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I

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS ÓPTIMOS DE SEPARACIÓN Y TRATAMIENTO DE PETRÓLEO CRUDO EN EL CAMPO OSO DEL BLOQUE 7 EN EL ORIENTE ECUATORIANO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS

GALO ANDRÉS CADENA CALAPAQUI [email protected]

OSCAR DANIEL CRIOLLO TALAVERA [email protected]

DIRECTOR: ING. OCTAVIO SCACCO. MBA [email protected]

Quito, Abril 2016

II

DECLARACIÓN

Nosotros, Galo Andrés Cadena Calapaqui y Oscar Daniel Criollo Talavera,

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

no ha sido previamente presentado 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

normativa institucional vigente.

_______________________________ _______________________________

Galo Andrés Cadena Calapaqui Oscar Daniel Criollo Talavera

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el trabajo fue desarrollado por los Srs. Galo Andrés Cadena

Calapaqui y Oscar Daniel Criollo Talavera bajo mi supervisión.

Ing. Octavio Scacco DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

Agradecemos en primer lugar a Dios por darnos la vida y bendecirnos

rodeándonos de personas importantes para nuestro desarrollo personal y

profesional.

Gracias a nuestras familias por brindarnos toda su paciencia, dedicación, apoyo y

fortaleza para poder realizar una carrera universitaria y lograr llegar a este

momento tan importante en nuestras vidas.

A los profesores de la EPN fundamentalmente de la carrera de Ingeniería en

Petróleos por su incasable labor en enseñar y formar buenos profesionales

brindando sus conocimientos y experiencias, especialmente a nuestro director de

proyecto el Ing. Octavio Scacco, por ser la guía necesaria y brindarnos su

experiencia y ayuda académica de gran importancia para culminar con éxito este

propósito.

De la misma manera un agradecimiento a los funcionarios de la Agencia de

Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), que nos dio la apertura para la

realización de nuestro proyecto, en especial a los ingenieros Andrés Novoa y

César Yánez.

Finalmente, a todas las personas que han estado presentes durante esta vida

estudiantil, amigos y familiares que de una u otra manera han puesto su granito de

arena para llegar a dar este gran paso dentro de nuestras vidas.

V

DEDICATORIA

Dedico este proyecto a mis padres (César y Rosario) y hermanos (Paola, Agusta y

César), ya que sin ustedes nada de esto hubiera sido posible. Son las personas

que más quiero y quienes siempre han estado y estarán junto a mí apoyándome

en las decisiones que decida tomar.

Oscar

Este gran paso se lo dedico a Dios por ser la guía y mostrarme el mejor camino,

por darme las fuerzas y la sabiduría para enfrentar las adversidades que se me

presentaron en este trayecto y por rodearme de personas que con amor y apoyo

han sido los pilares por lo que ahora he logrado un éxito más en mi vida

profesional.

Una dedicación especial a mis dos abuelitos que están en el cielo que han sido

ejemplo de vida y de superación. A mis padres (Galo y Yolanda) y hermanos

(Marcos y Lucia) por su incondicional amor, apoyo y paciencia, por lo que ahora

puedo cosechar esta gran alegría. A mi tía Lucia por sus sabios consejos y por

siempre preocuparse por mi bienestar. Y finalmente a ese gran amor que Dios me

regalo y que ha sido mi apoyo fiel en todo mi trayecto, a todos muchas gracias.

Galo Andrés

VI

CONTENIDO

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

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

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

DEDICATORIA ...................................................................................................................................... V

CONTENIDO ........................................................................................................................................ VI

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................. X

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................................................. XI

ÍNDICE DE ECUACIONES ................................................................................................................... XIII

SIMBOLOGÍA..................................................................................................................................... XIV

RESUMEN ........................................................................................................................................ XVII

PRESENTACIÓN ................................................................................................................................. XIX

CAPÍTULO I .......................................................................................................................................... 1

GENERALIDADES DEL CAMPO OSO ..................................................................................................... 1

1.1. ANTECEDENTES DEL CAMPO OSO ................................................................................ 1

1.2. UBICACIÓN DEL CAMPO OSO ....................................................................................... 1

1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO OSO ........................................................................................ 3

1.3.1. ESTRATIGRAFÍA ............................................................................................................ 4

1.3.2.1. Características litológicas .................................................................................... 5

1.3.2.1.1 Miembro Arena Basal Tena ............................................................................... 5

1.3.2.1.2 Miembro Arenisca Napo “U” ............................................................................ 5

1.3.2.1.3 Miembro Arena “T” ........................................................................................... 5

1.3.2.1.4 Formación Hollín ............................................................................................... 6

1.4. PRODUCCIÓN ............................................................................................................... 6

CAPITULO II ......................................................................................................................................... 7

DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL CAMPO OSO ................................................ 7

2.1. GENERALIDADES .......................................................................................................... 7

2.2. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN .................................................................................... 7

2.2.1. ESTACIÓN CENTRAL DE PRODUCCIÓN OSO CPF (OPF) ................................................ 9

2.2.2. ESTACIÓN SUR DE PRODUCCIÓN OSO SPF ................................................................. 10

VII

2.2.3. TRATAMIENTO QUÍMICO DEL CRUDO DE LA ESTACIÓN OSO CPF ............................. 11

2.2.4. TRATAMIENTO QUÍMICO DEL CRUDO DE LA ESTACIÓN OSO SPF ............................. 12

2.2.5. SEPARADORES ............................................................................................................ 13

2.2.6. BOTA DE GAS .............................................................................................................. 15

2.2.7. SCRUBBER DE GAS ...................................................................................................... 15

2.2.8. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO ............................................................................... 16

2.2.9. TANQUE DE LAVADO .................................................................................................. 16

2.2.9.1. Tanque de surgencia ......................................................................................... 17

2.2.9.2. Tanque de almacenamiento .............................................................................. 17

2.2.9.3. Tanques de agua ............................................................................................... 18

2.2.10. MANEJO DE GAS ......................................................................................................... 19

2.2.11. SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA ............................................................................. 20

2.2.12. SISTEMA DE TRANSFERENCIA .................................................................................... 23

2.2.13. GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................................................................... 24

2.2.13.1. Nueva Planta de Generación de Energía Oso SPF ............................................. 25

2.2.14. LÍNEAS DE FLUJO Y DUCTOS ....................................................................................... 25

CAPÍTULO III ...................................................................................................................................... 28

TEORÍA DE SEPARACIÓN Y TRATAMIENTO DE CRUDO ..................................................................... 28

3.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 28

3.2. MECANISMOS DE SEPARACIÓN............................................................................................. 29

3.2.1. SEPARACIÓN POR GRAVEDAD .................................................................................... 29

3.2.2. SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRÍFUGA ................................................................... 30

3.2.3. SEPARACIÓN POR CHOQUE DE PARTÍCULAS O COALESCENCIA ................................ 30

3.3. PARÁMETROS QUE INFLUYEN EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO........................................ 31

3.3.1. PRESIÓN DE SEPARACIÓN .......................................................................................... 31

3.3.2. TEMPERATURA DE SEPARACIÓN ................................................................................ 31

3.3.3. COMPOSICIÓN DE LA MEZCLA ................................................................................... 32

3.3.4. TAMAÑO DE LA PARTÍCULA DE LÍQUIDO ................................................................... 32

3.3.5. VELOCIDAD DEL GAS .................................................................................................. 32

3.3.6. TIEMPO DE RETENCIÓN ............................................................................................. 32

3.3.7. DENSIDAD DEL LÍQUIDO Y DEL GAS ........................................................................... 35

3.3.8. VISCOSIDAD DEL GAS ................................................................................................. 36

VIII

3.4. ETAPAS DE SEPARACIÓN ....................................................................................................... 36

3.5. SECCIONES DE SEPARACIÓN .................................................................................................. 37

3.5.1. SECCIÓN PRIMARIA .................................................................................................... 37

3.5.2. SECCIÓN SECUNDARIA ............................................................................................... 38

3.5.3. SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA ...................................................................... 38

3.5.4. SEGREGACIÓN FINAL .................................................................................................. 38

3.6. CONDICIONES ÓPTIMAS PARA LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO ............................................ 39

3.6.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO (γo) .............................................................. 40

3.6.2. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) ................................................................................ 40

3.7. PROBLEMAS DE OPERACIÓN ................................................................................................. 41

3.7.1. CRUDOS ESPUMOSOS ................................................................................................ 41

3.7.2. PARAFINAS ................................................................................................................. 41

3.7.3. ARENAS ...................................................................................................................... 42

3.7.4. ARRASTRE DE LÍQUIDO............................................................................................... 42

3.7.5. FUGAS DE GAS ............................................................................................................ 42

3.8. DESHIDRATACIÓN.................................................................................................................. 43

3.8.1. EMULSIÓN .................................................................................................................. 43

3.8.2. DEMULSIFICACIÓN ..................................................................................................... 45

3.9. MÉTODOS DE TRATAMIENTO................................................................................................ 45

3.9.1. MÉTODO GRAVITACIONAL ......................................................................................... 46

3.9.2. MÉTODO QUÍMICO .................................................................................................... 46

3.9.3. MÉTODO TÉRMICO .................................................................................................... 46

3.9.4. MÉTODO ELÉCTRICO .................................................................................................. 46

3.9.5. MÉTODOS MECÁNICOS .............................................................................................. 47

CAPÍTULO IV ...................................................................................................................................... 48

ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE SEPARACIÓN DEL CAMPO OSO ................. 48

4.1. PRODUCCIÓN DE FLUIDOS CON LOS PARÁMETROS ACTUALES DEL CAMPO OSO ............... 48

4.2. PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO OSO ................................................ 51

4.2.1. PRESIÓN DE OPERACIÓN (Po) ............................................................................................... 51

4.2.2. TEMPERATURA DE OPERACIÓN (To) ..................................................................................... 53

4.2.3. TIEMPO DE RETENCIÓN (tr) ................................................................................................... 55

IX

4.3. CALIDAD DE LOS FLUIDOS OBTENIDOS CON LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES

DEL CAMPO OSO .................................................................................................................. 56

4.3.1. CORTE DE AGUA PRESENTE EN EL PETRÓLEO (%BS&W) ...................................................... 56

4.3.2. GRAVEDAD API ...................................................................................................................... 58

4.3.3. CONCENTRACIÓN DE ACEITE RESIDUAL PRESENTE EN EL AGUA .......................................... 60

4.4. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS ÓPTIMOS DE OPERACIÓN DEL CAMPO OSO ........ 62

4.4.1. ANÁLISIS DEL TIEMPO DE RETENCIÓN EN LOS SEPARADORES ............................................. 62

4.4.1.1. COMPARACIÓN DE LOS TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS CON LOS CALCULADOS ......... 64

4.4.1.2. RESULTADOS DEL ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS

CON LOS CALCULADOS ......................................................................................................... 67

CAPÍTULO V ....................................................................................................................................... 73

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................................ 73

5.1. CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 73

5.2. RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 76

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................................................... 78

ANEXOS ............................................................................................................................................. 80

X

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO OSO ....................................................... 2 Figura 1.2 LÍMITES GEOGRÁFICAS DEL CAMPO OSO .................................................. 3 Figura 1.3 BLOQUE 7 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA MAPAS ESTRUCTURALES ......... 4 Figura 2.1 DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN DE OSO CPF ...................... 9 Figura 2.2 DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN DE OSO SPF ..................... 11 Figura 2.3 RED DE DUCTOS DEL CAMPO OSO ........................................................... 26

Figura 3.1 PROCESO BÁSICO DE SEPARACIÓN DE CRUDO ...................................... 28 Figura 3.2 ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL ........................................... 29 Figura 3.3 ESQUEMA DE UN SEPARADOR CILÍNDRICO CENTRÍFUGO ..................... 30 Figura 3.6 ESQUEMA DE UN SISTEMA DE SEPARACIÓN DE TRES ETAPAS ............ 37 Figura 3.5 FOTO MICROSCÓPICA DE UNA EMULSIÓN DE PETRÓLEO EN AGUA .... 44

XI

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.2 ESTADÍSTICAS DE POZOS DEL CAMPO OSO ............................................... 6 Tabla 2.1 FACILIDADES DEL CAMPO OSO .................................................................... 8 Tabla 2.2 QUÍMICOS USADOS EN EL TRATAMIENTO DE CRUDO Y AGUA .............. 13 Tabla 2.3 SEPARADORES DEL CAMPO OSO .............................................................. 14 Tabla 2.4 BOTA DE GAS DEL CAMPO OSO ................................................................. 15 Tabla 2.5 SCRUBBER DE GAS DEL CAMPO OSO ....................................................... 16 Tabla 2.6 TANQUES DE CRUDO DEL CAMPO OSO .................................................... 18 Tabla 2.7 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA DEL CAMPO OSO ............... 19 Tabla 2.8 POZOS INYECTORES DEL CAMPO OSO ..................................................... 20 Tabla 2.9 BOMBAS DE INYECCIÓN OSO CPF ............................................................. 21 Tabla 2.10 BOMBAS DE INYECCIÓN OSO SPF ............................................................ 22 Tabla 2.11 BOMBAS DE TRANSFERENCIA DE CRUDO DEL CAMPO OSO................ 23 Tabla 2.12 GENERADORES DEL CAMPO OSO ............................................................ 24 Tabla 2.13 LÍNEAS DE FLUJO DEL CAMPO OSO ........................................................ 27 Tabla 3.1 TIEMPO DE RETENCIÓN PARA SEPARADORES ........................................ 34 Tabla 4.1 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO

(CPF) ............................................................................................................. 49 Tabla 4.2 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO

(SPF) ............................................................................................................. 50 Tabla 4.3 PRESIÓN DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO .. 52 Tabla 4.4 TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO

OSO .............................................................................................................. 53 Tabla 4.5 TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL

CAMPO OSO ................................................................................................ 54 Tabla 4.6 TIEMPO DE RETENCIÓN EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ..... 55 Tabla 4.7 TIEMPO DE RETENCIÓN DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO

OSO .............................................................................................................. 56 Tabla 4.8 %BS&W DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ................................. 57 Tabla 4.9 %BS&W DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO ..................... 58 Tabla 4.10 °API DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ...................................... 59 Tabla 4.11 CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO SEGÚN SU GRAVEDAD API ................ 59 Tabla 4.12 CONCENTRACIÓN DE ACEITE EN AGUA A LA DESCARGA DE LOS

SEPARADORES DEL CAMPO OSO ............................................................. 60 Tabla 4.13 CONCENTRACIÓN DE ACEITE EN AGUA A LA DESCARGA DE LOS

TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO ................................................. 61 Tabla 4.14 TIEMPOS DE RETENCIÓN CALCULADOS .................................................. 63 Tabla 4.15 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO V-

E75131 .......................................................................................................... 64

XII

Tabla 4.16 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO V-B75120 .......................................................................................................... 65



Tabla 4.19 TIEMPOS PROMEDIOS DE RETENCIÓN EN LOS FWKO DE OSO SPF ..... 68 Tabla 4.20 TIEMPOS DE RETENCIÓN Y CAUDALES APROXIMADOS A UN TIEMPO

REFERENCIAL DE 8.1 .................................................................................. 71 Tabla 4.21 TIEMPOS DE RETENCIÓN ÓPTIMOS DE OPERACIÓN DE LOS

SEPARADORES DE LA ESTACIÓN OSO SPF ............................................ 72

XIII

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ecuación 3.1 ECUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO ..................... 33 Ecuación 3.2 ECUACIÓN DEL TIEMPO DE RETENCIÓN tr ........................................... 33 Ecuación 3.3 RELACIÓN DE SLENDERNESS ................................................................ 34 Ecuación 3.4 ECUACIÓN DE LONGITUD EFECTIVA Leff .............................................. 34 Ecuación 3.5 ECUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS ............................ 35 Ecuación 3.6 ECUACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO .............. 40 Ecuación 3.7 ECUACIÓN DE LA GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO .............................. 40

XIV

SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

ARCH Agencia de regulación y control Hidrocarburífero

SPF South Processing Facilities

CPF Central Processing Facilities

OPF Oso Processing Facilities

EPF Early Processing Facilities

CCE Pruebas PVT de Expansión a Composición Constante

API American Petroleum Institute

BS&W Basic Sediment and Water

SI Sistema Internacional

BTU Unidad Térmica Británica

pH Potencial de hidrógeno

DMO Demulsificante

GOR Gas Oil Ratio

cm Centímetros L

°C Grados Centígrados T

°F Grados Fahrenheit T

°R Grados Rankine T

D Diámetro L

DI Diámetro interno del vessel L

Bar Unidad de presión M/L2

Bl Barriles de fluido L3

gal Galones de fluido L3

XV

BFPD Barriles de Fluido por día L3/t

BOPD Barriles de Petróleo por día L3/t

BWPD Barriles de Agua por día L3/t

BPD Barriles por día L3/t

L Longitud de la sección L

Leff Longitud Efectiva del separador L

Cd Constante de arrastre

lbs Libras M

lbs/gal Libras por galón M/L3

lbs/pulg2 Libras por pulgada cuadrada M/L2

PVT Presión - Volumen - Temperatura

M Mil M

psi Libra por pulgada cuadrada M/L2

in Pulgada (inch) L

ft Pies (Feet) L

PCSD Pies cúbicos estándar diarios L3/t2

MPCSD Miles de Pies cúbicos estándar diarios L3/t2

P Presión M/L2

Q Caudal L3/t

Re Número de Reynolds

µ Viscosidad Mt/L2

µe Viscosidad efectiva Mt/L2

Rsi Relación gas petróleo a condiciones de yacimiento iniciales

Rs Relación gas petróleo a condiciones actuales

Vs Velocidad de fluido L/t2

XVI

V Volumen total L3/t

ρ Densidad del fluido ML3/t

% Porcentaje

FWKO Free Water Knock Out

TK Tanque

LSH Level Safety High

LSL Level Safety Low

KOD Knock Out Drum

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition

RGC Relación gas condensado

CCE Constant Composition Expansion

CVD Constant Volume Depletion

THP Presión fluyente del Tubing del pozo

Gun Barrels A veces llamado tanque de lavado es el equipo más antiguo

usado en instalaciones en tierra para el tratamiento de crudo

en estaciones de recolección convencionales.

TEA Es un dispositivo para el quemado de los gases de desecho

originados en refinerías, plantas químicas, terminales de

almacenamiento, en tuberías y facilidades de producción

durante la operación normal o en emergencias. Existen

diferentes tipos de teas: Elevadas, cortas y fosos crematorios.

Siendo las teas elevadas las más usadas cuando se está

trabajando con hidrocarburos.

PILOTO Pequeño quemador de uso continuo que da energía de

ignición para prender los gases que son venteados.

XVII

RESUMEN

El presente proyecto fue propuesto con la finalidad de determinar los parámetros

óptimos de separación y tratamiento de petróleo en el campo Oso en el Bloque 7

del oriente ecuatoriano.

El análisis abarca todos los sistemas, equipos y parámetros de operación tanto en

lo que se refiere a la separación de agua, petróleo y gas como en el tratamiento

del petróleo luego del proceso de separación, que se utilizan en el campo Oso.

Los parámetros óptimos de separación que influyen en el proceso de obtención de

petróleo son: la presión, temperatura y el volumen de fluido que ingresa en el

proceso los que determinan la calidad del petróleo basado en el %BS&W existente

en el petróleo en la fase final que será enviado a la estación Gacela. Las

principales arenas de producción del Campo Oso son Hollín y Napo “T” Superior

generando un aporte de crudo muy importante en la industria petrolera del

Ecuador convirtiéndose de esta manera como uno de los principales campos

productores de petróleo.

Las facilidades se encuentran distribuidas en dos estaciones de procesamiento:

Oso CPF y Oso SPF, que son alimentadas por ocho plataformas de producción y

donde se encuentran ubicados principalmente un total de cuatro separadores

FWKO, dos botas de gas, dos tanques de lavado, dos tanques de almacenamiento

de petróleo, dos scrubber de gas, cuatro tanques de almacenamiento de agua,

sistema de generación de energía y sistemas de bombeo para reinyección de

agua mediante cuatro plataformas y para transferencia de crudo y agua hacia la

estación Gacela.

XVIII

Utilizando los conceptos de separación y tratamiento de crudo, se realizó un

análisis de los parámetros de separación y tratamiento del campo Oso, para

posteriormente determinar los parámetros óptimos mediante un análisis de las

características y calidad de fluidos obtenidos a las descargas de cada separador o

tratador en las estaciones Oso CPF y Oso SPF, y cálculos matemáticos que

ratifican la validez de estos parámetros,

Finalizado el análisis, se puede concluir que los separadores y tratadores que

operan en el campo Oso tienen un buen desempeño, es decir, los separadores y

tanques de lavado tienen descargas de petróleo con bajos %BS&W, excepto por

uno de los separadores FWKO presentes en la estación Oso SPF, del cual se

observa una separación poco eficiente reflejada en altos valores de %BS&W.

Además se observa que la concentración de aceite en los tanques de

almacenamiento de agua es relativamente baja, lo que nos indica que se obtiene

una buena calidad de agua separada en el proceso para luego ser reinyectada a

los pozos bajo condiciones ambientales adecuadas.

El estudio del desempeño del proceso de separación en las dos estaciones del

campo Oso, concluye con una propuesta para mejorar el funcionamiento del

FWKO que presenta problemas, proponiendo una solución de re-direccionamiento

de fluido a los otros separadores vecinos, con lo que se espera mejorar la calidad

de petróleo a la descarga de los separadores.

XIX

PRESENTACIÓN

El campo Oso está ubicado en el Bloque 7 del Oriente ecuatoriano, es operado en

la actualidad por la empresa ecuatoriana PETROECUADOR E.P. quienes se

encargan de realizar los procesos de exploración, explotación, separación y

tratamiento, transporte del fluido hasta la estación Gacela, donde es fiscalizado

por la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH).

El proceso de separación y tratamiento de fluidos del Campo Oso están a cargo

de dos plantas principales de procesamiento las que trabajan con altas

temperaturas debido a las condiciones de los pozos, lo que facilita el proceso de

separación sin la necesidad de calentar el flujo al ingreso de los separadores. El

flujo que se produce del campo, en su mayor parte está conformado de agua, sin

embargo, se obtiene un crudo de calidad media.

Para el desarrollo de este proyecto se realizó un análisis de los parámetros

actuales medidos en la locación del campo Oso medidos en un periodo de 8 días

durante la visita técnica realizada, especialmente de los separadores, con lo que

se pudo confirmar información y actualizarla para su posterior análisis.

Para confirmar los datos medidos en campo se procede a realizar cálculos

matemáticos, de tal manera que nos permita interpretar lo que se visualiza en los

monitores del sistema SCADA que controla el proceso de las estaciones de

separación.

Una vez confirmada la información de campo, se realiza un análisis de parámetros

y calidad de fluidos descargados por los separadores. Para de esta manera,

observar la eficiencia de separación de cada uno, y saber si se tienen errores o

problemas operativos o a su vez si su desempeño es el adecuado.

XX

Conociendo los posibles problemas que se presenten en cada uno de los

separadores se procede a recomendar posibles alternativas para mejorar la

calidad de separación en los recipientes existentes en las dos estaciones del

campo Oso.

1

CAPÍTULO I

GENERALIDADES DEL CAMPO OSO

1.1. ANTECEDENTES DEL CAMPO OSO

El Bloque 7 descubierto por la empresa TEXACO en 1970 está localizado en la

Cuenca Oriente del Ecuador en la parte centro-occidental, tiene una extensión de

80398 hectáreas donde se encuentra ubicado el campo Oso junto con otros

campos tales como: Coca-Payamino, Jaguar, Mono, Lobo y Gacela.

Las formaciones que producen los principales yacimientos en los campos del

bloque 7 son: Formación Napo y la arenisca Hollín (Petroamazonas E.P, 2015).

1.2. UBICACIÓN DEL CAMPO OSO

El Campo Oso operado por Petroamazonas E.P, está localizado a 18 km al oriente

de la Cordillera de los Andes, dentro del Bloque 7 a 50 km al sur de la ciudad del

Coca, en el centro-occidente de la Cuenca Oriente y a 8 km al oeste del Campo

Jaguar. Abarca una extensión de 2300 hectáreas donde se encuentran ubicadas

las plataformas Oso A, Oso B, Oso 3 “C”, Oso 9 “D”, Oso 2 “F”, Oso G, Oso H, y

Oso I; las cuales están en constante perforación petrolera debido a su geología y

características de depositación de los yacimientos existentes, siendo actualmente

campos de vital importancia en la industria del petróleo ecuatoriano

(Petroamazonas E.P, 2015).

El pozo Oso 47 es el primer pozo perforado puesto en producción con éxito por la

empresa pública ecuatoriana PETROAMAZONAS EP, perforado en la arena Hollín

2

en la plataforma OSO A, incorporando 4900 barriles diarios a la producción

nacional (Petroamazonas E.P, 2015).

Figura 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO OSO

Fuente: Petroamazonas, 2015

Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar

3

Figura 1.2 LÍMITES GEOGRÁFICAS DEL CAMPO OSO

Fuente: Petroamazonas, 2010 Elaborado por: Galo Cadena/Criollo Oscar

1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO OSO

La cuenca Oriente es una cuenca estructural que se desarrolla adyacente y

paralelo a un cinturón de los Andes (Halliburton Consulting - Petroamazonas EP,

2014).

Los estudios que descubrieron a este campo dejaron una base de datos del

Campo Oso del número de pozos perforados hasta la actualidad que llegan a 130

pozos de desarrollo e incluso los pozos inyectores Oso B001I y Oso B002I, Oso

B003I y Oso I001I (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012).

4

1.3.1. ESTRATIGRAFÍA

La mayoría de pozos exploratorios del bloque fueron perforados en la Formación

Chapiza del Jurásico Medio, estas formaciones están cubiertas por las areniscas

fluviales a transicionales de la Formación Hollín del Cretáceo Inferior (Halliburton

Consulting - Petroamazonas E.P, 2012).

Las zonas de interés en el área del Bloque 7 son: la Arenisca “T”, la Caliza “B”, la

Arenisca “U”, la Caliza “A” y la Caliza “M-2”, las cuales estas formadas por

depósitos de lutitas, calizas y Areniscas de la Formación Napo en ambiente

marino somero (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012).

Figura 1.3 BLOQUE 7 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA MAPAS ESTRUCTURALES


5

1.3.2.1. Características litológicas

1.3.2.1.1 Miembro Arena Basal Tena

En el pozo Oso A-21, se evaluó la Arenisca Basal Tena, obteniéndose alguna

información básica como:

· producción promedio de 631 BFPD

· un BSW de 0.30%, desde Noviembre 2009 hasta Marzo del 2010.

(Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). 1.3.2.1.2 Miembro Arenisca Napo “U”

Las zonas de arenas limpias presentan una orientación Noroeste a Sureste con

0.5 km de ancho. En esta zona de los pozos del campo Oso se determina una

zona de pago corroborada por el análisis de registros y datos de producción de

dichos pozos (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012).

1.3.2.1.3 Miembro Arena “T”

La Arenisca “T” Superior está formada por una arenisca cuarzosa. La evaluación

de registros, la descripción de ripios y los datos de producción indican que la

Arenisca Napo “T” tiene zona de pago, como es el caso en el pozo Oso A-45 que

presenta:

· una producción en promedio 449.93 BPPD

· BSW de 2,06%.

(Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012).

El campo Oso presenta yacimientos secundarios dentro de la arenisca T y la arenisca U, siendo estos yacimientos marginales de extensión lateral y calidad de yacimiento si se considera el espesor (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012).

6

1.3.2.1.4 Formación Hollín

En los pozos perforados el espesor total que registran desde el tope de Hollín

Principal hasta el contacto agua – petróleo, varía desde los 117 ft como en Oso A-

26, hasta 21 ft en Oso C-14 (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012).

1.4. PRODUCCIÓN

El Campo Oso es actualmente el más importante del bloque 7, la producción

actual es de 164973 BFPD con un BSW promedio de 88% y GOR de 29,6

PCS/BLS, con una producción neta de 21251 BOPD un grado API de 25. Proviene

de los reservorios Hollín y “T”. (Petroamazonas, 2014).

Tabla 1.1 ESTADÍSTICAS DE POZOS DEL CAMPO OSO

Año 2016

Estado Productores Reinyectores Total

Oso 130 8 138



El Campo Oso es el de mayor aporte de producción de crudo del bloque 7,

actualmente se encuentran 130 pozos productores, sin embargo, cabe indicar que

la producción de agua es alta, por lo cual se está reinyectando a 8 pozos


7

CAPITULO II

DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE

DEL CAMPO OSO

2.1. GENERALIDADES

Los fluidos de un pozo se presentan como una mezcla de hidrocarburos gaseosos

y líquidos con diferentes propiedades físicas fluyendo a alta velocidad;

experimentan cambios de presión y temperatura, además de estar combinados

con sólidos y agua de formación, la cual puede presentarse en forma de vapor de

agua o agua libre. Por lo cual, esta mezcla pasa por una serie de instrumentos

denominados Facilidades de superficie que deben ser diseñados y calibrados

previamente a la producción, con el objetivo de obtener petróleo, agua y gas por

separado.

El petróleo crudo que proviene de los pozos se somete a varias etapas para su

manejo en una estación central de flujo, estas etapas básicamente son:

recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación,

almacenamiento y bombeo, cada una con sus respectivos equipos e instrumentos

diseñados adecuadamente para manejar diferentes niveles de presión y

temperatura dependiendo de la cantidad, las características y propiedades del

fluido.

2.2. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

Las facilidades en el campo Oso se distribuyen en dos estaciones principales de

procesamiento, la estación Oso CPF y la estación Oso SPF. Anteriormente la

planta principal era Oso CPF, que a su vez es la más antigua, sin embargo, debido

a la instalación de nuevas facilidades en la estación SPF, esta pasó a ser la planta

8

principal donde se maneja la mayoría de la producción del campo y se planea

poner en funcionamiento nuevos equipos a futuro, tanto para el tratamiento como

para la generación de energía para inyección de agua y transferencia de crudo.

En los últimos años la producción en el Bloque 7 se han incrementado, por lo cual,

se han realizado proyectos para mejorar las facilidades de producción,

procesamiento, transporte, inyección y fiscalización del crudo. Los proyectos de

Plataformas, estaciones para la producción de crudo e inyección de agua

existentes en el campo Oso se detalla a continuación en la Tabla 2.1.


Tabla 2.1 FACILIDADES DEL CAMPO OSO

Plataformas Facilidades de

Producción Estaciones

Plataformas de inyección

Oso A para un total de 34 pozos

Facilidades Tempranas Oso B (EPF)

Oso B para un total de 25 pozos

Central de Procesos OSO B (SPF)

Plataforma Facilidades de Inyección Oso B para un total

de 3 pozos

Oso G para un total de 26 pozos


Oso H para un total de 17 pozos


Oso I para un total de 13 pozos


Plataforma Facilidades de Inyección Oso I para 1 pozo

Oso C para un total de 5 pozos

Central de Procesos OSO CPF

Plataforma Facilidades de Inyección Oso C para un total

de 3 pozos

Oso D para un total de 9 pozos Central de Procesos OSO

CPF y SPF Plataforma Facilidades de

Inyección Oso D para 1 pozo

Oso F para un total de 1 pozo Central de Procesos OSO

CPF

Fuente: Petroamazonas EP


9

Los proyectos hasta el momento desarrollados nos han permitido contar con los

equipos y/o facilidades para los incrementos de la producción del Bloque 7.

2.2.1. ESTACIÓN CENTRAL DE PRODUCCIÓN OSO CPF (OPF)

Está ubicada aproximadamente a 50 km al sur de la ciudad del Coca, en la parte

sur del Bloque 7, ocupa un área aproximada de 9.000 m2, y actualmente recibe la

producción de las siguientes plataformas: Oso A, parte del Oso B, Oso C y Oso F.

Esta producción ingresa al separador existente en esta planta, FWKO V-E75131.

La Figura 2.1 muestra el diagrama del sistema de separación de Oso CPF


Figura 2.1 DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN DE OSO CPF



10

La Estación tiene una capacidad instalada de procesamiento aproximada de

55.000 BFPD, 25.000 BOPD, 35.000 BWPD y 500 MPCSD de Gas


La producción total del Campo Oso recibida en Oso CPF es bombeada hacia la

Estación de fiscalización Gacela, y desde Gacela se envía hacia la Estación Coca

Central.

2.2.2. ESTACIÓN SUR DE PRODUCCIÓN OSO SPF Actualmente la producción proveniente de las plataformas Oso B, Oso G, Oso H y

OSO I y parte de la producción de Oso A ingresa a lo que anteriormente se

conocía como Facilidades Tempranas de Procesamiento (OSO EPF) donde es

dirigida a los separadores V-B75120 y V-B75123, y al separador V-B75121 de la

nueva central de procesos Oso SPF, paulatinamente todo el fluido actual del

campo más la producción futura será procesado en su totalidad en la estación

SPF pasando por dos separadores trifásicos de producción V-B75121 y el nuevo

separador (en proyecto) de igual capacidad V-B75122. (Petroamazonas E.P,

2015)

La Figura 2.2 nos muestra un diagrama del proceso de separación en la estación

Oso SPF con las facilidades que se encuentran en operación actualmente ya que

algunos equipos se encuentran fuera de servicio, sin embargo la nueva central de

operación SPF contará con sistemas de procesamiento y tratamiento de

crudo/gas/agua, transferencia de crudo, inyección de agua y disposición de gas

tales como: (FWKO) V- B75121 / 75122 (Petroamazonas E.P, 2015).

Durante la etapa de transición de operaciones de las facilidades tempranas (EPF)

a las facilidades definitivas (SPF), se ha considerado instalar facilidades

temporales hasta tener los equipos definitivos en la SPF, en los sistemas de

almacenamiento e inyección de agua y transferencia de crudo (Petroamazonas

E.P, 2015).

11

Figura 2.2 DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN DE OSO SPF



2.2.3. TRATAMIENTO QUÍMICO DEL CRUDO DE LA ESTACIÓN OSO CPF

Se tratan los fluidos que provienen del Manifold de OSO A, adicional están

direccionados 2 pozos del OSO B, el fluido del OSO F-002, el fluido del OSO C y

el del pozo que se encuentra en la estación OSO E para luego de la

deshidratación transferir el crudo hacia Gacela y el agua de formación separada

se inyecta a los pozos que están en Oso 3 (Petroamazonas E.P, 2015).

Desde este Pad OSO 3 se realiza la inyección al fluido motriz al OSO C – 006 con

una dosis de 2 gls de Biocida con una inyección continua, 3 gls de demulsificante,

1 gls de inhibidor de corrosión y 0,5 gls de inhibidor de escala (Petroamazonas

E.P, 2015).

12

Desde el OSO B al fluido de dos pozos (OSO B – 062, OSO B – 064) que va hasta

el CPF, en ocasiones se realiza un tratamiento de Biocida con una dosis de 15 gls

o de acuerdo al cronograma, al momento no hay inyección DMO a los pozos.

(Petroamazonas E.P, 2015)

2.2.4. TRATAMIENTO QUÍMICO DEL CRUDO DE LA ESTACIÓN OSO SPF

Se procesan los fluidos de OSO A (Manifold 2 y 3), OSO G y OSO H hacia el

separador trifásico de capacidad de 120000 BFPD del SPF, adicional al EPF se

tratan los fluidos del Pad OSO B y OSO I direccionado a los dos separadores

trifásicos de capacidades 36000 y 26000 BLS respectivamente (Petroamazonas

E.P, 2015).

Se inyecta al fluido que ingresa a las facilidades SPF una dosis de 20 gls de

químico Biocida THPS y 36 gls de Glutaraldehido. Desde los fondos de los pozos

y desde el lanzador del OSO A hacia el separador V – B75121 se inyecta una

dosis de 8 gls de demulsificante y adicional 10 gls de PAO – 14715 inhibidor de

parafinas (Petroamazonas E.P, 2015).

Al ingreso de los separadores se procesa con clarificantes RBW 503x y RBW

6060, anti espumante y dependiendo de los requerimentos se inyecta

demulsificante. Se complementa el tratamiento colocando en el agua de inyección

surfactante para mantener la inyectividad de los pozos OSOB – 031, OSOB –

001i, OSOB – 002i y el OSOI – 001 (Petroamazonas E.P, 2015).

Para el control de escala en pozos que tenían tendencia incrustante se inyecta

inhibidor de escala en los pozos de OSO A y del OSO I. En la Tabla 2.2 se puede

observar los diferentes químicos que son usados en el campo Oso para el

tratamiento de crudo y agua (Petroamazonas E.P, 2015).

13

Tabla 2.2 QUÍMICOS USADOS EN EL TRATAMIENTO DE CRUDO Y AGUA

Química para tratamiento de Crudo Demulsificante de acción continua DMO - 14629

Demulsificante de acción rápida DMO - 14545

Antiparafinico PAO - 14715

Antiasfalténico PAO - 14732

Antispumante DFO - 14521

CLARIFICADOR 1 RBW - 503X

CLARIFICADOR 2 RBW - 6060

Química para Tratamiento de agua Inhibidor de corrosión CRW - 14132

Inhibidor de incrustaciones SCW - 14336

Surfactante WAW - 14252

BIOCIDA A XC - 14350

BIOCIDA B XC - 14818

Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar

2.2.5. SEPARADORES

Son recipientes metálicos presurizados diseñados para separar las fases de la

mezcla de fluidos proveniente de los pozos. Para que la separación se realice, el

fluido debe permanecer en reposo durante un intervalo de tiempo determinado

para lograr la separación física de las fases presentes. (Carrillo, 2007)

El tipo y tamaño del separador depende de la composición de la mezcla y la

presión de operación, dependiendo de esta presión los separadores pueden ser

de baja, media y alta presión, además, pueden clasificarse en separadores

bifásicos y trifásicos de acuerdo al número de fases a separar y dependiendo de

su forma y geometría se clasifican en horizontales verticales y esféricos (Requena

& Rodríguez, 2006).

La estación Oso SPF actualmente cuenta con tres separadores de agua libre

(Free Water Knock Out) trifásicos con capacidades de 120 000 BFPD, 36 000

14

BFPD y 26 000 BFPD respectivamente operando en el sistema de separación de

crudo, por su parte, la estación Oso CPF cuenta con un separador bifásico con

capacidad de 56 000 BFPD más un separador de prueba de capacidad de 7 500

BFPD. La temperatura de ingreso a los separadores es de aproximadamente 168

°F con una presión 25 – 30 psi (Petroamazonas E.P, 2015).

Los FWKO operan con cámara de fluido donde se almacena el agua y aceite para

ser descargados a las siguientes fases de separación y tratamiento.

Adicionalmente se tienen domos de gas que sirven para separar las partículas que

hayan sido arrastradas a la corriente de gas antes de que esta abandone el

tanque. La Tabla 2.3 muestra los separadores y domos de gas existentes en el

campo Oso (Petroamazonas E.P, 2015).

Tabla 2.3 SEPARADORES DEL CAMPO OSO

ESTACIÓN TIPO TAG CAPACIDAD NO.

SERIE

PRESIÓN DE

DISEÑO (psi)

PRESIÓN DE OPERACIÓN

(psi)

TEMPERATURA DE OPERACIÓN

(°F)

LONGITUD S-S (ft)

DIÁMETRO INTERNO

(ft)

OSO CPF

FREEWATER V-E75131 50000 BPD - 75 18 120 54 10

SEPARADOR DE PRUEBA V-C75120 7500 BPD 15055 150 30 120 18 4

OSO SPF

FREEWATER V-B75123 26000 BPD - 85 28 170 28,5 10

FREEWATER V-B75120 36000 BPD 15102 125 28 170 35,5 10

FREEWATER V-B75121 120 000

BPD - 75 30 170 54 14

DOMO DE GAS V-70132 7,4 BLS - - ATM 77 N/A -

DOMO DE GAS V-

B75563A - - - ATM 77 N/A -



15

2.2.6. BOTA DE GAS

Su función es la de extraer el gas disuelto en el crudo proveniente de los

separadores en la etapa de separación primaria, el cual pasa por placas colocadas

alternadamente para facilitar la liberación de gas debido a una expansión brusca.

Después, el gas pasa hacia el sistema de tratamiento de gas y el petróleo hacia el

tanque de lavado (Petroamazonas E.P, 2015). En el campo Oso operan las botas

de gas que se muestran en la Tabla 2.4 a continuación.

Tabla 2.4 BOTA DE GAS DEL CAMPO OSO

ESTACIÓN TAG CAPACIDAD

(BLS) PRESIÓN DE OPERACIÓN

(psi)

ALTURA (ft)


(°F)

LONGITUD S-S (ft)

OSO CPF V – E75561A 129 BLS ATM 34 77 N/A

OSO SPF V-B75132 129 BLS ATM - 100 N/A



2.2.7. SCRUBBER DE GAS

Es un separador de dos fases que separa los líquidos arrastrados por el gas

proveniente de los separadores de producción o que han sido condensados en el

trayecto. La Tabla 2.5 muestra las características de los scrubber de gas que

operan en el campo Oso (Petroamazonas E.P, 2015).

16

Tabla 2.5 SCRUBBER DE GAS DEL CAMPO OSO

ESTACIÓN TAG CAPACIDAD

(BLS)

PRESIÓN DE OPERACIÓN

(psi)

TEMPERATURA DE OPERACIÓN (°F)

LONGITUD S-S (ft)

OSO CPF V-C75561B ATM 77 N/A

OSO SPF

V-B75565 7,4 ATM 77 N/A

V-B75566 NO OPERATIVO


2.2.8. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO

El almacenamiento de fluidos está compuesto por una serie de tanques, los cuales

son estructuras metálicas soldadas o empernadas que forman un recipiente que

permite almacenar hidrocarburos y fluidos provenientes de los procesos de

separación y tratamiento de petróleo. Estos tanques son elaborados mediante

diseños de construcción y deben estar sujetos a las normas y especificaciones

vigentes en la industria petrolera (Carrillo, 2007).

2.2.9. TANQUE DE LAVADO

En este tanque se separan las dos fases (petróleo y agua) por decantación. En el

interior se encuentran placas donde los fluidos chocan para ser separados y al

reposar el fluido más denso se deposita en el fondo del tanque formando dos

capas, el agua en el fondo y encima el petróleo, la capa de agua en el fondo se la

conoce como colchón de agua el mismo que no debe sobre pasar los 8 ft de altura

(Fernández & Gaibor 2009). La Tabla 2.5 muestra los tanques existentes en el

campo Oso, incluyendo los tanques T-E75500 y T-B75046 de lavado ubicados en

la estación Oso CPF y Oso B respectivamente.

17

En el techo del tanque de lavado se encuentra una válvula de alivio y una de

vacío, las mismas que permiten el escape de gas o vapor con el fin de regular el

exceso de presión, además permiten el ingreso de aire cuando la presión en el

tanque sea menor que la presión atmosférica (Carrillo, 2007).

2.2.9.1. Tanque de surgencia

El crudo que se encuentra en el tanque de lavado pasa a reposar en el tanque de

surgencia en el que se elimina el agua restantes, la separación de la misma

manera se realiza por efecto de gravedad aprovechando la diferencia de

densidades entre el agua y petróleo (Carrillo, 2007). En la estación Oso SPF se

encuentra el tanque T-B75047 mostrado en la Tabla 2.6 que funciona como

tanque de almacenamiento y surgencia debido a que el crudo que proviene del

tanque de lavado ya no requiere de otra fase de tratamiento y está listo para ser

enviado a la estación Gacela (Petroamazonas E.P, 2015).

2.2.9.2. Tanque de almacenamiento

Es donde se almacena el crudo tratado, el cual está en condiciones adecuadas

para ser entregado, es decir, con un BS&W < 1%.

18

Tabla 2.6 TANQUES DE CRUDO DEL CAMPO OSO



2.2.9.3. Tanques de agua

En estos tanques se almacena el agua separada en el proceso, la misma que

después será utilizada como medio de recuperación secundaria por inyección de

agua (Fernández & Gaibor 2009). La Tabla 2.7 muestra los tanques de

almacenamiento de agua existentes en el campo Oso.

ESTACIÓN OSO CPF OSO SPF

TAG T-E75500 T-C75400 T-B75046 T-B75047

SERVICIO LAVADO ALMACENAMIENTO LAVADO ALMACENAMIENTO

CAPACIDAD (BLS) 6000 5000 11000 11000

DIÁMETRO (ft) 35 35 50 50

ALTURA (ft) 32 32 31 32

NIVEL DE OPERACIÓN (ft) 27 10 28 28

NIVEL DE INTERFASE (ft) 10 N/A 13 17


(°F) 170 143 180 180

PRESIÓN DE DISEÑO INTERNA EN EL TECHO

(PSI) ATM ATM ATM ATM

19

Tabla 2.7 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA DEL CAMPO OSO

ESTACIÓN TAG CAPACIDAD (BLS)

DIÁMETRO (FT)

ALTURA (FT)

NIVEL DE OPERACIÓN

(FT)

NIVEL DE INTERFASE

(FT)


(°F)

PRESIÓN DE DISEÑO INTERNA

EN EL TECHO

(PSI)

OSO SPF

T-B75206 11000 45 32 25 N/A 126 ATM

T-B75207 11000 45 32 TANQUE

NUEVO AUN NO ENTRA EN OPERACIÓN

N/A N/A ATM

OSO CPF

T-C75200A 500 14 18 15 N/A 165 ATM

T-C75200B 500 12 24 17 N/A 165 ATM


Parte de la producción de agua del campo Oso es enviada mediante ductos hacia

la estación Gacela donde es utilizada en los sistemas de reinyección de agua.

2.2.10. MANEJO DE GAS

Las partículas líquidas que se encuentran en el gas proveniente de los FWKO son

retiradas por la condensación que se produce debido a la refrigeración o a las

caídas de presión, es decir, el gas pasa por procesos de intercambio de calor,

deshidratación, y filtrado para ser depurado y posteriormente utilizado (Benítez &

Olmedo 2011).

“El gas producido en los separadores de agua libre se colecta para ser tratado y

utilizado como gas de purga de cabezales de tea, y como gas combustible para

los pilotos de las teas. El gas de baja presión proveniente de la bota

desgasificadora y de los tanques es enviado a la Tea”. (Petroamazonas E.P, 2015,

Informe Facilidades Campo Oso Bloque 7, p.9).

20

2.2.11. SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA

Consta de un sistema de bombas Booster y bombas de inyección, las cuales

tienen como función inyectar el agua tratada y almacenada como método de

recuperación secundaria. Los pozos inyectores se encuentran distribuidos en las

plataformas Oso B, Oso I, Oso D y Oso C como se muestra en la Tabla 2.8 a

continuación (Petroamazonas E.P, 2015).

Tabla 2.8 POZOS INYECTORES DEL CAMPO OSO

PLATAFORMA POZOS INYECTORES

OSO B B-001I, B-002I y B-013I

OSO I I-001I

OSO C C-003I, C-005I, C-013I

OSO D D-017I



Las bombas Booster succionan el agua de producción desde los tanques, y por

medio de las bombas de inyección, conectadas en serie envían el agua hacia las

plataformas Oso B, Oso I y Oso C. Adicionalmente se cuenta con bombas pre

Booster que alimentan a las bombas Booster. Todas las bombas que operan en

las estaciones Oso CPF y Oso SPF se muestran en las Tablas 2.9 y 2.10


21

Tabla 2.9 BOMBAS DE INYECCIÓN OSO CPF

EQUIPOS

TAG /CAF CAPACIDAD NOMINAL

DEL SISTEMA [BFPD]

CAPACIDAD OPERATIVA

ACTUAL PAM [BFPD]

CAUDAL DE INGRESO

AL EQUIPO [BFPD]

PORCENTAJE UTILIZADO UNIDAD

BOMBA BOOSTER P-C75251 30000 BPD



BOMBAS DE

INYECCIÓN CAF-0100543 12500 BPD 11875 10000 84%

BOMBAS DE

INYECCIÓN CAF-0136790 7000 BPD 6650

BOMBAS DE


BOMBAS DE




22

Tabla 2.10 BOMBAS DE INYECCIÓN OSO SPF

EQUIPOS

TAG /CAF CAPACIDAD NOMINAL

DEL SISTEMA [BFPD]

CAPACIDAD OPERATIVA

ACTUAL PAM [BFPD]

CAUDAL DE INGRESO

AL EQUIPO [BFPD]

PORCENTAJE UTILIZADO

UNIDAD

BOMBA PREBOOSTER P-B75197 41000 36900

0%

BOMBA PREBOOSTER P-B75198 60000 54000

0%

BOMBA PREBOOSTER P-B75199 60000

BOMBA BOOSTER P-B75200 40000 36000 34000 94%

BOMBA BOOSTER P-B75201 40000 36000 34000 94%

BOMBA BOOSTER P-B75202 40000 36000 34000 94%

BOMBAS BYRON

JACKSON P-B75203 24000

BOMBAS BYRON

JACKSON P-B75204 24000 21600 21500 100%

BOMBAS BYRON

JACKSON P-B75205 26000 23400 21500 92%

BOMBA WORKS P-B75221 25000

BOMBA WORKS P-B75222 25000 22500 22000 98%

BOMBA BAKER P-B75223 21000 18900 18500 98%

BOMBA PREBOOSTER P-B75194 30000 27000 21000 78%

BOMBAS BOOSTER P-B75218 23500 21150 21000 99%

BOMBA G.E. P-B75043 26000 23400 21000 90%



23

2.2.12. SISTEMA DE TRANSFERENCIA Las bombas de transferencia de crudo del campo Oso se encuentran en la Tabla

2.11. El crudo almacenado en los tanques de crudo es succionado y enviado hacia

la estación Gacela por medio de las bombas booster y bombas de transferencia.

Al igual que el sistema de inyección que cuenta con bombas booster y pre booster

de respaldo (Petroamazonas E.P, 2015).

Tabla 2.11 BOMBAS DE TRANSFERENCIA DE CRUDO DEL CAMPO OSO

ESTACIÓN

EQUIPOS

TAG /CAF

CAPACIDAD

NOMINAL DEL

SISTEMA [BFPD]

CAPACIDAD OPERATIVA

ACTUAL PAM [BFPD]

CAUDAL

DE INGRESO

AL EQUIPO [BFPD]

PORCENTAJE

UTILIZADO UNIDAD

OSO CPF

BOMBA BOOSTER

P-C-75452

20000 BPD

BOMBA BOOSTER

P-C-75453

20000 BPD

BOMBA TRANSFERENCIA

CAF-0100690

23000 BPD

BOMBA TRANSFERENCIA

CAF-0136805

9800 BPD

OSO B

BOMBA PREBOOSTER

P-B75404 29100 26190

0%

BOMBA PREBOOSTER

P-B75405 29100 26190 19000 73%

BOMBA PREBOOSTER

P-B75215 29100 26190

0%

BOMBA PREBOOSTER

P-B75216 29100 26190 17425 67%

BOMBA BOOSTER

P-B75440 20500 18450 18200 99%

BOMBA BOOSTER

P-B75441 20500 18450 18200 99%

BOMBA TRANSFERENCIA

P-B75450 40500 36450 36425 100%

BOMBA TRANSFERENCIA

P-B75451 40500 36450

0%



24

2.2.13. GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Se utiliza el gas de producción como combustible bi-fuel diesel-gas en los

generadores para proveer de energía eléctrica a las diferentes plataformas

(Petroamazonas E.P, 2015). En la Tabla 2.12 se presenta una lista de los

generadores de energía eléctrica del Campo Oso.

Tabla 2.12 GENERADORES DEL CAMPO OSO

TAG Descripción No. Serie No.

Modelo CAP / POT NOMINAL

M-003 ENGINE DIESEL M-003 81Z16159 3412 545



M-019 ENGINE DIESEL POWER TRAILER M-019 25Z06703 3516-DITA

1640

M-021 ENGINE DIESEL M-021 ZAP00742 3516B 1640

M-026 ENGINE DIESEL WATER TREATMENT M

-026 23Z05777 3508 660

M-027 ENGINE DIESEL POWER TRAILER M-027 25Z06697 3516-DITA

1640

M-028 ENGINE DIESEL POWER TRAILER M-028 1HZ00492 3516-DITA

1640

M-034 ENGINE DIESEL M-034 LLA01721 3512 1050










M-047 ENGINE DIESEL M-047 LLA03185 3512C 1050


25






M-064 ENGINE DIESEL M-064 LLK00137 3512 1100

MG-91304

ENGINE DIESEL MG-91304 LLA01391 3512 1050

MG-W06 ENGINE DIESEL POWER TRAILER MG-

W06 7RN0166

1 3516B 1640

MG-W15 ENGINE DIESEL POWER TRAILER MG-

W15 ZAL00199 3516 1450



2.2.13.1. Nueva Planta de Generación de Energía Oso SPF

Es una planta con 8 motores de combustión interna que abastecerán a la planta

de energía en busca de reducir costos, reemplazando el consumo de diésel por

crudo. Tiene dos compresores de aire para el funcionamiento de los equipos

neumáticos a 30 Bares (arranque). Por el momento la planta de generación

funciona solo para la alimentación de las bombas de reinyección de agua en los

pozos de Oso B, pero se prevé que en los próximos meses puedan reemplazar a

todos los generadores de combustión de diésel de la planta Oso SPF para

reinyección y transferencia (Petroamazonas E.P, 2015).

2.2.14. LÍNEAS DE FLUJO Y DUCTOS

La producción proveniente de las distintas plataformas de producción es

transportada por medio de una red de ductos hacia las estaciones EPF, SPF y/o

CPF, adicionalmente, se tiene un ducto de 12” que va desde EPF y SPF hacia la

estación Gacela y hacia la estación Coca que es el punto de fiscalización del

Bloque 7 (Petroamazonas E.P, 2015).

26

En la Figura 2.3 se puede observar un diagrama de la red de ductos del campo

Oso, que cuenta con tramos de tubería aérea y enterrada y válvulas e

instrumentación en las líneas de manifold para monitoreo de presión.

Figura 2.3 RED DE DUCTOS DEL CAMPO OSO


Las líneas de flujo en azul y en rojo son las líneas que se encuentran operando

actualmente, y su descripción se muestra en la Tabla 2.13 a continuación.

27

Tabla 2.13 LÍNEAS DE FLUJO DEL CAMPO OSO

TRAMO LONGITUD (Km aprox)

TUBERÍA TIPO

OSOA-OSOB 2.62 6” API 5L X42 STD 300# LÍNEA DE FLUJO

OSOG-Y OSOA 2 4 ½” Tubing API 5CT

SMLS LÍNEA DE FLUJO

OSOB-OSO CPF 6.9 8” API 5L X42 STD 300# DUCTO

OSOF-OSO CPF 2 4” API 5L GR B STD 300# DUCTO

OSOC-OSO CPF 3

DUCTO

OSOD-OSO CPF / Y DE JAGUAR

1.8 6” API 5L X42 STD 900# DUCTO

OSOA-OSOB SPF 3 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE

COATING LÍNEA DE FLUJO

OSOG-Y DE OSO A 2 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE


OSO H-Y DE OSO G 2 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE


OSOB SPF-GACELA 32 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE

COATING OLEODUCTO

OSOI-OSOB 3 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE

COATING

LÍNEA DE FLUJO (EN

CONSTRUCCIÓN)

OSOB-OSOI 3 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE

COATING

OLEODUCTO (EN

CONSTRUCCIÓN)



28

CAPÍTULO III

TEORÍA DE SEPARACIÓN Y TRATAMIENTO DE CRUDO

3.1. INTRODUCCIÓN

En el proceso de separación una mezcla gas-líquido entra al separador y choca

contra un aditamento interno ubicado en la entrada del vessel, lo cual hace que la

fase gaseosa de la mezcla se separe de la fase liquida. En la sección de

decantación del separador, actúa la fuerza de gravedad sobre el fluido permitiendo

que el líquido abandone la fase gaseosa y caiga hacia el fondo del separador

(Arnold & Stewart, 2008).

Figura 3.1 PROCESO BÁSICO DE SEPARACIÓN DE CRUDO

Fuente: Archivos ARCH Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar

Los principios fundamentales considerados para realizar la separación física de

petróleo son: fuerza de gravedad, fuerza centrífuga y el choque de partículas o

29

coalescencia, considerando que los fluidos deben ser inmiscibles y de distintas

densidades para que ocurra la separación (Granados & Gutiérrez, 2007).

3.2. MECANISMOS DE SEPARACIÓN

3.2.1. SEPARACIÓN POR GRAVEDAD

Es el mecanismo de separación más utilizado, debido a que se requiere un equipo

muy simple. Cuando el crudo pasa por las líneas de flujo, todas las secciones

ampliadas en un recipiente actúan como asentadores, debido a que se reduce la

velocidad de flujo (Fernández & Gaibor 2009).

Figura 3.2 ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL

Fuente: Arnold & Stewart, 2008 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar

30

3.2.2. SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRÍFUGA

Son útiles para remover los sólidos del agua y del petróleo. La separación por

medio de centrifugas es muy efectiva para remover bajas concentraciones de

contaminantes (Benítez & Olmedo 2011).

Figura 3.3 ESQUEMA DE UN SEPARADOR CILÍNDRICO CENTRÍFUGO

Fuente: Arnold & Stewart, 2008


3.2.3. SEPARACIÓN POR CHOQUE DE PARTÍCULAS O COALESCENCIA

El choque de partículas es un proceso de separación que ocurre cuando dos gotas

de fluidos diferentes chocan entre sí. Si el par de gotas están expuestas a un

ambiente de presión y turbulencia determinada, la energía cinética de este par de

31

gotas induce a que las mismas se agrupen de tal manera que se conviertan en

una sola, es decir, existe una energía de adhesión. Por lo tanto, cuando este

contacto se rompe el proceso es finalizado y llamado coalescencia (Fernández &

Gaibor, 2009).

3.3. PARÁMETROS QUE INFLUYEN EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO

3.3.1. PRESIÓN DE SEPARACIÓN

Es uno de los factores más importantes en el proceso de separación, ya que

influye directamente en la calidad y volumen de petróleo obtenido, debido a que si

tenemos una presión alta en la separación del fluido obtendremos mayor cantidad

de fluido que de gas, sin embargo si esta presión es demasiado alta ocasionará

que algunos componentes livianos sean arrastrados por la corriente líquida

provocando que se liberen hacia la fase gaseosa en los tanques de

almacenamiento. Al contrario, si operamos con una presión demasiado baja,

varios componentes pesados que podrían formar parte del líquido serán

arrastrados por la fase gaseosa (Benítez & Olmedo 2011).

La presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas

en la prueba de separadores, crudo con mayor gravedad API y menor factor

volumétrico de formación de petróleo (Rojas, 2003).

3.3.2. TEMPERATURA DE SEPARACIÓN

Generalmente el flujo que ingresa al separador es calentado, lo que genera una

variación de la velocidad de asentamiento debido a que cuando aumenta la

temperatura se reduce la viscosidad de la fase de petróleo. Este aumento de

temperatura también tiene el efecto de disolver pequeños cristales de parafina y

asfáltenos neutralizando la formación de emulsiones, sin embargo, el incremento

32

de la temperatura tiene la desventaja de hacer que el petróleo crudo que se

recupera en los tanques de almacenamiento se vuelva más pesado, y pierda valor

comercial (Granados & Gutiérrez, 2007).

3.3.3. COMPOSICIÓN DE LA MEZCLA

Es un aspecto muy importante a considerar, ya que si se presentan cambios

bruscos en la composición de una mezcla, se podría afectar parámetros como la

densidad del gas, afectando a su vez a la velocidad crítica del gas (Benítez &

Olmedo 2011).

3.3.4. TAMAÑO DE LA PARTÍCULA DE LÍQUIDO

Es un factor que afecta directamente a la velocidad de asentamiento de las

partículas de líquido suspendidas en el flujo de gas, en la separación por gravedad

y separación por fuerza centrífuga. Para la separación por choque es importante

para la determinación de la distancia de paro, que corresponde a la distancia que

una partícula de cierto diámetro viaja a través de una línea de corriente de gas

(Benítez & Olmedo 2011).

3.3.5. VELOCIDAD DEL GAS

Si la velocidad del gas supera la velocidad de diseño del separador, generará un

flujo de gotas inundando el extractor de niebla y como consecuencia un arrastre

de gotas de líquido en el flujo da gas que sale del separador (Carrillo, 2007).

3.3.6. TIEMPO DE RETENCIÓN

Para lograr una buena separación se debe asegurar el equilibrio entre la fase

líquida y la fase gaseosa a la temperatura y presión de separación, se requiere de

33

un tiempo para que las partículas de un tamaño dado se depositen en la parte

inferior de la sección de separación, el cual es conocido como tiempo de retención


La capacidad de manejo de líquido de un separador depende principalmente del

tiempo de retención o residencia, como se muestra en la ecuación 3.1 (Arnold &

Stewart, 2008).

Ecuación 3.1 ECUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO

(3.1)

En donde:

d es diámetro del separador, in

Leff es longitud efectiva del separador, ft

Tr es tiempo de retención, min

Ql es caudal que maneja el separador, BPD

Ls/s es longitud de costura a costura, ft

(Arnold & Stewart, 2008)

De esta ecuación despejamos el tiempo de retención (tr) y se tiene:

Ecuación 3.2 ECUACIÓN DEL TIEMPO DE RETENCIÓN tr

(3.2)

El valor de la Longitud efectiva (Leff) viene dada por un despeje en la ecuación 3.4

de la relación de Slenderness:

34

Ecuación 3.3 RELACIÓN DE SLENDERNESS

(3.3)


Ecuación 3.4 ECUACIÓN DE LONGITUD EFECTIVA Leff

(3.4)

En la Tabla 3.1 se muestra tiempos de retención que pueden ser usados en el

caso de no contar con datos reales de fluidos en el laboratorio para separadores.

Tabla 3.1 TIEMPO DE RETENCIÓN PARA SEPARADORES

Gravedad °API Tiempo de Retención (min)

35+ 0.5 a 1

30 2

25 3

20+ 4+

1. Si existe espuma, los tiempos de retención se aumentan por un factor de 2 a 4. 2. Si existe alto contenido de CO2, utilizar un mínimo de tiempo de retención de 5 minutos.

Fuente: Arnold & Stewart, 2008 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar

35

3.3.7. DENSIDAD DEL LÍQUIDO Y DEL GAS

Las densidades de líquido y gas afectan a la capacidad de manejo de gas en un

separador, ya que esta capacidad de manejo de gas es directamente proporcional

a la diferencia de densidades de líquido y del gas, e inversamente proporcional a

la densidad del gas, como se pueden observar en la ecuación 3.5 (Arnold &

Stewart, 2008).

Ecuación 3.5 ECUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS

(3.5)

En Donde:

Qg es capacidad de manejo de gas (PCSD)

P es presión de separación (psi)

T es temperatura de separación (°F)

Leff es longitud efectiva del separador (ft)

es densidad del gas (lb/ft3)

es densidad del líquido (lb/ft3)

z es factor de compresibilidad del gas

D es diámetro interno (ft)

dm es diámetro de la partícula

Cd es constante de arrastre


36

De igual manera, muchas de las fórmulas que describen la separación y

tratamiento de petróleo y gas están en función de la diferencia de densidades, por

lo tanto, las densidades están estrechamente ligadas a la eficiencia de separación.

3.3.8. VISCOSIDAD DEL GAS

Esta propiedad del gas en la separación, incide en la determinación de la

velocidad de asentamiento de las partículas líquidas, la viscosidad del gas afecta

al Número de Reynolds, con el cual se determina el coeficiente de arrastre (Verrier

& Rodríguez, 2007).

3.4. ETAPAS DE SEPARACIÓN

Para obtener una separación más eficiente y completa es conveniente que dos o más separadores se conecten en serie, reduciéndose la presión en cada etapa, lo que se conoce como niveles de separación o separación en múltiples etapas (Arnold & Stewart, 2008).

El líquido que sale de cada separador, experimenta una separación de gas, cada

vez que se reduce la presión en la etapa subsiguiente. Este sistema es usado en

aquellos lugares donde es preferible tener pequeñas cantidades de gas en

solución en la fase de petróleo o un pequeño destilado en la corriente de gas


Estas separaciones múltiples, operacionalmente eficientes, dan como resultado

productos líquidos de calidad y gas seco (Requena & Rodríguez, 2006).

Para mejorar la separación y recuperación máxima de líquidos, puede combinarse

con las etapas de separación, la instalación de depuradores de gas o “scrubber” y

el enfriamiento del gas (Arnold & Stewart, 2008).

37

Figura 3.4 ESQUEMA DE UN SISTEMA DE SEPARACIÓN DE TRES ETAPAS



3.5. SECCIONES DE SEPARACIÓN

3.5.1. SECCIÓN PRIMARIA

Los fluidos que ingresan al separador llegan con alta velocidad generando

turbulencia en el flujo entre la fase gaseosa y la fase líquida. Por este motivo se

debe reducir el gran impulso que posee la corriente de fluidos a la entrada del

separador (Carrillo, 2007).

Para lograr disipar el impulso y reducir la turbulencia se utiliza al ingreso del

separador una placa desviadora (deflectora) o cualquier otra técnica que provoque

38

una fuerza centrífuga que obligue a la separación de volúmenes de líquido del gas

(Requena & Rodríguez, 2006).

3.5.2. SECCIÓN SECUNDARIA

Una vez que se ha logrado reducir la velocidad del flujo, en esta sección se realiza

la separación por decantación del líquido por gravedad desde la corriente de gas

obteniendo una eficiencia que depende de las propiedades del gas y del líquido,

también del tamaño de las partículas y del grado de turbulencia del gas (Benítez &

Olmedo 2011).

Esta separación se da en las partículas que no lograron separarse en la sección

primaria. A medida que la corriente de gas entra en la sección secundaria, las

gotas que fueron arrastradas en el gas y no separados por el desviador de entrada

se separan por gravedad y caen al interfaz gas-liquido (Requena & Rodríguez,

2006).

3.5.3. SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA

En esta sección se separan las partículas más pequeñas de líquido que pudieron

ser arrastradas por la corriente de gas. Para la extracción de neblina la mayoría de

separadores utilizan como mecanismos principales la fuerza centrífuga y el

principio de choque, donde las pequeñas gotas de líquido se separan de la

corriente de gas en forma de grandes gotas (coalescencia), que luego caen a la

zona donde se aloja el líquido (Carrillo, 2007).

3.5.4. SEGREGACIÓN FINAL

Esta sección se ejecuta la descarga de los líquidos separados, de tal manera que

se cumplan con las condiciones de operación establecidas para evitar la

39

contaminación entre fluidos y la formación de espumas. Para que suceda la

separación, es necesario un tiempo mínimo de retención y un volumen mínimo de

alimentación que permita continuar con el proceso (Requena & Rodríguez, 2006).

3.6. CONDICIONES ÓPTIMAS PARA LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO

Por lo general, cuando se habla de las condiciones óptimas, se refiere a los

parámetros presión y temperatura (P y T). De acuerdo a la definición, a la presión

óptima se obtiene:

· Máxima producción de petróleo.

· Máxima gravedad API del crudo.

· Mínima relación gas-petróleo.

· Mínimo factor volumétrico del petróleo.

(Andes, 2015)

Para optimizar la cantidad de fluido producido es importante llevar un control de la

relación de volúmenes producidos de petróleo y gas en superficie mediante la

definición de tres parámetros PVT, los cuales pueden ser determinados

matemáticamente mediante correlaciones o medidos experimentalmente en el

laboratorio, utilizando muestras de fluidos del yacimiento (ENAP, 2015).

En el proceso de separación de petróleo y gas, existe una corriente de fluido que

sale del pozo denominada alimentación, se permite que alcance el equilibrio a la P

y T del separador. La presión del separador está sujeta a control directo por

medios de instrumentos reguladores de presión. La temperatura se determina

con el fluido que entra al separador. Y en ciertos casos la temperatura del

separador es controlada por calentamiento o refrigeración (Repsol, 2015).

40

3.6.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO (γo)

La gravedad específica de un líquido sé define como la razón de la densidad del

líquido a la densidad de un líquido base a las mismas condiciones de presión y

temperatura, por lo general el líquido base que se toma es el agua, y tal como la

densidad del agua, tiene pocos cambios con la presión y temperatura, su valor

(62,4 lb/pie3), se puede considerar constante (Bánzer, 1996).

Ecuación 3.6 ECUACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO

(3.6)

(Bánzer, 1996)

Ecuación 3.7 ECUACIÓN DE LA GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO

(3.7)

En donde:

γo es gravedad especifica del petróleo, adimensional

o es densidad del petroleo, LB/PC

(Bánzer, 1996).

3.6.2. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo)

La viscosidad de un fluido es la resistencia que presentan sus moléculas a fluir o

moverse dentro de un medio.

Para definir la viscosidad del petróleo, se consideran dos tipos de viscosidad:

· Viscosidad de un petróleo sub saturado

· Viscosidad de un petróleo saturado.

41

3.7. PROBLEMAS DE OPERACIÓN

Los equipos de superficie están sujetos a diversos problemas como consecuencia

de su configuración, materiales y funcionamiento, los mismos que ocasionan un

desgaste natural debido al uso en un tiempo considerado prudencial.

Los principales problemas que se presentan en la operación de un separador se

deben a: crudos espumosos, arena, parafina, emulsiones y escape de líquido o de

gas y desgaste por la erosión producida por el fluido; sin embargo, pueden

manifestarse rápidamente debido a un desgaste o corrosión acelerados por

presencia de parafinas, incrustaciones, arena, agua y/o gas y por la acción de los

químicos (Benítez & Olmedo 2011).

3.7.1. CRUDOS ESPUMOSOS

Uno de los problemas que se presentan con mayor frecuencia en el proceso de

separación, es la formación de espumas, las cuales dificultan las mediciones del

nivel crudo y generan mayor tiempo de retención para lograr una separación

eficiente.

Generalmente las espumas se forman por la presencia de impurezas, productos

químicos (inhibidores y anticorrosivos) para tratamientos de tuberías y agua

presente en el crudo (Arnold & Stewart, 2008).

3.7.2. PARAFINAS

El principal problema que se presenta cuando se forman las parafinas, es el

taponamiento de los orificios de los extractores de vapor de arenas/sólidos y de

las mallas de alambre metálico, producen también el deterioro de las válvulas del

sistema (Benítez & Olmedo 2011).

Cuando se tiene este problema, se puede adicionar sistemas de inyección de

vapor que permitan la limpieza de las regiones propensas a taponamiento.

42

3.7.3. ARENAS

La presencia de arena en los crudos genera los siguientes problemas:

· El taponamiento de los dispositivos y líneas

· La erosión y corte de las válvulas y líneas

· La acumulación en el fondo del separador

Se utilizan dispositivos que trabajen con fluidos a presión mediante toberas de

inyección. Cuando los fluidos son arenosos, se pueden instalar válvulas y

elementos resistentes a los efectos de la 6arena (Benítez & Olmedo 2011).

3.7.4. ARRASTRE DE LÍQUIDO

En el proceso de separación del líquido de la fase gaseosa (sección de extracción

de niebla) uno de los problemas que se presenta es la salida de partículas líquidas

conjuntamente con las gaseosas provocando altos niveles de líquido, daños

internos, espumas en los acumuladores de gas o en las líneas de flujo (Carrillo,

2207).

Para evitar la salida de líquido arrastrado por la fase gaseosa generalmente se

instalan sensores de seguridad de alto nivel (LSH – Level Safety High), los cuales

actúan mandando una señal de cierre a las válvulas de entrada o salida cuando el

nivel de líquido excede entre 10 a 15 porciento el nivel máximo (Arnold & Stewart,

2008).

3.7.5. FUGAS DE GAS

En la separación de fluidos el gas libre invade la fase liquida provocando fugas de

gas en la salida de líquidos, un indicativo de este problema, es el bajo nivel de

líquido provocando vórtices en la zona de descarga (Requena & Rodríguez, 2006).

43

Las fugas de gas se controlan con la instalación de sensores de seguridad de bajo

nivel de líquido (LSL – Level Safety Low) que cierran la entrada o salida de fluido

cuando el nivel de líquido está por debajo del 10 o 15 por ciento del nivel de

operación (Arnold & Stewart, 2008).

3.8. DESHIDRATACIÓN

La presencia de agua en el hidrocarburo genera uno de los mayores problemas

dentro de la producción del petróleo. Por este motivo dentro del proceso de

separación se usa la deshidratación, con la que se busca generar la ruptura de las

emulsiones de petróleo y agua.

En la comercialización de petróleo se requieren cumplir con ciertos estándares de

calidad entre las cuales tenemos: bajo contenido de sal, bajo contenido de sólidos

suspendidos, rangos de viscosidad, y contenido de azufre definido.

En el trayecto del fluido se generan choques y cambios de presión, provocando

frecuentemente la formación de emulsiones estables de agua y petróleo que

deben ser especialmente tratadas (Carrillo, 2007).

3.8.1. EMULSIÓN

Dos tipos de agua están asociadas con la producción de petróleo, definidas como

agua libre y agua emulsionada.

El agua libre según el Instituto Americano del Petróleo (API), el agua libre es la

cantidad de agua de producción que podrá ser separada del petróleo

gravitacionalmente. El resto de agua presente se considerara como emulsionada y

requiere de un proceso de tratamiento para ser removida (Granados & Gutiérrez,

2007).

44

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales está

disperso en finas gotas en el otro como se muestra en la Figura 3.5. El líquido

presente como pequeñas gotas es la fase dispersa o interna, mientras que el

líquido que lo rodea es la fase continua o externa (Carrillo, 2007).

La formación de emulsiones se generan debido a la presencia de agentes

emulsificantes que son sustancias que contienen moléculas polares y no polares.

Los agentes emulsificantes también rigen la estabilidad de la emulsión

dependiendo de su origen (Arnold & Stewart, 2008).

Figura 3.5 FOTO MICROSCÓPICA DE UNA EMULSIÓN DE PETRÓLEO EN AGUA


La estabilidad de una emulsión es dependiente de varios factores:

· La diferencia en densidad entre las fases de agua y aceite

· El tamaño de las partículas de agua dispersas

· Viscosidad

45

· Tensión interfacial

· Presencia y concentración de agentes emulsionantes

· Salinidad del agua

· Edad de la emulsión

· Agitación

(Verrier & Rodríguez, 2007)

3.8.2. DEMULSIFICACIÓN

Consiste en el rompimiento de la película interfacial de una emulsión y la

separación de sus fases. Los factores que favorecen al rompimiento de una

emulsión son:

· Aumento de la temperatura.

· Reducción de la agitación.

· Incremento del tiempo de residencia o retención.

· Remoción de sólidos.


3.9. MÉTODOS DE TRATAMIENTO

El tratamiento es necesario para separar el agua que se encuentra emulsionada

en el petróleo, sin embargo, ninguna emulsión es igual a otra incluso siendo del

mismo pozo, por lo cual, cada emulsión debe ser examinada frecuentemente y

requiere ajustes en el proceso de tratamiento (Granados & Gutiérrez, 2007).

46

3.9.1. MÉTODO GRAVITACIONAL

El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados

tanques sedimentadores, tanques de lavado, Gun Barrels y eliminadores de agua

libre FWKO (Verrier & Rodríguez, 2007).

El agua se asienta en el fondo del tanque por tener mayor densidad respecto al

petróleo. Si la diferencia en peso específico entre el agua y el crudo es pequeña,

la separación es lenta (Granados & Gutiérrez, 2007).

3.9.2. MÉTODO QUÍMICO

Consiste en adicionar químicos llamados demulsificantes que son componentes

surfactantes, los cuales neutralizan la estabilidad de la emulsión afectando a los

agentes emulsificantes debilitando la película rígida de la interface petróleo – agua

y mejoran la coalescencia de las gotas de agua. Este método es el más utilizado

para el tratamiento de emulsiones (Granados & Gutiérrez, 2007)

3.9.3. MÉTODO TÉRMICO

La transferencia de calor a la mezcla provoca que las gotas de agua aceleren su

movimiento generando choques entre ellas para romper la película formada por el

agente emulsificante. Este mecanismo da como resultado la formación de gotas

de agua más grandes y pesadas, por lo que se facilita la sedimentación por la

fuerza de gravedad (Verrier & Rodríguez, 2007).

3.9.4. MÉTODO ELÉCTRICO

Se basa en la aplicación de un alto voltaje eléctrico lo que genera que las gotas de

agua se muevan rápidamente colisionando unas con otras, provocando la

coalescencia. Este fenómeno se da debido a que las gotas de agua tienen una

47

carga eléctrica, la cual reacciona cuando se aplica un campo eléctrico a la mezcla

de fluidos (Verrier & Rodríguez, 2007).

3.9.5. MÉTODOS MECÁNICOS

· Lavado

Provoca la disolución de gotas de agua suspendidas, mediante el paso de la

emulsión a través de un colchón de agua que generalmente permanece caliente.

· Agitación

Se agrega un producto demulsificante a la mezcla, la cual es agitada para obtener

una distribución uniforme, luego de obtener el rompimiento de la emulsión, la

agitación es necesaria para ayudar a la coalescencia de las gotas de agua.

· Centrifugación

Comercialmente es poco común en la industria petrolera. Se obtiene una mejor

separación cuando tenemos mayor diferencia de densidades entre el crudo y el

agua.

· Filtrado

Consiste en hacer pasar la emulsión a través de un medio adecuado que retenga

las partículas de agua y promueva su retención, y por consiguiente su

decantación.

(Granados & Gutiérrez, 2007)

48

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE SEPARACIÓN DEL CAMPO OSO

4.1. PRODUCCIÓN DE FLUIDOS CON LOS PARÁMETROS ACTUALES DEL CAMPO OSO

El campo Oso maneja un perfil de producción regular, a la vez, en cada estación

no existe una variación significativa en los caudales de descarga de petróleo y

agua de los recipientes de separación. Esto se debe a que existe un control de

flujo desde la salida de los pozos, en los manifold, al ingreso y descarga de los

separadores, permitiendo así que la cantidad de fluido no afecte parámetros como

presión de operación y tiempo de retención, los cuales observamos con

anterioridad que no varían en gran medida.

En la Tabla 4.1 y 4.2 podemos observar los caudales de ingreso y descarga que

manejan actualmente los separadores del campo Oso medidos durante ocho días.

49

Tabla 4.1 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO (CPF)

ESTACIÓN CPF

ÍTEM FWKO T-K LAVADO TK ALMACENAMIENTO

CÓDIGO V-E75131 T-E75500 T-C75400

DIA INGRESO DESCARGA INGRESO DESCARGA INGRESO

Qf Qo Qw Qf Qo Qw Qf

1 36862 3668 32614 3668 3455,26 212,74 3455,26

2 37112,73 3765 32501 3765 3580,52 184,49 3580,52

3 36778,38 3567 32720 3567 3381,52 185,48 3381,52

4 36127,43 3899 31445 3899 3676,76 222,24 3676,76

5 36778,38 3655 32509 3655 3461,29 193,72 3461,29

6 37112,73 3556 32655 3556 3349,75 206,25 3349,75

7 36450 3766 31889 3766 3585,23 180,77 3585,23

8 37112,73 3687 32733 3687 3502,65 184,35 3502,65



50

Ta

bla

4.2

PR

OD

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120

V

-B75

121

V

-B75

123

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-B75

046

T

-B75

047

DÍA

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GR

ES

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DE

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AR

GA

IN

GR

ES

O

DE

SC

AR

GA

IN

GR

ES

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IN

GR

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SC

AR

GA

IN

GR

ES

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Q o

Q

w

Qf

1

321

23,4

456

2,4

274

34

751

67

115

23

551

42,3

140

53,6

328

6,4

103

64,2

193

71,8

167

48

262

3,8

167

48

2

342

31

5458

281

12

753

78

121

62

629

25,5

132

83

3257

9624

208

77,7

168

70

400

7,5

168

70

3

331

24,7

476

9,3

274

34

752

22

116

86

632

05,6

141

61,3

312

0,1

106

42,2

195

75,8

168

22

275

3,8

168

22

4

327

78,5

486

7,2

274

34

721

59

8864

628

56

142

32,5

324

2,9

105

66,6

169

74,1

164

75

499

,2

164

75

5

331

30,8

550

3,6

274

34

721

64

114

73

603

80

142

55,2

345

6,5

103

20,7

204

33,5

167

01

3733

167

01

6

331

61,2

533

9,4

274

34

720

43

108

72

608

70,7

146

20,8

344

1,9

107

19,9

196

53,6

164

18

323

5,5

164

18

7

326

21,7

506

7,7

270

04

720

33

108

65

608

62,4

148

03,1

333

3,2

110

05,9

196

65,5

164

19

284

6,1

164

19

8

331

43,5

483

6,5

274

34

720

36

109

53

604

82,6

150

04,3

329

4,5

112

40,8

191

24,4

163

92

273

2,1

163

92

Fu

ente

: P

etr

oam

azo

na

s E

P

Ela

bo

rad

o p

or:

Cad

ena

Ga

lo/C

riollo

Osc

ar

50

51

4.2. PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO OSO

Los separadores y tratadores que operan en el campo Oso actualmente, han

trabajado con los mismos parámetros de separación por varios años, los cuales

rigen la calidad y cantidad de separación del crudo proveniente de los pozos. El

análisis de los parámetros de operación determinados durante un periodo de

trabajo de campo realizado en las instalaciones del campo Oso en el mes de

febrero del presente año, nos llevará a determinar la eficiencia del proceso y

posibles mejoras, en base a los resultados obtenidos mediante cálculos

matemáticos y análisis de los datos registrados en las pantallas de visualización

que se encuentran en los cuartos de control en cada estación. Estos datos han

sido tomados diariamente por ocho días del sistema SCADA que controla las

operaciones de cada fase de separación y tratamiento de crudo. Además de

realizar las respectivas mediciones en el laboratorio de fluidos tomando muestras

diarias de los fluidos en las descargas de los separadores.

4.2.1. PRESIÓN DE OPERACIÓN (Po)

Es la presión manométrica con la que el recipiente opera en sus condiciones

normales. El campo Oso tiene un rango de presión de operación entre 25 y 32 psi

que rige un proceso de separación normal en la planta. Los cuales se han

obtenido de un registro diario para determinar variaciones en el comportamiento

de las presiones o caudales de fluido. Cada recipiente de separación opera con su

propio set de presión y son controlados mediante un sistema SCADA donde se

puede manipular estos valores dependiendo de las condiciones de operación o

flujo.

52

Para cada separador (FWKO) del campo Oso se tiene un valor de presión que rige

el proceso, para lo cual se realizó un seguimiento de dicha presión. La Tabla 4.3

muestra un registro diario de los valores de presión de operación de los FWKO de

cada estación.

Tabla 4.3 PRESIÓN DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO

FREE WATER KNOCK OUT

ESTACIÓN CPF SPF

DIA V-E75131 V-B75121 V-B75120 V-B75123

P (psi) P (psi) P (psi) P (psi)

1 25 31 30,2 28,5

2 25 31 30,2 28,5

3 25 31 30,2 28,5

4 25 31 30,2 28,5

5 25 31 30,2 28,5

6 25 31 30,2 28,5

7 25 31 30,2 28,5

8 25 31 30,2 28,5



Los valores de presión han sido determinados mediante una caracterización de la

presión de yacimiento, presión de cabeza de los pozos y de la distancia que el

fluido se desplaza por tuberías o ductos hasta llegar a la estación de procesos. Se

observa un rango de presión entre los 25 y 32 psi los cuales son suficientes para

que el fluido ingrese a los recipientes bajo las condiciones anteriormente

establecidas.

53

4.2.2. TEMPERATURA DE OPERACIÓN (To) Es la temperatura a la cual ocurre la separación en el recipiente. Debido a las

condiciones del reservorio, se manejan temperaturas altas que ayudan en mayor

parte a un desempeño eficiente, evitando la formación de grandes emulsiones en

el proceso de separación y tratamiento, por lo que no es necesario calentar el

fluido al ingreso de los separadores.

Para los separadores (FWKO) del campo Oso se tiene las siguientes temperaturas

de operación mostradas en la Tabla 4.4.

Tabla 4.4 TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO

FREE WATER KNOCK OUT ESTACIÓN CPF SPF

DIA V-E75131 V-B75121 V-B75120 V-B75123

T (°F) T (°F) T (°F) T (°F)

1 162 185 168 168

2 162 185 168 168

3 162 185 168 168

4 162 185 168 168

5 162 185 168 168

6 162 185 168 168

7 162 185 168 168

8 162 185 168 168


Adicionalmente en la Tabla 4.5 se muestra las temperaturas de operación de cada

tanque de lavado que funciona en el campo Oso.

54

Tabla 4.5 TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO

TANQUES DE LAVADO

Estación CPF SPF

Día T-E75500 T-B75046

T (°F) T (°F)

1 140 172

2 140 172

3 140 172

4 140 172

5 140 172

6 140 172

7 140 172

8 140 172


Se puede verificar que en los recipientes se tiene un valor de temperatura

adecuada para una separación eficiente, debido a que se tiene un valor de

viscosidad de 11 cp @ 170 °F (temperatura promedio de operación) y 244 cp @

60 °F (temperatura estándar). Con esto podemos constatar que la viscosidad se

reduce considerablemente, desde las condiciones estándar hasta condiciones

operativas.

Considerando que en crudos de otros campos por ejemplo Auca y Libertador

manejan temperaturas inferiores a 115 °F (Petroamazonas E.P, 2015), donde se

utilizan intercambiadores de calor en sus facilidades de superficie y el campo

Shushufindi que maneja una temperatura de operación de 120 °F (Petroamazonas

E.P, 2015, donde no es necesario usar intercambiadores de calor, podemos decir

que la temperatura de operación en el campo Oso es relativamente alta con

respecto al crudo de otros campos.

55

4.2.3. TIEMPO DE RETENCIÓN (tr)

Tiempo necesario para que las partículas de cada fase se separen y se depositen

en las respectivas secciones del recipiente. Principalmente por las condiciones

que manejan los pozos del campo Oso, el tiempo de retención es de vital

importancia para lograr una separación eficiente, ya que no es necesario operar

con equipos deshidratadores y/o equipos de tratamiento electrostático.

La Tabla 4.6 muestra los valores de tiempo de retención diarios que manejan los

separadores (FWKO), tomados del sistema SCADA por un periodo de ocho días.

Tabla 4.6 TIEMPO DE RETENCIÓN EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO

FREE WATER KNOCK OUT ESTACIÓN CPF SPF

DIA V-E75131 V-B75121 V-B75120 V-B75123

tr (min) tr (min) tr (min) tr (min)

1 11,9 8,43 9 14,6

2 11,1 8,41 8,98 14,6

3 12,2 8,42 9 14,6

4 11,5 8,78 9,58 16,2

5 11,1 8,78 9,38 15,2

6 12,1 8,79 9,39 15,2

7 11,6 8,8 9,4 15,2

8 11,8 8,8 9,4 15,2


En a Tabla 4.7 observamos los tiempos de retención de los tanques de lavado que

actualmente se encuentran en operación.

56

Tabla 4.7 TIEMPO DE RETENCIÓN DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO

TANQUES DE LAVADO

Estación CPF SPF

Día T-E75500 T-B75046

tr (hrs) tr (hrs)

1 8,6 9,2

2 8,9 8,5

3 9 9,1

4 8,7 10

5 9,1 8,7

6 8,9 9

7 9,2 9,2

8 9,1 9,2



4.3. CALIDAD DE LOS FLUIDOS OBTENIDOS CON LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO OSO

4.3.1. CORTE DE AGUA PRESENTE EN EL PETRÓLEO (%BS&W)

En las siguientes tablas se muestra el %BS&W medido en las descargas de crudo

de los separadores y tanques de lavado mediante muestras del fluido de descarga

llevadas al laboratorio, considerando que a la salida de los pozos e ingreso a la

planta de separación se tiene un promedio de 88 %BS&W.

De esta manera en la Tabla 4.8 se tiene el %BS&W en las líneas de descarga de

crudo de los FWKO del campo Oso, mostrando el promedio diario de los

resultados de laboratorio durante ocho días.

57

Tabla 4.8 %BS&W DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO

BS&W

ESTACIÓN CPF SPF

FWKO FWKO

CÓDIGO V-E75131 V-B75120 V-B75121 V-B75123

DIA ENTRADA DESCARGA ENTRADA DESCARGA ENTRADA DESCARGA ENTRADA DESCARGA

1 88 5,8 88 5,1 88 27 88 0,9

2 88 4,9 88 5,6 88 32 88 1,1

3 87 5,2 88 4,8 88 28 88 1,2

4 88 5,7 88 5,4 88 27 88 2,7

5 89 5,3 88 4,5 88 32 88 0,8

6 87 5,8 88 5,8 88 28 88 1,5

7 88 4,8 86 6,2 86 28 88 0,9

8 89 5 86 6,3 86 29 88 0,9


Se puede observar que los %BS&W en la descarga están en el orden de un

promedio de 5%, lo que muestra una buena calidad de separación en estos

recipientes. Sin embargo en el FWKO V-B75121 se observa un promedio de 27%

que nos indica que la separación en este recipiente no es eficiente.

Para las botas de gas de cada estación no existen medidores que determinen los

parámetros de operación en esta fase, por lo que se considera los parámetros de

descarga de los FWKO como el ingreso a la bota y el fluido de descarga de la bota

como los parámetros de ingreso a los tanques de lavado.

Finalmente el petróleo ingresa al tanque de lavado donde se separa en lo posible

el resto del agua presente para su posterior almacenamiento y bombeo. Los

resultados de %BS&W medidos en campo al ingreso y descarga de los tanques

serán mostrados en la Tabla 4.9.

58

Tabla 4.9 %BS&W DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO

BS&W

ESTACION CPF SPF

TK LAVADO TK LAVADO

CÓDIGO T-E75500 T-B75046

DIA ENTRADA DESCARGA ENTRADA DESCARGA

1 5,8 0,5 18,2 0,4

2 4,9 0,5 19,3 0,4

3 5,2 0,6 19,5 0,4

4 5,7 0,4 19,8 0,5

5 5,3 0,5 20,9 0,4

6 5,8 0,4 18,3 0,3

7 4,8 0,4 15,5 0,4

8 5 0,6 18,3 0,4


Podemos observar que en la descarga de los tanques de lavado se tiene un

promedio de 0,4 %BS&W, inferior al 1% requerido para que el petróleo pueda ser

enviado al almacenamiento y transferencia. Lo que nos permite indicar que el

petróleo tiene un proceso de separación eficiente en los tanques de lavado.

4.3.2. GRAVEDAD API

La gravedad API nos indicará si el petróleo que se maneja en el campo es liviano

o pesado, y además nos permite saber si la estación cuenta con las facilidades

adecuadas para poder tratarlo eficientemente. A continuación en la Tabla 4.10 se

muestra el °API con la que trabajan los separadores en el campo Oso,

determinados diariamente por medio de análisis químicos de las muestras

tomadas en la locación durante un periodo de ocho días.

59

Tabla 4.10 °API DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO

°API

ESTACIÓN CPF SPF

FWKO TK LAVADO FWKO TK LAVADO

DÍA V-E75131 T-E75500 V-B75120 V-B75121 V-B75123 T-B75046

1 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 2 24,3 24,5 24,3 24,3 24,3 24,5 3 24,1 24,3 24,1 24,1 24,1 24,3 4 24,1 24,9 24,1 24,1 24,1 24,9 5 24 25 24 24 24 25 6 24,2 24,9 24,2 24,2 24,2 24,9 7 24,3 24,7 24,3 24,3 24,3 24,7 8 24 25 24 24 24 25



Podemos observar que el campo maneja un crudo de 24,2 °API en promedio para

cada fase de separación que entra en la clasificación de petróleo mediano según

la Tabla 4.11 mostrada a continuación.

Tabla 4.11 CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO SEGÚN SU GRAVEDAD API

CRUDO °API

Extrapesado 10

Pesado 10 - 22,3

Mediano 22,3 - 31,1

Ligero 31,1 - 39

Superligero > 39

Fuente: Instituto Mexicano del Petróleo Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar

60

4.3.3. CONCENTRACIÓN DE ACEITE RESIDUAL PRESENTE EN EL AGUA

Muestra la cantidad de aceite que tiene el agua a la descarga de los recipientes de

separación, se lo mide en laboratorio con muestras de agua tomadas en la

descarga de cada recipiente y se expresa en unidades de concentración (ppm).

Tabla 4.12 CONCENTRACIÓN DE ACEITE EN AGUA A LA DESCARGA DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO

FWKO

ACEITE RESIDUAL EN EL AGUA (PPM) ESTACIÓN CPF SPF

DÍA V-E75131 V-B75121 V-B75120 V-B75123

1 11,3 8,9 14,9 11,2

2 14,5 8,6 12,3 12,4

3 15,2 9,6 15,2 11,2

4 12,2 10,6 23,1 12,1

5 17,4 8,9 14,7 9,8

6 16,3 9,7 11 11

7 11,1 8,5 11,1 13

8 11 9,5 10,8 14,6


En la Tabla 4.12 podemos observar que las concentraciones de aceite en agua

son relativamente bajas, considerando que los FWKO pertenecen a la primera

etapa de separación.

61

Tabla 4.13 CONCENTRACIÓN DE ACEITE EN AGUA A LA DESCARGA DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO

TANQUE DE LAVADO

ACEITE RESIDUAL EN EL AGUA (PPM)

ESTACIÓN CPF SPF

DÍA T-E75500 T-B75046

1 12 12,1

2 12 13,5

3 11,9 11

4 12,1 11,5

5 12 16,4

6 12,2 10,8

7 14 11,8

8 13,8 11,1


En la Tabla 4.13 observamos la concentración de aceite en el agua descargada

por los tanques de lavado del campo Oso. Podemos notar que las

concentraciones son en promedio menores que en las obtenidas en los FWKO

resultado de tener una mejor separación conforme avanza el proceso.

Considerando que en la estación Oso SPF la producción de los tres separadores

llegan al tanque de lavado.

En los tanques de almacenamiento de agua se obtienen concentraciones

promedio de aceite en agua de 6,7 ppm para el tanque T-B75206 en la estación

SPF y para el tanque T-C75200A es de 7,6 ppm en la estación CPF, lo cual

notamos que se encuentran en un rango adecuado de descarga que es de 10 a 15

ppm de aceite en agua.

62

4.4. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS ÓPTIMOS DE OPERACIÓN DEL CAMPO OSO

Para la determinación de los parámetros con los cuales los equipos operan

eficientemente se procederá a realizar un análisis comparativo de la información

medida en la estación presentada anteriormente con valores calculados

matemáticamente, de tal manera que se pueda comprobar si el parámetro medido

es el adecuado para que la separación en cada recipiente sea lo más eficiente

posible.

4.4.1. ANÁLISIS DEL TIEMPO DE RETENCIÓN EN LOS SEPARADORES

Para determinar el tiempo de retención en los separadores usaremos cada uno de

los caudales de ingreso registrados en campo en la ecuación 3.3 del tiempo de

retención.

Como ejemplo de cálculo vamos a considerar los datos del FWKO V-B75120:

· d (ID) = 10 ft

· Ls/s = 35,5 ft

· Q promedio = 32123,4 BPD

Resolución:

Calculamos la longitud efectiva del separador con la ecuación 4.4:

63

Calculamos el tiempo de retención:

A continuación se muestran los resultados de tiempos de retención calculados

para cada separador en Tabla 4.14.

Tabla 4.14 TIEMPOS DE RETENCIÓN CALCULADOS

FREE WATER KNONK OUT

CPF SPF

V-E75131 V-B75120 V-B75121 V-B75123

ID (FT)= 10 ID (FT)= 10 ID (FT)= 10 ID (FT)= 10

L s/s (FT)= 54 L s/s (FT)= 35,5 L s/s (FT)= 54 L s/s (FT)= 28,5

L eff (FT)= 40,5 L eff (FT)= 26,63 L eff (FT)= 40,5 L eff (FT)= 21,38

Q fluido tr (min) Q fluido tr (min) Q fluido tr (min) Q fluido tr (min)

36862,00 11,1 32123,4 8,4 75167 5,4 14053,6 15,3

37112,73 11,0 34231 7,8 75378 5,4 13283 16,2

36778,38 11,1 33124,7 8,1 75222 5,4 14161,3 15,2

36127,43 11,3 32778,5 8,2 72159 5,7 14232,5 15,1

36778,38 11,1 33130,8 8,1 72164 5,7 14255,2 15,1

37112,73 11,0 33161,2 8,1 72043 5,7 14620,8 14,7

36450,00 11,2 32621,7 8,2 72033 5,7 14803,1 14,6

37112,73 11,0 33143,5 8,1 72036 5,7 15004,3 14,4


64

Los tiempos de retención calculados serán comparados con los tiempos medidos

en campo, para de esta manera comprobar si los separadores operan con tiempos

de retención apropiados para que se tenga una buena calidad de fluidos, lo que se

verificará en los valores de %BSW del fluido en la descarga.

4.4.1.1. COMPARACIÓN DE LOS TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS CON LOS CALCULADOS

La Tabla 4.15, 4.16, 4.17 y 4.18 muestran los resultados de los tiempos de

retención medidos y tiempos de retención calculados para cada separador,

adicionando los caudales usados en el cálculo y el %BS&W para analizar la

calidad que tienen los fluidos a la descarga cuando el separador maneja los

tiempos de retención medidos en campo.

Tabla 4.15 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO V-E75131

DÍA CPF

V-E75131 Ql tr (min) %BSW tr calculado

1 36862,00 11,9 5,8 11,1 2 37112,73 11,1 4,9 11,0 3 36778,38 12,2 5,2 11,1 4 36127,43 11,5 5,7 11,3 5 36778,38 11,1 5,3 11,1 6 37112,73 12,1 5,8 11,0 7 36450,00 11,6 4,8 11,2 8 37112,73 11,8 5,0 11,0

Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar En la Tabla 4.15 se encuentran los tiempos de retención correspondientes al

FWKO V-E75131 de la estación Oso CPF, donde observamos que los tiempos de

retención calculados tienen una gran semejanza a los tiempos medidos en el

proceso, es decir de acuerdo a la ecuación 3.2 de manejo de líquidos los tiempos

65

de retención están en un rango apropiado y esto puede ser verificado por el

%BS&W del fluido a la descarga de este separador, el cual tiene valores menores

al 10% resultando ser valores eficientes de separación.

Tabla 4.16 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO V-B75120

DÍA SPF

V-B75120 Ql tr (min) %BSW tr calculado

1 32123,4 9 5,1 8,4 2 34231 9,0 5,6 7,8 3 33124,7 9,0 4,8 8,1 4 32778,5 9,6 5,4 8,2 5 33130,8 9,4 4,5 8,1 6 33161,2 9,4 5,8 8,1 7 32621,7 9,4 6,2 8,2 8 33143,5 9,4 6,3 8,1


Los tiempos de retención mostrados en la Tabla 4.16 nos indica que los valores de

tiempos calculados son un poco menores a los medidos, es decir, si consideramos

que el tiempo de retención calculado es el correcto, existe un pequeño error de

calibración, sin embargo esto no significa que este separador no realice un buen

trabajo debido a que en su descarga se tienen fluidos con un %BS&W bajo, menor

al 10% concluyendo que este separador opera con un buen tiempo de retención.


DÍA SPF


1 14053,6 14,6 0,9 15,3 2 13283 14,6 1,1 16,2 3 14161,3 14,6 1,2 15,2 4 14232,5 16,2 2,7 15,1

66

5 14255,2 15,2 0,8 15,1 6 14620,8 15,2 1,5 14,7 7 14803,1 15,2 0,9 14,6 8 15004,3 15,2 0,9 14,4


Los tiempos de retención mostrados en la Tabla 4.18 nos indican que los tiempos

medidos guardan semejanza con lo calculados, por cual podemos decir que este

separador opera con un tiempo de retención adecuado.

Además de comprobar matemáticamente se observa un %BS&W muy bajo, lo que

afirma que es un buen tiempo de retención el que maneja este FWKO.


DÍA SPF


1 75167 8,43 27 5,4 2 75378 8,4 32 5,4 3 75222 8,4 28 5,4 4 72159 8,8 27 5,7 5 72164 8,8 32 5,7 6 72043 8,8 28 5,7 7 72033 8,8 28 5,7 8 72036 8,8 29 5,7


Para este FWKO los tiempos de retención calculados que se muestran en la Tabla

4.18 son inferiores a los tiempos medidos en la estación, lo que nos permite

considerar que el tiempo real de retención con el que trabaja este separador

actualmente es en promedio de 5,6 minutos, observándose un posible error en la

visualización o medición del tiempo de retención en el SCADA, sin embargo,

67

también notamos que los %BS&W en la descarga del separador son superiores al

10% lo que nos indica que el tiempo de retención con el que trabaja este

separador está por debajo del valor del tiempo de retención óptimo, es decir que

los 5,6 minutos no son suficientes para lograr una buena separación.

Para llegar a un buen valor de tiempo de retención se debe reducir el caudal de

entrada de tal manera que el tiempo de retención se incremente. Para que esto

sea posible, parte del caudal de fluido que ingresa a este FWKO deberá ser

manejado por otro separador, de preferencia existente y en funcionamiento.

Debido a que esta estación tiene proyectos de instalación de nuevos equipos, es

posible que el caudal necesario para mejorar el desempeño del FWKO V-B75121

sea direccionado a un nuevo separador como es el FWKO V-B75122 mencionado

con anterioridad.

4.4.1.2. RESULTADOS DEL ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS CON LOS CALCULADOS

De este análisis se observa inconvenientes únicamente en el desempeño del

FWKO V-B75121 en la estación SPF, el cual trabaja con tiempos de retención

bajos e inadecuados para lograr una separación eficiente, lo que se puede

evidenciar con los valores de %BS&W medidos a la descarga del separador que

son superiores al 10%.

De acuerdo a la ecuación 3.1 de manejo de fluido, para mejorar la calidad del

fluido entregado por este separador se debe aumentar el tiempo de retención y

esto se logra reduciendo el caudal que maneja el recipiente, sin embargo, esto

debe ser posible física y operativamente en la estación, procurando que las

alternativas posibles para lograrlo no afecten en gran magnitud los caudales,

capacidades y calidad de tratamiento en los separadores presentes.

68

Para estimar un tiempo de retención adecuado que maneje bajos %BS&W en la

descarga del separador, se debe considerar los tiempos de retención de los

separadores vecinos en la estación Oso SPF, ya que las condiciones son similares

para los tres recipientes, de esta manera, en la Tabla 4.19 se presentan los

tiempos de retención promedio reales de los tres FWKO que operan en la planta

OSO SPF.

Tabla 4.19 TIEMPOS PROMEDIOS DE RETENCIÓN EN LOS FWKO DE OSO SPF


Del análisis conocemos que el tiempo de retención de 5.6 minutos no presenta un

desempeño eficiente en la separación del FWKO V-B75121 por lo que es preciso

aumentar su valor para mejorar el rendimiento del proceso.

Para esto podemos proponer un valor en base a un rango que es determinado en

base a los tiempos de retención de los otros dos separadores que trabajan con

parámetros óptimos y tienen las mismas condiciones, realizando un proceso de

separación eficiente.

Se considera el FWKO V-B75120 como referencia, ya que al trabajar con un

tiempo de 8,1 minutos, que es el tiempo requerido para que el fluido se separe de

tal manera que se obtengan resultados de %BSW de 5,5%; por esta razón vamos

a calcular que caudal debería ingresar en el FWKO V-B75121 con un tiempo de

retención de 8,1 minutos con lo que se espera conseguir un %BSW de 5,5%

TIEMPO DE RETENCIÓN PROMEDIO

FWKO tr promedio (min) V-B75120 8,1 V-B75123 15,1 V-B75121 5,6

69

Para lo cual se debe despejar el Ql de la ecuación 3.1 de manejo de líquido y

calcularlo con los datos del separador, así tenemos:

Datos del FWKO V-B75121:

· d (ID) = 10 ft

· Ls/s = 54 ft

Calculamos la longitud efectiva del separador:

Calculamos el caudal:

Este caudal es el que se debe manejarse con un de tiempo de retención de 8,1

minutos, de tal manera que el caudal de ingreso que debe ser retirado es:

73275,25 – 50400 = 22872,25 BPD

El caudal que debe ser direccionado desde el FWKO V–B75121, se lo puedo

enviar al FWKO V–B75123 ya que este separador trabaja con un tiempo de

retención de 15,1 minutos, obteniendo resultados de excelente calidad, sin

70

embargo, al recibir el excedente proveniente del otro FWKO, este tiempo se

reducirá esperando que tenga un valor superior a 5,6 y lo más aproximado posible

a 8,1 minutos que es con el que se obtiene resultados de buena calidad con la

referencia del FWKO V-B75121.

Datos del FWKO V-B75123

d= 10 ft

Leff = 21,38 ft

Q (15,1 min) = 14301,7 BFPD

Q excedente = 22875,25 BFPD

Se obtiene un resultado superior al 5,6 minutos, pero por otro lado es un valor

alejado a 8,1 minutos, por lo que es necesario realizar un análisis asumiendo

valores de tiempos de retención para el FWKO V-B75121, de tal manera que el

caudal que se va a direccionar al FWKO V-B75123 sume un caudal que nos dé un

tiempo de retención lo más aproximado posible a 8,1 minutos (tiempo referencia).

De esta manera obtenemos que los tres FWKO trabajen con tiempos cercanos a 8

minutos que por experiencia del FWKO V-B75121 nos garantizará un desempeño

óptimo en la separación de fluidos.

A continuación en la Tabla 4.20 se presentan caudales a diferentes tiempos de

retención, de tal manera que generen una relación entre los dos FWKO para

determinar el tiempo de retención óptimo que nos permita obtener calidad de

71

fluidos dentro de un margen aceptable para los dos separadores, entonces

tenemos:

Tabla 4.20 TIEMPOS DE RETENCIÓN Y CAUDALES APROXIMADOS A UN TIEMPO REFERENCIAL DE 8.1

FWKO V -B75121 FWKO V -B75123 Q (5,06 min) Q tr Q excedente tr Q (15,1 min) Q nuevo tr

73275,25 72900,0 375,3 5,6 14301,7 14677,0 14,7

71621,1 1654,2 5,7

15955,9 13,5

70386,2 2889,0 5,8

17190,8 12,5

69193,2 4082,0 5,9

18383,8 11,7

68040,0 5235,3 6,0

19537,0 11,0

66924,6 6350,7 6,1

20652,4 10,4

65845,2 7430,1 6,2

21731,8 9,9

64800,0 8475,3 6,3

22777,0 9,5

63787,5 9487,8 6,4

23789,5 9,1

62806,2 10469,1 6,5

24770,8 8,7

61854,5 11420,7 6,6

25722,4 8,4

60931,3 12343,9 6,7

26645,6 8,1

60035,3 13240,0 6,8

27541,7 7,8

59165,2 14110,0 6,9

28411,8 7,6

58320,0 14955,3 7,0

29257,0 7,4

57498,6 15776,7 7,1

30078,4 7,2

56700,0 16575,3 7,2

30877,0 7,0

55923,3 17352,0 7,3

31653,7 6,8

55167,6 18107,7 7,4

32409,4 6,6

54432,0 18843,3 7,5

33145,0 6,5

53715,8 19559,5 7,6

33861,2 6,4

53018,2 20257,1 7,7

34558,8 6,2

52338,5 20936,8 7,8

35238,5 6,1

51675,9 21599,3 7,9

35901,0 6,0

51030,0 22245,3 8,0

36547,0 5,9

50400,0 22875,3 8,1

37177,0 5,8


Con este análisis se puede determinar un tiempo de retención de 7 minutos que

ayude a direccionar el excedente del caudal del FWKO V-B75121 (Q excedente =

72

14955.3 BFPD) sin afectar en gran magnitud al tiempo de retención del FWKO V-

B75121 que trabajará con un tiempo de 7,4 minutos siendo un valor que de

acuerdo a las condiciones planteadas es el más próximo al tiempo referencial, lo

que nos lleva a concluir que se tendrán descargas de fluido a las salidas de cada

separador dentro de los márgenes de calidad óptimos.

De esta manera determinamos los tiempos de retención de cada FWKO de la

estación Oso SPF con los cuales tendrán una eficiencia óptima de operación en el

proceso de separación y tratamiento del petróleo en la Tabla 4.21

Tabla 4.21 TIEMPOS DE RETENCIÓN ÓPTIMOS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DE LA ESTACIÓN OSO SPF

FWKO

V-B75120 V-B75121 V-B75123 tr (min) tr (min) tr (min)

8,1 7 7,4


Se redujo matemáticamente el tiempo de retención del FWKO V-B75123 de 15,1 a

7,4 minutos mientras que para el FWKO V-B75123 se aumenta el tiempo de

retención de 5,6 a 7 minutos.

73

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

· La producción del campo Oso tiene un 88% de BS&W, por lo que se

obtiene en la separación una mayor cantidad de agua que de petróleo (143

000 barriles de agua y 21 000 barriles de petróleo). Motivo por el cual, la

planta principal direcciona el agua separada a procesos de re-inyección,

tanto para el campo Oso como para el campo Gacela debido a la falta

capacidad de almacenamiento de agua en las plantas del campo Oso.

· En el proceso de separación de las dos estaciones se utiliza un sistema de

tanque de lavado con bota de gas al exterior a continuación de los FWKO

como proceso de separación, debido a que las condiciones de presión y

principalmente de temperatura que maneja el campo Oso facilitan el

proceso, por lo que no se necesita otras fases adicionales para obtener

resultados eficientes en la separación.

· El tiempo de retención que manejan los tanques de lavado

aproximadamente es de 9,1 horas en la estación SPF y 8,9 en CPF con los

cuales se genera un proceso de separación por gravedad teniendo como

resultado excelentes valores de %BS&W en la descarga de petróleo 0,4 %

en SPF y 0,5% en CPF. Además que se tienen bajas concentraciones de

aceite en agua descargada de los tanques de lavado, 12,3 ppm en SPF y

12,5 ppm en CPF; valores que se encuentran dentro del rango adecuado de

descarga que por experiencia se sabe es entre 10 – 15 ppm.

· El parámetro de presión de operación depende mucho del entorno a los

separadores como son la presión del yacimiento, presión de cabeza,

presión en el manifold, distancia que debe recorrer el fluido hasta la

estación, entre otras. Por lo cual, es usual que este parámetro no se

74

modifique a menos que existan cambios importantes en los aportes de

fluido de los pozos debido a reacondicionamiento, estimulación, apertura o

cierre.

· La temperatura de operación en general del campo Oso es la adecuada

para que la separación se realice eficientemente, ya que el fluido que sale

de los pozos tiene alta temperatura, entonces podemos decir que en este

campo la temperatura con la que ocurre la separación es la correcta, la

misma que varía en un rango de 160 °F y 190 °F para un funcionamiento

eficiente en los separadores.

· El crudo que se produce en el campo Oso no presenta porcentajes de

emulsión significativos, debido a que el fluido proveniente de los pozos es

caliente, por lo que no es necesario usar un sistema de calentamiento que

ayude a romper las emulsiones del crudo.

· En la estación Oso CPF se manejan parámetros óptimos en la separación

tanto con el separador FWKO V-E75131 y el tanque de lavado T-E75500,

Obteniendo como resultado una descarga de petróleo con 5,3 % BS&W a

un tiempo de retención de 11,7 minutos ligeramente superior al tiempo de

retención calculado de 11,1 minutos a la salida del FWKO pero que no es

una diferencia significativa; y en el tanque de lavado resulta crudo de 0,5 %

BS&W, siendo de buena calidad.

· El análisis cualitativo y cuantitativo de los datos operativos de los FWKO V-

B75121 y V-B75123, refleja un desempeño eficiente, ya que en los dos

separadores se maneja tiempos óptimos de retención, los mismos que han

sido verificados matemáticamente y confirmados por la obtención de fluidos

con buena calidad, para continuar en las fases posteriores de separación.

· Del análisis de la información del FWKO V-B75121 se determina un manejo

incorrecto del tiempo de retención, además de una mala visualización o una

medición errónea del sistema SCADA, lanzando un valor aproximadamente

de 8 minutos cuando el tiempo real con el que trabaja el separador es de

5,6 minutos al caudal de ingreso respectivo, lo que también se refleja en la

75

calidad del fluido a la descarga, con un corte de agua superior al 10% (28,9

%BS&W en promedio), generándose un proceso de separación ineficiente.

· La alternativa para mejorar la calidad del petróleo en la descarga del

separador V-B75121, es aumentando el valor de 5,6 minutos de tiempo de

retención, lo que se logra reduciendo el caudal de fluido de ingreso al

recipiente.

· Para manejar el fluido que debe ser reducido del FWKO V-B75121, se

determina como alternativa direccionar o redistribuir el flujo excedente a los

separadores vecinos, de esto concluimos que la mejor alternativa para

lograr esto es direccionar un caudal de 14955,3 BFPD del FWKO V-B75121

manejando un tiempo de retención de 7 minutos al FWKO V-B75123, que

sumado este caudal maneja un tiempo de 7,4 minutos con 29257 BFPD.

· Los tiempos de retención de 7 minutos para el FWKO V-B75121 y 7,4

minutos para el FWKO V-B75121 se encuentran cerca del tiempo necesario

para que los fluidos se separen correctamente que es de 8,1 minutos.

· El agua que descargan los tanques de almacenamiento es de buena

calidad, esto se puede verificar por las bajas concentraciones de aceite en

agua, que salen de los tanques de almacenamiento para reinyección, las

cuales son de 6,7 ppm para el tanque T-B75206 en la estación SPF y 7,6

ppm para el tanque T-C75200A en la estación CPF. Concentraciones que

están por debajo del rango permitido para reinyección que es de 10 a 15

ppm de aceite en agua.

76

5.2. RECOMENDACIONES

· Se recomienda verificar o calibrar el sistema que proporciona los cálculos

del tiempo de retención al SCADA, ya que es posible que se encuentre des

calibrado, averiado o con errores de cálculo, ya que el tiempo de retención

calculado matemáticamente no concuerda con la información de tiempo

tomada de la pantalla de visualización de resultados.

· Es necesario realizar una actualización de la documentación de diagramas

de diseño, ya que después de un análisis del capítulo II se encuentran

discordancias con la documentación de las instalaciones y la situación

operativa actual, por ejemplo, tanques que se encuentran actualmente fuera

de servicio y facilidades que ya no existen.

· Después de realizar la visita al campo Oso y de hacer un recorrido por sus

instalaciones, se recomienda realizar un mantenimiento, principalmente en

el único tanque de almacenamiento de crudo en la estación CPF, ya que se

pudo observar un mal estado del revestimiento del tanque, viéndose un alto

grado de corrosión debido a que este tanque ha sobrepasado su tiempo de

vida útil.

· Del análisis del tiempo de retención en el FWKO V-B75121 se recomienda

re direccionar 14955,3 BFPD hacia el FWKO V-B75123, de esta manera se

presenta una alternativa de solución que mejora la calidad del fluido de

salida de un FWKO para sacrificar la calidad del otro pero no en medidas

considerables pues los tiempos de operación con los nuevos caudales se

encuentran muy próximos al tiempo tomado como referencia de 8,1

minutos, sin embargo también debe considerarse los gastos en cuanto a

construcción de nuevas líneas y bombas

· Respecto al problema que se tiene en el separador V-B75121 en la

estación SPF, si no se desea cambiar el desempeño del FWKO V-B75123

al reducir el tiempo de retención se recomienda:

77

o Recircular el fluido al mismo FWKO para que los químicos tengan

más tiempo para hacer efecto, con un estudio previo de los costos

que esto implicaría.

o Inyectar químicos en este separador que ayuden a mejorar la

separación de los fluidos.

o Instalar un nuevo separador con el diseño apropiado, y que cumpla

con las condiciones de flujo que recibe el separador en cuestión.

o Realizar un estudio para redimensionar el FWKO V-B75121.

· Se recomienda realizar un estudio de las capacidades de almacenamiento

de agua, con la que se pueda dar solución al problema de reprocesamiento

de fluidos que se realiza en la estación Gacela; debido a que actualmente

se transfiere el petróleo producido en SPF conjuntamente con agua por la

misma línea, consecuencia de la poca capacidad de almacenamiento de

agua que se maneja en la estación.

78

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Processing, Saudi Arabia.

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· Arnold, K. & Stewart, M. (2008), Surface Production Operation, Texas, USA.

· Bánzer, C. (1996), Correlaciones Numéricas PVT, Maracaibo, Venezuela.

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79

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· Rojas, G. (2003), Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, Puerto la Cruz, Venezuela.

· Verrier, J. & Rodríguez, N. (2007), Recolección y Tratamiento de Petróleo y Gas, La Habana, Cuba.

80

ANEXOS

81

ANEXO No 1

PLANO DE IMPLANTACIÓN OSO SPF

82

82

83

ANEXO No 2

PLANO DE IMPLANTACIÓN OSO CPF

84

84

85

ANEXO No 3

PERFIL DE PRODUCCIÓN ANUAL DESDDE EL AÑO

2010 HASTA EL AÑO 2042

86

CAMPO OSO

PERFIL DE PRODUCCIÓN

AÑO CRUDO AGUA FLUIDO

2010

2011 2,164,239 1,344,014 3,508,253

2012 6,289,785 10,833,485 17,123,270

2013 7,949,830 29,834,402 37,784,232

2014 9,572,838 49,737,506 59,310,344

2015 8,369,039 45,233,148 53,602,187

2016 6,551,881 45,066,577 51,618,458

2017 3,952,153 43,086,388 47,038,541

2018 2,554,435 39,399,661 41,954,096

2019 1,809,866 35,929,423 37,739,289

2020 1,300,114 30,491,060 31,791,174

2021 861,073 22,004,038 22,865,111

2022 585.229 15,964,009 16,549,238

2023 378,796 10,932,711 11,311,507

2024 235,266 7,377,670 7,612,936

2025 114,326 3,694,833 3,809,159

2026 37,475 836,820 874,295

2027 18,766 97,238 116,004

2028 17,948 98,587 116,535

2029 17,107 99,292 116,399

2030 16,381 100,174 116,555

2031 15,715 100,977 116,692

2032 15,144 101,991 117,135

2033 14,535 102,388 116,923

2034 14,007 103,010 117,017

2035 13,518 103,585 117,103

2036 13,098 104,403 117,501

2037 12,635 104,614 117,249

2038 12,234 105,075 117,309

2039 11,859 105,507 117,366

2040 11,539 106,201 117,740

2041 11,174 106,291 117,465

2042 2,706 26,264 28,970

TOTAL 52,944,711 393,331,342 446,276,053

87

ANEXO No 4

CURVA DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS

88

0

10

.00

0.0

00

20

.00

0.0

00

30

.00

0.0

00

40

.00

0.0

00

50

.00

0.0

00

60

.00

0.0

00

70

.00

0.0

00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

BPD

AÑ

O

88

89

ANEXO No 5

DIAGRAMA GENERAL DE UN PROCESO DE

SEPARACIÓN

90

90

91

ANEXO No 6

DIAGRAMA DE UN SEPARADOR TRIFÁSICO

92

92

93

ANEXO No 7

DIAGRAMA DE UN SEPARADOR BIFÁSICO

94

94

95

ANEXO No 8

ESQUEMA DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS PVT

96

96

97

ANEXO No 9

CONSUMO DE QUÍMICOS EN EL PROCESO 2015

98

QU

IM

IC

O

PU

NT

O D

E I

NY

EC

CIO

N

FA

CILID

AD

ES

EP

F FA

CILID

AD

ES

SP

F

AN

TES

O

DES

PU

ES

D

EL

PR

OC

ES

O

OB

SER

VA

CIO

N

CLA

RIFIC

AD

OR

RB

W-6

06

0

10

32

--

CLA

RIFIC

AD

OR

RB

W-5

03

X

3

8

--

AN

TIES

PU

MA

NTE D

FO

-14

52

1

5

10

--

DEM

ULS

IFIC

AN

TE D

MO

-14

62

9

--

--

18

PO

ZO

S D

E O

SO

B

BIO

CID

A X

C-1

48

18

--

--

20

TRAN

SFEREN

CIA A

GACELA

BIO

CID

A X

C-1

43

50

--

--

30

TRAN

SFEREN

CIA A

OSO

CPF

AN

TIES

CA

LA

SC

W-1

43

36

--

--

2

PO

ZO

OSO

B-044

SU

RFA

CTA

NTE

WA

W-1

42

52

--

--

15

REIN

YECCIO

N D

E A

GU

A

*

CO

NS

UM

O P

RO

MED

IO

DIA

RIO

98

99

ANEXO No 10

APORTE DE FLUIDOS DESDE LOS PAD HASTA LAS

ESTACIONES DEL CAMPO OSO

100

SP

FC

PF

pe

tró

leo

29

48

BO

PD

pe

tró

leo

53

26

BO

PD

33

02

32

7

ag

ua

21

88

0B

WP

Da

gu

a6

36

04

BW

PD

35

39

85

80

6

flu

ido

24

82

8B

FP

Dfl

uid

o6

89

30

BF

PD

38

70

06

13

3

pe

tró

leo

44

26

BO

PD

ag

ua

23

40

6B

WP

DC

-00

3I

C-0

05

IC

-01

3I

flu

ido

27

83

2B

FPD

pe

tró

leo

46

54

BO

PD

ag

ua

57

09

BW

PD

flu

ido

10

36

3B

FPD

SP

FC

PF

pe

tró

leo

29

48

BO

PD

18

25

32

7

ag

ua

21

88

0B

WP

D1

66

30

58

06

flu

ido

24

82

8B

FPD

18

45

56

13

3

pe

tró

leo

14

3B

OP

D

ag

ua

88

BW

PD

flu

ido

23

1B

FP

D

pe

tró

leo

15

7B

OP

D

ag

ua

1B

WP

D

flu

ido

15

8B

FP

D

pe

tró

leo

40

2B

OP

D

ag

ua

33

BW

PD

flu

ido

43

5B

FP

D

31

16

3

pe

tró

leo

10

41

BO

PD

ag

ua

65

67

BW

PD

flu

ido

76

08

BF

PD

PO

ZO

SB

WP

DP

SI

OS

OD

-01

7I

65

13

32

00

pe

tró

leo

21

25

1T

OT

AL

65

13

ag

ua

14

02

2

flu

ido

35

27

3

D-0

17

I

OS

O A

PA

D

OS

O-1

PA

D E

OS

O-2

PA

D F

OS

O-3

PA

D C

OS

O H

PA

D

OS

O-9

PA

D D

RE

INY

EC

CIÓ

N O

SO

9

GA

CE

LA

GP

F

inle

t O

SO

OS

O G

PA

D

OS

O I

PA

D

OS

O B

PA

D

GP

F

SP

FC

PF

OS

O

9

B-0

01

IB

-00

2I

B-0

03

I

OS

O I-

00

1I

100

101

ANEXO No 11

TABLA DE DATOS DE PRODUCCIÓN DEL FWKO V-

C75121

102

OSO

CP

F

FR

EE

WA

TE

R K

NO

CK

OU

T

V

-E7

5131

C

apac

idad

no

min

al (

BFD

)

5

0000

Pre

sió

n d

e d

iseñ

o (

psi

)

75

T

emp

erat

ura

de

dis

eño

(°F

)

650

Diá

met

ro -

ID (

pie

s)

1

0

Lo

ngi

tud

(p

ies)

60

Leff

4

0,5

L

on

guit

ud

s-s

(p

ies)

54

ING

RES

O F

LUID

O

DES

CA

RG

A F

LUID

O

DIA

PET

RÓ

LEO

A

GU

A

GA

S

T (°F)

P

(p

si)

Q f

luid

o

(BP

D)

%B

SW

t re

t T (°F)

P

(p

si)

Q p

etró

leo

(B

PD

) %

BSW

°A

PI

pp

m

Q a

gua

(BP

D)

%G

OR

Q

gas

(M

PC

SD)

tr

calc

ula

do

1 1

62

25

368

62,0

0

88

11

,9

162

2

5 3

668

5

,8

24

,2

11

,29

3

2614

580

,00

1

1,1

2 1

62

25

371

12,7

3

88

11

,1

162

2

5 3

765

4

,9

24

,3

14

,52

3

2501

846

,73

1

1,0

3 1

62

25

367

78,3

8

87

12

,2

162

2

5 3

567

5

,2

24

,1

15

,21

3

2720

491

,38

1

1,1

4 1

62

25

361

27,4

3

88

11

,5

162

2

5 3

899

5

,7

24

,1

12

,2

314

45

7

83,4

3

11

,3

5 1

62

25

367

78,3

8

89

11

,1

162

2

5 3

655

5

,3

24

17

,41

3

2509

614

,38

1

1,1

6 1

62

25

371

12,7

3

87

12

,1

162

2

5 3

556

5

,8

24

,2

16

,33

3

2655

901

,73

1

1,0

7 1

62

25

364

50,0

0

88

11

,6

162

2

5 3

766

4

,8

24

,3

11

,1

318

89

7

95,0

0

11

,2

8 1

62

25

371

12,7

3

89

11

,8

162

2

5 3

687

5

24

11

327

33

6

92,7

3

11

,0

PR

OM

EDIO

1

62

25

367

91,8

0

88

,0

11

,7

162

2

5 3

695

,38

5

,3

24

,2

13

,63

3

2383

,25

713

,17

1

1,1

102

103

ANEXO No 12


75120

104

OSO

SP

F

FR

EE

WA

TE

R K

NO

CK

OU

T

V

-B7

5120

Cap

acid

ad n

om

inal

(B

FD)

3

6000

Pre

sió

n d

e d

iseñ

o (

psi

)

125

Tem

per

atu

ra d

e d

iseñ

o (

°F)

2

00

D

iám

etro

ID (

pie

s)

1

0 Le

ff

26

,63

Lo

ngi

tud

(p

ies)

38

,5

Lo

ngi

tud

s/s

35

,5

ING

RES

O F

LUID

O

DES

CA

RG

A F

LUID

O

DIA

PET

RÓ

LEO

A

GU

A

GA

S

T (°F)

P

(p

si)

Q f

luid

o

(BP

D)

%B

SW

t re

te

T (°F)

P

(p

si)

Q f

luid

o

(BP

D)

%B

SW

°AP

I p

pm

Q

flu

ido

(B

PD

) %

GO

R

Q g

as

(MP

CSD

) tr

ca

lcu

lad

o

1 1

68

30

,2

321

23,4

8

8

9 1

68

30

,2

456

2,4

5

,1

24

,2

14

,9

274

34

1

27,0

8

,4

2 1

68

30

,2

342

31,0

8

8

8,9

8 1

68

30

,2

545

8

5,6

2

4,3

1

2,3

2

8112

661

,0

7,8

3 1

68

30

,2

331

24,7

8

8

9 1

68

30

,2

476

9,3

4

,8

24

,1

15

,2

274

34

9

21,4

8

,1

4 1

68

30

,2

327

78,5

8

8

9,5

8 1

68

30

,2

486

7,2

5

,4

24

,1

23

,1

274

34

4

77,3

8

,2

5 1

68

30

,2

331

30,8

8

8

9,3

8 1

68

30

,2

550

3,6

4

,5

24

14

,7

274

34

1

93,2

8

,1

6 1

68

30

,2

331

61,2

8

8

9,3

9 1

68

30

,2

533

9,4

5

,8

24

,2

11

,0

274

34

3

87,8

8

,1

7 1

68

30

,2

326

21,7

8

6

9,4

1

68

30

,2

506

7,7

6

,2

24

,3

11

,1

270

04

5

50,0

8

,2

8 1

68

30

,2

331

43,5

8

6

9,4

1

68

30

,2

483

6,5

6

,3

24

10

,8

274

34

8

73,0

8

,1

1

68

30

,2

330

39,4

8

7,5

9

,3

168

3

0,2

5

050

,5

5,4

62

5 2

4,2

1

4,1

2

7465

8

,1

104

105

ANEXO No 13


75121

106

OSO

SP

F

FR

EE

WA

TE

R K

NO

CK

OU

T

V

-B7

5121

C

apac

idad

no

min

al (

BLD

)

120

000

P

resi

ón

de

dis

eño

(p

si)

7

5

Te

mp

erat

ura

de

dis

eño

(°F

)

250

D

iám

etro

ID (

pie

s)

1

0

Lo

ngi

tud

(p

ies)

60

Leff

= 4

0,5

Lo

ngi

tud

s/s

54

ING

RES

O F

LUID

O

DES

CA

RG

A F

LUID

O

DIA

PET

RÓ

LEO

A

GU

A

GA

S

T (°F)

P

(p

si)

Q f

luid

o

(BP

D)

%B

SW

t

rete

T (°F)

P

(p

si)

Q f

luid

o

(BP

D)

%B

SW

°A

PI

pp m

Q f

luid

o

(BP

D)

%G

OR

Q

flu

ido

(M

PC

SD)

tr

calc

ula

do

1 1

85

31

751

67

88

8,4

3 1

85

31

115

23

27

24

,2

8,9

5

5142

,3

8

501

,7

5,4

2 1

85

31

753

78

88

8,4

1 1

85

31

121

62

32

24

,3

8,6

6

2925

,5

2

90,5

5

,4

3 1

85

31

752

22

88

8,4

2 1

85

31

116

86

28

24

,1

9,6

6

3205

,6

3

30,4

5

,4

4 1

85

31

721

59

88

8,7

8 1

85

31

886

4

27

24

,1

10

,6

628

56

4

39

5,7

5 1

85

31

721

64

88

8,7

8 1

85

31

114

73

32

24

8,9

6

0380

311

5

,7

6 1

85

31

720

43

88

8,7

9 1

85

31

108

72

28

24

,2

9,7

6

0870

,7

3

00,3

5

,7

7 1

85

31

720

33

86

8,8

1

85

31

108

65

28

24

,3

8,5

6

0862

,4

3

05,6

5

,7

8 1

85

31

720

36

86

8,8

1

85

31

109

53

29

24

9,5

6

0482

,6

6

00,4

5

,7

1

85

31

732

75,2

5

87

,5

8,7

1

85

31

110

49,8

2

8,9

2

4,2

9

,3

608

40,6

138

4,9

5

,6

106

107

ANEXO No 13


75123

108

OSO

SP

F

FR

EE

WA

TE

R K

NO

CK

OU

T

V

-B7

5123

C

apac

idad

no

min

al (

BLD

)

260

00

P

resi

ón

de

dis

eño

(p

si)

8

5

Tem

per

atu

ra d

e d

iseñ

o (

°F)

1

75

D

iám

etro

ID (

pie

s)

1

0

Lon

guit

ud

(p

ies)

32

,5

Leff

2

1,3

75

Lon

gitu

d s

/s

2

8,5

IN

GR

ESO

FLU

IDO

D

ESC

AR

GA

FLU

IDO

DIA

PET

RÓ

LEO

A

GU

A

GA

S

T (°F)

P

(p

si)

Q f

luid

o

(BP

D)

%B

SW

t re

t T (°F)

P

(p

si)

Q f

luid

o

(BP

D)

%B

SW

°AP

I p

pm

Q

flu

ido

(B

PD

) %

GO

R

Q f

luid

o

(MP

CSD

) tr

ca

lcu

lad

o

1 1

68

28

,5

140

53,6

8

8

14

,6

168

2

8,5

3

286

,4

0,9

2

4,2

1

1,2

1

0364

,2

4

03

15

,33

2 1

68

28

,5

132

83

88

1

4,6

1

68

28

,5

325

7

1,1

2

4,3

1

2,4

9

624

402

1

6,2

2

3 1

68

28

,5

141

61,3

8

8

14

,6

168

2

8,5

3

120

,1

1,2

2

4,1

1

1,8

1

0642

,2

3

99

15

,21

4 1

68

28

,5

142

32,5

8

8

16

,2

168

2

8,5

3

242

,9

2,7

2

4,1

1

2,1

1

0566

,6

4

23

15

,14

5 1

68

28

,5

142

55,2

8

8

15

,2

168

2

8,5

3

456

,5

0,8

2

4 9

,8

103

20,7

478

1

5,1

1

6 1

68

28

,5

146

20,8

8

8

15

,2

168

2

8,5

3

441

,9

1,5

2

4,2

1

1,0

1

0719

,9

4

59

14

,74

7 1

68

28

,5

148

03,1

8

8

15

,2

168

2

8,5

3

333

,2

0,9

2

4,3

1

3,0

1

1005

,9

4

64

14

,56

8 1

68

28

,5

150

04,3

8

8

15

,2

168

2

8,5

3

294

,5

0,9

2

4 1

4,6

1

1240

,8

4

69

14

,36

1

68

28

,5

143

01,7

8

8

15

,1

168

2

8,5

3

304

,1

1,2

5

24

,2

12

,0

105

60,5

437

,1

15

,1

108

escuela politÉcnica nacionalbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/15199/1/cd-6974.pdf · campo oso...

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