Balance de Gas en Campos Maduros, implementación de indicadores

HI904-005

Isaac Huamani Quispe; Dante Pissani Maestría en Ciencias con Mención en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural, Univ. Nacional de Ingeniería Lima - Perú

Abstract

En el proceso de producción, recolección, compresión, transporte y venta de gas natural de los campos maduros de producción de petróleo y gas, existe la necesidad de medir los caudales de gas manejados, con la finalidad de obtener la medida de producción de gas del campo, el gas total comprimido por todo el parque de compresores instalados, el gas utilizado como consumo interno ya sea como gas combustible, gas de inyección u otros, y la medida del gas vendido, que es generalmente la principal medida.

Este informe desarrolla una solución para resolver los inconvenientes de medición de gas en campos maduros, proponiendo indicadores que ayudan a la visualización de inconsistencia o errores en la medición de gas.

In the process of production, collection, compression, transportation and sale of natural gas from mature fields of oil and gas, there is a need to measure the flow of gas, this in order to obtain gas production from the field, the total gas compressed, the gas used as own consumption either as fuel gas, gas injection or other, and the measurement of gas sold, which is usually the main measure.

This paper develops a solution to solve the problems of measuring gas in mature fields, proposing indicators that help display inconsistency or errors in the measurement gas.

Introducción

El informe desarrolla una solución para resolver los inconvenientes de medición de gas en campos maduros, donde es complicado obtener los valores de gas total producido en el campo así como su distribución en alta y baja presión.

En primer lugar el informe describe el campo de producción de gas y todos sus puntos de medición desde la recolección del gas de las baterías de producción, transporte de gas por los gasoductos de baja presión, compresión de gas en las estaciones de compresión, transporte de gas de alta presión hacia venta de gas y consumo interno. Luego describe los inconvenientes que se tienen para poder cerrar los balances de gas en alta y baja presión.

Posteriormente se presenta metodologías, con lo cual se pueda obtener un balance de gas natural en baja y alta presión al detallado y con indicadores que puedan identificar posibles desvíos o errores en la medición o en el cálculo del gas producido en el campo, gas comprimido y gas de consumo interno.

Finalmente se muestra detalladamente los resultados obtenidos con la implementación de la metodología planteada en lote de producción de petróleo y gas de la Provincia de Talara, departamento de Piura, Perú, se identifican índices que ayudan a visualizar mejor los valores medidos gas en campo permitiendo realizar los balances de gas de alta y baja presión.

1. Marco Teórico

1.1 Definiciones

Batería. Locación donde llega la producción de gas y petróleo proveniente del campo, el gas y el petróleo es separado mediante un separador bifásico, el petróleo es

almacenado en tanques dentro de la batería para luego ser enviado a la planta de tratamiento de crudo. El gas es enviado a las estaciones de compresión mediante la red de gasoductos de baja presión.

Combustible de alta presión. Consumo de gas comprimido como gas combustible utilizado en el campo, ya sea para motores a combustión interna o tratadores térmicos.

Combustible de baja presión. Gas de baja presión utilizado en el campo como combustible de motores de combustión interna, este gas se obtiene de la producción de gas de la batería.

Condensados. Líquidos que se forman durante el proceso de compresión de gas, es una mezcla de agua e hidrocarburos que componen una gasolina natural.

Estación de compresión. Locación de donde comprime el gas proveniente de las baterías, se comprime de 5-10 psig a 450 ó 750 psig.

Gasoducto de alta presión. Red de tuberías que traslada el gas comprimido por las estaciones hacia los diferentes puntos de distribución, la presión de operación es de 800 a 300 psig.

Gasoducto de baja presión. Red de tuberías que traslada el gas proveniente de las baterías a las estaciones de compresión, tienen diámetros variados entre 4’’ a 10’’ de diámetro dependiendo de la cantidad de gas que trasportan, la presión operación es de 5 a 30 psig.

Gas inyección. Gas comprimido que se inyecta a la formación, esto se realiza cuando se tiene exceso de gas comprimido.

Gas quemado . Es el gas de baja presión que se envía a la antorcha de quemado, este gas se quema cuando hay exceso de gas succión dentro de una estación.

Incertidumbre. La incertidumbre de la medición es una forma de expresar el hecho de que, para un mensurando y su resultado de medición dados, no hay un solo valor, sino un numero infinitos de valores dispersos alrededor del resultado, que son consistentes con todas las observaciones, datos y conocimientos que se tengan del mundo físico.

Plunger lift. Gas comprimido que se utiliza en los pozos de producción de petróleo con sistema de plunger lift, se usa la presión del gas para poder extraer el petróleo dentro del pozo productor, este gas no es producido por la formación y se debe descontar de la producción bruta de gas de todo el campo.

Puente de medición . Arreglo de tubería y válvulas que sirve para medir la cantidad de gas que pasa por un gasoducto, consta de una brida de orificio, placa de orificio y su respectivo registrador de caudal, los puentes de medición se confeccionan según la Norma AGA 3.

Rangeabilidad. Es el cociente del valor de medida superior (máximo) e inferior (mínimo) de un instrumento o llamado también dinámica de la medida, adimensional.

1.2 Medición por Placa de Orificio

Está basada en el principio físico de la caída de presión de un fluido circulando a través de una restricción, esto origina un incremento en la velocidad del fluido con la consecuente reducción en la presión del mismo. Este hecho origina que se establezca a través del orificio una caída de presión la cual se incrementa al aumentar la tasa de flujo o viceversa.

Una limitación de las placas de orificio es la relación cuadrática existente entre el diferencial de presión y el caudal de paso, como se muestra en la figura 1, este hecho limita severamente la rangeabilidad de la medida.

Figura 1: Esquema de medición por placa de orificio.

Figura 2: Esquema de rangeabilidad de placa de orificio.

1.3 Compresión de Gas

La compresión se refiere al aumento de presión que se logra en el fluido gaseoso por medio de trabajo que se efectúa sobre él.

La figura 3, muestra los ciclos de compresión de gas en un cilindro de compresión

4-1: aspiración de gas, a la presión P1 de entrada.

1-2: compresión de dicho gas

2-3: expulsión del gas comprimido, a la presión P2 de descarga

3-4: caída brusca de la presión (al no quedar gas y moverse el pistón hacia el P.M.I.)

Figura 3: Esquema de proceso de compresión

2. Sistema de Recolección, Compresión, Transporte y Distribución de Gas.

La producción de gas y petróleo obtenida de los pozos de producción, se recolecta en las baterías de producción, distribuidas en todo el campo de producción. El gas producido por cada batería es recolectado mediante gasoductos de baja presión y se envía hacia la succión de las estaciones de compresión de gas. En el trayecto de recolección del gas baja presión se distribuye parte de este gas al campo como combustible de baja presión.

La presión del gas a la salida de cada batería oscila entre 15 a 20 psig (datos de presión en el lote X, Talara) y llega a la estación de compresión más cercana a una presión de 10 psig. En la estación de compresión, el gas se comprime de 10 psig a 450 ó 750 psig dependiendo de la estación de compresión y el gas que no se puede comprimir se envía al quemador de cada estación. Los condensados obtenidos en el proceso de compresión son derivados hacia un tanque de almacenamiento o una batería de producción cercana.

El gas comprimido por cada estación es recolectado por los gasoductos de alta presión y transportado hacia el

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0 30 50 70 1006040 9080

Cuadal (% final de escala)

Diferencial de Presion (% final de escala)

punto de venta de gas (transferencia de custodia), en el trayecto de recolección y transporte del gas de alta presión se distribuye parte de este gas al campo, como combustible de alta presión, gas inyección y gas plunger lift.

En la figura 4, se muestra la recolección de la producción de gas y petróleo de los pozos productores hacia los manifold de campo y enviados hacia las baterías de producción.

Figura 4: Esquema general de recolección de pozos productores a baterías.

En la figura 5, se muestra un esquema general de una batería, donde ingresa la producción de gas y petróleo proveniente de los pozos de producción, el gas y petróleo es separado en un separador bifásico al ingreso de la batería, el crudo es almacenado en los tanques de la batería y el gas es medido en un puente de medición de placa de orificio y enviado hacia las estaciones de compresión por los gasoductos de baja presión.

Figura 5: Esquema general de una batería de producción.

En el figura 6, muestra el sistema de recolección de gas de baja presión (gasoductos de baja presión), donde el gas proveniente de las baterías es enviado a las estaciones de compresión.

Figura 6: Esquema general del sistema de recolección de gas de baja presión.

En la figura 7, se muestra un esquema general de una estación de compresión, el gas que ingresa pasa por un scrubber con la finalidad de retener los posibles líquidos en el gas, se cuenta con cuatro puentes de medición principales.

Figura 7: Esquema general de una estación de compresión.

En la figura 8, se muestra la distribución de gas de alta presión, el gas que sale de las estaciones de compresión a una presión de 400 – 800 psig es enviado al punto de venta (transferencia de custodia) además de ser distribuido en el campo como consumo interno.

RECOLECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE POZOS HACIA BATERIA

Pozo Productor

Pozo 2

Pozo 3

Manifold de Campo 1

Manifold de Ingreso de Bateria

Bateria de Producción

Línea de manifold a Batería

Ingreso de Produccion de petroleo y gas

Separador bifasico principal

Gas de baja presion a estaciones de compresion

Puente de medicion de gas total producido

en bateria

Petroleo enviado a tanque de

almacenamiento

Estación de compresión

Bateria de producción

LEYENDA

Estación de compresión ETA28

Bateria de producción 27

Bateria de producción 34

Bateria de producción 11

Gas prov eniente de baterias, Peña negra

Bateria de producción 24

Estación de compresión EBA35

Estación de compresión ETA27

SR

Ingreso de gas de baja presion proveniente de

baterias

Scrubber de succion Gas a quemador

Medicion de gas descarga de estacion

Medicion de gas combustible de

estacion

Medicion de gas quemado

Medicion de gas succion de estacion

Gas comprimido a venta y distribucion

Figura 8: Esquema general del sistema de distribución de gas de alta presión.

3. Propuesta de Balance de Gas.

Se plantean las siguientes ecuaciones para poder obtener el gas producido, además de factores de definidos que ayudan a identificar inconsistencias o errores.

Figura 9: Esquema general de balance de gas

Distribución de gas de baja

∑GBi = ∑GNi + ∑GPLi = ∑GCBi + ∑GQj + ∑GSj (1)

GN = ∑GCBk + ∑GQj + ∑GDEj - ∑GPLi (2)

GN = ∑GBi - ∑GPLi (3).

∑GDEj + Cond. = ∑GSEj (4)

GN = ∑GDEi + ∑GQi + ∑GCBi + Cond. - ∑GPLi (5)

Distribución de gas de alta presión

∑GDEj = ∑GCAk + ∑GIk + ∑GPLi + GTP (6)

Donde:

Sub índice (i): De cada batería de producción Sub índice (j): De cada estación de compresión Sub índice (k): De cada punto de medición diferente ∑GNi: Gas neto producido en cada batería. ∑GBi: Gas total (bruto) medido a la salida de cada batería. ∑GPLi: Gas plunger lift recirculado a cada batería. ∑GCBk: Gas combustible de baja de cada batería. ∑GQj: Gas quemado en cada estación. ∑GSEj: Gas succión de cada estación. ∑GDEj: Gas succión de cada estación. ∑GCAk: Gas combustible alta. ∑GIk: Gas inyección. GTP: Gas total medido Pariñas.

3.1 Factor Producción de Gas

Se obtiene dos ecuaciones para el desarrollo de la producción de gas total, los cuales se desarrollan y se obtiene un factor

GN = GB - GPL (7)

GN = GDE + GQ + GCB + Cond. - GPL (8)

FB_TO = GN (8) / GN (7)

Se obtiene un factor de producción de gas calculada (FB_TO), dividiendo la producción de gas calculada por la ecuación (8) y la producción de gas calculada por la ecuación (7). Los valores están en el rango X = 1.002, S = 0.019.

Figura 10: Factor de producción neta calculada.

Inyección, PL 400# 700#, Gas Combustible

Estación de Compresión

Nodos

LEYENDA

EstEst

ECA

Nodo

Nodo S2

De Estaciones de Compresiòn

Gas hacia punto de venta

Gas hacia punto de venta

Tabla 1: Valores de factor de producción gas (FB_TO)

3.2 Porcentaje de Condensados

%Condensados = 100%*( GSE - GDE)/ GSE

El valor de condensado es un indicador de los posibles errores que pueda haber en la medición del gas comprimido total.

Tabla 2: Valores de condensados obtenidos en el proceso de compresión.

Figura 11: % de condensados obtenido en las estaciones de compresión.

3.3 Indicador de Gas Comprimo por Gas Combustible

F_D/C = GDE / GCA

Tabla 3: Valores de gas comprimido total y gas combustible total.

Dia PN Cal (1) PN Reg FB_TO

1 25181 25119 1.002

2 25150 24697 1.018

3 25374 25183 1.008

4 25710 25243 1.019

5 25101 24724 1.015

6 25594 25659 0.997

7 25497 25911 0.984

8 25903 25398 1.020

9 25761 26008 0.991

10 25473 25346 1.005

11 25607 25355 1.010

12 25983 24924 1.042

PN (Ecu 8) PN (Ecu 7)

Dia Gas Suc. Gas Desc. % Cond.

15 24780 26450 6.3%

16 25377 27131 6.5%

17 25611 27710 7.6%

18 24865 26729 7.0%

19 26254 27737 5.3%

20 24461 25926 5.7%

21 23791 25431 6.4%

22 23596 25189 6.3%

23 23842 25707 7.3%

24 23488 25038 6.2%

25 23702 24981 5.1%

26 23571 24676 4.5%

27 23523 25139 6.4%

28 23790 25430 6.4%

29 24049 25602 6.1%

* Valores MPCD X 6.2%

S 0.8%

Dia Gas Desc. Gas Comb. F_ D/C

1 24858 1552 14.7

2 25994 1503 15.8

3 25732 1546 15.0

4 25939 1454 15.6

5 25089 1487 14.8

6 25064 1526 14.5

7 25262 1523 14.7

8 25935 1573 14.7

9 25011 1579 14.1

10 24798 1556 14.2

11 25393 1536 14.7

12 25906 1520 15.1

13 23692 1395 14.9

14 24285 1447 14.8

15 24780 1472 14.9

16 25377 1528 14.7

17 25611 1522 15.0

18 24865 1467 15.0

19 26254 1636 14.4

20 24461 1544 14.1

Figura 12: Factor, gas comprimido total / gas combustible utilizado para comprimir (F_D/C).

3.4 Factor de Distribución en Alta Presión

Se obtiene un factor de distribución de gas en alta presión (F_DA), dividiendo el gas comprimido total (medido en estaciones) con la suma de toda su distribución en campo (demanda). Los valores están en el rango de X = 1.025, S = 0.029.

F_DA = DT_EC / (GCA_T + VENT + PL_T + GI_T) *100%

Tabla 4: Valores de factor de distribución de gas de alta presión (F_DA).

Figura 13: Factor de distribución de gas de alta presión

4. Conclusiones

1. La metodología desarrolla un balance de gas a mayor detalle y obtiene valores confiables de gas neto total producido en el campo, gas comprimido y gas de consumo interno.

2. Se obtiene 4 indicadores que facilitan las visualización de los posibles desvíos de los valores medidos en campo, como son el factor de condensados, el factor de gas comprimido por gas combustible, el factor de gas neto total, el factor de distribución de gas de alta presión.

3. El valor de gas condensado obtenido es del 6 %,

este procentaje se encuentra en función de la composición de gas comprimido además de la presión de descarga.

4. El indicador F_DA nos indica, cuanto es la

desviación del gas comprimido total con la distribución total de gas de alta presión. Este valor debe oscilar en valores menores y mayores a 1 para verificar su aleatoriedad.

5. Recomendaciones

1. Utilizar la metodología y consideraciones planteadas para obtener un balance de gas confiable, con lo que se puede calcular la producción de gas y su distribución ya sea como venta o consumo interno.

2. Utilizar la medición por placa de orificio en puentes de medición donde se tenga un caudal de gas estable, ya que solo se tiene un rangeabilidad de 3 a 1 por lo que se debe diseñar los puentes a un caudal específico.

3. Utilizar los índices (indicadores) para llevar el control

del balance de gas que se realiza, con estos indicadores se puede alertar algunos errores en la medición o ingreso de dato.

4. Realizar el balance de gas en alta y baja presión, y

dividir todo el campo en áreas específicas (zonas) para tener un mayor control.

Dia DT_EC GCA_T VENT PL_T GI_T F_DA

1 24858 2949 7902 5301 9060 0.986

2 25994 2967 13968 5916 2582 1.022

3 25732 3041 8241 5870 7884 1.028

4 25939 2924 7957 5859 8954 1.010

5 25089 2963 7264 5784 9911 0.968

6 25064 3002 10453 6010 5544 1.002

7 25262 3022 10639 5979 5590 1.001

8 25935 3052 8200 6051 8897 0.990

9 25011 3040 10967 5959 4606 1.018

10 24798 3091 6989 6107 7594 1.043

11 25393 2940 8644 5868 7860 1.003

12 25906 2937 6145 5853 10308 1.026

13 23692 2843 6295 5792 8168 1.026

14 24285 2896 6384 5889 8197 1.039

15 24780 2888 11155 5732 4639 1.015

16 25377 2955 11150 5819 4890 1.023

17 25611 2986 9421 5849 6380 1.040

18 24865 2919 6326 5830 8854 1.039

19 26254 3072 7050 6262 9267 1.024

20 24461 2960 6484 5837 8320 1.061

21 23791 2948 11023 5915 3423 1.052

23 23842 2946 7298 5635 6958 1.080

24 23488 2944 6426 5515 7441 1.090

F_DA = DT_EC / Suma (GCA + Venta + PL + GI ) X 1.025

S 0.029

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