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Mavares Morales Betsy JhulianaPropuesta para la regularización de la entrega de gas de levantamiento para el campo Ambrosio (2015). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Estudios para Graduados. Maracaibo, Venezuela. 175 pp. Tutor: Msc. Jorge Barrientos.
RESUMEN
Como un aporte a los estudiosexistentes en el país en lo que respecta al tema de compresión y distribución de gas lift, tomando en cuenta que el transporte de gases de un lugar a otro resulta imprescindible, pues todo proceso necesita tener alimentación constante de un fluido para poder llevar a cabo la tarea para el cual ha sido asignado. Surge la idea de llevar a caboun estudio técnico-económico para desarrollar una propuesta que logre la regulación de la entrega de gas de levantamiento para el campo Ambrosio, con la finalidad de independizar el consumo de gas lift del campo Ambrosio de la red de compresión y distribución de PDVSA UP TIA JUANA, debido a los grandes problemas de inestabilidad que la misma presenta diariamente, lo cual trae consigo grandes diferidas de producción que impactan negativamente los intereses de la empresa mixta PDVSA-PETROWARAO S.A. Dado que el campo Ambrosio es mayor productor de gas que de crudo, y luego de haberse realizado la visualización se procede a realizar una conceptualización en la cual se quiere evaluar tecnología, sitio, características actuales de inyección, sistema de compresión y suministro de gas lift con la finalidad de desarrollar una propuesta que logre regularizar la entrega de caudal gas de levantamiento al campo Ambrosio de Petrowarao evaluando técnica y económicamente la óptima para el proceso, todo esto soportado a través de la selección de las metodologías más aplicables para cada etapa, diseño y simulación numérica del proceso y la evaluación económica del proyecto en general. Palabras claves: sistema de compresión, gas de levantamiento, sistema de distribución, compresor, depurador. E-mail del autor: [email protected]
Mavares Mavares Betsy Jhuliana Proposal for the regularization of the lifting gas delivery for Ambrose Field (2014). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Estudios para Graduados. Maracaibo, Venezuela. 175 pp. Tutor: Msc. Jorge Barrientos.
ABSTRACT As a contribution to the existing literature in the country with regard to the issue of compression and gas lift distribution, taking into account the transport of gases from one place to another is essential, for any process need constant supply of fluid to carry out the task for which it has been assigned. Comes the idea of conducting a techno-economic study to develop a proposal that achieves the regulation of gas delivery for Ambrosio field survey, in order to free the gas consumption Ambrosio lift the network field compression and distribution of PDVSA UP TIA JUANA, due to the great instability problems that it presents daily, which brings huge deferred production that negatively impact the interests of the joint venture PDVSA-Petrowarao SA Since Ambrosio field is largest producer of gas oil, and after having made the display proceeds to a conceptualization in which you want to evaluate technology, site, current characteristics of injection, compression system and supply of gas lift in order to develop a proposal that achieves regulate the delivery of gas flow rising to Ambrosio Petrowarao field of evaluating technical and economic optimum for the process, all supported through the selection of the most applicable methods for each stage, design and numerical simulation of the process and the economic evaluation of the project in general. Keywords: compression system, gas lift, distribution system, compressor, debugger. E-mail the author: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso que me dio la oportunidad de vivir, por regalarme una familia
maravillosa, por estar siempre conmigo y darme la fe, la fortaleza, la salud y la
esperanza para lograr todos los objetivos que me he propuesto en la vida.
A todas aquellas personas que hicieron posible el terminar este largo
camino,especialmente a mi familia que es mi principal fuente de inspiración. Gracia a su
ayuda se hizorealidad esta meta.
A la memoria de mi abuela, que aun estando ausente en la vida terrenal; siempreha
sido fuente de mi inspiración en cada una de las metas que me he trazado.
Muchas Gracias de todo corazón.…
Betsy Mavares
AGRADECIMIENTO
La culminación de mi maestría y mi trabajo de grado, ha involucrado a lo largo del
tiempo, el esfuerzo y apoyo de muchas personas que en momentos oportunos
estuvieron presentes , dispuestos a formar parte de este logro que hoy estoy
alcanzando. Es por esto que en esta oportunidad quiero agradecerles y dedicarles su
incondicional apoyo y compañía, en lo que hoy se convierte en una de mis más
importantes metas.
A Dios, por darme la perseverancia y capacidad para lograr este objetivo primordial en
mi vida.
A los seres que más amo en este mundo: mi mama, mi papa y mis hermanos por ser la
fuente de mi inspiración y motivación para superarme cada día más y así poder luchar
para que la vida nos depare un futuro mejor.
A mi Tutor académico el Msc. Jorge Barrientos, por su orientación, apoyo en la
elaboración de este trabajo de Grado y su disposición de ayudarme en todo momento.A
la Universidad del Zulia, por haberme preparado académicamente para mi futuro
profesional.
A la empresa Petrowarao por permitirme formar parte de esta institución, al personal de
gerencia técnica por el apoyo prestado en especial a la Ingeniera Eveling Valbuena
quien se desempeñó como tutora y apoyo industrial.
A todos quienes de una forma u otra incentivan en mí el anhelo de ser cada díamejor.
A todos, Gracias
Betsy Mavares
TABLA DE CONTENIDO Página
RESUMEN.………………………………………………………………………….. 3
ABSTRACT.………………………………………………………………….……… 4
DEDICATORIA.…………………………………………………………................. 5
AGRADECIMIENTO..…………………………………………............................. 6
TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………….. 7
LISTADE TABLAS……………………………………………………….……….. 12
LISTA DE FIGURAS…………………………………………………….………… 4
CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN
1.1. Planteamiento del problema…………………………………………… 16
1.2. Formulación del problema……………..…..….……………………….. 18
1.3. Objetivos de la investigación………..…..….…….…………….……… 18
1.3.1.Objetivo General.……………………………………...….……... 18
1.3.2.ObjetivosEspecíficos…………………………….…..….…….... 18
1.4. Justificación de la investigación…………….…..….…………………. 19
1.5. Delimitación de la Investigación………………………………………. 20
CAPITULO II. MARCO TEÓRICO
2.1. Generalidades……………………………………………………..…….. 21
2.2. Antecedentes de la Investigación..................................................... 21
2.3. Marco Teórico................................................................................... 24
2.4. Gas Natural…………………………………………………….………… 24
2.4.1. Características y propiedades del Gas Natural….………..….. 24
2.4.3.Análisis químicos aplicados al gas natural……….…………… 26
2.4.4.Gravedad especifica del gas……….……….……….…………. 28
2.4.5.Procesamiento del Gas Natural……….……….……….……… 30
2.4.6.Peso molecular del gas…………………………………………. 31
2.4.7. Peso molecular aparente, Ma ó peso molecular de mezclas,
Mm……………………….………………………………………..
32
2.4.8.Denominación del Gas Natural………………………………… 33
2.4.9.Componentes o composición del Gas Natural……………..... 34
2.4.10.Factor de compresibilidad…..……………………………..….. 36
2.4.11. Proceso productivo del Gas Natural….……………………… 36
2.4.12. Formación de hidratos de Gas Natural…………..………….. 38
2.4.13.Contenido liquido de un gas………………………………….. 40
2.4.14.Manejo del Gas Natural……………………………………….. 43
2.4.15.Medición de Gas Natural…………………………..……......... 43
2.5. Facilidades de superficie………………………………………..……… 48
2.6. Estaciones de flujo…………………………………….…………..…… 48
2.6.1.Funciones de una estación de flujo……………………………. 49
2.6.2.Componentes básicos de una estación de flujo…………....... 50
2.6.3.Procesos en una estación de flujo…………………………….. 52
2.6.3.1. Múltiples de recolección………………………………. 52
2.6.3.2.Múltiple de gas UD-1……………………….…………. 53
2.6.3.3.Múltiple de gas TJ – 3 – 20………………….……… 55
2.6.3.4.Proceso del gas en las estaciones de flujo…………. 56
2.7. Plantas compresoras de GasNatural……………..………………….. 56
2.7.1.Proceso o funcionamiento de las plantas compresoras…….. 57
2.7.2.Descripción típica de una etapa de compresión…………....... 58
2.7.3.Tipos de plantas compresoras…………………………………. 59
2.7.4.Equipos o componentes de las plantas compresoras de
gas………………………………………………………………..
61
2.8. Calculo de caídas de presión en tuberías………………….………… 62
2.8.1.Ecuación de Weymouth…………………..…………….……… 63
2.8.2.Ecuación de Panhandle………………………………………… 64
2.8.3.El diagrama de Moody………………………………………… 64
2.8.4.Ecuación AGA……………………………………………………. 66
2.8.5.Ecuación de Oliphant……………………………………………. 66
2.8.6.Ecuación de Hanzen y Williams………………………………... 66
2.9. Calculo de la red de gas………………………………….…………….. 67
2.10. Interconexiones de gas………………………………….……………… 69
2.11. Sistema de redes de tuberías de gas…………………….…………... 69
2.11.1. Características de un gasoducto…………………………… 70
2.11.2.Clasificación de los gasoductos…………………..………… 72
2.12. Sistema de recolección y distribución de gas………..………………. 73
2.13. Métodos de producción………………………………………………… 76
2.14. Sistema de levantamiento artificial por gas……………..……………. 77
2.14.1.Curva de producción de pozos de LAG……………………... 81
2.15. Simuladores de proceso ……………………………………………….. 83
2.15.1.Simulación hidráulica………………………………………… 84
2.15.2.Simulador de procesos hysys de aspentech……………… 84
2.16. Simulador PIPEPHASE..................................................................... 85
2.16.1.Modelo de fluidos………………………………....................... 86
2.16.2.Flujo de fluidos en PIPEPHASE………………...................... 89
2.16.2.1. Flujo monofásico……………………………………. 89
2.16.2.2. Flujo bifásico………………………………………… 92
2.16.3. Algoritmos de Resolución……………………………………… 93
2.16.4. Especificación de Tuberías……………………………………. 97
2.16.5. Temperatura del medio circundante…………………………. 98
2.17. Centinela…………………………………………………………………. 98
2.18. PI Process Book…………………………………………………………. 99
2.19. Evaluación económica………………………………………………….. 100
2.19.1.Método del valor anual neto (VAN, Net present value)…….. 101
2.20. Tipos de costos………………………………………………………….. 102
2.21. Índices de costos……………………………………………………… 104
2.22. Efecto de la Inflación sobre los costos……………………………… 105
CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de investigación……………………………………………........... 106
3.2. Diseño de la investigación………………………………………........... 107
3.3. Población……………………………………………............................. 108
3.4. Muestra……………………………………………................................ 108
3.5. Técnicas e instrumentos de recolección de datos………………....... 109
3.5.1.Observación directa…………………………………………….... 110
3.5.2. Revisión
documental…………………………………………...... 110
3.5.3. Entrevista no estructurada ……………………………….…….. 111
3.5.4. Simulación del proceso………………………………………….. 112
3.6. Instrumentos utilizados…………………………………………………. 113
3.7. Análisis de los datos…………………………………………………….. 113
3.8. Procedimiento de la investigación…………………………………….. 113
CAPITULO IV. RESULTADO DE LA INVESTIGACIÓN
4.1. Presentación y análisis de los resultados………………………......... 115
4.2. Descripción del área de estudio………………………........................ 115
4.3. Características de inyección y producción de los pozosdel campo
Ambrosio……….......……….......……….......……….......……….........
117
4.3.1. Pozo UD – 089…………………………………......................... 118
4.3.2. Pozo UD – 177…………………………………......................... 120
4.3.3. Pozo UD – 180…………………………………......................... 121
4.3.4. Pozo UD – 292…………………………………......................... 123
4.3.5. Pozo UD – 307…………………………………......................... 124
4.3.6. Pozo UD – 670…………………………………......................... 126
4.4. Gas de formación del campo Ambrosio………………………………. 127
4.5. Red de inyección de gas del campo Ambrosio………………………. 132
4.5.1. Pozo UD – 089…………………………………………………… 132
4.5.2. Pozo UD – 177…………………………………………………… 134
4.5.3. Pozo UD – 180…………………………………………………… 135
4.5.4. Pozo UD – 292…………………………………………………… 137
4.5.5. Pozo UD – 307…………………………………………………… 138
4.5.5. Pozo UD – 670…………………………………………………… 140
4.6. Simulación de la red de inyección del campo Ambrosio……………. 141
4.7. Condiciones actuales de inyección en el campo Ambrosio………… 142
4.8. Sistema de compresión del campo Ambrosio…………………….…. 143
4.9. Elementos en el sistema de compresión, entrega e inyecciónque
generan fluctuaciones de caudal parael campo Ambrosio…………
146
4.10. Propuesta para la regularización de la entrega de gaspara el
campo Ambrosio…………….………….………….………….………
150
4.10.1. Selección preliminar del tipo de
compresor………………….. 156
4.10.2. Ubicación de la planta
compresora…………………………… 158
4.11. Estimación preliminar de
costos……………………….................…… 159
4.12. Evaluación económica……………………………………………......... 160
CONCLUSIONES……………………………………………….............…………. 166
RECOMENDACIONES…………………………………………………………….. 168
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………............... 169
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1. Composición por categorías del Gas
Natural……………………………………………………………………… 35
2. Calculo del contenido líquido (riqueza) de un
gas…………………………………………………………………………… 42
3. Composición típica del gas natural en diferentes áreas de
Venezuela…………………………………………………………………... 42
4. Interpretación del VANN………………………………………….............. 101
5. Costo de Instalación como un Porcentaje del Costo del
Equipo………...................................................................................... 102
6. Factores para el Cálculo de los Costos de
Instalación…………...…………………………………………………….. 103
7. Índices de Costos de la Chemical Engineering publicación de
Marzo……………………………………………………………………….. 105
8. Datos generales pozo UD –
89…………………………………...………............................................. 118
9. Características pozo UD –
89…………………………………………………………………………….. 119
10. Información obtenida de prueba de
pozos…………………………………………………………………………. 119
11. Datos generales pozo UD –
177…….…………………………….………………………………………… 120
12. Características pozo UD –
177…………………………………………………………………………….. 120
13. Información obtenida de prueba de
pozos………………………………………………………………………….. 121
14. Datos generales pozo UD –
180…………………………………………………………………………...... 121
15. Características pozo UD –
180…………………………………………………………………………….. 122
16. Información obtenida de prueba de
pozos……………………..………………………………………………… 122
17. Datos generales pozo UD –
292…………………………………………………………………………. 123
18. Características pozo UD –
292…………………………………………………………………………. 123
19. Información obtenida de prueba de pozos
……………………………….................................................................. 124
20. Datos generales pozo UD – 307…………………………………………. 124
21. Características pozo UD –
307…………………………………………………………………………… 125
22. Información obtenida de prueba de
pozos…………………….….………………………………………………. 125
23. Datos generales pozo UD –
670…………………………………….…………………………………….. 126
24. Características pozo UD –
670…………………………………..………………………………………… 126
25. Información obtenida de prueba de
pozos………………………………………………………………………….. 127
26. Composición del GasUD-
1…………………………………….......………………………………………128
27. Composición del GasUD-
2(Mezcla)……………………………..………………………………………
…
129
28. Calculo de la composición del gas de formación………………….……… 129
29. Composición del Gasde
formación…………………………….……………………………………….. 130
30. Especificaciones del gas a la salida de la planta de
tratamiento……...................................................................................... 131
31. Distancia MG – UD – 01 hasta UD –
089……………………………………………………………………………. 132
32. Accesorios del pozo 133
089…………………………………………………….................................
33. Distancia MG –UD -01 hasta UD -
177……………………………..……………………………………………. 134
34. Accesorios del pozo
177………………………………………….………………………………… 135
35. Distancia MG –UD -01 hasta UD -
180………………………….…………....................................................... 135
36. Accesorios del pozo
180…………………………………………………….................................. 136
37. Distancia MG –UD -01 hasta UD -
192………………………….…………...................................................... 137
38. Accesorios del pozo
292…………………………………………….………………………………. 138
39. Distancia MG –UD -01 hasta UD –
307…………………………….………………………………………………. 138
40. Accesorios del pozo
307…………………………………………….……………………………… 139
41. Distancia MG –UD -01 hasta UD –
670…………………………….………………………………………………. 140
42. Accesorios del pozo
670…………………………………………….………………………………. 141
43. Condiciones actuales de inyección de los pozos de
GL……..….…………………………………………………………………… 143
44. Problemas operaciones Campo
Ambrosio……………………..………………………………………………..146
45. Producción diferida a causa de fluctuacionesen el Sistema deGas
Lift………………………………………………………………………………148
46. Temperaturas de descarga en los compresores sin considerar
enfriamiento…………...…………...…………...…………...………….........
152
47. Característicasrelevantes del sistema de
compresión………...…………………………………………………………. 154
48. Comparación cualitativade 157
Compresores……………………….………………………………………....
49. Análisis Cuantitativo
deOpciones……………………………….…………………………………
…..
158
50. Estructura de Costos para una Planta compresora en el Lago de
Maracaibo……………...…………...…………...…………...…………...….
160
51. Flujo de caja……………………………………………………......………… 162
52. Indicadores financieros……………………………………………...………. 163
53. Potencial con el sistema propuesto ……………………………….………. 165
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1. Composición del gas natural………………………………………………... 34
2. Proceso productivo del gas natural……………………………….……….. 48
3. Placa de Orificio……………………………………………………………… 44
4. Manómetros de Presión…………………………………………………….. 48
5. Estación de flujo EF–UD -02………………………………………………. 49
6. Múltiple de recolección en una estación de flujo……………….………… 53
7. Múltiple de gas UD – 1………………………………………………………. 53
8. Diagrama de tubería e instrumentación MG–UD–1………………………. 54
9. Múltiple de gas UD-1. PI Process Book……………………………………. 55
10. Planta de compresión………………………………………………………... 57
11. Filosofía básica de un sistema de compresión………………….………… 59
12. Planta compresora convencional…………………………………………… 60
13. Generador Eléctrico……………………………………………….…………. 61
14. Diagrama de Moody …………………………………………………………. 65
15. Clasificación de los gasoductos…………………………………................ 72
16. Estación de flujo MP-UD-09………………………………………..……….. 74
17. Estación de flujo EF-UD-02……………………………………….………… 74
18. Múltiple de gas lift MG-UD-01……………………………………..……….. 75
19. Campo Ambrosio PDVSA-Petrowarao…………………………...……….. 76
20. Sistema LAG………………………………………………………...………... 78
21. Diagrama de Proceso de Pozos Productores por Levantamientode Gas Lift…………………………………………………………………………
79
22. Válvulas de flujo continuo ………………………………………...………… 80
23. Modelo de comportamiento de un pozo produciendo con métodode
inyección de gas……………………………………..………………………..
81
24. Diseño esquemático de un pozo con método de extracción decrudo
gas……………………………………………………………………………... 82
25. Diagrama del procedimiento a seguir para crear un caso enHysys…… 85
26. Resolución de redes ……………………………………………….……….. 96
27. Aplicaciones del programa Centinela Pozo ………………………………. 99
28. Aplicaciones del programa PI Process Book …………………………….. 100
29. Estimación de costos de instalación de compresores reciprocantes y
centrífugos……………………………………………………………………..
103
30. Ubicación del Campo Ambrosio…………………………………………….. 116
31. Diagrama de líneas de gas del campo Ambrosio………………………… 117
32. Isométrico del pozo 089…………………………………………………….. 133
33. Isométrico del pozo 177…………………………………………………….. 134
34. Isométrico del pozo 180…………………………………………………….. 136
35. Isométrico del pozo 292………………………………………….………….. 137
36. Isométrico del pozo 307…………………………………………………….. 139
37. Isométrico del pozo 670…………………………………………………….. 140
38. Simulación red de inyección de gas…………………………...…………… 142
39. Sistema de distribución de gas Tía Juana………………………………… 145
40. Relación suministro de Gas Lift vs Diferida –Campo Ambrosio………… 149
41. Producción Actual –Campo Ambrosio……………………………………... 149
42. Sistema de compresión Propuesto…………………………………………. 153
43. Diagrama de fasesentrada al primer compresor…………………………. 155
44. Diagrama de fases entrada al segundo compresor………………………. 155
45. Diagrama de fases entrada al tercer compresor………………………….. 155
46. Rango de operación por compresor……………………………………… 156
47. Esquema propuesto del sistema de compresión…………………………. 159
48. Simulación red de inyección de gas con la nueva presión………………. 164
CAPÍTULO I
DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA 1.1. Planteamiento del Problema.
Los sistemas de levantamiento artificial por gas han sido tradicionalmente, los
sistemas de levantamiento artificial preferido por la industria petrolera a nivel mundial,
como consecuencia de su alto desempeño y confiabilidad, han incrementado las
capacidades para mejorar la producción en los campos petroleros de todo el planeta.
Introducido a mediados de la década de 1800, el levantamiento artificial por gas es uno
de los métodos de levantamiento más antiguo.
Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima (PDVSA) es la empresa
estatalvenezolana cuyas actividades son la explotación, producción, refinación,
mercadeo y transporte del petróleo venezolano.Juntos a sus empresas filiales
promueve la inversión que permitirá cubrir la demanda interna, contribuir con la
construcción del nuevo modelo económico, productivo y social del país, maximizar y
valorizar los recursos petroleros.
La empresa mixta PDVSAPetrowarao, S.A nace en el año 2006 producto de la
conversión de los antiguos convenios operativos a Empresas Mixtas. Esta empresa
opera actualmente dos campos, Campo Ambrosio (Occidente, Lago de Maracaibo) y
Campo Pedernales (Oriente, Delta del Orinoco). El campo Ambrosio posee un amplio
historial de producción que remota desde mediados de los años 1930 y con incremento
importante de su desarrollo en la década de 1970. Actualmente el campo Ambrosio
cuenta con 42 pozos,presentando diferentes tipos de métodos de producción
clasificándose flujo natural continuo, levantamiento artificial por gas (LAG), flujo natural
intermitente y bombeo de cavidad progresiva. Cuyas reservas están siendo
consideradas como una fuente importante de hidrocarburos necesarios para suplir la
demanda en el Occidente del país.
La empresa mixta PDVSA-Petrowarao, con el fin de mejorar e incrementar la
producción de crudo y gas, ya que estos ocupan un importante espacio en el escenario
17
energético mundial con un crecimiento continuo de su demanda, requiere la evaluación
de posibles alternativas para mejorar el sistemas de compresión y distribución de gas
lift, con la finalidad de seleccionar técnico- económicamente el óptimo que garantice
suministro de gas al campo.
Actualmente el campo Ambrosio recibe Gas del sistema de distribución de PDVSA
(UP Tía Juana) a través de sus múltiples de gas a alta presión en MG-UD-001, en los
últimos años la producción del campo Ambrosio se ha visto afectada debido a las
grandes fluctuaciones en la presión y el flujo del sistema del gas suministrado por
PDVSA, ejerciendo un efecto negativo en la producción de los pozos de Gas lift del
campo. El principal problema radica en que el suministro de gas al Campo Ambrosio no
es constante debido a que PDVSA tiene otras prioridades operacionales, de tal manera
que Petrowarao pasa a un segundo plano una vez las estaciones de compresión deTía
Juana presentan problemas o los campos de PDVSA requieran mayor suministro de
gas, sin dejar de mencionar que la presión del gas enviado no es la óptima para operar
los pozos que producen por el método de gas lift del campo.
En tal sentido PDVSA disminuye el Gas enviado a Ambrosio causando baja
presión en el sistema de levantamiento y por consiguiente pérdida de potencial en los
pozos productores. Esto dificulta el control y seguimiento de los potenciales de los
pozos con levantamiento artificial por gas, así como la emisión de recomendaciones
para mejorar su producción. Adicionalmente Petrowarao está realizando una campaña
para convertir pozos de Flujo Natural del Cretáceo a pozos con Levantamiento Artificial
por Gas;Petrowarao observa con preocupación que estos pozoscorrerían con la misma
suerte de los pozos que consumen gas proveniente de las unidades de PDVSA.
Con base a esta necesidad, la empresa plantea estudiar técnica y
económicamenteel desarrollo de una propuesta de regularización de la entrega del
caudal de gas de levantamiento que requieren los pozos del campo Ambrosio de
Petrowarao. De ser factible, esta acción sería de vital importancia debido a que evitará
directamente los problemas de producción diferida del cual son objeto diariamente los
pozos que consumen Gas Lift de la red de compresión de PDVSA y ayudará a optimizar
los niveles de producción de la empresa en cuanto a la gestión/compromiso con la
Corporación PDVSA-CVP.
18
1.2.Formulación del problema
A los efectos de los anteriores planteamientos se procede a la formulación del
problema de la siguiente manera:
¿Cómo elaborar una propuesta de regularización de la entrega del caudal de gas de
levantamiento que requieren los pozos del campo Ambrosio de Petrowarao?
1.3. Objetivos de la Investigación.
1.3.1. Objetivo General. Desarrollar una propuesta de regularización de la entrega del caudal de gas de
levantamiento que requierenlos pozos del campo Ambrosio de Petrowarao. 1.3.2.Objetivos Específicos.
• Describir las características de inyección y producción de los pozos del campo
Ambrosio.
• Analizar la red de inyección y el sistema de compresión considerando las
fluctuaciones existentes en la entrega de gas de levantamiento.
• Identificar los elementos en el sistema de compresión entrega e inyección que
generan las fluctuaciones de caudal para el campo Ambrosio.
• Desarrollar una propuesta para lograr la regularización de la entrega de gas y
por consecuencia la producción de hidrocarburos en el campo Ambrosio.
19
1.4. Justificación de la Investigación.
Actualmente Venezuela está ubicada dentro de los primeros países productores y
exportadores de hidrocarburos, lo que amerita realizar estudios exploratorios al detalle y
semidetalle para conseguir que los pozos produzcan al máximo, así de esta manera
garantizar al país continuar con esta posición privilegiada a nivel mundial. Esta
investigación surge como una alternativa de solución respuesta a una problemática
existente con la compresión y distribución del gas cuando será utilizado como gas lift.
Desde el punto de vista práctico, el aporte de la presente investigación consiste en
la evaluación técnica-económica para la creación de una propuesta que regularice la
entrega de gas de levantamiento que requieren los pozos del campo Ambrosio de
Petrowarao, con el propósito de autoabastecer el gas requerido por las operaciones del
campoy lograr eliminar la dependencia que se tiene del sistema de transferencia de Gas
Lift de PDVSA UP Tía Juana, el cual ha generado altas pérdidas de producción
causando pérdidaseconómicaspara la empresa mixta.
Desde el punto de vista teórico esta investigación generará reflexión y discusión
sobre el conocimiento existente dentro del área investigada, estocon la finalidad de
obtener nociones o soluciones a problemas científicos; mostrando las premisas que se
han de plantear y precisar las técnicas para lograr los objetivos. En otro orden de ideas,
a nivel metodológico esta investigación generará de manera clara y precisa la aplicación
de métodos de investigación para obtenerconocimientos que solucionen problemas de
una forma tanto válida como confiable dentro del proceso. Este método servirá de guía
para otras investigaciones similares.Asimismo, desde el punto de vista social un
porcentaje de las ganancias equivalentes a la implantación y desarrollo del presente
Proyecto que Petrowarao, S.A. obtendrá será destinado a planes de aporte al Fondo
Social que el Gobierno Nacional promueve en Venezuela y comunidades existentes en
la costa oriental del Lago de Maracaibo y todo el occidente del país.
20
1.5. Delimitación de la Investigación.
Delimitación espacial: El estudio del presente trabajo se realizara en el Núcleo
postgrado de Ingeniería de la Universidad del Zulia, ubicada en la ciudad de Maracaibo,
Estado Zulia. Venezuela y la Investigación se desarrolló en la empresa mixta PDVSA-
Petrowarao ubicada en AV. 3E con la calle 78 y 79 torre empresarias Claret, sector valle
frío.
Delimitación temporal: Dicha investigación se pretende realizar en un periodo de seis
(6) meses comprendido entre Junio y Abril del 2015 de trabajo, constante y abocado al
análisis de la factibilidad y viabilidad de la misma.
21
CAPÍTULO II
FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA 2.1. Generalidades
En este apartado se enmarca lo concerniente a la sustentación teórica de los
objetivos de la investigación, lo cual implica para el investigador una revisión análisis
tanto de las teorías desarrolladas y demostradas por autores reconocidos dentro del
área de estudio, así como de los antecedentes de otras investigaciones que hacen
referencia al problema investigado. Al respecto, Hurtado (2007) señala. Toda
investigación, independientemente de su tipo, requiere de una fundamentación que
permita hacer explícitas sus bases teoréticas y conceptuales. La fundamentación
teórico conceptual implica el desarrollo organizado y sistemático del conjunto de ideas,
conceptos, antecedentes y teorías que permiten sustentar la investigación y
comprender la perspectiva o enfoque desde el cual el investigador parte, y a través del
cual interpreta sus resultados.
2.2 . Antecedentes de la Investigación
La inyección de gas como método de levantamiento artificial, ha constituido un
atractivo de investigación, en la primera fase de exploración de hidrocarburos en
Venezuela. Tales investigaciones han arrojado un aporte importante de datos,
evidencias y trabajos detallados de la inyección de gas, producción de hidrocarburos y
compresión del gas utilizado para inyectar. Como soporte para este trabajo, se
consultaros diferentes antecedentes, donde se ha enfocado o evaluado aspectos
relacionados con el objeto de estudio, a fin de tener referencia y establecer pautas para
el desarrollo del mismo.
Toda investigación, toma en consideración los aportes teóricos realizados por
autores y especialistas en el tema a objeto de estudio, de esta manera se podrá
22
teneruna visión amplia sobre el tema de estudio y el investigador tendrá conocimientos
de los adelantos científicos en ese aspecto. En el presente trabajo se expondrá una
breve reseña de las más relevantes investigaciones realizadas que sustentan los
planteamientos de este proyecto.
Entre las investigaciones consultadas con relación a la compresión y distribución de
gas cuando será utilizado como gas lift. Aquí se presentan varios proyectos
integradores cada uno con aporte valiosos para esta investigación.
Rafael J. Quintanillo B. “EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA UNIDAD DE TRATAMIENTO, COMPRESIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE GAS LIFT EN EL CAMPO AMBROSIO”.(2011).PDVSA-
PETROWARAO S.A. Departamento de optimización, gerencia técnica, Informe final.
En este trabajo de investigación se realizó un estudio técnico-económico para
comprobar la factibilidad de aplicación de una unidad de tratamiento, compresión y
distribución de gas lift en el campo Ambrosio, con la finalidad de demostrar la
posibilidad de independizar el consumo de gas lift del campo Ambrosio de la red de
compresión y distribución de PDVSA, debido a los grandes problemas de inestabilidad
que la misma presenta diariamente, lo cual trae consigo grandes diferidas de
producción que impactan negativamente los intereses de la empresa mixta PDVSA-PETROWARAO S.A.
Esta investigación y el presente trabajo coinciden en la factibilidad de independizar
el consumo de gas lift del campo Ambrosio es de gran aporte por que explica
detalladamente las condiciones actuales del sistema de compresión y distribución de
gas lift del campo y aporta algunos parámetros a considerar en el diseño que es la fase
que se pretende desarrollar en el presente trabajo.
Gambus Ordaz, Jorge Kewin. Diagnóstico del sistema de compresión de gas de la planta de PDVSA en el distrito cabrutica (2011). Trabajo de Grado. Universidad del
Zulia.Facultad de Ingeniería. División de Postgrado Maracaibo, Venezuela.
Este trabajo de investigación se enfoca hacia la determinación de las causas
operacionales que afectan el rendimiento delos compresores. Para lograr esto, se
identificaron a todos los equiposde esta línea como medulares, se realizaron los
cálculos de capacidades, se evaluaron cronológicamente las cromatografías del gas, se
analizaron los registros de mantenimiento y se entrevistó al personal de planta y
mantenimiento en sitio. Finalmente, se identificó la causa de los problemas de vibración
23
de los compresores como un tema estructural inducido por la instalación artesanal de
un soporte en los extremos de las extensiones del frame, limitando la libre expansión-
contracción térmica del materialque se logra al dejar operando este componente en
voladizo.
Esta investigación ofrece un gran aporte tomando en consideración que evalúa los
problemas operaciones más comunes en los sistemas de compresión. Dichos
problemas pueden tomarse en cuenta al momento de elaborar nuestra propuesta.
Majano M. Edith C. "EVALUACIÓN AL SISTEMA DE RECOLECCIÓN, COMPRESIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE GAS DEL ÁREA LAGOTRECO – CEUTA”.
Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. Universidad
del Zulia Núcleo Costa Oriental del Lago. Cabimas, Junio de 2008.
El presente estudio está enmarcado en una investigación de campo, de carácter
aplicada, cuyo propósito fue evaluar al sistema de recolección, compresión y
distribución de gas del are Lagotreco – Ceuta, ubicado en el lago de Maracaibo del
Estado Zulia. La población estuvo conformada por 15 estaciones de flujo, 3 plantas
compresoras y 1 porta compresor además de 20 múltiples de inyección de gas lift; para
recabar la información se realizó el levantamiento en campo del arreglo de tuberías
entre el depurador de gas y la línea de gas a planta en cada una de las estaciones de
flujo. De igual forma, para obtener los datos de cromatografías del gas se realizó la
revisión de la data de cartillas de medición (SIDCAM). La información recabada se
analizó y se validópara confirmar suveracidad y así realizar las simulaciones utilizando
la herramienta computacional PIPEPHASE el cual permite predecir cualquier alteración
en alguna de las variables que maneje. A través de las simulaciones se determinó el
porcentaje de eficiencia de las líneas que conforman la red y la caída de presión
causada por las placas de orificio, también se avaluaron diferentes esquemas de la red
definiéndose el esquema de gas másóptimo para los sistemas de recolección y
distribución planeándose de esta manera las respectivas recomendaciones.
El aporte presentado por esta investigación es la explicación detallada del sistema
de compresión y distribución de gas del área Lagotreco-Ceutra que sirve como soporte
para la propuesta a elaborar, de igual manera es de gran ayuda para la simulación de la
red distribución de nuestro sistema pues explica detalladamente los fundamentos para
la simulaciónde sistemas de distribución de gas.
24
2.3. Marco Teórico
2.4. Gas Natural
Martínez (2005), denomina gas natural al formado por los miembros más volátiles
de la serie parafínica de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de
etano, propano y butano y finalmente puede contener porcentajes muy pequeños y en
cantidades variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro
de hidrogeno (sulfuro de hidrogeno), nitrógeno, helio, vapor de agua y otros.
La GPSA, define un gas apto para ser transportado por tuberías como aquel que
contiene menos de 4 ppm de H2S, menos de 3.0 % de CO2y de 6 a8 lbs de agua /
MMpcn.
El gas natural puede obtenerse como tal en yacimientos de gas libre o asociado en
yacimientos de petróleo y de condensados (porciones volátiles de petróleo).En
Venezuela, los yacimientos de gas libre son de reciente utilización. Tradicionalmente el
gas natural se ha obtenido vinculado con la producción de petróleo.
Se ha mencionado que el vapor de agua que se encuentra presente en el gas; en
cantidades apreciablesrepresentan un problema porque es responsable de la formación
de hidratos en el gas y de la corrosividad generada en los sistemas de manejo de gas.
2.4.1Características y propiedades del Gas Natural
• Según Majano, 2008. El gas natural es incoloro, inodoro, insípido, sin forma
particular: Es decir que no tiene olor, no tiene sabor y tampoco color, es por ello que se
agrega un compuesto llamado MERCAPTANO, que permite que las personas con
sentido común normal del olfato detecten su presencia.
• Es más ligero que el aire: es entre 35 y 40% más liviano que el aire, lo que significa
que se disipa en la atmosfera (en caso de fuga), disminuyendo el peligro de explosión.
• No es corrosivo, ni toxico; no produce envenenamiento al ser inhalado: la razón es
que ninguno de sus componentes (metano, etano…, nitrógeno, y dióxido de carbono) es
25
toxico aunque se debe tomar precauciónde recintos cerrados ya que una fuga muy
grande podría desplazar el aire del recinto y producir asfixia.
• Es de combustión limpia: es considerado como un combustible limpio, al comparar
diversos hidrocarburos con el metano se observa que su estructura molecular es la más
limpia de todas y presenta bajo contenido de carbono.
• Al ser quemado, genera menos residuo de partículas de monóxido de carbono,
dióxido de carbono u otros, lo que convierte al gas natural en un combustible
ambientalmente aceptable. Bajo su forma comercializada, casi no contiene azufre y
virtualmente no genera dióxido de azufre (SO2). Sus emisiones de dióxido de carbono
(CO2) son inferiores a la de otros combustibles fósiles.
• Se presenta en forma gaseosa por debajo de los -161 °C: El gas natural es
permanente, lo que significa que aunque se aplique mucha presión en condiciones
normales de temperatura (alrededor de 15 °C) no cambia su estado, es decir que
permanecerá como gas. Sin embargo es posible licuarlo al disminuir la temperatura a
niveles que puedan alcanzar los -161 °C.
• Producto de alto costo de esta operación que normalmente se transporta en estado
gaseoso mediante redes de tuberías.
• Es menos inflamable: la combustión se produce con la presencia de combustible,
oxígeno y calor, estos tres elementos forman el llamado triángulo de combustión. Si
fallara cualquiera de ellos, simplemente no habría combustión.
• Para que se produzca la combustión es necesario que los elementos combustiblesy
el oxígeno estén en porción correcta. La mezcla idealde gas, para que se produzca una
combustión optima, se compone de 10% de gas natural y 90% de aire.
Es generalmente admitido que el carbono y el hidrogeno contenidos en el Gas
Naturalproviene de los restos de animales y plantas que se juntaron en el fondo del mar
y de los océanos durante millones de años, son entonces el petróleo y el gas natural
expulsados fuera de los esquitos arcillosos marinos los cuales se habían depositado y
de ahí penetran en rocas sedimentarias. Las napas de gas pueden formarse por encima
de los depósitos de petróleo bruto o estar entrampadas en el seno de las rocas porosas.
Si el gas se enfría a una temperatura de -161°C aproximadamente se condensa
bajo la forma de un líquido llamado gas natural licuado (GNL). Un volumen de este
26
líquido ocupa 600 veces menos espacio que el gas natural y dos veces menos que el
agua.
El gas natural es una energía eficaz, rentable y limpia por sus precios competitivosy
su eficacia como combustible, permite alcanzar considerable economía a sus
utilizadores. Por ser el combustible más limpio de origen fósil contribuye decisivamente
en la lucha contra la contaminación atmosférica y es una alternativa energética que se
destaca en el siglo XXI por su creciente participación en los mercados mundiales.
En la forma más simple, un gas puede considerarse que está formado por
partículas sin volumen y entre las cuales no existe fuerza de atracción y repulsión. Es
un fluido homogéneo generalmente de baja viscosidad, sin volumen definido y ocupa
cualquier espacio en el cual se coloca.
2.4.2. Usos del gas natural y sus líquidos
Quintanillo, 2011. Establece que el desarrollo y perfeccionamiento de la
tecnología del gas han contribuido decididamente a que esta fuente natural de energía
sea factor importante en la vida moderna, tanto para las industrias como para el hogar.
• Inyección
El gas natural se usa en programas de inyección para estimular la recuperación
de petróleo. El gas asociado con el petróleo se separa en estaciones de recolección y
se transporta a las plantas de compresión en donde se eleva la presión; el gas se envía
luego a pozos de inyección y a pozosque producen por elevación con gas.
• Combustible eficiente
Como combustible, ofrece ventajas que sobrepasan las características de
disponibilidad, eficiencia y manejo de otros combustibles y líquidos.
• Es limpio, por lo tanto los equipos en que se usa como combustible no requieren
mantenimiento especial.
• Puede manejarse a las presiones deseadas de acuerdo a los sitios de consumo.
• Su poder calorífico y combustión son altamente satisfactorios.
27
• Volumétricamente es susceptible a la compresión o expansión, en función a la
relación presión-temperatura que se le desee imponer.
• Puede ser transportado por sistemas de tuberías madres, troncales y ramales,
especialmente diseñadas, que permiten mantener rangos de volúmenes a presiones
deseadas.
• Su entrega a clientes puede ser continua y directa a los artefactos donde debe
consumirse, utilizando controles y reguladores, sin requerimientos de almacenaje en
sitio o preocupación por volúmenes almacenados en el hogar, la oficina, el taller, la
planta o fábrica.
• La reversibilidad gas-líquido-gas lo hace apto para el envasado en pequeños y
seguros recipientes, fáciles de manejar, transportar e instalar para suplir combustibles
en sitios no servidos por red de tuberías de distribución.
• Por su eficiencia y poder calórico, su costo por volumen es muy económico.
• Las características de funcionamiento limpio y eficiente, su rendimiento y precio
económico han logrado que cada día se expanda el mercado de gas natural para
vehículos (GNV). Se ha comprobado que como combustible el gas metano es menos
contaminante del ambiente que otros, como la gasolina y el diesel.
• Insumo para procesos
El gas seco, húmedo o condensado, a través de tratamientos adecuados, sirve
de insumo para la refinación y petroquímica, donde por medio de plantas especialmente
diseñadas se hacen recombinaciones de las moléculas de los hidrocarburos para
obtener materias primas semielaboradas para una cadena de otros procesos o
productos finales para los mercados.
El gas natural separado del petróleo (gas asociado) y el gas libre (no asociado)
procedente de yacimientos de gas, solo es tratado y acondicionado para obtener gas
seco de ciertas especificaciones: metano, que se despacha por gasoducto y red de
distribución a ciudades y centros industriales donde se utiliza como combustible.
El gas, sujeto a procesos y tratamientos adecuados y separados en metano,
etano, propano y butano, puede ir finalmente a las plantas petroquímicas para ser
convertido en una variedad de productos semielaborados o finales. De igual manera
28
puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son desintegradas
térmicamente y, con extracciones adicionales dependientes de los crudos allí refinados,
son enviadas a las plantas petroquímicas. A su vez, las plantas petroquímicas pueden
enviar productos a las refinerías. Quintanillo 2011.
2.4.3.Análisis químicos aplicados al gas natural (Cromatografía gaseosa)
Los análisis químicos son un conjunto de técnicas y procedimientos empleados
para identificar y cuantificar la composición química de una sustancia. En un análisis
cualitativo se pretende identificar las sustancias de una muestra. En el análisis
cuantitativo lo que se busca es determinar la cantidad o concentración en que se
encuentra una sustancia específica en una muestra. La determinación de la
composición química del gas es fundamental, ya que permite conocer cada uno de sus
componentes, su proporción, riqueza y propiedades pseudocríticas de la mezcla. Para
realizar los análisis químicos se debe seguir una serie depasos iniciándose por la toma
de la muestra de gas natural y posterior análisis por medio de cromatografía gaseosa.
La cromatografía de gas es una técnica de separación. Las muestras que se
analizan pueden ser gases, líquidos o sólidos, aunque la mayoría de las veces se
trabaja con gases o líquidos. Se conoce con el nombre de cromatografía de gas (GC)
porque las muestras que se analizan deben ser vaporizadas previamente. Con este
procedimiento, muestras muy complejas, tales como bebidas alcohólicas, agua,
hidrocarburos o aire contaminado, se separan en sus diversos componentes y se
analizan cualitativa y cuantitativamente.
Esta técnica de separación puede ser utilizada en cromatografía analítica, para
identificar los diferentes componentes que integran la mezcla, o también en
cromatografía preparativa, con la cual se separan y se recogen muestras puras de uno
o más componentes. En la cromatografíade fase gaseosa, la muestra que se desea
analizar, se vaporiza y se distribuye entre las dos fases utilizadas para generar la
separación: (1) la fase móvil o fase portadora, que transporta la muestra, la cual puede
ser un gas o un líquido, y (2), lafase estacionaria, que retiene selectivamente las
moléculas de los componentes que se separan.
29
El cromatógrafo de gas suministra la forma más apropiada y los controles para
lograr el proceso de separación de la muestra en sus diversos componentes; después
de identificar cada uno de ellos utilizando el tiempo de retención. La fracción molar se
obtiene al corregir las áreas con el factor de respuesta del detector (de conductividad
térmica u otro tipo utilizado) y normalizarlas con respecto a la sumatoria o área total
corregida del sistema. Quintanillo 2011.
Las ventajas de un análisis cromatográfico son:
• Resolución, puede conseguirse separaciones de muestras muy complejas.
• Rapidez, el tiempo necesario para hacer el análisis es de solo minutos.
• Sensibilidad, se utilizan muestras muy pequeñas del orden de nanogramos y se
pueden medir trazas de componentes.
• Versatilidad, esta técnica puede usarse para el análisis de gran variedad de
componentes.
Además de las ventajas que ofrece un análisis cromatográfico es importante
mencionar los problemas frecuentes durante el análisis y algunas características de las
corrientes gaseosas típicas de los sistemas de producción en yacimientos de
hidrocarburos:
Hay dos tipos de impurezas que pueden afectar notoriamente la calidad de una
muestra de gases: aire y líquidos hidrocarbonados.
• Presencia de Aire: El aire suele manifestarse como impureza por una purga
ineficiente de los botellones de muestreo. La contaminación con aire es un
problema de importancia cuando los sistemas de análisis no discriminan entre
nitrógeno y oxígeno. Como los gases asociados a las mezclas naturales de
hidrocarburos no contienen oxígeno libre, en la cromatografía estándar se asume
que la señal generada por el oxígeno es parte de la señal correspondiente al
nitrógeno; como resultado la presencia de aire en una muestra puede acarrear
un sobre-estimación del tenor de nitrógeno en la misma.
30
• Presencia de líquidos hidrocarbonados: si el botellón de muestreo contiene
líquidos hidrocarbonados (en general como resultado de muestreos previos y
limpieza inadecuada) suele presentarse dos problemas diferentes:
• Disolución de los componentes pesados del gas en el líquido retenido en el
botellón; en este caso se observa una menor proporción de dichos componentes
en el análisis de la muestra.
• Vaporización del líquido durante el calentamiento del botellón; en este caso se
observa un exceso de componentes pesados provenientes de la fracción líquida
calentada para cumplir las normas de muestreo.
2.4.4. Gravedad especifica del gas
Rincón, 2010 señala que la gravedad específica del gas se define como la razón
de la densidad del gas a la densidad del aire, ambas medidas a las mismas condiciones
de presión y temperatura. Como la gravedad del gas se mide generalmente a
condiciones normales, tanto el gas como el aire se comportan como gases ideales y
puede escribirse:
La densidad de un gas se define como la masa por unidad de volumen, así se tiene:
Reemplazando la ec. (2) en la ec. (3) para el gas y para el aire a las mismas
condiciones de presión y temperatura, tenemos:
ρg= =
Ɣg =
Ɣ g = = = ,
31
Donde:
Mg = Peso molecular del gas, lbs/lb-mol o grs/gr-mol
Ma = Peso molecular, (28,96 lbs/lb-mol)
Según (Martínez, 2007), el término de “gravedad específica del gas natural” está
asociado a cierto peso que se compara con el peso de un volumen igual de aire; siendo
la gravedad específica de un gas el coeficiente entre el peso de un determinado
volumen del mismo y el peso de un volumen igual de aire.
El gas natural de composición promedia pesa más de 40 libras por 1000 pies
cúbicos, que es el peso del aire. A excepción del metano, todos los componentes del
gas natural son más pesados que el aire, es decir, su gravedad específica es mayor de
1.0. El gas natural (los gases en general) se caracteriza porque sus moléculas están
separadas por distancias relativamente grandes y en constante movimiento; por lo
tanto, posee una fuerte tendencia a escapar del recipiente donde se encuentra.
2.4.5.Procesamiento del gas natural
Quintanillo, 2011. El procesamiento del gas desde los yacimientos hasta los centros
de consumo, se puede resumir en cuatro grandes etapas:
• Producción o Extracción de los Yacimientos: el gas es extraído del subsuelo de
los diversos tipos de yacimientos.
• Recolección y Tratamiento: Incluye un primer proceso de limpieza en el cual el
gas es separado del petróleo o de los diversos líquidos que componen al gas
obtenidos del yacimiento y luego, en una planta de acondicionamiento
(endulzamiento y deshidratación), se le extraen otros contaminantes tales como:
CO2, H2S, H2O, entre otras.
• Procesamiento (extracción y fraccionamiento de líquidos): el gas que sale de las
plantas de acondicionamiento (principalmente gas dulce rico), se somete a un
proceso criogénico para extraerle los hidrocarburos más pesados, los cuales son
llevados posteriormente a una planta de fraccionamiento donde son separados
para su comercialización. El residuo de este proceso es conocido como gas
32
pobre o residual también llamado gas metano por su alto contenido de dicho
componente en la corriente.
• Transmisión y Distribución: El gas natural extraído del subsuelo fluye a través de
tuberías que lo transporta y distribuye a los centros de consumo respectivos, a
través de gasoductos interconectados y requiriendo en algunos puntos de la red
de distribución el uso de plantas compresoras que permitan elevar la presión y
minimizar los efectos de la caída de presión friccional y/o elevacional del sistema
de transmisión y distribución, de manera de mantener la presión para el
consumidor final.
2.4.6.Peso molecular del gas
Majano, 2008. El peso molecular de una sustancia pura es igual a la suma de los
pesos atómicos de los elementos que forman su molécula. Por Ej. H2O = 1+1+16= 18.
La suma de los pesos atómicos de los átomos que forman una molécula se
denomina peso molecular. Un mol de una sustancia es la cantidad de ella, cuya masa,
en el sistema de unidades seleccionado (métrico – ingles), es numéricamente igual al
peso molecular. Por ejemplo, el peso molecular del metano es 16,043 Lbs/lbmol.
2.4.7.Peso molecular aparente, MaO peso molecular de mezclas, Mm
Majano, 2008. Cuando se trata de mezclas de gases, generalmente no se habla
de peso molecular en el mismo sentido de componentes puros, ya que una mezcla no
se puede representar como una formula sencilla. Sin embargo, su comportamiento
puede estudiarse considerando el denominado “peso molecular aparente” o “peso
molecular promedio molar”. En forma similar a componentes puros, se define como el
peso de 379,6 pie³de la mezcla gaseosa a 60 °FY 14,7 lpca. Usandoeste valor, su
comportamiento es igual que para gases ideales.
El peso molecular aparente puede calcularse a partir de la composición molar
(por mol) de la mezcla y de los pesos moleculares individualesde los componentes. Si yi
33
es la fracción molar de un componente “i”, de pesomolecular Mien una mezcla de n
componentes, el peso molecular aparente será:
n Ma = ∑(Yi)(Mi) (4)
I=1 Ejemplo: Calcularel peso molecular aparente del aire, mezcla de nitrógeno, oxígeno y
argón, en la siguiente proporción: N2= 78%; O2= 21%; A = 1%.
Ma =(0,78) (28,0134)+ (0,21)(31,9988)+ (0,01)(39,948) = 28,96
2.4.8.Denominación del gas Natural
Majano, 2008.
• Gas dulce:
Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrogeno (H2S), menores de 4
ppm, v. La GPSA lo define como gas apto para ser transportado por tuberías como
aquel que contiene menos de 4 ppm, v deH2S; menos del 3,0 % de CO2de 6 a7 libras
de agua por millón de pies cúbicos en condiciones normales (pcn).
• Gas agrio o acido:
Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrogeno, dióxido
de carbono (CO2) y otros componentes ácidos (COS, CS2, mercaptanos, etc.) razón por
la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre.
• Gas rico (húmedo) :
Es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos
líquidos, C³+ de aproximadamente 3,0 GPM (galones por 1.000 pies cúbicos en
condiciones normales). No tiene ninguna relación con el contenido de vapor de agua
que pueda contener el gas.
34
• Gas pobre (seco):
Es un gas que prácticamente está formado por metano (C1) y etano (C2). Sin
embargo, en sistemas de compresión de gas, se habla de gas húmedo, en inglés “wet
gas”, al que no contiene vapor de agua. El ingeniero debe tener presente los problemas
de semántica que, por lo general, se observan en estos casos.
• Gas asociado:
Es el gas que se encuentra en un yacimiento donde predominan los
hidrocarburos líquidos en forma de petróleo o condensado. Puede encontrarse disuelto
en el petróleo o formando una capa de gas en la parte alta del yacimiento.
• Gas no Asociado:
Llamado también gas libre. Es el producto único o con una proporción baja de
hidrocarburos líquidos que se encuentra en el yacimiento.
2.4.9.Componentes o composición del gas natural.
Majano, 2008. Los compuestos orgánicos o hidrocarburosforman largas cadenas
de combinación por lo general desde C1hasta C60, pero solo los primeros cuatro
componentes son gaseosos y solo los que componen el gas natural.
Estos gases son:
• Metano (CH4)
• Etano (CH3 – CH3)
• Propano (CH3 – CH2 – CH3)
• Butano (CH3 – CH2 – CH2 – CH3)
La composición estimada en los yacimientos es de 83 a 87% de carbono y de 11
a 15% de hidrogeno y un 5% de otro elemento como azufre, nitrógeno y oxigeno.
35
Figura 1. Composición del gas natural
Los componentes enumerados anteriormente pueden ser agrupados bajo tres (3)
categorías de acuerdo a su grado de volatilidad y peso molecular como sigue:
Tabla 1. composición por categorías del Gas Natural
Para dar idea de magnitudes diremos que el grupo de componentes livianos
constituyen entre el 80 – 90% de la mezcla. El segundo grupo de los componentes
forman de 5 – 10%, mientras que los componentes pesados pueden oscilar entre
menos deluno hasta un cinco por ciento (5%).
El grupode los componentes livianos una vez licuados y separados
selectivamente del resto de la mezcla constituye el gas natural licuado (GNL), producto empleado naturalmente como elemento combustible. Los componentes
intermedios en forma de líquidos y separados selectivamente de los restantes grupos,
forman el gas licuado del petróleo (GLP), el cual además de ser un excelente
COMPONENTES LIVIANOS
Metano Etano
COMPONENTES
INTERMEDIOS
Propano
Isobutano
Butano Normal
COMPONENTES
PESADOS
Isopentano
Pentano Normal
Hexano
Heptano mas
36
combustible es también utilizado en la industria química como fuente de materia prima
en la elaboración de numerosos productos petroquímicos.
Finalmente el grupo de los componentes pesados forman la gasolina natural, el
cual es un líquido a temperatura y presión ambiente con fuerte tendencia a evaporarse
a dichas condiciones.
La composición del gas natural varía según la zona geográfica, la formación o la
reserva de la que es extraído los diferentes hidrocarburos que forman el gas natural,
pueden ser separados utilizando sus propiedades físicas respectivas (peso,
temperatura de ebullición, presión de vaporización). En función de su contenido en
componentes pesados, el gas es considerado como rico (5 ó 6 galones o más de
hidrocarburos extraíble por pie cúbico).
2.4.10.Factor de compresibilidad
Rincón, 2010. Factor de desviación entre el comportamiento ideal de los gases y
el comportamiento real. Parámetro con el cual se mide el efecto de comprimir un gas
para llevarlo a sus condiciones reales, actuales o de operación. Se trabaja con las
relaciones de presión, volumen y temperatura (P.V.T.).
Por lo general, se identifica con "Z", que contribuye a expresar la relación entre
un volumen real de un gas a una determinada presión y temperatura con respecto al
volumen del mismo gas en condiciones ideales.
Según (Martínez, 2007), el factor de compresibilidad define el comportamiento de
los gases a determinadas condiciones de presión y temperatura y constituye un
elemento fundamental para todos los diseños e instalaciones que trabajan con fluidos
compresibles.
Los métodos de cálculo más antiguos para calcular el valor de Z llevan al empleo
de las gráficas, tradicionalmente utilizadas en la industria del gas.
37
2.4.11.Proceso productivo del gas natural
El proceso productivo del gas natural de acuerdo a lo establecido por PDVSA
(2009), como se muestra en la figura 2, comprende el flujo desde los pozos hasta el
distribuidor final siguiendo una serie de etapas descritas a continuación.
Producción: Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta
la superficie, a través de pozos productores.
Separación: Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de
separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a
presión llamados separadores. Cuando se trata de gas libre, no asociado con el
petróleo, este proceso no es necesario, y el gas va directamente al siguiente paso.
Tratamiento: Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las
impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro
de hidrógeno (H2S).
El agua se elimina con productos químicos que absorben la humedad, ésta se
elimina porque a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas
forma hidratos de metano que pueden obstruir los gasoductos. El H2S se trata y elimina
en plantas de endulzamiento para evitar corrosión y olores perniciosos, así como para
reducir las emisiones de compuestos causantes de lluvia ácida. Estas impurezas se
recuperan y pueden ser comercializadas con otros fines.
Extracción de líquidos: Este proceso es al que se somete el gas natural rico libre
de impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados
“Líquidos del Gas Natural”, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos
(gasolina natural) y nafta residual.
Compresión: Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la
finalidad de aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte y distribución para
su utilización en el sector industrial y doméstico y en las operaciones de producción de
la industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas
Lift).
Fraccionamiento: Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantas de
fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, butano normal e
isobutano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y
presurizada en recipientes esféricos.
38
Transporte y almacenamiento: Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema
de transmisión para poder ser transportado hacia la zona donde será utilizado. El
transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos que generalmente son de
acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro.
Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de
compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión.
Los gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el
sistema es fijo y subterráneo.
El gas natural puede también ser transportado por mar en buques. En este caso,
es transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el
oxígeno, el dióxido de carbono, los componentes de azufre y el agua.
Figura 2.Proceso productivo del gas natural
2.4.12.Formación de hidratos de gas natural
Majano, 2008. Un hidrato es un sólido de naturaleza cristalina, parecido al hielo
que se forma por la combinación física de moléculas de agua con algunos componentes
del gas, a ciertas condiciones de presión y temperatura. Los hidratos estánconstituidos
39
por moléculas de agua, sobre la cual se encuentran moléculas de hidrocarburos como
C1, C2, C3, iC4, NC4, H2S Y CO2.
Alguna fórmulas de los hidratos:
Las condiciones que favorecen la formación de hidratos son:
1. Condiciones primarias:
• Que el gas este a una temperatura por debajo de la temperatura de rocío de
agua.
• Que haya agua líquida presente.
• Que el gas este a altas presiones.
• Que el gas este a bajas temperaturas.
2. Condiciones secundarias
• Que el gas este a altas velocidades.
• Que el gas este sometido a presiones variables en el sistema.
• Que aparezca algún tipo de agitación.
• Que se introduzcan pequeños cristales de hidratos.
Para evitar la formación de hidratos en el gas se deben considerar algunas de las
siguientes condiciones:
a) Añadir una sustancia que varíe el punto de congelación del vapor de agua.
Ejemplo: inyección de metanol o glicol en la corriente de gas, actuando sobre el agua
disminuye el punto de congelación de este; sin embargo resulta costoso el tratamiento
aunque más económico si se instala un equipo de calentamiento.
b) añadir una sustancia soluble en el agua como amoniaco (NH3).
c) Añadir un soluto para disminuir la actividad del agua. Ejemplo: inyección de
una solución de NaCL.
La formación de hidratos es comúnmente confundida con la condensación. La
diferencia entre ambas debe ser claramente entendida. La condensación del agua del
gas natural bajo presión ocurre cuando la temperatura está en el punto de rocío o por
40
debajo del mismo a esa presión.El agua libre obtenida bajoestas condiciones es
esencial para la formación de hidratos que ocurrirá en el punto de temperatura del
hidrato o por debajo de ese punto a esa misma presión.
Durante el flujo de gas natural, es necesario evitar condiciones que faciliten la
formación de hidratos. Esto es esencialya que los hidratos pueden atorar el flujo, líneas
de superficie y otros equipos. La formación de hidratos en el flujo resulta en un valor
menor a las presiones medidas de la boca del pozo. En un medidor de la tasa de flujo,
la formación de hidratos genera una aparente tasa de flujo mas baja. La formación
excesiva de hidratos también puede bloquear completamente las líneas de flujo y el
funcionamiento del equipo.
De allí radica la importancia de la deshidratación del gas natural, y cuando los
métodos de deshidratación del gas no son altamente efectivos, existe la posibilidad de
formación de hidratos en los gasoductos que ocasionen desde reducciones del diámetro
de la tubería hasta el taponamiento de la misma.
2.4.13.Contenido liquido de un gas
También se conoce con el nombre de “Riqueza de un Gas”. Se define como el
número de galones de líquido que pueden obtenerse de 1.000 pies cúbicos normales de
gas procesados. Se expresa generalmente por el símbolo GPM.Este factor es muy
usado y debe ser conocido principalmente en problemas relacionados con plantas de
gasolina natural.
En la práctica es común recuperar en estado líquido, únicamente el propano y
compuestos más pesados de un gas, no es común considerar el metano y etano al
calcular el contenido líquido, GPM, de un gas, a pesar de ello se puede incluir en las
muestras comerciales de gas natural, el valor C2+el cual puede ser un indicador útil en
algunas ocasiones. Es bueno recordar que se parte de la suposición de que los
componentesque integran el propano y elementos más pesados son totalmente
recuperados como líquido, aunque en la práctica, solo se recupera un porcentaje de
esta cantidad. En la medida en que los sistemas criogénicos(a muy bajas temperaturas)
han mejorado tecnológicamente, razón por la cual se suele hablar de recuperación
profunda de los líquidos del gas natural (más de 98%).
41
En el cálculo de GPMse debe conocer el número de pies cúbicos normales de un
componente dado en estado gaseoso, requeridos para producir un galón de líquido.Este
factor se determina fácilmente a partir de la densidad liquida y el peso molecular de
cada componente puro. Por ejemplo, la densidad de propano líquido a 14,7 lpca y 60°F
es de 31,64 lbs/pie³ y el peso molecular es 44,097. Además, un pie cúbico es igual a
7,4805. Por tanto, para el propano:
ó í = , ( ), ( ) (5)
= ( , )( , )( , )( , )=36,41 pcn C3
Similarmente se hace para cualquier otro componente, siempre y cuando se
conozca la densidad liquida a condiciones normales. La tabla N°. 2 ilustra el cálculo del
contenido líquido del gas cuya composición aparece en las columnas (1) y (2). El peso
molecular y la densidad liquida de la fracción C7+ es 221,43 y 51,38 lbs/pie³. El
resultado final de GPM = 11,77 significa que 11,77 galones de líquido pueden obtenerse
teóricamente de 1.000,0 pies cúbicos normales de gas.
La tabla N°. 3 presenta una composición típica de gas natural de Venezuela, en
la cual se ha incluido la gravedad específica y el valor calorífico del gas. En estos
informes, por lo general no se presenta la fracción molar del agua, si se supone que la
muestra está saturada a condiciones del laboratorio (14,7 lpca y 70 °F), este valor sería
igual a 2,314%. Utilizando la ecuación presentada a continuación (Ec. 6), se puede
calcular, de una forma más sencilla, la cantidad de galones de líquido que se obtendrían
de mil pies cúbicos de la muestra
GPM = ( ( ))(( ( , ))( , ) (Ec. 6)
Donde: yi = fracción molar de cada componente
Mi = peso molecular
Di = densidad liquida (lb/pie³)
42
Nota: Para efectos del ejercicio el volumen que se uso fue de 379,6354 pie³/lbmol.
43
Tabla 2.Cálculo del contenido líquido (riqueza) de un gas
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8)
Componentes
Fracción Molar, yi
PCN/1000PCN(2) x 1000
Peso Molecular
Mi
Densidad Liquida, Lbs/pie³, di
(5) x 379,63 7,48
Pie3 de gas por
Gal de líquido, (6)/(4)
GPM (3)/(7)
C1 0,6348 634,80
C2 0,1201 120,10
C3 0,1328 132,80 44,097 31,636 1.605,61 36,4109 3,6473
i-C4 0,0077 7,70 58,123 35,123 1.782,59 30,6693 0,2511
n-C4 0,0523 52,30 58,123 36,442 1.849,53 31,8210 1,6436
i-C5 0,0043 4,30 72,150 38,981 1.978,39 27,4205 0,1568
n-C5 0,0348 34,80 72,150 39,381 1.998,69 27,7019 1,2562
C6 0,0075 7,50 86,177 41,423 2.102,33 24,3955 0,3074
C7 + 0,0057 5,70 221,460 51,380 2.607,67 11,7765 0,4840
1,0000 1,0000,00 7,7464
Tabla 3. Composición típica del gas natural en diferentes áreas de Venezuela
Componentes Occidente (asociado)
Guárico (libre)
Oriente (libre)
Oriente (asociado)
Costa Afuera (libre)
Metano 73,10 90,60 76,90 75,10 90,50
Etano 11,00 2,60 5,58 8,00 5,00
Propano 6,00 1,10 2,50 4,60 2,20
i-Butano 1,10 0,40 0,50 0,90 0,40
n-Butano 1,90 0,20 0,60 1,10 0,70
i-Pentano 0,60 0,30 0,30 0,30 0,30
n-Pentano 0,50 0,20 0,20 0,30 0,20
Hexano 0,50 0,30 0,20 0,20 0,20
Heptano 0,40 0,30 0,40 0,20 0,20
Dióxido de Carbono 4,40 4,00 12,50 0,20 0,20
Nitrógeno 0,50 0,10 0,10 0,10
44
2.4.14.Manejo del gas natural
Según Majano, 2008.
• El petróleo y el gas que vienen de los pozos son separados en las estaciones
de flujo.
• El gas a baja presión (más o menos 30 psi) se envía a las plantas
compresoras, también se recibe gas combustible o gas de arranque (más o menos 30
psi) para caso de emergencia o para arranque inicial.
• El gas de baja presión pasa por los separadores de entrada para eliminar
líquidos o condensados seguidamente el gas pasa a las maquinas compresoras
(centrifugas y reciprocantes), los compresores aumentan la presión del gas de 30 psi a
2800 psi dependiendo de las exigencias del campo.
2.4.15.Mediciónde gas natural
Majano, 2008. El gas está íntimamente ligado con la producción de petróleo, por
eso la medición del volumen de gas producido juega un papel importante en la industria
del petróleo, ya que esta información permite conocer la condición del yacimiento.
La medición de gas se puede hacer en varios sitios: en la salida del separador de
medida, en la salida del separador de producción o depurador y en la línea de venteo.
La medición de gas resulta más complicada que la de líquido, puesto que su volumen
debe ser determinado durante su flujo a través de la línea.
Existen varios métodos para medir el gas siento el más usado en una estación
recolectora de flujo, el método por presión diferencial.Este tipo de medidor hasta ahora
ha sido el más utilizado en la medición de flujo de fluidos. El fue uno de los primeros
métodos usados en la industria petrolera y ha permanecido hasta ahora en el mercado.
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
Gravedad especifica 0,79848 0,65016 0,76947 0,77780 0,63809
Poder Calorífico (BTU/pie³) 1271,53 1059,07 1029,60 1125,52 1134,27
Poder Calorífico (Kcal/m³) 11314,92 9425,42 9061,75 10015,73 10093,61
45
Dentro de los medidores diferenciales existen varios tipos: Tubo Pitot, Toberas, Tubo
Venturi, Vortex y Medidor de orificio, siendo este último el que mayormente es instalado
en las estaciones de flujo.
• Medidor de orificio:
Este método se basa en la reducción en la sección en un punto de la tubería de
flujo de gaspara producir una disminución de presión, después que el flujo haya pasado
a través del elemento primario.La figura muestra que la diferencia de presión creada a
través del elemento principal, es medida en una carta utilizando un medidor de presión
diferencial, registrando en el mismo instrumento la presión con la cual fluye el gas,
mejor conocida como presión estática. Al procesar estos datos de presión estática y
presión diferencial mediante la ecuación correspondiente (Bernoulli), se determina el
volumen de gas por unidad de tiempo.
Figura 3. Placa de Orificio
Componentes del sistema de medición por presión diferencial.
Están integrados por elementos primarios y secundarios.
46
• Elementosprimarios
- Placa de orificio: Es el elemento de restricción al paso del fluido en la línea y
puede ser de tres tipos: concéntrica, excéntrica y segmentada. De estas, las
concéntricas son las más utilizadas, instalándose en bridas y cajas de orificio.
- Caja de orificio: Se instala en la línea transportadora de gas y es la portadora
de la placa orificio que representa la restricción en el flujo de gas. Posee un mecanismo
que permite cambiar la placa de orificio con facilidad, ejecutando una maniobra
relativamente simple, sin necesidad de parar el proceso. Las cajas de orificio más
utilizadas son las de Robinson y Daniel.
• Elementos secundarios
- Registradores de flujo y presión:Este instrumento se utiliza para registrar sobre
la cara de un disco de papel, las variaciones de la presión a través del disco de orificio
(presión diferencial) y la presión de flujo de gas que pasa por la línea de flujo en un
momento dado. Los más comunes son los registradores Barton, Foxboro, Honeywell y
Taylor.
- Registros: existen diferentes formas y escalas de los registros o cartas
utilizadas en la medición de flujo; básicamente se pueden clasificar en gráficos
uniformes o líneas y gráficos de raíz cuadrada.
- Múltiple o “Manifild”:está conformado por un juego de válvulas que permite
aislar o comunicar las dos cámaras en el registrador (alta y baja). - Rotrón:Es un instrumento que da una lectura de producción de flujo de gas
solo que a condiciones de línea, por lo que hace necesario llevarlo a condiciones
normales de presión y temperatura. - Integrador:Es un instrumento que al igual que el rotrón da una lectura, la cual
al multiplicar por el factor de flujo integrador, resulta el flujo total producido,
representativa del tiempo durante el cual se ha tomado la lectura del contador
• Cálculo del volumen de gas (Método de Orificio):
El cálculo del volumen de gas está basado en la fórmula:
47
Donde: Qg= Flujo de gas que pasa por el orificio, miles de pies cúbicos por día
(MPCD)
C = Constante de orificio que depende de varios factores, principalmente de la
relaciónentre los diámetros de la tubería y el orificio, los cuales se obtienen del
manual de la GPSA. Es adimensional.
= Presión estática, lpca. ℎ = Presión diferencial, pulgadas de agua.
• Medición de Presión:
La presión es la fuerza aplicada a una superficie
PRESION = (8)
• Unidades de Presión: Las unidades de presión que son más usadas en la
industria petrolera.
Libras Kilogramo ________ ___________ Pulgadas² Centímetros
Lbs Kg ________ ___________
Pulg² Cm
Qg= C ℎ
48
• Clases de Presión.
-Presión Atmosférica:Es la presión ejercida por la atmosfera o la masa de aire
que nos rodea sobre las cosas y personas que están en la tierra.
-Presión Absoluta: Es la presión por encima del cero absoluto o por encima de un
vacío perfecto, matemáticamente expresa así:
P abs= 14,7 + Pm
Pabs= Pabs en PSIA
Pabs = Manométrica en PSI
- Presión Manométrica: Presión registrada por cualquier instrumento, estos
registran cero cuando miden presión atmosférica. Unidades Psig o Psi.
-Vacío:Son las presiones medidas debajo de la atmosférica y viene expresada en
milímetros o pulgadas de mercurio de agua.
-Presión Hidrostática: Es el peso que ejerce una columna de líquido sobre una
superficie, depende de la altura u el peso específico del líquido.
P = H * Pe
• Instrumento de Presión a base de mecanismos.
-Manómetros a base de líquidos:Está formado por un tubo de vidrio en forma de
U. Uno de los extremos se coloca en el recipiente cuya presión se desea medir y el otro
queda expuesto a la presión atmosférica. Se emplea para medir bajas presiones.
-Tubo Bourdon: es un tubo metálico en forma de anillo, no completo, cerrado en
un extremo y abierto en el otro por donde se emplea presión.
-Manómetros a base de Resorte Helicoidal y Espiral: formados por tubo Bourdon
más grande de forma helicoidal son más sensibles. Rango y medición 0 – 500 Kg. / cm².
49
-Manómetros a base de Diafragma: consiste en un disco corrugado de bronce o
acero sujetado en una cámara, cuando se aplica presión el diafragma se expande y
transmite movimiento al puntero.
Figura 4. Manómetros de Presión
2.5.Facilidades de superficie
El objetivo general de las facilidades de superficie en operaciones de producción
petrolera, consiste en separar los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos:
crudo, gas y agua. Tal fin se logra, si se cumple los requisitos siguientes:
• El crudo debe satisfacer las normas para su comercialización, refinación y
almacenamiento.
• El gas debe satisfacer las normas para su comercialización, procesamiento y
utilización en la producción petrolera.
• El agua debe tratarse con el fin de que su disposición se haga de acuerdo con
las normas vigentes al ambiente.
2.6.Estaciones de flujo
Majano, 2008. Serefiere al conjunto de equipos interrelacionados para recibir,
separar, medir, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los
pozos
como
separ
utiliza
2.6.1.
asocia
gener
liquido
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enviad
gas.
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El desarr
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tuberías
ones de
51
flujo del área, que maneja cada pozo son medidos en un separador de prueba mediante
el uso de instrumentos medidos de flujo y tanques de medición.
Algunas estaciones de flujo, escogidas estratégicamente, son utilizadas como
puntos de inyección de química deshidratantes, cuya función es acelerar el proceso de
rompimiento de emulsiones y separación crudo – agua y así evitar altas presiones en el
bombeo hasta su llegada al patio de tanques.También se utiliza, dependiendo del tipo
de crudo, la inyección de química antiespumante (mezcla de silicona y gas-oil) en el
cabezal de producción o en la entrada del separador, con el propósito de minimizar la
formación de espuma, que afecta el proceso de separación crudo – gas y crea
problemas de alto nivel en los tanques de recolección e ineficiencia en las bombas de
las estaciones de flujo.
En cuanto a su funcionamiento las estaciones de flujo pueden ser de dos tipos:
• Manuales: cuando sus funciones requieren del personal de operación durante
las 24 horas.
• Semiautomáticas: cuando parte de sus funciones se realizan con controles
automáticos, requiriendo personal de operaciones para cumplir con el resto de las
mismas.
En resumen, las funciones más importantes de una estación de flujo son:
• Recolectar la producción de los diferentes pozos en una determinada área.
• Separar la fase liquida y gaseosa del líquido multifásico proveniente de los
pozos productores.
• Medir la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo productor.
• Proporcionar un sitio para almacenamiento temporal de petróleo.
• Bombear el petróleo al patio de tanques.
2.6.2.Componentes básicos de una estación de flujo
Toda estación de flujo para realizar sus funciones, necesita de la interrelación
operativa de una serie de componentes básicos, como son:
• Cabezal (múltiple) o cañón de producción
52
• Líneas de flujo de diferentes diámetros
• Separador de producción general
• Separador de prueba
• Depurador de gas
• Calentadores y/o calderas(para manejo de crudos pesados)
• Bombas de inyección de química
• Equipos auxiliares (instrumentos de medición, válvulas, extintores de incendio,
transformadores y accesorios eléctricos, pararrayos, sistemas de protección
catódica, etc.).
Las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin, por tal razón
los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y
funcionamiento operacional. Estas instalaciones construidas en el lago tienen
diferencias, de tal manera que unas presentan una estructura metálica, soportada por
pilotes de concreto enclavados por paquetes todos los equipos que integran. Otras
presentan similar estructura, pero dividida en tres niveles, donde se encuentran
repartidos los equipos.Así tenemos que:
Nivel 1:
Fosa de drenaje, bombas de achique, múltiple de gas (en caso de estar ubicado
en la estación), sistemas de protección catódica y equipos menores.
Nivel 2:
Motor y bomba de flujo y accesorios, trampas para limpieza de equipos de
bombeo, medidor de la producción bombeada, válvulas de retención en las líneas
verticales de entrada de cada pozo, sistemas de extinción de incendio.
Nivel 3:
Tanques de almacenamiento de crudo, separadores de producción y de prueba,
depuradores de gas.
53
2.6.3.Procesos en una estación de flujo
Este proceso es uno de los más importantes de una estación de flujo y consiste
en recolectar la producción a través de las tuberías tendidas individualmente de los
diferentes pozos de un área determinada, y recibida en un cabezal (múltiple) o cañón de
producción. Desde cada pozo, los fluidos producidos son transportados a través de las
tuberías de flujo hacia múltiples de producción en las estaciones de flujo, para luego ser
bombeados los líquidos a las estaciones principales o patios de tanques y el gas
transferido a las plantas de procesamiento de gas. Las tuberías que salen de los pozos
son diseñadas y construidas, para transportarfluidos generalmente bifásicos, es decir
mezclas de líquidos (petróleo – agua) y gas, en diferentes diámetros, series y rangos de
trabajo, y seleccionadas según el potencial de producción, características del crudo
(especialmente la viscosidad) y presiones de flujo del sistema.
El diámetro de cada tubería varia de 2 a10 pulgadas. Estas tuberías son
instaladas de junta a brida, de junta soldada, de cuello y rosca, según las necesidades.
Es importante señalar que a pesar de ser el acero el material comúnmente usado en la
fabrica de este tipo de tuberías, también son fabricadas de platico, asbesto-cemento,
fibra de vidrio, tendencia que se ha incrementado para lograr mayor resistencia a la
corrosión y disminución del índice de precipitación de parafinas.
2.6.3.1. Múltiples de recolección
Las líneas de flujo están conectadas a los sistemas de recolección
denominados múltiples de producción, el cual está constituido por un conjunto de
válvulas y componentes de tuberías donde convergen las líneas de flujoprovenientes de
cada uno de los pozos, recolectando de esta forma, los fluidos producidos antes de ser
enviados al resto de los equipos de producción que conforman una estación de flujo.
2.6.3.
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N: 1140550,59
E: 211280,65
El múltiple UD – 01 recibe el gas recibe el gas proveniente del múltiple de gas TJ
– 320 de PDVSA a través de la línea KAH – 4“ – D – 8500. Elflujo recibido es dirigido
hacia dos (2) cabezales de distribución identificados como KAH – 4”- D – 8520 y KAH –
4” – 8530. El primer cabezal se encarga de distribuir gas hacia los pozos: UD – 093, UD
– 079, UD – 670, UD – 177, UD – 178, UD – 008, UD – 292, UD – 307. Y el segundo
hacia los pozos: UD – 089, UD – 173, UD – 180. Tal como se presenta en la figura 8.
Figura 8. Diagrama de tubería e instrumentación MG–UD–1
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57
Este múltiple está encargado de distribuir gas o alimentar al MG-UD-1 que es el
protagonista de nuestra investigación, a su vez este múltiple alimenta a MG-TJ-3-33,
MG-TJ-3-37, MG-TJ-3-35 y el MG-UD48.
La transferencia del MG-TJ-3-20 hacia el múltiple de gas MG-UD-1es a través de
una línea de de 6” de diámetro, mientras que la transferencia del MG-TJ-3-20 hacia el
MG-UD-48 es a través de una alinea de transferencia de 10” de diámetro.
Paralelamente la transferencia desde el MG-TJ-3-20 hacia los otros múltiples de
distribución de gas MG-TJ-3-33, MG-TJ3-35 y MG-TJ-3-37 se realiza a través de líneas
de transferencia de 4” pulgadas de diámetro. En cada una de estas líneas se
encuentran instaladas placas de orificio que permiten medir el flujo de gas transportado.
2.6.3.4.Proceso del gas en las estaciones de flujo
Majano, 2008. El sistema de gas asociado en las estaciones de flujo esta
conformado básicamente por los Depuradores de Gas y las Líneas de suministro o
disposición del gas asociado a la producción, con todos los sistemas y accesorios,
hacia el Sistema de Gas Combustible. Todo el gas producido es separado en las
instalaciones y una vez depurado puede disponerse al Sistema de Gas Combustible
para cubrir parcialmente las necesidades.
2.7.Plantas compresoras de Gas Natural
Sucre (2008), señala que una planta compresora es una instalación donde el gas
que es recolectado de las estaciones de flujo y descarga pasa a través de máquinas
compresoras (centrífugas o reciprocantes), las cuales aumentan la presión del gas entre
30 psi a 2800 psi dependiendo del diseño de la planta compresora, como se muestra en
la figura 10.
Los compresores generalmente tienen varias etapas para aumentar gradualmente la
presión del gas. En la descarga de cada etapa se coloca un enfriador y un depurador
para bajar la temperatura de compresión del gas aproximadamente a 80°F, y evitar
sobre calentamiento en el proceso. En dicha instalación el objetivo principal es
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2.7.1.
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líquidos
59
producidos por la condensación en enfriamiento. (PDVSA, manual de facilidades y
superficies de producción, 2005).
2.7.2.Descripción típica de una etapa de compresión
El gas de succión entra a la planta a través del depurador principal o de entrada,
esto con la finalidad de eliminar los restos de crudo, agua y condensado que puedan
permanecer remanentes en el gas. Una vez limpio, el gas pasa por un compresor
centrífugo, cuyo eje está conectado a una tubería de gas que gira a determinadas
revoluciones (dependiendo de la etapa) con el objetivo de comprimir el gas a través de
las ruedas que constituyen el rotor respectivo. Cuando el gas se comprime, se calienta;
este calor debe removerse antes de que el gas entre a la siguiente etapa de
compresión, tal como se muestra en la figura 11.
Con esta remoción de calor se evitan daños internos metalúrgicos en los
compresores debido a altas temperaturas, para tal fin existen enfriadores atmosféricos o
enfriadores tipo ventilador (fin-fan cooler), cuya función es mantener la temperatura del
gas de entrada a la siguiente etapa compresora en el orden de los 95ºF.
Cuando el gas rico se comprime y enfría, condensan algunas fracciones de
hidrocarburos y agua, por lo que es necesario colocar un depurador. Dicho depurador
se encarga de eliminar el condensado y evitar que éste entre al compresor de la
siguiente etapa, provocando daños internos en el mismo.
El funcionamiento de estas plantas se inicia al recibir el gas de las diferentes
estaciones de flujo que entra a la planta por el módulo común de entrada donde se
depura y luego se conduce a los módulos de compresión. Algunas de estas plantas
utilizan módulos de deshidratación en los cuales se trata el flujo de gas después de
comprimirlo para la absorción de agua y luego este gas se devuelve al módulo común
de entrada desde donde el gas se distribuye y usa como gas para inyección y/o gas de
levantamiento.
El gas usado como combustible por el generador se toma normalmente de la
segunda etapa de compresión, existiendo la flexibilidad para recibir combustible desde
los cabezales de descarga de los módulos para los casos de arranque.
60
Figura 11.Filosofía básica de un sistema de compresión
De esta forma se tiene que las plantas y miniplantas poseen etapas de
compresión-depuración-enfriamiento integradas, cuyo funcionamiento básico y
estructuración es idéntica para todas. Las variaciones se encuentran en el número de
etapas que posea la instalación y en el tipo y marca de equipos que ésta emplee. 2.7.3.Tipos de plantas compresoras
Majano, 2008.
a) Plantas convencionales: Son plantas que comprimen el gas a través de turbo
compresores dispuestos en serie. Estas plantas son de un tamaño considerable y
poseen sus equipos dispuestos en un solo bloque. Algunas plantas poseen incorporado
un sistema de extracción de productos GLP del gas natural. Se trata de un sistema de
refrigeración mecánica con propano.
61
Figura 12. Planta compresora convencional
b) Plantas Modulares: Como su mismo nombre lo indica, estas plantas esta
normadas por varios módulos o bloques. Por lo general, una Planta Modular está
integrada por los siguientes módulos:
• Módulo de admisión.
• Módulo(s) de compresión.
• Módulo de control.
• Módulo de venteo.
Adicionalmente, algunas Plantas compresoras poseen módulos para la
rehidratación con glicol de entrada. El principio de operación de estas plantas es
exactamente el mismo que el de las plantas “grandes” o convencionales.
c) Miniplantas: las miniplantas, son simplemente instalaciones de menor tamaño
y capacidad, capaces de comprimir gas de baja presión proveniente de las estaciones
de flujo, hasta descarga de las miniplantas de baja, es empleado en el mismo sistema
de levantamiento, mientras que el gas de alta es empleado en el sistema de
transferencia.
62
No se puede mostrar la imagen. Puede que su equipo no tenga suficiente memoria para abrir la imagen o que ésta esté dañada. Reinicie el equipo y, a continuación, abra el archivo de nuevo. Si sigue apareciendo la x roja, puede que tenga que borrar la imagen e insertarla de nuevo.
2.7.4.Equipos o componentes de las plantas compresoras de gas
Según Majano, 2008. Dentro de los equipos que conforman una planta
compresora de gas se encuentran: turbinas a gas, depuradores, intercambiadores (fin-
fan), compresores centrífugos y cajas de engranajes. A continuación se presenta una
descripción de cada uno de ellos:
• Turbina a gas:es un equipo muy simple que produce gas, es decir, el producto
final es gas a cierta presión y temperatura, el cual puede tener diferente aplicación.
También se les denomina generadores de gas (GG) y pueden ser convencionales o
Aeroderivativas. Estaúltima tuvo su primera aplicación a nivel de aviación, con la
finalidad de suministrar potencia a los aviones. En vista de la alta eficiencia de la
potencia de los aviones, se realizaron modificaciones a fin de adaptar estos
generadores de gas a nivel de la industria. Se utilizan como aplicaciones para bombeo
de crudo, generación eléctrica y la compresión de gas. (Prieto, 2005).
Figura 13.Generador Eléctrico
Una turbinaa gas sea convencional o aeroderivativas, consisten esencialmente
de tres partes básicas: compresor, cámara de combustión, y una turbina dividida en dos
una de alta presión y una de baja presión o de potencia. A continuación se muestra un
Generador de gas General Electric.
63
• Depuradores: Es el encargado de separar líquidos contenidos en el gas,
dejándolos en el fondo del recipiente para luego desalojarlos por una válvula de control
de nivel. El gas sale por la parte superior pasando por un platillo de neblina recubierto
por una malla de acero. (PDVSA, 2005).
• Intercambiadores (fin-fan): comúnmente se llaman enfriadores y su función es
disipar el calor absorbido por el aceite en su contacto con el equipo y mantenerlo a
temperatura adecuada. Generalmente se utiliza uno solo, sin embargo, algunos turbo
compresores tienen dos con válvulas de transferencia, el fin de esto es poder hacer
mantenimiento a los enfriadores sin parar el equipo principal. El enfriamiento
normalmente se efectúa a través de agua, agua con glicol o aire. (Prieto, 2005).
• Compresores centrífugos:Los compresores centrífugos son un tipo de
compresores de gas de flujo continuo, los cuales son máquinas dinámicas con uno o
más impulsores rotativos que aceleran el gas a medida que pasa por ellos, convirtiendo
la velocidad en presión, parcialmente entre los elementos rotativos (impulsores) y
estacionarios (difusores). El flujo en estos compresores es radial. Los componentes
principales de un compresor centrífugo son; aletas de guía, impulsor, difusor, diafragma,
rotor, y sellos. (Prieto, 2005).
• Cajas de engranaje: es uno de los componentes más importantes entre los
ejes motrices primarios y los de carga, transmiten a altas velocidades, es generalmente
el único elemento que opera con sus partes metálicas en estrecho contacto. Pueden ser
multicompresoras o reductoras. Sus componentes principales son: caja o carcaza,
engranajes, cojinetes y ejes. (Prieto, 2005).
2.8. Calculo de caídas de presión en tuberías
Para el cálculo de las caídas de presión en tuberías que transportan fluidos
gaseosos existen diversas ecuaciones, dentro de las cualespueden mencionarse las
ecuaciones de: Panhandle, Weymouth, Oliphant y AGA. Las ecuaciones para el
64
tratamiento de fluidos líquidos, son también muy variadas, dependiendo del fluido del
cual se trate. A pesar de ello, dentro de las mismas puede mencionarse la ecuación de
Hanzen y Williams, Martines (1993).
Sin embargo para el uso de las mismas, deben seguirse las siguientes
recomendaciones:
1. – Paracálculos bastantes precisos, es conveniente el uso de la ecuación AGA.
2. – La ecuación de Weymouth debe ser usada sólo para tuberías de diámetros
de 12 pulgadas a menos. Las predicciones de Weymouth no resultan satisfactoriamente
para tuberías de diámetro mayores. Igualmente, arroja resultados más precisos para
tuberías que manejen gas a alta presión (más de 100 psig).
3. – La ecuación de Panhandle debe ser usada para diámetros de tuberías de 12
pulgadas o mayores.
4. – La ecuación de Oliphant sólo debe ser usada para líneas con presiones
ubicadas entre el vacío y 100 psig. Igualmente estas ecuaciones deben ser usadas sólo
para gases con gravedades específicas entre 0,7 7 0,8, como por ejemplo el gas
natural.
5. – La ecuación de Hazen y Williams, generalmente es usada para el flujo de
agua, más sin embargo, puede ser usada para el flujo de fluidos menos densos;
introduciendo para ello el valor correspondiente de gravedad específica del líquido.
2.8.1.Ecuación de Weymouth
Majano, 2008. Esta ecuación empírica fue publicada en el año 1912. Está
basada en mediciones hechas a flujos de aire comprimidos, fluyendo a lo largo de
tuberías de 0.8 a11.8 pulgadas de diámetro; en el rango donde en el diagrama de
Moody, las líneas que describen la relaciónع/d (rugosidad sobre diámetro) son
horizontales.
Cortas longitudes de tuberías y grandes caídas de presión combinadas, es una
situación que se aproxima bastante a un flujo turbulento y las consideraciones tomadas
por Weymouth son bastantes apropiadas para estos casos. Por lo anterior puede
decirse que las pulgadas. Vale mencionar también, que no es recomendable la
65
aplicación de esta ecuación a cualquier variedad de diámetros y rugosidades y, en la
región de flujo turbulento parcialmente desarrollado, no resulta válida su aplicación.
Matemáticamente la ecuación de Weymouth puede ser expresada de la siguiente
forma: = . . . . . . . (9)
2.8.2.Ecuación de Panhandle
Majano, 2008. Fue desarrollada en 1914 por la compañía de tuberías Panhandle
Eastern para el cálculo de flujo de gas en líneas de transmisión. Esta ecuación asume
que el factor de fricción puede ser reprensado por una línea recta de pendiente negativa
constante, en la región de números de Reynolds moderados (flujo laminar o en
transición) en el diagrama de Moody.
2.8.3.El diagrama de Moody
Majano, 2008. Es la representación gráfica en escala doblemente logarítmica del
factor de fricción en función del número de Reynolds y la rugosidad relativa de una
tubería. En la ecuación de Darcy-Weisbach aparece el términoגque representa el factor
de fricción de Darcy, conocido también como coeficiente de fricción. El cálculo de este
coeficiente no es inmediato y no existe una única fórmula para calcularlo en todas las
situaciones posibles.
Se pueden distinguir dos situaciones diferentes, el caso en que el flujo sea
laminar y el caso en que el flujo sea turbulento. En el caso de flujo laminar se usa una
de las expresiones de la ecuación de Poiseuille; en el caso de flujo turbulento se usa la
ecuación de Colebrook-White.
En el caso de flujo laminar el factor de fricción depende únicamente del número
de Reynolds. Para flujo turbulento, el factor de fricción depende tanto del número de
Reynolds como de la rugosidad relativa de la tubería, por eso en este caso se
representa mediante una familia de curvas, una para cada valor del parámetro k / D,
donde
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67
2.8.4.Ecuación AGA
Majano, 2008. Estas ecuaciones fueron desarrolladas para su uso en flujos que
aproximan al comportamiento turbulento y completamente desarrollado. Estas
ecuaciones son aplicadas cuando se requiere que el cálculo a efectuar sea bastante
preciso.
Matemáticamente, la ecuación AGA aplicada a flujos turbulentos, puede
expresarse de la siguiente forma:
= 38,77. . . 4. log . , .Ɛ Ɣ . . . . . . . (11)
2.8.5.Ecuación de Oliphant
Fue publicada por primera vez en 1909, y es una de las ecuaciones más
antiguamente usadas para cálculos de tuberías de gas. Esta fórmula es empleada
generalmente para el flujo de gases a presiones por debajo a 100 psi, como es el caso
de los sistemas de recolección. Esta ecuación se desarrolló con el objetode obtener
mejores ajustes para bajas presiones, en comparación con los resultadosarrojados por
las ecuaciones de Weymouth y Panhandle.
Puede expresarse de la siguiente forma:
= 42. (24) , + . , . . . ,Ɣ . . /(12)
2.8.6.Ecuación de Hanzen y Williams
68
Esta ecuación empírica, está basada en fluidos que poseen una viscosidad
cinemáticas de 1.130 centistokes, como es el caso del agua de 60 °F. Sin embargo, se
adapta al cálculo de tuberías que manejen fluidos más livianos que el agua, siendo sus
resultados bastantes confiables.
Matemáticamente, la ecuación puede ser expresada de la siguiente manera:
= 0.422. . . . .(13)
Donde C es una constante que depende de la tubería de la cual se trate. Así se
tiene:
C = 140Para tuberías de acero nuevas
C = 130Para tuberías de hierro nuevas.
C = 100Para propósitos de diseño y tuberías en uso.
2.9.Calculo de la red de gas
El cálculo de la caída de presión para una sola tubería requiere solamente de la
aplicación de la ecuación de flujo. Sin embargo, en un sistema de distribución la mayor
parte de las tuberías están interconectadas, formando una red. A consecuencia de la
interconexión entre los diferentes tramos, el gas puede fluir desde la fuente hasta los
nodos de consumo, y en diferentes vías y a distintas tasas de flujo. Por eso, cuando se
habla de resolver una red, se quiere especificar el cálculo del caudal en cada tramo y la
presión en cada nodo.
Existen diversos tipos de problemas, que pueden exigir el análisis riguroso de
una red:
• Desarrollo de planes para reforzar una red existente de distribución de gas.
• Determinación del efecto de nuevas tasas de flujo agregadas a un sistema de
distribución en operación.
69
• Estudio del efecto de válvulas y reguladores de presión en tuberías existentes.
• Tendido y cálculo de diámetros de ductos para una nueva distribución.
La compleja red que forma un sistema de distribución origina por sí sola un
maravilloso problema de análisis de flujo. El gas puede introducirse al conjunto desde
varios puntos: estaciones de compresión, a la entrada de una ciudad; planta de
almacenamiento para satisfacer la demanda pico o desde las facilidades de
almacenamiento de la instalación.
Por complemento, en algunos casos se consiguen varias redes superpuestas,
que trabajan en diferentes niveles de presión, Redes de 200 a 300 mallas y de 500 a
600 secciones de tubería son muy comunes. Algunas mallas contienen alrededor de
1.000 tramos y ciudades muy grandes tienen interconectadas 10,000 o más sectores de
tuberías. En una oportunidad, el único método de resolver los problemas de flujo fue por
ensayo y error; pero, desde 1.961, los computadores digitales y analógicosse han
venido utilizando para el cálculo de redes.
La complejidadde los cálculos implícitos en una red de gas dificulta su diseño y
las posibilidades de predecir su comportamiento futuro. Por estas razones se ha tratado
de simplificar este tipo de trabajo.
Los primeros análisis del problema llevaron a tabular parámetros que intervienen
en la ecuación general de flujo de gas en tuberías horizontales, aplicadas en forma
generalizadas: Weymouth y Panhandle.Al facilitar el uso de estas ecuaciones, se
comenzó la solución sencilla de redes de gas, introduciendo la ecuación de Weymouth
en el concepto de red de gas, originalmente presentado por otros autores. Esta
ecuación aplica favorablemente para las condiciones que generalmente se encuentran
en redes malladas.
Se notará que el criterio aquí presentado bajo el Método de Hardy Cross difiere
notablemente del original. Se logran variaciones no solo al cambiar las ecuaciones
inicialmente usadas, sino también al reducir las mallas a sistemas equivalentes, con lo
cual se introduce una simplificación adicional muy interesante.
En la discusión teórica del llamado Método de Renouard, se aplicarán
consideraciones semejantes. La uniformidad de las fórmulas utilizadas permite verificar
la correlación existente entre ambos métodos. Por esta razón, algunos autores hablan
simplemente de solución de redes de gasy emplean sistemas de ecuaciones
simultáneas de primer grado.
70
Un diagramade una red es la forma más conveniente de describir el flujo en el
sistema. Indica cómo la tubería se conecta a ella y contiene la mayor parte de la
información necesaria para resolver el problema es el procedimiento más ampliamente
usado en la solución de redes de gas. Por lo general, se comienza asignando
arbitrariamente el caudal inicial en cada tramo. Sin embargo, hay casos que no
requieren la suposición inicial de los flujos, como el método de balance de presión.
El diagrama de la red consiste en un mapa a escala del sistema de tuberías; no
obstante, para un problema más largo y complicado, es preferible preparar un diagrama
especial con las principales partes del sistema, incluyendo las salidas laterales y
desviaciones. Las longitudes de los tramos deben ser distorsionadas en la escalapara
clasificar la estructura de la red y evitar el congestionamiento de datos.
2.10.Interconexiones de gas
Sonsistemas de conexiones o uniones entre dos o más líneas que tienen por
finalidad alimentar tuberías de gas por medio de aquellas y se encuentran conectadas
entre sí.
Si existiera el caso de que ocurriera una contingencia o se presentara algún
problema en alguna de las líneas de gas, se cierra la válvula conectada a ésta y se
abren algunas válvulas del sistema para alimentar y seguir el funcionamiento.
2.11.Sistemas de redes de tuberías de gas
Majano, 2008. El sistema de distribución del gas está constituido principalmente
por redes de tuberías o líneas. Esta red de distribución es el conjunto de vías mediante
la cual se distribuye el gas que es conducido por medio de tuberías o gasoductos a
ciertas distancias para ser entregados a los clientes, tomando en cuenta y respetando la
conservación del medio ambiente.
Los gasoductos no son más que tendidos de líneas que conducen en su interior
gas natural, estos pueden ser de diferentes diámetros. Sin embargo, es necesario
71
mencionar ciertas características que se deben tener en cuenta para la operación,
mantenimiento, tendido, y observación de estos sistemas constituidos por gasoductos.
2.11.1. Características principales de un gasoducto.
Según Majano, 2008. Los gasoductos poseen ciertas propiedades y
características que son importantes mencionar. Entre ellas tenemos:
• Diámetro nominal (Ø).
• Longitud (pies).
• Schedule o cédula.
• Espesor (pulg).
Ahora bien, estas son propiedades básicas, pero para un buen manejo de
cantidades numerosas de gasoductos(los cuales la mayoría sobrepasan los 1000 pies
de longitud), es necesario contar con un historial que permita un control de cada
característica específica que sea vital para las operaciones. Entre estas características
tenemos:
• Año tendido: Es necesario poseer la fecha exacta de su tendido para calcular
su edad y así estimar el tiempo de vida útil de la línea dependiendo de su operación.
• Reparaciones: Conociendo las reparaciones se puede saber el rendimiento
que puede tener la línea. Al cabo de numerosas reparaciones la línea es sometida a
observación para así evaluar si debe ser reemplazada.
• Condición de los verticales: La observación continua sobre la condición de un
vertical es importante, ya que este puede estar sometidoa golpes por embarcaciones,
corrosión, entre otros.
• Inspecciones: De maneraque se pueda llevar un control sobre las líneas que
se han inspeccionado en un periodo de tiempo cualquiera.
• Sistema de Protección Catódica: Laprotección catódica constituye el método
más importante de todos los que se han intentado para conseguir el control de la
corrosión.
72
La técnica consiste en generar una corriente eléctrica exterior que reduce
virtualmente la corrosión a cero, pudiéndose mantener una superficie metálica en un
medio corrosivo sin sufrir deterioro durante un tiempo indefinido. El mecanismo de
protección se centra en la generación dela corriente externa suficiente que, entrando
por toda la superficie del elemento a proteger, elimina la tendencia de los iones
metálicos de éste a entrar en disolución.
La protección catódica en elementos pintados o recubiertos de material aislante,
conlleva a riesgo de ampollamiento del mismopor ataque en medio básico, y formación
de hidrógeno gas, cuando los valores de potencial natural superan unos umbrales
específicos para cada tipo de material aislante (sobreprotección).
Así para la mayoría de pinturas el límite se sitúa sobre -1,1 V, mientras que para
Epoxi es de -1,2 V y para Polietileno -2,0 V, todos de respecto a la pila de referencia de
Cu/CuSO4.
• Por ánodos de sacrificio: la técnica consiste en añadir un ánodo cuyo
potencial de reducción sea mucho menor al del elemento a proteger, y por un simple
efecto de pila galvánica, se obtiene la protección de dicho elemento, al destruirse el
ánodo (que se sacrifica). Para prevenir la corrosión acelerada de la tubería es necesario
protegerla con un sistema de protección con corriente impresa y ánodos de sacrificio.
• Tratamiento químico: las líneas son sometidas a tratamiento por medio de
inyección de química para protegerla de la corrosión.
• Limpiezas: Es el método en el cual se utiliza un Polly pig de limpieza, o una
herramienta de inspección electromagnética, para eliminar los líquidos producidos en la
tubería por efectos de cambios de presión, de esta manera se aumenta la eficiencia de
la línea.
• Comentarios especiales: En presencia de un evento tal como una reparación,
tendido, limpiezas, inspecciones, descripciones de servicio, es necesario contar con una
breve explicación acerca de cualquier característica en particular que pueda ser
considerada para estudios futuros.
• Tipo de flujo: Las líneas manejan diversas presiones y fluidos, por lo que es
importante señalar las presiones, para señalar si pertenecen a redes de alta o baja
73
presión, y el producto que maneja: gas, productos GLP, propano, etano, gasolina u otro
combustible.
2.11.2. Clasificación de los gasoductos.
Según Majano, 2008. Los gasoductos podemos clasificarlos por medio del medio
donde se encuentren prestando servicio, en el caso de occidente los encontramos de la
siguiente manera:
Figura 15. Clasificación de los gasoductos
Por su servicio pueden clasificarse en:
• Línea de succión.
Pertenecen al sistema de recolección de gas de baja presión cuyo destino es una
planta de compresión de gas, su función es suministrargas de baja presión a las plantas
o a las miniplantas compresoras, su diámetro generalmente es mayor a 20 pulgadas.
• Línea de descarga.
74
Pertenecen al sistema de distribución de gas de alta presión, su origen va desde
las plantas, miniplantas compresoras hasta los múltiples de alta presión. Su función es
transportar el gas a alta presión proveniente de una unidad compresora. Sus diámetros
oscilan en el rango de +4” a 16”.
• Línea de transferencia.
Como su nombre lo indica, son líneas que están en capacidad de brindar
facilidades de transferencia entre múltiples de gas lift y múltiples de alta y baja presión.
Pertenecen a los dos sistemas de manejo de gas ya que proporcionan facilidades en los
dos procesos. Existen gran variedad de diámetros, dependiendo de la necesidad de
diseño.
• Línea de recolección.
Parten de las estaciones de flujo, recolectando el gas a través de los múltiples de
baja presión hasta llegar a un punto final, donde comienza la línea de succión a planta.
Forman parte del sistema de recolección de gas de baja presión por lo que sus
diámetros generalmente son de gran tamaño.
2.12.Sistema de recolección y distribución de gas
Este sistema es el encargado de transferir el gas desde las estaciones de flujo
hacia los múltiples de transferencia de gas de baja presión y de allí a las plantas
compresoras.
En el caso del campo Ambrosio de Petrowarao, lo conforman dos plataformas
fijas de recolección: EF-UD-02 y MP-UD-09. El MP-UD-09 es un múltiple de producción
del campo, en donde se recolecta la producción de los pozos de condensado y del área
norte de Ambrosio. Básicamente es un múltiple diseñado para recoger la producción
delos pozos productores de gas, la cual maneja un volumen aproximado de
4.9MMPCND, en el cual se realizan procesos de separación básica (a una presión de
90 Psig) de líquido-gas acompañado de una posterior etapa de depuración del gas
producido, el cual es enviado al igual que el líquido mediante el uso de su propia
energía a la estación de flujo principal EF-UD-02.
75
Figura 16Estación de flujo MP-UD-09
La EF-UD-02, es una estación de flujo recolectora de los fluidos provenientes de
los pozos ubicados en las áreas centro y sur como también de la MP-UD-09. Esta
estación convergen diariamente 3.7 MMPCND.En ella se dan procesos de separación
líquido-gas, depuración del gas y almacenamiento de líquido.
Figura 17Estación de flujo EF-UD-02
76
Este almacenamiento es momentáneo, debido a que la producción de fluidos
(gas y crudo) tanto de la EF-UD-02 y la MP-UD-09 es transferido diariamente hacia las
instalacionesde PDVSA.
Figura 18Múltiple de gas lift MG-UD-01
En la región central del campo está ubicado el MG-UD-01, el cual es un múltiple
de Gas Lift a alta presión (aproximadamente 1200 Psig) que maneja en promedio 4.1
MMPCND de Gas Lift. Básicamente su función es, distribuir Gas Lift a los pozos del
campo Ambrosio a través de líneas de transferencia de 2 pulgadas de diámetro.
El campo Ambrosio no cuenta con facilidades para tratar y comprimir el gas
producido para propósitos de utilizarlo como Gas Lift, razón por la cual dicho gas es
tratado y comprimido en instalaciones de PDVSA. Luego del tratamiento y compresión
realizado por PDVSA, el Gas Lift es transferido a la red de distribución de Ambrosio a
través de los múltiples de gas a alta presión: MG-TJ-320 en el sury del MG-TJ3-6 a
través de una línea de 6 pulgadas.
77
Figura 19Campo Ambrosio PDVSA-Petrowarao.
2.13.Métodos de producción
Según Camargo, 2010. Cuando los fluidos son transportados pierden energía en
el yacimiento, en el pozo, yen la línea de flujo que los lleva a la estación recolectora.
Cuando la energía del yacimientoes suficiente para completar el proceso de producción,
se dice que el pozo produce por flujonatural. Por lo general, dicha energía disminuye en
la medida en que se extraen los fluidosdel yacimiento, ocasionando una declinación de
la tasa de producción del pozo. Cuando laenergía del yacimiento no es suficiente para
llevar a cabo el levantamiento de los fluidosdesde el fondo del pozo hasta la estación,
se requiere entonces, de un método deLevantamiento Artificial.
78
Es un método de levantamiento artificial que se caracteriza por estar constituido
porun conjunto de equipos y accesorios interconectados para cumplir con la función de
llevar elfluido del yacimiento, desde el fondo del pozo hasta la superficie. Básicamente,
estáconstituido por los equipos de superficie y de subsuelo, y diversos accesorios que
sonrequeridos en el fondo del pozo. Existen diferentes métodos de extracción de crudo,
talescomo el de Levantamiento Artificial por Bombeo, Levantamiento Artificial por
GasSeguidamente se indica el método de extracción de crudo estudiado en este
trabajo: el deLevantamiento Artificial por Gas.
2.14.Sistema de levantamiento artificial por gas
Según Camargo, 2010. El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los
métodos más utilizados a nivel mundial para el levantamiento de la producción en pozos
petroleros. Conceptualmente esmuy sencillo, ya que en su versión de flujo continuo es
similar al método de producción porflujo natural, con la diferencia que la relación gas-
líquido en la columna de fluidos es alteradamediante la inyección de gas comprimido. El
gas disminuye el peso de la columna, de talforma que la energía del yacimiento resulta
suficiente para levantar la producción hasta lasuperficie.
Es necesario inyectar el gas lo más profundo posible para reducir
sustancialmente elpeso de la columna, e inyectar la tasa de gas adecuada para que la
fricción de la corrientemultifásica no anule la reducción de peso. Adicionalmente, para
optimizar la distribución degas entre los pozos asociados al sistema, es necesario
utilizar algoritmos que permitanlevantar la mayor cantidad de petróleo posible.
79
Figura 20. Sistema LAG
El sistema de levantamiento artificial por gas involucra un proceso cíclico durante
ladistribución y recolección del gas, el cual se puede describir partiendo de la entrega
del gasa la salida de las Plantas de Compresión (PC) (1), de allí es recibido
generalmente en uno ovarios Múltiples de Alta Presión (MP) (2), que a su vez
distribuyen el gas a los diferentesMúltiples de Inyección, llamados también múltiples de
levantamiento artificial por gas(MLAG) (3), donde se regula por medio de válvulas
estranguladoras la cantidad de gasconsumida por cada uno de los Pozos (4); una vez
que el gas se mezcla con la corriente defluido aportada por el yacimiento, viaja con éste
hasta los Múltiples de Producción(MP), deRecolección (MR) (5), y Estaciones de Flujo
(EF) (6), que cumplen la función de almacenartemporalmente el crudo y separar el
líquido del gas enviando el líquido a los Múltiples deBombeo (MB) (7), y posteriormente
a los diferentes patios de tanques (8), y el gas a la redde recolección que llega
nuevamente a las unidades de compresión (1).
El gas de formación, o gas aportado por los yacimientos, es utilizado en baja
presióncomo combustible en las plantas de compresión (1), y el excedente es
transferido a baja oalta presión a plantas de inyección de agua (9), u otras Áreas de
Producción o terceros (10),tal y como se muestra en el siguiente diagrama.
80
Figura 21.Diagrama de Proceso de Pozos Productores por Levantamiento de Gas Lift.
De acuerdo al manual de levantamiento artificial por gas avanzado, INTEVEP (2001)
existen dos tipos de LAG: continuo e intermitente.
• Operación del LAG continúo: Consiste en suplementar el gas de formación
mediante la inyección continua de gas en la columna de fluido del pozo, con el propósito
de alivianar el peso de la misma para disminuir la presión fluyente en el fondo y generar
el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de
producción deseada.
El gas es inyectado hacia la columna de fluidos del pozo a través de una válvula
reguladora de presión denominada válvula de LAG, como se muestra en la figura 20.
Un buen ejemplo de este tipo de válvula es la válvula de manga flexible que es
esencialmente una expansión del orificio regulador. La eficiencia de levantamiento se
81
mide por el consumo de gas requerido para producir un barril normal de petróleo, la
máxima eficiencia se obtiene inyectando por el punto más profundo posible la tasa de
inyección adecuada (generalmente de 60 @ 120 pies por encima de la empacadura
superior). La tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción y del aporte
del gas de formación.
Figura 22.Válvulas de flujo continuo
• Operación de LAG intermitente: Consiste en la inyección cíclica e
instantáneamente de un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción
con el propósito de desplazar, hasta la superficie la columna de tapón de fluido que
aporta la arena por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa
la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo y con ello que se forme
un nuevo tapón de líquido para terminar con el ciclo de inyección.
Entre las diferencias existentes entre ambos métodos se tiene: el patrón de
inyección en el LAG continuo se utiliza para aprovechar la energía del gas de formación
mientras que en el intermitente esta energía se pierde; en el LAG continuo la columna
de fluido se gasifica, para mantener el pozo en producción con la energía existente del
yacimiento mientras, el intermitente se utiliza para desplazar el tapón de líquido con la
energía del gas comprimido y la energía del yacimiento se encarga posteriormente, de
aportar el crudo al pozo y formar el tapón.
82
2.14.1.Curva de producción de pozos de LAG
La curva de producción de un pozo que produce a través del método de
inyección de gas (ver Figura 23), indica que a medida que el Flujo de Gas de
Levantamiento aumenta( QINJ o FGL, expresado en “mpcdg”, miles de pie cúbico de gas
por día), la tasa deproducción ( Qprof, expresado en “BNPD”, barriles neto de producción
diaria) tambiénaumenta hasta alcanzar su máximo valor (Región Estable o Escenario
Normal); tal queincrementos adicionales en la inyección (Escenario SobreInyectado), o
por debajo de lainyección necesaria (SubInyectado), causarán una disminución en la
producción (Región Inestable) Beggs 2003, Camargo y otros 2009, Hernandez y otros
2001.
Figura 23. Modelo de comportamiento de un pozo produciendo con método de inyección
de gas
La curva de producción del pozo se obtiene a través de la caracterización del
pozo, ytécnicas de balances de masa y energías. En la caracterización se identifica
lacompletación mecánica instalada en el pozo a nivel de fondo y superficie, y
lacaracterización de las propiedades física del fluido (Gravedad del crudo, Corte de
agua,Presión y Temperatura de fondo, Relación Gas-Liquido, etc.); todo esto se hace
ya que elcomportamiento de producción de crudo en los pozos inyectados con gas
83
depende devariables, tanto de yacimiento como de diseño mecánico (válvulas, tuberías
de producción, entre otros) Camargo y otos 2009.
Posteriormente se aplican técnicas basadas en Balances de Masa y Energía,
talescomo la que explicaremos en la sección siguiente, denominado Análisis Nodal
Beggs 2003, Camargo y otros 2009, Hernández y otros 2001. Para su cálculo, se debe
elegir un nodo (punto de implementación del balance de energía) en cualquier lugar del
sistema de producción. Posteriormente de elegido el nodo, sedeterminan las presiones
con la cual el yacimiento entregara la tasa de producción a laentrada y salida del nodo.
Esta relación presión y tasa de producción se denominan “Oferta”de energía del
yacimiento y “Demanda” de energía de la instalación en superficie.Finalmente, de la
intersección de dichas curvas se obtiene el modelo de producción de unpozo a partir del
análisis nodalBeggs 2003.
La implantación en campo de este método LAG necesita de un arreglo
deinstrumentación y control. Para tal fin, se requiere la medición y control de las
siguientesvariables (ver Fig. 24): Flujo de Gas de Levantamiento (FGL), Tasa de
Producción (Qprod), Presión del Gas Inyectado (GLP), Presión Diferencial del Gas
Inyectado(GLDP), Presión del Revestidor (CHP o Pg,inhj ), y Presión de la Tubería de
Producción(THP o Pthp). Además, existen otras variables que podrían considerarse
para enriquecermás la caracterización del proceso, como la presión ( Pf) y temperatura (
Tf ) de fondo, quepermiten identificar las condiciones de la zona de producción de
hidrocarburo.
2.15.S
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85
computadora constituido por un conjunto de ecuaciones que reducen en forma
aproximada el comportamiento de un proceso. El programa puede estar organizado por
un conjunto de ecuaciones que describen el comportamiento determinado y cuya
aplicación es particular a un sistema específico.
En el estudio de las estrategias de simulación, más que el conocimiento del
manejo del software es de especial interés la técnica de simulación, la forma de
interpretar los resultados, el saber cuáles parámetros de comportamiento deben fijarse
y cuales calcularse en cada operación, como seleccionar los modelos matemáticos que
más se adaptan al sistema y el sentido para discernir cuando los resultados de la
simulación no se ajustan a la realidad.
En conclusión, la simulación es la representación de un proceso por un modelo
matemático, el cual se resuelve con el objeto de entender el comportamiento del
sistema y evaluar posibles cambios de operación, basándose en balances de masa y
energía, principios de termodinámica y fenómenos de transporte, la cual permite incluir
el comportamiento de los controladores discretos y continuos.
2.15.1.Simulación hidráulica
La simulación de proceso es el acto de representar ciertos aspectos del mundo
real por números o símbolos que puedan ser fácilmente manipulado par facilitar su
estudio. Los pasos importantes de la simulación de proceso son por lo tanto, la
descripción de la parte del “mundo real” que se necesita simular, la representación de
esta parte desde el punto de vista de un modelo (matemático o simbólico), y finalmente,
la solución del modelo matemático para obtener números o símbolos. Con respecto a la
ingeniería química, un proceso químico es el mundo real descrito por un diagrama de
flujo de proceso. Típicamente, la simulación de proceso es utilizada para resolver
problemas relacionados con el diseño de procesos, análisis de proceso, control de
proceso y mucho más Perry’s 1997.
El simulador comercial Pipephase es un programa de simulación de flujo de
fluidos desarrollado por la empresa “Simulation Sciences, Inc” (SimSci). Este simulador
constituye una poderosa herramienta de simulación de flujo multifásico en estado
estacionario, que permita calcular caídas de presiones, velocidades generadas por un
fluido en una tubería, levantamiento de líquidos en pozos y en líneas de flujo, entre
86
otros. A través del cálculo de estos parámetros se puede predecir el comportamiento de
un determinado fluido en una línea de flujo.
2.15.2.Simulador de procesos hysys de aspentech
El simulador de procesos utilizado en Hanover Venezuela, C.A. es Hysys de
AspenTech. Hysys permite crear modelos rigurosos en estado estacionario y dinámico
para el diseño de plantas, resolución de problemas y mejoras operacionales. En este
programa se puede fácilmente manipular variables de proceso y la topología de las
operaciones unitarias, Get Started 2002.
Los pasos para crear un caso de simulación en Hysys se presentan en la figura 26.
Figura 25. Diagrama del procedimiento a seguir para crear un caso en Hysys
2.16.SimuladorPIPEPHASE
Según Majano, 2008. Es un programa de simulación que predice los perfiles de
presión, temperatura yholdup de líquido en estado estable de pozos, líneas de flujo,
87
sistemas de recolección yotras configuraciones lineales o en redes de tuberías, pozos,
bombas, compresores,separadores y otras facilidades. Los tipos de fluidos que
PIPEPHASE puede manejarincluyen líquido, gas, vapor y mezclas multifase de gas y
líquido.Los perfiles calculados puede ser comparados con datos medidos; de esta
manerase pueden aislar áreas problemas y darles soluciones.
El simulador de procesos PIPEPHASE es un paquete que permite
principalmente,simular el movimiento de fluidos en tuberías. Permite resolver balances
complicados enredes de tuberías, efectuando cálculos de presiones para flujos
monofásicos y bifásicos.Posee ecuaciones y correlaciones para predecir con bastante
exactitud, elcomportamiento de un flujo en una tubería. Además cuenta con una librería
de accesorioscomo válvulas (globo, compuerta), codos, bombas y otros dispositivos,
que brinda laposibilidad de realizar simulaciones de procesos reales para flujos de
agua, aire y crudoscon una composición determinada.
A continuación se explica todo lo referente a este simulador para la resolución
deredes.
2.16.1.Modelo de Fluidos Según Majano, 2008.El PIPEPHASE permite manejar distintos tipos de fluidos,
que pueden serconocidos (agua, aceite, alcohol, etc.) ó mezclas de distintas sustancias
(hidrocarburos).Dependiendo de las necesidades del usuario, se puede seleccionar el
tipo de fluido. Acontinuación se presentan las distintas opciones de selección de fluido
que permite elprograma:
• Fase líquida: Esta opción es seleccionada cuando no existe gas en la
simulación. Permite definir líquidos como sustancias puras, aunque se puedetrabajar
igualmente con hidrocarburos. Las propiedades como viscosidad,densidad, tensión
superficial se encuentran definidas para cada sustanciapura, como el agua, alcohol, etc.
En el caso de hidrocarburos se utilizandiferentes correlaciones para determinar
propiedades. Para determinar laviscosidad de hidrocarburos se utiliza generalmente la
correlaciónVasquez/Beggs, la cual posee un rango de gravedades de
11<API<58,temperaturas de 50°<T°F<295 y presiones 0<P(psig)<5250 la ecuación:
88
μL = 10X−1(18)
Donde
X = 10 3.0324-0.02023*°API
T 1.163
Para obtener el calor específico para hidrocarburos, se utiliza una correlación que
depende de la gravedad específica del crudo en °API y de la Temperatura en °F, la cual
es = C P = 0.33 + 0.0022 × °API+ 0.00055 T× (BTU/LBM) (3).
• Fase gaseosa: Se utiliza cuando la simulación se basa en modelaje de puro
gas en ausencia de líquido (no Condensación). La gravedad específicadel gas en
particular (suministrado por el usuario), se utiliza para determinarlas propiedades. Para
obtener el factor de compresibilidad del gas Z sepueden utilizar los métodos de
Standing-Katz ó el de Hall Yarborough. Elmétodo de Standing es el preestablecido por
el simulador, ya que posee lascorrelaciones en cuanto a presencia de Nitrógeno,
dióxido de carbono y otroscontaminantes. Esto debido a que los resultados de sus
correlaciones sebasan en experimentos con el gas natural, en función de una precisa
gravedadespecífica. Para precisar las viscosidades del gas, se emplea la correlación
deLEE o la de Katz, las cuales estiman el valor a través de la gravedadespecífica,
temperatura y presión. Sin embargo la correlación de LEE poseeun rango de variables
mayor a la de Katz.
Las ecuaciones son:
Donde:
89
• Petróleo negro (Black Oil): Este es un modelo de fluido multifásico, en donde
el cálculo de las propiedades depende de la gravedad específica del gas, del crudo, del
agua y de las condiciones volumétricas a condiciones de referencia. Proporciona
resultados muy acertados para mezclas de crudo con gravedades específicas mayores
a 45°API. Esta opción es utilizada para flujo monofásico, ya que posee correlaciones
especiales para crudo. Se debe determinar la relación Gas- Crudo y la relación Gas-
Líquido. Para obtener la solubilidad del gas disuelto en el crudo, se debe utilizar la
correlación de
LASATER, la cual viene dada por: . x y para
Obtener su gráfica: ( )(19)
Donde:
Rs = Relación Gas-Crudo
MO = Peso molecular del crudo
P = Presión (psig):
T= Temperatura °F
= Fracción molar del gas
= Peso específico del crudo
• Condensado: Es un módulo de fluidos empleado por PIPEPHASE para
sistemas de condensación de gas. El gas puede ó no estar condensado en la corriente
dependiendo de las condiciones de presión y temperatura instantáneas. Sin embargo
90
este modelo asume que la presencia de líquidos por debajo de la presión de rocío es
inexistente.
• Vapor: Se emplea por el modelo de sistemas en presencia de agua
únicamente. Se basa en curvas presión- entalpía, de donde se obtienen las demás
propiedades. La densidad del agua y el vapor se extraen de las tablas de vapor ASME
(1967), la viscosidad del vapor, viscosidad del líquido y la entalpía del agua se extraen
de las correlaciones de Bingham & Jackson.
• Composicional: Es un método utilizado para describir un flujo basado en la
composición de sus elementos puros ó pseudo-componentes que lo integran. El
equilibrio de fases y las propiedades de las fases homogéneas e especifican
combinando las propiedades de los constituyentes de la corriente.
Se utiliza para definir las propiedades de las mezclas de hidrocarburos o de otra
naturaleza, a partir del conocimiento de las propiedades individuales de los elementos
puros que lo componen. Por ejemplo, se puede determinar las propiedades de un
hidrocarburo conociendo los componentes que lo integran como: Metano, Etano, y
Butano además de las proporciones de los mismos.
2.16.2.Flujo de fluidos en PIPEPHASE
Según Rincón, 2010. El fluido que circula en una tubería puede ser de naturaleza
monofásico (gas ólíquido) ó Multifásico (gas-líquido; líquido-líquido, etc.). Dependiendo
del tipo de fluidoexisten diversas correlaciones termodinámicas y de caídas de presión
que son aplicablesen cada caso.
2.16.2.1. Flujo monofásico
91
Bien sea Gas ó líquido, siempre que exista un flujo que pasa de un punto 1 a
unpunto 2, en una tubería, éste está sujeto a la primera ley de la termodinámica
queenuncia lo siguiente: “La Energía no se crea, ni se destruye sólo se transforma”.
Se tiene:
Energía Entrante = Energía Saliente
Esta ecuación de balance de Energía para flujo estable, se puede
expresartambién de la siguiente forma:
− + =
Para un sistema abierto se tiene:
− + + + 2 = + ÷ +2 +
Donde:
Q= Calor cedido ó ganado por el fluido
W= Trabajo externo realizado sobre ó por el fluido
M= flujo másico
U= energía interna del fluido específico
P= presión del fluido
V= volumen específico del fluido
v= velocidad del fluido
g= gravedad
g= Altura del fluido con respecto a un sistema de referencia
92
gc= constante gravitacional
Para definir la caída de presión se utiliza la ecuación de BERNOULLI pero con
laspérdidas de fricción. Para ver la aplicación de esta ecuación observaremos la
siguientetubería:
Siendo 1 y 2 los puntos límites de análisis y L la longitud de la tubería,
aplicamosla ecuación:
Donde:
P= Presión del fluido
ρ= Densidad del fluido
V= velocidad del fluido
Z= Altura con respecto al punto de referencia
fd= Factor de fricción
L= longitud
di = Diámetro interno de la tubería
En la ecuación anterior, la velocidad depende del caudal que circula por la tubería,y el
término:ECUACIÓNrepresenta la pérdida por fricción en la tubería.
El factor de fricción de Darcy es determinada por 2 variables, la rugosidad relativa
93
(e/d) y el número de Reynolds. Existen varias ecuaciones para determinar el factor
defricción, dependiendo si el flujo es laminar, transición ó turbulento.
• FLUJO LAMINAR: PIPEPHASE utiliza la ecuación de Poiseuille´s, la cual dice:
fd=64
Re
• FLUJO LAMINAR-TRANSICIÓN: Dependiendo del valor de Reynolds, se utiliza la
correlación de Churchill para la transferencia del calor, pero para el factor de fricción se
utiliza nuevamente Poiseuille´s.
• FLUJO TURBULENTO: Utiliza el diagrama de Moody, ó para aproximaciones más
exactas emplea la siguiente ecuación de Colebrook:
Donde:
PIPEPHASE utiliza un proceso iterativo para obtener el factor de fricción de Darcy.
2.16.2.2.Flujo bifásico
Para estos casos el cálculo se hace más complejo, ya que se utilizan
distintascorrelaciones empíricas. Pero antes de que el programa PIPEPHASE ejecute
lasecuaciones, se deben definir 2 variables nuevas a utilizar para los cálculos:
velocidadsuperficial y acumulación de líquido ó gas (liquid & gas holdup).
La velocidad superficial se define como la velocidad de la fase gaseosa y líquida
siestuvieran solas en la tubería.
94
V SL=ql,para el líquidoV SL=qG,para el gas
AA
Donde:
q= Flujo volumétrico de cada fase
A= Área transversal de la tubería
Vs = Velocidad superficial de cada fase.
Ahora bien, para obtener la velocidad de la mezcla se utiliza la suma de ambas:
VM=VSG+VSL
La otra variable es la acumulación de líquido, que se define como la
fracciónadimensional de la sección transversal de la tubería ocupada por líquidos o por
gases.Posee la siguiente formula:
HL=Vol liquido, para líquidos(28)yHG=AG, para gases
Vol tuberíaA
Donde: AL= Area del líquido AG= Area del Gas
Por lo Tanto: A = AG + AL (30)
Para definir la ecuación de caída de presión se utiliza también la densidad de
lamezcla (ρ/M) la cual es:
ρM= ρL×H + (1－HL) ×ρG
Donde: ρl= Densidad del líquido ρg= Densidad del Gas
Por lo que la ecuación de BERNOULLI con pérdidas queda de la siguiente manera:
95
Donde: ρl= Densidad del líquido ρg= Densidad del Gas Por lo que la ecuación de BERNOULLI con pérdidas queda de la siguiente manera: + 2 + = + 2 + + 2
Por otro lado, existen numerosas correlaciones para determinar las caídas de
Presión por fricción, aceleración y cambio de altura.
2.16.3.Algoritmos de Resolución
Según Rincón, 2010. Seguidamente se presentan los métodos de resolución que
utiliza el PIPEPHASE, para obtener las soluciones de flujo en redes de tuberías. Pero
antes se debe explicar cómo se estructuran las redes de tuberías en el paquete.
• Estructurada: Una vez especificados el sistema de unidades a utilizar (inglés,
internacional, etc.) y de haber seleccionado el modelo de fluido, bajo el cual va a correr
la simulación (black Oil, vapor, etc.) se procede a estructurar y armar la simulación. En
el caso de redes de tubería, el flujo se mueve de un origen a su destino, a través de
tuberías, accesorios, bombas y otros dispositivos. Frecuentemente siguen trayectorias
únicas ó bien se mezclan con otros fluidos provenientes de otras líneas. Pararesolver
las condiciones de operación y predecir el comportamiento de todos los fluidos
involucrados a lo largo de toda la red. PIPEPHASEtrabaja con la siguiente estructura:
Fuente (s) ---------- Enlace (s)
Fuentes (Sources)
96
La fuente son los puntos de donde sale un flujo cualquiera y se identifican en la
simulación con una flecha cerrada en un círculo azul.Dependiendo del modelo del
fluido. Dependiendo del modelo del fluido seleccionado, la configuración de la fuente
cambia. Según el caso se puede especificar:
• El caudal total
• La presión del flujo en ese instante
• Porcentaje de agua de la mezcla
• Temperatura en ese punto y gravedad especifica (° APIen caso de crudo)
del flujo.
NOTA: De una fuente solo puede salir un flujo
________Enlaces (link)
Los enlaces son los dispositivos que se encuentran entre la fuente y el destino
del flujo. En un enlace se pueden definir y especificar cualquier equipo involucrado en la
simulación: Tuberías (horizontales y verticales), válvulas (globo, compuerta, mariposa,
etc.), codos, bombas, compresores y otros. En los enlaces es que se ubican todos los
dispositivos que de una u otra forma afectarán el comportamiento de un flujo. Por
ejemplo, suponga que entre el origen y el destino de un flujo se encuentre una tubería
de 16” de 20 Km y con una rugosidad, coeficiente de transferencia de calor y medio
circundante determinadas; es en los enlaces donde se especifica esta tubería, para
luego observar el comportamiento del flujo a lo largo de éste o en los extremos (fuentes
y destinos). En otras palabras, ya que de lo contrario el flujo no experimentará cambio ni
alteraciones.
Destinos (Sinks)
97
Los destinos son los sumideros o llevaderos en donde llega el flujo. Igualmente
permite especificar el caudal de llegada, presión y temperatura del fluido.
NOTA: A un destino puede llegar únicamente un solo flujo.
-Calculo por segmentos
Según Rincón, 2010. El PIPEPHASEdetermina unidades ó divisiones llamadas
segmentos, para calcular la diferencia de temperatura, caída de presión, acumulación
de líquidos y las propiedades del flujo en tubería ó tubo. El procedimiento es dividir una
tubería en segmentos de manera que se puedan realizar por equilibrio de fases.
Por supuesto el usuario debe ingresar datos que el PIPEPHASE ejecute sus
cálculos. Anteriormente se señalaron los valores a ingresar tanto en la fuente como en
el destino, pero se debe recalcar que no se deben ingresar todos, ya que el simulador
con datos de entrada debe obtener datos de salida.
Por ejemplo: si se especifica el caudal y la presión de la fuente y además se
detalla las dimensiones y longitudes de una tubería, junto con las condiciones del medio
que la rodea, el PIPEPHASEes capaz de determinar la pérdida de calor en la tubería, la
caída de presión y por consiguiente la presión y temperatura del fluido de destino.
-Resoluciones de Redes
Según Rincón, 2010. Se debe tener en cuenta que las redes poseen la misma
estructura fuente- enlace- destino, pero con la diferencia que existen varios flujo ó
varios recorridos involucrados. Como una fuente puede generar un solo flujo, deben
existir por lo tanto tantas fuentes como flujos diferentes existan. Igualmente a un mismo
destino puede llegar únicamente un solo flujo, por lo que para simular casos reales se
hace uso de los nodos: los nodos tienencomo función unir 2 o más enlaces de
flujodiversos en uno ó más enlaces. Para entender mejor lo antes expuesto, se muestra
el siguiente diagrama:
98
Figura 26.Resoluciones de redes.
En el diagrama anterior se observan dos (2) flujos que se originan de dos (2)
fuentes diferentes, se unen en el nodo y se dirigen hacia el destino. Por medio de este
esquema se pueden representar dos (2) tanques de crudo que descargan petróleo a
dos (2) temperaturas y presiones diferentes, hacia un tanquero. Las relaciones entre
nodos, fuentes y enlaces se asemejan a las relaciones de la Ley de Kirchoffen las
mallas.
El PIPEPHASEal resolver las redes implementa proceso iterativo, por lo que
ciertos datos de entrada deben ser suministrados por el usuario, como una presión o
flujo estimado.El PIPEPHASEutiliza un esquema matricial y de Newton Raphson para
resolver redes de este tipo, ya que tiene que efectuar los balances energéticos y de
masa para todos los enlaces presentes. La resolución de las redes se puede llevar bajo
varios enfoques, que se explican a continuación.
• Método de Balance de presión (PBAL): Se utiliza para determinar la
distribución de presión y caudal en una línea cualquiera. Como punto de partida trabaja
con cada enlace sin importar que estén interconectados entre si por medio de nodos.
Toma los valores iniciales de caudal de las fuentes ó destinos involucrados y resuelve
las incógnitas presentes. Los desbalances de presión entre enlaces continuos, se
registran y luego se produce resolver el conjunto de ecuaciones no lineales con el
método de Newton Raphson.
Fuente 1
Fuente
Enlace
Enlace
EnlaceDestino
99
• Método de Balance de Masa (MBAL):Esun método que permite proporcionar
al PBALunos valores de iteración, más cercanos a la realidad de presión y caudal. Lleva
a cabo sumas y balances de fluidos en los nodos (entrantes y salientes), donde el valor
total debe ser cero (0). Estos balances de masa en nodos, se pueden interpretar como
ecuaciones no lineales de funciones de presión y temperatura en dichos nodos. Por lo
que se aplica el principio de conservación de masa y energía e igualmente se hace de
Newton Raphson. 2.16.4.Especificación de Tuberías
Según Rincón, 2010. ElPIPEPHASEposee distintas ecuaciones que afectan la
simulación de equipos como bombas, compresores, Válvulas codos, etc. En el caso
concerniente a ésta investigación el simulador se aplicará al tratamientode redes de
tuberías, por lo que a continuación se menciona lo siguiente:
• El simulador posee valores de diámetro tubería estándar, así como también
celdas en donde se pueden asignar valores medidos de campo.
• La Rugosidad, factor de fricción y grado de obstrucción de las tuberías debe
ser especificado. La rugosidad y el factor de fricción pueden ser especificados
por el usuario ó calculados por el programa a partir de la selección del material
integrante de la tubería. En cuanto al grado de obstrucción, es un porcentaje
modificable por el usuario que refleja el desgaste de la tubería (eficiencia de
flujo). Si es 100% significa que no se encuentra en desgaste y que el diámetro
efectivo es el interno estándar.
• El Schedulepuede ser especificado por el usuario y el coeficiente global de
transferencia de calor (U) puede ser calculado por el programa ó especificado. El
coeficiente de transferencia (U) se encuentra preestablecido en el simulador,
pero se encuentra sujetoal medio circundante y a su temperatura. Esto se debe a
que la mayor resistencia para la transferencia de calor, para tuberías sin aislante,
100
es la convección externa. Se puede especificar como medio circundante agua,
tierra, aire y otros a cualquier temperatura.
2.16.5.Temperatura del medio circundante
El régimen de flujo lo estima en función del número de Reynoldsy otras variables,
en función de la velocidad y densidad del flujo.
La transferencia de calor se calcula con la ecuación:
dp = U x ∆T x dA 2.17.Centinela.
Según González, 2009. Es una base de datos automatizada que se utiliza para
facilitar información contable, operacional y de las instalaciones, de manera oportuna y
en línea, asegurando flexibilidad de respuesta a los objetivos de producción e inyección;
control, seguimiento y análisis de las operaciones de producción actuales y futuras;
utilizando para ello tecnología de avanzada en el área de informática. En la aplicación
del programa Centinela Pozo, se almacena toda la información referente a las pruebas
de los pozos realizadas durante su vida productiva, entre las cuales incluyen los barriles
brutos, barriles netos, gas total producido durante la prueba, flujo de gas de inyección,
fecha de realización de la prueba, entre otros.
A continuación se muestra un despliegue de una de las tantas aplicaciones del
programa.
2.18.P
analiz
Flujo
transm
total y
que s
B
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PI - P
PI Process
Según Go
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102
Figura 28.Aplicaciones del programa PI Process Book.
2.19.Evaluación económica
Según Silva, 2008. Algunos de los factores que influyen en la selección del
sistema más adecuado son de tipo económico, es decir, los precios del equipo, el nivel
de costode instalación que resulta del tamaño físico, complejidad mecánica y
requerimientode multiplicidad, adicionalmente, los costos de operación y
mantenimiento.
Para realizar evaluaciones económicas a proyectos es necesario aplicar
básicamente 4tipos de parámetros: el Valor Actual Neto (VAN), la Tasa Interna de
Retorno (TIR),la Relación Beneficio/Costo y el periodo de recuperación de la inversión.
Unproyecto que tenga valores del VAN positivos, alta tasa de TIR, una
relaciónIngreso/Costo mayor que 1 y un corto periodo de recuperación de la inversión,
seconsidera un proyecto rentable.
103
2.19.1.Método del valor anual neto (VAN, Net present value)
Según Silva, 2008. El método establece la diferencia entre el valor actual de los
ingresos esperados deuna inversión y el valor actual de los egresos que la misma
ocasione. Al ser unmétodo que tiene en cuenta el valor tiempo de dinero, los ingresos
futuros esperados,como también los egresos, deben ser actualizados a la fecha del
inicio del proyecto.
La tasa de interés que se usa para actualizar se denomina “tasa de descuento”,
la cuales una tasa que va a ser fijada por la persona que evalúa el proyecto de
inversiónconjuntamente con los inversores o dueños. La tasa de descuento puede ser:
• El interés del mercado: consiste en tomar una tasa de interés a largo plazo, lacual se
puede obtener del mercado.
• La tasa de rentabilidad de la empresa: Hay autores que consideran que el tipode
interés a utilizar dependerá de la forma en que se financie la inversión. Sise financia con
capital ajeno, la tasa de corte podría ser la que refleja el costode capital ajeno.
La ecuación que nos permite calcular el Valor Actual Neto es (Peters, 1991):
De acuerdo al valor del VAN que se obtiene, se pueden tomar una serie de
decisiones,las cuales se presentan a continuación en la tabla 4:
Tabla 4. Interpretación del VAN.
Valor Significado Decisión
VAN > 0 Ganancias El proyecto puede alcanzarse VAN < 0 Pérdidas El Proyecto debe rechazarse. VAN = 0 Ni Ganancias – Ni Pérdidas
Basarse en otros criterios, como la obtención de un mejor posicionamiento en el mercado.
104
La obtención del VAN constituye una herramienta fundamental para la evaluación
ygerencia de proyectos, así como para la administración financiera.
2.20. Tipos de Costos.
Cuando se determinan los parámetros antes mencionados se deben identificar
loscostos, a continuación se presentan algunos tipos de costos: (Mosquera, 2000).
• Costo Directo de Mantener: Se refiere a la totalidad de los costos necesarios para
mantener los equipos operables, incluyendo los servicios, reparaciones, inspección y
reparaciones mayores.
• Costo Redundante: Se refiere al costo adicional por la condición de mantener
equipos en espera, para ponerlos en funcionamiento cuando el equipo principal sale de
servicio.
• Costo de Penalización: Se refiere a las pérdidas de producción, cuando los equipos
primarios salen de servicio y no existen equipos en espera que los sustituyan.
• Costo de Instalación: El costo de instalación se puede establecer como un porcentaje
del costo del equipo, tal como se puede observar en la siguiente tabla. Para
compresores el costo deinstalación se estima entre un 30% y 60% del costo inicial del
equipo (Peters, 1991).
Tabla 5. Costo de Instalación como un Porcentaje del Costo del Equipo
Separadores Centrífugos
Compresores Bombas
Intercambiadores de Calor
% Del Costo del Equipo.
20-60 30-60 25-60 30-60
Otra manera de estimar el costo de instalación de todo el módulo, es decir del
equipoy sus conexiones se determina de la siguiente forma (Garret, 1989):
Costo Ins = CostoE ⋅F mod⋅FVARIOSb(15)
105
El factor de módulo es un valor que permite incluir en los costos de instalación,
loscostos de la compra del equipo y los de instalación de los soportes y conexiones.
Losfactores varios se utilizan para considerar en la evaluación económica la
utilizaciónde una turbina a gas o un motor a gas, adicionalmente se considera otro
factor si lapresión de descarga es superior a 1000 psia, para corregir esa presión,
puesto que lagráfica de costos es para presiones por debajo de ese valor. A
continuación sepresentan los diferentes valores y expresiones de los factores que se
deben tomar encuenta:
Tabla 6. Factores para el Cálculo de los Costos de Instalación.
Factor de Módulo
Factor de Turbina a Gas
Factor de Motor a Gas
Corrección de Presión
2,15 - 3,1 1,13 1,41 _Pd_0.16
1000
Los costos del equipo se estiman través de la siguiente gráfica la cual se basa en
datospara los cuales corresponde un índice de costos de 320 (Garret, 1989).
Figura 29.Estimación de Costos de Instalación de Compresores Reciprocantes y Centrífugos
106
2.21. Índices de costo
La mayoría de los datos disponibles para realizar estimaciones de costo
estándesactualizados, porque los precios de los equipos cambian constantemente en
eltiempo debido a los cambios en las condiciones económicas, por lo tanto se
hancreado algunos instrumentos, como los índices de costo, que permiten actualizar
esosdatos necesarios para la evaluación económica (Peters, 1991).
Un índice de costo es un valor que permite realizar un ajuste de precios,
tomandocomo base el índice de costo y el precio del objeto de estudio en años
anteriores.Existen índices de costo creados específicamente para la industria química,
quepermiten corregir los costos de los equipos para la fecha actual cuando se realiza la
estimación de costos. El cálculo correspondiente para el ajuste de los costosutilizando
los índices, es el siguiente (Garret, 1989):
Costo ACT = Costo REF I ACT(16)
I REF
Estos índices se pueden usar para realizar una estimación general porque
algunos deestos índices no toman en cuenta todos los factores involucrados, como
tecnologíasespeciales o condiciones de la localidad. La mayoría de estos permiten
obtener ciertaprecisión en la estimación.
Existe una amplia variedad de índices de costo que se pueden usar para
proporcionarestimaciones de los costos de operación, materiales, suministros, y
equipos. Uno delos más utilizado es el publicado por la revista Chemical Engineering, el
“ChemicalEngineering Plant Cost Index"(CE), que se puede observar en la figura
acontinuación, aun cuando algunos ingenieros de procesos utilizan el índice
“Marshalland Shift Equipment” (M&S) para el diseño de plantas. Todos estos índices
sepublican mensualmente.
107
Tabla 7. Índices de Costos Chemical Engineering publicación de Marzo 2008.
Se utiliza el índice de costo final de noviembre 2007 (la segunda columna) ya
queeste índice tiene el efecto de los últimos ajustes realizados a los índices de costo.
2.22. Efecto de la Inflación sobre los costos.
En aquellos casos donde se han supuesto efectos inflacionarios en la estimación
delos flujos de efectivo, estas estimaciones se pueden convertir a unidades
monetariasen el año base aplicando una tasa de inflación generalmente aceptada. En el
caso deEEUU posee una tasa de inflación prácticamente constante de 2%, de acuerdo
condatos económicos suministrados por la “Chemical Engineering Magazine” en
Marzo2008. Se supone que el año base siempre es el instante 0, a menos que se
especifiquelo contrario.
Los elementos del flujo de efectivo se expresan en unidades monetarias y
paracalcular el valor actual equivalente (Fn) en el año n, se usa la siguiente
ecuación(Baca, 1996):
Fn = VP ⋅(1+ if )a(17)
108
CAPITULO III
MARCO METODOLÓGICO
Después de plantear el problema de estudio (es decir, que se poseen objetivos y
preguntas de investigación) y de evaluar su relevancia y factibilidad, el siguiente paso
consiste en sustentar teóricamente el estudio, etapa que algunos autores llaman
elaborar el marco teórico. Ello implica analizar y exponer aquellas teorías, enfoques
teóricos, investigaciones en general que se consideren válidos para el correcto
encuadre del estudio.
En esta fase se presenta el marco metodológico que constituye la medula de
cualquier estudio por cuanto refiere en forma detallada sobre como trabajar en la
investigación, explicando lo relativo al tipo de diseño o método, población, muestra,
muestreo, técnica e instrumento de recolección de datos, utilizados para obtener,
procesar, evaluar e interpretar los resultados obtenidos de la investigación, así como el
procedimiento llevado a cabo para el estudio.
El termino metodología se deriva de método, es decir, modo o manera de
proceder o hacer algo. Según Hurtado (2007), se entiende por metodología el estudio
de modos o maneras de llevar a cabo algo, es decir, el estudio de los métodos. En el
campo de la investigación, la metodología es el área de conocimiento que estudia los
métodos generales de las disciplinas científicas. La metodología incluye los métodos,
las técnicas, las tácticas, las estrategias y los procedimientos que utilizara el
investigador para lograr el objetivo de su estudio
3.1.Tipo de investigación
El fin de este trabajo fue elaborar una propuesta para regularización de la
entrega de gas para el campo Ambrosio, buscando permitir que la solución generada
garantice el suministro de gas al campo y por consiguiente aumento en la producción.
Esta solución se presenta luego del diagnóstico acertado de la necesidad que se
109
presenta de mantener el caudal de gas de inyección al campo, esta necesidad es de
tipo práctico.
Cumpliendo con lo expresado por Hurtado (2008) la presente investigación se
clasifico según el método utilizado como proyectiva. La investigación proyectiva tiene
como objetivo diseñar o crear propuestas dirigidas a resolver determinadas soluciones.
Este tipo de investigación propone soluciones a una situación determinada a
partir de un proceso de indagación. Implica explorar, describir, explicar y
proponeralternativas de cambio, mas no necesariamente ejecutar la propuesta. En esta
categoría entran los “proyectos factibles” (Upel, 2003). Todas las investigaciones que
implican el diseño o creación de algo con base en un proceso investigativo, también
entran en esta categoría.
No se deben confundir las investigaciones proyectivas con los proyectos
especiales o los proyectos de acción. Un proyecto especial consiste en diseñar algo que
permita resolver un problema práctico, pero ese diseño no requiere de una investigación
previa para ser elaborado, puesto que el diseñador basa su trabajo en su conocimiento
profesional y en la experiencia previa (Hurtado de Barrera, 2007).
En la investigación proyectiva se trabajan relaciones de causa efecto, pues para
diseñar una propuesta que permita modificar la situación es necesario primero explicar por
qué y cómo ocurre tal situación; de otra manera la propuesta no resultaría efectiva.
3.2. Diseño de la investigación
El diseño de la investigación se define con base en el procedimiento.Es importante
no confundir el diseño de invpoblaciónestigación con la planificación general de la
investigación que abarca las diferentes fases de la metodología. El diseño alude a las
decisiones que se toman en cuanto al proceso de recolección de datos (y de
experimentación en el caso de la investigaciones confirmatorias y las evaluativas), que
permiten al investigador lograr la validez interna de la investigación, es decir tener un alto
grado de confianza de que sus conclusiones no son erradas (Hurtado de Barrera 2007)
El diseñose refiere a dónde y cuándo se recopila la información, así como la amplitud
de la información a recopilar, de modo que se pueda dar respuesta a la pregunta de
investigación de la forma más idónea posible.
110
En orden a lo anterior y según los criterio establecidos por (Hurtado de Barrera,
2007) la presente investigación se califica de campo, pues su desarrollo se efectuó en
fuente viva y la información se recogió en su ambiente natural, en este caso analizar y
proponer alternativas para la regularización de la entrega de gas al campo Ambrosio.
Ahora bien, tomando en consideración la evolución del fenómeno estudiado la
investigación fue del tipo contemporánea transeccional pues el propósito fue
obtenerinformación de un evento actual en este caso las condiciones de la entrega de gas al
campo Ambrosio. Se dice que fue transeccionalpues el investigador estudia el evento en un
único momento del tiempo.
En lo que respecta a la amplitud y organización de los datos, el diseño está centrado
en un evento único por lo que se denomina univariables o univentual.
3.3.Población
En esta parte de la investigación, el interés consiste en definir un grupo de posibles
participantes en el cual se generalizan los resultados del estudio. Según Jacqueline Hurtado
(2000), “la población es el conjunto de elementos, seres y eventos concordantes entre sí, en
cuanto a una serie de características de las cuales se desea obtener alguna información”.
Asimismo, señalan la importancia de establecer claramente las características de la
población, a fin de delimitar cuáles serán los parámetrosmuéstrales que se fijaran para
lograr la selección de una muestra representativa.
En este sentido, se definió como población objeto de esta investigación los16 pozos
activos del campo Ambrosio, así como también las facilidades de superficie que son:
estación de flujo UD – 02, múltiple de producción con separación UD – 09, múltiple de
producción sin separación UD – 29, múltiple de levantamiento artificial por gas UD – 01,
línea de suministro del gas de levantamiento desde la entrada de la válvula del cabezal de
alta presión hastalos pozos en el área del múltiple TJ - 3 - 6.Por otra parte también
pertenece a nuestra población en estudio el MG-TJ-320, la unidad de compresión UP-Tía
Juana.
111
3.4.Muestra
La muestra consiste en seleccionar un conjunto de la población. La citada autora
afirma, que esta se conoce como “una porción de la población que se toma para realizar
el estudio, la cual se considera representativa (de la población)”, la muestra ideal es
aquella que siendo pequeña permita obtener la información con el mínimo error y el
mínimo recurso.
La muestra para este estudio quedo conformada por los 6 pozos activos y
produciendo por el método de levantamiento artificial por gas, el múltiple de inyección
de gas UD – 01, la línea de suministro del gas de levantamiento desde la entrada de la
válvula del cabezal de alta presión hastalos pozos en el área del múltiple TJ - 3 - 6.Por otra
parte también pertenece a nuestra muestra de estudio el MG-TJ-320 y la unidad de
compresión UP-Tía Juana.
3.5.Técnicas e instrumentos de recolección de datos
Esta etapa consiste en recolectar los datos pertenecientes sobre los atributos,
conceptos, cualidades o variables involucrados en la investigación.
Según Hurtado (2007), la técnica indica cómo se va a recoger la información y el
instrumento señala cuál información seleccionar, en otras palabras, la técnica tiene que
ver con los procedimientos utilizados para la recolección de datos y el instrumento
representa la herramienta con la cual se va a recoger, filtrar y codificar la información,
es decir, el con qué. Dentro de cada instrumento concreto pueden distinguirse dos
aspectos diferentes: contenido y forma. El contenido queda expresado en la
especificación de los datos que se necesita conseguir; y la forma del instrumento se
refiere al tipo de aproximación que se establece con lo empírico, las técnicas que se
utilizan para esta tarea.
Con el fin de darle respuesta a los objetivos planteados, las técnicas de recolección
de datos utilizadas en la investigación serán la observación directa, entrevista no
estructurada, revisión documental y la simulación, las cuales permitirán recolectar la
información inherente a la regularización del gas utilizado como método de levantamiento
artificial.
112
3.5.1.Observación directa
Según Hurtado (2000), la observación es la primera forma de contacto con los
objetos que van a ser estudiados. Constituye un proceso de atención, recopilación y registro
de información, para el cual el investigador se apoya en sus sentidos.
La observación es el método fundamental de obtención de datos de la realidad, toda
vez que consiste en obtener información mediante la percepción tanto intencionada como
selectiva, ilustrada e interpretada de un objeto o de un fenómeno determinado. Existen
diversos tipos de clases de observación, éstos dependen de la naturaleza del objeto o
fenómeno aobservar, y de las condiciones en que ésta se ha de llevar a cabo, modalidad,
estilo e instrumentos. La observación directa se caracteriza por la interrelación que se da
entre el investigador y los sujetos de los cuales se habrán de obtener ciertos datos.
Se consideró la observación directaya que se realizó una salida de
reconocimiento a la zona de estudio, con la finalidad de visualizar los pozos en estudio
y familiarizarse con el área. Sucesivamente, se programaron una serie de visitas al
campo durante las cuales se corroboró y valido la información obtenida de fuentes
documentales. También durante una de las visitas se tomaron muestras del gas
proveniente de la UP- Tía Juana y del gas total producido en el campo para realizarles
un análisis cromatografico a fin de compararlos y definir el tipo de gas con el cual se
está trabajando.
Para la ubicación de los pozos se visualizaron mapas del campoy se contó con el
apoyo del personal de operaciones de la empresa, con esta información se fueron
realizando una serie de tablas registros de las características de cada pozo. El análisis
de la red de inyección se realizó mediante la visualización de los planos de tubería
disponibles en la empresa.
3.5.2.Revisión documental
Según Hurtado (2000) la revisión documental es un proceso mediante el cual un
investigador recopila, revisa, analiza, selecciona y extrae información de diversas fuentes,
acerca de un tema en particular, con el propósito de llegar al conocimiento y comprensión
más profundos del mismo.
113
En este caso esta técnica se inició con la búsqueda de materiales descritos como
informes de trabajos realizados, reportes diarios, planos de procesos, entre otras
informaciones disponibles en la base de dato de la empresa a fin de captar su
planteamiento esencial y aspecto lógico de su contenido y propuesta para extraer los
datos bibliográficos de interés para la investigación.
Se efectúo, una observación documental o bibliográfica en la cual se consultaron
textos relacionados con el tema, proporcionados por la División de postgrado de LUZ,
así como también, trabajos especiales de grado que se ubican en la biblioteca de la
escuela de petróleo de la Universidad del Zulia. Para la ubicación de condiciones de
inyección, producción, presiones, temperaturas, relación gas petróleo entre otros
parámetros a considerar. Se acudió a los reportes diarios, de igual forma se procedió
para la ubicación de los planos del múltiple de inyección de gas UD – 1.
3.5.3. Entrevista no estructurada
Se realizaron una serie de preguntas (entrevista no estructurada) definida por
Hurtado 2000. Como la formulación de preguntas de manera libre con base a las respuestas
que va dando el interrogatorio. Permitirá obtener datos sin recurrir a la ayuda de técnicas
especiales, para la aplicación de este método se realizaron entrevistas básicas con el
personal del departamento de técnica y proyecto de la empresa mixta PDVSA- Petrowarao
así como también a operadores que permitió llevar a cabo el debido procedimiento para
describir las características de inyección y producción de los pozos del campo, analizar la
red de inyección y distribución de gas lift del campo.
Seguidamente para obtener la información del sistema de compresión actual fue
necesario dirigirse hasta el edificio principal de PDVSAen Tía Juana donde se entrevistaron
a los ingenieros del departamento de gas, quienes muy amablemente suministraron los
datos necesarios para desarrollar la presente investigación en lo respecta al MG – 3 – 20
que suministra gas al MG – UD -1 y de las plantas compresoras o anillo de gas que surten a
dicho múltiple
Por otra parte se realizaron entrevistas al Prof. Jorge Barrientos, Prof. Ignacio
Romero y otros docentes de la división de postgrado de LUZ, fueron realizadas en medida
dela profundización de la investigación de manera informal y a través de loscriterios
114
manejados por cada una de estas personas en los puntos específicosmanejados en
dicha entrevista. El propósito de las entrevistas es obtener respuestas sobre el tema,
problema o tópico de interés en los términos, el lenguaje y la perspectivadel
entrevistado (en sus propias palabras).
3.5.4. Simulación del proceso
Según Landeau (2007), define a esta técnica como una herramienta que permite
la recolección de datos a partir de experimentos de muestreo sobre modelos que
reproducen sistemas reales.
Por otro lado, la simulación establece la representación de un proceso de
transformación física y química a través de un modelo matemático. Para ello se realizo
la simulación del sistema de compresión propuesta para establecer todos los
parámetros necesarios.
Con la información recolectada durante las etapas anteriores de la investigación
se pudieron identificar los elementos en el sistema de compresión, entrega e inyección
que generan fluctuaciones en el caudal de gas para el campo Ambrosio y por
consiguiente fluctuaciones en la producción del campo generando grandes pérdidas
económicas.
Finalmente se pudo desarrollar una propuesta para regularización de la entrega
de gas, dicha propuesta según los análisis y estudios realizados anteriormente consistió
en independizar el campo Ambrosio de la UP-Tía Juana realizando el diseño de un
sistema autónomo de compresión y distribución de gas basándose en las fugas
existentes en la línea proveniente de Tía Juana, en la inestabilidad del envío de gas
como consecuencia de las prioridades de la estación de compresión de Tía Juanay
primordialmente fundamentándonos en la necesidad que siente Petrowarao por
independizarse de este sistema debido al ingreso económico que dicha propuesta y
diseño generaría a la empresa.
115
3.6.Instrumentos utilizados
En cuanto a los instrumentos utilizados estos son definidos por la autora citada
como la herramienta mediante la cual es posible aplicar una determinada técnica de
recolección de información. En la presente investigación se utilizaron diversos
mecanismos que hicieron posible el desarrollo del mismo. Las herramientas usadas
fueron documentos que permitieron al investigador recopilar información necesaria para
definir el sistema de recolección, compresión y distribución de gas en el área Ambrosio.
La referida documentación fue facilitada por el tutor industrial así como
supervisores, mantenedores y operadores de la estación de flujo y de la planta
compresora, incluyendo a parte del personal que labora en PDVSA Occidente.
Los datos proporcionados se procesaron empleando herramientas como
programas computacionales, por ejemplo: Microsoft Word, Microsoft Power Point,
Microsoft Excel, Pi Process Book 2.1, Centinela, Hysys, PIPEPHASE.
3.7.Análisis de los datos
Para el análisis de los datos es necesario seguir una serie de pasos entre los
cuales se pueden mencionar la adquisición de los datos, el análisis, la evaluación y
simulación para luego evaluar económicamente la propuesta elaborada y de esta
manera optimizar el sistema de inyección de gas del campo Ambrosio.
La recolección de datos se realizó en forma directa registrando en formatos las
condiciones de presión y flujo. Paralelamente se realiza el diseño del sistema de
compresión autónomo propuesto con la ayuda de los docentes de LUZ. Posteriormente
se valida la data en los simuladores HYSYS, es revisada y evaluada con respecto a la
respuesta de los simuladores.
3.8.Procedimiento de la investigación
Primera fase: Recopilación bibliográfica, revisión de la información de los
esquemas del sistemade recolección y distribución del área de estudio, revisión de
116
trabajos similares elaborados en la empresa y otros disponibles en la biblioteca de la
división de Postgrado de Ingenieros de LUZ.
Segunda Fase: recorrido por las estaciones de flujo a fin de tomas data de
presiones y flujos de los pozos produciendo con el método de inyección de gas y
visualizar el arreglo de tuberías. Consultas y visitas guiadas con el personal encargado
y capacitado de las instalaciones del áreaen estudio. Revisión de la información que se
tiene de años anteriores, reportes diarios y planos isométricos a fin de comparar y
actualizar el comportamiento del sistema de inyección de gas lift. Así como visita a Tía
Juana para analizar y tomar data del sistema de compresión actual.
Tercera fase: Análisis de laboratorio, fue necesaria la elaboración de un análisis
cromatográfico de las muestras tomadas del gas proveniente de la UP – Tía Juana
utilizado para inyección en el campo Ambrosio y del gas total producido por el campo a
fin de estimar una posible cromatografía del gas de formación del campo.
Cuarta fase: Análisis de resultados y redacción, se realizó el análisis de los
resultados encontrados, con el fin de elaborar una propuesta de regularización del gas
de inyección del campo Ambrosio.Se recopilo información requerida por los simuladores
mediante el uso de los formatos de trabajo, se aplicó el simulador Hysys para el sistema
de compresión propuesto.
117
CAPÍTULO IV
RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
4.1.Presentación y análisis de los resultados
En el siguiente capítulo se presentan los resultados de la investigación mediante
el procesamiento e interpretación de los datos arrojados por la población estudiada.
Estos hallazgos se lograron a través de la descripción de las características de
inyección y producción de los pozos en estudio del campo Ambrosio, posteriormente se
analizó la red y el sistema de compresión considerando las fluctuaciones existentes en
la entrega de gas de levantamiento identificando de esta manera los elementos en el
sistema de compresión entrega e inyección que generan las fluctuaciones de caudal de
gas logrando así desarrollar una propuesta para la regularización de la entrega de gas y
por consecuencia la producción de hidrocarburos en el campo Ambrosio.
Según Jacqueline Hurtado (2010) el análisis e interpretación de los
resultadosson las técnicas de análisis que se ocupan de relacionar, interpretar y buscar
significado a la información expresada en códigos verbales e icónicos.La investigación
está enmarcada por un análisis lógico y cualitativo, ya que se manejaran las técnicas de
la observación directa y la entrevista no estructurada que permitieron desglosar la
información obtenida y los aspectos a evaluar en forma ordenada, para luego establecer
un cotejo de la teoría relacionada con la investigación que se está realizando.
4.2.Descripción del área de estudio
El descubrimiento inicial de este campo ocurrió en el año 1934, con la
perforación del pozo I – 1 en la parte norte, más su desarrollo se inició realmente en los
años 70. A mediados del año 2001 PERENCO Venezuela S.A., basado en la amplia
experiencia de manejo de campos maduros de producción marginal y su reconocida
filosofía operativa de bajos costos asume la operación del campo Ambrosio. En el
118
presente PDVSA y PERENCO han unificado esfuerzos en la conformación de la
Empresa Mixta PETROWARAO.
La Empresa Mixta PETROWARAO, S.A. nace en el año 2006, esta empresa
mixta opera actualmente dos campos, Campo Ambrosio (Occidente, Lago de
Maracaibo) y Campo Pedernales (Oriente, Delta del Orinoco). Actualmente los pozos
pertenecientes al campo Ambrosio presentan diferentes tipos de métodos de
producción clasificándose flujo natural continuo, levantamiento artificial por gas (LAG),
flujo natural intermitente y bombeo de cavidad progresiva.
El área de Ambrosio se ubica en la parte Nor-Oeste del Lago de Maracaibo
Estado Zulia, a 35 kilómetros (km) de la misma ciudady comprende un área de 219.53
km2. El Campo Ambrosio se encuentra en la porción central de la cuenca de Maracaibo
en zonas que han soportado una historia geológica muy compleja, con numerosos
plegamientos y fallas naturales. Los límites de la cuenca incluyen la cordillera Misoa-
Trujillo hacia el este, la cordillera de los Andes Venezolanos al Sur, la Sierra de Perijá al
Oeste y la zona de fallas de Oca hacia el Norte.
Figura 30. Ubicación del Campo Ambrosio
El estilo estructural principal actual está evidenciado por un sistema de fallas
transcurrentes y estructuras relacionadas que han resultado de la interacción entre las
placas del Caribe y de América del Sur. La figura 30 muestra el mapa de Venezuela con
la ubicación exacta del Campo Ambrosio en el Lago de Maracaibo.
119
El campo Ambrosio está conformado por un total de 42 pozos de los cuales se
encuentran actualmente operativos 16 pozos de estos solo trabajan con sistema de
levantamiento artificial por gas 6 pozosque serán descritos posteriormente. La
producción de gas promedio del campo es7.5 MMPCED mientras que el caudal
promedio de gas inyectado es 4.1 MMPCED a una presión de 1200 psi cabe destacar
que existe una diferencia apreciable entre el gas reportado como enviado por el múltiple
TJ-320 encargado de suministrar el gas de alta presión al campo y el gas reportado
como inyectado en el múltiple (MG-UD-01) de distribución de gas lift a los pozos del
campo. La Figura (Figura 31) presenta un mapa con la distribución de los pozos y
tuberías del campo Ambrosio.
Figura 31. Diagrama de líneas de gas del campo Ambrosio
4.3.Características de inyección y producción de los pozos del campo Ambrosio.
Las siguientes características fueron obtenidas de reportes diarios, data histórica
de pozos, carpetas de registros, datos generales, resúmenes cronológicos disponibles
120
en la base de datos de la empresa, esta información fue verificada y validad
posteriormente mediante la observación directa que se realizó durante visitas guiadas al
campo.
4.3.1.Pozo UD - 089
Tabla 8. Datos generales pozo UD - 89
DATOS GENERALES
Nombre del pozo: UD-089 Localización: UD-BBBC-328
Campo: Urdaneta este Agua: A-139
Yacimiento: Intermedia-3 Estado actual del pozo: Activo
EMR (pies) 31 Prof. Del Lago (pies) 47
Núcleos: NO PVT NO
Otros: Gravedad API 26
Origen de Coordenadas. Blancos Estación de Flujo: UD-2
UTM Superficie (mts): S:38.040.10 O: 3.583.01
UTM Fondo (mts): X: 210863.33
Y:1139533.77 La perforación de este pozo se inicio17/9/71 a una profundidad de 4581’, la fecha
de su completación oficial fue 27/12/71 aproximadamente año en el cual comenzó a fluir
de forma natural hasta el 17/08/74 cuando fue cerrado por no contar con la presión
suficiente para fluir de forma natural. El 27/09/75 el pozo fue activo nuevamente pero
con el método de levantamiento artificial por gas, en esta fecha se sacóválvulas de
subsuelo TD a 4393’ y se cambió dummys por VGL 2 en total THP a 100Lbrs.
Actualmente presenta las siguientes características:
121
Tabla 9. Características pozo UD - 89
Fecha de toma de presiones 07/08/2014
Presión en la línea (psi) 75
Presión en el cabezal (psi) 75
Presión del revestidor (psi) 400
Producción de petróleo (Bond) 110
Producción de gas (mcfpd) 50
Tasa de gas lift inyectada (mcfpd) 700
Tabla 10. Información obtenida de prueba de pozos
Fecha de la prueba 07/08/2014 Estrang Tested 24
Petróleo (bond) 92
Gas (mscfd) 21
Agua (bapd) 215
Gas lift (mscfd) 500
°API 26
% A y S 70
Presión revestidor (psig) 500
RGP 228
Diferidas (bopd) 18
122
4.3.2.POZO UD – 177
Tabla 11. Datos generales pozo UD - 177
DATOS GENERALES
Nombre del pozo: UD-177 Localización: UD- ZBC-326.
Campo: Urdaneta Este Agua: A-139
Yacimiento: Intermedia-3 Estado actual del pozo: Activo
EMR (pies) 33 Prof. Del Lago (pies) 29
Núcleos: NO PVT NO
Otros: Gravedad API 26,4
Origen de Coordenadas. Estación de Flujo: UD-2
UTM Superficie (mts): S:-37061,63
E: -4044,09
UTM Fondo (mts): X: 210408,04
Y: 1140514,85 Este pozo fue perforadoel 23/06/82, completado en el yacimiento intermedio – 3
como productor sencillo en las arenas del mioceno hasta una profundidad de 4530 Con
Liner o forro Ranurado de 3-1/2 frente al intervalo 4320´-4330´, instalo equipo de LAG.
Mientras que su completación oficial fue el 22/08/82 a partir de entonces comenzó bajo
el método de levantamiento artificial por gas. Actualmente presenta las siguientes
características
Tabla 12. Características pozo UD - 177
Fecha de toma de presiones 07/08/2014
Presión en la línea (psi) 70
Presión en el cabezal (psi) 70
Presión del revestidor (psi) 1020
Producción de petróleo (Bond) 50
Producción de gas (mcfpd) 220
Tasa de gas lift inyectada (mcfpd) 400
123
Tabla 13. Información obtenida de prueba de pozos
Fecha de la prueba 07/08/2014 Estrang Tested 128
Petróleo (bond) 41
Gas (mscfd) 362
Agua (bapd) 77
Gas lift (mscfd) 400
°API 26,4
% A y S 65
Presión revestidor (psig) 1000
RGP 8.765
Diferidas (bopd) 9 4.3.3.POZO UD – 180
Tabla 14. Datos generales pozo UD - 180
DATOS GENERALES
Nombre del pozo: UD-180 Localización: BBCC 327
Campo: Urdaneta este Agua: A-139
Yacimiento: La rosa 10 Estado actual del pozo: Activo
EMR (pies) 33 Prof. Del Lago (pies) 45
Núcleos: No PVT No
Otros: Gravedad API 26
Origen de Coordenadas. Estación de Flujo: UD-2
UTM Superficie (mts): S:-
37451,00E:-
3700,92
UTM Fondo (mts): X: 210750,59 Y: 1140121,38
Laperforaciónde este pozo se inició el02/07/82 a una profundidad total de 4506’
en el yacimiento La Rosa 10, como productor sencillo en la arena del mioceno. Mientras
que su completación oficial fue realizada el 23/12/82. El 12/12/83se notifica AR-NP
Espera Reparación. Pozo No Produce. ΔNp = 6.2 M BO, 33.6 MM CFG, 0.7 M BW.El
124
01/02/02 elPozo fue abiertoproduciendo por el método de levantamiento artificial por gas.
Actualmente presentando las siguientes características: Tabla 15. Características pozo UD - 180
Fecha de toma de presiones 07/08/2014
Presión en la línea (psi) 60
Presión en el cabezal (psi) 60
Presión del revestidor (psi) 340
Producción de petróleo (Bond) 30
Producción de gas (mcfpd) 30
Tasa de gas lift inyectada (mcfpd) 400
Tabla 16. Información obtenida de prueba de pozos
Fecha de la prueba 17/07/2014 Estrang Tested 128
Petróleo (bond) 29
Gas (mscfd) 34
Agua (bapd) 1
Gas lift (mscfd) 400
°API 26
% A y S 2
Presión revestidor (psig) -
RGP 1.156
Diferidas (bopd) 1
125
4.3.4. UD – 292
Tabla 17. Datos generales pozo UD – 292
DATOS GENERALES
Nombre del pozo: UD-292 Localización: UD-ZBA-323
Campo: Urdaneta este Agua: A-132
Yacimiento: Intermedia-3 Estado actual del pozo: Activo
EMR (pies) 33 Prof. Del Lago (pies) 45
Núcleos: NO PVT NO
Otros: Gravedad API 24
Origen de Coordenadas. Estación de Flujo: UD-2
UTM Superficie (mts): S:-35680,81 O: -3260,95
UTM Fondo (mts): X: 211187,83
Y:1141890,04
Este pozo fue perforado del 20 de octubre de 1983 a una profundidad total de
4470’ en el yacimiento intermedia 3, como productor sencillo en la arena del mioceno.
Mientras que la fecha de su completación oficial fue 10/11/83. El 12/12/83 Sacó Equipo
de LAG. Bajó Forro Ranurado de 3-1/2”. Empacó y efectuó Forzamiento Arena-Petróleo
a 10.6 BPM con 4,600 Psi. Usó 593 Bls de Petróleo y 353 Sxs de arena 16/25.
Reinstalo equipo de LAG, a partir de entonces comenzó a fluir con el sistema de
levantamiento artificial por inyección de gas debido a que la energía que tenía no era
suficiente para llevar los fluidos a superficie. Este pozo presenta las siguientes
características: Tabla 18. Características pozo UD – 292
Fecha de toma de presiones 07/08/2014
Presión en la línea (psi) 100
Presión en el cabezal (psi) 100
Presión del revestidor (psi) 520
Producción de petróleo (Bond) 140
126
Producción de gas (mcfpd) 280
Tasa de gas lift inyectada (mcfpd) 800 Tabla 19. Información obtenida de prueba de pozos
Fecha de la prueba 19/07/2014 Estrang Tested 14
Petróleo (bond) 106
Gas (mscfd) 182
Agua (bapd) 158
Gas lift (mscfd) 800
°API 24
% A y S 60
Presión revestidor (psig) 620
RGP 1.723
Diferidas (bopd) 34 4.3.5.UD – 307
Tabla 20. Datos generales pozo UD - 307
DATOS GENERALES
Nombre del pozo: UD-307 Localización: UD-BA-24.
Campo: Urdaneta este Agua: A-132
Yacimiento: Intermedia-3 Estado actual del pozo: Activo
EMR (pies) 33 Prof. Del Lago (pies) 45
Núcleos: NO PVT NO
Otros: Gravedad API 25,8
Origen de Coordenadas. Blancos Estación de Flujo: UD-2
UTM Superficie (mts): N:1141959.00 E:211462.00
UTM Fondo (mts): X: 211244,06
Y:3583,01 Este pozo fue perforado el 19 de noviembre de 1983 a una profundidad de
4380´en el yacimiento Intermedia – 3, como productor sencillo en la arena del mioceno,
127
con liner Ranurado de 3 ½” en el intervalo4034´-4130´. Su completacion oficial fue
22/12/1983. Actualmente presenta las siguientes características:
Tabla 21. Características pozo UD - 307
Fecha de toma de presiones 07/08/2014
Presión en la línea (psi) 100
Presión en el cabezal (psi) 110
Presión del revestidor (psi) 520
Producción de petróleo (Bond) 100
Producción de gas (mcfpc) 50
Tasa de gas lift inyectada (mcfpd) 500
Tabla 22. Información obtenida de prueba de pozos
Fecha de la prueba 23/07/2014 Estrang Tested 0
Petróleo (bond) 100
Gas (mscfd) 68
Agua (bapd) 354
Gas lift (mscfd) 400
°API 25,8
% A y S 78
Presión revestidor (psig) 480
RGP 681
Diferidas (bopd) 80
128
4.3.6.POZO UD – 670
Tabla 23. Datos generales pozo UD - 670
DATOS GENERALES
Nombre del pozo: UD-670 Localización: UD-AA
Campo: Urdaneta este Agua: A-132
Yacimiento: Intermedia-3 Estado actual del pozo: Activo
EMR (pies) 33 Prof. Del Lago (pies) 43
Núcleos: NO PVT NO
Otros: Gravedad API 24
Origen de Coordenadas. La Canao Estación de Flujo: UD-2
UTM Superficie (mts): N:1142497,13
E:211607,59
UTM Fondo (mts): X: 211295,50
Y:1142134,50
Este pozo fue abierto a producción el 11/12/83 fue perforado hasta la
profundidad total de 4,493´ se cañoneo yacimiento Intermedio – 3. Su completacion
oficial fue el 20/09/99 fecha a partir de la cual el pozo comenzó a fluir y debido a que su
presión no era suficiente para llevar los fluidos a superficie, la producción de este pozo
desde sus inicios fue por el método de levantamiento artificial por gas.
Tabla 24. Características pozo UD - 670
Fecha de toma de presiones 07/08/2014
Presión en la línea (psi) 90
Presión en el cabezal (psi) 110
Presión del revestidor (psi) 300
Producción de petróleo (Bond) 30
129
Producción de gas (mcfpd) 110
Tasa de gas lift inyectada (mcfpd) 400
Tabla 25. Información obtenida de prueba de pozos
Fecha de la prueba 12/05/2014 Estrang Tested 0
Petróleo (bond) 21
Gas (mscfd) 4
Agua (bapd) 0
Gas lift (mscfd) 400
°API 24
% A y S 0
Presión revestidor (psig) 482
RGP 190
Diferidas (bopd) 9 Comparando y analizando el gas inyectado en cada uno de los pozos y el gas
producido, tomando en cuenta los reportes diarios de inyección y producción total del
campo se puede apreciar que existe una notable diferencia entre la cantidad de gas que
se inyecta de 3,5 a 4,5 MPCED y el gas total que produce el campo que es de 10 a 12
MPCED esta diferencia es el gas de formación que oscila entre 6 y 9 MPCED. Queda
evidentemente claro que el campo Ambrosio está en la capacidad de producir el gas
que necesita para inyectar y queda un excedente que sería el gas formado que puede
ser vendido y de esta forma obtener ingresos adicionales
4.4.Gas de formacióndel campo Ambrosio
En lo que respecta a las características del gas fue evaluada la cromatografía del
gas de formación para determinar si es necesario algún otrotipo de tratamiento aguas
debajo de la compresión. Es imposible obtener una cromatografía del gas de formación
130
debido a que el gas producido por el campo es una combinación del gas formado y el
gas inyectado como método de levantamiento artificial.
Para identificar el gas de formación fue necesario realizar un análisis
cromatrografico al gas proveniente de PDVSA a través del múltiple de gas TJ -3 -20 que
es el gas que llega al múltiple de gas UD–1 y distribuido a los pozos productores por el
método de gas lift. Paralelamente se realizó un análisis cromatografico al gas total
producido por el campo que sería la combinación del gas de formación y el gas
inyectado, este gas es enviado a PDVSA con baja presión para ser comprimido, con
estas dos cromatografías y el flujo de gas inyectado y producido se pudo realizar una
evaluación para estimar una posible composición del gas de formación. A continuación
se presentan los resultados de las cromatografías realizadas.
Tabla 26. Composición del GasUD-1
Componente Xi
Vapor de Agua 0,02670 Sulfuro de Hidrógeno 0,00020 Dióxido de Carbono 0,70440 Nitrógeno 0,21800 Metano 94,68930 Etano 1,61240 Propano 0,67580 Iso-Butano 0,93150 N-Butano 0,21090 Iso-Pentano 0,36710 n-Pentano 0,13000 Hexano 0,13110 Heptanos 0,16420 Octanos 0,13550 Nonanos 0,00070 Decanos 0,00130 Undecanos + 0,00090 100
131
Tabla 27. Composición del GasUD-2(Mezcla)
Componente Xi Vapor de Agua 0,66440 Sulfuro de Hidrógeno 0,00070 Dióxido de Carbono 0,49440 Nitrógeno 0,07750 Metano 88,84350 Etano 4,99150 Propano 0,75210 Iso-Butano 0,76730 N-Butano 0,71450 Iso-Pentano 0,69750 n-Pentano 0,59240 Hexano 0,59160 Heptanos 0,43260 Octanos 0,22260 Nonanos 0,09230 Decanos 0,06010
Undecanos + 0,00500 100
Tabla 28. Calculo de la composición del gas de formación
GAS INY GAS PROD 4,1 11,5
0,01080654 0,03031102 UD1 UD2 YiUD1 YiUD2 UD1*Qgi UD2*Qgp RESTA GAS FOR H2O 0,02670 0,66440 0,00027 0,00664 0,00000 0,00020 0,00020 0,01018H2S 0,00020 0,00070 0,00000 0,00001 0,00000 0,00000 0,00000 0,00001CO2 0,70440 0,49440 0,00704 0,00494 0,00008 0,00015 0,00007 0,00378N2 0,21800 0,07750 0,00218 0,00078 0,00002 0,00002 0,00000 0,00000C1 94,68930 88,84350 0,94689 0,88844 0,01023 0,02693 0,01670 0,85605C2 1,61240 4,99150 0,01612 0,04992 0,00017 0,00151 0,00134 0,06864C3 0,67580 0,75210 0,00676 0,00752 0,00007 0,00023 0,00015 0,00794C4 0,93150 0,76730 0,00932 0,00767 0,00010 0,00023 0,00013 0,00676C5 0,21090 0,71450 0,00211 0,00715 0,00002 0,00022 0,00019 0,00994C6 0,36710 0,69750 0,00367 0,00698 0,00004 0,00021 0,00017 0,00881C7 0,13000 0,59240 0,00130 0,00592 0,00001 0,00018 0,00017 0,00849C8 0,13110 0,59160 0,00131 0,00592 0,00001 0,00018 0,00017 0,00847C9 0,16420 0,43260 0,00164 0,00433 0,00002 0,00013 0,00011 0,00581C10 0,13550 0,22260 0,00136 0,00223 0,00001 0,00007 0,00005 0,00271C11 0,00070 0,09230 0,00001 0,00092 0,00000 0,00003 0,00003 0,00143C12 0,00130 0,06010 0,00001 0,00060 0,00000 0,00002 0,00002 0,00093C13 0,00090 0,00500 0,00001 0,00005 0,00000 0,00000 0,00000 0,00007 0,01950 1,00000
132
Las columnas UD1 y UD2 son los porcentajes molar correspondientes a las
cromatografías realizadas a la muestras tomadas en UD1:UD2las sucesivas columnas
YiUD1 y YiUD2 son los mismos porcentajes llevados a fracciones molares, las
siguientes columnas UD1*Qgi y UD2*Qgp corresponden a la multiplicación de las
fracciones molares por la tasa de gas correspondiente para cada caso es decir de
inyección y de producción. La columna resta corresponde a la diferencia de las dos
fracciones molares resultantes y para finalizar se procedió a dividir cada fracción molar
entre la sumatoria de todos los moles para llevar a fracción y normalizar. De esta
relación se calculó la posible cromatografía del gas de formación que la composición
con la que se trabajara en las fases posteriores y se muestra a continuación
Tabla 29. Composición del Gasde formación
Componente Xi Vapor de Agua 0,01018 Sulfuro de Hidrógeno 0,00001 Dióxido de Carbono 0,00378 Nitrógeno 0,00000 Metano 0,85605 Etano 0,06864 Propano 0,00794 Iso-Butano 0,00676 N-Butano 0,00994 Iso-Pentano 0,00881 n-Pentano 0,00849 Hexano 0,00847 Heptanos 0,00581 Octanos 0,00271 Nonanos 0,00143 Decanos 0,00093
Undecanos + 0,00007 1,00000
El gas debe cumplir con una serie de especificaciones para su utilización
como Gas Lift y para que pueda ser distribuido a través de la red sin ocasionar ningún
problema. Dichas especificaciones fueron tomadas de la norma Venezolana Covenin
3568-2:2000, que se titula: GAS NATURAL. CARACTERÍSTICAS MÍNIMAS DE
CALIDAD. PARTE II. GAS DE USO GENERAL PARA SISTEMAS DE TRANSPORTE
TRONCALES DE LIBRE ACCESO, la cual fue elaborada de acuerdo a las directrices
del co
técnic
estab
entrad
Estos
tronca
varios
calida
A c
de la
carac
la nor
mínim
aprox
omité técnic
coSC6 gas
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133
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de alta
a salida
y las
entro de
molares
ema es
< 0,112
134
mg/L) se puede decir que la mismasobrepasa los límites pero cabe destacar que el
sistema librera agua y existen depuradores durante el sistema por lo que el contenido
de agua en el gas, es extraído durante el proceso de compresión.
4.5.Red de inyección de gas del campo Ambrosio
La red de inyección y el sistema de compresión de gas de levantamiento del
campo Ambrosio está conformada por el sistema o red de compresión y distribución de
gas occidente Tía Juana específicamente, el múltiple de gas TJ-320 perteneciente a la
mencionada unidad de producción Tía Juana y encargado de distribuir entre otros al
múltiple de gas UD-1 perteneciente a la empresa mixta PDVSA-Petrowarao y
encargado de distribuir gas de alta presión a los pozos que producen mediante el
método de levantamiento artificial por inyección de gas del campo Ambrosio, estas dos
instalaciones fueron descritas previamente en el marco teórico de la presente
investigación.
A continuación se presentaran los pozos conectados a este múltiple que se
encuentran activos con sus respectivos arreglos de tuberías, diámetros, accesorios,
distancias:
4.5.1.POZO UD – 089
Tabla 31. Distancia MG –UD -01 hasta UD -089
DISTANCIA ENTRE INSTALACIONES
DESDE MG-UD-01 HASTA UD-089 COORDENADA NORTE
(Y) 1140539,602 COORDENAD
A ESTE (X) 211289,33 COORDENADA
NORTE (Y) 1139985,87
COORDENADA ESTE
(X) 211024,25
DISTANCIA
(M) 613,91
135
Figura 32. Isométrico del pozo 089
De acuerdo al plano isométrico del pozo se puede determinar que el diámetro de la
tubería de conexión entre el UD-01 y el pozo es de 3 pulgadas
Tabla 32. Accesorios del pozo 089
136
4.5.2.POZO UD – 177
La distancia existente entre el múltiple de producción UD – 01 y el pozo UD –
177 es la siguiente.
Tabla 33. Distancia MG –UD -01 hasta UD -177
DISTANCIA ENTRE INSTALACIONES
DESDE MG-UD-01 HASTA UD-177 COORDENADA
NORTE (Y) 1140539,602 COORDENADA ESTE (X) 211289,33 COORDENADA
NORTE (Y) 1140968,1 COORDENADA ESTE (X) 210568,11
DISTANCIA (M) 838,91
Figura 33. Isométrico del pozo 177
137
De acuerdo al plano isométrico de este pozo se puede establecer que el
diámetro de la tubería que lo comunica con UD – 01 es de 3 pulgadas y los accesorios
conectados a este pozo se presentan a continuación:
Tabla 34. Accesorios del pozo 177
4.5.3.POZO UD – 180
Tabla 35. Distancia MG –UD -01 hasta UD -180
DISTANCIA ENTRE INSTALACIONES
DESDE MG-UD-01 HASTA UD-180 COORDENADA
NORTE (Y) 1140539,602 COORDENADA ESTE (X) 211289,33 COORDENADA
NORTE (Y) 1140573,39 COORDENADA ESTE (X) 210910,86
DISTANCIA (M) 379,98
138
Figura 34. Isométrico del pozo 180
Visualizando el plano isométrico se puede determinar que el diámetro de la
tubería que conecta el múltiple de distribución de las lift UD -01 y el pozo UD– 180 es
de 2 pulgadas. Tabla 36. Accesorios del pozo 180
139
4.5.4.POZO UD – 292
Tabla 37. Distancia MG –UD -01 hasta UD -192
DISTANCIA ENTRE INSTALACIONES
DESDE MG-UD-01 HASTA UD-292 COORDENADA NORTE (Y)
1140539,602
COORDENADA ESTE (X) 211289,33 COORDENAD
A NORTE (Y) 1142341,8
5 COORDENAD
A ESTE (X) 211348,9
5
DISTANCIA (M) 1803,23
Figura 35. Isométrico del pozo 292
Observandoel plano isométrico se puede decir que el diámetro de la tubería
existente en el MG – UD-- 01 y el pozo UD – 292 se puede determinar que es de 3
pulgadas . En cuanto a los accesorios se tiene que:
140
Tabla 38. Accesorios del pozo 292
4.5.5.POZO UD – 307
Tabla 39. Distancia MG –UD -01 hasta UD - 307
DISTANCIA ENTRE INSTALACIONES
DESDE MG-UD-01 HASTA UD-307 COORDENADA
NORTE (Y) 1140539,602 COORDENADA ESTE (X) 211289,33 COORDENADA
NORTE (Y) 1142048,46 COORDENADA ESTE (X) 211404,96
DISTANCIA (M) 1513,28
141
Figura 36. Isométrico del pozo 307
Siguiendo este mismo orden de ideas se puede establecer que el diámetro de la
tubería que conecta el múltiple de gas MG – UD – 01 y el pozo UD – 307 es de 3
pulgadas, Y los accesorios presentes en la línea se visualizan a continuación:
Tabla 40. Accesorios del pozo 307
142
4.5.6.POZO UD – 670
Tabla 41. Distancia MG –UD -01 hasta UD - 670
Figura 37. Isométrico del pozo 670
Siguiendo el mismo patrón de ideas se puede decir que el diámetro entre el
múltiple de distribución de gas liftMG – UD – 01 y el pozo UD – 670 corresponde a 3
pulgadas. Mientras que la información correspondiente a los accesorios pertenecientes
a este pozo se especifican a continuación.
DISTANCIA ENTRE INSTALACIONES
DESDE MG-UD-01 HASTA UD-670 COORDENADA
NORTE (Y) 1140539,602 COORDENADA ESTE (X) 211289,33 COORDENADA
NORTE (Y) 1142586,62 COORDENADA ESTE (X) 211556,18
DISTANCIA (M) 2064,34
143
Tabla 42. Accesorios del pozo 670
4.6. Simulación de la red de inyección del campo Ambrosio
Con la información recolectada en etapas anteriores se procedió a elaborar la
simulación de la red de inyección del campo Ambrosio con los pozos que están activos
y produciendo con el método de levantamiento artificial por inyección de gas los
resultados se muestran a continuación:
144
Figura 38. Simulación red de inyección de gas actual
Como se puede visualizar en la simulación la caída de presión en las líneas a
condiciones óptimas es muy baja por lo que las distancias desde el punto de suministro
(MG-UD-01)con respecto a los pozos de inyección es muy corta, la presión a la cual se
inyecta gas a los pozos es similar a la suministrada por PDVSA.Se puede decir
entonces que la diferida por presión no se debe a caídas de presión ni problema en las
instalaciones de Petrowarao, la diferida se debe a que la presión suministrada por
PDVSA no es la óptima para la producción de los pozos del campo.
4.7.Condiciones actuales de Inyección en el campo Ambrosio
El campo Ambrosio como se mencionó anteriormente cuenta con6 pozos
produciendo mediante el método de levantamiento artificial por inyección de gasa
continuación se presenta una tabla promedio resumen de las características de
inyección y producción de gas de estos 6 pozos en estudio.
145
Tabla 43. Condiciones actuales de inyección de los pozos de GL
Pozo
Actual GL Potencial Produccion Diferidas
mscfd bopd Bond Bopd UD-089 550 110 19 91UD-177 400 50 23 27UD-180 400 30 19 11UD-292 800 140 96 44UD-307 400 180 163 17UD-670 400 30 12 18
Total 2950 540 332 208
4.8.Sistema de compresión del campo Ambrosio
Actualmente el campo Ambrosio no cuenta con un sistema de compresión
autónomo, el gas producido por el campo es recolectado en dos estaciones de flujo una
parte es enviado a la estación de flujo UD-9donde es cuantificado y enviado a través de
una línea de Ø20” con una distancia de3450 mts y capacidad de 80 MMPCED @900
psig a la estación de flujo UD-2 donde se une con la otra parte de la producción del
campo ya cuantificada. De la estación de flujo UD-2 se envía a PDVSA el total de gas
producido por el campo Ambrosio a través de un gasoducto Ø 20” Plg distancia de
14.140 mts, capacidad 80 MMPCED @900 psi, Gas manejado actual: 10 MMPCED,
este gas producido por el campo llega a MG-PB-02 PDVSA y se une a la red de
recolección y compresión de gas de occidente del área Tía Juana.
El sistema de recolección y distribución de gas del área Tía Juana, según Pdvsa
(2009), está conformado por la Unidad de Explotación Tía Juana Lago prevista de 22
estaciones de flujo, 02 múltiples de producción con separación, 53 múltiples de gas lift,
06 plantas compresoras, 17 plantas de inyección de agua (PIA) y las líneas de
transferencia que van a compresión, también se encuentra la Unidad de Explotación
Rosa Mediano con 12 estaciones de flujo, 04 múltiples de producción con separación,
34 múltiples de gas lift, 01 planta de inyección de agua, de igual forma tenemos a los
clientes externos considerados como puntos de entrega que en total son siete 07.
Según Pdvsa (2009), el sistema de recolección de gas es el encargado de
transferir el gas desde las estaciones de flujo hacia los múltiples de transferencia de gas
de baja presión y de allí a las plantas compresoras.
146
El sistema de recolección de Gasde la Unidad de Exploración Tía Juana Lago
está conformado por 22 (veintidós) Estación de Flujo, TJ-06, TJ-10,TJ-13, TJ-14, TJ-15,
TJ-16, TJ-18, LL-59, LL-61, LL-62, LL-63, LL-65, LL-67, LL-68, LL-69, LL-71, LL-73, LL-
74, LL-75, LL-76, LL-80, LL-81. Este grupo de estaciones separan y depuran una
cantidad promedio de 355,2 MMPCED. Adicionalmente tiene 02 (Dos) múltiples con
separación LM-84 / LM-85 y 06 (seis) Plantas Compresoras llamadas PC LL-1, PCLL-4,
PCTJ- 2, PCTJ-3, PCTJ-4 y PCTJ-5.
Por otra parte, Millano (2006) especifica el caso de la Unidad de Explotación Tía
Juana donde existen tres sistemas interconectados; área norte conformada por
estaciones de flujo del área Rosa Mediano y Tía Juana Norte donde están ubicadas las
plantas compresoras Tía Juana 3 y la Planta Compresora Tía Juana 4, el área central
que maneja parte del gas de Tía Juana, de la Empresa Mixta Petroindependiente y
adicionalmente llega gas proveniente de la EFLL-83 perteneciente al Campo Lagunillas
Lago, en donde se encuentran ubicadas la Planta Compresora Lagunillas 1 y Planta
Compresora Lagunillas 4.
Y finalmente el área sur conformada por todas las estaciones Sur de Tía Juana
donde adicionalmente se maneja el gas del área de Corredor (Unidad de Explotación
Lagomar), a través de la EFLL-75 y a través de la EFLL-80 proviene gas de la Unidad
de Explotación Lagunillas Lago, específicamente de la EFLL-52, en esta área están
ubicadas las Plantas Compresoras Tía Juana 2 y Tía Juana 5. El sistema de
recolección de gas del área de Tía Juana en la actualidad maneja alrededor de 1500
MMPCED, tendiendo como principales plantas compresoras las PCTJ-2 y PCTJ-3, las
cuales además tienen su proceso de extracción de líquidos asociado para aprovechar la
riqueza del gas del área.
147
Figura 39. Sistema de distribución de gas Tía Juana
El sistema de recolección de gas de Tía Juana Lago está todo interconectado
entre si y formado por una red de tuberías de 16, 20, 24, 26, 30, 36 y 40 pulgadas de
diámetro. El múltiple de gas MG-TJ-320 perteneciente al área Tía Juana es el
encargado de suministrar gas al campo Ambrosio a través de un gasoducto Ø
6”distancia de 14.800 mts y una presión @1200 psi el gas manejado actualmente: 3,1 -
4,1 MMPCED esta línea llega al múltiple de gas MG-UD-1 perteneciente al campo
Petrowarao y encargado de suministrar gas a los pozos del campo Ambrosio que
producen por el método de levantamiento Artificial por gas. Cabe destacar que existe
una línea de suministro adicional que viene del múltiple de gas MG-TJ-3-6 que surte los
pozos 378 y pozo 116 independientes que no se alimentan del múltiple de gas UD-1
este gasoducto es de Ø 6” y maneja presiones máximas de 1200 sin embargo
actualmente se encuentra cerrada debido a que estos 2 pozos están sin producir.
148
4.9.Elementos en el sistema de compresión entrega e inyección que generan
fluctuaciones de caudal para el campo Ambrosio
Como se mencionó anteriormente el campo Ambrosio no cuenta con un sistema
de compresión autónomo que suministre gas de alta presión a los pozos produciendo
por el método de levantamiento artificial, revisando la data de reportes diarios
disponibles en la empresa se puede apreciar que existen una serie de elementos que
remotán desde sus inicios en el año 2006 generando fluctuaciones en la entrega de
caudal y presión de gas óptimo para el campo. Sin dejar de mencionar que existe una
diferencia de aproximadamente 1 MMPCND entre el gas reportado enviado por PDVSA
y el gas que realmente llega en las instalaciones de Petrowarao específicamente al
múltiple de gas UD-2 esta diferencia representa una enorme pérdida a la empresa
porque es una cantidad adicional diaria que se cancela a PDVSA sin utilizarse porque
realmente no llega. A continuación se presenta una tabla con problemas operacionales
más relevantes en el último año de actividades del campo a partir de agosto del 2013
hasta agosto del presenta año 2014.
Tabla 44. Problemas operaciones Campo Ambrosio
Fecha Descripción del problema
Desde 01/08/2013 Hasta31/08/2013
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1085 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 168 BOPD
Desde 01/09/2013 Hasta30/09/2013
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1082 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 173 BOPD
Desde 01/10/2013 Hasta31/10/2013
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1029 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 171 BOPD
Desde 01/11/2013 Hasta30/11/2013
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1055 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 141 BOPD
Desde 01/12/2013 Hasta31/12/2013
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1033 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 121 BOPD
Desde 01/01/2014 Hasta31/01/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1052 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 118 BOPD
Desde 01/02/2014 Hasta28/02/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1101 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 115 BOPD
Desde 01/03/2014 Hasta31/03/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1133 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 140 BOPD
149
Desde 01/04/2014 Hasta30/04/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1022 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 77 BOPD
13/04/2014 Se realizó ajuste a las 11 am, espera por evaluación
16/04/2014 Se realizó ajuste para presión de 1100 psi, en evaluación
Desde 01/05/2014 Hasta31/05/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1052 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 78 BOPD
Desde 01/06/2014 Hasta31/06/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1074 lpc
vs 1280 óptimo. Diferida – 102 BOPD
Desde 01/07/2014 Hasta31/07/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1063 lpc
vs 1280 óptimo. Diferida – 158 BOPD.
06/07/2014 Se presentó leve falla en el suministro desde MAP TJ – 320, por
cuatro horas a las 2 pm del 05/07/2014
07/07/2014 Se presenta falla en el suministro desde MAP TJ-320, desde el
06/07/2014 a las 12:40 pm
Desde 01/08/2014 Hasta31/08/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas 1117 lpc vs 1280 óptimo. Diferida – 155 BOPD
Desde 15/08/2014 Hasta 19/08/2014
Cerrado suministro de TJ-320 hacia UD-1 por filtración en la línea de gas.
20/08/2014 Restaurado el envío de gas. Presión de suministro de gas lift 1100 psig vs 1280 psig óptimo. Diferida – 241 BOPD
21/08/2014 En horas de la tarde del 20-08-14 se detectó nueva fuga en la línea de 6” que va del MG-TJ-320 a MG-UD-1, se procedió al cierre del suministro de gas. Diferida -428 BOPD
Desde 22/08/2014 Hasta 17/08/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas LIFT 0 psig vs 1280 psig requerido. Diferida – 540 BOPD
Desde 28/08/2014 Hasta 19/08/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas LIFT 1082 psig vs 1280 psig requerido. Diferida – 160 BOPD, pozos UD-089/177 , en espera de estabilización de la presión de transferencia de gas para realizar ajuste de los puntos de inyección, sistema en proceso de estabilización
Desde 30/08/2014 Hasta 31/08/2014
Pozos GL con bajo aporte. Presión de suministro de gas LIFT 1062 psig vs 1280 psig requerido. Diferida – 151 BOPD
Al identificar los principales problemas presentados durante los últimos meses de
operatividad del campo Ambrosio se puede visualizar que la principal causa, es la baja
presión del gas enviado por PDVSA, esta presión está por debajo de la requerida por
150
los pozos, lo que origina una diferida considerable en la producción de los pozos
produciendo por el método de levantamiento artificial.El personal de la UP-Tía Juana
alegan que esta diferencia de presión se debe a que el gasoducto que va desde el MG-
TJ-320 hacia MG-UD-1 está demasiado deteriorado y no soporta una presión mayor a
1170 psi la máxima presión reportada en los últimos meses, sin embargo esta presión
no es suficiente para que los pozos del campo produzca de forma óptima por lo que se
considera necesario diseñar una propuesta para regularizar la entrega de gas de alta
presión para el campo Ambrosio.
Las constante fluctuación presentadas en la presión del gas, así como la
variación en la cuota de suministro;se ven reflejado en la producción del campo a través
de pérdidas diarias en la producción, específicamente en los pozos que emplean este
método, tal como lo describe la tabla siguiente.
Tabla 45. Producción diferida a causa de fluctuaciones
en el Sistema de Gas Lift. Mes mbpd bpd
Enero 0,2 214,9 Febrero 0,2 228,1
Marzo 0,0 37,9 Abril 0,0 43,2
Mayo 0,1 60,5 Junio 0,1 111,8 Julio 0,1 85,2
Agosto 0,2 177,6 1,0 959,2
La Figura 39 muestra el comportamiento del suministro de Gas al sistema de
Levantamiento en el periodo enero/agosto del 2014 y su relación con las pérdidas
asociadas a este punto.
151
Figura 40. Relación suministro de Gas Lift vs Diferida –Campo Ambrosio
En línea con este planteamiento, se muestra en la Figura 40 la distribución de la
producción del campo, diferenciando las diferidas y sus causas.
Figura 41. Producción Actual –Campo Ambrosio
Diferida por GL (bfpd)
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto
BPD
0,5
0,8
1,1
1,4
1,7
2,0
2,3
2,6
2,9
MM
PCD
Diferida GL (bpd) Consumo de GL (mmpced) Presión de GL (10^3psi)
Producción Actual (bfpd)
0,0
500,0
1000,0
1500,0
2000,0
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto
Producción Diferida por subsueloDiferida Infraestructura Diferida por GLPlan de crudo Potencial Actual
152
4.10.Propuesta para la regularización de la entrega de gas para el Campo Ambrosio.
La figura 40 muestra como gran parte de las pérdidas en la producción se
atribuyen a las fluctuaciones en el Gas Lift así como a las debilidades en la
infraestructura, es por ello que a fin de minimizar esta problemática se plantea la opción
de instalar un sistema de Compresión independiente de Gas Lift, el cual empleará el
gas obtenido en el campo como alimentación, éste es actualmente de 7.4 MMPCED
aproximadamente, y proporcionará la autonomía necesaria para controlar el perfil de
inyección del gas al sistema y reducir la diferida de producción asociada a este
problema.
Adicionalmente de garantizar las condiciones de flujo y presión en el suministro
de gas liftprevé un incremento inicial en el potencial del campo de5% y fortalece la
propuesta de cambio de métodode los pozos de flujo natural del área sur del campo
hasta alcanzar un incremento en el potencial del 96%; aunando a este planteamiento un
incremento en la producción de crudo mediano apalanca el proyecto de desarrollo de
crudo pesado, proyecto bandera de PETROWARAO.
De este planteamiento surge el requerimiento de diseñar un sistema de compresión
de gas para el sistema de levantamiento Artificial del campo Ambrosio que permita
independizar el manejo de la producción garantizando las condiciones de suministro de
este sistema.
Luego de estudiar la problemática que presenta el campo Ambrosio
específicamente con sus pozos productores por el método de levantamiento artificial por
gas, se estudiaron posibles alternativas de solución respuesta, tomando en
consideración que el problema persiste desde el inicio de las actividades de la empresa
y que como se mencionó anteriormente la línea de transferencia de gas de alta que
viene de PDVSA está demasiado deteriorada por lo cual no soporta mayores presiones,
sin dejar de mencionar que su reparación o sustitución representaría una inversión
grande.
La propuesta más llamativa o más conveniente para este caso en específico es
el diseño de un sistema de compresión autónomo que garantice el caudal de gas
requerido por los pozos activos produciendo por gas lift y aquellos pozos propensos a
cambios de métodos o perforados en el fututo. Con la consolidación de este proyecto la
empresa no solo resolverá su problema sino que aumentara su producción y se
153
convertirá en una empresa autónoma en este aspecto.El sistema de compresión
propuestose diseñó para condiciones de entrada de 45 psia y 95 °F respectivamente y
condiciones de salida de 1442 psia y 105 °F. Las condiciones de entrada están
referidas a la alimentación de la planta compresora por la necesidad, mientras que las
condiciones de salida están representadas por las necesarias para inyectar en los
pozos de gas lift del campo, llegar a los pozos más lejanos de la planta y recuperar la
mayor cantidad de crudo posible de los mismos.
Es conocido que la razón de compresión de los sistemas de compresión en la
industria se encuentra en un rango operativo normal de 3 a 4. Se realizaron
sensibilidades hasta obtener la razón de compresiónadecuada para llevar el gas de
condiciones iniciales a condiciones como gas lift
A continuación se presenta un pequeño resumen de la información obtenida y de
los cálculos realizados para lograr el objetivo planteado, realizarse simulación numérica
y evaluación económica.
Razón de compresión= Pdescarga/Psuccion
Razón de compresión=1442 Psia/50 Psia
Razón de compresión=31,7“muy alta”(3<R<4)
Si se toma R=3, y se calcula a través de simulación numérica con la ayuda de
Hysys la presión y temperatura de succión y descarga tenemos como resultado un
sistema de compresión de tres etapas:
(Pd1/Ps1)= (Pd2/Ps2) = (Pd3/Ps3) =3
Aguas abajo de cada etapa de compresión el gas sale a altas temperaturas que
superan los 100 °C, por este motivo se consideró un sistema de enfriamiento con aire a
.la descarga del compresor. Este enfriamiento se realizó con la finalidad de alcanzar
una temperatura de 40°C, la cual es similar a la que se obtienen en procesos de
compresión existentes en otras plantas a nivel mundial en donde el fluido de
enfriamiento es aire, debido a su abundancia en el planeta. Es conocido que al ocurrir
este enfriamiento, el gas condensara líquido, razón por la cual se diseñaron
154
depuradores que trabajaran después de cada etapa de enfriamiento a excepción del
depurador N°01, el cual se encuentra ubicado a la entrada de la planta.
Dado que el sistema de compresión es de tres etapas, se diseñaron cuatro
depuradores a las condiciones de descarga de cada etapa de compresión
yconsideraron enfriadores con la finalidad de no generar altas temperaturas. A
continuación se presentan los resultados de temperaturas en la descarga de los
compresores sin considerar ninguna clase de sistema de enfriamiento.
Tabla 46. Temperaturas de descarga en los compresores sin considerar enfriamiento
Esta situación nos da un alerta de que debido a este fenómeno, hay que considerar
un sistema de enfriamiento de gas después de cada etapa de compresión. Como es
conocido, este enfriamiento genera condensación de líquido, el cual es separado del
gas antes de entrar a la posterior etapa de compresión con el propósito de no generar
problemas en la alimentación de cada etapa de compresión. En la siguiente figura se
puede apreciar un esquema de lo anteriormente mencionado:
T (°F) COMP 1 T (°F) COMP 2 T (°F)COMP 3
285,9 278,4 262,5
155
Figura 42. Sistema de compresión Propuesto
A continuación se presenta una tabla resumen con los resultados obtenidos de la
simulación de cada una de las corrientes involucradas en el proceso:
del g
hidrat
los pu
diagra
punto
Tabla 47. C
Los hidrat
as natural
tos en los p
untos de e
ama de fas
os.
Característic
tos represe
por lo cua
punto clave
ntrada a ca
ses con las
casrelevante
entan un en
al es impo
s del proce
ada uno de
s condicion
es del sistem
ngorroso p
ortante veri
eso represe
e los comp
nes de form
ma de compr
roblema en
ficar las c
entados par
presores a
mación de
resión
n la mayorí
ondiciones
ra este cas
continuació
hidratos en
ía de los pr
de formac
o en partic
ón se prese
n cada uno
156
rocesos
ción de
ular por
enta un
o de los
157
Figura 43. Diagrama de fasesentrada al primer compresor
Figura 44. Diagrama de fases entrada al segundo compresor
Figura 45. Diagrama de fases entrada al tercer compresor
158
Como se puede visualizar en los tres casos las condiciones de formación de
hidratos se encuentran muy lejos de las condiciones de operación del proceso por lo
cual se puede decir que no existe riesgo de formación de hidratos en este proceso.
4.10.1.Selección preliminar del tipo de compresor
A fin de concretar el estimado preliminar de costos del proyecto se realiza una
selección del tipo de compresor a considerar en el diseño.Para está se consideró las
recomendaciones de laGPSAsegún el rango normal de funcionamiento y los tipos de
compresoresdisponibles en el mercado.
Figura 46. Rango de operación por compresor
Para las condiciones de proceso 1190,97 ACFM (11 MMPCED) se recomienda: un
compresor centrifugo multietapao un compresor reciprocante multietapas, según la
gráfica anterior. Adicionalmente, se realizó una evaluación técnica según las
recomendaciones de la Norma PDVSA MDP–02–K–03. Selección de Compresores,
resumido en la siguiente tabla:
159
Tabla 48. Comparación cualitativade Compresores
Descripción Centrifugo Reciprocantes Tiempo de
Funcionamiento Altos y continuos (típicamente3 años) Medianos (debido al mantenimiento continuo)
Confiabilidad Alta (elimina necesidad de compresores múltiples o de reserva
Mediana ( alta frecuencia de paradas debido a fallas en
las válvulas)
Tamaño y peso Pequeños y livianos, requiere poca área de instalación
Medianos, requiere área de ubicación mayor
Control de flujo Simple, continuo, y eficiente en amplio rango
Apropiado para cambios escalonados de flujo de 0 a
100
Contaminación No existe contaminación con aceite lubricante del gas de proceso
Son mas sensitivos al arrastre de sólidos, líquidos
Eficiencia De 7 a 13% ( No es eficiente por debajo de su punto de oleaje)
Mayor eficiencia para relaciones de presión >2
Presión diferencial Es sensible al cambioen las propiedades del gas (peso molecular)
Son menos sensibles a la composición de gas y sus
propiedades
Costos de Operación Bajos
Bajos (para altos cabezales típicos de gases de servicio
de bajo peso molecular)
Costos de mantenimiento
Costos bajos por atención y mantenimiento total
De 2 a 3 veces mayor que los compresores centrífugos
Costos de Instalación Bajo Altos (fundaciones mas
grandes por vibración)
A fin de ponderar las características de cada compresor, se distribuye el peso de la
siguiente manera; características financieras40%, característicasoperacionales 60%.
Adicionalmente, se considera la siguiente valoración: 3 óptima, 2 aceptable, 1 no
aceptable;la opción con mayor puntaje será la propuesta viable.
160
Tabla 49. Análisis Cuantitativo deOpciones
Descripción Centrifugo Reciprocantes % Puntaje Peso Puntaje Peso
01 Tiempo de Funcionamiento 10 3 0,30 2 0,2 02 Confiabilidad 10 3 0,30 2 0,2 03 Tamaño y peso 6 3 0,18 2 0,12 04 Control de flujo 8 2 0,16 3 0,24 05 Contaminación 6 3 0,18 2 0,12 06 Eficiencia 10 2 0,20 3 0,3 07 Presión diferencial 10 2 0,20 3 0,3
Total variable operacional 60 1,52 1,48 08 Costos de mantenimiento 10 3 0,3 2 0,2 09 Costos de Instalación 20 3 0,6 2 0,4 10 Costos de Operación 10 3 0,3 3 0,3
Total Variable económica 40 1,2 0,9 Total 2,72 2,38
En base a la evaluación realizada se considera viable la selección de
compresores centrífugos el cual será considerado al realizar la evaluación económica
de la propuesta.
4.10.2.Ubicación de la planta compresora
Para establecer la ubicación estratégica de la planta compresora fue necesario
evaluar aspectos claves como lo son la infraestructura existente y las caídas de presión
a lo largo de las tuberías.
Al considerar estos aspectos se llega a la determinación que la ubicación más
idónea para la propuesta establecida es en una ampliación del múltiple de gas MG-UD-
01 esto se debe a que es lo más cercano posible al múltiple de inyección de alta presión
con esta ubicación se reducen los costos de tuberías ya se utilizaría la red de
distribución actual para los pozos de gas lift y no es necesaria una larga línea de
suministro al múltiple.
Por otra parte cabe destacar que no habrá caídas de presión en la línea de
suministro y se considera espacio físico para la instalación de una unidad de
compresión de tres etapas. La figura 47 muestra el esquema propuesto.
Las co
4.11.
estima
consta
siguie
45 pQg =
oordenadaNorte: 1.12Este: 203.4
Estimació
A fin
ado de cos
a de la inst
ente estruct
psig =12 MSCFD
Figura 47.
s UTM del 25.074. 464
ón prelimina
de determ
stos clase V
talación y p
tura de cost
Esquema p
múltiple MG
ar de costo
inar el co
V, basada e
puesta en m
tos:
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G-UD-01 se
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n
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ustria, la pro
sión, obteni
161
rolló un
opuesta
endo la
1442 psig
162
Tabla 50. Estructura de Costos para una Planta compresora en el Lago de Maracaibo
Descripción Componente Importado Componente Nacional Componente Total
% $ % $ % $ Equipos principales Compresores 30,13% 5.342.598,78 4,64% 822.756,67 34,77% 6.165.355,45Recipientes 0,20% 35.463,65 0,69% 122.349,59 0,89% 157.813,24Enfriadores 2,74% 485.852,00 2,48% 439.749,25 5,22% 925.601,25
Sub-Total equipos 33,07% 5.863.914,43 7,81% 1.384.855,51 40,88% 7.248.769,93Sub Total Materiales 11,60% 2.056.891,66 8,11% 1.438.050,98 19,71% 3.494.942,65
Construcción Erección de equipos mayores 2,32% 411.378,33 2,32% 411.378,33Prefabricación e instalación de Tuberías 1,74% 308.533,75 1,74% 308.533,75Obras Civiles 4,87% 863.539,86 4,87% 863.539,86Instrumentación 0,80% 141.854,60 0,80% 141.854,60Electricidad 0,70% 124.122,77 0,70% 124.122,77
Sub total construcción 10,43% 1.849.429,32 10,43% 1.849.429,32Costos Indirectos Facilidades temporales 6,95% 1.232.361,82 6,95% 1.232.361,82Ingeniería 11,60% 2.056.891,66 11,60% 2.056.891,66Repuestos 2,32% 411.378,33 2,32% 411.378,33Nacionalización y Transporte 6,95% 1.232.361,82 6,95% 1.232.361,82Seguros 1,16% 205.689,17 1,16% 205.689,17
Sub total costos indirectos 28,98% 5.138.682,80 28,98% 5.138.682,80 TOTAL 44,67% 7.920.806,09 55,33% 9.811.018,60 100,00% 17.731.824,69Contingencia 20,00% 3.546.364,94Costo del Sub-proyecto ($) 21.278.189,63
La estructura de costos presentada anteriormente es recomendada en el manual
de Facilidades superficiales de producción para plantas compresoras centrifugas de
Gas PDVSA MEC-400-01-01. En base a la estructurapropuesta el costo estimado para
la planta de compresión del Sistema de Gas Lift es 21.278.189,63$ (111.710.495,56Bs).
4.12. Evaluación económica
Con la finalidadde dar cumplimiento a los Lineamientos para la Evaluación
Económica del Proyectos de Inversión de Capital (LEEPIC 2013), se procedió a realizar
la Evaluación Económica del Proyecto “Propuesta para la regularización de la entrega
de gas de levantamiento para el campo Ambrosio”.
163
Para establecer el costo operacional se tomó como base el reflejado en el
Plan de Negocios 2013-2026 para el Campo Ambrosio, el cual asciende a 31,5$/Bbl;
Adicionalmente, se consideró un aproximado de 7 % del ingreso anualcomo costos
variables.
Paraefectos deesta investigación se considera para el cálculo de los ingresos la
producción adicional estimada por el departamento de Geociencias.
Por otra parte, los Lineamientos para la Evaluación Económica del Proyectos de
Inversión de Capital (LEEPIC 2013) establecenun porcentaje de regalías
correspondiente al 30%, Impuesto Sobre La Renta (ISLR) del 50%, en base a estos
criterios se obtiene el siguiente flujo de caja:
164
Tabla 51.Flujo de Caja
2.015 2.016 2.017 2.018 2.019 2.020 2.021 2.022 2.023 2.024 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Inversión 805.419 7.682.037 4.750.298 6.758.792 17.957.663 0 0 0 0 0 Producción 0 0 0 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 Ingreso 0 0 0 7.635.143 7.922.471 8.206.058 8.455.973 8.650.518 8.890.707 9.147.356 Regalía 0 0 0 2.290.543 2.376.741 2.461.817 2.536.792 2.595.155 2.667.212 2.744.207 Costos fijos 0 0 0 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 Costos Variables 0 0 0 534.460 554.573 574.424 591.918 605.536 622.349 640.315
Depreciación 40.271 444.589 708.494 1.106.070 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 Utilidad ant. ISLR -40.271 -444.589 -708.494 1.343.341 402.004 580.664 738.110 860.674 1.011.992 1.173.682
ISLR 671.671 201.002 290.332 369.055 430.337 505.996 586.841 Utilidad desp. ISLR -40.271 -444.589 -708.494 671.671 201.002 290.332 369.055 430.337 505.996 586.841
Flujo de Caja -40.271 -444.589 -708.494 671.671 201.002 290.332 369.055 430.337 505.996 586.841 2.025 2.026 2.027 2.028 2.029 2.030 2.031 2.032 2.032 2.033 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Inversión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Producción 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 74.825 Ingreso 9.445.908 9.757.928 10.133.550 10.518.150 10.930.436 11.300.820 11.698.889 11.698.889 11.698.889 11.773.714 Regalía 2.833.772 2.927.378 3.040.065 3.155.445 3.279.131 3.390.246 3.509.667 3.509.667 3.509.667 3.532.114 Costos fijos 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 2.360.729 Costos Variables 661.214 683.055 709.348 736.271 765.131 791.057 818.922 818.922 818.922 824.160
Depreciación 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 2.228.424 Utilidad ant. ISLR 1.361.769 1.558.342 1.794.984 2.037.282 2.297.022 2.530.364 2.781.147 2.781.147 2.781.147 2.828.287
ISLR 680.885 779.171 897.492 1.018.641 1.148.511 1.265.182 1.390.574 1.390.574 1.390.574 1.414.143 Utilidad desp. ISLR 680.885 779.171 897.492 1.018.641 1.148.511 1.265.182 1.390.574 1.390.574 1.390.574 1.414.143
Flujo de Caja 680.885 779.171 897.492 1.018.641 1.148.511 1.265.182 1.390.574 1.390.574 1.390.574 1.414.143
165
En el siguiente cuadro se pueden observar los resultados de la evaluación financiera
para la opción evaluada, teniendo en cuanta que los indicadores considerados fueron:
• Tasa Interna de Retorno (TIR) superior a 15%
• El Valor Presente Neto (VPN) mayor a cero (0)
Tabla 52. Indicadores Financieros
Indicador Valor
VPN 21.442.999($)
TIR 48,83 %
Para ambos caso, el proyecto evaluadoes rentable, sin embargo en las fase
posteriores se definirán los costos basados es un estimado clase V, con un mayor
grado de certidumbre.
4.13. Comportamiento de la producción del Campo con el sistema propuesto
Implementando el sistema de compresión propuesto las condiciones de inyección
serian de 1442 psia y se contaría con un flujo de inyección promedio de 7 MMPCED. A
continuación se presenta la simulación de la red de inyección de gas, cabe destacar
que los flujos de inyección se mantienen constantes para efectos de la simulación
variando como dato la presión de suministro al campo y estimando las presiones de
llegada a cada pozo.
Co
condic
pozo
comp
y los
mínim
Co
depen
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poten
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ción propue
166
con las
a cada
ema de
mpresión
valores
ema de
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campo
tiva del
esta.
167
Tabla 53. Potencial con el sistema propuesto
Pozo
Propuesto GL Potencial Produccion Ganancias
mscfd bopd bopd Bopd UD-089 500 120 19 95UD-177 400 60 23 30UD-180 300 30 19 15UD-292 800 150 96 50UD-307 400 200 163 20UD-670 300 30 12 22
Total 2700 590 332 232 Analizando la tabla comparativa presentada se puede llegar a la conclusión que
implementando este sistema de compresiónse alcanzaría la presión necesaria para que
los pozos del campo Ambrosio de Petrowarao produzcan de manera eficiente. Se
lograría eliminar las diferidas por baja presión logrando de esta manera 232 Bopd de
ganancias y se alcanzaría un total 50 Bopd en el total de potencial de producción de los
pozos del campo, estas ganancias en la producción parece no significativas sin
embargo considerando que estas ganancias serian diarias además el tiempo de
producción que llevan estos yacimientos maduros, con perforación que remota de los
años 1960 se puede decir que es una propuesta llamativa a nivel de producción
Es importante acotar que los pozos UD-180 y UD-670 tienen un potencial muy bajo
el cual se mantiene con las condiciones propuestas para inyectar, sin embargo se
lograría el mismo potencial con una taza de inyección menor lo cual también se
considera como ganancia (100 mscfd cada uno). Estos 200 mscfd así como el gas
excedente extraídos de los pozos del campo podría ser llevado a venta y de esta forma
generar mayores ingresos.
168
CONCLUSIONES
De acuerdo al análisis de los resultados y los objetivos propuestos se plantean las
siguientes conclusiones:
Las fluctuaciones en el caudal de gas suministrado al campo Ambrosio se debe
principalmente a que la presión del gas suministrado por PDVSA no es la óptima de
operación.La mejor opción para solucionar esta problemática es el diseño de un sistema
de compresión autónomo para el campo Ambrosio así como labores de limpieza a las
líneas de suministro de gas Lift.
Debido a que la presión de suministro de gas no es constante, y el sistema de
compresión no pertenece a Petrowarao es imposible manipular esta presión, motivo por
el cual no sepueden seguir e incrementar el potencial de los pozos con levantamiento
artificial del campo.
El sistema de compresión estará ubicado lo más cerca posible, es decir, una
extensión del MG-UD-1, el cual se encarga de distribuir gas a los pozos que producen
por el método de GL, evitando de esta manera costos excesivos de compra, tendido e
instalación de la línea de alimentación de la planta.
El gas de alimentación a la planta puede describirse como un gas con alto
contenido de metano (85%), baja concentraciones de impurezas H2S y CO2, un
contenido de agua aceptable y dentro de la norma en las especificaciones de fracciones
molares mínimas y máximas por componente. No fue necesario el diseño e
implementación de ningún otro tipo de tratamientoal gas, se encuentra dentro de la
norma para los fines de la actividad.
Se utilizaran compresores de tipo centrífugo debido a su amplia aplicación en la
industriade gas natural, el idóneo para los rangos de operación y como resultado
arrojado por la evaluacióntécnica realizada.
El escenario planteado propone recolectar el gas producido por el campo y llevarlo
desde la estación de flujo principal EF-UD-2 hacia la planta compresora (5,1 Km. de
longitud y 4 in de diámetro) luego enviarse directamente al múltiple de gas MG-UD-1 y
de allí se distribuiría el gas hasta los pozos que producen por el método de
levantamiento artificial por gas a través de la red de inyección existente de 2 in de
diámetro.
169
El diseño comprende 3 etapas para llevar el gas desde la presión de alimentación
(45 psia) hasta la presión de descarga (1442 psia). Aguas debajo de cada etapa de
compresión existe un sistema de refrigeración con aire (disminución hasta 115 °F) para
mitigar el efecto de las altas temperaturas de descarga de los compresores.
Serán colocados depuradores a la entrada de cada etapa de compresión para
extraer el contenido de líquido, evitando que estos entren a los compresores y
ocasionen problemas operacionales, el líquido retirado será enviado a la estación de
flujo principal a través de su hidráulica (EF-UD-2).
El sistema de compresión está diseñado para condiciones de presión y caudal
mayores a las actuales esto con la finalidad que pueda ser utilizado en caso de que se
incorporen nuevos pozos con sistema de levantamiento artificial por gas.
Se lograra eliminar las diferidas por baja presión logrando así un ganancial de 232
Bopd se alcanzaría un total 50 Bopd en el total de potencial de los pozos del campo.
Los pozos UD-180 y UD-670 tienen un potencial muy bajo el cual se mantiene con las
condiciones propuestas para inyectar, sin embargo se lograría el mismo potencial con
una taza de inyección menor lo cual también se considera como ganancia. Estos 200
mscfd así como el gas excedente extraídos de los pozos del campo podría ser llevado a
venta y de esta forma generar mayores ingresos.
170
RECOMENDACIONES
Evaluar los requerimientos parala instalación del sistema de control de la plataforma
de compresión considerando los cambios en el manejo del procesode producción
actual.
Realizar un estudio para el diseño del proceso de enfriamiento con aire y los
depuradores, colocados en la descarga de las etapas de compresión.
Ejecutar análisis técnico para diseñar el tipo de conductor (turbinas, motores de
combustión y eléctricos), y su configuración (separable o integral) para el sistema de
compresión.
Realizar una campaña de mantenimiento y limpieza a las líneas de suministro de
gas Lift.
171
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Baca, G. (1996) Evaluación de Proyectos. 3ra Edición. McGraw-Hill. Beggs Dale H. 2003: “Production Optimization, Using NODALTM Analysis” 2a edition, Oil & Gas Consultants International, Tulsal. Blank, L. y Tarquin, A. (1999) Ingeniería Económica. 4ta Edición. McGraw- Hill. Camargo, E.(2010) Supervisión inteligente en la producción industrial CIED (2003). Centro Internacional de Educación y Desarrollo. Programa de Gas. Venezuela. Edgar Alexander Camargo Contreras. (2010).Supervisión inteligente en la producción Industrial. Universidad de los Andes, Programa de formación Doctoral. Edgar Camargo, José Aguilar, Addison Ríos, Francklin Rivas, Joseph Aguilar-Martín, 2009.“Un modelo de Producción de Pozos por Levantamiento Artificial utilizando Análisis Nodal”. Aceptado para su publicación en la Revista Ciencia e Ingeniería. Universidad de los Andes. Vol.30, Nº 1. Edith C. Majano M. (2008) Evaluación al sistema de recolección, compresión y distribución de gas del área de Lagotreco – Ceuta. Trabajo de grado. Universidad del Zulia, Núcleo Costa Oriental del Lago Cabimas. Gambus Ordaz, Jorge Kewin. Diagnóstico del sistema de compresión de gas de la planta de PDVSA en el distrito cabrutica (2011). Trabajo de grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de postgrado Garret, D. (1989) Chemical Engineering Economics. Van Nostrand Reinhold.Índices de Costos de la Chemical Engineering publicación de Marzo 2008. Get Started 2002 Hysys Manual, Hyprotech, Canada. Gonzáles, D. (2009) Evaluación del proceso de medición de gas en la estación de flujo TJ-10 perteneciente a la unidad de explotación Tía Juana Lago. GPSA (2007) Compressors and Expanders. Engineering Data Book 11th edition (electronic). Hernández, G., Alí E., Sharon T. 2001, “Manual del curso de levantamiento artificial porgas avanzado”. Segunda edición. PDVSA Intevep. Hurtado, J. (2007). El proyecto de investigación. Ediciones Quirón. 5ta edición. Caracas, Venezuela.
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