO
URDANETA OESTE
Shell de Venezuela / PDVSA
1997-2009
Alcance: Contrato BOOT
Contrato BOOT ejecutado por el Consorcio SIMCO, integrado por Wood Group, POI, CAMSA
(Willbros) y Vepica, para la operación y mantenimiento de las instalaciones principales de producción
del Campo costa afuera Urdaneta Oeste, de Shell de Venezuela (hoy de PDVSA), en el Lago de
Maracaibo.
El contrato incluyó la operación y mantenimiento de las instalaciones existentes:
• Tratamiento e inyección de agua a 3.000 psi en 276 pozos petroleros.
• 15 plataformas.
• Dos plantas de tratamiento de agua.
• Manejo de 20 millones de ft3/sd de gas combustible.
… así como el desarrollo del IPC y luego la operación de las nuevas instalaciones:
• De 5 a 13 nuevas plataformas.
• Los sistemas SCADA para el monitoreo de todas las instalaciones.
• El tratamiento y administración de las aguas cloacales.
• La extensión del sistema gas de empuje.
• Una plataforma costa afuera y varias instalaciones de superficie.
• Los sistemas de mezcla de crudos y los múltiples de distribución y producción.
REFINERÍA BATALLA DE SANTA INÉS
PDVSA
2009-2010
Culminación de la ingeniería conceptual y desarrollo de la ingeniería básica extendida de la nueva
Refinería Batalla de Santa Inés (60.000 bbl/d), la cual estará ubicada en el Estado Barinas, Venezuela.
El proyecto contempla las siguientes unidades de procesos:
• Destilación atmosférica y al vacío
• Hidrotratamiento de nafta, diesel, querosén y VGO
• Reformación catalítica
• Craqueo catalítico fluidizado (FCC)
• Producción de asfalto
• Planta de gas
• Despojador de aguas agrias
• Planta de aminas
• Recuperación de azufre y tratamiento de gas de cola
• Planta de producción y recuperación de hidrógeno
… además de sus correspondientes unidades de servicios, edificaciones e instalaciones fuera de los
límites de batería
CONVERSIÓN PROFUNDA DE LA
REFINERÍA DE PUERTO LA CRUZ
PDVSA
2008-2010
Alcance: Gerencia de proyecto (PMC)
Contrato de Gerencia del Proyecto (PMC) para incrementar la capacidad de la Refinería de Puerto
La Cruz, Estado Anzoátegui, Venezuela y procesar crudos pesados y extrapesados (EHO) de la
Faja del Orinoco, con tecnología HDH Plus® de PDVSA, mediante la modificación de dos unidades
de destilación atmosférica para procesar 200.000 bbl/d de crudo pesado Merey (16°API).
El proyecto incluye:
• Destilación al vacío 117.000 bbl/sd (dos trenes)
• HDH Plus® 50.000 bbl/sd (dos trenes)
• Residuos: solidificación de hojuelas 554 t/d (dos trenes)
• Recuperación de gas: 36.741 millones ft3/d
• Producción de hidrógeno: 230 millones ft3/d (total para dos trenes)
• Recuperación de hidrógeno: 122 millones ft3/d
• Compresión de hidrógeno: 314 millones ft3/d
• Despojador de aguas agrias: 1.553 gal/min
• Regeneración de aminas: 1.573 gal/min.
• Recuperación de azufre y tratamiento de gas de cola: 426 t/d (para dos trenes)
… además de sus correspondientes unidades de servicios, edificaciones e instalaciones fuera de
los límites de batería
PROYECTO DE EXPANSIÓN DE LA
REFINERÍA EL PALITO
Y&V Ingeniería / PDVSA
2008-2010
Alcance: Ingeniería básica, de detalle y procura
Ingeniería básica, de detalle y procura para aumentar la capacidad (140.000 bbl/d) y mejorar la calidad
de los productos de la Refinería El Palito, ubicada en el estado Carabobo, Venezuela. El proyecto
incluye las siguientes plantas de proceso:
•Destilación atmosférica y al vacío para crudos de 22°API (mezcla Mesa 30 y Merey 16)
•Hidrotratamiento de nafta (0,5 ppm azufre)
•Reformación catalítica (FCR) de naftas, con regeneración continua del catalizador (CCR)
•Hidrotratamiento de diesel y gasoleos (No. de cetano: 51 y azufre: 7 ppm)
•Conversión profunda (unidad de coquificación retardada) para hidroconversión e
hidrotratamiento de residuos de destilación al vacío, en productos comerciales y producir una
corriente de gasóleo de vacío (VGO) con 100 ppm por peso de azufre máximo, la cual será
enviada a la unidad de FCC existente
Las siguientes instalaciones auxiliares:
•Dos unidades de recuperación de aminas (ARU)
•Dos unidades de despojamiento de aguas agrias (SWS)
•Una unidad de producción de hidrógeno (HPU)
•Tres unidades de recuperación de azufre (SRU) y dos de tratamiento de gas de cola (TGT)
•Una unidad de LPG
PROYECTO REDUCCIÓN DE NOX
REFINERÍA DE LAKE CHARLES
CITGO Petroleum Corporation
2007-2008
Este proyecto, realizado conjuntamente con Mustang Engineers & Constructors, abarcó la ingeniería
básica y de detalle necesaria para instalar nuevos equipos y modificar las instalaciones existentes
para cumplir con las normas de reducción de las emisiones de NOx, de acuerdo a lo establecido en
las nuevas disposiciones de la United States Environmental Protection Agency (USEPA), en la
Refinería de CITGO (425.000 bbl/d), ubicada en el Complejo Industrial de Lake Charles, Louisiana,
USA.
El trabajo incluyó:
• La instalación de quemadores ultra bajos en NOx (ULNB).
• La instalación de equipos de recirculación de gas combustible (FGR) en una caldera.
• Reemplazo de cinco calderas por tres nuevas calderas de 250 psi.
• Mejoramiento de la subestación eléctrica, para incrementar su disponibilidad.
REDUCCIÓN DE AZUFRE REFINERÍA
LAKE CHARLES
2007
Realizado conjuntamente con Mustang Engineers & Constructors, abarcó la ingeniería básica y de
detalle necesaria para instalar nuevos equipos y modificar las instalaciones existentes, para mantener
o mejorar la contribución de la Refinería de CITGO (425.000 bbl/d), ubicada en el Complejo Industrial
de Lake Charles, Louisiana, USA, a las ganancias corporativas de la empresa desde el año 2008
hasta el año 2010, mientras provee una solución confiable para cumplir con las regulaciones del
contenido ultra bajo de azufre en el diesel producido - Proyecto Ultra Low Sulfur Diesel (ULSD) Fase
II. Los beneficios potenciales de este proyecto se estimaron en USD 19 millones/año a partir el año
2010, basado en un incremento de 13.000 bbl/d en la producción de ULSD y un incremento diferencial
de 9,3 cpg en el precio de venta del diesel ultra bajo en azufre en la estación de gasolina en el período
2007 – 2012.
La base de este proyecto fue la de no modificar la Unidad CFH, la Unidad ALCOH, más que mediante
cambios internos en el reactor y el catalizador, añadiendo un filtro y un analizador de azufre a la
alimentación y reemplazando los intercambiadores de alimentación del producto, de tubos electrosoldados resistentes a tubos laminados.
TAMBORES DE COQUE REFINERÍA CORPUS
CHRISTI
2006-2008
Alcance: Ingeniería de detalle
Realizado conjuntamente con Mustang Engineers & Constructors, incluyó la ingeniería de detalle
necesaria para maximizar la disponibilidad mecánica de la Unidad de coke de la Refinería de
CITGO en Corpus Christi (156.000 bbl/d), Texas, USA, así como para proveer confiabilidad a su
operación, mediante el reemplazo de los tambores existentes por ocho nuevos tambores mas
grandes (de 28’ 6” de diámetro, con paredes de acero de 2” de espesor) diseñados con las
mejores y más modernas prácticas de ingeniería, conjuntamente con la adecuación de sus
instalaciones asociadas, para mitigar las posibilidades de riesgo en la generación de grietas y
disminuir las paradas de planta.
El trabajo incluyó:
• El reemplazo de ocho tambores de coque.
• La adecuación de las estructuras de soporte.
• Detalles de las desconexiones, reconexiones y adecuaciones de las tuberías de proceso
y de los servicios auxiliares.
• Las modificaciones asociadas con los sistemas eléctricos y de automatización y control.
PROYECTO RABIGH FASES I Y II / ARABIA
SAUDITA
Técnicas Reunidas / Saudi Aramco
2005-2007
Alcance: Servicios de ingeniería
Soporte profesional a Técnicas Reunidas de España, para el desarrollo de la ingeniería básica
extendida (FEL) y la ingeniería de detalle del proyecto de ampliación y mejoramiento de la Refinería
de Rabigh (400,000 bbl/d), ubicada en la Costa del Mar Rojo, Arabia Saudita, en sus fases I y II.
Este proyecto consistió en la ampliación y el mejoramiento de la refinería, para producir 1,3 millones
de t/a de etileno, 900.000 t/a de propileno y 80.000 bbl/d de gasolinas y otros productos refinados.
• Dos unidades de recuperación de aminas (ARU), de 450 y 56 m3/hr
• Dos unidades de despojamiento de aguas agrias (SWS) de 178 y 141 m3/hr.
El proyecto tuvo un costo de inversión de USD 4.300 millones
AMPLIACIÓN DE LA REFINERÍA LÁZARO
CÁRDENAS
Dragados / PEMEX
2005-2007
Revisión de la ingeniería básica desarrollada por Dragados, de España y desarrollo de la ingeniería de
detalle, con modelos en 3D (PDS), preparación de las requisiciones, evaluación de ofertas y revisión,
aprobación y agilización de planos de suplidores, en el proyecto de ampliación de la Refinería Lázaro
Cárdenas (190.000 bbl/d), Minatitlán, Estado de Veracruz, México.
•Una unidad de fraccionamiento catalítico fluidizado (FCC) de 42.000 bbl/d.
•Una unidad de hidrotratamiento de diesel (DHT) de 34.000 bbl/d.
Se generaron los siguientes productos:
•P&ID´s inteligentes.
•Modelo electrónico tridimensional inteligente (METI 90% de PEMEX).
•Especificaciones, hojas de datos, requisiciones de equipos e instrumentos.
•Diagramas unifilares.
•Especificaciones y requisiciones de materiales y equipos, de los sistemas de control distribuido,
paradas de emergencia, detección y extinción de incendios y gases.
•Elaboración y entrega de modelos y documentos con SmartPlan P&ID´s y METI.
•Cantidades de obra y materiales (MTO´s) y sus respectivas requisiciones.
•Control, expeditación, revisión y aprobación de los planos de suplidores.
•Control de gestión del proyecto.
REDUCCIÓN DE AZUFRE REFINERÍA DE
LUJÁN DEL CUYO
Repsol YPF
2005-2006
Alcance: Ingeniería básica extendida
Adecuación de las instalaciones de la refinería de Repsol YPF (105.500 bbl/d), ubicada en el
Complejo Industrial de Luján de Cuyo, Provincia de Mendoza, Argentina, con la finalidad de disminuir
el contenido de azufre en sus productos.
El alcance de Vepica en este proyecto incluyó la ingeniería básica extendida (FEED) de las siguientes
unidades de la refinería:
• Una nueva unidad hidrodesulfuradora de gasoil.
• Modificación a la unidad hidrodesulfuradora de gasoil existente.
• Una nueva unidad de reformación de vapor (TOPSOE).
• Una nueva unidad de recuperación de aminas (ARU).
• Unidad de aguas ágrias (SWS).
• Nueva subestación eléctrica.
• Adecuación de la infraestructura asociada, los servicios industriales y las instalaciones fuera de
los límites de batería.
HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA CATALÍTICA
REFINERÍA DE AMUAY
PDVSA
2002-2003
Alcance: Ingeniería básica extendida
Ingeniería básica de una nueva planta para hidrotratamiento de la nafta catalítica en la Refinería de
Amuay (635.000 bbl/d), del Complejo Refinador de Paraguaná (CRP), Estado Falcón, Venezuela,
a fin de reducir el contenido de azufre, de acuerdo a la normativa TIER-2 de la Agencia de
Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (EPA).
El proyecto incluyó adicionalmente la adecuación de las correspondientes unidades de servicios,
edificaciones e instalaciones fuera de los límites de batería.
VALORACIÓN DE CORRIENTES REFINERÍA
PUERTO LA CRUZ
PDVSA
2001-2004
Alcance: Ingeniería, procura y construcción (IPC)
Este proyecto, realizado en consorcio con las empresas japonesas JGC y Chiyoda, incluye la
revisión de la ingeniería básica, el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura y construcción,
comisionamiento y arranque (IPC) de las unidades de procesos para el proyecto de expansión y
modernización de la Refinería de Puerto La Cruz (200.000 bbl/d), ubicada en el Estado Anzoátegui,
Venezuela (Proyecto VALCOR) destinado a adecuar sus productos a las nuevas regulaciones
ambientales.
El proyecto incluyó las siguiente unidades:
• Fraccionamiento de naftas (25.100 bbl/sd)
• Hidrotratamiento de naftas pesadas (35.000 bbl/sd)
• Reformación catalítica (FCC) (35.000 bbl/sd)
• Tratamiento y fraccionamiento de LPG (6.400 bbl/sd)
• Hidrotratamiento de diesel (38.000 bbl/sd)
• Despojamiento de aguas agrias (SWS) (260 gal/min)
• Tratamiento de aminas (604 millones ft3/sd)
• Regeneración de aminas (813 gal/min)
• Recuperación de azufre y gases de cola (100 t/d)
MEJORADOR DE CRUDO CERRO NEGRO
Operadora Cerro Negro (ExxonMobil – PDVSA –
Veba Oel)
1999-2001
Ingeniería, procura y construcción (IPC) de un mejorador de 122.000 bbl/sd de crudo extra pesado (8.2°
API) a 110.000 bbl/sd de crudo mejorado (15.2° API), en consorcio con la empresa japonesa JGC y la
venezolana Jantesa, para el Proyecto Cerro Negro, ubicado en el Complejo Jose, Estado Anzoátegui,
Venezuela.
• Unidad de destilación atmosférica (157.800 bbl/sd)
• Unidad de coquificación retardada (48.000 bbl/sd) y planta de gas
• Unidad de hidrotratamiento de nafta (6.500 bbl/sd).
• Unidad de regeneración de aminas y despojamiento de aguas agrias (681 gal/d)
• Unidad de recuperación y solidificación de azufre (114 lg ton/d)
• Servicios industriales y offsites
• Área de tanques (3.000.000 bbl) e instalaciones de bombeo
• Edificios administrativos, de procesos, salas de control y subestaciones
Doc. Rev 01/ Módulo Costa Afuera español. Fichas. Enero 2011
PLATAFORMA COSTA AFUERA
(PROYECTO COROCORO)
2003-2008
Conoco Phillips, ENI, PDVSA
Alcance: Servicios de ingeniería y gestión
Servicios de ingeniería y de gestión de proyectos (PMS) para la construcción de una plataforma costa
afuera, en el Golfo de Paria, ubicado en el Oriente de Venezuela, una zona remota de gran sensibilidad
ambiental, sujeta a fuertes corrientes marinas, a profundidades de 4 a 6 m en la plataforma cabeza de
pozo (WHP) y a 30 m de profundidad de la unidad flotante de producción (FPU), la cual está equipada con
instalaciones para manejar y tratar 60.000 bbl/d de crudos, 32 millones de sft3/d de gas para reinyección, 5
millones de sft3/d de gas de empuje y 90.000 bbl/d de agua para reinyección.
El proyecto incluyó adicionalmente:
• Una plataforma de vivienda (AP) para 50 trabajadores
• El puente que conecta las plataformas WHP y AP
• La unidad flotante de almacenaje (FSO), con capacidad para almacenar 1,3 millones de barriles de
crudo e instalaciones para tratar 90.000 bbl/d de agua
• La torre de atraque (MT)
• Dos ductos submarinos de 22 km de longitud y 12” de diámetro, que conectan FPU con FSO, para
el transporte de crudo y agua.
PRODUCCIÓN DE GAS COSTA
AFUERA Y EN TIERRA
2005
ChevronTexaco
Ingeniería conceptual y básica y estimado de costos Clase III, para la construcción de las facilidades de
producción de gas, costa afuera y en tierra, para el Proyecto GACE (Guajira Association Contract
Extension), ubicado en la Península de La Güajira, Colombia.
• La modernización de las instalaciones de producción, con nuevos pozos y gasoductos submarinos.
• Los gasoductos submarinos entre las dos plataformas.
• La estación de recolección Ballena, incluyendo una nueva unidad de deshidratación.
• La modernización de las líneas e instalaciones.
• El estudio de opciones para la compresión de gas a entre 300 y 1.200 psig.
• La evaluación de los servicios en cada una de las instalaciones, en función de sus futuras
demandas.
• Estudios ambientales y de Seguridad, Higuiene y Ambiente (SHA).
TERMINAL MARITIMO DE ALMACENAMIENTO
Y EMBARQUE JOSE TAEJ
Ameriven (PDVSA – ConocoPhillips – ChevronTexaco)
2002-2004
Alcance: Ingeniería, procura y gerencia de construcción
(IPGC)
Descripción:
Terminal marino del TAEJ, incluye la construcción de un nuevo muelle al sur del existente para
embarcaciones de 65000 a 150000 TM de peso muerto. Incluye interconexión con el muelle existente,
tuberías, plataforma para brazos de carga, nuevo edificio de control e instalaciones para carga – descarga.
Las nuevas instalaciones tienen tres brazos de carga, escalera telescópica, sistema contra incendios,
cuarto de control, áreas para O&M y todas las facilidades para atraque de buques. La plataforma está
conectada a la costa a través de una tubería de 36” para petróleo crudo y una tubería de 20” para
recirculación, ambas de 8 km. de los cuales 7 km. son submarinos y 1 km. en tierra.
GAS EXTENTION LIFT / GLEA
Shell de Venezuela S.A
2004
Alcance: Ingeniería básica
IB asociada a la modificación de la plataforma M-UD-4-A, para la incorporación de una nueva estructura
metálica en voladizo de 2.5m x 3m (aprox.), en la cual se instalarán las facilidades necesarias
para un múltiple de inyección de gas para tres pozos totalmente equipados.
• Estos pozos serán alimentados desde el cabezal existente en la plataforma.
• Las facilidades a instalar contarán con todas las facilidades operacionales
similares a los pozos existentes. Adicionalmente, el alcance contempla
el tendido de una línea sublacustre de 6", 12.5 kms. de longitud,
proveniente de la nueva plataforma de compresión GLC-2, y que se
interconectará con el cabezal en M-UD-4-A.
PRODUCCIÓN EN TIERRA Y COSTA AFUERA
LAGO DE MARACAIBO
ChevronTexaco
2004
Ingeniería básica y de detalle para varios proyectos de ChevronTexaco, tanto en tierra firme como costa
afuera, en el Lago de Maracaibo, Estado Zulia, Venezuela.
El alcance de Vepica en estos proyectos incluyó:
• La modificación de la filosofía de control de la Estación de Flujo EF-LL-77 en el campo petrolero
Costa Afuera LL-652 en el Lago de Maracaibo.
• El diseño de un separador vapor-líquido (“flash drum” o “knockout drum”) en la Estación de Flujo EF
20 del Campo Boscán, en tierra firme, en la costa del Lago de Maracaibo.
• La modificación de la filosofía de control de la Estación de Flujo Z10 del Campo Boscán.
SERVICIO INTEGRADO DE TRATAMIENTO E
INYECCIÓN DE AGUA
PDVSA
1997-2009
Alcance: Contrato BOOT
Contrato BOOT para el tratamiento e inyección de agua a 3000 psi en pozos petroleros. Incluye 15
plataformas existentes, dos plantas de tratamientos de agua de formación , 5 nuevas plataformas,
incluyendo sistemas SCADA y de telecomunicaciones para el monitoreo de todas las instalaciones y 260
pozos petroleros.
• Dentro del consorcio SIMCO, Vepica fue responsable de los servicios de ingeniería, procura y
supervisión de construcción requeridas tanto para las nuevas instalaciones como para las mejoras
a las existentes.
PEDERNALES
BP
1997-2000
Alcance: Comisionamiento, arranque, operación y
mantenimiento.
• Operación y mantenimiento en el campo Pedernales (20.000 BPD, dos plataformas costa afuera, FPSO
e instalaciones para cargamento de gabarras)
• Se incluyó el comisionamiento en campo y los manuales de arranque y operación, repuestos, planes de
mantenimiento y revisión, contratación de personal, evaluación, selección y adiestramiento.
• Operación y mantenimiento en campo durante la transición entre BP y Perenco, la cual finalizó en marzo
de 2000.
PROYECTO PLATAFORMA CHUCHUPA A
Texaco Colombia
1993
Ingeniería, procura y construcción (IPC) para la instalación de un separador de producción, una
trampa de arena, una válvula para paradas de emergencia, la instrumentación, tuberías y servicios
necesarios, en la plataforma de producción de gas costa afuera denominada “Chuchupa A”, ubicada en
la Guajira colombiana.
Esta plataforma tiene una capacidad para el manejo de 210 millones ft3/sd de gas.
GASODUCTOS Y PLANTA DE COMPRESIÓN
CTGAS
2005
Petrozuata (ConocoPhilips – PDVSA)
Ingeniería básica y de detalle de dos gasoductos (Proyecto CTGAS), uno entre el campo Zuata y El
Cantón, ubicados en la Faja Petrolífera del Orinoco, al Sur del estado Anzoátegui, y el otro entre El
Cantón y el Complejo Petroquímico Jose, ubicado en el Norte del estado Anzoátegui, Venezuela. El
proyecto incluyó las correspondientes unidades de compresión y de transporte.
• Un gasoducto de 130 km y 16” de diámetro entre Zuata y El Cantón.
• Un gasoducto de 70 km y 16” de diámetro entre El Cantón y el Complejo
Petroquímico Jose.
• Una planta de compresión de gas con capacidad para manejar 65 millones ft3/d.
PLATAFORMAS CHUCHUPA Y
CONEXIÓN BALLENAS (GACE)
2004
Asociación Guajira (Ecopetrol S.A. y ChevronTexaco)
Ingeniería básica para el aumento de capacidad de producción de gas, de 575 a 1.000 millones ft3/d,
en las instalaciones existentes, tanto en las dos plataformas costa afuera como en la estación de
producción en tierra (Estación Ballenas), ubicadas en la Guajira colombiana - Proyecto GACE (Guajira
Association Contract Extension).
El proyecto incluyó la configuración del sistema de compresión requerido para el manejo de la
producción proyectada, la definición de los escenarios de capacidad de las instalaciones actuales de
1.200 a 3.000 psig, y el diseño básico de la adecuación de las facilidades de producción en la
plataformas Chuchupa A y B, para manejar la producción total con la adición de los nuevos pozos.
El gas extraído de los campos de La Guajira se envía, a través de los gasoductos de Promigas y de
Transporte de Gas del Interior (TGI), al resto de la costa Caribe y el interior de Colombia,
respectivamente. Desde 2008 también es exportado a Venezuela, a través de un convenio entre
Ecopetrol y Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA).
EXTENSIÓN DEL SISTEMA DE GAS LIFT
(PROYECTO GLEA)
2004
Shell de Venezuela S.A
Ingeniería básica de la modificación de la plataforma costa afuera M-UD-4-A en el Campo Urdaneta
Oeste, en el Lago de Maracaibo, estado Zulia, Venezuela, para la incorporación de una nueva
estructura metálica en voladizo, de 2,5 m x 3 m, en la cual se instalaron las facilidades necesarias
para un múltiple de inyección de gas a tres pozos totalmente equipados. Estos pozos son
alimentados desde el cabezal existente en la plataforma.
Adicionalmente, el alcance contempló el tendido de un gasoducto sublacustre de 6” de diámetro y
12,5 km de longitud, proveniente de la nueva plataforma de compresión GLC-2, la cual posee una
capacidad de compresión de 14 millones ft3/d y se interconecta con el cabezal en M-UD-4-A.
El proyecto formó parte de la Extensión del Sistema de Gas Lift (GLEA), concebido para aumentar la
capacidad de la Plataforma Principal de Producción (MPP) costa afuera, operada por Shell
Venezuela.
GASODUCTO CENTRO OPERATIVO BARE
ESTACIÓN GUICO
2001
Ameriven (ChevronTexaco – ConocoPhilips – PDVSA)
Ingeniería básica para un gasoducto enterrado de 16" de diámetro desde el Centro Operativo Bare
(COB) hasta la Estación de Válvulas Guico del Sistema Anaco - Puerto Ordaz, estados Anzoátegui y
Bolívar, Venezuela, para el transporte de 90 millones ft3/d.
El gasoducto comprende 60 km de recorrido, de los cuales 20 son sobre un corredor existente y 40
son a campo traviesa, con un corredor que fue definido como parte del proyecto.
El proyecto incluyó las instalaciones de lanzamiento y recepción de la herramienta de mantenimiento,
recopilación y transmisión de data del ducto; una estación intermedia de válvulas y la ruta que incluye
el cruce de tres ríos y una carretera nacional, para lo cual se analizaron las opciones de cruce
mediante estructuras elevadas y perforación direccional.
MÚLTIPLE DE SEGREGACIÓN
DEL PROYECTO FMT GAS
2000
PDVSA
Ingeniería, procura y construcción (IPC) de un nuevo múltiple de segregación de gas conformado por
dos cabezales y un tren de deshidratación de gas con trietilenglicol, de 430 millones ft3/d de capacidad
nominal (500 millones ft3/d de capacidad máxima) y los servicios industriales asociados, en el proyecto
Facilidades de Manejo y Tratamiento de Gas (Proyecto FMT Gas) en el Norte del estado Monagas
(Complejo Muscar), Venezuela.
• Dos cabezales de segregación
• Dos captadores de líquidos (“slug catchers”)
• Dos filtros separadores
• Sistema de venteo y alivio conformado por un mechurrio y dos tambores de alivio
• Sistema de recolección de condensado y drenaje, cerrado y abierto
• Servicios auxiliares de agua, químicos, aire y electricidad
• Sistemas de monitoreo, control y transmisión de datos (SCADA)
EXTRACCIÓN DE LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL
CARIPITO Y PIRITAL
1999
PDVSA
Desarrollo de la ingeniería conceptual y básica para la instalación de las facilidades de Caripito y
Pirital, área de Punta de Mata, Distrito Norte del estado Monagas, Venezuela, para la extracción de
líquidos del gas natural (LGN) proveniente de los tanques de almacenamiento de crudo en las
estaciones de flujo El Carito, Muri y Musipán, permitiendo el control del punto de rocío del gas
transportado.
ESTACIÓN DE VENTEO Y MECHURRIOS
PLANTA LAGOGAS
1998
PDVSA
Estudios de seguridad, definición y localización de los sistemas de alivio, venteo y mechurrios en la
planta de gases líquidos de petróleo (GLP) – Proyecto LAGOGAS, ubicada en Bajo Grande, estado
Zulia, Venezuela.
GASODUCTO Y ESTACIÓN DE BOMBEO
A ORINOCO IRON
1998
PDVSA Gas
Ingeniería básica y de detalle de un gasoducto de 26” de diámetro, para transportar 120 millones ft3/d de
gas natural desde la estación terminal de distribución en Puerto Ordaz a la nueva estación de medición
y regulación (EMR), en las instalaciones de Orionco Iron, en su planta de briquetas de Matanzas, Puerto
Ordaz, estado Bolívar, Venezuela.
Orinoco Iron utiliza un proceso de reducción de finos de mineral de hierro en lecho fluidizado, que opera
a altas temperatura y presión, para producir briquetas moldeadas en caliente. El proceso, conocido
como Finmet®, utiliza gas natural reformado, con un alto contenido de hidrógeno, como agente reductor.
Este gas es suministrado por PDVSA Gas, a través del Gasoducto Anaco - Puerto Ordaz y desde la
Estación Terminal de Puerto Ordaz, a la planta de Orinoco Iron.
El proyecto se dividió en tres áreas:
• Estación de suministro y distribución de Puerto Ordaz
• Gasoducto Estación Puerto Ordaz – Planta de Orinoco Iron
• Estación de medición y regulación en Orinoco Iron
DESHIDRATACIÓN DE CRUDO Y MANEJO DE GAS
1995
Teikoku Oil de Venezuela
Ingeniería de detalle y asistencia a la procura para la instalación de las facilidades de deshidratación
de crudo y tratamiento e inyección de agua en las estaciones Tamanaco y Bella Vista, ubicadas en el
estado Guárico, Venezuela, para Teikoku Oil de Venezuela, hoy Gas Guárico, S.A. (TEIKOKU 70% PDVSA Gas 30%).
El proyecto incluyó las facilidades de manejo y compresión de gas para incrementar la producción de
crudo en el área de Coporo y manejar hasta 10 millones ft3/d a 2.500 psi.
PLANTA DE ACONDICIONAMIENTO DE
GAS (ACOGAS)
1995
PDVSA - LAGOVEN
Desarrollo de la Ingeniería básica para el proyecto de modificación de la planta de acondicionamiento de
gas (Proyecto ACOGAS – Segunda Etapa), ubicada en Jusepín, estado Monagas, Venezuela, para
incrementar su capacidad de procesamiento de gas de 250 a 350 millones de ft3/d y adicionalmente
incrementar la producción de líquidos de gas natural (LGN) de 12.000 a 31.000 bbl/d, mediante la
conversión de las instalaciones de extracción mecánica de líquidos a extracción profunda (TURBO EXPANSOR).
GASODUCTO SANTA BÁRBARA – SOTO
1995
PDVSA
Ingeniería básica, ingeniería de detalle y asistencia en la procura para la contrucción de un gasoducto
de 26" de diámetro y 114 km de longitud, entre la Planta de Extracción de Santa Bárbara, ubicada en
el Complejo Muscar, estado Monagas y la Estación de Válvulas Soto, estado Anzoátegui, Venezuela,
con una capacidad de 720 millones ft3/d.
INYECCIÓN DE GAS A ALTA PRESIÓN
(PROYECTO PIGAP)
1994
PDVSA - Corpoven
Ingeniería de detalle y asistencia en la procura de las instalaciones de entrada del gas, la planta de
deshidratación y los servicios industriales (electricidad, agua de servicios y agua contra incendio, aire de
instrumentación y de servicio, gas combustible, drenajes, condensados, alivios y venteos) necesarios para
las nuevas instalaciones, para la inyección de 600 millones ft3/d a 9.000 psi en el Proyecto de Inyección de
Gas a Alta Presión (PIGAP), ubicado en el estado Anzoátegui, Venezuela.
PROYECTO PLATAFORMA CHUCHUPA A
1993
Texaco Colombia
Ingeniería, procura y construcción (IPC) para la instalación de un separador de producción, una
trampa de arena, una válvula para paradas de emergencia, la instrumentación, tuberías y servicios
necesarios, en la plataforma de producción de gas costa afuera denominada “Chuchupa A”, ubicada en
la Guajira colombiana.
Esta plataforma tiene una capacidad para el manejo de 210 millones ft3/d de gas.
GASODUCTO ARICHUNA - CARACAS
1993
PDVSA / Ente Nacional del Gas (ENAGAS)
Ingeniería básica y de detalle, estudios económicos, ambientales, hidrológicos, topográficos y de
suelos, para seleccionar la mejor ruta para el tramo Arichuna – Caracas (de 26" de diámetro y 40 km de
longitud), del gasoducto Anaco, estado Anzoátegui – Caracas, Distrito Capital, Venezuela.
PLANTAS DE DESHIDRATACIÓN DE GAS NATURAL
DEGASUR
1992
PDVSA - LAGOVEN
Ingeniería básica y estimado de costos Clase III para tres plantas de deshidratación de gas natural
con glicol, ubicadas dos en Campo Jobo y una en Campo Pilón, en el Sur del estado Monagas,
Venezuela, con una capacidad total de procesamiento de 190 millones ft3/d, a presiones de entre
1.300 y 1.600 psi.
SERVICIOS DE COMPRESIÓN EL FURRIAL
1991
PDVSA - LAGOVEN
Ingeniería básica de los paquetes de compresión de media y alta presión, cómputos métricos de obra y
elaboración de los paquetes de licitación para los trabajos de construcción de la planta de Compresión El
Furrial, vecina al Campo de Jusepín en el estado Monagas, Oriente de Venezuela.
ENDULZAMIENTO DEL GAS DE EL FURRIAL
1991
PDVSA - LAGOVEN
Desarrollo de la ingeniería básica, estimado de costos Clase III y estudio de impacto ambiental, para una
planta de endulzamiento de gas, en el Campo Jusepín, estado Monagas, Venezuela, para procesar 50
millones ft3/d de gas agrio proveniente del Campo El Furrial.
• La adecuación del módulo existente para el manejo de gas ácido.
• Una nueva unidad de endulzamiento.
• Una planta de recuperación de azufre.
MANEJO DE GLP EN LA REFINERÍA DE CARDÓN (CRP)
1990
PDVSA - MARAVEN
Ingeniería básica y de detalle de cuatro nuevas esferas de gas licuado de petróleo (GLP), una unidad
de refrigeración y todas las facilidades asociadas, en la Refinería de Cardón, del Complejo Refinador
Paraguaná (CRP), estado Falcón, Venezuela.
PROYECTO DE COMPRESIÓN DE GAS
COSTA AFUERA (INFRAGAS)
1986
PDVSA - MARAVEN
Este proyecto, ejecutado en consorcio con la empresa Cooper-Rolls, contempló la ingeniería, procura y
construcción (IPC) de las instalaciones de PDVSA para la compresión de gas costa afuera (Proyecto
Infragas), en el Lago de Maracaibo, estado Zulia, Venezuela.
Cooper Rolls es una empresa especializada en la fabricación y suministro de turbinas a gas, que nació de
la asociación de Cooper Cameron Corporation, de Houston, Texas, USA y Rolls-Royce plc de Londres,
Inglaterra.
El alcance incluyó ocho plataformas de compresión de gas con una capacidad promedio de 100 millones
de ft3/d y una presión de entre 2000 y 2500 psi.
COMPLEJO CRIOGÉNICO DE ORIENTE
1981 - 1985
PDVSA - CORPOVEN
Ingeniería, procura y gerencia de la construcción (IPGC) de una planta de licuefacción para procesar 800
millones de ft3/d de gas y producir 54.000 bbl/d de líquidos del gas natural (LGN), en el Complejo
Petroquímico Jose, estado Anzoátegui, Venezuela.
Este proyecto, que fue realizado en consorcio con Brown & Root, comprendió:
• Una planta de extracción de gas
• Una planta de fraccionamiento de butanos, propanos y pentanos
• Una unidad de refrigeración
• Un patio de tanques refrigerados de almacenamiento (1.7 millones de barriles)
• Un muelle de carga de LPG con capacidad para 70.000 bbl/d
• Una red de gasoductos de 16" (96 km) y 8” (56 km)
NUEVA RED DE GAS (PROYECTO NURGAS)
1985
PDVSA
Revisión de la ingeniería de detalle, gerencia del proyecto y de la construcción de la red principal de
distribución de gas, de 575 km de longitud, con una línea principal de 30” de diámetro y ramales con
diámetros de 12" a 24", diseñados con una capacidad para transportar 960 millones ft3/d de gas, desde
Anaco, estado Anzoátegui, hasta Morón, estado Carabobo.
• 5 Plantas compresoras con una potencia total de 67.500 HP.
• El diseño del sistema de control supervisorio (SCADA).
• La correspondiente red de telecomunicaciones.