HYSYS-separadores.pdf

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y

PETRÓLEOS

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LAS

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA,

CORRESPONDIENTE AL CAMPO LIBERTADOR

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN

PETRÓLEOS

FREDDY ROLANDO SALGUERO VILLAFUERTE

CARLOS ALBERTO ZURITA CADENA

DIRECTOR: ING: CARLOS LAZCANO

Quito, Enero 2010

II

DECLARACIÓN

Nosotros, Freddy Rolando Salguero Villafuerte y Carlos Alberto Zurita Cadena,

declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que

no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y,

que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este

documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad

intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,

según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por

la normatividad institucional vigente.

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

Carlos Zurita Freddy Salguero

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Freddy Rolando

Salguero Villafuerte y Carlos Alberto Zurita Cadena, bajo mi supervisión.

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

Ing. Carlos Lazcano

DIRECTOR

IV

AGRADECIMIENTOS

A la vida

Freddy S.

V

AGRADECIMIENTOS

Al Ingeniero Carlos Lazcano por su dirección y amistad.

Al Ingeniero Guillermo Ortega por su acertada supervisión.

Al Ingeniero Vladimir Cerón, quién nos ayudó en la recopilación de la información

para el desarrollo del proyecto.

Finalmente nuestro agradecimiento a la Facultad de Ingeniería en Geología y

Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional y a todos quienes brindaron su

amistad.

Carlos Alberto

VI

DEDICATORIA

Dedicado a la verdad

“Yo soy el camino, la verdad y la vida”

Jesús

Freddy S.

VII

DEDICATORIA

Al ser, que es la inspiración del mundo “DIOS”.

A mis padres Eduardo Zurita y Cecilia Cadena, gracias por confiarme sus

infortunios porque ese fue mi aliento, espero no haberles decepcionado.

A la dama de hermoso rostro y temperamento explosivo “Doris”, tu sola presencia

viola la norma, es más trasciende tú aroma, aquel aroma de toque sagrado sin

duda una venerable poción.

A mi otro yo “Nicolás Zurita” tú sola existencia es una vendaval de luz en la oscura

inmundicia, aunque no te he transmitido el amor que mereces, en tributo a lo

divino en tí, tienes mi vida.

A Ismael Zurita, su sonrisa e inocencia vivirá por siempre en mí.

A mis tíos Fabián, Celso y Humberto por haberme dedicado su pensar.

A Luis Tipanta y Magdalena Narváez, quienes crearon a mi dama “Doris”, ya

que gracias a su pasión es causa y efecto, gracias por su apoyo.

Finalmente a todos aquellos videntes que me condenaban al fracaso……….

“El fracaso de algunos es la gloria de otros, sin embargo la gloria no refleja necesariamente los

sueños, tú fracaso jamás será mi gloria, tú gloria provocará un segundo de envidia, pero la envidia

adecuada es sinónimo de admiración”.

La gloria es un sueño ajeno, no es un título ni refleja la culminación de algo.

Se preguntarán ¿Cuál es mi sueño? sencillamente la felicidad de los míos y ¿Cuál es mi gloria?

mi gloria es tú aprecio”.

LEVIATHAN

VIII

CONTENIDO

DECLARACIÓN ................................................................................................................................. II

CERTIFICACIÓN .............................................................................................................................. III

AGRADECIMIENTOS ....................................................................................................................... IV

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................................ V

DEDICATORIA.................................................................................................................................. VI

DEDICATORIA................................................................................................................................. VII

CONTENIDO ................................................................................................................................... VIII

ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................................XV

ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................................. XVIII

ÍNDICE DE FOTOS ..........................................................................................................................XX

ÍNDICE DE ANEXOS ......................................................................................................................XXI

RESUMEN ......................................................................................................................................XXII

CAPÍTULO 1 ...................................................................................................................................... 1

CONCEPTOS BÁSICOS ................................................................................................................... 1

1.1 SIMULACIÓN DE PROCESOS .............................................................................................................. 1

1.1.1 HYSYS ............................................................................................................................. 2

1.2 PETRÓLEO ............................................................................................................................................... 3

1.2.1 CARACTERÍSTICAS ......................................................................................................... 4

1.2.1.1 Composición ............................................................................................................... 4

1.2.1.1.1 Hidrocarburos Alifáticos ...................................................................................... 4

1.2.1.1.2 Hidrocarburos Cíclicos ....................................................................................... 5

1.2.1.1.3 Hidrocarburos Mixtos .......................................................................................... 5

1.2.1.2 Propiedades Físico-Químico ...................................................................................... 5

1.3 GAS NATURAL ......................................................................................................................................... 8

1.3.1 CLASIFICACIÓN ............................................................................................................... 8

1.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL GAS ........................................................................................ 9

1.3.2.1 Composición ............................................................................................................... 9

1.3.2.2 Propiedades Físico-Químico .................................................................................... 10

1.4 AGUA DE FORMACIÓN ........................................................................................................................ 12

1.4.1 CARACTERÍSTICAS ....................................................................................................... 12

1.4.1.1 Composición ............................................................................................................. 12

1.4.1.2 Características Físico-Químico: ............................................................................... 13

1.5 EMULSIÓN .............................................................................................................................................. 14

IX

1.5.1 EMULSIFICANTE ............................................................................................................ 14

1.5.2 DEMULSIFICANTE ......................................................................................................... 15

1.6 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE UNA ESTACIÓN TIPO ...................................................... 16

1.6.1 MÚLTIPLE ....................................................................................................................... 18

1.6.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA ....................................................................... 18

1.6.2.1 Separador ................................................................................................................. 19

1.6.2.1.1 Tipos de Separadores ....................................................................................... 19

1.6.2.1.2 Componentes .................................................................................................... 21

1.6.2.1.3 Eficiencia ........................................................................................................... 22

1.6.3 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ................................................................. 24

1.6.3.1 Componentes ........................................................................................................... 24

1.6.3.2 Eficiencia .................................................................................................................. 25

1.6.4 SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN ................................................................................. 27

1.6.4.1 Tanque de Lavado ................................................................................................... 27

1.6.4.1.1 Componentes .................................................................................................... 28

1.6.4.1.2 Eficiencia ........................................................................................................... 29

1.6.4.2 Calentador ................................................................................................................ 31

1.6.4.2.1 Componentes .................................................................................................... 31

1.6.4.2.2 Eficiencia ........................................................................................................... 32

1.6.5 TANQUES DE ALMACENAMIENTO .............................................................................. 33

1.6.5.1 Tipos ......................................................................................................................... 33

1.6.5.1.1 Tanques Atmosféricos ....................................................................................... 33

1.6.5.1.2 Tanques a Presión ............................................................................................ 34

1.6.5.2 Elementos................................................................................................................. 34

1.6.6 SISTEMA TRANSFERENCIA ......................................................................................... 35

1.6.6.1 Componentes ........................................................................................................... 36

1.6.7 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN .......................................... 37

1.6.7.1 Calidad del Agua ...................................................................................................... 37

1.6.7.2 Tratamiento Químico ................................................................................................ 38

1.6.7.3 Tipos ......................................................................................................................... 40

1.6.7.3.1 Sistema Cerrado ............................................................................................... 40

1.6.7.3.2 Sistema Abierto ................................................................................................. 41

1.6.8 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ................................................................... 42

1.6.8.1 Componentes ........................................................................................................... 42

1.6.9 SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADO ................................................... 42

1.6.10 SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS ........................................................................ 43

1.6.10.1 Calidad del Gas ...................................................................................................... 43

1.6.10.2 Componentes ......................................................................................................... 44

1.6.10.2.1 Compresor ....................................................................................................... 44

1.6.10.2.2 Aero-enfriador ................................................................................................. 46

X

1.6.10.2.3 Scrubbers ........................................................................................................ 46

1.6.10.2.4 Filtro de Combustible ...................................................................................... 47

1.6.10.2.5 Panel de Control .............................................................................................. 47

1.6.10.2.6 Accesorios ....................................................................................................... 47

1.6.10.3 Eficiencia ................................................................................................................ 48

1.6.11 SISTEMA DE GAS FLARE, MECHERO Y VENTEO.................................................... 49

1.6.11.1 Flare Knockout o Depurador de Gas ..................................................................... 49

1.6.11.2 Mechero.................................................................................................................. 49

1.6.12 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN Y ADQUISICIÓN DE DATOS ............................... 49

1.6.12.1 Componentes ......................................................................................................... 50

1.6.13 SISTEMA CONTRA INCENDIOS ................................................................................. 51

1.6.13.1 Componentes ......................................................................................................... 51

1.6.14 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA .................................................................. 53

1.6.14.1 Tipos de Generadores ............................................................................................ 53

1.6.15 SISTEMAS COMPLEMENTARIOS .............................................................................. 54

CAPÍTULO 2: DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA .................................................... 55

2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PICHINCHA ........................................................................................ 55

2.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................................... 55

2.1.2 GEOLOGÍA ...................................................................................................................... 56

2.1.3 RESERVAS .................................................................................................................... 57

2.1.4 ESTADO DE LOS POZOS ............................................................................................. 59

2.1.5 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN ..................................................................................... 61

2.1.6 PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN ............................................................................... 64

2.1.6.1 Proyección Producción ........................................................................................... 65

2.1.6.2 Proyección del Incremento de Producción ............................................................... 68

2.1.6.3 Proyección Acumulada ............................................................................................ 71

2.2 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ... 74

2.2.1 MÚLTIPLE ....................................................................................................................... 74

2.2.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA ....................................................................... 75

2.2.2.1 Separador de Prueba ............................................................................................... 75

2.2.2.2 Separadores de Producción ..................................................................................... 76

2.2.3 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ................................................................. 77

2.2.3.1 Bota Desgasificadora ............................................................................................... 77

2.2.3.2 Tanque de Lavado ................................................................................................... 78

2.2.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO ................................................................................ 79

2.2.5 SISTEMA DE TRANSFERENCIA ................................................................................... 80

2.2.5.1 Bomba Booster ......................................................................................................... 80

2.2.5.2 Bombas de Alta Presión ........................................................................................... 81

2.2.6 SISTEMA DE RECIRCULACIÓN .................................................................................... 82

XI

2.2.7 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA ....................................................................... 83

2.2.7.1 Bomba Booster ......................................................................................................... 83

2.2.7.2 Bombas de Inyección ............................................................................................... 84

2.2.7.3 Piscinas API ............................................................................................................. 85

2.2.8 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS .................................................................... 86

2.2.9 SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS ................................................. 87

2.2.10 SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS ........................................................................ 88

2.2.10.1 Compresor .............................................................................................................. 89

2.2.10.2 Aero-enfriador ........................................................................................................ 91

2.2.10.3 Scrubbers ............................................................................................................... 91

2.2.10.4 Filtro de Combustible ............................................................................................. 92

2.2.11 SISTEMA CONTRA INCENDIOS ................................................................................. 93

2.2.11.1 Tanque de Agua ..................................................................................................... 93

2.2.11.2 Sistema de Bombeo ............................................................................................... 94

2.2.11.3 Tanque de Espuma ................................................................................................ 94

2.2.11.4 Redes de Tubería ................................................................................................... 95

2.2.11.5 Sistema de Detección Neumático .......................................................................... 95

2.2.11.6 Monitores ................................................................................................................ 95

2.2.11.7 Sistema de Dispersión ........................................................................................... 95

2.2.11.8 Accesorios .............................................................................................................. 95

2.2.12 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA .................................................................. 96

2.2.13 SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS ................................................................... 98

2.2.14 SUMIDEROS ............................................................................................................... 100

2.3 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ..... 102

2.3.1 PROCESO DE ENTRADA Y SEPARACIÓN PRIMARIA ............................................. 102

2.3.2 PROCESO DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ............................................................ 105

2.3.3 PROCESO DE ALMACENAMIENTO ........................................................................... 106

2.3.4 PROCESO DE TRANSFERENCIA ............................................................................... 107

2.3.5 PROCESO DE REINYECCIÓN AGUA ......................................................................... 108

2.3.6 PROCESO DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADO ............................................... 110

2.3.7 PROCESO DE COMPRESIÓN DE GAS ..................................................................... 110

2.3.8 SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS .................................................................. 112

2.3.9 BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ......................................................................... 113

2.4 PROBLEMAS DE OPERACIÓN ........................................................................................................ 118

2.5 PROPUESTAS DE MEJORAS .......................................................................................................... 120

2.5.1 PROPUESTA 1 ............................................................................................................ 120

2.5.2 PROPUESTA 2 ............................................................................................................ 123

2.5.3 PROPUESTA 3 ............................................................................................................. 123

XII

CAPÍTULO 3: SIMULACIÓN DE LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN ..................................... 126

3.1 INTRODUCCIÓN A LA SIMULACIÓN .............................................................................................. 126

3.1.1 ECUACIONES DE ESTADO ......................................................................................... 126

3.1.2 PROCEDIMIENTO PARA CARACTERIZAR LA CORRIENTE DE CRUDO Y GAS .... 127

3.2 INFORME DE SIMULACIÓN ............................................................................................................. 135

3.2.1 CONDICIONES DE ENTRADA ACTUALES ................................................................. 135

3.2.2 CONDICIONES CLIMÁTICAS ..................................................................................... 136

3.2.3 CARACTERIZACIÓN DEL PETRÓLEO ...................................................................... 136

3.2.4 CASOS DE SIMULACIÓN ........................................................................................... 139

3.2.5 CRITERIOS BÁSICOS PARA LA SIMULACIÓN ......................................................... 140

3.2.6 SIMULACIÓN DE LA PROPUESTA 1 .......................................................................... 141

3.2.6.1 Descripción del Proceso ......................................................................................... 141

3.2.6.2 Producción de Petróleo ......................................................................................... 142

3.2.6.3 Energía para Calentamiento de Agua .................................................................... 143

3.2.6.4 Producción de Gas ................................................................................................ 144

3.2.6.5 Producción de Agua de Formación ........................................................................ 145

3.2.6.6 Balance de Materia y Energía ............................................................................... 145



3.2.7.2 Producción de Petróleo ......................................................................................... 149

3.2.7.3 Energía para Calentamiento de Agua .................................................................... 150

3.2.7.4 Producción de Gas ................................................................................................ 150

3.2.7.5 Producción de Agua de Formación ........................................................................ 152

3.2.7.6 Balance de Materia y Energía ................................................................................ 152



3.2.8.2 Producción de Gas y Condensados ....................................................................... 155

3.2.8.3 Balance de Materia y Energía ................................................................................ 156

CAPÍTULO 4: ANÁLISIS TÉCNICO .............................................................................................. 158

4.1 PROPUESTA 1 ..................................................................................................................................... 158

4.1.1 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA .................................... 159

4.1.1.1 Caso 1 .................................................................................................................... 160

4.1.1.2 Caso 3 .................................................................................................................... 163

4.1.1.3 Dimensionamiento del Separador Horizontal Bifásico ........................................... 165

4.1.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ............................................................... 170

4.1.2.1 Bota Desgasificadora ............................................................................................. 170

4.1.2.2 Tanque de Lavado ................................................................................................. 173

4.1.3 SISTEMA DE CALENTAMIENTO ................................................................................. 178

4.1.3.1 Calentador .............................................................................................................. 178

XIII

4.1.3.2 Bomba Booster de Calentamiento ........................................................................ 178

4.1.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIA ........................................... 179

4.1.4.1 Tanque de Reposo ................................................................................................. 179

4.1.4.2 Sistema de Transferencia ...................................................................................... 182

4.1.5 SISTEMA REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN .............................................. 185

4.1.5.1 Características del Agua de Formación ................................................................. 185

4.1.5.2 Equipos de Bombeo .............................................................................................. 186

4.2 PROPUESTA 2 ..................................................................................................................................... 188

4.2.1 SISTEMA DE SEPARACIÓN TRIFÁSICA .................................................................. 188

4.2.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ............................................................... 193

4.2.2.1 Bota Desgasificadora ............................................................................................ 193

4.2.2.2 Tanque de Lavado ................................................................................................. 194

4.2.3 SISTEMA DE CALENTAMIENTO ................................................................................. 196

4.2.3.1 Calentador .............................................................................................................. 196

4.2.3.2 Bomba Booster de Calentamiento ........................................................................ 197

4.2.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIA ........................................... 197

4.2.5 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ........................................ 198

4.2.5.1 Características del Agua de Formación ................................................................. 198

4.2.5.2 Tanque de Desnatado ........................................................................................... 198

4.2.5.3 Dimensionamiento del Tanque de Agua de Formación ......................................... 202

4.2.5.4 Sistema de Bombeo ............................................................................................... 203

4.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LAS PROPUESTAS ................................................................ 204

4.3.1 PROPUESTA N°1 ......................................................................................................... 204

4.3.2 PROPUESTA N° 2 ...................................................................................................... 205

4.3.3 RESULTADO................................................................................................................. 206

4.4 PROPUESTA 3 ..................................................................................................................................... 207

4.4.1 VENTAJAS Y DESVENTAJAS ..................................................................................... 209

4.4.2 RESULTADO................................................................................................................ 210

CAPÍTULO 5: ANÁLISIS ECONÓMICO ....................................................................................... 212

5.1 COSTOS ................................................................................................................................................ 214

5.1.1 PROPUESTA 1 ............................................................................................................. 214

5.1.1.1 Producción de Petróleo .......................................................................................... 214

5.1.1.2 Reinyección de Agua de Formación ...................................................................... 214

5.1.1.3 Costo Combustible de Calentamiento .................................................................... 218

5.1.1.4 Costo de Equipos ................................................................................................... 221

5.1.1.5 Costo Total ............................................................................................................. 222

5.1.2 PROPUESTA 2 ............................................................................................................. 223

5.1.2.1 Producción de Petróleo .......................................................................................... 223

5.1.2.2 Reinyección de Agua ............................................................................................ 223

XIV

5.1.2.3 Costo Combustible de Calentamiento .................................................................... 223

5.1.2.4 Costo de Equipos ................................................................................................... 225

5.1.2.5 Costo Total ............................................................................................................. 226

5.2 INGRESOS ........................................................................................................................................... 227

5.2.1 PROPUESTA 1 ............................................................................................................. 227

5.2.1.1 Químico “Demulsificante” ....................................................................................... 227

5.2.1.2 Químico “Antiparafínico” ......................................................................................... 229

5.2.1.3 Producción de Petróleo de Pozos Nuevos ............................................................. 230

5.2.1.4 Ingreso Total........................................................................................................... 232

5.2.2 PROPUESTA 2 ............................................................................................................ 233

5.2.2.1 Químico “Demulsificante” ....................................................................................... 233

5.2.2.2 Químico “Antiparafínico” ......................................................................................... 236

5.2.2.3 Mantenimiento del Sistema de Reinyección de Agua ............................................ 236

5.2.2.4 Producción de Petróleo de Pozos Nuevos ............................................................. 239

5.2.2.5 Ingreso Total........................................................................................................... 240

5.3 FLUJO NETO DE CAJA ...................................................................................................................... 241

5.3.1 PROPUESTA 1 ............................................................................................................ 241

5.3.2 PROPUESTA 2 ............................................................................................................ 242

5.4 EVALUACIÓN DEL PROYECTO ...................................................................................................... 243

5.4.1 VALOR ACTUAL NETO ................................................................................................ 243

5.4.2 TASA INTERNA DE RETORNO .................................................................................. 244

5.4.3 RELACIÓN COSTO-BENEFICIO.................................................................................. 246

5.4.4 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ................................................. 247

CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................... 250

6.1 CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 250

6.2 RECOMENDACIONES ...................................................................................................................... 252

ABREVIATURAS ........................................................................................................................... 254

UNIDADES ..................................................................................................................................... 257

ANEXOS ........................................................................................................................................ 259

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.............................................................................................. 316

XV

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1.1: CLASIFICACIÓN-CRUDOS ..................................................................................................................... 6

TABLA 1.2: DUREZA-AGUA DE FORMACIÓN ......................................................................................................... 13

TABLA 2.1: RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2007 ......................................... 58

TABLA 2.2: ESTADO DE LOS POZOS ..................................................................................................................... 60

TABLA 2.3: PRODUCCIÓN HISTÓRICA .................................................................................................................. 61

TABLA 2.4: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN ........................................................................................................ 65

TABLA 2.5: PRODUCCIÓN INICIAL DEL CAMPO .................................................................................................... 68

TABLA 2.6: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR ..................................................... 69

TABLA 2.7: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN ACUMULADA ................................................................................. 71

TABLA 2.8: POZOS QUE INGRESAN AL MÚLTIPLE ............................................................................................... 75

TABLA 2.9: CARACTERÍSTICAS DEL SEPARADOR DE PRUEBA ......................................................................... 76

TABLA 2.10: CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN ................................................... 77

TABLA 2.11: DIMENSIONES DEL TANQUE DE LAVADO ....................................................................................... 79

TABLA 2.12: DIMENSIONES DEL TANQUE DE SURGENCIA ................................................................................. 80

TABLA 2.13: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA BOOSTER ................................................................................ 81

TABLA 2.14: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBAS DE TRANSFERENCIA ............................................................ 82

TABLA 2.15: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA DE RECIRCULACIÓN............................................................... 83

TABLA 2.16: CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS BOOSTER ............................................................................ 84

TABLA 2.17: CARACTERÍSTICAS-BOMBAS DE INYECCIÓN ................................................................................. 85

TABLA 2.18: CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE QUÍMICOS ..................................................................... 86

TABLA 2.19: QUÍMICOS DE INYECCIÓN................................................................................................................. 87

TABLA 2.20: DIMENSIONES DE SCRUBBERS ....................................................................................................... 88

TABLA 2.21: CARACTERÍSTICAS DEL COMPRESOR ............................................................................................ 90

TABLA 2.22: CARACTERÍSTICAS DEL AERO-ENFRIADOR ................................................................................... 91

TABLA 2.23: CARACTERÍSTICAS DE SCRUBBERS DE COMPRESIÓN ................................................................ 92

TABLA 2.24: CARACTERÍSTICAS DE FILTROS DE COMBUSTIBLE ...................................................................... 93

TABLA 2.25: CARACTERÍSTICAS DE BOMBAS CONTRA INCENDIOS ................................................................. 94

TABLA 2.26: ACCESORIOS DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS ........................................................................ 96

TABLA 2.27: CARACTERÍSTICAS DEL GENERADOR ............................................................................................ 97

TABLA 2.28: CARACTERÍSTICAS DEL COMPRESOR DE AIRE............................................................................. 99

TABLA 2.29: DATOS DE PLACA DE TANQUES DE AIRE COMPRIMIDO ............................................................... 99

TABLA 2.30: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA SUMIDERO ............................................................................. 101

TABLA 2.31: PRESIÓN Y TEMPERATURA-MANIFOLD......................................................................................... 104

TABLA 2.32: DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE LOS SEPARADORES ............................................... 105

TABLA 2.33: DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA: B-01, T-01 Y T-02 ........................................................... 107

TABLA 2.34: PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL PROCESO DE TRANSFERENCIA ............................................. 108

TABLA 2.35: PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL PROCESO DE REINYECCIÓN .................................................. 109

TABLA 2.36: PRESIÓN Y TEMPERATURA -TRATAMIENTO DE GAS .................................................................. 112

TABLA 2.37: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ................................................................................................ 114

TABLA 2.38: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA-COMPRESIÓN DE GAS ........................................................ 116

TABLA 3.1: CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO ................................................................................................ 137

TABLA 3.2: COMPOSICIÓN DEL GAS ................................................................................................................... 138

TABLA 3.3: PRODUCCIÓN 2009, 2014 Y 2025 ..................................................................................................... 140

TABLA 3.4: PRODUCCIÓN DE CRUDO ................................................................................................................. 142

XVI

TABLA 3.5: PROPIEDADES DEL CRUDO.............................................................................................................. 142

TABLA 3.6: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO DE AGUA .................................................................................. 143

TABLA 3.7: PRODUCCIÓN DE GAS ...................................................................................................................... 144

TABLA 3.8: PROPIEDADES DEL GAS ................................................................................................................... 145

TABLA 3.9: AGUA DE REINYECCIÓN ................................................................................................................... 145


TABLA 3.11: PRODUCCIÓN DE CRUDO ............................................................................................................... 149

TABLA 3.12: PROPIEDADES DEL CRUDO ............................................................................................................ 149

TABLA 3.13: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO ................................................................................................. 150

TABLA 3.14: PRODUCCIÓN DE GAS .................................................................................................................... 151

TABLA 3.15: PROPIEDADES DEL GAS ................................................................................................................. 151

TABLA 3.16: AGUA DE REINYECCIÓN ................................................................................................................. 152


TABLA 4.1: DATOS-SISTEMA SEPARACION ........................................................................................................ 160

TABLA 4.2: LONGITUD EFECTIVA ........................................................................................................................ 161

TABLA 4.3: TIEMPO DE RETENCIÓN VS. CAUDAL .............................................................................................. 162

TABLA 4.4: TIEMPO DE RETENCIÓN VS. CAUDAL .............................................................................................. 162

TABLA 4.5: DATOS-SISTEMA DE SEPARACION .................................................................................................. 163

TABLA 4.6: TIEMPO DE RETENCIÓN .................................................................................................................... 164

TABLA 4.7: TIEMPO DE RETENCIÓN .................................................................................................................... 164

TABLA 4.8: DATOS ................................................................................................................................................. 165

TABLA 4.9: CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS .................................................................................................... 168

TABLA 4.10: DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR ........................................................................................ 169

TABLA 4.11: DATOS ............................................................................................................................................... 170

TABLA 4.12: DATOS ............................................................................................................................................... 173

TABLA 4.13: DATOS ............................................................................................................................................... 173

TABLA 4.14: TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................................................................. 176

TABLA 4.15: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO DE AGUA ................................................................................ 178

TABLA 4.16: TIEMPO DE RESIDENCIA DEL TANQUE DE REPOSO ................................................................... 181

TABLA 4.17: CAPACIDAD DE LAS BOMBAS DE TRANSFERENCIA .................................................................... 183

TABLA 4.18: CARACTERISTICAS-AGUA DE FORMACIÓN .................................................................................. 186

TABLA 4.19: CAPACIDAD DE BOMBEO ................................................................................................................ 187

TABLA 4.20: DATOS ............................................................................................................................................... 189

TABLA 4.21: CAPACIDAD DE GAS ........................................................................................................................ 190

TABLA 4.22: CAPACIDAD DE LÍQUIDO ................................................................................................................. 192

TABLA 4.23: DATOS ............................................................................................................................................... 193

TABLA 4.24: TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................................................................. 195

TABLA 4.25: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO DE AGUA ................................................................................ 197

TABLA 4.26: DATOS ............................................................................................................................................... 198

TABLA 4.27: DIMENSIONES-TANQUE DESNATADOR ......................................................................................... 200

TABLA 4.28: DIMENSIONES-TANQUE DESNATADOR ......................................................................................... 201

TABLA 4.29: DATOS ............................................................................................................................................... 202

TABLA 4.30: RESULTADOS SIMULACIÓN ............................................................................................................ 208

TABLA 5.1: PRECIO DIARIO DEL CRUDO ............................................................................................................ 213

TABLA 5.2: COSTO DE QUÍMICOS ........................................................................................................................ 216

TABLA 5.3: COSTOS POR MANTENIMIENTO ....................................................................................................... 217

TABLA 5.4: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR ............................................................................. 220

XVII

TABLA 5.5: COSTO COMBUSTIBLE-BOMBA BOOSTER ...................................................................................... 220

TABLA 5.6. COSTOS DE EQUIPOS- PROPUESTA 1 ............................................................................................ 221

TABLA 5.7: COSTO TOTAL- PROPUESTA 1 ......................................................................................................... 222

TABLA 5.8: COSTOS DE COMBUSTIBLE-CALENTADOR .................................................................................... 224

TABLA 5.9: COSTO COMBUSTIBLE-BOMBA BOOSTER ...................................................................................... 225

TABLA 5.10: COSTO DE EQUIPOS-PROPUESTA 2 ............................................................................................. 225

TABLA 5.11: COSTO DE INVERSIÓN INICIAL-PROPUESTA 2 ............................................................................. 226

TABLA 5.12: AHORRO DEMULSIFICANTE ............................................................................................................ 228

TABLA 5.13: INGRESO POR PRODUCCIÓN DE POZOS NUEVOS ...................................................................... 231

TABLA 5.14: INGRESOS-PROPUESTA 1 .............................................................................................................. 232

TABLA 5.15: AHORRO DEMULSIFICANTE ............................................................................................................ 235

TABLA 5.16: AHORRO POR MANTENIMIENTO .................................................................................................... 238

TABLA 5.17: INGRESOS PROPUESTA 2............................................................................................................... 240

TABLA 5.18: FLUJO DE CAJA-PROPUESTA 1 ...................................................................................................... 241

TABLA 5.19: FLUJO DE CAJA-PROPUESTA 2 ...................................................................................................... 242

TABLA 5.20: VALOR ACTUAL NETO ..................................................................................................................... 244

XVIII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1.1: YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS .................................................................................................. 4

FIGURA 1.2: DISPOSICIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN ...................................................................................... 12

FIGURA 1.3: DIAGRAMA DE TRATAMIENTO DE PETRÓLEO ............................................................................... 18

FIGURA 1.4: SEPARADOR BIFÁSICO ..................................................................................................................... 19

FIGURA 1.5: SEPARADOR TRIFÁSICO ................................................................................................................... 20

FIGURA 1.6: SEPARADOR VERTICAL .................................................................................................................... 21

FIGURA 1.7: BOTA DESGASIFICADORA ................................................................................................................ 26

FIGURA 1.8: TEMPERATURA DE DESHIDRATACIÓN ........................................................................................... 30

FIGURA 1.9: CALENTADOR DE AGUA (TIPO HORIZONTAL) ................................................................................ 32

FIGURA 1.10: TANQUE DE TECHO FLOTANTE ..................................................................................................... 34

FIGURA 1.11: SCRUBBER ....................................................................................................................................... 43

FIGURA 1.12: DIAGRAMA-TIPOS DE COMPRESORES ......................................................................................... 45

FIGURA 1.13: AEROENFRIADOR ............................................................................................................................ 46

FIGURA 1.14: SISTEMA DE COMPRESIÓN ............................................................................................................ 47

FIGURA 1.15: ESQUEMA DE LA RED DE SCADA .................................................................................................. 50

FIGURA 2.1: UBICACIÓN CAMPO PICHINCHA ....................................................................................................... 56

FIGURA 2.2: PRODUCCIÓN HISTÓRICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA.............................................................. 63

FIGURA 2.3: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ...................................................................... 66

FIGURA 2.4: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ................................................... 67

FIGURA 2.5: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS .................................................................................. 67


FIGURA 2.7: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ................................................... 70

FIGURA 2.8: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS .................................................................................. 70


FIGURA 2.10: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA .............................................................................. 72

FIGURA 2.11: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS ................................................................................ 73

FIGURA 2.12: ESQUEMA OPERACIONAL DEL COMPRESOR .............................................................................. 90

FIGURA 2.13: PROCESOS DE LA ESTACIÓN PICHINCHA .................................................................................. 115

FIGURA 2.14: PROCESOS DE COMPRESIÓN DE GAS ....................................................................................... 117

FIGURA 2.15: DIAGRAMA PROPUESTA 1 ........................................................................................................... 122

FIGURA 2.16: DIAGRAMA PROPUESTA 2 ............................................................................................................ 124

FIGURA 2.17: DIAGRAMA PROPUESTA 3 ............................................................................................................ 125

FIGURA 3.1: PANTALLA DE INICIO DE HYSYS 3.2 .............................................................................................. 128

FIGURA 3.2: COMPONENTES ............................................................................................................................... 128

FIGURA 3.3: PAQUETE DE PROPIEDADES DE FLUIDOS ................................................................................... 129

FIGURA 3.4: ECUACION DE ESTADO PENG-ROBINSON .................................................................................... 129

FIGURA 3.5: OPCIÓN OIL MANAGER ................................................................................................................... 130

FIGURA 3.6: PROPIEDADES DEL CRUDO ........................................................................................................... 130

FIGURA 3.7: DESTILACIÓN ASTM D86 ................................................................................................................. 131

FIGURA 3.8: INSERTAR DATOS DE LA DESTILACIÓN ASTM D-86 .................................................................... 131

FIGURA 3.9: CALCULATE ...................................................................................................................................... 132

FIGURA 3.10: CURVA DE AJUSTE CUT/BLEND ................................................................................................... 132

FIGURA 3.11: CORRIENTE DE CARACTERIZACIÓN ........................................................................................... 133

XIX

FIGURA 3.12: AMBIENTE DE SIMULACIÓN .......................................................................................................... 133

FIGURA 3.13: INGRESO DE LA COMPOSICIÓN DEL DE GAS ............................................................................ 134

FIGURA 3.14: INGRESO DE CONDICIONES DE OPERACIÓN ............................................................................ 134

FIGURA 3.15: CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO DE ENTRADA ......................................................................... 139

FIGURA 3.16: SIMULACIÓN-PROPUESTA 1-CASO 3 ........................................................................................... 147

FIGURA 3.17: SIMULACIÓN- PROPUESTA 2-CASO 3 .......................................................................................... 154

FIGURA 4.1: DETERMINACIÓN DE K .................................................................................................................... 167

FIGURA 4.2: VOLUMEN DINÁMICO DEL TANQUE DE LAVADO .......................................................................... 174

FIGURA 4.3: TIEMPO DE RESIDENCIA TANQUE DE LAVADO ............................................................................ 177

FIGURA 4.4: VOLUMEN DINÁMICO DEL TANQUE DE REPOSO ......................................................................... 180

FIGURA 4.5: TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................................................................. 182

FIGURA 4.6: TIEMPO DE TRANFERENCIA DE PETRÓLEO ................................................................................. 184

FIGURA 4.7: TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................................................................. 196

FIGURA 4.8: DIÁMETRO VS LONGITUDES EFECTIVAS ...................................................................................... 202

FIGURA 5.1: PRECIO DEL PETRÓLEO MES DE JUNIO 2009 .............................................................................. 214

FIGURA 5.2: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR........................................................................... 219

FIGURA 5.3: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR........................................................................... 224

FIGURA 5.4: PROYECCIÓN CONSUMO DEMULSIFICANTE ................................................................................ 228

FIGURA 5.5: AHORRO DEMULSIFICANTE ........................................................................................................... 229

FIGURA 5.6 PROYECCIÓN AHORRO DE DEMULSIFICANTE .............................................................................. 236

FIGURA 5.7: AHORRO MANTENIMIENTO ............................................................................................................. 238

FIGURA 5.8: VAN VS TIR (PROPUESTA 1) ........................................................................................................... 245

FIGURA 5.9: VAN VS TIR (PROPUESTA 2) ........................................................................................................... 246

FIGURA 5.10: PRI VS FNC (PROPUESTA 1) ......................................................................................................... 248

FIGURA 5.11: PRI VS FNC (PROPUESTA 2) ......................................................................................................... 248

XX

ÍNDICE DE FOTOS

FOTO N°1.1: MANIFOLD ........................................................................................................................................ 261

FOTO N°1.2: SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA ........................................................................................... 261

FOTO N°1.3: SALIDA DE FLUIDOS DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN ................................................................ 262

FOTO N°1.4: BOTA DESGASIFICADORA .............................................................................................................. 262

FOTO N°1.5: TANQUE DE LAVADO ...................................................................................................................... 263

FOTO N°1.6: TANQUE DE SURGECIA O REPOSO .............................................................................................. 263

FOTO N°1.7: SISTEMA DE TRANSFERENCIA DE PETRÓLEO ............................................................................ 264

FOTO N°1.8: SCRUBBER SCB 01/02/03 ................................................................................................................ 264

FOTO N°1.9: SCRUBBER SCB 06/07/08 ................................................................................................................ 265

FOTO N° 1.10: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS .......................................................................................... 265

FOTO N°1.11: COMPRESOR ................................................................................................................................. 266

FOTO N°1.12: AEROENFRIADOR.......................................................................................................................... 266

FOTO N°1.13: FILTRO DE COMBUSTIBLE............................................................................................................ 267

FOTO N°1.14: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS ........................................................................................... 267

FOTO N°1.15: SISTEMA CONTRA INCENDIOS .................................................................................................... 268

FOTO N°1.16: SCI DE TANQUES........................................................................................................................... 268

FOTO N° 1.17: SISTEMA DE DISPERSIÓN- COMPRESOR .................................................................................. 269

FOTO N°1.18: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ............................................................ 269

FOTO N° 1.19: PISCINAS ....................................................................................................................................... 270

FOTO N°1.20: TRANSFORMADORES-SISTEMA INTERCONECTADO ................................................................ 270

FOTO N°1.21: GENERADOR A DIESEL ................................................................................................................. 271

FOTO N° 1.22: INYECCIÓN DE QUÍMICOS-TANQUE DE LAVADO ...................................................................... 271

FOTO N° 1.23: INYECCIÓN DE QUÍMICOS-RYA .................................................................................................. 272

FOTO N° 1.24: SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS...................................................................................... 272

FOTO N°1.25: SUMIDERO ..................................................................................................................................... 273

FOTO N° 1.26: SISTEMA DE RECIRCULACIÓN .................................................................................................... 273

XXI

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1: FOTOGRAFÍAS DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ........ 260

ANEXO 2: LISTADO DE EQUIPOS ................................................................................................................... 274

ANEXO 2.1: UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS ......................................................................................................... 275

ANEXO 2.2: BOMBAS ............................................................................................................................................. 276

ANEXO 2.3: TANQUES ........................................................................................................................................... 277

ANEXO 2.4: RECIPIENTES A PRESIÓN ................................................................................................................ 278

ANEXO 2.5: COMPRESORES ................................................................................................................................ 279

ANEXO 2.6: MECHEROS ....................................................................................................................................... 279

ANEXO 3: DATOS DE CAMPO Y LABORATORIO ............................................................................................ 281

ANEXO 3.1: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DIARIA ........................................................................................ 282

ANEXO 3.2: CROMATOGRAFÍA DE GASES ESTACIÓN PICHINCHA .................................................................. 283

ANEXO 3.3: CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO .................................................................................................... 284

ANEXO 3.4: DESTILACIÓN ASTM-D86 .................................................................................................................. 285

ANEXO 3.5: CARACTERIZACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN........................................................................... 286

ANEXO 3.6: FORECAST DE PRODUCCIÓN-ESTACIÓN PICHINCHA .................................................................. 287

ANEXO 3.7: REPORTE DE REINYECCIÓN DE AGUA/DICIEMBRE 2008 ............................................................. 288

ANEXO 4: PLANOS PFD ................................................................................................................................. 289

ANEXO 4.1: PLANO PFD DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ..................................................................................... 290

ANEXO 4.2: SISTEMA CONTRA INCENDIO .......................................................................................................... 291

ANEXO 4.3: MANIFOLD ......................................................................................................................................... 292

ANEXO 4.4: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS ............................................................................................... 293

ANEXO 4.5: PFD- PROPUESTA 1 .......................................................................................................................... 294

ANEXO 4.6: PFD-PROPUESTA 2 ........................................................................................................................... 295

ANEXO 4.7: PFD-PROPUESTA 3 ........................................................................................................................... 296

ANEXO 4.8: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA-CERRADO ......................................................................... 297

ANEXO 4.9: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA-ABIERTO ........................................................................ 298

ANEXO 4.10: DIMENSIONES DE TANQUES-NORMA API 650 ......................................................................... 299

ANEXO 5: COSTOS DE PRODUCCIÓN ........................................................................................................... 300

ANEXO 6: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ............................................................................................... 301

ANEXO 6.1: PROPUESTA 1-CASO 1 ..................................................................................................................... 302







XXII

RESUMEN

El objetivo central del presente estudio es optimizar los procesos de tratamiento

del petróleo, gas y agua de formación de la Estación de Producción Pichincha

correspondiente al Campo Libertador, para tal propósito se ha determinado las

propiedades que intervienen en el proceso y en el dimensionamiento de los

equipos tomando en consideración: la producción máxima de fluido de la

proyección de producción y la caracterización del petróleo, gas y agua.

En la actualidad la Estación de Producción Pichincha presenta problemas de

operación en sus procesos ya que fue inicialmente diseñada para manejar bajos

cortes de agua y altas ratas de gas.

Se analiza el funcionamiento de los equipos para tres propuestas planteadas, se

comprueba su capacidad operativa para manejar la producción actual y máxima

en el 2025. Finalmente se analiza cual es la propuesta más factible de

implementar.

Por último se evalúa la rentabilidad de las propuestas mediante un análisis

económico concluyendo que la propuesta más rentable y factible es la Propuesta2

ya que permite obtener mayor rentabilidad.

XXIII

PRESENTACIÓN

Los procesos físicos y químicos de los distintos tipos de elementos que

conforman un proceso de producción, pueden ser simulados a través del uso de

modelos matemáticos, para lo cual existen herramientas como son los

simuladores de procesos.

El objetivo principal del presente proyecto es modelar y optimizar los procesos de

tratamiento de crudo, en las Facilidades de Producción de la Estación Pichincha

usando como herramienta la simulación de procesos.

El estudio inicia con una descripción general del campo de producción como es su

ubicación, geología y producción. Posteriormente se da una descripción técnica

de todos los sistemas que conforman la estación de producción con el objeto de

visualizar la magnitud de operación y las características de los equipos.

Finalmente para evaluar si es factible y rentable la implementación de los cambios

recomendados se realiza el respectivo análisis técnico-económico de las

propuestas.

El complemento al estudio técnico es la evaluación económica, para estudiar la

rentabilidad futuras de los cambios recomendados, con el objeto de viabilizar

cambios realizables y factibles.

CAPÍTULO 1

CONCEPTOS BÁSICOS

1.1 SIMULACIÓN DE PROCESOS

Se define como una técnica para evaluar un proceso, en base al cálculo del

balance de materia y energía, en donde ocurren transformaciones físicas,

químicas o energéticas.

Un simulador de procesos es un paquete informático que permite calcular

propiedades físicas, químicas y termodinámicas de un proceso a través de la

aplicación de modelos matemáticos. De acuerdo al tipo, estructura y uso que

tengan, los simuladores se clasifican: según el tipo en: específicos y generales;

por su estructura en: fijos y variables.

Los simuladores específicos, son desarrollados para representar un proceso en

particular o parte de él; mientras que los simuladores generales representan una

gran variedad de procesos, por lo que son flexibles y de mayor aplicación.

En cambio en los simuladores de estructura fija, el programa ejecutivo es

exactamente el mismo sin importar qué se está simulando; mientras que en los de

estructura variable, el programa ejecutivo es codificado automáticamente para

cada proceso.

Finalmente por su uso son de régimen estacionario, dinámico, de diseño, de

evaluación económica y de control. Siendo los de mayor uso los simuladores de

régimen estacionario, debido a la simplicidad en su formulación matemática y a su

estabilidad numérica.

2

1.1.1 HYSYS

Es un software de simulación de procesos de estructura variable de régimen

estacionario y/o dinámico, que permite construir y ejecutar un modelo de proceso.

Entre las ventajas y desventajas del software tenemos las siguientes:

Ventajas:

Predice propiedades de operación como: presión y temperatura de las

corrientes y mezclas en el proceso.

Permite optimizar las condiciones de operación del proceso.

Secciona el diagrama de flujo permitiendo utilizar diferentes opciones de

simulación a lo largo del proceso.

Es muy aplicado a procesos industriales hidrocarburíferos como: refinación,

destilación, tratamiento de petróleo, entre otros.

Desventajas

Es susceptible a los parámetros que caracterizan a la corriente de entrada.

Es dependiente de los parámetros termodinámicos.

Ya que se trata de un simulador, éste genera modelos aproximados de un

proceso real.

3

1.2 PETRÓLEO

El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro de origen natural, que se ha

formado principalmente de Carbono e Hidrógeno.

El origen del petróleo se basan fundamentalmente en dos teorías: inorgánica y

orgánica. El origen inorgánico resulta de la llamada hipótesis cósmica de Sokolov

(1892) que deduce la formación de los hidrocarburos del petróleo a partir de

carbono e hidrógeno a las épocas de formación de la Tierra y de otros planetas

del Sistema Solar. Los hidrocarburos formados anteriormente durante la

consolidación de la Tierra se absorbieron por el magma y, más tarde al enfriarse

ésta, por las grietas y fracturas penetraron en las rocas sedimentarias de la

corteza terrestre.

La idea del origen orgánico propuesta por primera vez por Lomonósov (1763) ,

estima que la fuente de la formación del petróleo lo constituyen los restos

orgánicos de organismos vegetales y animales, principalmente inferiores que han

habitado tanto en el seno del agua (plancton), como en el fondo de los depósitos

de agua. Evidentemente, un gran papel en la acumulación de la materia orgánica

de los sedimentos junto al fondo lo desempeñaron las bacterias.

El lugar donde se ha formado el petróleo se denomina roca madre, pero no es el

sitio de donde se extrae actualmente el petróleo. La explotación hidrocarburífera

es de los “yacimientos”, definida como una estructura de la corteza terrestre que

posee porosidad, permeabilidad y capas sellantes a su alrededor, permitiendo el

almacenamiento de hidrocarburos que han emigrado desde la roca madre.

4

FIGURA 1.1: YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS

FUENTE: www.monografías.com

1.2.1 CARACTERÍSTICAS

1.2.1.1 Composición

El petróleo crudo y las fracciones que de él provienen están compuestos,

esencialmente, de moléculas llamadas hidrocarburos y se encuentran formados

por combinación de átomos de carbono tetravalentes con átomos de hidrógeno

monovalentes. Los hidrocarburos están clasificados de acuerdo a su estructura

química en tres familias:

1.2.1.1.1 Hidrocarburos Alifáticos

Saturados: Se encuentran los parafínicos y las isoparafinas, que obedecen

a la fórmula: 22 nn HC . Su denominación es precedido de la terminación

–ano, por ejemplo: Butano e Isobutano.

No Saturados: Se los conoce como oleofínicos o etilénicos. Estos

hidrocarburos no se encuentran en el petróleo crudo. Su denominación es

precedido de la terminación-eno, por ejemplo: Buteno.

5

1.2.1.1.2 Hidrocarburos Cíclicos

Saturados: En este grupo se encuentran los naftenos de formula general

22 nn HC . Su denominación es la misma de los parafínicos, precedida del

prefijo ciclo. Existen el ciclopropano, el ciclobutano, el ciclopentano y el

ciclohexano.

No Saturados: Con un doble enlace están los ciclooleofínicos, con dos

dobles enlaces están los cilodiolefínicos y con tres dobles enlaces los

bencénicos o aromáticos.

1.2.1.1.3 Hidrocarburos Mixtos

Las dos familias precedentes pueden calificarse de raza pura. Las reacciones de

sustitución permiten dar lugar una molécula híbrida que presenta por herencia,

caracteres comunes a las razas.

1.2.1.2 Propiedades Físico-Químico

Densidad: Se define como la masa de la sustancia por el volumen que

ésta ocupa. En el Sistema Internacional la unidad de densidad es el

kilogramo por metro cúbico (kg/m3), mientras que en el Sistema Inglés es la

libra por pie cúbico (lb/ft3). La densidad relativa es la relación entre el peso

de un determinado volumen de muestra a una temperatura T y el peso del

mismo volumen de agua a una temperatura determinada. La elección del

estado de referencia a 4°C permite la identificación de las cifras de la

densidad específica.

Caaguadevolumenmismodelpeso

Capetróleodevolumenundepesoo

4

56.15 (1.1)

6

Asimismo para medir la densidad se utiliza el grado API, definido por el

Instituto Americano del Petróleo como:

5.1315.141

O

API

(1.2)

De acuerdo a la densidad al petróleo crudo se lo clasifica en liviano, medio,

pesado y extrapesado:

TABLA 1.1: CLASIFICACIÓN-CRUDOS

TIPO DE CRUDO °API γo

Liviano >31.1 <0.87

Medio 22.3 a 31.1 0.87 a 0.92

Pesado 10 a 22.3 0.92 a 1.00

Extrapesado <10 >1.00

ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

Masa Molecular: Es la característica físico-química más importante de la

sustancia, y se define como la masa que posee una molécula del

compuesto. La formula empírica más difundida para determinar la masa

molecular de los derivados del petróleo es la relación establecida por

Vóinov:

2

medmedmed cTbTaM (1.3)

Donde a,b,c son constantes diferentes para cada clase de hidrocarburos;

medT , la temperatura media de ebullición del derivado del petróleo y se

determina por la correspondiente tabla o monograma.

Viscosidad: Es una magnitud física que mide la resistencia interna al flujo

de un fluido, resistencia debido al frotamiento de las moléculas que se

deslizan unas contra otras. La viscosidad dinámica o absoluta “μ” se

7

expresa en poises o centipoises, en el Sistema CGS; un poise equivale a

gr/cm.s. La viscosidad cinemática es la relación de la viscosidad absoluta

en centipoises a la densidad en gramos/centímetro cúbico, medidas ambas

a la misma temperatura, se expresa en centistokes:

(1.4)

Pour Point: Temperatura mínima a la cual el fluido fluye libremente. Es un

indicativo de la tendencia de los crudos a formar ceras, especialmente

aquellos con alto contenido de parafinas.

Factor de Caracterización (Kuop): Nelson, Watson y Murphy, de la

Sociedad U.O.P. (Universal Oil Products), han intentado establecer una

relación matemática simple entre el peso específico y la temperatura

denominado factor de caracterización Kuop.

o

med

uop

TK

3

(1.5)

Donde T es la temperatura de ebullición, expresada en grados Rankine.

El valor del factor varía en un rango de 10-13 de acuerdo a la familia de

hidrocarburos:

Kuop=13: parafínicos normales e iso

Kuop=12: hidrocarburos mixtos con ciclo y cadena equivalentes

Kuop=11: nafténicos puros o aromáticos ligeramente

sustituidos

Kuop=10: aromáticos puros

8

1.3 GAS NATURAL

Es una mezcla de compuestos de hidrocarburo y pequeñas cantidades de

distintos no hidrocarburos, existentes en fase gaseosa o en solución con petróleo

en depósitos naturales subterráneos y en las condiciones correspondientes a

dichos depósitos. El metano (CH4) es su principal constituyente, además contiene

etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), pentano(C5H12), hexano(C6H14) y

pequeñas cantidades de compuestos pesados (C7+). Entres los gases típicos no

hidrocarburos están: dióxido de carbono (CO2), helio (He), sulfuro de hidrógeno

(H2S) y nitrógeno (N2).

1.3.1 CLASIFICACIÓN

De acuerdo al Comité AGA el gas natural se clasifica en dos categorías, basadas

en el tipo de ocurrencia en el depósito:

Gas No Asociado: Se define como gas natural libre, no en contacto con el

petróleo en el yacimiento.

Gas Asociado - Mezclado: Es el volumen combinado del gas natural que

se presenta en los depósitos de crudo, bien sea como gas libre (asociado)

formando un casquete gaseoso por encima y en contacto con el petróleo, o

como gas en solución en el crudo (mezclado).

Además de esta clasificación, al gas se le atribuye diferentes denominaciones de

acuerdo a su composición:

Gas Húmedo: Es el que tiene un contenido alto de propano hasta heptano.

Gas Seco: El que tiene un contenido bajo de propano hasta heptano.

9

Gas Ácido: Es aquel que contienen contaminantes como el azufre y el gas

carbónico.

Gas Licuado de Petróleo “GLP”: Está constituido por fracciones licuables

del gas natural, principalmente de propano y butano.

Gas Natural Licuado: Es la conversión del gas natural en líquido,

mediante bajas temperaturas y presiones relativamente altas, operación

que contrae su volumen con el fin de transportarlo.

1.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL GAS


Para analizar el comportamiento del gas, es necesario determinar los

componentes que lo conforman. Para determinar la composición del gas natural

se utiliza un método físico de separación conocido como “Cromatografía”, y así

espeficar los componentes principales, la fracción molar de agua, de dióxido de

carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrogéno, etc.

Los componentes del gas natural se pueden clasificar en:

Combustibles: Son los hidrocarburos parafínicos que van desde el metano

hasta el hexano y fracciones más pesadas.

Diluyentes: Se definen como compuestos inertes que disminuyen el poder

calorífico del gas, los principales son: dióxido de carbono, oxígeno, helio,

nitrógeno,etc.

Contaminantes: son aquellos que provocan efectos de corrosividad y

toxicidad. Dentro de los principales contaminante están: sulfuro de

hidrógeno, azufre orgánico y libre, disulfuro de carbono y sulfuro de

carbonilo.

10

1.3.2.2 Propiedades Físico-Químico

Peso Molecular: El peso molecular aparente de un gas natural, formado

por „n‟ componentes, puede calcularse a partir de la fracción molar y pesos

moleculares individuales de cada componente, mediante la siguiente

ecuación matemática:

)(1

wi

n

i

ia MYM

(1.6)

Donde:

Ma : Peso molecular aparente de la mezcla de gas

Mwi: Peso molecular del componente „i‟ de la mezcla de gas

Yi : Fracción molar del componente „i‟ de la mezcla de gas

n : Número de componentes en la mezcla de gas

Gravedad Específica: La gravedad especifica de un gas o de una mezcla

de gases en general, γg, es definida como la razón de la densidad del gas a

la densidad del aire seco, cuando son medidas a las mismas condiciones

de presión y temperatura; es decir:

aire

g

g

(1.7)

Donde:

γg : Gravedad especifica del gas natural

g : Densidad del gas natural

aire : Densidad del aire

11

Factor de Compresibilidad: Conocido como factor de desviación, el cual

permite corregir el comportamiento ideal de los gases (z=1) a su

comportamiento real.

Poder Calorífico: Se lo define como el calor liberado al quemarse

completamente un volumen unitario de gas bajo determinadas condiciones

de presión y temperatura. El poder calorífico bruto se puede calcular de la

siguiente manera:

n

i

ii PCYPC1

)( (1.8)

Donde:

PC: Poder calorífico del gas natural

Yi : Fracción molar del componente „i‟ de la mezcla de gas

PCi: Poder calorífico del componente „i‟ del gas

Calor Específico: Es la cantidad de calor necesaria para aumentar en un

grado la temperatura de una unidad de masa de una sustancia. Si el

calentamiento se produce manteniendo constante el volumen de la

sustancia o su presión, se habla de calor específico a volumen constante

(Cv) o a presión constante (Cp) respectivamente. En el Sistema

Internacional de unidades, el calor específico se expresa en julios por

kilogramo y kelvin; en ocasiones también se expresa en calorías por gramo

y grado centígrado.

Coeficiente Adiabático: Es la relación del calor específico a presión

constante y el calor específico a volumen constante (Cp / Cv).

v

p

C

C (1.9)

12

Punto de Rocío: Es la temperatura que a cualquier presión específica, el

gas natural es saturado de vapor de agua.

Contenido de Vapor de Agua: Es la cantidad de agua en estado de vapor

que contiene el gas bajo ciertas condiciones de presión y temperatura.

1.4 AGUA DE FORMACIÓN

Es agua salada que se encuentra asociada al hidrocarburo en los sedimentos de

la estructura geológica. La disposición del agua de formación se muestra en la

Figura 1.2, macroscópicamente.

FIGURA 1.2: DISPOSICIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN

FUENTE: OILFIELD REVIEW

1.4.1 CARACTERÍSTICAS


Está compuesta por gran cantidad de sales disueltas, sólidos en suspensión y

metales pesados. Las sales disueltas y los iones que predominan en las aguas

de formación son: Sodio ( Na+), Potasio (K+), Magnesio (Mg++), Calcio (Ca++),

13

Bario (Ba++), Litio (Li+), Cloro (Cl-), Nitratos (NO3-), Carbonatos (CO3

--), y Sulfatos

(SO4--). Además contiene sólidos disueltos y en suspensión.

1.4.1.2 Características Físico-Químico:

Ph: Está relacionada con la cantidad de protones en el agua. Si posee un

Ph>7 es básica, mientras que, para Ph<7 es ácida.

Dureza: Es un medida de la proporción de metales alcalino-térreos en el

agua, principalmente calcio y magnesio. Será mayor si es más elevada la

ácidez del agua. Según la dureza se distingue distintos de agua:

TABLA 1.2: DUREZA-AGUA DE FORMACIÓN

CLASIFICACIÓN DUREZA (mg CaCO3/l)

Blandas 0-100

Moderadamente Duras 101-200

Duras 200-300

Muy Duras >300


FUENTE: PAGUAY, ÁNGEL. “DISEÑO DE UN INTERCAMBIADOR DE CALOR PARA EL SISTEMA DE

CALENTAMIENTO DE AGUA DE LOS TANQUES DE LAVADO DE PETROPRODUCCIÓN”, 2006.

Alcalinidad: Es la suma de las concentraciones de los iones carbonatos

(CO3--), bicarbonatos (HCO3

-) e hidróxidos (OH-).

Nitratos: Esta relacionado a los iones nitratos (NO3-).

Sólidos Totales: Es la suma de sólidos suspendidos, disueltos y

sedimentables. Se expresan en miligramos por cada litro.

Sólidos en Suspensión: Tienen naturaleza coloidal que se debe a las

pequeñas cargas eléctricas que poseen que las hacen tener una cierta

afinidad por las moléculas de agua.

14

Sólidos Disueltos: Son iones de sales minerales que el agua ha disuelto a

su paso, al incrementar su concentración aumenta la conductividad del

agua.

Oxígeno Disuelto: Es la concentración de oxígeno disuelto en el agua, se

lo expresa en partes por millón (ppm). La solubilidad del oxígeno y la

temperatura tiene una relación inversa.

Turbidez: Mide el grado de transparencia y limpieza del agua. Está en

función directa con la cantidad de sólidos en suspensión que el agua

contiene. Su unidad es el NTU.

Concentración de Bacterias Sulfato Reductoras: Lo constituyen

aproximadamente nueve familias o géneros de bacterias sulfato

reductoras. Son capaces de reducir los iones sulfato y sulfito en el agua a

iones sulfuro, generando sulfuro de hidrógeno (H2S) como subproducto, el

cual es altamente corrosivo. Su concentración se mide en el número de

colonias por cada mili-litro.

1.5 EMULSIÓN

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles de manera más o menos

homogénea. Un líquido (la fase dispersa) es dispersado en otro (la fase continua

o fase dispersante). La emulsión de agua en el petróleo es una suspensión cuasi-

estable donde pequeñas partículas de agua se encuentran dispersas en el crudo.

1.5.1 EMULSIFICANTE

Para que exista una emulsión debe haber dos líquidos mutuamente inmiscibles,

un agente emulsificante y agitación. En la producción de petróleo, éste y el agua

son mutuamente dos líquidos inmiscibles, las parafinas, los asfaltenos, los fluidos

de workover y lodos de perforación constituyen agentes emulsificantes.

http://es.wikipedia.org/wiki/Mezcla

http://es.wikipedia.org/wiki/L%C3%83%C2%ADquido

http://es.wikipedia.org/wiki/Miscibilidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Fase_%28qu%C3%83%C2%ADmica%29

http://es.wikipedia.org/wiki/Dispersi%C3%83%C2%B3n

15

La acción del emulsificante consiste en:

Disminuir la tensión superficial de la gota de agua y formar gotas más

pequeñas.

Formar una capa viscosa alrededor de las gotas de agua, impidiendo

unirse cuando chocan.

Formar moléculas polares que son atraídas por las gotas de agua,

formando un campo eléctrico que genera un rechazo hacia las otras gotas,

impidiendo su unión.

1.5.2 DEMULSIFICANTE

Son químicos que neutralizan el efecto de los agentes emulsificantes,

promoviendo la separación del aceite y el agua. Éste debe desintegrar la interfase

que se ha generado alrededor de la gota de agua, permitiendo la unión con otras

gotas y su posterior coalescencia.

Los agentes demulsificantes están compuestos de varios productos químicos:

Ésteres: Son deshidratadores que provocan el lento asentamiento de las

gotas de agua, si existe una sobre-dosificación ocurre el efecto inverso.

Di-epóxicos: Excelentes deshidratadores, provocan un asentamiento lento

de las gotas de agua.

Uretanos: Son deshidratadores, que provocan el mismo efecto que los

anteriores.

Resinas: Son deshidratadores que provocan un rápido asentamiento de

las gotas de agua, dando una agua limpia.

16

Poli-alquílenos: Son deshidratadores pobres que generan un

asentamiento lento.

Glicoles: Se hace necesario su uso cuando se mezcla con otros

demulsificantes.

Sulfonatos: Son humectantes de sólidos que tienen capacidad para el

asentamiento de las gotas.

Poliéster Aminas: Agentes activos de superficie.

Oxialquilados: Son agentes humectantes que se usan en mezclas.

Poliaminas: Lentos asentadores de gotas de agua.

Alcanolaminas: Rápidos asentadores de gotas de agua.

1.6 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE UNA ESTACIÓN TIPO

Se conoce como facilidades de producción al conjunto de equipos, líneas de flujo

e instalaciones que se utilizan para: deshidratar, desgasificar, almacenar y

bombear el petróleo.

En una facilidad de producción el fluido que producen los pozos es receptado en

un múltiple de recolección (manifold); desde donde se envía al sistema de

separación primaria, que consta de separadores en los cuales se separan el fluido

en dos fases: líquida y gaseosa. La corriente de líquido es enviado a la bota

desgasificadora en la que se elimina el gas residual del líquido; posteriormente

ocurre la separación agua-petróleo por decantación en el tanque de lavado y el

petróleo con BSW ≤1% queda disponible para ser almacenado en el tanque de

surgencia para ser transportado por oleoducto hacia el tanque de

almacenamiento.

17

En cambio, el gas proveniente del sistema de separación primario ingresa a los

equipos de recuperación de condensados “Scrubbers” para eliminar los

condensados y líquidos que arrastra el gas, quedando listo para su compresión y

su transporte por gasoducto ya sea a una central de generación de energía o a

los pozos de gas lift.

Por otra parte el agua de formación separada del petróleo en el tanque de lavado

y en los separadores es enviada al sistema de reinyección para recibir un

tratamiento físico-químico, después del cual es reinyectada a una formación

receptora.

El esquema de las facilidades de producción se puede apreciar en el diagrama de

bloques de la Figura 1.3.

Además una estación de producción de petróleo consta de sistemas

complementarios como: sistema contra incendios, sistema de generación

eléctrica, sistema de inyección de químicos, sistema de control automático,

sistema de venteo -mecheros y sistemas complementarios como: drenajes y agua

de servicio.

18

FIGURA 1.3: DIAGRAMA DE TRATAMIENTO DE PETRÓLEO


1.6.1 MÚLTIPLE

El múltiple (manifold) es un conjunto de válvulas, tuberías y accesorios que

permiten centralizar, direccionar y distribuir la producción proveniente de los

diferentes pozos hacia los separadores de prueba y producción.

1.6.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA

La producción de crudo está asociada a la producción de agua de formación y gas

natural, cuyos volúmenes deben ser tratados con la finalidad de separar el

volumen de petróleo del de agua. Para este propósito las facilidades de

producción constan de un sistema de separación primaria conformado por un

conjunto de separadores.

ENTRADA

PRODUCCIÓN

DE POZOS

SISTEMA

SEPARACIÓN

PRIMARIA

BOTA DESGASIFICADORA

SISTEMA DE

DESHIDRATACIÓN

SISTEMA DE

ALMACENAMIENTO

SISTEMA DE

TRANSFERENCIA

REINYECCIÓN DE

AGUA DE FORMACIÓN

RECUPERACIÓN DE

CONDENSADOS Y

LÍQUIDOS

COMPRESIÓN

DE GAS

OLEODUCTO

GASODUCTO

POZOS

POZO

19

1.6.2.1 Separador

Es un recipiente metálico cerrado que separa un fluido en dos fases: líquido-gas si

es bifásico o en tres fases: agua-petróleo-gas si es trifásico, por colisión,

gravedad y retención. El fluido posee un tiempo de residencia comprendido entre

5-15 minutos en función de las características del crudo y caudal a tratar.

Generalmente las partículas de líquido que se asientan son aquellas cuyo

diámetro es mayor a 100 micrones.

1.6.2.1.1 Tipos de Separadores

Los separadores se clasifican: de acuerdo al número de fases que separan, en:

bifásicos y trifásicos, y de acuerdo a su forma en: verticales y horizontales:

Bifásicos: Son aquellos que separan el gas de la corriente de líquido

(petróleo, emulsión y agua) en un tiempo de retención de 5 a 7 minutos. En

la Figura 1.4 se presenta el esquema general de los separadores bifásicos.

FIGURA 1.4: SEPARADOR BIFÁSICO

FUENTE: APUNTES INSTALACIONES DE SUPERFICIE I

Trifásicos: Este equipo separa la fase líquida de la gaseosa, además de

separar la corriente líquida en petróleo y agua libre, por lo que el recipiente

debe proporcionar un tiempo de residencia mayor que el anterior

comprendido entre 10 y 15 min.

20

Se diferencia del separador bifásico en sus accesorios y características

entre las que se encuentra: capacidad de líquido adecuado para la

separación, controlador de nivel de la interfase agua-petróleo y salidas

independientes para el petróleo y el agua, como se muestra en la Figura

1.5.

FIGURA 1.5: SEPARADOR TRIFÁSICO


Por su forma se clasifica en:

Horizontal: Es un recipiente cilíndrico cerrado de forma horizontal. En éste

el fluido entra en dirección paralela al eje horizontal y choca contra una

placa, este cambio en la dirección del fluido realiza la primera separación

de líquido y gas. En este tipo de separadores el volumen para la zona

líquida está comprendido entre el 50% y 75% de su volumen total. En el

esquema anterior se aprecia este tipo de separador.

Vertical: Es un recipiente cilíndrico cuya posición relativa es vertical y el

fluido ingresa perpendicularmente. Su diseño es diferente al horizontal,

diferenciándose en poseer una menor superficie para la ascensión de las

partículas gaseosas del líquido (ver Figura 1.6).

21

FIGURA 1.6: SEPARADOR VERTICAL


1.6.2.1.2 Componentes

Un separador está constituido principalmente de los siguientes componentes:

Eliminador de Niebla: Su objetivo es retener las partículas de líquido que

contiene la corriente de gas. Estas partículas varían de tamaño,

aproximadamente desde 10 hasta 100 micrones.

Deflectores: Su función es realizar un cambio repentino de dirección y

velocidad de flujo a la entrada del separador. Estos dispositivos tienen

diferentes diseños desde un plato esférico, un ángulo de hierro hasta un

cono, para realizar un cambio repentino en la dirección del fluido.

22

Bafles: Son placas verticales perforadas espaciadas a lo largo de la

interfase gas-líquido y perpendiculares al flujo. Su función es estabilizar el

régimen de flujo de turbulento a laminar, y así, mejorar la separación de las

moléculas de gas que se encuentran en la corriente de líquido.

Sand Jet: Este accesorio es indispensable en fluidos con alto contenido de

sólidos, ya que permite extraer los sólidos asentados. Su funcionamiento

se basa en la inyección de fluido a través de una tobera. Este dispositivo se

coloca donde se acumula la arena, funcionando con fluido a presión

mediante toberas de inyección, que hagan posible la remoción de la arena.

1.6.2.1.3 Eficiencia

Los principales factores que afectan al proceso de separación del fluido en sus

fases en estos equipos son:

Presión: Al disminuir la presión de separación, la corriente de gas arrastra

líquido.

Temperatura: A medida que disminuye la temperatura de separación, se

incrementa la recuperación de líquidos en el separador, afectando a la

capacidad de líquido del separador. Además si la temperatura es baja se

forman los hidratos y disminuye la eficiencia de los demulsificantes.

Composición: Si se presenta cambios bruscos en la composición de la

mezcla afecta a parámetros como la densidad del gas, y por consiguiente

su velocidad crítica.

Densidad del Líquido y Gas: Las densidad del líquido y el gas, afectan la

capacidad de manejo de gas de los separadores. La capacidad de manejo

de gas de un separador, es directamente proporcional a la diferencia de

densidades e inversamente proporcional a la densidad del gas.

23

Viscosidad del Gas: De la Ley de Stokes se concluye que a medida que

aumenta la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y

en consecuencia disminuye la capacidad y eficiencia del separador.

Tamaño de las Partículas: El tamaño de las partículas suspendidas en el

flujo de gas, es un factor importante en la determinación de la velocidad de

asentamiento y en la separación por gravedad. Las partículas más

pequeñas son separadas mediante extractores de neblina y métodos

electrostáticos.

Velocidad Crítica del Gas: Generalmente cuando se aumenta la velocidad

del gas a través del separador, sobre un valor establecido en su diseño,

aunque se incremente el volumen de gas manejado no se separan

totalmente las partículas de líquido mayores de 100 micrones en la sección

de separación secundaria. Con esto se ocasiona que se inunde el extractor

de niebla y, como consecuencia, que haya arrastres repentinos de baches

de líquido en el flujo de gas que sale del separador.La velocidad crítica del

gas obedece a la expresión:

g

gl

CV

(1.10)

Donde:

φ: Constante de Sounders y Brown

ρl: Densidad del líquido a condiciones de operación, lb/ft3

ρg: Densidad del gas a condiciones de operación, lb/ft3

Tiempo de Residencia: Se define como el tiempo promedio que una

molécula de líquido es retenida en el recipiente. Por lo tanto, el tiempo de

retención es el volumen de almacenamiento de líquido dividido por la tasa

de flujo de líquido. El tiempo de residencia depende principalmente del

24

caudal, temperatura y las condiciones físico-químico del hidrocarburo que

ingresa al separador.

1.6.3 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA

Una separación adicional del gas remanente de la fase líquida se realiza en la

Bota Desgasificadora.

Está constituida de 2 cilindros verticales concéntricos, el fluido proveniente de los

separadores ingresa hacia el cilindro interno y sube hasta chocar con un deflector

cónico, descendiendo la fase líquida por el espacio anular entre el cilindro interno

y externo. El gas que se libera por proceso de expansión brusca es liberada por

la parte superior hacia el mechero (ver Figura 1.7). La bota desgasificadora

también sirve como separador de producción alterno en el caso de que los

separadores de producción se inunden.

1.6.3.1 Componentes

El diseño de una bota desgasificadora es más simple que el de un separador, al

igual que sus componentes internos, siendo estos:

Deflector: El deflector de una bota desgasificadora, tiene la forma de un

sombrero chino, con un ángulo de 45°, y se encuentra a la salida del tubo

interno concéntrico por donde asciende el fluido multifásico. El deflector

cambia la dirección de flujo, ocasionando la liberación de gas que ha sido

arrastrado o se encuentra en solución en la corriente de líquido en la salida

del separador.

Bafles Perforados: La bota de gas tiene arriba del deflector una serie de

placas o bafles con un ángulo de inclinación de 45°. El gas atraviesa los

bafles perforados, reteniéndose los líquidos arrastrados en la corriente de

gas.

25

1.6.3.2 Eficiencia

Entre los factores que afectan el rendimiento de la bota se puntualiza los

siguientes:

Tamaño de la Bota Desgasificadora: Cuando el fluido choca en el

deflector y desciende por el anular, permite la liberación de gas, la cual

necesita recorrer una longitud apropiada para que decanten las gotas de

líquido que arrastra la corriente de gas.

Disposición de los Bafles: Este parámetro permite mayor o menor aporte

de área superficial para evitar que pequeñas gotas de líquido escapen en

la corriente de gas, pues al chocar con la superficie del agujero del bafle,

se retienen los líquidos y descienden al fondo de la bota.

Diámetro de las Boquillas: El diámetro de las boquillas de la bota

desgasificadora tanto a la entrada como a la salida de gas y de líquido

está regularizado por normas, que permiten utilizar velocidades apropiadas

a fin de evitar la erosión de las boquillas debido al ingreso de sólidos.

Tiempo de residencia: El tiempo de residencia debe permitir la

eliminación del gas residual existente en la corriente líquida. Al considerar

a la bota desgasificadora como un separador vertical, en el caso de que se

inunden los separadores, ésta debe proporcionar un tiempo de residencia

aproximado de 5 minutos.

26

FIGURA 1.7: BOTA DESGASIFICADORA

ENTRADA DE LÍQUIDOSALIDA DE LÍQUIDO

SALIDA DE GAS

DEFLECTOR

BAFLES PERFORADOS

FUENTE: PROYECTOS ESPECIALES-PETROPRODUCCIÓN

27

1.6.4 SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN

Este sistema está constituido por el Tanque de Lavado y Calentador:

1.6.4.1 Tanque de Lavado

Es un recipiente metálico de forma cilíndrica generalmente de techo cónico fijo.

Su función principal es tratar las emulsiones remanentes, de agua en petróleo. El

agua se separa del petróleo por decantación, en función del tiempo de residencia.

El fluido y la emulsión agua-petróleo antes de ingresar al tanque de lavado son

sometidos a un proceso de separación primario, en el cual se libera la mayor

cantidad de gas en solución. Esto permite que una cantidad relativamente baja de

gas se libere en el tanque de lavado.

El agua libre contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado

mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman emulsiones,

es necesario comenzar su tratamiento antes de que ingrese al tanque. Esto se

hace generalmente mediante el uso de calor y/o químicos demulsificantes.

Uno de los parámetros más importantes es el tiempo de retención, que constituye

el tiempo que debe pasar la emulsión en el tanque para que el petróleo y el agua

se separen adecuadamente. Generalmente se requiere que el crudo que sale del

tanque posea un BSW<1%. Los tiempos de retención más comunes están

comprendidos entre 4 y 36 horas, considerando que el rango óptimo está entre 8

y 12 horas.

28


Cuerpo del Tanque: Es la parte principal del tanque. En éste los fluidos se

agrupan en 3 zonas: la superficial formada por el petróleo deshidratado, la

media formada por la emulsión y la inferior que contiene el colchón de

agua.

Deflectores: En muchos casos es necesario incrementar el tiempo de

residencia de la emulsión en un Tanque de Lavado. Esto se puede lograr

aumentando el diámetro del tanque, sin embargo, es optable instalar

sistemas deflectores en el interior del tanque. Los deflectores hacen

posibles que el fluido entre en contacto con un mayor número de zonas,

evitando la canalización y mejorando la separación.

Placas Internas: El tanque tiene una serie de placas internas distribuidas

en trayectoria sinusoidal de tal forma que facilitan la separación del agua

del petróleo. Estas placas están instaladas desde el fondo del tanque hasta

una plancha antes del tope del tanque, y atraviesan la fase de petróleo,

emulsión y agua.

Pierna Hidrostática: Es un dispositivo externo que tiene como finalidad

determinar la altura del colchón de agua (aproximadamente 8 pies).

Válvulas de Presión y Vacío: En la parte superior del techo del tanque

existen cuatro válvulas de presión y vacío, para aliviar el exceso de presión

ocasionado por el gas liberado que se acumula en la parte superior del

tanque. La otra función de estas válvulas es la de evitar que la presión

interna del tanque disminuya, puesto que toma aire del ambiente y lo

suministra al interior del tanque de ser necesario, equilibrando la presión

interna del tanque.

29


La operación de un tanque es influenciado por los siguientes parámetros:

Altura del Colchón de Agua: En el interior del tanque se forma un colchón

de agua, su altura varía en un rango de 8 a 12 pies dependiendo de las

necesidades. Su función es elevar la fase de crudo que se encuentra arriba

de éste hacia la boquilla de descarga del tanque.

Temperatura: Una temperatura óptima en el tanque de lavado presenta

ventajas sobre los líquidos y emulsiones, ya que:

a) Acelera la ruptura de la emulsión y agilita el asentamiento debido

a la reducción de las viscosidades tanto del agua como del

petróleo.

b) Reduce la acción del emulsificante, incrementado la rapidez de

acción.

c) Aumenta la diferencia de densidades entre el agua y el petróleo,

generando una mayor velocidad de asentamiento.

d) Permite que los crudos parafínicos no afecte la descarga hacia el

tanque de surgencia.

La temperatura óptima es función de la gravedad específica del petróleo, la

misma que debe ser adecuada para que no existan pérdidas excesivas de

componentes livianos del crudo (Figura 1.8).

30

FIGURA 1.8: TEMPERATURA DE DESHIDRATACIÓN

0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

20

40

60

80

100

Densidad Relativa del Petróleo

Tem

peratu

ra d

e D

esh

idrata

ció

n

[ºC

]

FUENTE: GÓMEZ, “APUNTES DE MANEJO DE LA PRODUCCIÓN” CAPÍTULO VII, pág 21,

http://www.ingenieria.unam.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUCCION/CAPITULO%20I.pdf

Estabilidad de la Emulsión: Dependiendo de las características de la

emulsión, ésta puede ser: suave o estable. Una emulsión estable requiere

mayor temperatura y mayor concentración de químicos para liberar el

crudo atrapado en ella.

Tiempo de Residencia: El tiempo de residencia en el tanque es el lapso

en el cual las gotas de petróleo se separan del agua y las gotas de agua

descienden del petróleo para asentarse en el fondo del tanque, es decir es

el tiempo en el cual ocurre la deshidratación del petróleo. El tiempo de

residencia para un tanque se determina con la relación:

Q

Vtr 24 (1.11)

http://www.ingenieria.unam.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUCCION/CAPITULO%20I.pdf

31

Donde:

tr: Tiempo de residencia del petróleo, hr

V: Volumen real del crudo en el tanque, bls

Qo: Caudal de petróleo, BPPD

1.6.4.2 Calentador

Cuando la temperatura del fluido que llega al tanque de lavado es menor a la

temperatura óptima, es necesario elevar la temperatura del fluido por medio del

calentamiento. El aumento de temperatura reduce la viscosidad de la fase

primaria, ocasionando velocidades de asentamiento más rápidas.

En los calentadores el combustible es quemado en el tubo interno llamado tubo

de fuego, con el objeto de elevar la temperatura del agua que atraviesa la sección

anular.


Quemador: Es el lugar donde se quema el gas natural, para calentar el

volumen de agua.

Cuerpo o Coraza: Es el recipiente dentro del cual se incluye el tubo de

fuego, este elemento se construye en acero inoxidable.

Tubo de Fuego: Es el elemento en forma de U que se acopla entre el

quemador y la coraza, por éste circulan los gases de combustión.

Arrestaflama: Evita esparcir las llamas de combustión hacia el exterior.

32

FIGURA 1.9: CALENTADOR DE AGUA (TIPO HORIZONTAL)

TUBO DE FUEGO

ARRESTA FLAMA

BAFLES

ENTRADA MANHOLE

P.I. T.C.

SALIDA

FUENTE: PROYECTOS ESPECIALES - PETROPRODUCCIÓN


Los principales factores que afectan la eficiencia de un calentador son:

Diseño del Calentador: El diseño influye mucho en la transferencia de

calor, ya que de acuerdo al análisis de los calentadores artesanales

instalados en Petroproducción estos alcanzan una eficiencia máxima de

24%1.

Diferencia de Temperatura del Líquido: De acuerdo a ésta se determina

la capacidad del calentador, mientras mayor sea la diferencia de

temperatura del líquido en la entrada y salida el calentador es de mayor

capacidad.

Caudal de Líquido: El caudal de agua incide directamente en la cantidad

de calor suministrada.

1 PAGUAY Ángel, Diseño de Intercambiadores de Calor para el Sistema de Calentamiento de Agua de los Tanques de

Lavado de Petroproducción, Quito, 2006, pág 30.

33

Poder Calorífico del Gas Natural: Los compuestos más importantes del

gas es el metano y el dióxido de carbono, puesto que el primero es el que

proporciona el mayor porcentaje de poder calorífico al gas, mientras que el

dióxido de carbono lo resta. Un gas natural adecuado para este uso debe

contener una cantidad de metano mayor a un 50% sobre el resto de

componentes del gas y además debe contener una concentración máxima

de dióxido de carbono del 15%.

1.6.5 TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Son estructuras metálicas de formas geométricas, ya sea cilíndrica o esférica, que

permiten almacenar grandes volúmenes de hidrocarburos. Se clasifican

principalmente en tanques atmosféricos y tanques a presión.

1.6.5.1 Tipos

1.6.5.1.1 Tanques Atmosféricos

Son aquellos tanques que han sido diseñados para operar a presiones de hasta

0.5 psi sobre la presión atmosférica, medido en la parte superior del tanque. De

acuerdo al tipo de techo se sub-clasifican en:

Techo Fijo: Son aquellos en los cuales su cubierta o techo está soldada a

las paredes del cuerpo del tanque directamente o través de una estructura

(ángulo) soportante. Tienen la forma cilíndrica vertical y su techo es cónico.

Son usados para almacenar compuestos de fracciones pesadas o

productos de baja presión de vapor.

Techo Flotante: Son los tanques en los cuales la cubierta o techo se

encuentra flotando sobre el nivel del líquido, su posición es móvil, depende

del volumen y la altura del producto existente en el tanque. Este diseño

permite disminuir la evaporación del producto, al encontrarse el área del

34

techo en contacto con el fluido, eliminando la formación de vapores

hidrocarburíferos que podrían salir a la atmósfera.

FIGURA 1.10: TANQUE DE TECHO FLOTANTE

FUENTE: APUNTES DE INSTALACIONES DE SUPERFICIE I

1.6.5.1.2 Tanques a Presión

Están diseñados para soportar presiones superiores a 15 psi, se caracterizan por

tener la forma geométrica de una esfera para altos volúmenes y cilíndrica con

tapas circulares para tanques de baja capacidad. Éstos son herméticamente

cerrados o sea no tienen evaporación, ni relación con el medio ambiente, por

cuanto la presión de vapor de los productos que almacena son altos.

1.6.5.2 Elementos

Base del tanque: Se encuentra formado por un anillo de cimentación

periférica, que soporta las cargas del peso de la estructura del tanque y del

fluido almacenado.

35

Cubeto: Es un cerramiento de forma cuadrada o rectangular en cuya área

se encuentra el tanque. Permite almacenar un y medio veces del volumen

del tanque.

Fondo: Es el piso del tanque, el cual está formado por la unión de

planchas de acero.

Cuerpo: Corresponde a las paredes de forma cilíndrica del tanque,

formado por varios anillos circulares, que ubicados uno a continuación de

otro suman la altura total.

Techo: Puede ser fijo o flotante, su estructura permite que el fluido no esté

expuesto directamente a la intemperie, lluvia o rayos solares.

Accesorios: Constituyen: válvula de alivio y vacío, sistema de medición

de volumen-densidad-temperatura, escotilla de limpieza, entrada de

hombre (manhole), boquillas de entrada-salida y drenaje, plataforma y

escalera helicoidal, sistema de espuma y de agua contra incendio, sistema

de alumbrado, tubo y boca de aforo.

1.6.6 SISTEMA TRANSFERENCIA

El sistema de transferencia está constituido por la unidad LACT (Transferencia de

Control Automático en la Localidad). Su función principal es transportar el crudo

tratado en la facilidad de producción hasta una central de almacenamiento. Las

unidades LACT incluyen instrumentos que miden la calidad y cantidad del crudo a

transportar; si el aceite es de mala calidad (normalmente alto contenido de agua)

el bombeo se detiene.

36

1.6.6.1 Componentes

La unidad LACT cuenta con los siguientes dispositivos:

Unidades de Bombeo: Para elevar la presión del petróleo y recompensar

las pérdidas de presión por fricción a lo largo del oleoducto.

Medidor de Flujo: Para cuantificar el volumen de transferencia.

Tablero de Control: Permite manejar las funciones principales del sistema

de tranferencia, como encendido y apagado.

Sistema de Muestreo: Conformado por un receptáculo de muestras y una

sonda de muestreo, que permite recolectar muestras continuamente.

Sistema de Monitoreo de BSW: Compuesto de una sonda y un monitor

de BSW, el mismo que verifica si el crudo a transportar posee un BSW

dentro del rango operacional, en contraposición el crudo es desviado a una

unidad de tratamiento.

Extractor de Niebla: Para separar y extraer el gas que está contenido en

el aceite.

Filtro: Remueve la basura y partículas sólidas que arrastra el aceite.

Bomba de Inyección: Permite inyectar inhibidor de corrosión en el aceite.

Regulador de Presión: Mantiene una presión constante en la unidad.

Instrumentos: Mide la presión y temperatura (manómetros y termómetros).

37

1.6.7 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN

El objetivo principal del sistema es inyectar el agua de formación producida, la

cual debe poseer características físico-químico adecuadas.

La reinyección de agua de formación se realiza con dos fines principales:

Reducir el impacto ambiental

Proveer de presión a un yacimiento de petróleo, a este método se lo

denomina “Recuperación Secundaria”.

1.6.7.1 Calidad del Agua

El agua de inyección es rigurosamente analizada, a fin de controlar todos sus

requisitos de calidad. Antes de bombearla a los pozos se lleva un registro

continuo de sus propiedades como: PH, cloro residual, contenido de oxígeno,

sulfito residual, contenido de hierro total, sólidos en suspensión, etc. Los rangos

de estos requerimientos son:

PH 6-7

Cl residual 0.5-3 ppm

Contenido de oxígeno < 5 ppb

Sulfito residual 3-5 ppm

Contenido de Hierro< 0.5 ppm

Sólidos Totales ≤50 ppm

Contenido de petróleo≤20ppm

Diámetro máximo de partículas 5 micrones

Contenido bacteriológico total < 10000 colonias/ml

Contenido de Bacterias Sulforeductoras< 100 colonias/ml.

Turbidez ≤ 15NTU

38

1.6.7.2 Tratamiento Químico

En la industria hidrocarburífera es sumamente importante realizar los tratamientos

químicos, con el fin de que el agua de formación reúna los requerimientos de

calidad y además para alargar la vida útil de la infraestructura instalada.

Anticorrosivos: Los inhibidores de corrosión son tradicionalmente usados

para disminuir la velocidad a la que ocurre la corrosión. Los inhibidores

usados son generalmente de naturaleza orgánica y trabajan formando un

film protector en la superficie del metal que impide que el agua esté en

contacto con la superficie.

Antiparafínicos: Las parafinas son cadenas rectas y ramificadas de

hidrocarburos de varias longitudes, son parte de la familia química de los

alcanos. Las moléculas de parafina contienen entre 20 y 80 o más átomos

de carbono y tienen un punto de fusión conocido.

Surfactantes: El término surfactante en la industria petrolera se aplica a

aquellos químicos que se usan para cambiar la mojabilidad, a los agentes

espumantes, dispersantes y limpiadores. Estos químicos tienen la

capacidad de reducir la tensión superficial de un líquido, la tensión

interfacial entre dos líquidos inmiscibles y el ángulo de contacto entre un

sólido y un líquido. Básicamente los surfactantes son moléculas orgánicas

compuestas de un grupo soluble en aceite (hidrofóbico) y un grupo soluble

en agua (hidrofílico).

Antiescala: Las aguas de formación son complejas y diversas. Estas

pueden variar desde 0.1% hasta 40% en peso de sólidos disueltos. El

carbonato de calcio CaCO3--, es el depósito de incrustación más

frecuentemente encontrado en la producción de petróleo y ocurre en todas

las regiones geográficas. Por lo que es necesario la aplicación de un

químico que anule la precipitación de escalas en el agua.

39

Bactericidas: El crecimiento bacteriano en los sistemas de inyección de

agua pueden causar muchos problemas. Estos incluyen la corrosión

inducida biológicamente, la formación de sólidos que puede disminuir la

inyectividad de los pozos y la producción de sulfuro de hidrógeno que

puede causar la acidificación de los fluidos del reservorio. En la mayoría de

los casos, la única manera de solucionar los problemas de bacterias es

mediante tratamientos con químicos bactericidas. Estos químicos inhiben el

crecimiento por interferencia con las funciones vitales generales o

específicas de la bacteria.

Agentes Tensoactivos y Detergentes: Son sustancias que presentan

actividad en la superficie, reduciendo la tensión superficial del líquido en el

que esta disuelto o bien la tensión superficial de la interface si hubiera otra

fase presente. Mientras que los detergentes son las sustancias que tienen

la propiedad química de disolver la suciedad o las impurezas de un objeto

sin corroerlo.

Clarificadores: Las aguas producidas contienen sólidos suspendidos y

aceite emulsionado. Para el tratamiento de éstas, es común la aplicación

de los clarificadores. En general, los productos de peso molecular más bajo

se los conoce como coagulantes y aquellos con peso molecular alto son los

floculantes.

Controladores de PH: Mantienen un PH neutro.

Recuperadores de Oxígeno: Son los encargados de recuperar el oxígeno

disuelto en el agua y así prevenir problemas de corrosión.

http://es.wikipedia.org/wiki/Propiedad_qu%C3%ADmica

http://es.wikipedia.org/wiki/Corrosi%C3%B3n

40

1.6.7.3 Tipos

1.6.7.3.1 Sistema Cerrado

Este sistema está diseñado para impedir el contacto del agua con el aire, con la

finalidad de reducir problemas de corrosión e inhibir la precipitación de carbonatos

de calcio que se dan con la presencia del oxígeno (ver Anexo 4.8).

Los equipos que constituyen generalmente los sistemas cerrados son:

Tanque de Desnatado: Recipiente que proporciona el tiempo de retención

adecuado para que el crudo residual ascienda a la superficie donde puede

ser desnatado y recogido.

Filtro: Permite eliminar la mayor cantidad de partículas sólidas (>8

micrones), antes de que del agua ingrese a la bomba de inyección. Este

equipo está constituido por una capa porosa de agente filtrante o por un

lecho de material granular no poroso.

Tanque de Retrolavado: Es un tanque donde se almacena el material

recuperado de la filtración, el cual posteriormente se retira y se deposita en

las piscinas para desechos.

Tanque de Almacenamiento: Es el receptáculo del agua libre de sólidos y

trazas de crudo, desde aquí se alimenta de forma continua a las bombas

de inyección. Generalmente estos poseen un colchón de gas (gas blanket)

a una presión ligeramente mayor a la atmosférica, para evitar la

oxigenación del agua al contacto con el aire y así prevenir la corrosión.

Tanque Sumidero: Se trata de un tanque rectangular de hormigón ubicado

en el subsuelo y se encuentra conectado al tanque de lavado con el objeto

de recircular el fluido que llega a éste.

41

Sistema de Bombas: A la estructura geológica “formación receptora” se

realiza un estudio para determinar el grado de admisión “prueba de

admisión”. De acuerdo a este análisis se diseña el equipo de bombeo en

superficie, que además debe vencer las pérdidas de presión por fricción en

la tubería.

1.6.7.3.2 Sistema Abierto

Este sistema se caracteriza por mantener en contacto el agua de formación con el

aire, por lo que la corrosión y los problemas causados por las incrustaciones se

hacen presentes, (ver Anexo 4.9).

Los componentes que caracterizan a este sistema son las piscinas, como se

detalla a continuación:

Separador API: Son tanques atmosféricos rectangulares de hormigón que

se instalan en el subsuelo y es el lugar donde se separa y recupera el

crudo emulsionado que permanece en el agua. Después de la piscina o

separador API se envía el agua a dos piscinas adicionales.

Piscina de Retención: Permite la vaporización de las fracciones livianas

del crudo remanente y la decantación por gravedad de los sólidos en

suspensión. El tiempo de residencia del agua en estas piscinas está

alrededor de 1 día, luego del cuál pasará a una piscina de oxidación por un

canal de desagüe.

Piscina de Oxidación: Permite la aireación, vaporización de las sustancias

volátiles y foto-oxidación por la acción de factores climáticos como los

rayos del sol y el viento. Además permite la degradación microbiana de los

restos de hidrocarburos y la continuación de la depositación por gravedad

de los sólidos restantes. El tiempo de residencia del agua en está piscina

es de 3 días aproximadamente.

42

1.6.8 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS

Tiene como objetivo proveer continuamente de químicos al sistema de

reinyección de agua y al sistema de separación agua-petróleo.

1.6.8.1 Componentes

Está constituido por tanques de polietileno, bombas dosificadoras y capilares.

Tanque de Almacenamiento: Son recipientes de polietileno, donde se

almacenan los químicos. Éstos se encuentran graduados para verificar el

volumen del químico.

Bombas Dosificadoras: Bombean continuamente el químico a cada punto

de inyección desde los tanques de almacenamiento.

Capilares: Es el medio a través del cual se traslada el químico. Poseen un

diámetro aproximado de ¼ de pulgada.

1.6.9 SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADO

Para la recuperación de condensados y líquidos de la corriente de gas

proveniente de los separadores, se utilizan equipos cilíndricos verticales

denominados Scrubbers.

Los Scrubbers en su estructura y funcionamiento son semejantes a los

separadores verticales bifásicos (ver Sección 1.6.2.1.1).

Este equipo consta de un deflector a la entrada, bafles y un rompeniebla en la

parte superior de éste, como se muestra en la Figura 1.11. La función de cada

uno es la misma que la que desempeñan en un separador (ver Sección

1.6.2.1.2).

43

FIGURA 1.11: SCRUBBER


1.6.10 SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS

En sí, este sistema tiene la finalidad de elevar la presión del flujo de gas y eliminar

los condensados de gas y agua para lograr transportarlo de un sitio a otro a través

de un gasoducto. Por lo tanto el gas antes de ser transportado por un gasoducto

debe poseer varias características como:

1.6.10.1 Calidad del Gas

Contenido de Vapor de Agua: El gas antes de ser transportado por un

gasoducto debe poseer una cantidad limitada de vapor de agua, la que

está en función del contenido de dióxido de carbono.

a) 7 lbs H2O/MMPCE, si el porcentaje molar de CO2<1%.

b) 5 lbs H2O/MMPCE, si la fracción molar es 1%<CO2<3%.

c) 2 lbs H2O/MMPCE, si la fracción molar es CO2>3%.

44

Contenido de Azufre: El contenido máximo de azufre es de 229 mg/MPCE

a condiciones estándar. Mientras que el contenido de sulfuro de hidrógeno

(H2S) no debe exceder los 4ppm, el control del contenido de éste es de

mucha importancia para evitar problemas causados por corrosión.

Contenido de Dióxido de Carbono: Generalmente su contenido no debe

exceder el 3% en volumen. El alto contenido de CO2 produce la reducción

del poder calorífico del gas y también problemas de corrosión en presencia

de agua.

Punto de Rocío: El punto de rocío máximo de cualquier gas para ser

transportado debe mantenerse a 20°F por encima de la temperatura

ambiente. Esto es importante ya que el gas natural contiene fracciones de

pentanos y otros hidrocarburos más pesados, los cuales se condensan

cuando la temperatura del gas es menor a la de rocío.

Impurezas: Pueden ser sólidas y como líquidas: líquidos del gas natural,

petróleo, aceites, lubricantes, agua salada, suspensiones y sólidos. Su

remoción está relacionada con la reducción de problemas operacionales.

1.6.10.2 Componentes

1.6.10.2.1 Compresor

Un compresor es una máquina de fluido que está construida para aumentar la

presión y desplazar cierto tipo de fluidos llamados compresibles, tal como lo son

los gases y los vapores. Esto se realiza a través de un intercambio de energía

entre la máquina y el fluido, en el cual el trabajo ejercido por el compresor es

transferido a la substancia que pasa por él convirtiéndose en energía de flujo,

aumentando su presión y energía cinética e impulsándola a fluir.

http://es.wikipedia.org/wiki/M%C3%A1quina_de_fluido

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas

http://es.wikipedia.org/wiki/Vapor

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Energ%C3%ADa_de_flujo&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_cin%C3%A9tica

45

De acuerdo a su principio de operación, éstos se clasifican en:

a) Compresores Dinámicos: En este tipo de compresores se produce la

presión al aumentar la velocidad del gas que pasa por un impulsor y

luego al recuperarla en forma controlada para producir el flujo y presión

deseada

b) Compresores de Desplazamiento Positivo: Son de capacidad

constante, es decir presenta una pequeña variación en el flujo para una

amplia gama de presiones.

FIGURA 1.12: DIAGRAMA-TIPOS DE COMPRESORES

FUENTE: COMPRESIÓN Y TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL DE ANCÓN, pág 87 , www.dspace.com.

46

1.6.10.2.2 Aero-enfriador

Al realizar el proceso de compresión, es decir al incrementar la presión, se genera

un aumento en la temperatura del gas por lo que es necesario enfriarlo a una

temperatura apta y manejable de los equipos. El corte transversal de un aero-

enfriador se observa en la Figura 1.13:

FIGURA 1.13: AEROENFRIADOR

FUENTE: COMPRESIÓN Y TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL DE ANCÓN, pág 112, www.dspace.com.

1.6.10.2.3 Scrubbers

En el proceso de compresión se da la recolección de líquidos, que son producto

de la variación de temperatura que adquiere el gas por el aumento de la presión a

la que es comprimido y luego enfriado. Para la recolección de la fase líquida es

necesario equipos denominados scrubbers, tanto a la entrada como a la salida del

compresor.

47

1.6.10.2.4 Filtro de Combustible

En el caso de que el compresor funcione con gas natural como combustible, es

necesario retirar los condensados que posea el gas antes de su ingreso al motor.

Su funcionamiento es semejante al de un scrubber, donde se drena los líquidos.

1.6.10.2.5 Panel de Control

Es necesario un panel de control para controlar el encendido, el apagado del

motor, la velocidad del motor, la temperatura, etc.

1.6.10.2.6 Accesorios

Entre los accesorios e instrumentos que un sistema de compresión debe poseer

encontramos: medidores de temperatura, flujo y presión, además encontramos

válvulas de alivio y controlador del nivel de aceite del motor.

FIGURA 1.14: SISTEMA DE COMPRESIÓN

FUENTE: COMPRESIÓN Y TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL DE ANCÓN, pág 104, www.dspace.com.

48

1.6.10.3 Eficiencia

Presión de Entrada del Gas: De acuerdo a la presión de entrada, se

define la carga de trabajo del compresor, es decir el diferencial de presión

va a ser mayor o menor.

Temperatura de Entrada: Afecta al flujo volumétrico y los requerimientos

del cabezal para el servicio de compresión, razón por la que debe

conocerse y controlarse durante la compresión.

Temperatura de Salida: Está influenciada por la temperatura de entrada,

por la relación de presión de descarga y de entrada, el calor especifico del

gas y por la eficiencia del compresor. La temperatura de descarga afecta,

la tendencia a la formación de espuma en el gas, el número de etapas y la

capacidad de trabajo de los aero-enfriadores.

Composición del Gas: Es importante conocer la composición del gas,

especialmente la fracción molar de los componentes pesados debido a que

éstos son los que se condensan.

Flujo de Gas: Marca la capacidad de trabajo del compresor y por lo tanto

su eficiencia de compresión.

Peso Molecular y Factor de Desviación: Afecta la conversión de la tasa

de flujo másico o tasa de flujo volumétrico y a la relación de presión.

Coeficiente Adiabático: Afecta la conversión de la tasa de flujo másico o

tasa de flujo volumétrico y a la relación de presión.

49

1.6.11 SISTEMA DE GAS FLARE, MECHERO Y VENTEO

1.6.11.1 Flare Knockout o Depurador de Gas

Son separadores bifásicos de baja presión instalados antes del mechero.

Cumplen la función de remover cualquier residuo líquido o condensado que se

hubiere formado en la línea de gas luego de la separación.

Esta separación final permite obtener un gas libre de condensados para ser

quemado en el mechero. La descarga de los líquidos es bombeada al ingreso del

proceso a través de la bota desgasificadora.

1.6.11.2 Mechero

Los mecheros son usados en la mayoría de las plantas hidrocarburíferas para

destruir los vapores tóxicos e inflamables a través de su combustión. Se dispone

de varios diseños, siendo los más usados los mecheros elevados sobre el nivel

del suelo para operación asistida por vapor o aire.

1.6.12 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN Y ADQUISICIÓN DE DATOS

Denominado SCADA por sus siglas en inglés, este sistema que consiste de un

conjunto de equipos monitorea y controla las variables del proceso. Cumple

funciones básicas como:

Adquisición de datos.

Monitoreo de eventos.

Procesamiento de eventos.

Funciones de supervisión y control.

Colección y análisis de los datos de disturbios o perturbaciones.

Cálculos y reportes.

50


Entre los componentes principales tenemos:

Computadoras (situadas en la estación maestra).

Equipo de comunicación (Cableado, microondas, telefónica, etc.)

Unidades terminales remotas RTU (situadas en subestaciones).

Equipo de interfase (transductores, transformadores de potencial, de

corriente, réles, etc).

Un ejemplo de aplicación del sistema SCADA se muestra en la Figura 1.15:

FIGURA 1.15: ESQUEMA DE LA RED DE SCADA

FUENTE: OLEODUCTO DE CRUDOS PESADOS DEL ECUADOR

51

1.6.13 SISTEMA CONTRA INCENDIOS

Los objetivos principales de la protección contra incendios para las estaciones de

producción y almacenamiento de petróleo son:

Prevenir la iniciación del incendio en cualquier sitio de la estación.

Prevenir la propagación grave del mismo.

Prevenir accidentes a las personas.

Prevenir daños materiales de los sistemas de la facilidad de producción.


Tanque de Agua: Es del tipo empernado, construido sobre una base

circular de hormigón armado. El nivel de agua debe estar sobre los 2/3

partes del tanque.

Bomba de Presurización (Jokey): Mantiene presurizada la red de

distribución de agua y tiene como objeto disminuir el tiempo de respuesta

en la actuación del sistema, también detecta fujas y obstrucciones en las

tuberías.

Bombas: Impulsan el agua a la presión requerida en toda la red de

distribución. El sistema está diseñado para que el motor se encienda

automáticamente o manualmente y permanezca en operación bajo

cualquier circunstancia, y se apague manualmente.

Control Master: Cumple varias actividades:

a) Carga de baterías.

b) Enciende la alarma cuando el sistema falla.

c) Enciende el motor automáticamente o manualmente.

d) Apaga el motor por sobre-revoluciones.

e) Indica fallas de lubricación.

52

f) Indica sobrecalentamiento y activa la alarma.

g) Comanda el orden de encendido.

Proporcionador: Es un tanque hermético compuesto de dos secciones,

una exterior de acero y otra interior (blazer) de caucho, opera por una

presión de agua, la misma que se encuentra entre el blazer y el tanque de

acero. Dentro del blazer se encuentra el químico que formará la espuma.

Monitores de Agua: Están localizados en la parte exterior de los diques

del tanque de lavado y almacenamiento y son operados manualmente.

Monitores de Espuma: Están localizados en los mismos lugares que los

monitores de agua y además en los separadores.

Cámaras de Espuma: Situadas en la parte superior lateral de los tanques.

Su operación es automática.

Líneas de Flujo de Agua: A través de un manifold se distribuye el agua a

los monitores, redes y proprocionador.

Líneas de Flujo de Espuma: Teóricamente llamada de espuma, ésta

canaliza el flujo desde el venturi del proporcionador hacia los monitores de

espuma y a las cámaras en los tanques donde al mezclarse con el aire

forma la espuma.

Sistema de Detección: Su función principal es detectar el fuego a través

de los detectores automáticos que se encuentran en el techo de los

tanques de almacenamiento y lavado.

53

1.6.14 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Proporciona la energía eléctrica necesaria para el accionamiento de:

Motores Eléctricos

Iluminación

Cargadores de Batería

Equipos de Control

Un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de

potencial eléctrico entre dos de sus puntos, llamados polos. Los generadores

eléctricos son máquinas destinadas a transformar la energía mecánica en

eléctrica.

1.6.14.1 Tipos de Generadores

Se clasifican en dos tipos fundamentales: primarios y secundarios.

Generadores Primarios: Son los que convierten en energía eléctrica la

energía de otra naturaleza (ejemplo: mecánica) que reciben o de la que

disponen inicialmente.

Generadores Secundarios: Entregan una parte de la energía eléctrica

que han recibido previamente.

http://es.wikipedia.org/wiki/Diferencia_de_potencial

http://es.wikipedia.org/wiki/Diferencia_de_potencial

http://es.wikipedia.org/wiki/Polo

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%83%C2%ADa_mec%C3%83%C2%A1nica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%83%C2%ADa_el%C3%83%C2%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%83%C2%ADa_el%C3%83%C2%A9ctrica

54

1.6.15 SISTEMAS COMPLEMENTARIOS

En una facilidad de producción de petróleo, existen pequeños sub-sistemas que

cumplen funciones específicas y que también son de importancia, entre estos

podemos citar:

Drenajes: Existen drenajes para recolección de distintos tipos de aguas

como: contaminadas, servidas y de lluvia.

Agua Potable: Permite la distribución de agua potable para consumo

humano en toda la estación.

Compresores de Aire: Proporciona de aire a presión para diferentes usos.

Estacionamientos: Lugares para el estacionamiento de vehículos.

Vías de acceso: Lo constituyen carreteras para el tránsito vehicular dentro

de la facilidad y además para el tránsito peatonal.

Rótulos de Advertencias: Para informar a los visitantes de los accesorios

que deben usar en cada área para evitar cualquier accidente.

Cuarto del Operador: Es la oficina del operador.

Laboratorio: Está constituido de una serie de instrumentos necesarios

para la medición de las propiedades del crudo in situ.

55

CAPÍTULO 2

DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

La Estación de Producción Pichincha fue construida en el año de 1983 con una

capacidad de diseño de 50000 BFPD. En un inicio su diseño también era para dar

tratamiento al gas natural y servir de fuente de alimentación a pozos con el

Sistema Gas Lift, sin embargo la caída de la producción de gas natural, en al año

2000 ha dejado fuera de servicio a éste.

Actualmente se procesa un caudal promedio de petróleo de 3834 barriles al día,

mientras que de agua 8663 barriles al día y de gas 890000 pies cúbicos al día.

Esta producción proviene del Campo Pichincha con los pozos: 2, 5, 7, 8, 9, 10,

13D y 14D y del Campo Secoya con los pozos: 11, 18, 21, 24, 29, 30 y 31.

En el estudio de este capítulo se da una descripción del Campo Pichincha, de las

facilidades de producción de la Estación Pichincha y además como se lleva a

cabo los procesos de tratamiento.

2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PICHINCHA

2.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Campo Pichincha se ubica en el sector Pacayacu, provincia de Sucumbíos, con

las siguientes coordenadas geográficas: Latitud: 00º 06‟ 00‟‟ Norte - 00º 04‟00‟‟

Sur y Longitud: 76º 33‟ 00‟‟ Este - 76º 36‟ 30‟‟ Oeste.

Se encuentra limitado por: el Campo Secoya al Norte; el Campo Carabobo al Sur,

el Campo Cuyabeno al Este y El Campo Atacapi al Oeste (ver Figura 2.1). Éste al

igual que los Campos Secoya, Shuara y Shushuqui conforman el Campo

Libertador.

56

FIGURA 2.1: UBICACIÓN CAMPO PICHINCHA

FUENTE: YACIMIENTOS- PETROPRODUCCIÓN

2.1.2 GEOLOGÍA

El Campo Libertador está formado por una combinación de trampas

estratigráficas y estructurales, presenciando altos estructurales principales-

fallados, de bajo relieve como: Secoya y Shuara y altos estructurales secundarios

como: Shushuqui, Pacayacu, Pichincha y Carabobo. La parte estructural principal

del Campo Libertador lo constituyen los sub-campos Pichincha y Carabobo con

un eje principal de 8 km (N-S) y un eje secundario de 2 km (E-O).

Las principales arenas productoras de petróleo pertenecen a la formación Napo,

siendo estas la arena Usuperior, Uinferior y T, las mismas que reciben el soporte de

presión de un sistema acuífero fuertemente activo que mantiene la presión del

57

yacimiento sobre la presión del punto de burbuja. El espesor saturado de petróleo

para estas arenas está comprendido entre 15 y 32 pies.

La arena Basal Tena (BT) situada en la base de la formación Tena es reconocida

como reservorio secundario de petróleo. El espesor saturado de petróleo fluctúa

entre 2 y 20 pies, siendo éste menor que el de las arenas principales.

2.1.3 RESERVAS

Son volúmenes de hidrocarburos existentes en el yacimiento y factibles de

recuperación. En el presente estudio se define las siguientes clasificaciones de

reservas:

Reservas Probadas: Son los volúmenes de petróleo que se encuentran en

los yacimientos y que han sido probados con la perforación de pozos y se

pueden recuperar hasta un límite económico de rentabilidad.

Reservas Remanentes: Son los volúmenes de petróleo recuperables,

cuantificadas a cualquier fecha posterior al inicio de la producción

comercial, que todavía permanecen en el yacimiento.

Al 31 de Diciembre del 2007, se establece para el Campo Libertador un volumen

de Reservas Probadas de petróleo de 440227136 BF con un factor de recobro de

15, 31, 41 y 25% para Basal Tena, T, Uinferior y Usuperior respectivamente, que

corresponden a los sub-campos: Secoya, Shuara, Shushuqui y Pichincha.

El Campo Libertador alcanza una producción acumulada de 316779129 barriles

al 31 de Diciembre del 2007, por lo tanto las reservas remanentes constituyen

123448007BF (ver Tabla 2.1).

58

TABLA 2.1: RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2007

Petróleo Factor de

Reservas Probadas (BF)

Producción Reservas

Campo Yacimiento in Situ Recobro Acumulada Remanentes

(bls) (%) (BF) (BF)

Al 31/12/07 Al 31/12/07

Basal Tena 123525500 15 18530060 105467270 281582670 34647136

3454307 15075753

T 340217000 31 92894820 12572450

Uinferior 686787000 41 195743763 85838907

Libertador Usuperior 138644000 25 24686239 9960897

440227136

Total 1289173500 316779129 123448007



5

8

59

2.1.4 ESTADO DE LOS POZOS

El campo Pichincha inicia su vida productiva con el pozo PICH 01, el 6 de enero

de 1985. En el mismo año se incorporaron los pozos PICH 02 y PICH 03.

Posteriormente se perforaron los pozos PICH 05, PICH 06, PICH 07, PICH 08,

PICH 09, PICH 10, PICH 11 y PICH 12 y finalmente en el año 2008 aportaron a la

producción los pozos PICH 13D y PICH 14D.

La Estación de Producción Pichincha ha manejado la producción de todos los

pozos del campo Pichincha y además la producción de los pozos Carabobo: CB

01, CB 03, CB 04, CB 05, CB 06 y los pozos Sacha: SCH 08, SCH 15 y SCH 16.

Los mismos que actualmente se encuentran cerrados.

Desde el año de 1995, cierto número de pozos del Campo Secoya concurren a la

estación, identificándose como: SCY 11, SCY 18, SCY 21, SCY 24, SCY 29,

SCY 30 y SCY 31.

En resumen, hoy por hoy son 15 pozos productores que concurren a la Estación

Pichincha para su tratamiento respectivo y en calidad de pozos reinyectores se

contabilizan tres pozos, estos se detallan en la Tabla 2.2.

60

TABLA 2.2: ESTADO DE LOS POZOS

CAMPO POZO ESTADO

PICH 02 Productor

PICH 01 Reinyector

PICH 03 E.W.O. 1

PICH 05 Productor

PICH 06 Cerrado

PICH 07 Productor

PICHINCHA PICH 08 Productor

PICH 09 Productor

PICH 10 Productor

PICH 11 Reinyector

PICH 12 Cerrado

PICH 13D Productor

PICH 14D Productor

PICH 1W Reinyector

CB 01 Abandonado

CB 03 Abandonado

CARABOBO CB 04 Abandonado

CB 05 Abandonado

CB 06 Abandonado

SCY 11 Productor

SCY 18 Productor

SCY 21 Productor

SECOYA SCY 24 Productor

SCY 29 Productor

SCY 30 Productor

SCY 31 Productor

SCH 8 Cerrado

SACHA SCH 15 Cerrado

SCH 16 Cerrado


FUENTE: INGENIERÍA EN PETRÓLEOS - PETROPRODUCCIÓN

1 E.W.O: Pozo en Reacondicionamiento

61

2.1.5 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN

El presente historial de producción proporciona información sobre los caudales de

petróleo, agua y gas que la Estación Pichincha ha dado tratamiento desde el año

2000 hasta el año 2008. A sabiendas que para el año 2008 los pozos que aportan

a la producción totalizan en un número de quince: Pichinchas: 2, 5, 7, 8, 9, 10,

13D y 14D y Secoyas: 11, 18, 21, 24, 29, 30 y 31.

La declinación de producción de petróleo y gas que tiene el campo dan indicios de

que las arenas productoras: Uinferior, Usuperior, Tinferior y Tsuperior se encuentran en su

proceso de agotamiento y depletación, muestra de aquello es el cierre de 11

pozos de un total de 28 pozos que han aportado a la producción.

TABLA 2.3: PRODUCCIÓN HISTÓRICA

TIEMPO PETRÓLEO AGUA GAS BSW

(año) (bls) (bls) (MMPCE) (%)

2000 4195986 2631150 2731.46 38.67

2001 4277428 2786133 2151.57 39.22

2002 4135677 5022001 1975.11 54.62

2003 3390916 5797363 1791.78 63.22

2004 2743258 6398216 1487.26 69.93

2005 2176001 6994571 1342.2 76.34

2006 1648735 6333482 580.65 79.36

2007 1650070 4764846 463.47 73.83

2008 1399410 3161995 324.89 69.32


FUENTE: YACIMIENTOS – PETROPRODUCCIÓN

Desde enero del 2000 hasta diciembre del 2002 la producción de petróleo ha

sufrido altos y bajos manteniendo una producción promedio de 11515 BPPD con

un BSW de 44. 2%. Desde entonces la producción ha disminuido anualmente en

un 17% hasta Diciembre del 2006. Todo el año 2007 la producción de pertróleo

62

se ha conservado semejante al año 2006 en un promedio de 4520 BPPD con un

BSW de 74% y finalmente para el año 2008 ésta ha caído a un promedio de 3833

BPPD.

La producción de gas también ha sobrellevado declinaciones fuertes una del 21%

(2000-2001), 57% (2005-2006) y 30% (2007-2008).

Por el contrario la producción de agua ha ido en incremento con un máximo de un

80% (2001 - 2002), durante el año 2003 hasta el año 2005 la producción de agua

mantiene incrementos anuales de un 10% aproximadamente y finalmente a partir

para el 2006 la producción de agua ha sido controlada disminuyendo 29%

anualmente.

La producción de agua se ha reducido por el cierre de pozos con altos cortes de

agua (BSW) contabilizando un total de 11 pozos cerrados, de estos, dos pozos

(PCH 01 y PICH 11) se han rediseñado su completación para convertirlos en

pozos reinyectores.

63

FIGURA 2.2: PRODUCCIÓN HISTÓRICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

FUENTE: YACIMIENTOS - PETROPRODUCCIÓN

6

3

64

2.1.6 PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN

Representa los caudales futuros de producción tanto de petróleo, agua y gas,

para esto se construye las curvas de declinación de producción. La curva de

declinación exponencial es la más usada ya que está representada por una línea

recta fácil de extrapolar, sin embargo hay que tomar en cuenta que es un modelo

matemático que no se basa en leyes físicas que gobiernan el flujo de petróleo,

gas y agua a través de la formación.

Declinación Exponencial: La expresión matemática para la tasa de

declinación puede ser expresada como:

t

oQQ exp (2.1)

Donde:

Q : Tasa de producción al tiempo t, bls/día

Qo : Tasa de producción inicial a t=0, bls/día

θ : Declinación exponencial, 1/año

t : Tiempo, años

La tasa declinación se calcula con las ecuaciones:

t

tt

Q

QQd 1 (2.2)

exp1d (2.3)

65

Donde:

1 tt QQ : Caudales a un intervalo de un año, bls/día

d : Tasa de declinación

2.1.6.1 Proyección Producción

El análisis de la proyección la producción diaria promedia de petróleo, agua y gas

de acuerdo a la declinación exponencial se detalla en la Tabla 2.4, a partir del

año 2009 hasta el 2025.

TABLA 2.4: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN

TIEMPO PETRÓLEO AGUA BSW GAS

(año) (BPPD) (BAPD) (%) (MPCS)

2009 3551 9284 72 813

2010 3290 9947 75 743

2011 3047 10658 78 679

2012 2823 11419 80 621

2013 2615 12235 82 568

2014 2422 13109 84 519

2015 2244 14045 86 474

2016 2079 15048 88 433

2017 1926 16123 89 396

2018 1784 17275 91 362

2019 1652 18509 92 331

2020 1531 19831 93 302

2021 1418 21248 94 276

2022 1314 22766 95 252

2023 1217 24392 95 231

2024 1127 26135 96 211

2025 1044 28002 96 193



66

La proyección de la producción de petróleo se observa en la Figura 2.3.

FIGURA 2.3: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO



La proyección de la producción de agua de formación es incremental como se

muestra en la Figura 2.4.

67

FIGURA 2.4: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN



La proyección de la producción de gas declina exponencialmente:

FIGURA 2.5: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS



68

2.1.6.2 Proyección del Incremento de Producción

De acuerdo al cronograma de perforación estudiado por el Departamento de

Yacimientos se considera la perforación de 2 nuevos pozos: PICH 04D y

SCY 43D en el año 2013, cuya producción será direccionada a las Facilidades de

Producción de la Estación Pichincha, lo cual incide en el volumen de fluido a ser

tratado.

La producción inicial de los nuevos pozos se estima considerando la producción

inicial del campo en el año de 1985, constituido por los pozos PICH-01/02/03, CB-

01/03 y SCY-11 como se detalla en la siguiente tabla:

TABLA 2.5: PRODUCCIÓN INICIAL DEL CAMPO

POZO PETRÓLEO GAS

N° (BPPD) (PCED)

PICH-01 1278 701

PICH-02 1264 694

PICH-03 151 83

CB-01 20 6

CB-03 607 164

SCY-11 630 371

PROMEDIO 658 337



Además se toma en consideración la declinación de producción del petróleo y del

gas, los cuales declinan a una tasa del 7.65% y del 9% respectivamente, mientras

que la producción de agua incrementa a una tasa del 6.9% anualmente.

En base a estos datos se ha realizado la proyección de producción de los pozos a

perforarse en el 2013, estimando que los pozos tienen una producción inicial al

2013 de 660BPPD y 337 PCED de gas aproximadamente con un corte de agua

del 74%, que corresponde al valor máximo de BSW en el 2007 (ver Tabla 2.6).

69

TABLA 2.6: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR



2014 1220 4015 77 615

2015 1130 4302 79 562

2016 1047 4609 81 514

2017 970 4939 84 470

2018 898 5291 85 429

2019 832 5669 87 392

2020 771 6074 89 358

2021 714 6508 90 328

2022 661 6973 91 299

2023 613 7471 92 274

2024 568 8005 93 250

2025 526 8577 94 229 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA





70

FIGURA 2.7: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN






71

2.1.6.3 Proyección Acumulada

Conociendo la producción que los pozos nuevos tienen en el periodo 2014-2025,

es necesario calcular la producción acumulada, es decir en conjunto de los pozos

existentes y los pozos a perforarse.

Los resultados obtenidos de la suma de producciones en los distintos años se

visualizan en la Tabla 2.7.

TABLA 2.7: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN ACUMULADA



2009 3551 9284 72% 813

2010 3290 9947 75% 743

2011 3047 10658 78% 679

2012 2823 11419 80% 621

2013 2615 12235 82% 568

2014 3739 16856 82% 519

2015 3374 18347 84% 475

2016 3125 19658 86% 434

2017 2895 21062 88% 396

2018 2682 22566 89% 362

2019 2484 24179 91% 331

2020 2301 25906 92% 303

2021 2132 27756 93% 277

2022 1975 29739 94% 253

2023 1830 31864 95% 231

2024 1695 34140 95% 211

2025 1570 36579 96% 193



La proyección de petróleo tomando en cuenta los 15 pozos que actualmente llega

a la estación y los dos nuevos pozos que aportan a la producción a partir del 2014

se representa en la Figura 2.9.

72




FIGURA 2.10: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA



73

Finalmente la proyección de producción de gas está representada en la Figura

2.11:




74

2.2 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

A continuación se describen las Facilidades de Producción que conforman la

Estación Pichincha.

2.2.1 MÚLTIPLE

Al múltiple o manifold ingresa la producción de 15 pozos, cuya producción

promedia diaria de petróleo, agua y gas es: 3833BPPD, 8665BAPD y 890MPCED

respectivamente.

En la Estación Pichincha el múltiple de producción consta de 4 secciones A, B, C

y D, cada una de las cuales constan de cinco entradas de 4in de diámetro,

sumando un total de veinte entradas, quince están en uso y cinco se encuentran

disponibles para futuros pozos, como se muestra en la Fotografía 1.1 del

Anexo1. Desde el manifold se direcciona el fluido hacia los separadores de

prueba y producción a través de una tubería de 4in y tres de 8in respectivamente,

como se visualiza en el diagrama del Anexo 4.3.

Los pozos que ingresan a cada sección del manifold se representan en la Tabla

2.8:

75

TABLA 2.8: POZOS QUE INGRESAN AL MÚLTIPLE

SECCIÓN POZO

SECOYA 18

A SECOYA 31

PICHINCHA 08

SECOYA 29

PICHINCHA 10

PICHINCHA 09

PICHINCHA 05

B PICHINCHA 02

SECOYA 11

PICHINCHA 13

C PICHINCHA 07

SECOYA 21

PICHINCHA 14 D

D SECOYA 24

SECOYA 30



2.2.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA

Actualmente la Estación Pichincha cuenta con cuatro separadores horizontales

bifásicos: uno de prueba (SP-01) y tres de producción: S-01/S-02/S-03 (ver

Fotografía 1.2).

2.2.2.1 Separador de Prueba

Es un separador horizontal bifásico “SP-01”, el fluido que proviene a través de una

línea de 4in desde el manifold ingresa al separador de prueba por una tubería de

6in, aquí el fluido es separado en dos fases: líquido y gas. El líquido es evacuado

por una línea de 4in pasando por un filtro, luego por un medidor de flujo tipo

turbina y por último por una válvula de control de nivel. Mientras que por la parte

superior del separador, el gas es conducido por una línea de 6in al Mechero

76

“M-02” atravesando una válvula de control de presión y un medidor de flujo tipo

placa de orificio, como se muestra en la Fotografía 1.3.

Las características de diseño y trabajo del separador de prueba se detallan en la

siguiente tabla:

TABLA 2.9: CARACTERÍSTICAS DEL SEPARADOR DE PRUEBA

SEPARADOR DE PRUEBA (SP-01)

Fecha de Construcción (Año) 1992

Ancho (in) 48

Largo (ft) 16

Pdiseño (psi) 100

Tdiseño (°F) 122

Poperación (psi) 27

Toperación (°F) 120 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

FUENTE: ESTACIÓN PICHINCHA

2.2.2.2 Separadores de Producción

El fluido proveniente del manifold a través de una línea de 8in ingresa a los

separadores horizontales bifásicos de producción (S-01, S-02, S-03) en igual

proporción (33.3%), para ser separado en dos fases (líquido-gas). La parte

líquida es descargada del recipiente por medio de una línea de 6in a través de

una válvula de control de nivel, para luego ser enviada por una línea de 8in hacia

la bota desgasificadora. La fase de gas es conducida por una línea de 6in

atravesando inicialmente la válvula de control de presión (control pressure valve)

para luego ser direccionada hacia el scrubber “SCB-01”.

Cada separador está provisto de un indicador de presión, nivel y temperatura, con

el objeto de controlar las variables de operación (presión, temperatura, nivel) para

un óptimo funcionamiento de los equipos de separación.

77

Los datos de diseño y operación de los separadores de producción se describen

en la siguiente tabla:

TABLA 2.10: CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN

SEPARADOR S-01 S-02 S-03

Fecha de Reparación (Año) 2004 2004 2004

Ancho (in) 78 60 60

Largo (ft) 22 22 22

Pdiseño (psi) 100 100 100

Tdiseño (°F) 120 120 120

Poperación (psi) 28 27 25

Toperación (°F) 120 120 120

ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA FUENTE: ESTACIÓN PICHINCHA


Después de la separación primaria el fluido es direccionado al sistema de

separación secundaria para realizar una separación adicional en: petróleo, agua y

gas.

2.2.3.1 Bota Desgasificadora

A la bota desgasificadora “BO-01” ingresa el fluido multifásico proveniente de los

separadores de prueba (SP-01) y producción (S-01/S-02/S-03) para eliminar una

cantidad adicional de gas que todavía permanece en solución en la fase líquida

(agua y petróleo). El líquido desgasificado es descargado a través de una línea de

12in hacia el tanque de lavado (T-01), mientras que el gas es descargado por la

parte superior hacia el mechero (M-01) a través de una línea de 12in.

La Estación de Producción Pichincha cuenta con una bota desgasificadora cuyas

dimensiones son: 46in de diámetro y 54ft de altura, como se observa en la

Fotografía 1.4.

78


La fase líquida proveniente de la bota desgasificadora (BO-01) es direccionada al

tanque de lavado (T-01), donde tiene un tiempo de residencia aproximado de 42

horas. En este lapso de tiempo ocurre la separación de la fase acuosa por

decantación, el agua se asienta en el fondo del tanque y el petróleo sobre ésta.

Entre el agua y el petróleo está definida una interface denominada emulsión.

El tanque de lavado mantiene una altura de agua constante en el tiempo de

aproximadamente 8ft, denominada colchón de agua. El flujo de agua restante es

enviado directamente al sistema de reinyección de agua por medio de una tubería

de 10in. Mientras que el petróleo con un BSW≤1%, es evacuado por rebose a

una altura de 33ft a través de una línea de 12in, además existen dos líneas

adicionales del mismo diámetro a 14ft y 20 ft en el caso de que sea necesario

evacuar el petróleo a aquellas alturas.

En el techo del tanque de lavado están instaladas cuatro válvulas de alivio.

También consta de una línea de venteo (12in) para desalojar los gases que se

acumulan en el tanque hacia los mecheros (M-03/M-04), (ver Fotografía 1.5).

El tanque de lavado posee una capacidad operativa de 30468bls, una altura de 36

ft con un diámetro de 80 ft. Estas características se detallan en la Tabla 2.11:

79

TABLA 2.11: DIMENSIONES DEL TANQUE DE LAVADO

TANQUE

CAPACIDAD NOMINAL CAPACIDAD OPERATIVA ALTURA DIÁMETRO

(bls) (bls) (ft) (ft)

T-01 32260 30468 36 80



2.2.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO

El sistema de almacenamiento en las Facilidades de Producción de la Estación

Pichincha está constituido por el Tanque de Surgencia o Reposo.

El tanque de reposo “T-02” almacena el crudo proveniente del tanque de lavado

(T-01) por lo que posee mayor capacidad. Durante el tiempo de residencia

(aproximadamente 233 horas) el agua que todavía permanece en emulsión en el

crudo se separa, se asienta en la parte inferior del tanque y se recircula al tanque

de lavado (T-01) a través de una línea de 6in.

Por el contrario, el crudo con un BSW≤0.25% es evacuado por una línea de 12in

a 22ft de altura, para llegar al sistema de transferencia. Al igual que el tanque de

lavado, el tanque de reposo posee dos líneas auxiliares de 12in para el crudo a

13ft y a 3ft.

Además, consta de un techo cónico fijo con cuatro válvulas de alivio y una línea

de venteo de gas de 12in direccionada a los mecheros “M-03/04”, (ver Fotografía

1.6).

El tanque de surgencia con un diámetro de 90ft y una altura de 36ft posee una

capacidad nominal de 40820bls, (ver Tabla 2.12).

80

TABLA 2.12: DIMENSIONES DEL TANQUE DE SURGENCIA

TANQUE

CAPACIDAD NOMINAL CAPACIDAD OPERATIVA ALTURA DIÁMETRO

(bls) (bls) (ft) (ft)

T-02 40820 39367 36 90



2.2.5 SISTEMA DE TRANSFERENCIA

El sistema de transferencia está constituido por un conjunto de bombas,

accesorios y un medidor de flujo (ver Fotografía 1.7). Tiene como objetivo

cuantificar y presurizar el crudo proveniente del tanque de reposo (T-02), para

transportarlo a través del oleoducto a la estación de recepción “Sucumbíos”.

El sistema de bombeo está conformado por una bomba booster “B-01” y tres

bombas de transferencia “B-02/B-03/B-04” o de alta presión.

2.2.5.1 Bomba Booster

Debido a que la presión del fluido proveniente del tanque de reposo no sobrepasa

los 10psi, es necesario una bomba booster para incrementar la presión del líquido

a una presión requerida en la succión de la bomba de transferencia.

El crudo (con BSW ≤0.25%) proveniente del tanque de reposo (T-02), ingresa a

la bomba booster “B-01” para elevar la presión del fluido a 50psi, presión

necesaria a la entrada de la bomba de alta presión “B-02”. Antes de llegar a la

bomba de transferencia, el crudo atraviesa el medidor de flujo “MF-100” del tipo

desplazamiento positivo.

En la Estación Pichincha existe una sola bomba booster, a pesar de que es

necesario una bomba de reserva en el caso de estar fuera de servicio. Las

características de ésta se visualizan en la Tabla 2.13.

81

TABLA 2.13: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA BOOSTER

BOMBA

Marca Durco

Serie 401798 CE 05 72

Modelo Mark II

Tipo Centrífuga

GPM 400

MOTOR

Marca Greace Rykon Prem

Serie 81048

Tipo Eléctrico

HP 75

Rpm 1780

Voltaje 230/460

Amperaje 30/60



2.2.5.2 Bombas de Alta Presión

Son del tipo centrífugas y reciprocantes, permiten elevar la presión del fluido con

el objeto de vencer las fuerzas de fricción presentes a lo largo del oleoducto.

En la Estación Pichincha el sistema de transferencia consta de: dos bombas tipo

centrífugas horizontales “B-02/B-03” accionadas eléctricamente y una bomba tipo

pistón “B-04” accionada por un motor a combustión interna. Las características de

cada equipo se detallan en la Tabla 2.14.

El crudo proveniente del medidor de flujo “MF-100” ingresa a la bomba “B-02” a

una presión aproximada de 50psi, por medio de una línea de flujo de 6in. La

presión de descarga de la bomba “B-02” es de alrededor de 350psi y el crudo se

transporta al tanque de almacenamiento en la Estación Sucumbíos.

82

TABLA 2.14: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBAS DE TRANSFERENCIA

BOMBA B-02 B-03 B-04

Marca Ingerso Ingerso Wheathy Gaso

Serie 691037 1290006 22604

Modelo x x 2652

Tipo Centrífuga Centrífuga Pistón

GPM 500 500 600

MOTOR

Marca Greace Rykon Prem Greace Rykon Prem Caterpillar

Serie x 10MN446502 6TB15418

Modelo x x 3406

Tipo Eléctrico Eléctrico Combustión Interna

HP 250 250 325

Rpm 3570 3563 1800

Voltaje 460 460 x

Amperaje 278 278 x ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA


2.2.6 SISTEMA DE RECIRCULACIÓN

Este sistema permite re-circular el agua de formación del tanque de surgencia

(T-02) hacia el tanque de lavado (T-01) a través de una bomba booster de 15HP,

mediante un juego de válvula y tuberías de 4in. El sistema de recirculación se

puede apreciar en la Fotografía 1.26 y las características de la bomba se

aprecian en la Tabla 2.15.

83

TABLA 2.15: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA DE RECIRCULACIÓN

BOMBA RECIRCULACIÓN

Marca Aurora

Serie 90-01043-2

Tipo Centrífuga

GPM x

MOTOR

Marca Marathon Electric

Modelo 324A-BF

Tipo Eléctrico

Rpm x

HP x

Voltaje 230/460

Amperaje 13.2/6.6 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA


2.2.7 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA

El sistema de reinyección de agua en la Estación Pichincha tiene como único fin

reinyectar a un yacimiento el agua de formación como un método de recuperación

secundaria de petróleo. Los pozos de inyección son el PICH 11 y PICH 01, el

primero inyecta agua a la Formación Hollín y el segundo a la Formación Tiyuyacu.

Está conformado por unidades de bombeo: booster y de inyección y además de

un conjunto de piscinas.

2.2.7.1 Bomba Booster

El agua separada del crudo en el tanque de lavado (T-01) es conducida a dos

unidades de bombeo “bombas booster” nominadas “B-05 y B-06”. En éstas se

eleva la presión del fluido a una presión requerida en la succión de las bombas

horizontales multietapa de inyección (∆P=90psi).

84

Las características de estas dos unidades se tabulan a continuación:

TABLA 2.16: CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS BOOSTER

BOMBA B-05 B-06

Marca DURCO DURCO

Serie 0101-6766B 0700-2903B

Modelo MARK III STD MARK III STD

Tipo Centrífuga Centrífuga

GPM 360 360

MOTOR

Marca Greace Rykon Prem Greace Rykon Prem

Tipo Eléctrico Eléctrico

HP 50 50

Rpm 3545 3530

Voltaje 230/460 AC 230/460 AC

Amperaje 118.6/59.3 118.6/59.3



2.2.7.2 Bombas de Inyección

El agua de formación con una presión aproximada de 110psi ingresa a la bomba

horizontal multietapa REDA-03, atravesando el medidor de flujo “MF-105” del tipo

turbina. A la salida de la bomba el fluido posee una presión de 3350psi, presión

con la cual se envía hacia el cabezal del pozo inyector PICH 11 a través de una

línea de 4in.

El sistema de reinyección de agua, consta de cuatro unidades de inyección:

REDA-01 y REDA-02 para inyectar al pozo PICH 01, mientras que las unidades

REDA-03 y REDA-04 inyectan al pozo PICH 11, (ver Fotografía 1.18).

85

TABLA 2.17: CARACTERÍSTICAS-BOMBAS DE INYECCIÓN

BOMBA REDA-01 REDA-02 REDA-03 REDA-04

Marca REDA REDA REDA REDA

Serie DBB4205099 2NNLL01944 2NN 7K03249 2NN 7K02943

GPM 380 380 600 600

Etapas 41HJ350N 71HJ350N 40HJ350N+37HJ350N 40HJ350N+37HJ350N

MOTOR

Marca Toshiba INC. Toshiba INC. SIEMENS SIEMENS

Serie X 1101886 1139248-020-2 1139248-020-2

Modelo X 3D4500K3H1HHH CGII CGII

Tipo Eléctrico Eléctrico Eléctrico Eléctrico

HP 500 500 800 800

Rpm 3570 3570 3560 3560

Amperaje 176/102 176/102 176/102 176/102

Voltaje 2300/4160 2300/4160 2300/4160 2300/4160



2.2.7.3 Piscinas API

Estas piscinas no desempeñan la función de separar el crudo remanente en el

agua, solo sirven como drenajes de agua contaminada. Los fluidos son

transportados a través de camiones bomba a la Estación de Secoya, para el

tratamiento respectivo.

Existen dos piscinas de una capacidad aproximada de 200bls cada una. Se las

puede apreciar en la Fotografía 1.19.

86

2.2.8 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS

El sistema de inyección de químicos se encuentra conformado por:

6 Tanques de almacenamiento.

4 Bombas de dosificación.

Redes de Capilares.

Las características de diseño de las bombas dosificadoras se detallan en las

Tabla 2.18.

TABLA 2.18: CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE QUÍMICOS

BOMBA BIQ-01 BIQ-02 BIQ-03 BIQ-04

Ubicación R.Y.A R.Y.A Manifold Manifold

Marca Textsteam Chemical

Textsteam Chemical

Textsteam Chemical

Textsteam Chemical

Serie MM105383 AY000454 AY00036 AY00013

Tipo Reciprocante Reciprocante Reciprocante Reciprocante

Inyecta a Salida del T-01 Entrada a REDA Salida del Manifold Salida del Manifold

MOTOR

Marca Electric Motors Franklin Electric Electric Motors Franklin Electric

Serie TO404220220 1121007410 W0708022325 1121007410

Tipo Eléctrico Eléctrico Eléctrico Eléctrico

HP 4-Jan 1/2 1/4 1/2

Rpm 1725 1725 1725 1725

Voltaje 115/230 115/230 115/230 115/230

Amperaje 5/2.5 x 5/2.5 x ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA


Los químicos se inyectan previo al sistema de separación primaria (salida del

múltiple de producción), en la línea de agua a la salida del tanque de lavado y en

el sistema de reinyección de agua, (observar Fotografías 1.22 y 1.23).

87

Las ratas de inyección promedias diarias de los químicos que proporciona la

empresa CHAMPION TECHNOLOGY ECUADOR S.A. a Diciembre del 2008 se

visualizan en la siguiente tabla:

TABLA 2.19: QUÍMICOS DE INYECCIÓN

QUÍMICO LUGAR DE INYECCIÓN gal/día

Demulsificante JXZ1704 Salida del Manifold 10

Antiparafínico JDN92 Salida del Manifold 10

Antiescala MX-302 Salida de agua del wash tank 5.2

Anticorrosivo Proterquim 1176 Antes de bombas booster de R.Y.A. 7.4

Biocida BAC-91 Entrada al pulmón de bombas REDA 9.9

Surfactante Deterquim 273 Pulmón de bombas REDA 3.1



2.2.9 SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS

Este sistema está constituido por equipos denominados Scrubbers, que son

separadores bifásicos del tipo vertical diseñados para separar la fracción líquida

del flujo de gas.

El gas proveniente de los separadores de producción (S-01/S-02/S-03) ingresa al

scrubber “SCB-01” por una línea de flujo de 6in. El gas es evacuado por la parte

superior a través de una línea de 6in hacia el segundo scrubber “SCB-02” y luego

hacia el tercero “SCB-03” consecutivamente, finalmente es direccionado a través

de una línea de 10in al sistema de compresión de gas, (ver Fotografía 1.8).

Los líquidos recolectados son drenados en cada scrubber por medio de una

válvula de control y un controlador de nivel, a través de una línea de 2in.

88

En el caso de que el flujo de gas no se envíe al sistema de compresión de gas

existe un by-pass hacia los mecheros “M-01 y M-02”, en este trayecto están

instalados: el medidor de flujo “MF-101” y los scrubbers “SCB-06”, “SCB-07” y

“SCB-08” conectados en serie, (ver Fotografía 1.9).

Los scrubbers “SCB-01”, “SCB-02” y “SCB-03” poseen una capacidad semejante,

al igual que los “SCB-06”, “SCB-07” y “SCB-08”, cuyas dimensiones son:

TABLA 2.20: DIMENSIONES DE SCRUBBERS

SCRUBBER

CAPACIDAD NOMINAL

ALTURA

DIÁMETRO

(bls) (ft) (ft)

SCB-01 13 17 2.5

SCB-02 10 17 2

SCB-03 10 17 2

SCB-06 8 9 2.5

SCB-07 4 7 2

SCB-08 2 6 1.6



2.2.10 SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS

El gas natural proveniente del scrubber “SCB-03” llega al sistema de sistema de

compresión a una presión promedio de 20psig, la cual no es suficiente para

vencer las pérdidas de presión por fricción en el trayecto del gasoducto que llega

a la Estación Secoya, por tal razón existe la necesidad de incrementar la presión

del gas mediante compresión.

89

El sistema de compresión de gas dispone de dos unidades compresoras “CO-01”

y “CO-02” de dos etapas una en funcionamiento y otra en stand-by, dos

scrubbers: uno a la entrada “SCB-04” y otro a la salida del compresor “SCB-05”,

medidores de flujo MF-102/MF-103/MF-104, medidores de presión y temperatura

en cada etapa del compresor, (ver Fotografía 1.14).

2.2.10.1 Compresor

El gas proveniente del scrubber “SCB-04” ingresa a la etapa de compresión N°1,

en la cual se eleva la presión del flujo de gas en un ∆P=10psi. Al realizar este

trabajo mecánico aumenta la temperatura, de modo que el flujo de gas necesita

reducir la temperatura antes de pasar a la siguiente etapa. Por lo tanto el gas es

enfriado en el aero-enfriador “E-02”, accionado por la misma unidad compresora.

En la segunda etapa de compresión se eleva un mismo diferencial de presión que

la N°1 (∆P=10psi) al flujo de gas, para luego conducirlo al aero-enfriador “E-02"

reduciendo así su temperatura aproximadamente a 100°F, (ver Figura 2.12).

Los condensados generados durante el proceso de compresión son drenados en

cada etapa del compresor y a su salida en el scrubber “SCB-05”.

90

FIGURA 2.12: ESQUEMA OPERACIONAL DEL COMPRESOR



Las principales propiedades mecánicas de diseño de las dos unidades de

compresión se detallan a continuación:

TABLA 2.21: CARACTERÍSTICAS DEL COMPRESOR

COMPRESOR CO-01 CO-02

Marca Ajax Ajax

Serie 10193 10192

Modelo DPC-360 DPC-360

Pdiseño 500 500

MOTOR

Marca Ajax Ajax

Serie 83248 83488

HP 360 360

Rpm 250/400 250/400



91

2.2.10.2 Aero-enfriador

La función del aero-enfriador es reducir la temperatura del flujo de gas que ha

pasado el proceso de compresión en cada etapa. Cada unidad de compresión

posee un aero-enfriador el “AE-01” para el compresor “CO-01” y el “AE-02” para el

“CO-02”. Las características de diseño son semejantes y se aprecian en la tabla a

continuación:

TABLA 2.22: CARACTERÍSTICAS DEL AERO-ENFRIADOR

AERO-ENFRIADOR AE-01 AE-02

Año 1990 1990

Marca

AIR-X-CHANGERS

AIR-X-CHANGERS

Serie

9087162A

9087162B

Modelo 84 VV 84 VV

Pmáxima 400 psi a 350°F 400 psi a 350°F

Tmínima 50 °F a 400 psi 50 °F a 400 psi

Capacidad 978745 BTU/hr 978745 BTU/hr



2.2.10.3 Scrubbers

El gas proveniente del sistema de recuperación de condensado llega al scrubber

“SCB-04” a través de una línea de 10in. En este equipo se realiza una separación

más simplificada de los condensados de hidrocarburos y vapor de agua, antes del

ingreso al compresor “CO-02”. Por una línea de 10in ingresa al compresor para su

proceso.

En el proceso de compresión, es decir al elevar la presión del flujo de gas,

también se eleva la temperatura por lo que necesita un sistema de enfriamiento.

Claro, está que durante estos cambios de temperatura se genere la condensación

de ciertas fracciones de gas, por lo que es necesario un equipo de recolección de

92

condensados en la corriente de gas a la salida del compresor. Esta función

desempeña el scrubber “SCB-05”, donde el diámetro de las líneas de flujo de

entrada y salida es de 10in. Las características de diseño de los scrubbers están

detalladas en la Tabla 2.23.

El gas seco es cuantificado en el medidor de flujo del tipo placa orificio “MF-103” y

transportado por un gasoducto de diámetro nominal de “10in”, a una presión

aproximada de 40psig.

TABLA 2.23: CARACTERÍSTICAS DE SCRUBBERS DE COMPRESIÓN

SCRUBERS SCB-04 SCB-05

Diseñado por Ajax, Superior, Cooper INC. Ajax, Superior, Cooper INC.

Año 1991 1991

Serie TP 747 TP 761

T diseño °F 200 200

P diseño psig 150 200

Presión de prueba psig 225 300

Corrosión permitida in 0.125 0.125

Altura ft 7.5 7.5

Diámetro ft 3.2 3.2

Capacidad interna gal 450 450

Peso al vacío lbs 2250 2250 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA


2.2.10.4 Filtro de Combustible

Los compresores están diseñados para trabajar con gas natural como

combustible, los cuales son alimentados por los filtros de gas combustibles que

son pequeños scrubbers, el “FC-01” para el compresor “CO-01” y el “FC-02” para

el compresor “CO-02”, (ver Fotografía 1.13).

93

El filtro “FC-02” toma el gas de la línea de flujo a la salida del compresor

“CO-02”, en éste se drenan los condensados de hidrocarburo y vapor de agua,

mientras que el gas seco se re-direcciona al motor del compresor.

Las características de los filtros: FC-01 y FC-02 son:

TABLA 2.24: CARACTERÍSTICAS DE FILTROS DE COMBUSTIBLE

FILTRO DE COMBUSTIBLE FC-01 FC-02

Año de construcción 1991 1991

Marca Howard Welding Howard Welding

Serie 931 930

Máxima Presión 275psi @ 100ºF 275psi @ 100ºF ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA


2.2.11 SISTEMA CONTRA INCENDIOS

En la Estación Pichincha el sistema contra incendios consta de los siguientes

equipos:

2.2.11.1 Tanque de Agua

Es del tipo empernado, en donde se almacena el agua que se succiona desde

una fuente de agua natural cercana a la estación. Posee una capacidad de

2500bls, para una altura de 25ft y un diámetro de 27ft. La función del talque de

agua “TSC-001” es proporcionar continuamente de agua al sistema contra

incendios.

94

2.2.11.2 Sistema de Bombeo

Consta de dos bombas, una accionada eléctricamente “BSC-002” y la “BSC-001”

a combustión interna en caso de fallas eléctricas. Las características de éstas

determinan la capacidad de bombeo que tiene este sistema:

TABLA 2.25: CARACTERÍSTICAS DE BOMBAS CONTRA INCENDIOS

BOMBA BSC-001 BSC-002

Marca Aurora Aurora

Serie 87-66526 87-66527

Modelo 5-481-11B 5-481-11C

Tipo Centrífuga Centrífuga

GPM 1000 1000

MOTOR

Marca Clarke GM Diesel INC. General Electric

Modelo DDFP 08GT4371 5k405AL1180

Serie 8G-189074 8271015

Tipo Combustión Interna Eléctrico

HP 195 150

Rpm 3300 3560

Voltaje x 460 V

Amperaje x 173



2.2.11.3 Tanque de Espuma

Es el equipo donde se mezcla el agente espumante y el agua a cierta presión. El

tanque de espuma en este sistema posee una capacidad de 1000gal, el mismo

que está diseñado para soportar una presión máxima de trabajo de 650psi.

95

2.2.11.4 Redes de Tubería

La distribución de las redes de tubería tanto de agua como de espuma está

representada en diagrama del sistema contra incendios del Anexo 4 (PFD 4.2-

Anexo 4).

2.2.11.5 Sistema de Detección Neumático

Se encuentra ubicado en los tanques de lavado y reposo y en el sistema de

compresión de gas. El sistema de detección neumático utiliza bulbos presurizados

para la detección de indicios de un incendio, una vez detectado se activa la

alarma ubicada en el sistema contra incendios para dar aviso al personal.

2.2.11.6 Monitores

Existen dos tipos de monitores en la Estación Pichincha, los de agua y los de

espuma, ambos se encuentran ubicados alrededor del tanque de lavado y de

reposo, (ver PFD 4.2). Observar la Fotografía 1.16.

2.2.11.7 Sistema de Dispersión

Consiste de una serie de boquillas conectadas a una tubería alimentada de agua.

Se ubican en la parte superior de cada compresor, en el caso de alarma de

incendio se activan y dispersan de forma continua el agua, (ver Fotografía 1.17).

2.2.11.8 Accesorios

Además de los elementos anteriores, el sistema contra incendios también consta

de boquillas de agua, mangueras, extintores de fuego. Se ubican

estratégicamente para una acción inmediata, (ver PFD 4.2).

96

A continuación se detalla la ubicación y la cantidad de accesorios del sistema

contra incendios:

TABLA 2.26: ACCESORIOS DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS

UBICACIÓN MATERIAL CANTIDAD

Tanques

Lanzadores de espuma 6

Lanzadores de agua 6

Captación de Gas

Lanzadores de agua 2

Extintores de fuego 4

Sistema de Rociadores 2

Gas Lift

Extintores de fuego 2

Laboratorio

Extintor 1

Fire Blanket 1

Oficina del Operador

Mangueras de 3" 2

Boquillas 1

Separadores

Extintor 1

S. C. I.

Mangueras de 3" 4

Extintor 1

Transferencia

Extintor 1

R. Y. A.

Extintor 1

Garita

Extintor 1

ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA FUENTE: ESTACIÓN PICHINCHA

2.2.12 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

El sistema de generación tiene la finalidad de proporcionar la energía eléctrica

necesaria para poner en funcionamiento los equipos eléctricos de la facilidad de

producción en el caso de que el sistema interconectado no funcione.

La energía requerida es proporcionada por dos fuentes: El Sistema

Interconectado de Electricidad (SEIP) y/o un generador, (ver Fotografías 1.20 y

1.21).

97

Actualmente la demanda diaria en los campos de Petroproducción rodea los

36MW; presentando un déficit de 17.4MW, el cual se lo cubre con el alquiler de

generación cuyo costo está en el orden de 0.15 a 0.18USD/KWh.

En los sub-campos del Campo Libertador se consume alrededor de 13987KW en

las horas pico. Este es abastecido en un 78.5% (10993KW) por Petroproducción y

el 21.5% (2980KW) es comprado a la empresa Ecuapet.

En la Estación Pichincha existe un generador a diesel marca Caterpillar cuyas

características se detallan en la siguiente tabla:

TABLA 2.27: CARACTERÍSTICAS DEL GENERADOR

GENERADOR

Marca CATERPILLAR INC.

Serie 6DA02734

Modelo SR4

KW 411

MOTOR

Marca CATERPILLAR INC.

Serie 78Z03911

Modelo 3408B

Tipo Combustión Interna

HP 551

Rpm 1800



98

2.2.13 SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS

En la facilidad de producción existen válvulas automáticas, que controlan el nivel

de fluido y la presión en los equipos. La fuerza que se requiere para accionar una

válvula de control es proporcionada por un actuador neumático. Para aplicaciones

pequeñas o medianas se les transmite una señal neumática en el orden de 3 a

15psi a través de aire comprimido en un compresor.

En cada separador existe un controlador de nivel a la salida del líquido y un

controlador de presión en la salida de gas, contabilizando un total de 6

controladores, mientras que en los scrubbers se encuentran instalados un total

de 10 controladores.

El compresor de aire “CA-100” toma el aire del medio ambiente y lo comprime

hasta 40psi. El aire se almacena en el tanque horizontal del compresor “TCA-100”

de capacidad de 1600gal (ver Fotografía 1.24), desde donde es transportado a

un tanque adicional “TCA-200” de capacidad de 800gal. Luego es distribuido a

todas las válvulas de control. Las características del compresor de aire “CA-100”

se detallan a continuación:

99

TABLA 2.28: CARACTERÍSTICAS DEL COMPRESOR DE AIRE

COMPRESOR CA-100

Marca Sullair Corporation

Serie 003-103314

Modelo LS-10 40H ACAC

Paire 115/125 psi

MOTOR

Marca UNCOLN AC Motors

Modelo 324TSC

Tipo

HP 40

Voltaje 230/460

Amperaje 100/50



Los tanques “TCA-100” y “TCA-200”, donde se almacena el aire comprimido,

poseen las siguientes características:

TABLA 2.29: DATOS DE PLACA DE TANQUES DE AIRE COMPRIMIDO

TANQUE TCA-100 TCA-200

Marca MANOWESTLE TX ACERO DE LOS ANDES

Serie 481294 19434

Capacidad gal 1600 800

Presión trabajo psig 110 108

Pmáx psig a 100°F 400 400

Altura ft 11.5 13.6

Diámetro ft 4.3 2.5

Pdiseño psig 250 200

Tdiseño °F 100 122

Pprueba psig 300 300



.

100

2.2.14 SUMIDEROS

Considerados como sistemas de almacenamiento de aguas contaminadas, las

que provenien del proceso de tratamiento y de las aguas de lluvia.

Existen 3 sumideros en la Estación Pichincha:

Sumidero de agua lluvia (Piscina).

De scrubbers, separadores, toma muestras y desperdicios químicos que

está direccionado al tanque de lavado.

El sumidero de laboratorio donde concurren la mezcla de fluidos que se

usan en las pruebas de laboratorio.

El sumidero que está direccionado al tanque de lavado (T-01) posee una bomba

de recirculación cuyas características se encuentran detalladas en la Tabla 2.30,

mientras que el fluido de los otros sumideros es transportado por camiones

bomba a las piscinas de tratamiento de la Estación Secoya.

101

TABLA 2.30: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA SUMIDERO

BOMBA SUMIDERO

Marca Aurora Pumps

Modelo 531ABR

Serie 051291632-1

GPM 100

Tipo Centrífuga

MOTOR

Marca Marathon Electric

Modelo CM184TTGS7049DUL

Tipo Eléctrico

HP 5

Rpm 1735

Voltaje 230/460

Amperaje 13.2/6.6



El PFD 4.1 del Anexo 4 representa en detalle las Facilidades de Producción de la

Estación Pichincha, para una mejor comprensión de lo descrito en la Sección 2.2

de este capítulo.

102

2.3 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE

LA ESTACIÓN PICHINCHA

La Estación de Producción Pichincha consta en la actualidad de un múltiple

(manifold), tres separadores bifásicos de producción (S-01/S-02/S-03), un

separador bifásico de prueba (SP-01), una bota desgasificadora (BO-01), un

tanque de lavado (T-01), un tanque de surgencia (T-02), un sistema de

transferencia de crudo, un sistema de reinyección de agua de formación y un

sistema de compresión de gas.

El crudo procesado se transfiere a los tanques de almacenamiento, mientras que

el gas comprimido se envía al Sistema de Gas Lift, ambos a la Estación Central

Sucumbíos.

El volumen total de la producción de agua de formación se reinyecta a los pozos

por medio de bombas de alta presión previo a un tratamiento químico.

La mayoría de gas proveniente de los separadores se conduce al sistema de

compresión de gas y una pequeña fracción se quema en el mechero o tea de alta

presión (M-02).

La filosofía de operación consiste de una serie de procesos secuenciales e

independientes: proceso de recolección y separación primaria, proceso de

separación secundaria, almacenamiento, transferencia, recuperación de

condensado, captación de gas y reinyección de agua de formación.

2.3.1 PROCESO DE ENTRADA Y SEPARACIÓN PRIMARIA

La producción de los pozos PICH 02, PICH 05, PICH 07, PICH 08, PICH 09,

PICH 10, PICH 13D y PICH 14D pertenecientes al Campo Pichincha y los pozos

SCY 11, SCY 18, SCY 21, SCY 24, SCY 29, SCY 30 y SCY 31 pertenecientes al

Campo Secoya se recolecta en la Estación Pichincha en el manifold,

103

(ver Forecast de Producción: Anexo3.6). Ésta se cuantifica en una rata promedio

diaria de: 3834BPPD, 8663BAPD y 890.1MPCED de petróleo, agua y gas

respectivamente.

De acuerdo a las mediciones1 el fluido multifásico de entrada posee una

temperatura máxima de 171°F y una mínima de 83°F, mientras que su presión de

entrada varía en un rango de 22psig - 32psig, con un promedio de 108°F y

28.4psig respectivamente.

Luego de la recolección, la producción es llevada al sistema de separación

primaria constituido por tres separadores bifásicos de producción: S-01, S-02 y

S-03 y un separador bifásico de prueba SP-01. En el separador de prueba se

cuantifica la producción de líquido (agua+petróleo+emulsión) y gas de un solo

pozo. En los separadores de producción se da tratamiento a la producción de los

15 pozos que arriban al manifold, cada uno en proporciones iguales, es decir

1278BPPD, 2888 BAPD y 298MPCED, aproximadamente.

En el trayecto manifold – separadores se realiza la inyección de dos químicos:

Demulsificante “JXZ 1704” y “Antiparafínico JDN 92” a una rata de 10gal/día cada

uno.

Los datos de presión que se registran en los manómetros del manifold y las

temperaturas resultado de las mediciones, se detallan en la siguiente tabla:

1 Mediciones realizadas en la Estación Pichincha, con medidor infrarrojo de temperatura, al 16 de Diciembre

del 2008

104

TABLA 2.31: PRESIÓN Y TEMPERATURA-MANIFOLD

HORA REGISTRO MAÑANA MEDIO DÍA TARDE

POZO

T P T P T P

(°F) (psig) (°F) (psig) (°F) (psig)

SECY 18 90 x1 113 x 90 x

SECY 31 85 x 111 x 90 x

PIC 08 161 26 171 26 159 27

SECY 29 100 25 121 22 99 24

PIC 10 136 x 146 x 130 x

PIC 09 140 x 149 x 122 x

PIC 05 90 28 119 31 87 29

PIC 02 86 27 116 28 88 27

SECY 11 87 30 115 30 92 29

PIC 13 90 32 116 32 87 30

PIC 07 97 32 107 32 96 31

SECY 21 94 30 117 30 93 32

PIC 14D 108 x 128 x 97 x

SECY 24 85 x 103 x 88 x

SECY 30 83 26 113 27 88 25

PROMEDIO 102.1 28.4 123.0 28.7 100.4 28.2



Durante la separación primaria existe un arrastre de líquidos en la corriente de

gas, cuantificado en 0.03% aproximadamente (4BFPD). El mismo fenómeno

sucede en la corriente de líquidos, donde en cambio existe arrastre de gas, en

0.5% (4.67MPCED) del volumen total de gas.

Luego del proceso de separación, la fase líquida con un caudal de 12493BFPD

ingresa a la Bota Desgasificadora (BO-01), a través de la apertura de la válvula

de control de nivel de líquidos (LCV) ubicada en la salida de líquidos de cada uno

de los separadores.

El gas separado en el sistema primario se cuantifica en 889.2MPCED y se envía

a los scrubbers: SCB-01/SCB-02/SCB-03.

1 Datos de presión no registrados, manómetro obturado.

105

En la Tabla 2.32 se describe las variables de temperatura y presión en los

separadores bifásicos:

TABLA 2.32: DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE LOS SEPARADORES

EQUIPO

Pentrada Tentrada Ptrabajo Ttrabajo Tgas Tlíquido

(psig) (°F) (psig) (°F) (°F) (°F)

Ma

ñana

SP-01 28 104 25 x 106 104

S-03 x 106 26 x 105 106

S-02 x 110 22 122 109 102

S-01 x 107 25 124 105 104

Me

dio

día

SP-01 30 115 27 x 113 112

S-03 x 117 26 x 116 115

S-02 x 120 23.5 141 120 119

S-01 x 116 28 140 115 113

Ta

rde

SP-01 27 106 24 x 104 99

S-03 x 104 26 x 102 101

S-02 x 100 22.5 115 100 100

S-01 x 103 25 126 99 102



2.3.2 PROCESO DE SEPARACIÓN SECUNDARIA

La fase líquida cuantificada en 12493BFPD proveniente del sistema de

separación primaria ingresa a la bota desgasificadora (BO-01) a una presión de

23psi y a una temperatura de 108°F.

En la bota desgasificadora el gas en solución remanente que se encuentra en la

fase líquida es separado, aproximadamente 14MPCED. Éste se conduce al

mechero o tea de baja presión (M-01), a una presión de 2psi (máxima) y a una

temperatura aproximada de 106ºF; mientras que el líquido es evacuado hacia el

tanque de lavado (T-01) en un caudal de 12488BFPD, a una presión de 15psi y a

una temperatura de 108°F para continuar con su proceso de separación.

106

El líquido proveniente de la bota desgasificadora (BO-01) se acumula en el tanque

de lavado (T-01), en donde por decantación se separa el agua del petróleo a una

temperatura promedio de 108°F.

El gas es venteado en los mecheros M-03 y M-04, a una presión máxima de 2psi

y a una temperatura de 106ºF. Ocho pies del tanque de lavado se mantiene con

agua para el lavado del petróleo (colchón de agua). La fracción restante de agua

separada: 8665BAPD con un arrastre de 15ppm de crudo se descarga hacia el

sistema de reinyección a 108°F y 12psi.

Finalmente 3825BPPD, con un corte de agua de 1% (máximo), a 108°F y 12psi,

se descarga hacia el tanque de reposo (T-02) para su almacenamiento.

2.3.3 PROCESO DE ALMACENAMIENTO

El crudo proveniente del tanque de lavado (T-01) ingresa al tanque de surgencia

o reposo (T-02) a una temperatura aproximada de 108°F y a una presión de

12psig.

En este recipiente ocurre un segundo proceso de separación, obteniéndose

cantidades adicionales de agua y gas. El flujo de gas con un caudal de

5.59MPCED, se ventea en los mecheros M-03 y M-04. El agua separada

30.94BAPD, se re-circula hacia el tanque de la lavado (T-01).

El crudo: 3822BPPD, con un BSW del 0.2%, es evacuado del tanque de reposo a

una temperatura de 107°F y a una presión de 8psig hacia la bomba booster (B-01)

del sistema de transferencia.

107

Las mediciones de temperatura en el proceso de separación secundaria y

almacenamiento, se listan en la siguiente tabla:

TABLA 2.33: DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA: B-01, T-01 Y T-02

EQUIPO

Tentrada Tsalida-crudo Tsalida-Gas Tsalida-agua

( °F ) ( °F ) ( °F ) ( °F )

Ma

ñana BO-01 107 108 105 -

T-01 107 108 106 107

T-02 106 106 106 109

Me

dio

día

BO-01 110 110 110 -

T-01 111 110 111 111

T-02 110 112 110 112

Ta

rde BO-01 103 103 104 -

T-01 102 102 103 100

T-02 103 106 103 105 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA


2.3.4 PROCESO DE TRANSFERENCIA

El caudal de petróleo (3822BPPD con BSW del 0.2%) proveniente del tanque de

reposo (T-02) ingresa a la bomba booster (B-01) a 8psi y 107°F, para incrementar

su presión hasta los 50psig, que es la presión de succión adecuada para la

bomba de transferencia (B-02). En el trayecto entre B-01 y B-02 se encuentra el

medidor de flujo MF-100, donde se cuantifica el caudal de petróleo.

Luego, el petróleo pasa a la etapa de transferencia de energía, donde ingresa a la

bomba (B-02) con una presión de 50psig, para salir a una presión de 350psig y

a una temperatura de 109°F con destino al tanque de oleoducto de la Estación

Sucumbíos.

108

Las presiones registradas y las temperaturas medidas, en el sistema de

transferencia son:

TABLA 2.34: PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL PROCESO DE

TRANSFERENCIA

EQUIPO

Tentrada Tsalida Pentrada Psalida

(°F) (°F) (psig) (psig)

Ma

ñan

a

B-01 103 x 103 50

B-02 104 49 105 350

Me

dio

día

B-01 110 x 111 50

B-02 111 48 112 340

Ta

rde

B-01 105 x 107 50

B-02 107 49 107 340



2.3.5 PROCESO DE REINYECCIÓN AGUA

El agua de formación proveniente del tanque de lavado (T-01) en un caudal

8665BAPD con un contenido de 15ppm de crudo aproximadamente, recibe un

tratamiento químico con la inyección de: Antiescala “MX-302” e Inhibidor de

Corrosión “PROTERQUIM 1176” a una rata de 5.2 y 7.4gal/día, respectivamente.

Posteriormente al agua se la recibe en la bomba booster B-05 a una presión de

12psig y a una temperatura de 107°F. Ésta permite alcanzar una presión de

110psig, la cual es necesaria en la succión de la bomba de inyección para evitar

cavitación.

En el trayecto de la bomba booster y la bomba de inyección, el caudal de agua se

contabiliza en un medidor de flujo tipo turbina MF-105 y recibe un tratamiento

109

químico adicional con la inyección de: Biocida “BAC-91” a 9.9gal/día y el

Surfactante “DETERQUIM 273” a 3.1gal/día.

Un caudal promedio de agua de 1816BAPD se inyecta en el pozo PICH 01 a la

formación Tiyuyacu a través de la bomba de inyección REDA 02. Mientras que,

6849BAPD se inyecta a 3300psig en el pozo PICH 11 a la formación Hollín.

Existe un nuevo proyecto de recuperación secundaria de petróleo que entrará en

funcionamiento a partir del año 2009 con el pozo PICH 01RW. Al inyectar a este

pozo, el pozo reinyector PICH 01 será cerrado.

A continuación se tabulan los datos de presión y temperatura del sistema de

reinyección de agua:

TABLA 2.35: PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL PROCESO DE REINYECCIÓN

ENTRADA

Tentrada Tsalida Pentrada Psalida

(°F) (°F) (psig) (psig)

Ma

ñana B-05 107 x 12 109

REDA-02 108 109 110 1320

REDA-03 108 110 111 3350

Me

dio

día

B-05 125 x 13 110

REDA-02 124 125 113 1323

REDA-03 120 123 112 3300

Ta

rde B-05 104 x 14 111

REDA-02 105 106 111 1318

REDA-03 106 109 110 3340



110

2.3.6 PROCESO DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADO

El gas separado en el sistema de separación primaria se cuantifica en

889.2MPCED y se envía a los scrubbers: SCB-01/SCB-02/SCB-03 para drenar

los líquidos (1.58BFPD), desde donde 819MPCED se direcciona al sistema de

compresión de gas y 71MPCED se quema en el mechero o tea de alta presión M-

02.

Hay que destacar que generalmente el gas combustible para el mechero M-02 es

proporcionado por el scrubber SCB-03, sin embargo existe la opción de que sea

surtido por los scrubbers SCB-06/SCB-07/SCB-08 cuando todo el gas se quema,

es decir cuando no se envía gas al sistema de compresión. Las condiciones de

operación se muestran en la Tabla 2.36.

2.3.7 PROCESO DE COMPRESIÓN DE GAS

El gas proveniente del sistema de recuperación de condensados: 819MPCSD

ingresa al sistema de compresión de gas, pasando primero por el scrubber de

succión SCB-04, a una presión de 23psig y una temperatura de 106°F. En el

scrubber SCB-04 se drena los líquidos que alcanzan 0.32BAPD.

A diciembre del 2008 el compresor CO-01 no está en funcionamiento por causas

de reparación, por lo que el gas que ingresa es comprimido en el compresor CO-

02.

El compresor CO-02 es de dos etapas, a la primera etapa el gas ingresa a una

temperatura y presión de: 105°F y 23psig, para obtener una temperatura y

presión final de: 129°F y 31psig. Previo a la segunda etapa ocurren dos procesos:

el flujo de gas pasa a través del aero-enfriador AE-02 para reducir la temperatura

a 104°F y los condensados que conforman 0.64BAPD se drenan en un scrubber.

La segunda etapa consiste en el mismo procedimiento que la anterior, se realiza

la compresión del gas y luego se enfría a 101° F en el mismo aero-enfriador

(AE-02).

111

La presión de descarga del compresor es de alrededor de 40psig, con ésta y a

una temperatura de 10°F el flujo de gas contabilizado en el medidor de flujo

MF-102 ingresa al scrubber de descarga SCB-05. En el scrubber de descarga se

drenan los condensados a un caudal aproximado de 0.41BAPD.

Finalmente, el gas seco es cuantificado nuevamente en el medidor de flujo tipo

placa orificio MF-103 (567.2MPCED) y se lo transfiere al Sistema de Gas Lift de la

Estación Secoya.

El gas que se utiliza como combustible del compresor C0-02, se lo capta de la

línea de descarga de éste, en un volumen estimado del 30% del gas comprimido,

es decir 243MPCED. Antes de llegar al motor, al gas se lo drena de los

condensados en el filtro FC-02, para evitar posteriores daños.

Los datos de presión registrados y las temperaturas en este sistema se visualizan

en la Tabla 2.36:

112

TABLA 2.36: PRESIÓN Y TEMPERATURA -TRATAMIENTO DE GAS

EQUIPO

Tentrada Tsalida Ttrabajo Psalida Ptrabajo

(°F) (°F) (°F) (psig) (psig)

Ma

ñana

SCB-01 104 103 x x x

SCB-02 100 99 x x x

SCB-03 103 101 x 25 x

SCB-04 101 100 103 x 20

SCB-05 100 100 108 x 39

CO-01 103 100 x 39 x

Me

dio

día

SCB-01 108 106 x x x

SCB-02 109 107 x x x

SCB-03 112 110 x 27 x

SCB-04 112 111 120 x 24

SCB-05 114 112 110 x 41

CO-01 113 106 x 40 x

Ta

rde

SCB-01 106 105 x x x

SCB-02 107 104 x x x

SCB-03 107 105 x 26 x

SCB-04 105 104 110 x 24

SCB-05 104 102 100 x 40

CO-01 107 106 x 39 x



2.3.8 SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS

El Sistema de Aire Comprimido de la Estación Pichincha consta del compresor de

aire CA-100. Éste alimenta a un Tanque a Presión Horizontal (TCA-100). El aire a

una presión estimada de 40psig pasa a los filtros secadores (SK-02), para

eliminar los residuos de partículas de suciedad y humedad que pueda llevar la

corriente de aire.

Posteriormente desde los pulmones de aire, se envía aire limpio y seco para

suministro de Aire de Instrumentos a un Tanque de Presión Vertical TCA-200.

113

2.3.9 BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA

El balance de materia y energía se sustenta en la Ley de la Conservación de la

Energía, la cual establece que “La energía no se crea ni se destruye solo se

transforma”.

El balance de materia y energía en un sistema se puede escribir de manera

general como:

+ - - =

El balance de materia y energía, del proceso de tratamiento del crudo y de

separación de condensados que se realiza en la Estación Pichincha se detalla en

la Tabla 2.37:

ENTRADA GENERACIÓN SALIDA CONSUMO ACUMULACIÓN

114

TABLA 2.37: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA

CORRIENTE

P T GAS CRUDO AGUA

DESCRIPCIÓN (psig) (°F) (MMPCED) (BPPD) (BAPD)

1 28.4 107.5 0.890 3834 8663 Fluido de Entrada

2 28.4 107.5 0.889 1.578 0.079 Gas del Separador

3 28.4 107.5 0.001 3833 8663 Líquido del Separador

4 23.4 107.5 0.005 3831 8662 Entrada a la Bota

5 2.0 106.0 0.014 0.00 0.00 Gas de la Bota

6 15.0 107.5 0.000 3826 8662 Entrada a tanque lavado

7 2.0 106.3 0.003 0.00 0.00 Gas del tanque de lavado

8 12.0 107.5 0.000 3825 38.63 Crudo del tanque de lavado

9 12.0 107.5 0.000 0.13 8665 Agua del tanque de lavado

10 8.0 107.4 0.000 3822 7.659 Crudo del tanque de reposo

11 2.0 106.0 0.006 0.00 0.00 Gas del tanque de reposo

12 8.0 107.4 0.000 0.00 30.94 Agua del tanque de reposo

14 20.0 107.4 0.000 0.00 30.94 Agua de recirculación

16 50.0 107.5 0.000 3822 7.659 Salida de bomba booster

18 350.0 108.6 0.000 3822 7.656 Salida de bomba booster

20 26.4 106.5 0.890 1.567 0.019 Entrada a scrubber

21 26.4 106.5 0.890 0.039 0.00 Gas a scrubber

22 26.4 106.5 0.000 1.528 0.019 Líquido de scrubber

23 26.4 106.5 0.890 0.00 0.00 Gas de scrubber


25 26.4 106.5 0.890 0.00 0.00 Gas de scrubber


27 26.4 106.5 0.819 0.00 0.00 Gas a compresor

29 26.4 106.5 0.071 0.00 0.00 Gas a tea de alta



115

FIGURA 2.13: PROCESOS DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

SP

BO-01T-02T-01

M-01

M-03

M-04

T-01

TANQUE DE LAVADO

T-02

TANQUE DE REPOSO

BC-01

BOMBA BOOSTER

M-01/02

TEA DE ALTA

REINYECCIÓN

PLANO GAS

E. SUCUMBÍOS

POZOS MANIFOLD

SP

SEPARADOR BIFÁSICO

BO-01


M-03/04

TEA DE BAJA

LIC

PIC

LIC

MUESTREO SUMIDERO

2

5

1

3

4 6 8

7

9

5

15 12

1016 17 18

11

20


1

15

116

El proceso de compresión de gas presenta el siguiente balance de materia y

energía:

TABLA 2.38: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA-COMPRESIÓN DE GAS

CORRIENTE

P T GAS CRUDO AGUA DESCRIPCIÓN

(psig) (°F) (MMPCED) (BPPD) (BAPD)

100 23.4 106.2 0.819 0.00 0.00 Entrada a Compresión

101 23.4 104.9 0.819 0.00 0.320 Entrada a scb. de entrada

102 23.4 104.9 0.819 0.00 0.00 Gas del scb. de entrada

103 23.4 104.9 0.819 0.00 0.00 Entrada al compresor

117 23.4 104.9 0.000 0.00 0.3204 Lìquidos del scb. entrada

104 31.0 128.8 0.819 0.00 0.00 Salida Etapa 01

105 31.0 103.6 0.815 0.00 0.648 Salida del aeroenfriador

106 31.0 103.6 0.815 0.00 0.00 Salida scrubber comp.

107 31.0 103.6 0.000 0.00 0.648 Líquido scrubber comp.

109 40.0 127.2 0.815 0.00 0.00 Salida Etapa 02


111 40.0 101.0 0.567 0.00 0.409 Gas a scb.r de salida

112 40.0 101.0 0.243 0.00 0.175 Combustible

113 40.0 101.0 0.567 0.00 0.00 Gas a Secoya

114 40.0 101.0 0.000 0.00 0.409 Líquido de scb. de salida



117

FIGURA 2.14: PROCESOS DE COMPRESIÓN DE GAS

TRATAMIENTO DE GAS

GAS LIFT -SECOYA

COMBUSTIBLE COMPRESOR

SCB-01

SCB-02

SCB-03

SCB-04

SCB-05

ETAPA 2

ETAPA 1

SCB-06

TEA DE ALTA

EQU IPO DESCRIPCIÓN

SCB-01

SCB-02

SCB-03

SCB-04

SCB-05

SCB-06

SCB-07

SCB-08

CO-02

E-02

CO-02

CO-02

E-02

SCB-07

SCB-08

SCRUBBER 1-RECUPERACIÒN DE CONDENSADOS

SCRUBBER 2-RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS


SCRUBBER DE ENTRADA AL SIST. CAPTACIÓN

SCRUBBER DE SALIDA AL SIST. DE CAPTACIÓN

SCRUBBER DE GAS A MECHERO



COMPRESOR Nº2

AERO-ENFRIADOR

E-02

20

22

21

23

24

27

100

29

26

25

101

116

117

102

118

103

104105

107

106

109 110

111

112

113

114


1

17

118

2.4 PROBLEMAS DE OPERACIÓN

La infraestructura presente en la Estación Pichincha fue diseñada y construida

bajo el criterio de producción de crudo con cantidades de agua relativamente

bajas, además su tecnología de control es obsoleta ya que en su mayoría es

manual.

Los problemas que presenta la estación actualmente en los procesos de

tratamiento de petróleo, agua y gas son los siguientes:

En la mayoría de los subprocesos no existe la instrumentación de control

básica como: medidores de temperatura, flujo, presión y nivel. Mientras que

varios de los existentes se encuentran averiados ya que no reciben

mantenimiento.

En el separador de prueba, el medidor de flujo tipo turbina a la salida del

petróleo-agua se tapona con frecuencia por la presencia de sólidos.

El medidor de flujo tipo turbina instalado en el sistema de reinyección

restringe el flujo normal por la presencia de sólidos, lo que provoca baja

presión en la succión de las bombas de alta presión.

El filtro de gas combustible FC-02 del compresor CO-02 está inundado, lo

que provoca que se filtre condensados al motor ocasionando daños al

mismo, por lo que necesita mantenimiento continuo.

Fallas eléctricas provocan el paro del sistema de aire de instrumentos que

controla todo el proceso.

119

El compresor trabaja actualmente solamente al 25% de su capacidad

nominal (2MMPCSD), por lo que se encuentra sobre-dimensionado.

Con frecuencia se apaga el compresor de gas por baja presión de succión.

El tanque de reposo está actualmente lleno de lodo superando la altura de

descarga de la bomba de recirculación tanque de reposo-tanque de lavado.

El crudo de transferencia de la estación se despacha con un BSW superior

a 0.1 %, por lo que los tanques de despacho a Lago Agrio requieren ser

drenados continuamente.

Existe una sola bomba booster en el sistema de transferencia, por lo que

no existe una de respaldo en caso de daño.

Se reinyecta agua tratada solo químicamente sin ningún tratamiento físico,

lo que ocasiona desgaste en los equipos de reinyección, además de

taponamiento en algunos pozos reinyectores.

Las piscinas API del sistema de reinyección contienen agua que es

depositada por vacuum, el agua no recibe ningún tipo de tratamiento antes

de ser inyectado.

Los fluidos provenientes de los sumideros que son enviados al tanque de

lavado sin tratamiento físico-químico afectan la calidad del producto.

En la estación existen dos drenajes ciegos que se inundan cuando llueve

excesivamente ocasionando contaminación.

Hay la presencia de líquidos en la corriente de gas que se quema en los

mecheros, lo que provoca focos de contaminación. Esto se debe a que no

existe un sistema Flare Knockout Drum o depurador de gas antes del

mechero.

120

El sistema contra incendios es parcialmente manual, por lo que en caso de

incendio se dificulta la activación del mismo. Además no se encuentra

presurizado ya que no posee bomba de presurización y no existen

hidrantes instalados en el área de la separación primaria.

2.5 PROPUESTAS DE MEJORAS

Considerando los problemas de operación se plantea dos alternativas de mejoras

en el proceso de tratamiento de petróleo, gas y agua de la Estación Pichincha

aprovechando las instalaciones existentes y minimizando el impacto ambiental.

2.5.1 PROPUESTA 1

La Propuesta 1 involucra los siguientes cambios en el proceso:

Instalación de un separador bifásico adicional para el sistema de

separación primaria.

Instalación de un calentador de agua para el sistema de separación

secundaria.

Esta propuesta consiste en una separación bifásica: líquido y gas. La fase líquida:

crudo + agua + emulsión que sale del separador debe ser tratada en un proceso

adicional, para ello se eleva la temperatura de la mezcla a 120°F. La temperatura

de 120°F es la temperatura óptima en el tanque de lavado T-01 que corresponde

a un crudo de densidad relativa de 0.885 (ver Figura 1.8).

121

El fluido de calentamiento es una fracción de agua, la cual se recircula desde el

tanque de lavado (T-01) al calentador (CL-01) y luego se vuelve a inyectar al flujo

de fluidos que ingresa a la Bota Desgasificadora (BO-01).

El diagrama de procesos la Propuesta 1 se representa en la Figura 2.15.

122

FIGURA 2.15: DIAGRAMA PROPUESTA 1

SP

BO-01T-02T-01

M-01

M-02

M-03

M-04

T-01

TANQUE DE LAVADO

T-02

TANQUE DE REPOSO

BC-01

BOMBA BOOSTER

M-01/02

TEA DE ALTA

REINYECCIÓN

PLANO GAS

TRANSFERENCIA

CL-01

GAS COMBUSTIBLE

POZOS MANIFOLD

CL-01

CALENTADOR

BC-01

SP

SEPARADOR BIFÁSICO

BO-01


M-03/04

TEA DE BAJA

LIC

PIC

LIC

TC

MUESTREO SUMIDERO


1

22

123

2.5.2 PROPUESTA 2

La propuesta 2 involucra los siguientes cambios en el proceso:

Instalación de un separador trifásico para el sistema de separación

primaria.

Instalación de un calentador de agua para el sistema de separación

secundaria.

Esta propuesta consiste en una separación trifásica: crudo + agua en emulsión,

gas y agua libre. La mezcla crudo-agua que sale del separador, con

aproximadamente 20% de BSW se somete a un proceso de deshidratación, para

ello se eleva la temperatura de la mezcla a 120°F.

De igual forma que la Propuesta 1, el fluido de calentamiento es una fracción de

agua, la cual se recircula desde el tanque de lavado (T-01) al calentador (CL-01)

y luego se vuelve a inyectar al flujo de fluidos que ingresa a la Bota

Desgasificadora (BO-01), (ver Figura 2.16).

2.5.3 PROPUESTA 3

La propuesta 3 involucra los siguientes cambios en el proceso de compresión de

gas:

Instalación de un sistema de enfriamiento

Instalación un intercambiador de calor.

Instalación de un scrubber.

Se plantea enfriar el gas, remover los líquidos formados y volverlo a calentar, de

modo que el gas se aleje de su punto de rocío, evitando que se produzca

condensados de hidrocarburo y/o vapor de agua, (ver Figura 2.17).

124


ST-01

BO-01T-02T-01

M-01

M-02

M-03

M-04

T-01

TANQUE DE LAVADO

T-02

TANQUE DE REPOSO

BC-01

BOMBA BOOSTER

M-01/02

TEA DE ALTA

REINYECCIÓN

PLANO GAS

TRANSFERENCIA

CL-01

GAS COMBUSTIBLE

POZOS MANIFOLD

CL-01

CALENTADOR

BC-01

ST-01

SEPARADOR TRIFÁSICO

BO-01


M-03/04

TEA DE BAJA

LIC

PIC

LIC

TC

MUESTREO SUMIDERO

PIC

T.T AGUA


12

4

125


TRATAMIENTO DE GAS

GAS LIFT -SECOYA


SCB-01

SCB-02

SCB-03

SCB-04

SCB-05

IC-01

E-03

SCB-09

ETAPA 2

ETAPA 1

SCB-06

TEA DE ALTA

EQUIPO DESCRIPCIÓN

SCB-01

SCB-02

SCB-03

SCB-04

SCB-05

SCB-06

SCB-07

SCB-08

SCB-09

CO-02

E-02

E-03

IC-01

CO-02

CO-02

E-02

SCB-07

SCB-08









SCRUBBER DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS

COMPRESOR Nº2

AERO-ENFRIADOR

ENFRIADOR

INTERCAMBIADOR DE CALOR

E-02


1

25

126

CAPÍTULO 3

SIMULACIÓN DE LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN

La simulación de los procesos para las Propuestas 1 y 2 se realiza en el

simulador Hysys Hyprotech® versión 3.2. Ésta inicia con la selección de las

ecuaciones de estado y la caracterización de los fluidos: crudo, agua y gas. La

caracterización de los fluidos se realiza en base a los datos de las pruebas de

laboratorio.

Al ingresar al ambiente de simulación, es necesario caracterizar la corriente de

entrada, para lo cual se dispone de los datos de presión, temperatura y flujo.

Estos son el resultado de las mediciones de campo y de la proyección de

producción 2009-2025.

Se estudia la simulación para casos de producción máxima de gas, crudo y agua,

a los que se les conoce como: Caso 1, Caso2 y Caso3, respectivamente. Los

resultados no deben exceder un error del 1% respecto a los caudales de fluido

que están registrados en la proyección de producción.

3.1 INTRODUCCIÓN A LA SIMULACIÓN

3.1.1 ECUACIONES DE ESTADO

La complejidad del comportamiento de una sustancia pura sugiere la dificultad de

su descripción mediante una ecuación. La aplicación de un modelo inadecuado

en el diseño y simulación puede cambiar los resultados de la simulación y por lo

tanto obtener resultados sin validez. El comportamiento de una solución depende

de la naturaleza de cada componente, de las cantidades presentes y de las

condiciones de presión y temperatura.

Cada modelo termodinámico ha sido desarrollado para intervalos específicos de

condiciones y para ciertas sustancias, por lo tanto un modelo no puede reproducir

127

el comportamiento de todos los compuestos y en todas las condiciones de

operación.

Las propiedades se calculan con ecuaciones de estado, modelos de coeficientes

de actividad o modelos especiales (correlaciones teóricas, empíricas o híbridas).

Las ecuaciones de estado son usadas para modelar un sistema de fases en

equilibrio. Para el aceite, gas y aplicaciones petroquímicas la ecuación de estado

de Peng Robinson generalmente es el modelo recomendado para el cálculo de

propiedades termodinámicas y resuelve rigurosamente sistemas de una, dos y

tres fases con alto grado de confiabilidad.

3.1.2 PROCEDIMIENTO PARA CARACTERIZAR LA CORRIENTE DE CRUDO

Y GAS

Antes de realizar la simulación es necesario seleccionar las ecuaciones de estado

y caracterizar el crudo. Éste procedimiento previo a la simulación se detalla paso

a paso a continuación:

128

1.- Para acceder al software Hysys 3.2, haga click en el botón Inicio, Programas,

Hyprotech, Hysys 3.2 (o pulse el botón en el icono de Hysys en el escritorio de

Windows). A continuación se muestra la ventana de inicio del software.

FIGURA 3.1: PANTALLA DE INICIO DE HYSYS 3.2

2.- Seleccionar la opción File, New Case (nuevo caso) y añadir los componentes

de caracterización del gas según la cromatografía, seleccionando la opción Add

Pure.

FIGURA 3.2: COMPONENTES

129

3.- Escoger la opción Fluid Pkgs y Add para seleccionar las ecuaciones de

estado que gobernará el proceso.

FIGURA 3.3: PAQUETE DE PROPIEDADES DE FLUIDOS

4.- Escoger la opción EOSs (Ecuaciones de Estado) y el paquete de propiedades

Peng Robinson, el cual es recomendado para la mayoría de aplicaciones en

donde existan hidrocarburos.

FIGURA 3.4: ECUACION DE ESTADO PENG-ROBINSON

130

5.- Pulsar la opción Oil Manger y luego haga click en Enter Oil Enviroment para

caracterizar el crudo.

FIGURA 3.5: OPCIÓN OIL MANAGER

6.- La caracterización del crudo se realiza en la opción Assay, para ingresar las

propiedades del crudo hacer clic en Add, Input Data y seleccionar la opción

Used en Bulk Properties. En la ventana ingresamos las propiedades del Anexo

3.3.

FIGURA 3.6: PROPIEDADES DEL CRUDO

131

7.- Dentro de la opción Assay Data Type escoger Destilación ASTM D86,

posteriormente hacer click en el botón Edit Assay, previa elección de Liquid

Volume en la opción Assay Basis. El assay del crudo está en el Anexo 3.4.

FIGURA 3.7: DESTILACIÓN ASTM D86

8.- Ingresar los datos de la Destilación del Crudo (fracción de volumen y

temperatura) y dar clik en la opción OK.

FIGURA 3.8: INSERTAR DATOS DE LA DESTILACIÓN ASTM D-86

132

9.- Luego, seleccionar la opción Calculate con la finalidad de computar las

demás propiedades del crudo.

FIGURA 3.9: CALCULATE

10.- Escoger la opción Cut/Blend y Add con el objetivo de ajustar las

propiedades del crudo estimadas con las reales.

FIGURA 3.10: CURVA DE AJUSTE CUT/BLEND

133

11.- Seleccionar la opción Install Oil para ingresar el nombre de la corriente

“PICHINCHA” en la cual están especificadas las propiedades del crudo. Luego

hacer click en la opción Return to Basis Environment.

FIGURA 3.11: CORRIENTE DE CARACTERIZACIÓN

12.- Para ingresar al ambiente de simulación seleccionar Enter Simulation

Environment, en la cual aparece la corriente con el nombre ingresado.

FIGURA 3.12: AMBIENTE DE SIMULACIÓN

134

13.- Para ingresar la composición de la corriente de gas, hacer doble click sobre

la corriente celeste y seleccionar la opción Composition, Edit. La composición

del gas se detalla en el Anexo 3.2.

FIGURA 3.13: INGRESO DE LA COMPOSICIÓN DEL DE GAS

14.- Para especificar la corriente, hacer doble clic sobre la flecha celeste e ingrese

los datos de temperatura, presión y flujo.

FIGURA 3.14: INGRESO DE CONDICIONES DE OPERACIÓN

135

3.2 INFORME DE SIMULACIÓN

Para la simulación de procesos el programa a utilizar es Hysys Hyprotech®

versión 3.2. Este software predice mezclas, presión y temperatura de las

corrientes y equipos en el proceso de la planta, basándose en balances de masa

y energía.

3.2.1 CONDICIONES DE ENTRADA ACTUALES

a. Presión de entrada mínima del fluido : 22psig.

b. Presión de entrada máxima del fluido : 32psig.

c. Temperatura de entrada mínima del fluido : 83 ºF

d. Temperatura de entrada máxima del fluido : 117 ºF

e. Agua y Sedimentos Básicos (BS&W) : 69%

f. Gravedad API : 28.4 ºAPI

g. Relación Gas Petróleo (GOR) : 232 PCE/BF

La información a utilizar para la optimización de los procesos de tratamiento de

petróleo, agua y gas de las Facilidades de Producción de la Estación Pichincha,

se basa en los siguientes documentos:

a. Pronóstico de Producción (Ver Anexo 3.1).

b. Caracterización del gas (Ver Anexo 3.2).

c. Caracterización del crudo (Ver Anexo 3.3 y 3.4).

d. Caracterización del agua (Ver Anexo 3.5).

136

3.2.2 CONDICIONES CLIMÁTICAS

Las condiciones ambientales promedio del sitio son las siguientes:

Velocidad promedio del viento : 2.5 ft/s

Clima: Húmedo

Temperatura ambiente en el sitio

Máximo: 81° F

Mínimo: 71° F

Humedad relativa promedio: 80%

Promedio de lluvia: 110in /año

3.2.3 CARACTERIZACIÓN DEL PETRÓLEO

El fluido multifásico proveniente de los pozos es una mezcla principalmente de

tres fluidos: la pesada de hidrocarburos, la liviana de gases y la de agua.

La corriente pesada es caracterizada de acuerdo a la siguiente información:

Peso molecular

Densidad

Viscosidad a dos temperaturas diferentes

Destilación ASTM D 86

Estos datos son introducidos en el simulador HYSYS versión 3.2 a través de la

opción “Bulk Properties” y “Assay”. La caracterización del crudo se ha realizado

en el Laboratorio de Corrosión de Lago Agrio (Anexo 3.3) y la Destilación ASTM

D-86 en el Laboratorio de Ingeniería Química de la Universidad Central (Anexo

3.4).

137

En la Tabla 3.1 se muestra los valores de las propiedades del petróleo utilizados

para la caracterización del crudo.

TABLA 3.1: CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO

PARÁMETROS UNIDAD VALOR

Densidad ºAPI 28.4

Viscosidad a 104 ºF

cstk

14.85

Viscosidad a 120 ºF 11.33

Kuop 11.2

PI - 174.2

5% - 215.6

10% - 271.4

20% - 384.8

Destilación ASTM D86 ºF 30% - 489.2

40% - 577.4

50% - 645.8

60% - 665.6

70% - 685.4

PF - 701.6


FUENTE: LABORATORIO DE CORROSIÓN - PETROPRODUCCIÓN

La corriente de gas se caracteriza con su composición y además cumple con la

Relación Gas-Petróleo (GOR) a la entrada del proceso. Esta corriente de gas está

compuesta desde Metano hasta Pentano, Nitrógeno (N2), Dióxido de Carbono

(CO2) y Azufre (S2). Los datos de la composición del gas fueron obtenidos del

Informe de Cromatografía del Laboratorio de Corrosión de Lago Agrio que se

encuentra en el Anexo 3.2.

En la Tabla 3.2 se puede observar la composición de gas a la salida de los

separadores y del gas comprimido que se transporta a la Estación Secoya.

138

TABLA 3.2: COMPOSICIÓN DEL GAS

COMPONENTE

%MOLAR %MOLAR

(Gas-Separador) (Gas-Compresor)

P(psi)/T(°F) 14/102 30/92

CO2 5.33 6.87

N2 20.31 2.72

CH4 40.6 49.63

C2H6 10.26 12.34

C3H8 15.88 18.99

i-C4H10 6.28 7.68

i-C5H12 1.34 1.77


FUENTE: LABORATORIO DE CORROSIÓN - PETROPRODUCCIÓN

Para simular la corriente de entrada, se satura en agua la corriente de gas, luego

se la mezcla con la corriente pesada del petróleo y finalmente se introduce la

corriente de agua. Las corrientes de gas y de hidrocarburos pesados deben

cumplir con la relación gas-petróleo (GOR), mientras que la corriente de agua se

ajusta con el corte de agua (BSW), todas se mezclan a las condiciones iniciales

promedias del proceso (108º F y 28.4psig).

En la Figura 3.15 se muestra el esquema de la caracterización del crudo en la

simulación.

139

FIGURA 3.15: CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO DE ENTRADA


FUENTE: HYSYS 3.2

3.2.4 CASOS DE SIMULACIÓN

En base a la proyección de producción 2009–2025 de la Estación Pichincha

perteneciente al Área Libertador (Anexo 3.1), se evalúan tres casos de simulación

de los procesos de producción:

Caso1: Corresponde a la producción máxima de gas, para el año 2009.

Caso 2: Corresponde a la producción máxima de petróleo, para el año

2014.

Caso 3: Corresponde a la producción máxima de agua, para el año 2025.

En la Tabla 3.3 se observa los datos de la proyección de producción para el

Caso 1,2 y 3 respectivamente.

140

TABLA 3.3: PRODUCCIÓN 2009, 2014 Y 2025

CASO

TIEMPO FLUIDO PETRÓLEO AGUA GAS BSW GOR

(año) (BFPD) (BPPD) (BAPD) (MPCED) (%) PCE/BF

Caso 1 2009 12835 3551 9284 813 72 229

Caso 2 2014 20595 3739 16856 519 82 139

Caso 3 2025 38149 1570 36579 193 96 123



3.2.5 CRITERIOS BÁSICOS PARA LA SIMULACIÓN

Para la simulación de las propuestas planteadas se toma en consideración lo

siguiente:

a. El volumen máximo de producción de gas, petróleo y agua (Caso 1, Caso

2 y Caso 3).

b. La temperatura promedio de operación es de 108°F.

c. La presión promedia de operación del sistema de separación primaria es

de 28psig.

d. A la salida del tanque de lavado se tiene un BSW máximo del 1% y del

tanque de reposo 0.2%.

e. De acuerdo al análisis del agua de formación (ver Anexo 3.5) del tanque

de lavado, el agua tiene una concentración de petróleo de 15ppm.

14

1

141

3.2.6 SIMULACIÓN DE LA PROPUESTA 1

3.2.6.1 Descripción del Proceso

Al sistema de separación primaria bifásica (S-01/S-02/S-03) ingresa la producción

de los pozos productores, en este proceso se obtiene dos corrientes

independientes: una de gas y otra de líquido (crudo, agua y emulsión).

La corriente de gas de salida del sistema de separación primaria se trata en el

sistema de recuperación de condensado (SCB-01/ SCB-02/ SCB-03), en donde

se atrapan los condensados. Una fracción de gas se utiliza como combustible del

calentador de agua (CL-01), mientras que el resto se envía al sistema de

compresión de gas (CO-02) y a la TEA de alta presión (M-02). En el caso de que

el gas es enviado directamente desde los separadores hacia el mechero (M-02),

el gas es direccionado hacia los scrubbers (SCB-06/ SCB-07/ SCB-08).

La corriente de líquido (crudo, agua y emulsión) que sale del sistema de

separación primario pasa a través de la bota desgasificadora (BO-01), hasta

situarse en el tanque de lavado (T-01). En la bota de gas se separa una cantidad

de gas que luego se quema en la TEA de baja presión (M-01).

En el tanque de lavado (T-01) se rompe la emulsión mediante un tiempo de

residencia, por decantación y calentamiento; posteriormente una fracción de

agua es enviada al calentador (CL-01) en donde por transferencia de calor se

eleva su temperatura, mientras que el resto es conducido al sistema de

reinyección de agua. Por otro lado el crudo deshidratado pasa por rebose al

tanque de surgencia (T-02), de donde el crudo es bombeado a un tanque de

almacenamiento ubicado en la Estación Central Sucumbíos.

142

3.2.6.2 Producción de Petróleo

La producción de crudo obtenida en de la simulación para los casos a evaluar se

muestra en la Tabla 3.4. El crudo posee una concentración de agua máxima del

0.2%.

TABLA 3.4: PRODUCCIÓN DE CRUDO

VARIABLE

CASO 1

CASO 2

CASO 3

Petróleo (Propuesta 1) (BPPD)

3536

3723

1562

Petróleo Proyectado (BPPD)

3551

3739

1570

Arrastre de petróleo en el gas y agua.

0.42%

0.46%

0.51%


En la Tabla 3.5 se observa algunas características del crudo, obtenidas en la

simulación los que son muy similares a los datos del laboratorio.

TABLA 3.5: PROPIEDADES DEL CRUDO

VARIABLE

LABORATORIO

CASO 1

CASO 2

CASO 3

API 60ºF 28.4 28.53 28.57

28.58

Viscosidad a 104ºF (cstk) 14.85 14.85 14.86

14.84


11.60


143

3.2.6.3 Energía para Calentamiento de Agua

El requerimiento de energía para el calentamiento de un caudal de agua de 6183

BAPD, se determina a través de la simulación y sus resultados para cada caso se

puede observar en la Tabla 3.6.

TABLA 3.6: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO DE AGUA

VARIABLE

CASO 1

CASO 2

CASO 3

Energía de Calentamiento (MMBTU/hr)

1.97 3.4

6.87


El gasto de energía es considerado el necesario para elevar la temperatura a 120

ºF del fluido (petróleo, agua y emulsión) en el tanque de lavado.

El gas combustible necesario para el calentamiento se calcula con la siguiente

relación:

CP

EQg

24 (3.1)

Donde:

Qg : Caudal de gas, PCED

E : Gasto de energía del equipo, BTU/hr

PC : Poder Calorífico Normal, BTU/PCE

144

Reemplazando para los casos de estudio, tenemos:

PCEDQ

PCEDQ

PCEDQ

CASOg

CASOg

CASOg

144517904.1140

687.624

71400904.1140

64.324

41441904.1140

697.124

3

2

1

3.2.6.4 Producción de Gas

La producción de gas se detalla en la Tabla 3.7:

TABLA 3.7: PRODUCCIÓN DE GAS

VARIABLE

CASO1

CASO 2

CASO3

Gas a Compresión 700229 376100

48330

Gas Combustible a Calentador 41441 71400

144517

Salida Bota Desgasificadora (a M-01) 18810 21370

10860

Gas del tanque de lavado 3928 4414

2169

Gas del tanque de reposo 6500 7180

2560

Gas a mechero M-02 71000 71000 0

Gas a mechero M-03/04 10430 11590

4729

Producción total (PCED) 841980 514460

208436


Las propiedades del gas simulado son muy similares a las obtenidas en la

cromatografía como se aprecia en la Tabla 3.8.

145

TABLA 3.8: PROPIEDADES DEL GAS

PARÁMETROS CROMATOGRAFÍA CASO 1 CASO 2

CASO 3

Gravedad específica 1.01 1.014 1.01

0.99

Peso molecular 29.25 29.4 29.24

28.91


3.2.6.5 Producción de Agua de Formación

En la actualidad el agua que se produce se reinyecta a los pozos PICH 11 y

PICH 01RW previo tratamiento químico.

En la Tabla 3.9 se puede observar la cantidad de agua de formación para

reinyección, ésta contiene máximo 15 ppm de crudo.

TABLA 3.9: AGUA DE REINYECCIÓN

VARIABLE CASO 1 CASO 2

CASO 3

Agua (Propuesta 1) (BAPD) 9274 16790

36580

Agua Proyectada (BAPD) 9284 16856

36579

Porcentaje de arrastre de agua en el crudo y en el gas

0.1% 0.4%

0.002%


3.2.6.6 Balance de Materia y Energía

El balance de materia y energía, para la Propuesta 1-Caso 3 en base a la

simulación de procesos se detalla en la Tabla 3.10. Los otros casos de simulación

se encuentran en el Anexo 6.

146


CORRIENTE

TEMPERATURA PRESIÓN GAS CRUDO AGUA

DESCRIPCIÓN (°F) (psig) (MMPCED) (BPPD) (BAPD)

1 107.70 28.40 0.1931 1570 36580 Entrada al separador

2 107.70 28.40 0.0004 1569 36580 Líquido del separador

3 107.70 23.40 0.0026 1568 36580 Lìquido del separador

4 120.00 23.00 0.0047 1568 42760 Mezcla a120ºF

5 118.40 2.00 0.0109 0.00 0.00 Gas de la Bota Desg.

6 120.00 15.00 0.0000 1565 42760 Líquido de la Bota Desg.

7 120.00 12.00 0.0000 1563 15.79 Crudo (BSW <1%)

8 120.00 12.00 0.0000 0.641 42760 Agua del Tanque Lavado

9 118.70 2.00 0.0022 0.00 0.00 Gas del Tanque de Lavado

10 120.00 12.00 0.0000 0.549 36580 Agua a reinyección

11 120.00 12.00 0.0000 0.093 6183 Agua a bomba de calent.

13 120.10 38.00 0.0000 0.093 6183 Agua a calentador

14 193.60 28.00 0.0000 0.093 6183 Agua de calentador

15 193.60 23.00 0.0000 0.093 6183 Agua a entrada a la Bota

16 119.90 8.00 0.0000 1562 3.13 Crudo (BSW <0.2%)

17 119.00 2.00 0.0026 0.00 0.00 Gas del Tanque de Reposo

18 119.90 8.00 0.0000 0.00 12.64 Agua del Tanque de Reposo


21 119.90 15.00 0.0000 0.00 12.64 Agua a Tanque de Lavado

22 120.00 50.00 0.0000 1562 3.13 Crudo de Bomba Booster

23 120.10 40.00 0.0000 1562 3.13 Crudo a Bomba de Transf.

24 121.10 350.00 0.0000 1562 3.13 Crudo a E. Sucumbìos

25 118.90 2.00 0.0047 0.00 0.00 Gas a mecheros M-03 y M-04

26 107.70 28.40 0.1927 0.34 0.017 Gas del separador

27 106.10 23.40 0.1928 0.33 0.00 Gas a scrubber SCB-01


29 106.10 23.40 0.0000 0.00 0.32 Líquidos de scrubber SCB-01


31 106.10 23.40 0.0000 0.01 0.00 Líquido de scrubber SCB-02

32 106.10 23.40 0.1928 0.00 0.00 Gas de scrubber SCB-03


34 106.10 23.40 0.0483 0.00 0.00 Gas a compresión

35 106.10 23.40 0.1445 0.00 0.00 Gas a calentador


147

FIGURA 3.16: SIMULACIÓN-PROPUESTA 1-CASO 3

1

47

148



El sistema de separación primaria trifásica (ST-01/ST-02) recibe la producción de

los pozos productores. En este proceso se obtiene tres corrientes independientes:

una de gas, una de petróleo con emulsión y otra de agua libre.

La corriente de gas de salida del sistema de separación primaria se envía al

sistema de recuperación de condensado (SCB-01/ SCB-02/ SCB-03), en donde

se atrapan los condensados. Éste posee tres usos: combustible del calentador de

agua (CL-01), alimenta al sistema de compresión de gas y a la TEA de alta

presión (M-02). En el caso de que el gas se envía directamente desde los

separadores hacia el mechero (M-02), el gas es direccionado hacia los scrubbers

(SCB-06/ SCB-07/ SCB-08).

El crudo con un BSW del 20% que sale del sistema de separación primario pasa

a través de una bota desgasificadora (BO-01), hasta situarse en el tanque de

lavado (T-01). En la bota desgasificadora se separa una cantidad de gas que

luego se quema en la TEA de baja presión (M-01).

En el tanque de lavado (T-01) se rompe la emulsión mediante un tiempo de

residencia, por efecto de la gravedad y calentamiento. Para el calentamiento se

usa una fracción de agua que se direcciona al calentador (CL-01) en donde por

transferencia de calor se eleva la temperatura de ésta. Por otro lado el crudo

deshidratado pasa por rebose al tanque de surgencia (T-02), de donde el crudo se

bombea a un tanque de almacenamiento ubicado en la Estación Central

Sucumbíos.

El agua libre proveniente de separador trifásico con una concentración asumida

máxima de 200ppm se envía al sistema de reinyección de agua para su

tratamiento físico-químico y su inyección.

149


La producción de crudo obtenida para los casos a evaluar se muestra en la

Tabla 3.11. El crudo simulado en los tres casos, tiene una concentración máxima

de agua de 0.2%.

TABLA 3.11: PRODUCCIÓN DE CRUDO


CASO 3

Petróleo (Propuesta 2) (BPPD) 3533 3718

1556

Petróleo Proyectado ( BPPD) 3551 3739

1570

Porcentaje arrastre de crudo en el agua de formación 0.5% 0.56 %

0.89%


En la Tabla 3.12 se observa la densidad y la viscosidad del crudo, obtenidas en la

simulación, los que son muy similares a los datos del laboratorio.

TABLA 3.12: PROPIEDADES DEL CRUDO

VARIABLE

LABORATORIO

CASO 1

CASO 2

CASO 3

API 60ºF 28.5 28.61 28.57

28.58


14.84


11.60


150

3.2.7.3 Energía para Calentamiento de Agua

La Propuesta 2 determina el calentamiento de 1000 BAPD. La energía necesaria

para elevar la temperatura de ésta y consecuentemente elevar la temperatura de

la mezcla de fluidos que ingresa a la bota desgasificadora de 108°F a 120°F, varía

en cada caso, y sus valores son los siguientes:

TABLA 3.13: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO

VARIABLE

CASO 1

CASO 2

CASO 3

Energía de Calentamiento (MMBTU/hr)

0.60

0.93

1.47


Para determinar el gas combustible reemplazamos en la Ecuación 3.1:

PCEDQ

PCEDQ

PCEDQ

CASOg

CASOg

CASOg

30923904.1140

647.124

19520904.1140

693.024

12622904.1140

66.024

3

2

1

3.2.7.4 Producción de Gas

El gas que se produce en la estación se distribuye a compresión, combustible y a

combustión. El flujo de cada corriente de gas que forma parte del proceso de

tratamiento se presenta en la Tabla 3.14:

151

TABLA 3.14: PRODUCCIÓN DE GAS


CASO 3

Gas a Compresión 717500 412100

70880

Gas Combustible a Calentador 12622 19520

30923

Salida Bota Desgasificadora ( a M-01) 34250 42450 35890

Gas del tanque de lavado 3219 3501

1448

Gas del tanque de reposo 5871 6398

2282

Gas a mechero M-02 71000 71000

71000

Gas a mechero M-03/04 9090 9898

3730

Producción total (PCED) 844462 554968

212423


Las propiedades del gas obtenidas en la simulación son muy similares a las

obtenidas en la cromatografía como se aprecia en la Tabla 3.15.

TABLA 3.15: PROPIEDADES DEL GAS

PARÁMETROS CROMATOGRAFÍA CASO 1 CASO 2

CASO 3

Gravedad específica 1.01 1.014 1.01

0.99

Peso molecular 29.25 29.4 29.24

28.91


El gas liberado en los separadores pasa al proceso de recuperación de

condensado compuesto por tres scrubbers: SCB-01/ SCB-02/ SCB-03. Éste se

usa para alimentar a: al sistema de compresión, al mechero de alta presión M-02

y al calentador CL-01 como combustible. El compresor utiliza combustible una

fracción del mismo gas que lo alimenta, ésta rodea un tasa del 35% del flujo de

gas de compresión.

152

3.2.7.5 Producción de Agua de Formación

La totalidad del agua producida es reinyectada a los pozos PICH 11 y PICH 01

previo tratamiento físico-químico.

En la Tabla 3.16 se puede observar la cantidad de agua de formación para

reinyección con una concentración máxima de 15ppm de crudo.

TABLA 3.16: AGUA DE REINYECCIÓN

CORRIENTE CASO 1 CASO 2

CASO 3

Agua (Propuesta 1) (BAPD) 9273 16797

36578

Agua Proyectada (BAPD) 9284 16856

36579

Diferencia de agua (BAPD) 0.12% 0. 35%

0.002%



La Propuesta 2 para la producción máxima de agua, presenta el siguiente

balance de materia y energía. Para los otros casos se detalla en el Anexo 6.

153


CORRIENTE






4 120.00 23.00 0.0275 1561 8318 Mezcla a120ºF

5 118.50 2.00 0.0359 0 0 Gas de la Bota Desg.

6 120.00 15.00 0.0000 1557.000 8318.000 Líquido de la Bota Desg.

7 120.00 12.00 0.0000 1556 15.72 Crudo (BSW <1%)

8 120.00 12.00 0.0000 0.1247 8315.000 Agua del Tanque Lavado




13 120.00 38.00 0.0000 0.015 1000.000 Agua a calentador



16 119.80 8.00 0.0000 1555 3.116 Crudo (BSW <0.2%)

17 119.00 2.00 0.0023 0 0 Gas del Tanque de Reposo

18 119.80 8.00 0.0000 0 12.58 Agua del Tanque de Reposo

20 119.90 20.00 0.0000 0 12.58 Agua de recirculación

21 119.90 15.00 0.0000 0 12.58 Agua a Tanque de Lavado




25 118.90 2.00 0.0037 0 0 Gas a mecheros M-03 y M-04









34 106.10 23.40 0.0709 0.000 0.000 Gas a compresión

35 106.10 23.40 0.0309 0.000 0.000 Gas a calentador

36 106.10 23.40 0.0710 0.000 0.000 Gas a mechero de alta M-02

37 107.70 28.40 0.0000 5.855 29270.000 Agua libres del separador

38 107.70 23.40 0.0000 5.855 29270.000 Agua a Tratamiento


154

FIGURA 3.17: SIMULACIÓN- PROPUESTA 2-CASO 3

15

4

155


Según la proyección de producción (Anexo 3.1) la producción máxima de gas es

para el año 2009 con un flujo de 0.813 MMPCED. De este volumen se considera

que un 90% (0.716MPCED) se dirige al sistema de compresión, y se espera que

este valor no incremente en el tiempo.


Un volumen aproximado de 0.716 MPCED se alimenta al compresor CO-01 o CO-

02, para elevar su presión hasta 200 psig aproximadamente y además se lo enfría

hasta 160°F. En un enfriador adicional (E-03) el flujo de gas alcanza una

temperatura: Tambiente+20°F.

El gas depurado es enviado al intercambiador de calor E-04 donde el gas se

calienta 50°F sobre su punto de rocío, antes de enviarlo a la Estación Sucumbíos

(ver Figura 3.18).

3.2.8.2 Producción de Gas y Condensados

Los resultados obtenidos de la simulación se detallan en la siguiente tabla:

TABLA 3.18: GAS-PROPUESTA 3

CASO 1 PROPUESTA 2

Gas a Compresión (PCED) 716000

Gas a Combustible (PCED) 249000

Gas a Secoya (PCED) 462000

Condensados (BFPD) 0.70


156


La Propuesta 3 se evalúa solo para el caso de máxima producción de gas, el

balance de materia y energía en el proceso de compresión de gas se detalla en el

Anexo 6.7 y en la siguiente tabla:


CORRIENTE

PRESIÓN TEMPERATURA GAS CRUDO AGUA

DESCRIPCIÓN (psig) (°F) (MMPCED) (BPPD) (BAPD)

100 23.00 106.00 0.716 0.00 0.00 Entrada al scrubber de entrada

101 23.00 106.00 0.716 0.00 0.00 Gas del scrubber SCB-04

102 23.00 106.00 0.000 0.00 0.00 Líquidos del SCB-04

104 110.00 252.20 0.716 0.00 0.00 Salida de gas del compresor

105 110.00 171.00 0.716 0.00 0.00 Salida de gas del aeroenfriador

106 110.00 171.00 0.716 0.00 0.00 Gas a separador de líquidos

107 110.00 171.00 0.716 0.00 0.00 Gas al compresor

108 110.00 171.00 0.000 0.00 0.00 Liquidos de la etapa 1



112 200.00 160.00 0.716 0.00 0.00 Entrada de gas al intercambiador

113 200.00 160.00 0.000 0.00 0.00 Líquidos del SCB-05

116 193.00 115.30 0.712 0.00 0.45 Salida de gas del intercambiador

117 188.00 100.00 0.710 0.00 0.71 Salida del enfriador E-03

118 183.00 99.44 0.710 0.00 0.70 Entrada al scrubber SCB-09

119 183.00 99.44 0.710 0.00 0.00 Gas al intercambiador

120 183.00 99.44 0.000 0.00 0.70 Líquidos del scrubber SCB-09

122 176.00 150.00 0.710 0.00 0.00 Salida del intercambiador

123 176.00 150.00 0.462 0.00 0.00 Gas a Secoya

124 176.00 150.00 0.249 0.00 0.00 Gas combustible-compresor


157

FIGURA 3.18: SIMULACIÓN- PROPUESTA 3-CASO 1

1

57

158

CAPÍTULO 4

ANÁLISIS TÉCNICO

En el presente capítulo se evalúa la capacidad instalada de las Facilidades de la

Estación Pichincha considerando las propuestas planteadas, además se expone

las ventajas y desventajas de cada una de las alternativas con la finalidad de

determinar cuál es la más factible de implementar para las condiciones presentes

y futuras.

La información a utilizar para la optimización y redimensionamiento de las

facilidades de producción de la Estación de Producción de Pichincha, se basa en

los siguientes datos:

1) Proyección de producción (ver Anexo 3.1).

2) Caracterización del gas (Ver Anexo 3.2).

3) Caracterización del crudo (ver Anexo 3.3 y Anexo 3.4).

4) Caracterización del agua (ver Anexo 3.5).

4.1 PROPUESTA 1

Para la evaluación y redimensionamiento de las Facilidades de Producción de la

Estación, se toma en consideración lo siguiente:

La capacidad de la estación debe ser la adecuada para manejar el máximo

flujo de fluidos en base a la proyección de producción.

El factor de seguridad en el dimensionamiento de la capacidad de los

equipos de separación y almacenamiento es del 20%.

159

El tiempo de retención del fluido en el separador bifásico es de 7 minutos,

tiempo óptimo recomendado para los campos de Petroproducción.

Los separadores deberán proveer suficiente tiempo de retención (5 a 7

minutos) para los bifásicos.

La bota desgasificadora es evaluada como un separador vertical tomando

como caso excepcional la inundación de los separadores horizontales y la

producción total es dirigida a ésta. La capacidad de líquidos debe proveer

un tiempo de retención comprendido entre 5 y 7 minutos.

La capacidad de gas de la bota desgasificadora debe estar dimensionada a

un equivalente del 10% del flujo total de gas que se produce.

El gasto de energía para elevar la temperatura a 120ºF en el tanque de

lavado se determina mediante la simulación de procesos en el simulador

Hysys 3.2, el mismo que constituye un valor de referencia o guía y más

no de diseño.

4.1.1 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA

La Estación de Producción Pichincha consta de tres separadores de producción

construidos bajo la Norma ASME Sección VII, en cada uno se trata el 33.3% del

volumen total de producción.

Para evaluar la operación de los separadores para las condiciones actuales (Caso

1) y futuras (Caso 3), se calcula el tiempo de retención que provee al fluido, el

mismo que deberá oscilar entre 5 a 7 minutos y además debe cumplir la relación

de Slenderness (Longitud/Diámetro) en un rango de 3 a 4.

160

4.1.1.1 Caso 1

Datos a Considerar

Los valores a considerar se obtienen de la simulación de procesos para

cada caso. Estos datos se indican en la siguiente tabla:

TABLA 4.1: DATOS-SISTEMA SEPARACION

DATOS

API 28.5

gg 1.01

GOR 229 PCE/BF

Pop 30 psig

Top 108 °F

Ql 12835 BFPD


FUENTE: HYSYS

Cálculo del tiempo de retención

Primeramente se calcula la longitud efectiva “Leff” con la siguiente relación:

ssffe LL /4

3 (4.1)

Donde:

Ls/s : Longitud costura a costura, ft

Leff : Longitud efectiva, ft

161

Reemplazando las dimensiones de los tres separadores de producción S-

01, S-02 y S-03, en la Ecuación 4.1:

TABLA 4.2: LONGITUD EFECTIVA

EQUIPO

DIÁMETRO Ls-s 12Ls-s/D Leff

(in) (ft) (ft)

S-01 78 22 3.4 16.5

S-02/S-03 60 22 4.4 16.5


Para calcular el tiempo de retención necesario para manejar un caudal de

4236BFPD que corresponde al 33.3% del total de líquidos, se utiliza la

siguiente fórmula:

l

eff

rQ

LDt

27.0 (4.2)

En donde:

tr : Tiempo de retención, min

D : Diámetro del separador, in


Ql : Caudal de líquido, BFPD

Para los dos separadores de producción S-02 y S-03, el tiempo de

retención es de 9.8 minutos, concluyendo que estos equipos están

sobredimensionados actualmente.

Para un tiempo de retención óptimo que es de 7 minutos es necesario un

caudal de 5940BFPD como se muestra en la Tabla 4.3:

162

TABLA 4.3: TIEMPO DE RETENCIÓN VS. CAUDAL

TIEMPO DE

RETENCIÓN

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

FLUIDO

(min) (in) (ft) (BFPD)

5 60 16.5 8316

6 60 16.5 6930

7 60 16.5 5940

8 60 16.5 5198

9 60 16.5 4620

9.8 60 16.5 4236

10 60 16.5 4158

11 60 16.5 3780


En cambio el separador de producción S-01, por tener mayor diámetro

posee mayor tiempo de retención que es de 16.6 minutos para manejar el

mismo volumen de fluido, como se indica en la Tabla 4.4. Para que este

separador posea un tiempo de retención óptimo de 7 minutos debe manejar

un caudal de 10039BFPD.

TABLA 4.4: TIEMPO DE RETENCIÓN VS. CAUDAL

TIEMPO DE

RETENCIÓN

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

FLUIDO


7 78 16.5 10039

9 78 16.5 7808

11 78 16.5 6388

13 78 16.5 5405

15 78 16.5 4685

16.6 78 16.5 4236


163

4.1.1.2 Caso 3

Para la evaluación de los separadores de producción en el caso de máxima

producción de agua se considera que del caudal de fluido total (38149BFPD) se

trata el 33.3% en cada separador de producción.

Datos a Considerar

Para la evaluación del tiempo de retención de los separadores de

producción S-01, S-02 y S-03 se considera los siguientes datos:

TABLA 4.5: DATOS-SISTEMA DE SEPARACION

DATOS

API 28.5

gg 1.01

GOR 53.66 PCE/BF

Pop 30 psig

Top 108 °F

Ql 15107 BFPD


FUENTE: HYSYS

Cálculo del tiempo de retención

Para un caudal de 15107BFPD el tiempo de retención es de 2.8 minutos

(ver Tabla 4.6), él cual es insuficiente por lo que existe pérdidas de fluidos

por arrastre de líquido en el gas. Con un tiempo de retención de 7 minutos

(tiempo óptimo) los separadores S-02 y S-03 permiten separar un caudal

de fluido de 5940BFPD cada uno.

164

TABLA 4.6: TIEMPO DE RETENCIÓN

TIEMPO DE

RETENCIÓN

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

FLUIDO


2.8 60 16.5 15107

2 60 16.5 20790

3 60 16.5 13860

4 60 16.5 10395

5 60 16.5 8316

6 60 16.5 6930

7 60 16.5 5940

8 60 16.5 5198


En cambio para el separador bifásico S-01, el tiempo de retención es de

4.6 minutos para tratar un volumen de 15107BFPD, encontrándose sub-

dimensionado para el caso de máxima producción de agua, como se indica

en la Tabla 4.7. Con las dimensiones actuales, el separador permite

manejar un flujo de 10039BFPD con un tiempo de retención de 7 minutos.

TABLA 4.7: TIEMPO DE RETENCIÓN

TIEMPO DE

RETENCIÓN

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

FLUIDO


2 78 16.5 35135

4.6 78 16.5 15107

4 78 16.5 17568

5 78 16.5 14054

6 78 16.5 11712

7 78 16.5 10039

8 78 16.5 8784


165

Analizando los resultados obtenidos se prevee que para el año 2025 el

sistema de separación primaria está subdimensionado, por lo que se

requiere la implementación de un separador bifásico adicional. Sin

embargo los tres separadores de producción tienen una capacidad de

manejo instalada de 21919BFPD con tiempo de retención de 7 minutos, por

lo tanto éstos permiten manejar la producción hasta el año 2015

(21721BFPD) sin tomar en cuenta su vida útil.

4.1.1.3 Dimensionamiento del Separador Horizontal Bifásico

El volumen de fluidos a tratar por el separador bifásico es sobredimensionado en

un 20%, como factor de seguridad. Los datos considerados para el

dimensionamiento son los obtenidos del Simulador de Procesos Hysys 3.1.

Datos a Considerar

TABLA 4.8: DATOS

DATOS

GAS 118750 PCED

FLUIDO 23860 BFPD

BSW 96 %

GOR 123 PCE/BF

ro 28.5 ºAPI

gw 0.990

γg 1.007

zg 0.985

µo @ 108°F 15.820 cp

tr 7.000 min

Pop 28.400 psig

Top 108.000 °F


FUENTE: HYSYS

166

Cálculo de la Capacidad de Gas

Primeramente, se determina la relación presión temperatura:

op

gop

T

PS

(4.3)

Donde:

S : Relación presión-temperatura

Pop : Presión de operación, psia

Top : Temperatura de operación, R

γg : Gravedad específica del gas

Reemplazando,

0764.0460108

007.1)7.144.28(

S

Ingresando a la Figura 4.1 con S y el °API determinamos la constante K

que es de 0.13:

167

FIGURA 4.1: DETERMINACIÓN DE K

FUENTE: APUNTES DE INSTALACIONES II

Para calcular la longitud efectiva se emplea la siguiente ecuación, la misma

que es válida para diámetros de molécula de 100 micrones:

KP

QzTLD

op

gop

eff

42 (4.4)

Donde:

Leff : Longitud efectiva del separador, ft


Top : Temperatura de trabajo, R

Pop : Presión de trabajo, psia

Z : Factor de desviación del gas

Qg : Caudal de gas, MMPCED

CD : Coeficiente de arrastre

2/1

D

gl

gCK

, en este caso se obtiene de la Fig 4.1

168

El cálculo de la longitud total (longitud de costura a costura) se realiza con

la Ecuación 4.1, mientras que para seleccionar las dimensiones del

separador la relación longitud total/diámetro (relación de Slenderness) debe

coincidir en un rango de 3 a 4.

Con una relación de Slenderness de 3.8, el separador coincide con un

diámetro de 6in y una longitud de 1.9ft, evidenciando que el diseño del

separador no es regido por el volumen de gas sino por la capacidad de

manejo de líquidos.

TABLA 4.9: CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

LONGITUD TOTAL

LONGITUD

TOTAL/DIÁMETRO

(in) (ft) (ft)

6 1.403 1.903 3.806

12 0.701 1.701 1.70

18 0.468 1.968 1.31

24 0.351 2.351 1.17

30 0.281 2.781 1.11

36 0.234 3.234 1.07


Cálculo de la Capacidad de Líquido

Para el cálculo de la capacidad de líquido del separador bifásico se utiliza

la siguiente fórmula:

7.0

2 lreff

QtLD

(4.5)

169

Donde:



tr : Tiempo de residencia, min

Ql : Caudal de líquidos, BFPD

Reemplazando y asumiendo el diámetro del separador se obtienen los

resultados expuestos en la Tabla 4.10.

TABLA 4.10: DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

LONGITUD TOTAL

LONGITUD

TOTAL/DIÁMETRO

(in) (ft) (ft)

90 29.448 39.264 5.2

96 25.882 34.510 4.3

102 22.927 30.569 3.6

108 20.450 27.267 3.0

114 18.354 24.472 2.6

120 16.565 22.086 2.2

126 15.025 20.033 1.9

132 13.690 18.253 1.7

138 12.525 16.700 1.5

144 11.503 15.338 1.3


La relación de Slenderness a seleccionar equivale a 3.6, para un diámetro

del separador bifásico de 102in y una longitud de 31ft.

170



Este equipo maneja como máximo el 10% del gas total producido, el mismo que

no ha sido liberado en los separadores horizontales.

Capacidad de Manejo de Gas

La máxima producción de gas natural es en el año 2009 (Anexo 3.1), en

este estudio le denominamos Caso 1 y es para éste que se evalúa la

capacidad de gas que posee la bota desgasificadora.

TABLA 4.11: DATOS

DATOS

D 46 in

h 54 ft

Top 120 °F

Pop 16.7 psia

z 0.984

γg 1.09

API 28.5

Qg 0.813 MMPCED


FUENTE: HYSYS

Determinamos la relación presión/temperatura con la Ecuación 4.3:

03.0460120

09.17.16

S

171

Ingresando a la Figura 4.1: con S y el °API determinamos la constante K

que es de 0.12.

Para calcular la capacidad de gas se utiliza la siguiente ecuación:

KzT

PDC

op

op

g

504

2

(4.6)

Donde:

Cg : Capacidad de gas, MMPCED

D : Diámetro de la bota desgasificadora, in

Pop : Presión de operación, psia

Top : Temperatura de operación, R

Z : Factor de desviación del gas

2/1

D

gl

gCK

, en este caso se obtiene de la Fig 4.1

Reemplazando,

MMPCEDCg 023.112.0984.0)460120(504

7.16462

El 10% de la producción máxima de gas constituye 0.0813MMPCED,

debido a que la capacidad es de 1.023MMPCED la bota desgasificadora

posee capacidad suficiente, encontrándose sobredimensionada.

172

Capacidad de Manejo de Líquidos

El tiempo de residencia es de gran importancia en la bota desgasificadora y

se calcula como el cociente de la capacidad del recipiente sobre el volumen

de líquido, considerando que el líquido abarca un 70% de su altura total.

Este equipo sirve como separador de producción alterno temporal en el

caso de que los separadores primarios se inunden y exista la necesidad de

trabajar en bypass. Si la bota desgasificadora no considera esto en su

diseño no sirve para éste propósito, el fluido pasaría directamente al tanque

de lavado y aquí se produciría la separación total.

Considerando a la bota desgasificadora como un separador bifásico

vertical, el tiempo de residencia para el caudal máximo de fluido (Caso 3)

debe estar entre 5 y 7 minutos.

El tiempo de residencia se calcula con la siguiente expresión:

l

or

Q

Vt 1440 (4.7)

Donde:

Vo : Volumen operativo, bls


Ql : Caudal de fluido total, BFPD

173

TABLA 4.12: DATOS

DATOS

Ql(2009) (BFPD) 12835

Ql (2025) (BFPD) 38149

h (ft) 37.8

Vo (bls) 77.7


Reemplazando,

min7.812835

7.771440 rt

De los datos obtenidos se puede evidenciar que la capacidad de manejo de

fluido actualmente es óptimo ya que provee un tiempo de residencia de 8.7

minutos. Sin embargo para el año 2025 la capacidad de líquido es

insuficiente ya que ofrece un tiempo de residencia de 2.4 minutos, por lo

tanto en caso de inundación del sistema de separación primaria no existe la

posibilidad de utilizar a este equipo como un separador alterno.


Debido a que el tanque actualmente instalado en la Estación Pichincha ya tiene

dimensiones totalmente establecidas, se evalúa el tiempo de residencia del fluido

producido desde el año 2009 hasta el 2025 según el pronóstico de producción.

TABLA 4.13: DATOS

EQUIPO

hTOTAL hDESCARGA hCOLCHÓN hDINÁMICA D V

(ft) (ft) (ft) (ft) (ft) (bls)

T-01 36 33 8 25 80 32260


174

Para calcular el comportamiento del mismo bajo las condiciones descritas en la

Propuesta 1 se calcula el tiempo de residencia que proporciona el tanque de

lavado. Para esto definimos el volumen dinámico de fluido, manteniendo un

mínimo de 8ft de colchón de agua:

dd hD

V

4

2 (4.8)

Donde:

Vd: Volumen dinámico, bls

D : Diámetro del tanque, ft

hd: Altura dinámica, ft

FIGURA 4.2: VOLUMEN DINÁMICO DEL TANQUE DE LAVADO


175

Reemplazando,

blsVd 22380254

802

Con este volumen determinamos el tiempo de residencia del tanque de lavado,

dividiendo para la producción de fluido del pronóstico de producción.

l

dr

Q

Vt 24 (4.9)

Donde:

tr : Tiempo de residencia, hr


Ql: Caudal total de fluido, BFPD

En la Tabla 4.14 se presenta los cálculos realizados para tiempos de residencia

en base a la proyección de la producción, también se considera la producción de

los nuevos pozos a partir del año 2014.

176

TABLA 4.14: TIEMPO DE RESIDENCIA

TIEMPO FLUIDO tr

(año) (BFPD) (hr)

2009 12835 42

2010 13236 41

2011 13705 39

2012 14242 38

2013 14850 36

2014 20766 26

2015 21721 25

2016 22783 24

2017 23957 22

2018 25248 21

2019 26663 20

2020 28207 19

2021 29888 18

2022 31714 17

2023 33693 16

2024 35835 15

2025 38149 14 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

El punto crítico de análisis se encuentra en el año 2025, momento en el que se

produce el máximo caudal de fluidos. En este año el tanque de lavado

proporciona un tiempo de residencia de 14 horas para la fase líquida, tiempo

suficiente para la deshidratación del crudo ya que normalmente éste oscila entre 8

y 12 horas.

177

La representación gráfica del tiempo de residencia respecto al caudal de fluido,

es:

FIGURA 4.3: TIEMPO DE RESIDENCIA TANQUE DE LAVADO


En el tanque de lavado también existe la coalescencia o precipitación de los

sólidos, el mismo que está en función del tiempo de residencia. Actualmente se

obtiene una concentración de sólidos de 15ppm en el agua a la salida del tanque,

con un tiempo de residencia de 42 horas.

Debe llevarse a cabo un estudio del cambio o varianza que la concentración de

sólidos posee en el agua y en el crudo a las respectivas salidas del tanque de

lavado en función del tiempo de residencia, para viabilizar un tratamiento de

sólidos.

178

4.1.3 SISTEMA DE CALENTAMIENTO

4.1.3.1 Calentador

El requerimiento de energía para el calentamiento de 6183BAPD para la

Propuesta 1 planteada se determina mediante la simulación y los resultados para

cada caso se puede observar en la Tabla 4.15.


VARIABLE

PROPUESTA 1

Caso 1 Caso 2 Caso 3

Energía de calentamiento (MMBTU/hr) 1.97 3.4 6.87

Gas Combustible (PCED) 41440 71400 144500


La energía requerida como equivalente del volumen de gas es la necesaria para

elevar la temperatura de 108°F a 120ºF del fluido multifásico en el tanque de

lavado.

4.1.3.2 Bomba Booster de Calentamiento

Para estimar el volumen de gas equivalente a la energía requerida por la bomba,

para elevar la presión del agua de 12 a 28psi, se utiliza la Ecuación 3.1:

PCEDQg 197904.1140

936124

La potencia requerida por la bomba booster se calcula en base a la Ecuación

4.10, con la potencia teórica de 3.7HP obtenida en la simulación:

179

he

hHPHP

(4.10)

Donde:

HP : Potencia real, HP

HPh: Potencia del simulador, HP

ηe : Eficiencia eléctrica, 0.9

ηh : Eficiencia hidraúlica, 0.8

Reemplazando,

HPHP 14.58.09.0

7.3

4.1.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIA

4.1.4.1 Tanque de Reposo

Debido a que el tanque de reposo instalado posee dimensiones totalmente

establecidas, se evalúa el comportamiento del mismo bajo las condiciones

descritas en la Propuesta 1. Para este propósito se determina el tiempo de

residencia en función del volumen dinámico del petróleo con una altura dinámica

de 30.4ft, (ver Figura 4.4):

dd hD

V

46.22

2 (4.11)

180

Donde:


D : Diámetro del tanque, ft

hd: Altura dinámica, ft

FIGURA 4.4: VOLUMEN DINÁMICO DEL TANQUE DE REPOSO


Reemplazando,

blsVd 344434.3046.22

902

Luego determinamos el tiempo de residencia del petróleo para esta alternativa

con la siguiente ecuación:

o

dr

Q

Vt 24 (4.12)

181

Donde:


tr : Tiempo de residencia del petróleo, hr


En la Tabla 4.16 se presenta los valores calculados de los tiempos de residencia

en base al pronóstico de producción 2009-2025.

TABLA 4.16: TIEMPO DE RESIDENCIA DEL TANQUE DE REPOSO

TIEMPO PETRÓLEO tr

(año) (BPPD) (hr)

2009 3551 233

2010 3290 251

2011 3047 271

2012 2823 293

2013 2615 316

2014 3642 227

2015 3374 245

2016 3125 264

2017 2895 286

2018 2682 308

2019 2484 333

2020 2301 359

2021 2132 388

2022 1975 419

2023 1830 452

2024 1695 488

2025 1570 527 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

182

FIGURA 4.5: TIEMPO DE RESIDENCIA


En la Figura 4.5 se observa que conforme disminuye la producción de petróleo, el

tiempo de almacenamiento es mayor. En conclusión la producción actual como la

futura pueden ser manejadas sin dificultad; ya que cumple con el tiempo de

residencia de diseño que está comprendido entre 72 y 96 horas, tomando en

consideración el caso extremo de que no exista bombeo por el sistema de

transferencia.

4.1.4.2 Sistema de Transferencia

Este sistema posee dos bombas centrífugas y una bomba triplex en reserva, para

bombear la producción a los tanques de almacenamiento en la Estación Central

Sucumbíos. La capacidad máxima de bombeo instalada es de 34286BPPD, en

ésta no se incluye la capacidad de la bomba de reserva (20571BPPD), ver Tabla

4.17.

El caudal diario máximo de transferencia es de 3739BPPD (Anexo 3.1-año 2014);

a Diciembre del 2008 se ha bombeado un caudal promedio diario de 3833BPPD

con una sola bomba en 5 horas.

183

TABLA 4.17: CAPACIDAD DE LAS BOMBAS DE TRANSFERENCIA

EQUIPO

CAPACIDAD POTENCIA HPh HPh/(ηeηh) CAPACIDAD-USO

(2014)

(GPM) (HP) (HP) (HP) (%)

B-01 400 75 3.66 5.08 6.7

B-02 500 250 26.97 37.46 15


Tomando en consideración la capacidad de bombeo se evalúa el tiempo de

transferencia tomando en consideración la producción proyectada (Anexo 3.1):

B

oe

C

Qt 24 (4.13)

Donde:

te : Tiempo de bombeo, hr


CB: Capacidad de la bomba, BPPD

Reemplazando el caudal de petróleo correspondiente al año 2009, considerando

que se bombea con una bomba, se obtiene:

hrte 7.417143

335124

184

FIGURA 4.6: TIEMPO DE TRANFERENCIA DE PETRÓLEO


Si el sistema opera con una sola bomba, el tiempo máximo de transferencia es de

5.3 horas. Con dos bombas en operación el tiempo se reduce a la mitad.

El sistema de transferencia se encuentra operando al 15% de su capacidad, con

una sola bomba. De igual forma la bomba booster opera al 7 % de su capacidad.

El sobredimensionamiento actual es clara evidencia de que este sistema necesita

un redimensionamiento para obtener una transferencia con una eficiencia mayor

al 75%.

En la actualidad se cuenta con una sola bomba booster, por lo que si ésta se

averiara, se tendría que paralizar la transferencia de crudo, lo que ocasionaría

pérdidas. Por tal razón se recomienda instalar una bomba booster adicional con

características similares a la existente.

Para determinar la potencia requerida por la bomba booster se emplea la

Ecuación 4.10, teniendo para el caso de máxima producción de petróleo una

potencia de 5HP (resultado de la simulación), para elevar un diferencial de

presión de 5 psi en el crudo de transferencia:

185

HPHP 58.09.0

6.3

4.1.5 SISTEMA REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN

4.1.5.1 Características del Agua de Formación

El agua de formación para la reinyección debe cumplir principalmente con los

siguientes requerimientos:

Concentración de petróleo en agua ≤ 20ppm.

Sólidos suspendidos totales ≤ 50ppm

Oxígeno disuelto < 5ppb

PH = 7

De acuerdo al análisis realizado por el Departamento de Corrosión del Campo

Libertador, las características del agua de formación cumplen los requerimientos

básicos para la reinyección. Esta caracterización se debe principalmente a tres

factores: tratamiento químico, arenas semiconsolidadas y tiempo de retención

elevado en la deshidratación.

Es por esta razón que el sistema de agua no requiere actualmente un sistema de

tratamiento físico. Hay que enfatizar que, en vista de que el flujo diario de fluido

sufre un incremento desde los 12835BFPD hasta los 38149BFPD (años: 2009 a

2025), el tiempo de residencia del fluido en el tanque de lavado disminuye de 42 a

14 horas (ver Figura 4.3). Esto ocasiona que la concentración de sólidos

suspendidos en el agua sea mayor en la salida del tanque, en consecuencia

estudios posteriores de este aspecto decidirán la necesidad de un sistema de

filtración.

186

TABLA 4.18: CARACTERISTICAS-AGUA DE FORMACIÓN

PARÁMETROS TANQUE-LAVADO

PH 7

Temperatura °F 110

Dureza Total, mg/l CaCO3 6000

Dureza Cálcica, mg/l CaCO3 4600

Dureza Magnesica, mg/l CaCO3 1400

Alcalinidad Total, mg/l CaCO3 450

Hierro, mg/l Fe++ 15.10

Sulfatos, ppm SO4 = 230

Cloruros, ppm Clˉ 23100

Densidad Relativa 1.02

Oxigeno, ppb 0.60

CO2, mg/l 45

H2S, mg/l 0.20

Oil en agua ppm 15

Sólidos (STS) ppm 22

FUENTE: DEPARTAMENTO DE CORROSIÓN-PETROPRODUCCIÓN

4.1.5.2 Equipos de Bombeo

La capacidad de bombeo de los equipos que llevan a cabo la inyección del agua

de formación se detalla en la Tabla 4.19, en conjunto con la potencia requerida

por el sistema:

187

TABLA 4.19: CAPACIDAD DE BOMBEO

BOMBA

CAPACIDAD POTENCIA HPh HPh/(ηeηh)

CAPACIDAD

USO (2025)

(BAPD) (HP) (HP) (HP) (%)

BOOSTER (B-05) 12342 50 28.8 40 80

BOOSTER (B-06) 12342 50 28.8 40 80

BOOSTER (ADICIONAL) 7974 29 16 22.3 80

REDA-01 13029 500 314 436 87.2

REDA-02 13029 500 314 436 87.2

REDA-03 20571 800 528 733.3 92

REDA-04 20571 800 503 699 87.4



Las bombas booster (B-05 y B-06) suman una capacidad de bombeo total

24684BAPD, las cuales no satisfacen las necesidades del sistema de reinyección

desde año 2017 (21062BAPD) al año 2025 en donde la producción de agua

proyectada es de 36579BAPD, por lo que se recomienda la instalación de una

bomba booster de 29HP (Tabla 4.19), sumando una capacidad total de

32658BAPD. Es importante la recomendación de instalar una bomba booster de

respaldo, en caso de cualquier percance que se pueda presentar, ésta debe

poseer características semejantes a la bomba B-05 o B-06.

La bombas de reinyección de alta presión (REDA-01, REDA-02, REDA-03 y

REDA-04) acumulan una capacidad de diseño de 67200BAPD, es decir si éstas

trabajan al 100%. Analizando los resultados de la simulación, obtenemos una

funcionabilidad de las mismas con una eficiencia que bordea el 90% (Tabla 4.19),

está en función del caudal y de la presión de descarga. Los datos de simulación

del sistema de reinyección de agua son visualizados en el Anexo 6.3.

188

4.2 PROPUESTA 2

Las condiciones bajo las cuales es evaluada la Propuesta 2 son:

La capacidad de la planta de tratamiento debe ser la adecuada para

manejar el 100% del total de producción de fluido.

Como factor de seguridad en el dimensionamiento de los equipos, el flujo

de fluidos que maneja éstos es sobredimensionado en un 20%.

El flujo de fluidos proveniente del sistema de separación primaria, es

enviado a la bota desgasificadora y luego al tanque de lavado+calentador.

Los separadores trifásicos proveen un tiempo de retención de 10 minutos.

El agua libre a la salida del separador trifásico posee una concentración

máxima de petróleo en agua de 200ppm.

Los nuevos equipos a dimensionar para dar tratamiento al agua de

formación deben diseñarse para reducir el contenido de petróleo en el agua

de 200ppm a menos de 20ppm, y el contenido de sólidos disueltos a

50ppm como mínimo.

4.2.1 SISTEMA DE SEPARACIÓN TRIFÁSICA

En la presente propuesta se reemplaza los separadores bifásicos por dos

separadores trifásicos. Cada uno posee una capacidad de diseño de 24800BFPD

con un 96% de BSW (año 2025).

189

Para su dimensionamiento se considera lo siguiente:

a) Las líneas de interfase se encuentran definidas.

b) La temperatura y presión se consideran constantes.

c) Las gotas de fluido de las fases a separar son esféricas.

d) Las fases a separar son inmiscibles.

e) El diámetro de partícula máximo del líquido que se escapa por el extractor

de neblina es de 100 micrones.

f) El tiempo de retención en el separador trifásico es de 10 minutos.

Datos a Considerar

Para el dimensionamiento del separador trifásico tomamos como

referencia la producción proporcionadas por Petroproducción y las

propiedades obtenidas en la simulación, éstas que se exponen en la Tabla

4.20.

TABLA 4.20: DATOS

DATOS

Gas 0.814 MMPCED

Fluido 22890 BFPD

BSW 96 %

GOR 123 PCED/BF

γo 0.88

γw 0.994

γg 1.007

zg 0.98

µo 15.89 cp

µw 0.63 cp

Pop 28.4 psig

Top 108 °F

tr 10 min


190

Capacidad de Manejo de Gas

El cálculo de la capacidad de manejo de gas es semejante al de los

separadores bifásicos, primero obtenemos la relación presión/ temperatura

con la Ecuación 4.3 y luego el coeficiente K en la Figura 4.1:

076.0S y K= 0.13

El valor de S y K se reemplaza en la Ecuación 4.4, así se obtiene el

producto 8.6 effLD ; asumiendo distintos diámetros del separador se

calcula la longitud efectiva ( effL ), luego por la Ecuación 4.1 obtenemos la

longitud total ( ssL / ).

Para seleccionar las dimensiones del separador , éstas deben guardar una

relación DL ss // en un rango de 3 a 4, así obtenemos un separador de 18

in y de 5 ft de largo (Tabla 4.21):

TABLA 4.21: CAPACIDAD DE GAS

DIÁMETRO

LONGITUD EFECTIVA

LONGITUD TOTAL

LONGITUD TOTAL/DIÁMETRO

(in) (ft) (ft)

6 9.5550 10.0550 20.10993

12 4.7775 5.7775 5.77748

18 3.1850 4.6850 3.12333

24 2.3887 4.3887 2.19437

30 1.9110 4.4110 1.76440

36 1.5925 4.5925 1.53083


191


Inicialmente los separadores de la Estación Pichincha eran trifásicos, sin

embargo el agua de separación era descargada con alta concentración de

petróleo debido a que el tiempo de residencia no era el adecuado. Estos

separadores fueron adecuados a bifásicos y son los que actualmente

operan.

Para nuestro diseño se considera un tiempo de residencia de 10 minutos.

El caudal de fluido considerado es el máximo (2025) con un

sobredimensionamiento del 20% (45779BFPD). Tal flujo es demasiado

para tratar en un solo separador, planteando la instalación de dos

separadores trifásicos con capacidad de manejo de 22890BFPD que

corresponde al 50% del flujo total.

Para determinar la capacidad de retención de la fase líquida utilizamos la

siguiente relación:

wo QQtrLeffD 42.12 (4.14)

Donde:


Leff: Longitud efectiva, ft


Qo : Caudal de petróleo, BPPD

Qw : Caudal de agua, BAPD

Reemplazando los valores y asumiendo diámetros para el separador,

obtenemos los resultados expuestos en la Tabla 4.22:

192

TABLA 4.22: CAPACIDAD DE LÍQUIDO

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

LONGITUD TOTAL

LONGITUD

TOTAL/DIÁMETRO

(in) (ft) (ft)

90 40.127 53.503 7.1

96 35.268 47.024 5.9

102 31.241 41.655 4.9

108 27.866 37.155 4.1

114 25.010 33.347 3.5

120 22.572 30.096 3.0

126 20.473 27.298 2.6

132 18.654 24.872 2.3

138 17.067 22.756 2.0

144 15.675 20.899 1.7


Para seleccionar el diámetro y longitud apropiados, la relación de

Slenderness (Ls-s/D) de estar comprendida entre 3 y 4.

En base a este criterio se requiere implementar un separador trifásico de

114in de diámetro y 33ft de largo. El separador trifásico proporciona una

capacidad de manejo de 22889BFPD, alcanzando a tratar el fluido hasta el

año 2016 (22783BFPD) con un tiempo de residencia de 10 minutos. A

partir del año 2017 se recomienda la instalación del segundo separador

trifásico, en conjunto los dos separadores satisfacen las necesidades en el

tema separación hasta el año 2025.

193



Datos a Considerar

Para determinar la capacidad operativa de la bota de gas se emplea los

siguientes datos:

TABLA 4.23: DATOS

DATOS

D 46 in

h 54 ft

Top 120 °F

Pop 16.7 psia

z 0.99

γg 1.07

API 28.5

Qg 0.813 MMPCED


Cálculo de la Capacidad de Gas

Se determina la relación presión/temperatura con la Ecuación 4.3:

03.0460120

07.17.16

S

Luego, en la Figura 4.1: con S y el °API se determina la constante K que

es de 0.11 y se calcula la capacidad de manejo de gas de la bota

desgasificadora con la Ecuación 4.6:

MMPCEDCg 11.011.099.0)460120(504

7.16462

194

El 10% de la producción máxima de gas (año 2009) es de 0.081MMPCED,

por lo tanto la bota desgasificadora puede manejar sin ningún problema el

10% del flujo máximo de gas.


Debido a que el 80% del agua se evacúa en el separador trifásico y a que

la máxima producción de crudo es en el año 2014, el máximo flujo de

fluidos que llega a la bota desgasificadora es en el 2014, si se mantiene

constante el flujo de agua que recircula por el calentador.

El tiempo de residencia que proporciona este equipo se calcula con un

caudal de fluido equivalente a 8245BFPD (corriente # 5-Anexo 6.5), para

su determinación se emplea la Ecuación 4.7, así:

min6.138245

7.771440 rt

El tiempo de retención se encuentra fuera de rango (> 5min),

encontrándose la bota desgasificadora sobredimensionada.


El tanque de lavado posee un volumen dinámico de 22380bls, con este volumen

determinamos el tiempo de residencia del fluido, considerando que el separador

trifásico permite eliminar el 80% de agua.

195

En la Tabla 4.24 se exhiben los cálculos del tiempo de residencia en función de

la producción promedia diaria de cada año, utilizando la Ecuación 4.9,

obteniéndose:

TABLA 4.24: TIEMPO DE RESIDENCIA

TIEMPO PETRÓLEO AGUA

20%

AGUA FLUIDO

TIEMPO DE

RESIDENCIA

(año) (BPPD) (BAPD) (BAPD) (BFPD) (hr)

2009 3551 9284 1857 5408 99

2010 3290 9947 1989 5279 102

2011 3047 10658 2132 5179 104

2012 2823 11419 2284 5107 105

2013 2615 12235 2447 5062 106

2014 3642 17124 3425 7067 76

2015 3374 18347 3669 7043 76

2016 3125 19658 3932 7057 76

2017 2895 21062 4212 7108 76

2018 2682 22566 4513 7195 75

2019 2484 24179 4836 7320 73

2020 2301 25906 5181 7483 72

2021 2132 27756 5551 7683 70

2022 1975 29739 5948 7923 68

2023 1830 31864 6373 8202 65

2024 1695 34140 6828 8523 63

2025 1570 36579 7316 8886 60


196

FIGURA 4.7: TIEMPO DE RESIDENCIA


El tiempo de residencia de la Propuesta 2 respecto a la Propuesta 1 se duplica y

en algunos casos se cuadriplica. Esta ventaja proporciona mayor concentración

de sólidos resultado del asentamiento gravitacional y de la reducción del flujo de

agua en el separador (80%).

4.2.3 SISTEMA DE CALENTAMIENTO

4.2.3.1 Calentador

El requerimiento de energía para calentar 1000BAPD para la Propuesta 2 se

determina a través de la simulación. Estos resultados son re-editados en la Tabla

4.25 a partir de los resultados de la simulación que se ha detallado en la Sección

3.2.7.3.

197


VARIABLE

PROPUESTA 2

Caso 1 Caso 2 Caso 3

Energía de calentamiento (MMBTU/hr) 0.60 0.91

1.47

Gas combustible (PCED) 12620 19140

30920


El gas combustible es menor en comparación con la Propuesta 1, ya que el 80%

del caudal de agua que ingresa al sistema de separación primaria es enviado al

sistema de tratamiento de agua para reinyección.

4.2.3.2 Bomba Booster de Calentamiento

La energía requerida por la bomba booster es de 1514BTU/hr. El volumen de gas

equivalente a la energía requerida, considerando que el equipo utiliza como

combustible el mismo gas de la estación, se calcula con la Ecuación 3.1:

PCEDQg 32904.1140

151424

En cambio, la potencia de la bomba booster se calcula con la Ecuación 4.10, con

una potencia teórica de 0.6HP obtenida en la simulación:

HPHP 83.08.09.0

6.0

4.2.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIA

La evaluación de este sistema está regidos en base a la producción de petróleo

(Anexo 3.1) y conociendo que ésta es constante para las Propuestas 1 y 2, el

tiempo de bombeo es el mismo al de la propuesta anterior (ver Sección 4.1.4.2).

198

4.2.5 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN

4.2.5.1 Características del Agua de Formación

En el Subcapítulo 4.1.5.1 se ha concluido que el agua de formación a la salida

del tanque de lavado no necesita tratamiento físico, ya que actualmente cumple

con los requerimientos básicos de inyección.

Sin embargo, al implementar un separador trifásico se considera que el agua libre

separada (80%) contiene una concentración máxima de 200ppm de petróleo en

agua. Por lo que es necesario la instalación de un tanque de desnatado y un

tanque de almacenamiento de agua de formación, para reducir la concentración

de petróleo hasta un rango <20ppm.

4.2.5.2 Tanque de Desnatado

La razón anterior justifica la instalación de un tanque de desnatado. Éste es de la

forma cilíndrica y proporciona un tiempo de retención máximo de 15 minutos,

dando tratamiento a partículas con diámetros ≤200 micrones.

Datos a Considerar

TABLA 4.26: DATOS

DATOS

Qw 35116 BFPD

γw 0.994

µw 0.627 cp

γo 0.884

dp 200 μm

trw 15 min


199

Dimensionamiento por el Diámetro de Partícula

Considerando que el diámetro de partícula es de 200 micrones, el

dimensionamiento se realiza mediante la siguiente ecuación:

2

1000

pow

wwefft

d

QLD

(4.15)

Donde:

Dt : Diámetro del tanque, in

Leff: Altura efectiva del tanque, ft


µw : Viscosidad del agua, cp

γw : Gravedad específica del agua

γo : Gravedad específica del petróleo

dp : Diámetro de partícula, μm

Reemplazando,

5.6706

200884.0994.0

627.04706010002

effLD

Asumimos varios diámetros del tanque para calcular la altura efectiva y la

altura costura-costura del tanque (ver Tabla 4.27).

200

TABLA 4.27: DIMENSIONES-TANQUE DESNATADOR

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

LONGITUD

TOTAL

LONGITUD

TOTAL/DIÁMETRO

(in) (ft) (ft)

90 55.6 74.1 9.9

96 52.1 69.5 8.7

102 49.1 65.4 7.7

108 46.3 61.8 6.9

114 43.9 58.5 6.2

120 41.7 55.6 5.6

126 39.7 52.9 5.0

132 37.9 50.6 4.6

138 36.3 48.4 4.2

144 34.8 46.3 3.9

147 34.0 45.4 3.7

151 33.1 44.2 3.5


Dimensionamiento por el Tiempo de Retención

Mediante el tiempo de residencia el dimensionamiento se realiza con la

ecuación:

wrwefft QtLD 4.12 (4.16)

Donde:

Dt : Diámetro del tanque, in

Leff: Altura efectiva del tanque, ft

trw : Tiempo de residencia del agua, min


201

Reemplazando,

98826047060154.12 effLD

Considerando varios diámetros del tanque se calcula la altura efectiva y la

altura de costura a costura del tanque, como se detalla en la Tabla 4.28:

TABLA 4.28: DIMENSIONES-TANQUE DESNATADOR

DIÁMETRO

LONGITUD

EFECTIVA

LONGITUD

TOTAL

LONGITUD

TOTAL/DIÁMETRO

(in) (ft) (ft)

90 91.0 121.4 16.2

96 80.0 106.7 13.3

102 70.9 94.5 11.1

108 63.2 84.3 9.4

114 56.7 75.7 8.0

120 51.2 68.3 6.8

126 46.4 61.9 5.9

132 42.3 56.4 5.1

138 38.7 51.6 4.5

144 35.6 47.4 4.0

147 34.1 45.5 3.7

151 32.3 43.1 3.4


El dimensionamiento del tanque de desnatado está definido en la

intersección de las variables longitud y diámetro de los dos procedimientos,

y además debe cumplir con la relación de Slenderness (Ls-s/D). De éste

análisis cuantitativo se obtiene las siguientes dimensiones del tanque:

Diámetro = 147in y Altura = 46ft.

202

FIGURA 4.8: DIÁMETRO VS LONGITUDES EFECTIVAS


4.2.5.3 Dimensionamiento del Tanque de Agua de Formación

Para el dimensionamiento del tanque de almacenamiento se considera un tiempo

de residencia de 10 minutos, en conjunto con la ayuda de las tablas de diseño

bajo la Norma API 650.

Datos a Considerar

TABLA 4.29: DATOS

DATOS

Qw 43895 BFPD

gw 0.994

µw 0.627 cp

trw 10 min


203

El volumen del tanque de almacenamiento se calcula con la siguiente

relación:

1440

rww tQV

(4.17)

Donde:

V : Volumen del Tanque, bls

trw: Tiempo de retención del agua, min

Qw: Caudal de agua, BAPD

Reemplazando,

blsV 3051440

1043895

Con el volumen de 305bls ingresamos a la Tabla de Capacidades de

acuerdo a la Norma API 650 del Anexo 4.10. La capacidad más proxima es

de 335bls, cuyas dimensiones son: Diámetro = 120in y Altura = 24ft.

4.2.5.4 Sistema de Bombeo

El volumen máximo de agua de formación a reinyectar (36579BAPD) en el

año 2025 es el mismo para la Propuesta1 y 2, por lo que el requerimiento

en el sistema de bombeo es el mismo al descrito en la Sección 4.1.5.2.

204

4.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LAS PROPUESTAS

Las propuestas se han planteado de acuerdo a los problemas técnicos y

medioambientales que suscitan actualmente en la estación de producción. El

análisis de los pro y contra de cada una de éstas se desarrolla en esta sección y

se elije la propuesta técnicamente óptima.

4.3.1 PROPUESTA N°1

Ventajas

a) Requiere un sistema de automatización y control más sencillo.

b) Se puede reutilizar los separadores bifásicos con los que

cuenta la estación.

c) El agua total a reinyectar tiene 15ppm de petróleo, menor

concentración que el agua libre a tratar proveniente del

sistema trifásico (200ppm).

Desventajas

a) Debido a la gran cantidad de agua en la corriente de flujo que

ingresa al tanque de lavado, se requiere calentar la mezcla de

108°F a 120°F con un calentador de 1.97MMBTU/hr

actualmente y 6.87MMBTU/hr para el caso máximo de fluido

en el año 2025.

b) Se incrementan los gastos de combustible debido a que el

calentador requiere mayor transferencia de calor.

205

c) La bota desgasificadora, en el caso de que se la utilice como

sistema de separación primaria se inundaría ya que ofrece un

tiempo de retención de 2.4 minutos.

d) El tiempo de residencia del agua en el tanque de lavado es

mucho menor que en la Propuesta 2, ya que hay mayor

volumen total de fluido a tratar.

e) Se requiere tratar químicamente el 100% del agua para

reinyección proveniente del tanque de lavado, en el caso de

que las características físico-químico varíen a lo largo del

tiempo y excedan los rangos permitidos.

f) Al ser mayor la cantidad de fluido a calentar se requiere

tuberías y equipos de bombeo de mayor capacidad.

4.3.2 PROPUESTA N° 2

Ventajas

a) Debido a que la corriente de crudo lleva consigo el 20% de

agua (emulsionada) se requiere para calentar la mezcla de

108ºF a 120°F un calentador de 0.60MMBTU/hr actualmente

y 1.47MMBTU/hr para el caso máximo de agua.

b) En comparación con la Propuesta 1, se requiere menor

volumen de gas combustible.

c) Debido a un mayor tiempo de residencia del agua en el

tanque de lavado, la concentración de sólidos y crudo en el

agua a la salida de éste es menor.

206

d) El consumo de químicos disminuye, ya que al instalar un

separador trifásico el volumen de agua disminuye en un 80%.

e) Se requiere equipos de bombeo y tuberías de menor

capacidad y diámetro que las asociadas a la Propuesta 1.

Desventajas

a) Los separadores trifásicos son equipos más costosos que los

separadores bifásicos.

b) Requiere un sistema de automatización y control más

sofisticado.

c) Se requiere tratar el agua proveniente del separador

trifásico antes de reinyectar, debido a que la concentración de

crudo es aproximadamente de 200ppm, mientras que el agua

proveniente del tanque de lavado no requiere tratamiento.

4.3.3 RESULTADO

Después de realizar una comparación entre las dos propuestas en función de sus

ventajas y desventajas se recomienda implementar la Propuesta 2 por las

siguientes razones:

Permite manejar altos cortes de agua (>85%).

Reduce los requerimientos de químicos demulsificante y antiparafínico en

el tiempo.

207

El requerimiento de energía del calentador es menor.

Ofrece mayor tiempo de residencia en el tanque de lavado, proporcionando

menor concentración de sólidos disueltos en el agua de reinyección.

4.4 PROPUESTA 3

El flujo de gas enviado al sistema de compresión es comprimido hasta 200psig en

el compresor CO-02 y enfriado hasta 160°F en el aeroenfriador E-02.

Adicionalmente se disminuye la temperatura hasta 20°F por encima de la

temperatura ambiente (100°F) en el enfriador E-03 y se drenan los condensados

en el scrubber (SCB-09). Finalmente el gas es calentado hasta 150°F así el gas

se aleja de su punto de rocío mediante el uso de un intercambiador de calor (IC-

01) para luego ser transferido al Sistema de Gas Lift de la Estación Secoya.

La capacidad de trabajo del compresor CO-01 y CO-02 es de 360HP, mientras

que la capacidad del enfriador es de 636100BTU/hr. En la Propuesta 3 el

compresor con el máximo flujo de gas trabaja con una potencia de 123HP (Tabla

4.30), el rendimiento de éste alcanza el 34% confirmando que el equipo debe ser

reemplazado por un compresor de menor capacidad que proporcione un

rendimiento mayor al 80%. Mientras tanto el aeronfriador alcanza un rendimiento

aproximado al 29%, concentrándose fuera del rango óptimo.

El equipo de compresión-aeroenfriador fue diseñado para altas ratas de gas que

era característico de hace 20 años, la caída brusca de la producción de gas es la

responsable de los rendimientos bajos que poseen los equipos.

El análisis de la producción de gas en el campo hasta el año 2025, el tiempo de

vida de los equipos de compresión que ha llegado al tiempo de utilidad (20 años)

y el bajo rendimiento del proceso en sí son pruebas suficientes para reemplazar,

sustituir y modernizar este sistema.

208

La capacidad del enfriador adicional (E-03) es de aproximadamente 20000BTU/hr

para enfriar el gas hasta 50°F sobre su punto de rocío (100°F), éste y otros

parámetros como la condiciones de operación de cada etapa se obtienen de la

simulación y se detallan en la Tabla 4.30:

TABLA 4.30: RESULTADOS SIMULACIÓN

EQUIPO

T1 T2 P1 P2 ENERGIA

(°F) (°F) (psig) (psig) (MBTU/hr)

COMPRESOR (CO-02)

Etapa 1 106 252 23 110 151.6 (84HP)

Etapa 2 171 240.4 110 200 71.48 (39HP)

ENFRIADOR (E-02)

Etapa 1 252 171 110 110 91.6

Etapa 2 240.4 160 200 200 91.6

ENFRIADOR (E-03) 115 100 193 188 19.6 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

209

4.4.1 VENTAJAS Y DESVENTAJAS

Ventajas

a) Proporciona un gas limpio de líquidos y condensados.

b) Reduce la velocidad de corrosión del gasoducto y de los

equipos del sistema de compresión.

c) Reduce el mantenimiento continuo del sistema compresor-

motor.

d) Conduce al uso adecuado del recurso gas natural,

optimizando los procesos y reduciendo el impacto ambiental

que ocurre al quemar éste.

Desventajas

a) Requiere el re-diseño del sistema de compresión: tuberías,

accesorios, compresor, enfriador, intercambiador de calor y

scrubbers.

b) Requiere de un sistema de automatización y control.

c) Necesita nuevos estudios para convalidar en una solución

rentable, óptima y amigable con el medio ambiente.

210

4.4.2 RESULTADO

Considerando las ventajas y desventajas es necesario e incondicional

implementar esta solución, claro está que también se debe justificar la

rentabilidad, pero también está claro que las condiciones de trabajo del sistema

de compresión son de baja eficiencia.

Nuestra percepción de la Propuesta 3, no constituye un punto central en nuestro

estudio, es por eso que únicamente se plantea la propuesta, recomendando su

implementación. El estudio de pre-factibilidad debe ser analizado por el

departamento responsable del Campo Libertador que maneja la producción de la

Estación Pichincha.

La reducción del flujo de gas que se ha tenido en los últimos 10 años, hace

además que el flujo de gas sea centralizado u ocupe una franja central de la

tubería, ya que éstas se instalaron hace 20 años para capacidades superiores.

Este problema ocasiona el rápido enfriamiento de la corriente de gas por

intercambio de calor con el medio ambiente. Si el gas se enfría genera

condensados que son visibles en los filtros de combustible, tanto así que estos se

encuentran inundados.

El gas que se comprime en la Estación Pichincha se transporta a través del

gasoducto a la Estación de Compresión Secoya, donde este flujo junto con el de

otras estaciones ingresan a los compresores y este gas se utiliza para

levantamiento artificial de la producción de varios pozos. El Departamento de

Ingeniería en Petróleos del Campo Libertador estiman que estos pozos

funcionarán bajo este sistema de levantamiento artificial hasta el año 2011.

Entonces, surge la pregunta ¿Es factible llevar a cabo la implementación de la

Propuesta 3?, por medio de la cual planteamos varias alternativas

complementarias:

211

El gas puede ser redireccionado al Sistema de Generación Eléctrica de la

Estación Secoya.

En el caso de no enviar el flujo de gas natural a la Estación Secoya,

realizar un estudio de factibilidad de un sistema de generación eléctrica

propio de la Estación Pichincha, o resultado de la unificación de estaciones

de producción cercanas.

La utilización del 100% del gas natural como combustible es otra

alternativa.

212

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS ECONÓMICO

El tema económico del presente estudio se fundamenta en el cálculo de flujo neto

de caja (ingresos-costos), el cual puede ser positivo o negativo. Este es un

indicativo de si existen ganancias o reembolsos de activos. Nuestro proyecto

plantea como objetivo optimizar los procesos de producción con la inversión que

generan los propios recursos que se industrializa.

Los costos son referenciales más no determinantes o absolutos que permiten

conseguir una guía en este aspecto económico.

El principal ingreso es la producción de los nuevos pozos a partir del año 2013. El

segundo ingreso de importancia es el ahorro en tratamiento químico de acuerdo a

cada propuesta.

El precio promedio del barril es de 66.50 USD, tomando en cuenta el costo del

barril de crudo de los meses de junio y julio del 2009, según la fuente del Banco

Central del Ecuador. Este precio se toma como referencia para el estudio

económico del proyecto, teniendo en cuenta solo como indicativo.

213

TABLA 5.1: PRECIO DIARIO DEL CRUDO

FECHA VALOR (USD)

Julio-13-2009 59.69

Julio-10-2009 59.89

Julio-09-2009 60.41

Julio-08-2009 60.14

Julio-07-2009 62.93

Julio-06-2009 64.05

Julio-02-2009 66.73

Julio-01-2009 69.31

Junio-30-2009 69.89

Junio-29-2009 71.49

Junio-26-2009 29.16

Junio-25-2009 69.63

Junio-24-2009 68.14

Junio-23-2009 68.74

Junio-22-2009 66.93

Junio-19-2009 69.55

Junio-18-2009 71.37

Junio-17-2009 71.03

Junio-16-2009 70.47

Junio-15-2009 70.62

Junio-12-2009 72.04

Junio-11-2009 72.68

Junio-10-2009 71.33

Junio-09-2009 70.01

Junio-08-2009 68.09

Junio-05-2009 68.44

Junio-04-2009 68.81

Junio-03-2009 66.12

Junio-02-2009 68.55

Junio-01-2009 68.58

PROMEDIO 66.50 FUENTE: BANCO CENTRAL DEL ECUADOR

214

La variabilidad de los precios presenta una mejor visualización en la Figura 5.1:

FIGURA 5.1: PRECIO DEL PETRÓLEO MES DE JUNIO 2009

FUENTE: BANCO CENTRAL DEL ECUADOR

5.1 COSTOS

5.1.1 PROPUESTA 1


De acuerdo al Departamento Financiero de Petroproducción el costo de

producción de cada barril de petróleo correspondiente a la Estación Pichincha es

de 5.50USD/bls como se observa en el Anexo 5.

5.1.1.2 Reinyección de Agua de Formación

El costo que implica la reinyección del agua de formación es el resultado de la

suma de los tres costos: energía, tratamiento químico y mantenimiento.

215

Costo de Energía

Considerando que el costo de energía es constante durante el periodo de

duración del proyecto, e igual a 0.15USD por cada KW-h.

De acuerdo al reporte de reinyección (Anexo 3.7), se inyecta al pozo PICH

01 con la bomba REDA 02 y al pozo PICH 11 con la bomba REDA 03 en

un tiempo de 4 y 24 horas respectivamente, la energía consumida por

éstas representa un total de 47KW. El caudal promedio que se inyecta por

día es el caudal de producción de agua de formación, es decir 9284BAPD.

EhoraCosto KW $ (5.1)

Donde:

$KW: Costo de 1 KW-h de energía, USD

E : Cantidad de energía consumida, KW

Reemplazando,

hrUSDhoraCosto /05.74715.0

El costo por barril es igual al costo por hora dividido para el caudal, así:

wQ

horaCosto

blsCosto

24

(5.2)

Reemplazando en la Ecuación 5.2,

blsUSDblsCosto /02.09284

05.724

216

El costo de energía del sistema de reinyección de agua bordea los dos

centavos de dólar por cada barril que se reinyecta en los dos pozos.

Costo de Químicos

En la actualidad se inyecta cuatro tipos de químicos en el sistema de

reinyección, cuyo costo es:

TABLA 5.2: COSTO DE QUÍMICOS

QUÍMICO LUGAR GAL/DÍA USD/gal

Antiescala MX-302 Salida del wash tank 5.2gal/día 6.74

Anticorrosivo Proterquim 1176 Antes de bombas booster 7.4gal/día 8

Biocida BAC-91 Entrada a REDA 9.9gal/día 7.5

Surfactante Deterquim 273 Pulmón de bombas REDA 3.1 gal/día 7.5


FUENTE: CHAMPION TECHNOLOGY DEL ECUADOR S.A

El costo diario que representa el tratamiento químico es resultado del

producto del caudal diario por el precio unitario, así:

44332211/ CQCQCQCQdíaCosto (5.3)

Donde:

Qn: Caudal de inyección del químico, GPD

Cn: Costo de cada galón, USD/gal

217

Reemplazando,

diaUSDCosto /80.19153.71.35.79.984.774.62.5

El costo de inyección de químicos se obtiene con el costo diario divido para

el caudal de inyección:

blsUSDQ

diaCostoblsCosto

w

/02.0/

(5.4)

Reemplazando en la Ecuación 5.4,


8.191

Costo de Mantenimiento

Los costos por mantenimiento en el año 2008 suman 266000USD y se

desglosan en la Tabla 5.3.

TABLA 5.3: COSTOS POR MANTENIMIENTO

OPERACIÓN USD

Reparaciones mayores 91000

Mantenimiento motores 150000

Mantenimiento de equipos REDA 25000

Total 266000


FUENTE: DEPARTAMENTO FINANCIERO-PETROPRODUCCIÓN

El costo de mantenimiento por cada barril se lo determina de la siguiente

manera:

w

m

Q

CblsCosto

365/ (5.5)

218

Donde:

Cm: Costo anual de mantenimiento, USD/año

Qw : Caudal de agua de reinyección, BAPD

Reemplazando,


266000/

Costo Total

Sumando los tres costos desglosados anteriormente da un total de

0.12USD por cada barril reinyectado de agua:

ntoMantenimieCostoQuímiCostoEnergíaCostoTotalCosto cos (5.6)

blsUSDTotalCosto /12.080.002.002.0

5.1.1.3 Costo Combustible de Calentamiento

Calentador

Considerando que el costo del combustible es 9USD/MPCE, se obtienen

los costos de combustible que usa el calentador y la bomba de

calentamiento de agua.

219

Para determinar el costo del volumen equivalente utilizamos la siguiente

ecuación:

gg QañoCosto $365/ (5.7)

Donde:

$g: Costo del gas, USD/PCE

Qg: Caudal del gas, PCED

Reemplazando para el Caso 3, se obtiene:

año

USD

año

Costo474865144517009.0365

La tasa anual del incremento en el costo es constante, variando los precios

linealmente con el tiempo. El periodo de cálculo está comprendido entre los

años 2010 y 2025.

FIGURA 5.2: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR


220

TABLA 5.4: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR

TIEMPO COSTO-COMBUSTIBLE

(año) (USD)

2010 157304.69

2011 178475.38

2012 199646.06

2013 220816.75

2014 241987.44

2015 263158.13

2016 284328.81

2017 305499.50

2018 326670.19

2019 347840.88

2020 369011.56

2021 390182.25

2022 411352.94

2023 432523.63

2024 453694.31

2025 474865.00


Bomba Booster

Se considera que el costo de energía para la bomba booster se mantiene

constante en el tiempo, así:

TABLA 5.5: COSTO COMBUSTIBLE-BOMBA BOOSTER

PROPUESTA 1

Energía (BTU/hr) 9362

Combustible (PCED) 156

Costo (USD/día) 1.40

Costo (USD/año) 512


221

5.1.1.4 Costo de Equipos

Los costos refrendados en esta sección o numeral son referenciales

basados en la investigación a diferentes proveedores, más no son

absolutos.

De acuerdo a las propuestas planteadas para el caso máximo de agua los

equipos necesarios para implementarlos y sus costos se detalla a

continuación en las Tabla 5.6. Cabe mencionar que los costos

aproximados fueron obtenidos de los proveedores.

TABLA 5.6. COSTOS DE EQUIPOS- PROPUESTA 1

EVALUACIÓN DE PROPUESTA 1

EQUIPOS N° DIMENSIONES CONDICIONES USD

Calentador de Agua 1 7.87 MMBTU/hr ΔT = 20 °F; P=38 psig 2‟300000

Bomba de recirculación de agua 1 6183 BAPD ΔP = 30 psig 8000

Bomba booster (transferencia) 1 4000 BPPD ΔP = 40 psig 6000

COSTO INVERSIÓN INICIAL 2314000


FUENTE: DEPARTAMENTO FINANCIERO-PETROPRODUCCIÓN

222

5.1.1.5 Costo Total

Sumando los costos de operación y el costo de equipos develan como resultado el costo total, a continuación detalle a detalle se

exhiben anualmente:

TABLA 5.7: COSTO TOTAL- PROPUESTA 1

EGRESOS- PROPUESTA1

TIEMPO

INVERSIÓN INICIAL

COMBUSTIBLE CALENTADOR

ENERGÍA BOOSTER

COSTO PRODUCCIÓN

COSTO DE REINYECCION

COSTOS DE PERFORACIÓN

SEPARADOR BIFÁSICO

TOTAL

(AÑOS) (MMUSD) (MMUSD) (USD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD)

2009 2.314 2.314

2010 0.157 512.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.158

2011 0.178 512.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.179

2012 0.200 512.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.200

2013 0.221 512.00 0.00 0.00 9.00 0.00 9.221

2014 0.242 512.00 2.45 1.76 0.00 0.20 4.650

2015 0.263 512.00 2.27 0.19 0.00 0.00 2.721

2016 0.284 512.00 2.10 0.20 0.00 0.00 2.589

2017 0.305 512.00 1.95 0.22 0.00 0.00 2.470

2018 0.327 512.00 1.80 0.23 0.00 0.00 2.362

2019 0.348 512.00 1.67 0.25 0.00 0.00 2.267

2020 0.369 512.00 1.55 0.27 0.00 0.00 2.183

2021 0.390 512.00 1.43 0.29 0.00 0.00 2.109

2022 0.411 512.00 1.33 0.31 0.00 0.00 2.044

2023 0.433 512.00 1.23 0.33 0.00 0.00 1.991

2024 0.454 512.00 1.14 0.35 0.00 0.00 1.945

2025 0.475 512.00 1.06 0.38 0.00 0.00 1.907 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

2

22

223

5.1.2 PROPUESTA 2


De acuerdo al Departamento Financiero de Petroproducción el costo por producir

un barril de petróleo en la Estación Pichincha es de 5.50USD/barril como se

observa en el Anexo 5.

5.1.2.2 Reinyección de Agua

Los costos de reinyección para la Propuesta 2 representan los mismos costos

que de la Propuesta 1, detallados con anterioridad en la Sección 5.1.1.2.En total

los costos de reinyección ascienden a 12 centavos de dólar por cada barril que se

reinyecta.

5.1.2.3 Costo Combustible de Calentamiento

Calentador

Realizando la misma consideración que la de la Propuesta 1 el costo de

gas combustible es de 9USD/MPCE y con el uso de la Ecuación 5.7 se

calcula el costo anual que representa utilizar el gas como combustible:

año

USD

año

Costo10157230920009.0365

Anualmente varía el gas requerido como combustible, manteniendo constante el

precio por MPCE de gas. Los resultados de los cálculos anuales de los costos

hasta el año 2025 en dólares son:

224

TABLA 5.8: COSTOS DE COMBUSTIBLE-CALENTADOR

TIEMPO COSTO-COMBUSTIBLE

(año) (USD)

2010 45214.19

2011 48971.38

2012 52728.56

2013 56485.75

2014 60242.94

2015 64000.13

2016 67757.31

2017 71514.50

2018 75271.69

2019 79028.88

2020 82786.06

2021 86543.25

2022 90300.44

2023 94057.63

2024 97814.81

2025 101572.00 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

FIGURA 5.3: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR


225

Bomba Booster

TABLA 5.9: COSTO COMBUSTIBLE-BOMBA BOOSTER

PROPUESTA 2

Energía (BTU/hr) 1514

Combustible (PCED) 32

Costo (USD/día) 0.29

Costo (USD/año) 105


5.1.2.4 Costo de Equipos

Los costos referenciales de los equipos recomendados para instalar de acuerdo a

esta propuesta, se detallan a continuación:

TABLA 5.10: COSTO DE EQUIPOS-PROPUESTA 2

EVALUACIÓN DE PROPUESTA 2

EQUIPOS N° DIMENSIONES CONDICIONES USD

Separador Trifásico 1 24800BFPD (114"*33ft) 108/150°F 28/125psig 500000

Calentador de Agua 1 2.47 MMBTU/hr ΔT = 32 F; P=38 psig 200000

Bomba de recirculación de agua 1 1000 BAPD ΔP = 30 psig 5000

Bomba booster (transferencia) 1 4000 BPPD ΔP = 40 psig 6000

Tanque de Desnatado 1 966 bbl(147‟‟*46ft) 80°F 30 psig 500000

Tanque de Agua de Formación 1 335bbl (120‟‟*24ft) 80°F 30 psig 5000

COSTO INVERSIÓN INICIAL 1211500


FUENTE: DEPARTAMENTO FINACIERO

226

5.1.2.5 Costo Total

En la Tabla 5.11 se exhibe en detalle el total de costos que implica la puesta en marcha de la Propuesta 2:

TABLA 5.11: COSTO DE INVERSIÓN INICIAL-PROPUESTA 2

EGRESOS- PROPUESTA 2

TIEMPO

INVERSIÓN INICIAL

COMBUSTIBLE CALENTADOR

ENERGÍA BOOSTER

COSTO PRODUCCIÓN

COSTO DE REINYECCION

COSTOS DE PERFORACIÓN


TOTAL

(AÑOS) (MMUSD) (MMUSD) (USD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD)

2009 1.210 1.210

2010 0.045 105.00 0.000 0.00 0.00 0.00 0.045

2011 0.049 105.00 0.000 0.00 0.00 0.00 0.049

2012 0.053 105.00 0.000 0.00 9.00 0.00 9.053

2013 0.056 105.00 0.000 0.00 0.00 0.00 0.057

2014 0.060 105.00 2.449 1.76 0.00 0.00 4.268

2015 0.064 105.00 2.268 0.19 0.00 0.00 2.521

2016 0.068 105.00 2.102 0.20 0.00 0.50 2.872

2017 0.072 105.00 1.947 0.22 0.00 0.00 2.235

2018 0.075 105.00 1.803 0.23 0.00 0.00 2.110

2019 0.079 105.00 1.670 0.25 0.00 0.00 1.998

2020 0.083 105.00 1.548 0.27 0.00 0.00 1.897

2021 0.087 105.00 1.433 0.29 0.00 0.00 1.805

2022 0.090 105.00 1.327 0.31 0.00 0.00 1.723

2023 0.094 105.00 1.231 0.33 0.00 0.00 1.652

2024 0.098 105.00 1.140 0.35 0.00 0.00 1.589

2025 0.102 105.00 1.056 0.38 0.00 0.00 1.533


2

26

227

5.2 INGRESOS

La capacidad de separación primaria a instalar permite manejar la producción de

fluido adicional de los dos nuevos pozos, representando la producción de éstos un

ingreso adicional.

La utilización del calentador incide en la emulsión proveniente del sistema de

separación primaria ocasionando que la misma se rompa con mayor facilidad.

Para el análisis se considera que el consumo de demulsificante se mantiene

constante en el tiempo, mientras que el consumo de antiparafínico se reduce en

un 20% manteniéndose así constante en el tiempo.

5.2.1 PROPUESTA 1

5.2.1.1 Químico “Demulsificante”

El consumo de demulsificante es directamente proporcional al caudal de agua,

por lo tanto como el corte de agua incrementa con el tiempo la suministración de

éste también. De acuerdo a los datos recolectados en el campo el incremento de

los galones por día de demulsificante incrementa con el corte de agua como se

observa en la Figura 5.4.

Para el análisis de este ingreso adicional se toma en cuenta que la rata de

inyección del químico demulsificante debe permanecer constante en el tiempo, es

decir a la actual (10GPD). Entonces el ahorro es la diferencia de la rata promedia

proyectada de cada año y los 10GPD (Ver Figura 5.5), considerando que el

costo por galón del demulsificante es constante (12.25USD):

228

FIGURA 5.4: PROYECCIÓN CONSUMO DEMULSIFICANTE

FUENTE: DEPARTAMENTO DE CORROSIÓN

TABLA 5.12: AHORRO DEMULSIFICANTE

TIEMPO RATA PROMEDIA DIFERENCIA AHORRO/AÑO

(año) (GPD) (GPD) (USD/año)

2010 11.48 1.48 6615.17

2011 12.30 2.30 10281.82

2012 13.18 3.18 14210.41

2013 14.12 4.12 18419.64

2014 19.76 9.76 43648.18

2015 21.17 11.17 49960.33

2016 22.69 12.69 56723.40

2017 24.31 14.31 63969.60

2018 26.04 16.04 71733.43

2019 27.90 17.90 80051.89

2020 29.90 19.90 88964.59

2021 32.03 22.03 98513.97

2022 34.32 24.32 108745.53

2023 36.77 26.77 119707.98

2024 39.40 29.40 131453.56

2025 42.21 32.21 144038.20 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

229

FIGURA 5.5: AHORRO DEMULSIFICANTE


5.2.1.2 Químico “Antiparafínico”

Al elevar la temperatura a 120°F del fluido multifásico en el tanque de lavado con

la utilización de un calentador de agua, se considera que el consumo de químico

antiparafínico se reduce un 20%.

Si actualmente se inyecta 10GPD de antiparafínico el consumo se reduce a

8GPD. Considerando que el costo del químico es constante hasta el año 2025 e

igual a 6.75USD/gal, el ahorro anual por este motivo es igual a:

AAA CQI 365 (5.8)

Donde:

IA : Ingreso por ahorro de químico antiparafínico, USD/año

QA: Exceso de caudal de inyección del quimico, GPD

CA: Costo por galón de antiparafínico, USD/gal

230

año

USDI A 54.494978.62365

5.2.1.3 Producción de Petróleo de Pozos Nuevos

Con la perforación de los pozos: PCH-04D y SCY 43D en el año 2013,

obtenemos una producción adicional a partir del 2014. En el desglose de ingresos

se estima el valor por este concepto, estimando que el precio del barril de petróleo

es constante en el tiempo e igual a 66.50USD. En la Tabla 5.13 se observan los

ingresos calculados por la venta de petróleo de los dos pozos nuevos.

OOP CQI 365 (5.9)

Donde:

IP : Ingreso por producción de petróleo, USD

Qo: Caudal adicional de petróleo, BPPD

Co: Precio del barril de petróleo, USD/bls

MMUSDIP 96.315.661317365

231

TABLA 5.13: INGRESO POR PRODUCCIÓN DE POZOS NUEVOS

TIEMPO PETRÓLEO INGRESO ANUAL

(año) (BPPD) (MMUSD)

2014 1317 31.96

2015 1130 27.42

2016 1047 25.41

2017 970 23.53

2018 898 21.80

2019 832 20.20

2020 771 18.71

2021 714 17.33

2022 661 16.05

2023 613 14.87

2024 568 13.78

2025 526 12.76


232

5.2.1.4 Ingreso Total

La suma de los ingresos desglosados en las secciones anteriores representa el ingreso total que se acumula cada año:

TABLA 5.14: INGRESOS-PROPUESTA 1

INGRESOS-PROPUESTA 1

TIEMPO

AHORRO DEMULSIFICANTE

AHORRO ANTIPARAFINICO

PRODUCCION DE POZOS NUEVOS

TOTAL

(año) (USD) (USD) (MMUSD) (MMUSD)

2010 6615.17 4949.54 0.00 0.012

2011 10281.82 4949.54 0.00 0.015

2012 14210.41 4949.54 0.00 0.019

2013 18419.64 4949.54 0.00 0.023

2014 43648.18 4949.54 29.61 29.661

2015 49960.33 4949.54 27.43 27.483

2016 56723.40 4949.54 25.41 25.475

2017 63969.60 4949.54 23.54 23.613

2018 71733.43 4949.54 21.80 21.873

2019 80051.89 4949.54 20.19 20.280

2020 88964.59 4949.54 18.71 18.808

2021 98513.97 4949.54 17.33 17.434

2022 108745.53 4949.54 16.04 16.158

2023 119707.98 4949.54 14.88 15.004

2024 131453.56 4949.54 13.79 13.923

2025 144038.20 4949.54 12.77 12.916 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

2

32

233

5.2.2 PROPUESTA 2

5.2.2.1 Químico “Demulsificante”

Este ingreso a caja es consecuencia del desecho del agua libre en el separador

trifásico (80%), restando un 20% de agua que en conjunto con el petróleo

separado debe ser tratado químicamente en el tanque de lavado.

La concentración del demulsificante necesaria para el tratamiento en el tanque de

lavado se calcula con la siguiente relación:

l

q

QQ

Qppm

42

1000000 (5.10)

Donde:

ppm Q: Concentración del químico, ppm

Qq : Consumo de químico, GPD

Ql : Caudal de líquido, BFPD

Reemplazando en la ecuación anterior se tiene:

ppmppmQ 6.181283542

100000010

El caudal del demulsificante es:

000000'1

42 tQ

WT

QppmQ

(5.11)

234

Donde:

QWT : Consumo de químico demulsificante, GPD

ppmQ: Concentración del químico, ppm

Qt : Caudal de tratamiento, BFPD

GPDQWT 34.4000000'1

55666.1842

Por lo tanto el caudal ahorrado es de 10GPD-4.34GPD = 5.65GPD. De esta

manera el ingreso por ahorro de químico en el 2009 es:

DDD CQI 365 (5.12)

Donde:

ID: Ingreso por ahorro en la inyección de demulsificante, USD

QD: Caudal ahorrado de demulsificante, GPD

CD: Costo por galón, USD/gal

gal

USDI D 56.2526236525.1265.5

235

En la Tabla 5.15 se detalla el ahorro anual de demulsificante:

TABLA 5.15: AHORRO DEMULSIFICANTE

TIEMPO

AGUA

FLUIDO

RATA PROMEDIA CONCENTRACIÓN

CAUDAL AHORRADO AHORRO

(año) (BAPD) (BFPD) (GPD) (ppm) (GPD) (USD)

2010 9947 13236 11.48 20.65 4.58 30857

2011 10658 13705 12.30 21.37 4.65 34213

2012 11419 14242 13.18 22.03 4.73 37795

2013 12235 14850 14.12 22.64 4.81 41612

2014 16856 20595 19.45 22.49 6.72 56951

2015 18347 21721 21.17 23.21 6.87 63974

2016 19658 22783 22.69 23.71 7.03 70017

2017 21062 23957 24.31 24.16 7.21 76438

2018 22566 25248 26.04 24.56 7.42 83261

2019 24179 26663 27.90 24.92 7.66 90511

2020 25906 28207 29.90 25.24 7.93 98216

2021 27756 29888 32.03 25.52 8.23 106408

2022 29739 31714 34.32 25.77 8.57 115121

2023 31864 33693 36.77 25.99 8.95 124394

2024 34140 35835 39.40 26.18 9.37 134268

2025 36579 38149 42.21 26.35 9.83 144786 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

236

La representación gráfica del ahorro anual proyectado hasta el año 2025 se

representa a continuación:

FIGURA 5.6 PROYECCIÓN AHORRO DE DEMULSIFICANTE


5.2.2.2 Químico “Antiparafínico”

Al implementar un calentador de agua se estima una reducción en un 20%

(2GPD) en la tasa de inyección de antiparafínico, manteniéndose así constante en

el tiempo. Estimando que el costo del químico es constante hasta el año 2025 e

igual a 6.75USD/gal, el ahorro anual es calculado con la Ecuación 5.8:

año

USDI A 04.494978.62365

5.2.2.3 Mantenimiento del Sistema de Reinyección de Agua

En la Propuesta 2 se recomienda la instalación de un tanque de desnatado y un

tanque de agua de formación para el sistema de reinyección de agua con el que

se estima una reducción de los costos de mantenimiento en un 50%.

237

El costo de mantenimiento por cada barril se lo determina de la siguiente manera:

W

m

Q

CbblCosto

365/ (5.13)

Donde:

Cm: Costo de mantenimiento, USD/año

Qw: Caudal de agua a reinyectar, BAPD

bls

USDblsCosto 04.0

9284365

133000/

El ingreso por mantenimiento es el resultado del producto del costo del barril por

el caudal de agua a reinyectar anualmente:

wM QCI (5.14)

USDIM 40.135546338866004.0

El ahorro por cada año se representa en la Tabla 5.16 y Figura 5.7:

238

TABLA 5.16: AHORRO POR MANTENIMIENTO

TIEMPO AGUA REINYECTADA AHORRO

MANTENIMIENTO

(año) (bls) (USD)

2009 3388660 135546.40

2010 3630655 145226.20

2011 3890170 155606.80

2012 4167935 166717.40

2013 4465775 178631.00

2014 6250260 250010.40

2015 6696655 267866.20

2016 7175170 287006.80

2017 7687630 307505.20

2018 8236590 329463.60

2019 8825335 353013.40

2020 9455690 378227.60

2021 10130940 405237.60

2022 10854735 434189.40

2023 11630360 465214.40

2024 12461100 498444.00

2025 13351335 534053.40 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

FIGURA 5.7: AHORRO MANTENIMIENTO


239

5.2.2.4 Producción de Petróleo de Pozos Nuevos

Los ingresos por la producción de petróleo de los nuevos pozos son los mismos a

los de la Propuesta 1, como se detalla en la Tabla 5.17.

240

5.2.2.5 Ingreso Total

TABLA 5.17: INGRESOS PROPUESTA 2

INGRESOS-PROPUESTA 2

TIEMPO

AHORRO DEMULSIFICANTE

AHORRO ANTIPARAFÍNICO

AHORRO MANTENIMIENTO RYA

PRODUCCIÓN DE POZOS NUEVOS

TOTAL

(año) (USD) (USD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD)

2010 30857.00 4949.54 0.145 0.000 0.181

2011 34213.00 4949.54 0.156 0.000 0.195

2012 37795.00 4949.54 0.167 0.000 0.209

2013 41612.00 4949.54 0.179 0.000 0.225

2014 58291.00 4949.54 0.150 29.612 29.826

2015 63974.00 4949.54 0.268 27.428 27.765

2016 70017.00 4949.54 0.287 25.413 25.775

2017 76438.00 4949.54 0.308 23.544 23.933

2018 83261.00 4949.54 0.329 21.797 22.214

2019 90511.00 4949.54 0.353 20.195 20.643

2020 98216.00 4949.54 0.378 18.714 19.195

2021 106408.00 4949.54 0.405 17.331 17.847

2022 115121.00 4949.54 0.434 16.044 16.598

2023 124394.00 4949.54 0.465 14.879 15.474

2024 134268.00 4949.54 0.498 13.787 14.424

2025 144786.00 4949.54 0.534 12.767 13.451


2

40

241

5.3 FLUJO NETO DE CAJA

El flujo neto de caja es la diferencia entre los ingresos y egresos de cada año en

el periodo de vigencia de la propuesta (15 años). A continuación se detalla el flujo

de caja de las Propuesta 1:

5.3.1 PROPUESTA 1

TABLA 5.18: FLUJO DE CAJA-PROPUESTA 1

FLUJO DE CAJA - PROPUESTA 1

TIEMPO INGRESOS EGRESOS FLUJO DE CAJA

(año) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD)

2009 -2.314 -2.314

2010 0.012 0.158 -0.146

2011 0.015 0.179 -0.164

2012 0.019 0.200 -0.181

2013 0.023 9.221 -9.198

2014 29.661 4.650 25.011

2015 27.483 2.721 24.762

2016 25.475 2.589 22.886

2017 23.613 2.470 21.144

2018 21.873 2.362 19.512

2019 20.280 2.267 18.013

2020 18.808 2.183 16.625

2021 17.434 2.109 15.325

2022 16.158 2.044 14.114

2023 15.004 1.991 13.013

2024 13.923 1.945 11.978

2025 12.916 1.907 11.009


242

5.3.2 PROPUESTA 2

En la Tabla 5.19 se detalla el flujo de caja de la Propuesta 2:

TABLA 5.19: FLUJO DE CAJA-PROPUESTA 2

FLUJO DE CAJA-PROPUESTA 2

TIEMPO INGRESOS EGRESOS FLUJO DE CAJA

(año) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD)

2009 -1.212 -1.212

2010 0.181 0.045 0.136

2011 0.195 0.049 0.146

2012 0.209 0.053 0.157

2013 0.225 9.057 -8.831

2014 29.826 4.268 25.558

2015 27.765 2.521 25.244

2016 25.775 2.872 22.904

2017 23.933 2.235 21.698

2018 22.214 2.110 20.105

2019 20.643 1.998 18.646

2020 19.195 1.897 17.299

2021 17.847 1.805 16.042

2022 16.598 1.723 14.876

2023 15.474 1.652 13.822

2024 14.424 1.589 12.836

2025 13.451 1.533 11.918


243

5.4 EVALUACIÓN DEL PROYECTO

La evaluación económica se basa fundamentalmente en el concepto de dos

índices: el valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR), cuyos

parámetros determinan si el proyecto es o no rentable.

Un proyecto es económicamente rentable cuando:

El valor actual neto (VAN) es mayor que cero.

La tasa interna de retorno (TIR) es mayor a la tasa de actualización.

La tasa de actualización que el Departamento Financiero de Petroproducción

contempla en sus proyectos es del 12% anual.

5.4.1 VALOR ACTUAL NETO

Constituye la suma algebraica de los valores actualizados de cada mes o cada

año:

n

kk

k

i

FNCVAN

0 1 (5.15)

Donde:

FNCk: Flujo neto de caja del año k

i: Tasa de actualización anual (i=12%)

244

Los valores actualizados del flujo neto de caja de cada año para las dos

propuestas se muestran en la Tabla 5.20:

TABLA 5.20: VALOR ACTUAL NETO

TIEMPO PROPUESTA 1 PROPUESTA 2

(año) (MMUSD) (MMUSD)

2009 -2.314 -1.212

2010 -0.131 0.121

2011 -0.131 0.116

2012 -0.129 0.111

2013 -5.845 -5.613

2014 14.192 14.502

2015 12.545 12.789

2016 10.353 10.360

2017 8.540 8.763

2018 7.036 7.250

2019 5.800 6.003

2020 4.779 4.973

2021 3.934 4.118

2022 3.234 3.409

2023 2.663 2.828

2024 2.188 2.345

2025 1.796 1.944

VAN 68.510 72.810 ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

Tomando en consideración el periodo de vigencia del proyecto: 2010-2025, tanto

la Propuesta 1 y Propuesta 2 son rentables ya que el valor actual neto (VAN) es

mayor a cero.

5.4.2 TASA INTERNA DE RETORNO

Es la tasa de rendimiento por período con la cual la totalidad de los beneficios

actualizados son exactamente igual a los desembolsos expresados en moneda

actual, dentro de la siguiente ecuación la encontramos implícitamente:

010

n

kk

k

TIR

FNCVAN (5.16)

245

Los criterios para evaluar la factibilidad del proyecto en base a la tasa interna

de retorno son:

Cuando la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización (i), el

proyecto es rentable.

Cuando la tasa interna de retorno es igual a la tasa de actualización (i), el

proyecto no tiene ni pérdidas ni ganancias.

Cuando la tasa interna de retorno es menor a la tasa de actualización (i), el

proyecto no es rentable.

En la Figura 5.8 se aprecia que la tasa interna de retorno para la Propuesta 1 es

del 28%, ésta es mayor al 12% por tal razón es rentable.

FIGURA 5.8: VAN VS TIR (PROPUESTA 1)


Mientras que en la Figura 5.9 se observa que la tasa interna de retorno “TIR” es

del 29% superando a la tasa de actualización del 12% y es mayor a la de la

Propuesta 1 (28%).

246

Los resultados enclavan en que las dos propuestas son viables económicamente,

teniendo una ligera ventaja la Propuesta 1 por poseer una tasa interna de retorno

mayor.

FIGURA 5.9: VAN VS TIR (PROPUESTA 2)


5.4.3 RELACIÓN COSTO-BENEFICIO

Antes de reportar si un proyecto es rentable es necesario el análisis de otros

índices de evaluación aparte del TIR y el VAN. La relación costo-beneficio

evidencia la rentabilidad de un proyecto considerando los ingresos generados, los

costos y la inversión.

inversiónosactualizadCostos

osactualizadIngresosRCB

)(

)( (5.17)

Si, RCB>1, proyecto aceptable (los ingresos son mayores que los

egresos).

Si, RCB=1, proyecto indiferente (los ingresos son iguales a los

egresos).

Si, RCB<1, proyecto no viable (los ingresos son menores que los

egresos).

247

36.5212.1459.15

481.89

6.4324.2765.16

588.87

2

1

MMUSDMMUSD

MMUSDRCB

MMUSDMMUSD

MMUSDRCB

PROPUESTA

PROPUESTA

La relación costo-beneficio de la segunda propuesta es mayor que 1 y mayor que

la de la Propuesta 1, por lo tanto ésta es la más rentable.

5.4.4 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN

Se define como el tiempo necesario para recuperar la inversión mediante los

flujos netos de caja.

El periodo de recuperación de la inversión (PRI) no es un valor explícito por lo que

está expuesto a procesos iterativos con la sumatoria de los flujos de caja que

comprendan al PRI entre ellos hasta encontrar el periodo buscado.

PRI

k

kFNCSFNC0

0 (5.18)

Donde:

PRI= Periodo necesario para recuperar la inversión

SFNC= Suma Acumulada de los Flujos Netos de Caja

FNCk= Flujo Neto de Caja al año k

248

Los resultados obtenidos se evidencian en las Figuras 5.10 y 5.11:

FIGURA 5.10: PRI VS FNC (PROPUESTA 1)


En la Propuesta 1 el capital invertido se recuperará en 4.51 años de implementar

las mejoras planteadas.

FIGURA 5.11: PRI VS FNC (PROPUESTA 2)


249

Según la Figura 5.11 se observa que el tiempo de recuperación de la inversión es

de 4.35 años, recuperándose la inversión en menor tiempo en comparación con la

Propuesta 1. Esto aventaja a la Propuesta 2 para su implementación.

250

CAPITULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

La Propuesta 1 comprende la instalación de: un separador bifásico de

23860BFPD, un calentador de 6.87MMBTU/hr, una bomba booster para el

sistema de deshidratación con una potencia de 6.42HP y una bomba

booster de transferencia de 5HP. Las capacidades de instalación están

analizadas hasta el año 2025, periodo de estudio del proyecto.

La Propuesta 2 comprende la instalación de: dos separadores trifásicos de

22889BFPD cada uno, un calentador de 1.47MMBTU/hr, una bomba

booster para el sistema de deshidratación con una potencia de 1.5 HP y

una bomba booster de transferencia con una potencia de 5HP.

La Propuesta 3, comprende la instalación de: un enfriador de capacidad de

20000BTU/hr, un scrubber de capacidad de manejo de gas de

0.72MMPCED y un intercambiador de calor.

La Propuesta 2 presenta las siguientes ventajas respecto la Propuesta 1:

mayor VAN (72.810MMUSD/68.510MMUSD), mayor TIR (29%/28%),

mayor RCB (5.36/4.6) y menor PRI (4.35años/4.51años). Económicamente

se ha analizado que la Propuesta 2 es más rentable que la Propuesta 1.

La Propuesta 1 y Propuesta 2 son técnicamente realizables y

económicamente rentables. Para cumplir con el objetivo principal del

proyecto, la propuesta más eficiente es la uno.

La separación primaria para la Propuesta 2 requiere actualmente de la

instalación de un separador trifásico de 22889BFPD, el mismo que brinda

251

tratamiento hasta el año 2016, después del cual es necesario la instalación

del segundo separador trifásico de semejante capacidad.

La bota desgasificadora posee capacidad suficiente para realizar su

trabajo, pero se encuentra subdimensionada en el caso extremo de

desempeñar la función de separador bifásico vertical al proporcionar un

tiempo de residencia al fluido menor de 5 minutos.

El tiempo de residencia del fluido en el tanque de lavado y reposo es mayor

para la Propuesta 2 respecto a la Propuesta 1, duplicándose y en algunos

casos cuadruplicándose. Ventaja que proporciona menor concentración de

sólidos disueltos en las salidas de agua y crudo, además la emulsión es

más vulnerable a romperse.

El sistema de transferencia se encuentra sobredimensionado, su capacidad

de operación no sobrepasa el 15%.

La temperatura de deshidratación del crudo es de 120ºF de acuerdo a la

Figura 1.8 para un crudo con una gravedad específica de 0.88. Los

beneficios de trabajar a esta temperatura son principalmente: reducción de

las parafinas o ceras y control de la emulsión en el crudo.

El calentador para la Propuesta 1 posee una capacidad de calentamiento

de 6.87MMBTU/hr y para la Propuesta 2 1.47MMBTU/hr. La gran

diferencia es consecuencia de la eliminación del 80% del agua como agua

libre en los separadores, sin tener que calentar esa cantidad de agua en la

Propuesta 2.

La implementación del sistema de deshidratación se justifica con el ahorro

que se obtiene en el tratamiento químico considerando: la rata de inyección

de demulsificante se mantiene a lo largo del tiempo, mientras que la de

antiparafínico es 20% menor a la actual manteniéndose así en el tiempo.

252

El sistema de bombeo del sistema de reinyección de agua requiere la

instalación de dos bombas booster de 29HP (una de respaldo) a partir del

2017, para satisfacer los requerimientos de inyección hasta el año 2025.

Las bombas de inyección de alta presión, poseen capacidad para trabajar

hasta el año 2025 a una eficiencia del 92%.

La concentración excedente de crudo en el agua libre de separación

(≤200ppm), es tratada en el tanque de desnatado de 35116BFPD, en

donde se recupera el crudo, mientras que el agua limpia se envía a un

sistema de almacenamiento de 49240BFPD.

El sobredimensionamiento actual de los equipos de compresión de gas es

evidente, al proporcionar una eficiencia del 25%.

6.2 RECOMENDACIONES

Llevar un análisis exhaustivo a lo largo del tiempo del contenido de sólidos

del agua de reinyección para mantener una concentración dentro de los

rangos permisibles, y si sobrepasa se recomienda instalar un sistema de

tratamiento de sólidos.

Se requiere que el Sistema de Tratamiento de Agua sea cerrado para

evitar que cualquier ingreso de aire al sistema fomente el crecimiento de

bacterias sulforeductoras, que corroen los sistemas de tubería, tratamiento,

almacenamiento y bombeo.

Instalar un tanque desnatador de 35116BFPD para el fluido proveniente

del sistema de separación trifásica, ya que esta contiene una concentración

de petróleo en agua ≤ 200ppm. En consecuencia el agua tratada necesita

un sistema de almacenamiento por lo que requiere un tanque de

almacenamiento de 49240BFPD.

253

Es necesario la instalación de dos bombas booster en el año 2017 con una

potencia de 29HP para el sistema de reinyección de agua, y así cubrir la

necesidad hasta el año 2025.

Realizar un análisis costo-beneficio de la Propuesta 3 para determinar si la

instalación de los equipos de compresión justifican la producción del gas

comprimido.

Instalar un depurador de gas pre-ingreso a la tea o mechero, ya que se

evidencia gran cantidad de crudo en los bajos del mechero, ocasionando

daño al medio ambiente.

Instalar un compresor de aire cuyo motor funcione a diesel para evitar la

paralización del sistema de aire de instrumentos por fallas eléctricas.

Se recomienda la instalación de equipos de monitoreo y vigilancia a

distancia (SCADA) para el control de parámetros tales como: presión, flujo,

temperatura y nivel, indispensables para el control eficiente de la

producción.

La modernización del sistema contra incendios implementando sistemas de

detección automáticos y sistemas de control eficientes, es necesario.

El sistema contraincendios necesita una bomba de presurización, para

mantener el sistema de tuberías de agua presurizadas, en caso de

cualquier evento de incendio.

El distanciamiento y la identificación de equipos y líneas no es adecuado.

Actualmente existen normas que rigen su disposición.

254

ABREVIATURAS

VARIABLE DESCRIPCIÓN UNIDAD

Mmed Masa molecular media lb/mol

Tmed Temperatura media de ebullición R

υ Viscosidad cinemática ctsk

μ Viscosidad dinámica cp

r Densidad gr/cm3

Kuop Factor de caracterización adimensional

γo Gravedad específica del petróleo adimensional

Ma Peso molecular aparente del gas lb/mol

Mwi Peso molecular del componente lb/mol

Yi Fracción molar del componente adimensional

N Número de componentes adimensional

γg Gravedad específica del gas adimensional

ρg Densidad del gas gr/cm3

ρaire Densidad del aire gr/cm3

PC Poder calorífico del gas BTU/PCE

PCi Poder calorífico del componente BTU/PCE

λ Coeficiente adiabático adimensional

Cp Calor específico a presión constante J/(kg x K)

Cv Calor específico a volumen constante J/(kg x K)

Vc Velocidad crítica del gas ft/s

Φ Constante de Sounders y Brown adimensional

ρl Densidad de líquido lb/ft3

tr Tiempo de residencia hr, min

V Volumen bls

Q Caudal bls/día

Θ Declinación exponencial 1/año

T Tiempo año

D Tasa de declinación adimensional

Qg Caudal de Gas PCED, MMPCED

255


E Energía BTU/hr, KW/hr

Leff Longitud efectiva ft

Ls/s Longitud costura a costura (total) ft

D Diámetro in,ft

Ql Caudal del líquido BFPD

S Relación presión-temperatura adimensional

Pop Presión de operación psia

Top Temperatura de operación R

z Factor de desviación del gas adimensional

Cg Capacidad de gas MMPCED

Vo Volumen operativo bls

Vd Volumen dinámico bls

hd Altura dinámica ft

HP Potencia real HP

HPh Potencia-simulador hysys HP

ηe Eficicencia eléctrica adimensional

ηh Eficicencia hidráulica adimensional

Qo Caudal de petróleo BPPD

te Tiempo de bombeo hr

CB Capacidad de la bomba BPPD

Dt Diámetro del tanque in

μw Viscosidad de agua cp

γw Gravedad específica del agua adimensional

dp Diámetro de partícula μm

trw Tiempo de residencia del agua min

V Volumen bls, ft3

hs/s Altura total ft

Pd Presión de descarga psig, psia

$KW Costo de KW-h de energía USD

256


Qn Caudal de inyección de químico gal/día

Cn Costo por galón de químico USD/gal

Cm Costo anual de mantenimiento USD/año

$g Costo del gas USD/PCE

IA Ingreso por ahorro de químico antiparafínico USD/año

QA Caudal excedente de inyección gal/día

CA Costo por galón de antiparafínico USD/gal

Ip Ingreso por producción de petróleo USD

Co Costo del barril de petróleo USD/bls

ppm Q Concentración del químico Ppm

Qq Caudal de químico gal/día

Qt Caudal de tratamiento BFPD

ID Ingreso por ahorro de demulsificante USD

QD Caudal ahorrado de demulsificante gal/día

CD Costo de demulsificante por galón USD/gal

IM Ingreso por mantenimiento USD

VAN Valor actual neto MMUSD

FNC Flujo neto de caja MMUSD

i Tasa de actualización %

TIR Tasa interna de retorno %

RCB Relación costo-beneficio adimensional

SFNC Suma acumulada de los flujos netos de caja MMUSD

257

UNIDADES

UNIDAD DESCRIPCIÓN VARIABLE

API Grado API Densidad

lb/mol Libra por mol de sustancia Peso Molecular

R Grado Rankine Temperatura absoluta

cp Centipoises Viscosidad dinámica

ctsk Centistokes Viscosidad cinemática

gr/cm3 Gramo por centímetro cúbico Densidad

BTU/hr BTU por hora Poder Calorífico, Transferencia de calor

J/(kg x K) Julios por kilogramo por kelvin Calor Específico

ft/s Pies por segundo Velocidad

lb/ft3 Libra por pie cúbico Densidad

hr Horas Tiempo

bls Barriles Volumen

BPPD Barriles de petróleo por día Caudal de petróleo

BAPD Barriles de agua por día Caudal de agua

BFPD Barriles de fluido por día Caudal de agua y petróleo

PCED Pies cúbicos estándar por día Caudal de gas

MPCED Mil pies cúbicos estándar por día Caudal de gas

MMPCED Millones de pies cúbicos estándar por día Caudal de gas

lb Libras Masa

BF Barriles fiscales (condiciones estándar) Volumen de Petróleo

PCE Pies cúbicos estándar Volumen de gas

MPCE Mil pies cúbicos estándar Volumen de gas

MMPCE Millones de pies cúbicos estándar Volumen de gas

% Fracción por cada 100 Porcentaje

bls/día Barriles por día Caudal

1/año Fracción por año Declinación exponencial

año Años Tiempo

ft Pies Longitud

in Pulgadas Diámetro

psi Libra fuerza por pulgada cuadrada Presión

258

psia Libra fuerza por pulgada cuadrada Presión absoluta

psig Libra fuerza por pulgada cuadrada Presión manométrica

° F Grado Fahrenheit Temperatura

GPM Galones por minuto Capacidad de bombeo

Rpm Revoluciones por minuto Velocidad de rotación

HP Caballos fuerza Potencia neta

gal/día = GPD Galones por día Caudales bajos

gal Galones Volumen

MW Mega Watt Energía

KW Kilo Watt Energía

KW/hr Kilo Watt por hora Gasto de energía

ppm Partes por millón Concentración bajas

PCE/BF Pie cúbico estándar por barril fiscal Relación gas-petróleo

in/año Pulgadas por año Cantidad de lluvia

min Minutos Tiempo

ppb Parte por billón Concentraciones bajas

PH Concentración de iones hidrógeno Acidez

mg/l Miligramo por litro Concentarciones de sólidos

μm Micrón Diámetro de partícula

USD Dólares americanos Precios

MMUSD Millón de dólares Precios altos

259

ANEXOS

260

ANEXO 1: FOTOGRAFÍAS DE LAS FACILIDADES DE

PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

261

FOTO N°1.1: MANIFOLD

FOTO N°1.2: SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA

262

FOTO N°1.3: SALIDA DE FLUIDOS DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN

FOTO N°1.4: BOTA DESGASIFICADORA

263

FOTO N°1.5: TANQUE DE LAVADO

FOTO N°1.6: TANQUE DE SURGECIA O REPOSO

264

FOTO N°1.7: SISTEMA DE TRANSFERENCIA DE PETRÓLEO

FOTO N°1.8: SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS (SCB

01/02/03)

265

FOTO N°1.9: SCRUBBER SCB 06/07/08

FOTO N° 1.10: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS

266

FOTO N°1.11: COMPRESOR

FOTO N°1.12: AEROENFRIADOR

267

FOTO N°1.13: FILTRO DE COMBUSTIBLE-COMPRESOR

FOTO N°1.14: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS LIFT

268

FOTO N°1.15: SISTEMA CONTRA INCENDIOS

FOTO N°1.16: MONITORES DE TANQUES

269

FOTO N° 1.17: SISTEMA DE DISPERSIÓN- COMPRESOR

FOTO N°1.18: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN

270

FOTO N° 1.19: PISCINAS API

FOTO N°1.20: TRANSFORMADORES DE ENERGÍA

271

FOTO N°1.21: GENERADOR DE ELECTRICIDAD

FOTO N° 1.22: INYECCIÓN DE QUÍMICOS PRE-SISTEMA DE SEPARACIÓN

272

FOTO N° 1.23: INYECCIÓN DE QUÍMICOS-REINYECCIÓN DE AGUA

FOTO N° 1.24: SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS

273

FOTO N°1.25: SUMIDERO

FOTO N° 1.26: SISTEMA DE RECIRCULACIÓN

274

ANEXO 2: LISTADO DE EQUIPOS

275

ANEXO 2.1: UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS

FUENTE: PETROPRODUCCIÓN-PROYECTOS ESPECIALES

2

75

276

ANEXO 2.2: BOMBAS

DATOS DEL FABRICANTE

EQUIPO

DESCRIPCIÓN

TIPO

MODELO

MARCA

SERIE

PRESIÓN. DES(psig)

NPSH

Altura Dinámica

(ft)

Diseño de flujo (GPM)

HP

Etapas

Rpm motor

OBSERVACIONES

B-05 BOMBA BOOSTER

REINYECCIÓN DE AGUA CENTRÍFUGA 4*3-10

RV MARK III STD DURCO 0700-2903B 60 S/INF S/INF 360 50 N/A 3530 Construída norma API-

610

B-06

BOMBA BOOSTER REINYECCIÓN DE AGUA

CENTRÍFUGA 2K*4*3-82-73RV MARK III STD DURCO 0101-6766B 60 10 300 360 50 N/A 3545

Construída norma API-610

BSC-02 BOMBA DE AGUA S.C.I. CENTRÍFUGA 6*4 5-481-11C AURORA 87-66527 S/INF S/INF 346 1000 150 N/A 3560

Motor eléctrico norma API-610

BSC-01 BOMBA DE AGUA S.C.I. CENTRÍFUGA 6*4 5-481-11B AURORA 87-66526 S/INF S/INF 346 1000 195 N/A 3300 Motor combustión interna

BOMBA RECIRCULACIÓN

TANQUE-TANQUE CENTRÍFUGA 2*2;5*5 324A-BF AURORA 90-01043-2 33 S/INF S/INF S/INF 7.5 N/A N/A Construída norma API-

610

REDA-01

BOMBA DE REINYECCIÓN DE AGUA

CENTRÍFUGA MULTIETAPA CCT-AFL-INC REDA 2NN1C00308 1816 25 2100 600 500 41 3570

Construída norma API-674, Fuera de Servicio

REDA-02


CENTRÍFUGA MULTIETAPA 86SSSCCT REDA 2NNLL01944 1816 25 2100 600 500 41 3570

Construída norma API-674.

REDA-04


CENTRÍFUGA MULTIETAPA CCT-AFL-INC REDA 2NN7K02943 3250 18 5500 380 800 77 3553

Construída norma API-674

REDA-03


CENTRÍFUGA MULTIETAPA CCT-AFL-INC REDA 2NN7K02949 3100 18 5500 380 800 77 N/A

Construída norma API-674.

BOMBA SUMIDERO

TRANSFERENCIA DE CRUDO BOMBA CENTRÍFUGA

1.5*2-9B 531A-BF AURORA 05-1291632-

1 40 S/INF 70 100 5 S/INF 1375 Construida norma API-

610

BOMBA DE SERVICIO DE

LIMPIEZA BOMBA CENTRÍFUGA

2*1*5 MSC-1000 JCRAN I-BPICI S/INF S/INF S/INF S/INF 7.5 S/INF 3460 Construida norma API-

610

B-01 BOMBA BOOSTER

TRANSFERENCIA CRUDO BOMBA CENTRÍFUGA

2*6*4 MARK III DURCO 401798 51 S/INF S/INF 400 75 S/INF 1780 Construida norma API-

610

B.02 BOMBA TRANSFERENCIA

CRUDO BOMBA CENTRÍFUGA

3*6*15A S/INF IR 1290006 242 S/INF 986 500 250 S/INF 3563 Construida norma API-

610

B-03 BOMBA TRANSFERENCIA

CRUDO BOMBA CENTRÍFUGA

3*6*15A S/INF IR 691037 242 S/INF 986 500 250 S/INF 3570 Construida norma API-

610

B-04 BOMBA TRANSFERENCIA

CRUDO BOMBA DUPLEX 94

GPM 2652 GASO 22604 400 S/INF 808 600 325 S/INF 1800 Construida norma API-

610

2

76

277

ANEXO 2.3: TANQUES

DIMENSIONES

EQUIPO

DESCRIPCIÓN

TIPO

CAPACIDAD ( bls)

DIÁMETRO (ft)

ALTURA (ft)

MATERIAL

N°DE ANILLOS

OBSERVACIONES

T-01 TANQUE DE LAVADO TANQUE DE TECHO

CÓNICO FIJO 32260 80 36 ASTM A 383

Gr. C 6 Construída norma API-650

T-02 TANQUE DE REPOSO TANQUE DE TECHO


Gr. C 6 Construída norma API-650

T-03 TANQUE DE AGUA CONTRA

INCENDIOS TANQUE DE TECHO


Gr. C 4 Motor eléctrico norma API-12B

T-05 TANQUE DE AGUA DE

UTILIDADES TANQUE DE TECHO

CÓNICO FIJO 250 14 10 S/INF 2 Construída norma API-650

T-04 TANQUE DE DIESEL TANQUE DE TECHO

CÓNICO FIJO 250 12 12 S/INF S/INF Construída norma API-650

2

77

278

ANEXO 2.4: RECIPIENTES A PRESIÓN

DIMENSIONES

EQUIPO

DESCRIPCIÓN

TIPO

MARCA

LONGITUD S/S (ft)

DIAMETRO (in)

PRESIÓN DISEÑO (psig)

TEMP. DISEÑO (°F)

VOLUM. (bls)

CAPACIDAD (BPD)

MATERIAL

OBSERVACIONES

SP-01 SEPARADOR DE PRUEBA H. BIFÁSICO IAA 16 48 100 120 36 10000 ASTM A-36 Construída código: ASME

Sección VII-Div 1.

S-02 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN H. BIFÁSICO IAA 20 60 100 120 70 20000 ASTM A-36

Construída código: ASME Sección VII-Div 1.

S-03 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN H. BIFÁSICO PPR 20 60 100 120 70 20000 ASTM A-36


S-01 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN H. BIFÁSICO IAA 20 72 100 120 101 25000 ASTM A-36


SCB-01 DEPURADOR DE GAS VERTICAL PPR 15 30 S/INF S/INF 13 S/INF ASTM A-36 Construída por PPR



SCB-04 DEPURADOR DE GAS VERTICAL S/INF 15 60 650 125 52 S/INF ASTM A-36 Construída por PPR

BO-01 BOTA DE GAS VERTICAL PPR 54 48 S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM A-36 Construída por PPR

SCB-06 DEPURADOR DE GAS VERTICAL PPR 9 30 S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM A-36 Construída por PPR

SCB-07 DEPURADOR DE GAS HORIZONTAL PPR 7 24 S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM A-36 Construída por PPR

SCB-08 DEPURADOR DE GAS HORIZONTAL PPR 7 20 S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM A-36 Construída por PPR

FC-01 DEPURADOR DE GAS VERTICAL PPR 15 24 S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM A-36 Construída por PPR

FC-01 DEPURADOR DE GAS VERTICAL PPR 15 24 S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM A-36 Construída por PPR

SCB-05 DEPURADOR DE GAS VERTICAL PPR 8 24 S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM A-36 Construída por PPR

TANQUE DE ESPUMA HORIZONTAL S/INF S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM A-37 Construída código: ASME

Sección VII-Div 1.

27

8

279

ANEXO 2.5: COMPRESORES

EQUIPO

DESCRIPCIÓN

TIPO

MODELO

MARCA

SERIE

STROKE (in)

VELOCIDAD (Rpm)

MÁX PRES. (psi)

FLUJO (MMSCFD)

ETAPAS

HP

OBSERVACIONES

CO-03 COMPRESOR DE

GAS COMPRESOR

RECIPROCANTE MW-64 WHITE

SUPERIOR 329610 10.5 900 1500 S/INF 4 1408 No funciona

CO-01 COMPRESOR DE

GAS COMPRESOR

RECIPROCANTE DPC-360 AJAX 10192 S/INF S/INF 500 2 2 Reparación

CO-02 COMPRESOR DE

GAS COMPRESOR

RECIPROCANTE DPC-361 AJAX 10193 S/INF S/INF 500 2 2 Operando

CA-100 COMPRESOR DE

AIRE S/INF LS-10 40H

ACAC SULLAIR 003-103314 S/INF S/INF S/INF S/INF S/INF 40 Operando

2

79

280

ANEXO 2.6: MECHEROS

DIMENSIONES MATERIAL

EQUIPO

DESCRIPCIÓN

MODELO

MARCA

Longitud (ft)

Ancho (ft)

CAPACIDAD (MMPCED)

SKID

TUBO

OBSERVACIONES

M-01 MECHERO S/INF S/INF S/INF S/INF S/INF ASTM 36 API 5L GR B Equipo contruído artesanalmente




28

0

281

ANEXO 3: DATOS DE CAMPO Y LABORATORIO

282

ANEXO 3.1: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DIARIA

TIEMPO PETRÓLEO AGUA FLUIDO BSW GAS

(año) (BPPD) (BAPD) (BFPD) (%) (MPCED)

2009 3551 9284 12835 72 % 814

2010 3290 9947 13236 75% 743

2011 3047 10658 13705 78% 679

2012 2823 11419 14242 80% 621

2013 2615 12235 14850 82% 568

2014 3739 16856 20595 82% 519

2015 3374 18347 21721 84% 475

2016 3125 19658 22783 86% 434

2017 2895 21062 23957 88% 396

2018 2682 22566 25248 89% 362

2019 2484 24179 26663 91% 331

2020 2301 25906 28207 92% 303

2021 2132 27756 29888 93% 277

2022 1975 29739 31714 94% 253

2023 1830 31864 33693 95% 231

2024 1695 34140 35835 95% 211

2025 1570 36579 38149 96 % 193


FUENTE: PETROPRODUCCIÓN-YACIMIENTOS

283

ANEXO 3.2: CROMATOGRAFÍA DE GASES ESTACIÓN PICHINCHA

LABORATORIO DE CORROSIÓN Y TRATAMIENTO QUÍMICO LAGO AGRIO

RESUMEN CROMATOGRAFÍA DE GASES ESTACIÓN PICHINCHA-2008

LUGAR P/T CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 Gravedad

del gas psi/°F %molar %molar %molar %molar %molar %molar %molar %molar %molar

SALIDA DE LOS SEPARADORES 14/102 5,33 20,31 40,6 10,26 15,88 6,28 0 1,34 0 1,01

LINEA DE DESCARGA A SECOYA 30/92 6,87 5,72 49,63 12,34 18,99 7,68 0 1,77 0 1,02

H2O Teórica Contenido líquido del

gas (gal/MPCE)

Peso molecular

del gas

Tsc Psc PCN Octanage z µg cg Bg

lb/MMSCF G.R. psia. BTU/PCE Calcul. adimen. cp 1/psia ft3/PCE

800,96 6,90 29,25 426,51 627,63 1140,90 81,80 0,99 0,01 0,23 0,35

1681,16 8,37 29,56 470,27 659,32 1386,60 99,51 0,99 0,01 0,035 0,55

Lcdo. Leopoldo Simisterra

LABORATORIO DE CORROSIÓN

Y TRATAMIENTO QUÍMICO L.

2

83

284

ANEXO 3.3: CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS


CARACTERIZACIÓN DE CRUDO DE ACT ESTACIÓN PICHINCHA

FECHA ANÁLISIS: 15 de Diciembre 2008

PARÁMETROS: UNIDADES: NORMA ASTM PICHINCHA

API OBSERVADO/TEMPERATURA °F °API/F 29,8/80 °F

API 60 °F °API D 1298-85 28,5

API SECO °API 28,5

GRAVEDAD ESPECÍFICA 0,88

AGUA LIBRE % 0,1

EMULSIÓN % D 96-88 0

SEDIMENTOS % 0

PARAFINA % 0,4

BSW % 0,02

BSW POR DESTILACIÓN % D 4006-81 0,2

SÓLIDOS POR EXTRACCIÓN % D 437-81 0,018

BSW TOTAL % 0,218

AZUFRE %peso D 4294-90 1,178

SAL EN CRUDO lbNaCl/1000bls D 3230-89 19,3

PODER CALORÍFICO BTU/lb D 240-92 18950

VISCOSIDAD cst 80°F cst 23,71

VISCOSIDAD cst 104°F cst D 445-88 14,85

VISCOSIDAD cst 120°F cst 11,33

FACTOR DE CARACTERIZACIÓN Koup 11,21

PESO MOLECULAR gr/mol 187



Y TRATAMIENTO QUÍMICO L.A.

285

ANEXO 3.4: DESTILACIÓN ASTM-D86

FUENTE: UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

286

ANEXO 3.5: CARACTERIZACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN

NOVIEMBRE-2008


PARAMETROS TANQUE DE LAVADO

pH 7

Temperatura °F 110

Dureza Total, mg/l CaCO3 6000

Dureza Cálcica, mg/l CaCO3 4600

Dureza Magnesica, mg/l CaCO3 1400

Alcalinidad Total, mg/l CaCO3 450

Hierro, mg/l Fe++ 15.1

Sulfatos, ppm SO4 = 230

Cloruros, ppm Clˉ 23100

Densidad Relativa 1.02

Oxigeno, ppb 0.6

CO2, mg/l 45

H2S, mg/l 0.2

Oil en agua ppm 15

Sólidos (STS) ppm 22



Y TRATAMIENTO QUÍMICO L.A.

287

ANEXO 3.6: FORECAST DE PRODUCCIÓN-ESTACIÓN PICHINCHA

FECHA: 15 de diciembre del 2008 16 de diciembre de 2008

PSI Pwh Hz. PERD. GAS G.O.R PERDID POZO ARENA BFPD BPPD BSW FECHA INY CAB BFPD BPPD BPPH BSW API-60ºF BAPD FREC. xBSW FORM. TOTALES

1 REINYECTOR REINYECTOR 1B REINYECTOR REINYECTOR

2 UI 576 553 4.0 9 - 60 576 553 23 4.0 30.00 23 56Hz. 0 14 25 0

3 T 0 0 0.0 E. W. O.

5 UI+S 282 279 1.0 8 35 282 279 12 1.0 29.00 3 47Hz. 0 7 25 0

6 CERRADO CERRADO

7 UI 1031 206 80.0 11 - 170 1147 229 10 80.0 29.10 918 55 Hz. 0 22 96 23

8 UI 5543 277 95.0 12 - 190 5053 253 11 95.0 29.10 4800 52 Hz. 0 68 269 -25

9 UI 1122 135 88.0 12 60 1333 80 3 94.0 1253 57 Hz. -80 18 225 -55

10 TI 1266 152 88.0 11 100 1193 143 6 88.0 30.30 1050 60Hz. 0 14 98 -9

11 REINYECTOR REINYECTOR

12 CERRADO CERRADO

13D US 623 617 1.0 11 60 651 644 27 1.0 7 60Hz. 0 19 29 28

14D UI 1968 157 92.0 15 0 1835 128 5 93.0 1707 1970

SCY-11 UI 529 212 60.0 13 70 544 218 9 60.0 32.80 326 52Hz. 0 17 78 6

SCY-18 UI 905 434 52.0 14 80 917 440 18 52.0 0.00 477 55Hz. 0 31 70 6

SCY-21 UI 1223 367 70.0 14 100 1258 377 16 70.0 30.00 881 58Hz. 0 29 77 11

SCY-24 UI 575 345 40.0 14 70 647 388 16 40.0 36.70 259 61Hz. 0 26 67 43

SCY-29 UI+s 760 152 80.0 15 80 686 137 6 80.0 29.00 549 60Hz. 0 10 73 -15

SCY-30 TS 521 302 42.0 14 0 50 541 314 13 42.0 30.00 227 55Hz. 0 20 64 12

SCY-31 UI 800 480 40.0 14 0 100 784 470 20 40.0 27.60 314 57Hz. 0 24 51 -10

SHA-08 CERRADO CERRADO



CRB 1 ABANDONADO ABANDONADO

CRB 3 ABANDONADO ABANDONADO

CRB 4 CERRADO CERRADO

CRB 5 CERRADO CERRADO

CRB-06 EVAL. SUSPENDIDA EVAL. SUSPENDIDA

17724 4668 4816 17447 4655 194 27.80 12792 1970 -80 319 16

FUENTE: DEPARTAMENTO DE PRODUCCIÓN-CAMPO LIBERTADOR

2

87

288

ANEXO 3.7: REPORTE DE REINYECCIÓN DE AGUA/DICIEMBRE 2008

POZO PICHINCHA – 01/Diciembre 2008

DIA CONTADOR INYECT.

DIARIO SUC DESC. CAB.

UNID. 01

UNID. 02 UNID. AYER HOY

10 37846334 37850201 3867 78 1320 1070 0.00 8.00

11 37850201 37853694 3493 78 1320 1070 0.00 8.00

12 37853694 37857775 4081 78 1320 1070 0.00 9.00

13 37857775 37859241 1466 78 1320 1070 0.00 4.00

14 37859241 37860154 913 78 1320 1070 0.00 2.00

15 37860154 37861523 1369 78 1320 1070 0.00 3.00

16 37861523 37863339 1816 78 1320 1070 0.00 4.00

POZO PICHINCHA – 11/Diciembre 2008

DIA CONTADOR INYECT.

DIARIO SUC DESC. CAB. UNID. 03 UNID. 04 UNID.

AYER HOY

10 495584 503792 8208 84 3200 1720 4.00 5.00

11 503792 512225 8433 84 3200 1720 0.00 22.00

12 512225 522544 10319 100 3300 1750 22.00 0.00

13 522544 533737 11193 100 3300 1750 0.00 24.00

14 533737 544451 10714 100 3300 1750 20.00 0.00

15 544451 555650 11199 100 3300 1750 0.00 23.00

16 555650 566477 10827 100 3300 1750 0.00 24.00

2

88

289

ANEXO 4: PLANOS PFD

290

ANEXO 4.1: PLANO PFD DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

SP-01 SEP. DE PRUEBA

SP - 01

BO-01T-02T-01

M-01

M-02

BOMBA DE RECIRCULACION

REDA-04

REDA-03

EST. SUCUMBÍOS

CO-02

CO-01

SECOYA

LC FI

LC

S - 03

LC

LC

LC

LC

S - 02

LC

LC

LC

S - 01

LC

LC

LC

MANIFOLD

FQI

B-05

FI

REDA-02

REDA-01

B-01

B-0

4

B-06

RYA. PICH11

SC

B-0

3

SC

B-0

2

SC

B-0

1

SC

B-0

4

SC

B-0

5

PI TI

PI TI

PI TI

PI

MUESTREO

SUMIDERO

4"8" 8"8"

4"

4"

8"

8"

8"

4"

4"

4"

4"

4"

4"

4"

4"

4"

4"

6"

6"

6"

6"

4"

4"

4"

4"

4"

4" 2"

6"

6"

6"

6"

8"

6"6"

4"

6"

6"

8"

4"

4"

4"

4"

6"

4"

4"

4"

4"

4"

4"

4"

3 1/2"

6"

6"

6"

PI

PI

SCI SCI

PI

PI

B-0

3

B-0

2

PI

PI

PISCINAS API

PI

PI

RYA. PICH-01W

SUMIDERO

PI

GAS LIFT

PISCINA

PI

8" 12"

4"

12"

12"

10"20"

10"

6"

6" 4"

12"

10"

10"

12"

12"

12"

12"

12"

20"

10"

6"

6"

4"

8"

12"

6" 6" 8" 8" 22"

6" 6" 6"

8"

6"6"6"

26"6"

6"

16"

4"

4"

4"

4"

6"

6"

6"

4"

26"

26"

6"

6"

4"

4"

8"

6"

6"

6"

6"

4"

3 1/2"

3 1/2"

6"

10"

2"

1 1/2" 4"4" 4" 4"

6"4"

6"

4"

4"

12"

6"6"

12" 16" 10"

10"

16"

2 1/2"

10"

10"

6" 6"

6" 6"

10"

10"

10"

10"

10"

2 1/2"

M-03

M-04

S-01

SEP. DE PRODUCCIÓN

SP-02

SEP. DE PRODUCCIÓN

SP-03

SEP. DE PRODUCCIÓN

BO-01BOTA

DESGASIFICADORA

T-01 TANQUE DE LAVADO

T-02 TANQUE DE REPOSO

O SURGENCIA

B-01 BOMBA BOOSTER

B-02 BOMBA DE

TRANSFERENCIA

B-03 BOMBA DE

TRANSFERENCIA

B-04 BOMBA DE

TRANSFERENCIA

SCB-01 SCRUBBER 1

SCB-02 SCRUBBER 2

SCB-03 SCRUBBER 3

SCB-04 SCRUBBER DE

ENTRADA

SCB-05 SCRUBBERDE SALIDA

CO-01 COMPRESOR

CO-02COMPRESOR

M-01MECHERO

M-02MECHERO

M-03MECHERO

M-04MECHERO

B-05 BOMBA BOOSTER

R.Y.A.

B-06 BOMBA BOOSTER

R.Y.A.

REDA-01

BOMBA DE ALTA PRESIÓNR.Y.A

REDA-02


REDA-03


REDA-04


POZOS

SC

B-0

6

SCB-07

SCB-08

2

90

291

ANEXO 4.2: SISTEMA CONTRA INCENDIO

S I M B O L O G I A

2

91

292

ANEXO 4.3: MANIFOLD

4"

4"8"

8"8"

S. PRUEBA

S. PRODUCCIÓ

N N°1

4"4"

4"

4"

4"

4"4"

4"

4"

4"

4"4"

4"

4"

4"

4"4"

4"

4"

SCY-24

PCH-14D

SCY-21

PCH-07

PCH-13D

SCY-11

PCH-02

PCH-05

PCH-09

PCH-10

SCY-29

PCH-08

SCY-31

SCY-18

SECCIÓN D

SECCIÓN C

SECCIÓN B

SECCIÓN A

2

92

293

ANEXO 4.4: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS

TRATAMIENTO DE GAS

GAS LIFT -SECOYA


SCB-01

SCB-02

SCB-03

SCB-04

SCB-05

ETAPA 2

ETAPA 1

SCB-06

TEA DE ALTA

INGENIERÍA EN PETRÓLEOSCARRERA Nº 1

ESTACIÒN

TEMA P FD DE COMP RE SIÒN DE GAS

ESTACIÒN PICHINCHA - CAMPO LIBERTADO R

FECHA

DISEÑO

2009-09-25

F. SALGUERO

C. ZURITA

ESC SIN ESCALA

E SC UE LA P OL I T ÉC NI CA N AC I ONAL

EQUIPO DESCRIPCIÓN

SCB-01

SCB-02

SCB-03

SCB-04

SCB-05

SCB-06

SCB-07

SCB-08

CO-02

E-02

CO-02

CO-02

E-02

SCB-07

SCB-08









COMPRESOR Nº2

AERO-ENFRIADOR

E-02

20

22

21

23

24

27

100

29

26

25

101

116

117

102

118

103

104105

107

106

109 110

111

112

113

114

2

93

294

ANEXO 4.5: PFD- PROPUESTA 1

SP

BO-01T-02T-01

M-01

M-02

M-03

M-04

T-01

TANQUE DE LAVADO

T-02

TANQUE DE REPOSO

BC-01

BOMBA BOOSTER

M-01/02

TEA DE ALTA

REINYECCIÓN

PLANO GAS

TRANSFERENCIA

CL-01

GAS COMBUSTIBLE

POZOS MANIFOLD

CL-01

CALENTADOR

BC-01

SP

SEPARADOR BIFÁSICO

BO-01


I NG ENIERÍ A EN PETRÓLEOSCARRERA Nº 1

LUGAR

TÌTULO D I AGR AM A D E PR OC ESOS PR OPUESTA 1

ESTACIÒN PICH INC HA - C AMPO LIBERTADO R

FECHA

DISEÑO

2009-09-25

F. SALGUEROC. ZURITA

ESC SIN ESCALA

E S C U E L A P O L I T É C N I C A N A C I O N A L

M-03/04

TEA DE BAJA

LIC

PIC

LIC

TC

MUESTREO SUMIDERO

2

94

295

ANEXO 4.6: PFD-PROPUESTA 2

ST-01

BO-01T-02T-01

M-01

M-02

M-03

M-04

T-01

TANQUE DE LAVADO

T-02

TANQUE DE REPOSO

BC-01

BOMBA BOOSTER

M-01/02

TEA DE ALTA

REINYECCIÓN

PLANO GAS

TRANSFERENCIA

CL-01

GAS COMBUSTIBLE

POZOS MANIFOLD

CL-01

CALENTADOR

BC-01

ST-01


BO-01



ESTACIÒN

TÌTULO DI AGR AM A D E PR OC ESOS PR OPUESTA 2

ESTACIÒN PICH INC HA - C AMPO LIBERTADOR

FECHA

DISEÑO

2009-09-25

F. SALGUERO

C. ZURITA

ESC SIN ESCALA


M-03/04

TEA DE BAJA

LIC

PIC

LIC

TC

MUESTREO SUMIDERO

PIC

T.T AGUA

2

95

296

ANEXO 4.7: PFD-PROPUESTA 3

TRATAMIENTO DE GAS

GAS LIFT -SECOYA


SCB-01

SCB-02

SCB-03

SCB-04

SCB-05

IC-01

E-03

SCB-09

ETAPA 2

ETAPA 1

SCB-06

TEA DE ALTA

INGENIERÍA EN PETRÓLEOSCARRERA Nº 1

ESTACIÒN

TEMA D I AGRA MA DE PROCES OS P ROPUESTA Nº3

ESTACIÒN PICHINCHA - CAMPO LIBERTADO R

FECHA

DISEÑO

2009-09-25

F. SALGUERO

C. ZURITA

ESC SIN ESCALA

E S C UE L A P O L IT É C NI CA N A C IO NA L

EQUIPO DESCRIPCIÓN

SCB-01

SCB-02

SCB-03

SCB-04

SCB-05

SCB-06

SCB-07

SCB-08

SCB-09

CO-02

E-02

E-03

IC-01

CO-02

CO-02

E-02

SCB-07

SCB-08









SCRUBBER DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS

COMPRESOR Nº2

AERO-ENFRIADOR

ENFRIADOR

INTERCAMBIADOR DE CALOR

E-02

2

96

297

ANEXO 4.8: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA-CERRADO

T-20

T-01

TANQUE DE LAVADO

T-10

TANQUE DE PULIDOBA-001, BA-002, BA-003

BOMBAS BOOSTER

BQ-001, BQ-002, BQ-003

BOMBAS DE INYECCIÓN DE

QUÍMICOS

QUÍMICO 1

POZO

GAS BLANKET

T-20

TANQUE DE

ALMACENAMIENTO

T-30

TANQUE DE RETROLAVADO

BH-001, BH-002, BH-003

BOMBAS DE ALTA PRESIÓN


LUGAR

TÌTULO S IS TE MA D E RE IN YE CC IÓ N DE AGUA CERRADO

ESTAC IÓN TIPO

FECHA

DISEÑO

2009- 09-25

F . SALGUERO

C . ZU RITA

ESC SIN ESCALA


LIC

T-01

T-10

BH-001

BH-002

BH-003

POZO

POZO

F-1

00

BQ-003

BQ-002

BQ-001

QUÍMICO 2

QUÍMICO 3

SUMIDERO

T-30

DESDE BO-01

MECHERO

BA-001

BA-002

BA-003

F-100

FILTRO

2

97

298

ANEXO 4.9: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA-ABIERTO

T-01

TANQUE DE LAVADO

P-100, P-101

PISCINAS APIBA-001, BA-002, BA-003

BOMBAS BOOSTER

BQ-001, BQ-002, BQ-003

BOMBAS DE INYECCIÓN DE

QUÍMICOS

QUÍMICO 1

POZO

T-30

SUMIDERO

BH-001, BH-002, BH-003

BOMBAS DE ALTA PRESIÓN

INGEN IERÍA EN PETRÓLEOSCARRERA Nº 1

LUGAR

TÌTULO SI ST EM A D E R EI N YEC C I ÓN D E AGUA ABIERTO

ESTACIÓN T IPO

FECHA

DISEÑO

2009-09-25

F. SALGUERO

C. ZURITA

ESC SIN ESCALA


LIC

T-01

BH-001

BH-002

BH-003

POZO

POZO

BQ-003

BQ-002

BQ-001

QUÍMICO 2

QUÍMICO 3

T-30

DESDE BO-01

MECHERO

BA-001

BA-002

BA-003

P-100 P-101

2

98

299

ANEXO 4.10: DIMENSIONES DE TANQUES-NORMA API 650

2

99

300

ANEXO 5: COSTOS DE PRODUCCIÓN

3

00

301

ANEXO 6: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA

302

ANEXO 6.1: PROPUESTA 1-CASO 1

CORRIENTE

TEMPERATURA PRESIÓN GAS CRUDO AGUA DESCRIPCIÓN

(°F) (psig) (MMPCED) (BPPD) (BAPD)




4 119.90 23.00 0.0077 3547 15460 Mezcla a120ºF



7 119.90 12.00 0.0000 3540 35.75 Crudo (BSW <1%)








16 119.70 8.00 0.0000 3536 7.087 Crudo (BSW <0.2%)

















34 106.00 23.40 0.7003 0.00 0.00 Gas a compresión

35 106.00 23.4000 0.04 0.00 0.00 Gas a calentador


FUENTE: HYSYS

304


CORRIENTE

PRESIÓN TEMPERATURA GAS CRUDO AGUA DESCRIPCIÓN

(psig) (°F) MMPCED BPPD BAPD

1 28.40 107.60 0.5190 3739 16800 Entrada de fluido

2 28.40 107.60 0.0009 3738 16800 Salida de líquido del separador

3 28.40 107.60 0.5181 0.905 0.045 Salida de gas del separador

4 23.40 107.60 0.0049 3737 16800 Líquido a la bota

5 23.00 120.00 0.0088 3735 22980 Fluido a 120ºF a la bota

6 2.00 118.40 0.0214 0.000 0.000 Gas de la bota

7 15.00 120.00 0.0000 3729 22980 Líquido de la bota

8 12.00 120.00 0.0000 3727 37.650 Crudo del tanque de lavado



11 8.00 119.80 0.0000 3723 7.462 Crudo a bomba booster


13 8.00 119.80 0.0000 0.000 30.110 Agua de tanque de reposo


17 50.00 119.90 0.0000 3723 7.461 Crudo de bomba booster

19 350.00 121.00 0.0000 3723 7.458 Crudo a E. Sucumbíos






26 23.00 156.50 0.0000 0.0927 6183 Agua a bota

27 23.40 106.00 0.5185 0.8829 0.000 Gas a scrubber

28 23.40 106.00 0.5185 0.02254 0.000 Gas de scrubber

29 23.40 106.00 0.0000 0.000 0.860 Líquidos de scrubber

30 23.40 106.00 0.5185 0.000 0.000 Gas de scrubber


32 23.40 106.00 0.5185 0.000 0.000 Gas de scrubber


34 23.40 106.00 0.3761 0.000 0.000 Gas a compresión

35 23.40 106.00 0.0714 0.000 0.000 Gas a calentador


FUENTE: HYSYS

306


CORRIENTE






4 120.00 23.00 0.0047 1568 42760 Mezcla a120ºF



7 120.00 12.00 0.0000 1563 15.79 Crudo (BSW <1%)








16 119.90 8.00 0.0000 1562 3.13 Crudo (BSW <0.2%)

















34 106.10 23.40 0.0483 0.00 0.00 Gas a compresión

35 106.10 23.40 0.1445 0.00 0.00 Gas a calentador

FUENTE: HYSYS

308


CORRIENTE






4 120.00 23.00 0.0215 3543 2855 Mezcla a120ºF



7 119.90 12.00 0.0000 3536 35.71 Crudo (BSW <1%)








16 119.70 8.00 0.0000 3533 7.079 Crudo (BSW <0.2%)

















34 106.00 23.40 0.7175 0.00 0.00 Gas a compresión

35 106.00 23.4000 0.01 0.00 0.00 Gas a calentador


37 107.60 28.40 0.0000 1.49 7425.00 Agua libre del separador

38 107.60 23.40 0.0000 1.49 7425.00 Agua a tratamiento

FUENTE: HYSYS

310


CORRIENTE



1 28.40 107.60 0.5189 3739 16800 Entrada de fluido al separador

2 28.40 107.60 0.0167 3735 3515 Salida de líquidos del separador

3 28.40 107.60 0.5022 0.877 0.044 Salida de gas del separador

4 23.40 107.60 0.0218 3733 3515 Líquidos a la bota

5 23.00 120.00 0.0276 3730 4515 Fluido a 120ºF a la bota

6 15.00 119.90 0.0000 3723 4514 Líquidos de la bota

7 2.00 118.30 0.0425 0.000 0.000 Gas de la bota

8 12.00 119.90 0.0000 3722 37.590 Crudo de tanque de lavado



11 8.00 119.70 0.0000 3718 7.542 Crudo del tanque de reposo


13 8.00 119.70 0.0000 0.000 30.080 Agua del tanque de reposo

14 20.00 119.80 0.0000 0.000 30.080 Agua a bomba de recirculación

16 15.00 119.80 0.0000 0.000 30.080 Agua a tanque de lavado

17 50.00 119.90 0.0000 3718 7.451 Crudo a bomba de transf.

19 350.00 120.90 0.0000 3718 7.448 Crudo a E. Sucucmbíos






26 23.00 181.50 0.0000 0.015 1000 Agua a la bota

27 28.40 107.60 0.0000 2.658 13290 Agua libre del separador

29 23.40 106.00 0.5026 0.856 0.000 Gas a tratamiento

30 23.40 106.00 0.5026 0.022 0.000 Gas a scrubber


32 23.40 106.00 0.5026 4.73E-10 0.000 Gas de scrubber


34 23.40 106.00 0.5026 0.000 0.000 Gas de scrubber

35 23.40 106.00 0.0000 4.73E-10 0.000 Líquidos de scrubber

36 23.40 106.00 0.0195 0.000 0.000 Gas a calentador

37 23.40 106.00 0.4121 0.000 0.000 Gas a compresión


FUENTE: HYSYS

312


CORRIENTE






4 120.00 23.00 0.0275 1561 8318 Mezcla a120ºF

5 118.50 2.00 0.0359 0 0 Gas de la Bota Desg.


7 120.00 12.00 0.0000 1556 15.72 Crudo (BSW <1%)

8 120.00 12.00 0.0000 0.1247 8315.000 Agua del Tanque Lavado




13 120.00 38.00 0.0000 0.015 1000.000 Agua a calentador


15 217.00 23.00 0.0000 0.015 1000 Agua a entrada a la Bota Desg.

16 119.80 8.00 0.0000 1555 3.116 Crudo (BSW <0.2%)

17 119.00 2.00 0.0023 0 0 Gas del Tanque de Reposo

18 119.80 8.00 0.0000 0 12.58 Agua del Tanque de Reposo

20 119.90 20.00 0.0000 0 12.58 Agua de recirculación

21 119.90 15.00 0.0000 0 12.58 Agua a Tanque de Lavado




25 118.90 2.00 0.0037 0 0 Gas a mecheros M-03 y M-04









34 106.10 23.40 0.0709 0.000 0.000 Gas a compresión

35 106.10 23.40 0.0309 0.000 0.000 Gas a calentador


37 107.70 28.40 0.0000 5.855 29270.000 Agua libres del separador

38 107.70 23.40 0.0000 5.855 29270.000 Agua a Tratamiento

FUENTE: HYSYS

314


CORRIENTE



100 23.00 106.00 0.716 0.00 0.00 Entrada al scrubber de entrada

101 23.00 106.00 0.716 0.00 0.00 Gas del scrubber

102 23.00 106.00 0.000 0.00 0.00 Líquidos del scrubber


105 110.00 171.00 0.716 0.00 0.00 Salida de gas del aeroenfriador

106 110.00 171.00 0.716 0.00 0.00 Gas a separador de líquidos

107 110.00 171.00 0.716 0.00 0.00 Gas al compresor

108 110.00 171.00 0.000 0.00 0.00 Liquidos de la etapa 1



112 200.00 160.00 0.716 0.00 0.00 Entrada de gas al intercambiador

113 200.00 160.00 0.000 0.00 0.00 Líquidos del SCB-05

116 193.00 115.30 0.712 0.00 0.45 Salida de gas del intercambiador

117 188.00 100.00 0.710 0.00 0.71 Salida del enfriador E-03

118 183.00 99.44 0.710 0.00 0.70 Entrada al scrubber SCB-09

119 183.00 99.44 0.710 0.00 0.00 Gas al intercambiador

120 183.00 99.44 0.000 0.00 0.70 Líquidos del scrubber SCB-09

122 176.00 150.00 0.710 0.00 0.00 Salida del intercambiador

123 176.00 150.00 0.462 0.00 0.00 Gas a Secoya

124 176.00 150.00 0.249 0.00 0.00 Gas combustible-compresor

FUENTE: HYSYS

316

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

LIBROS

1. BRANAN CARL (2000), Soluciones Prácticas para el Ingeniero Químico,

Texas

2. GÓMEZ JOSÉ (1984), Manejo de la Producción en Superficie, UNAM

3. CRAFT B.C Y HAWKINS M.F.(1968), Ingeniería Aplicada de Yacimientos

Petrolíferos.

REPORTES

1. Operadores de Producción de la Estación Pichincha, (2008), Reporte de

Producción de la Estación Pichincha, Mes de Diciembre.

2. Laboratorio de Corrosión de Lago Agrio (2008), Reporte de Caracterización

del Crudo y Cromatografía del Gas Natural de la Estación Pichincha, Mes

de Diciembre.

PROYECTOS DE TITULACIÓN

1. LAZCANO Carlos (2005), Estudio de la Factibilidad para la Optimización de

la Planta de Gas del Campo Industrial Shushufindi, Quito 2005

2. ESPINOZA Jofre, SÁNCHEZ Marcial (2006), Diagnóstico y Rediseño de

las Facilidades de Separación en el Área Auca, Guayaquil, 2006.

317

3. CARRILLO Brito, YUNDA Marco (2008), Redimensionamiento de las

Facilidades de las Facilidades de Producción del Campo VHR, Quito, 2008.

4. PAGUAY Ángel, Diseño intercambiadores de calor para el Sistema de

Calentamiento de Agua de los tanques de Lavado de Petroproducción,

Quito, 2006.

5. LIZANO Guillermo, Optimización de los Separadores de Petróleo

Automatizando los Controladores del Proceso, Quito, 2001

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