UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENE MORENO

POSTGRADO DE CIENCIAS EXACTAS Y TECNOLOGÍA

INGENIERÍA PETROLERA

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

PRACTICO FINAL DEL MÓDULO DE

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

Integrantes:Quiroz Arancibia Cristhian Josue 210006099Rodríguez Soto AyrtonDaynor 209093171Mamani Janco Ariel 200822659Villanueva Choque Raúl Félix 212054139

Docente:MSc. Ing. Roberto Mallea Fortún

Santa Cruz - Bolivia

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FACILIDADES DE PRODUCCIÓN PARA EL CAMPO BULO BULO

El Campo Bulo Bulo fue descubierto en 1993 e ingresó a producción en noviembre de 2001. Después de la capitalización se perforaron dos pozos el BBL-9 y BBL-11, y en ese momento Chaco realizó una inversión muy importante para desarrollar este campo y procesar la producción del Campo Bulo Bulo en la planta de Carrasco.

El campo Bulo Bulo es explotado por agotamiento natural recolectando la producción, a una profundidad promedio de 4.750 m. En este campo se perforaron 9 pozos, actualmente 8 son productores.La producción promedio actual de este campo es de 1785 barriles de petróleo por día,74 millones de pies cúbicos de gas y unos 112 barriles de agua por día.

Pozos y caudales

PETRÓLEO GAS AGUAPOZO BPD MMPCD BPDBBL-X2 8,00 0,37 0,00BBL-X3 683,65 16,75 35,19BBL-X8 384,55 12,41 20,94BBL-10 235,06 20,33 29,26BBL-11 288,97 17,25 21,81BBL-13 32,29 2,75 0,74BBL-14 152,26 4,31 4,26BBL-15 0,26 0,02 0,16TOTAL 1785,03 74,19 112,35

(Datos tomados de la producción del Campo Bulo Bulo de Agosto del 2011).

Cromatografía de gases

Componentes% Molar

Nitrógeno 0,6536Dióxido de carbono 1,5315Metano 87,8976Etano 6,2858Propano 2,2212Iso-Butano 0,2819N-Butano 0,6124Iso-Pentano 0,1574N-Pentano 0,1578Hexano 0,1070

Facilidades de producción del Campo Bulo Bulo

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Heptano+ 0,0938

Total100,0000

Datos del campo

Pozos NúmeroPozos productores

Perforados 13

BBL-X2 / BBL-X3 / BBL-X8 / BBL-10 / BBL-11 / BBL-13 / BBL-14 / BBL-15

Productores 8Abandonados 3Cerrados 2Inyectores 0Presión promedio (Psi) 2000Temperatura promedio (°F)

175

Diseño de las Facilidades de Producción

El presente diseño será realizado para procesar aproximadamente la siguiente cantidad de fluidos: 1785 barriles de petróleo por día, 74 MMPCD de gas y 112 barriles de agua por día, provenientes de la producción de 8 pozos del Campo Bulo Bulo.De acuerdo a criterios técnicos y económicos se ha decididoproceder a realizar este proyecto, en el cual se contará de con dos etapas de separación, una de alta de 1000 psi y otra de presión intermedia de 500 psi, para así poder tener una mejor separación de los diferentes fluidos y poder cumplir con las especificaciones técnicas requeridas.

Se contará con un colector de grupo para recibir el flujo de los 8 pozos productores,antes de pasar por este equipo llegará a un Slug catcher, el cual se encargará de estabilizar el flujo de producción, el cual viene a una gran fuerza debido a la elevada presión, por lo que hemos considerado colocarlo antes del colector, ya que la mayoría de los pozos fluyen a altas presiones, luego el flujo se dirigirá a un separador de 1000 pside presión, el cual cumplirá la función de la primera etapa de separación, para luego pasar a una segunda etapa de separación, en el cual el separador la presión será de 500 psi, considerada una presión intermedia, la cual nos aumentara la eficacia del proceso de separación, además de esto se contara con un separador de prueba para realizar pruebas individuales de cada pozo.

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El gas proveniente del proceso de separación, se dirigirá a su correspondiente proceso, en el cual, dando un vistazo rápido, no requerirá de proceso de endulzamiento, debido a que no existe presencia de ácido sulfhídrico (H2S) y el dióxido de carbono (CO2), se encuentra en un porcentaje menor al 2% de la composición molar del gas. Además, podemos determinar a priori que se requerirá de un proceso de deshidratación del gas para que cumpla con las especificaciones para poder comercializarlo.

El petróleo y condesado proveniente del proceso de separación será enviado as su correspondiente proceso de estabilización, almacenamiento y correspondiente transporte a través de oleoductos. El agua será enviada a la planta de tratamiento de agua para darle una correcta disposición final en los pozos abandonados del campo.

Manifold o colectores

Los manifold o colectores de Producción y Prueba son utilizados para recolectar la producción de distintos pozos a un colector central donde los pozos pueden ser probados en forma individual o al estar en producción. Estos pueden ser operados manualmente o en forma automática con controles de tiempo.

Slug Catcher

Es un tipo de separador cuya función principal es estabilizar la producción que está llegando a una batería cuando los pozos no tienen producción estable, conocidos como slug catcher; en estos casos la producción pasa de los colectores al slug catcher, donde aunque hay separación gas-líquido la función principal es estabilizar la producción para poder enviar el líquido que sale de este recipiente a los separadores, que requieren que la entrada sea estable, para complementar la separación de fases.

Separador

Un separador es un cilindro de acero que se utiliza para disgregar a la mezcla de fluidos que llegan del pozo, separándolos en sus componentes básicos, gas, petróleo y agua, debemos considerar cual es el principio de separación que es el choque, la redirección y el tiempo de residencia los cuales garantizan una buena separación de los fluidos.

La planta contará con dos sistemas de separación, Separadores de grupo o producción y separadores de prueba para pozos individuales, será diseñado la separación en dos etapas que operan a una

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determinada presión cada separador, para obtener la máxima recuperación de hidrocarburos líquidos del fluido del pozo.

Proceso del gas

El proceso del gas no será detallado en este informe, ya que se ve que se necesitará de un proceso de deshidratación y no se requerirá de proceso de endulzamiento, debido a que no existe presencia de ácido sulfhídrico (H2S) y el dióxido de carbono (CO2), se encuentra en un porcentaje menor al 2% de la composición molar del gas. Además, se puede señalar que de acuerdo a nuestro caudal de gas la panta requerirá manejar un caudal de al menos de 80 MMPCD de gas.

Tratamiento del agua

El agua proveniente del proceso de separación será tratada de acuerdo a normas, pasando a través de un tanque para su respectiva recepción, luego será enviada al filtro de carbón y arena, luego llegará a la torre desoxigenadora para la respectiva eliminación de componentes contaminantes, luego para a través de los dosificadores de productos químicos para llegar a ser almacenada a los tranques de recepción del agua tratada. Finalmente, el agua será eliminada por inyección a pozos sumideros o de abandono, teniendo así una correcta disposición del agua tratada.

Estabilización del petróleo y condensado

El condensado y el petróleo deberán ser estabilizados. Este proceso tendrá la finalidad de recuperar la mayor cantidad posible de butano y componentes más pesados sin exceder la presión de vapor permisible para el producto de Gasolina Natural. Se utilizará un rehervidor, cuyo calor es provisto por un sistema de calentamiento a fin de controlar la temperatura de fondo de la torre. Los gases de cabeza de la torre son comprimidos para su ingreso al proceso criogénico (visto más a detalle en procesos del gas) y tanto el condensado como el petróleo ya estabilizados son enviados a los tanques de almacenaje, con la finalidad enviarlos a su correspondiente proceso de refinación.

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Diagrama de flujo de las facilidades de producción

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