“ A N Á L I S I S D E E S C E N A R I O S D E M E J O R A M I E N TO D E L

T R A N S P O R T E D E L A P R O D U C C I Ó N E N R É G I M E N

T R A N S I TO R I O M E D I A N T E I N Y E C C I Ó N D E G A S ”

Leon, Guanajuato 20-22 de Noviembre de 2013

Autores:

Ing. Cecilia Jiménez Gámez

Ing. Carlos Corsi Regalado

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

Contenido

Resumen

Antecedentes

Objetivo

Planteamiento

Escenarios

Resultados

Conclusiones

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

Resumen

Se presenta el análisis técnico de los distintos escenarios de manejo de la

producción de la estructura recuperadora de pozos Ixtoc-TA con el

objetivo de definir la opción más apropiada para el transporte de los

hidrocarburos. Este análisis es soportado por el modelado del flujo

multifásico en régimen permanente y transitorio, con el cual ha sido

posible dimensionar el ducto que transporta la producción hacia Ixtoc-A.

De igual manera fue evaluada la inyección de gas residual en la entrada

del ducto como alternativa de solución al problema de bacheo en líneas

que manejan baja producción.

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

  En la actualidad PEMEX trabaja en el desarrollo del área norte del campo Ixtoc, la cual se inició con la perforación del pozo Ixtoc-22, con la cual se confirmó la presencia de aceite a 5.2 km de la estructura Ixtoc-A y la comunicación entre Ixtoc Norte e Ixtoc Sur. Cabe mencionar que el área incrementada es alrededor de 25 km², que sumados a los 18 km² del área Sur llegan a ser alrededor de 43 km² en todo el campo Ixtoc.

Con el volumen original y reserva calculada, se planeó

el desarrollo el cual consiste en instalar una estructura

tipo Trípode (Ixtoc-TA) a partir de la cual se perforarán 3

pozos de desarrollo (incluyendo la recuperación del

pozo Ixtoc-22) y una estructura tipo Octápodo (Ixtoc-B)

ubicado al Noroeste de este trípode mediante el cual se

perforaran 7 pozos de desarrollo, sumando en su total

10 pozos con un gasto de aceite aproximado de 3 Mbd

cada uno.

Antecedentes

Con base en lo anterior, se planeó el desarrollo, la estrategia de manejo en superficie y el sistema de transporte requerido, mediante el planteamiento de distintos escenarios de manejo de los hidrocarburos hacia instalaciones estratégicas cercanas con el objeto de aprovechar al máximo la infraestructura existente de la Región de Producción Marina Noreste.

I-207

I-76

I-36I-14

I-18

I-12

I-16

I-17-PI-15

I-19-P

I-21-P

I-20-P

IXTOC - A

I-22IXTOC - TA

IXTOC - B I-25 I-26

I-27

I-28I-29

I-30I-31

I-23I-24

Pozo ProductorPozo en PerforaciónPozo Invadido de AguaPozo Propuesto

5.2 km

Ixtoc Norte

Ixtoc Sur

Antecedentes

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

Ixtoc-A

Kambesah

Gasoducto de B.N. 6.5 Km aprox.

Oleogasoducto 5.2 Km aprox.

Ixtoc-TA

  El desarrollo del manejo y transporte de la producción del Trípode Ixtoc-TA se proyecto mediante la recepción de gas de BN proveniente de la plataforma Kambesah para utilizarse como Sistema Artificial de Producción y el envío del hidrocarburo como mezcla hacia la plataforma Ixtoc-A.

Para el análisis de los escenarios de visualización se utilizó la información técnica del fluido a transportar como composición, densidad API, viscosidad, Relación Gas Aceite, así como información de la configuración de la tubería, diámetros nominal e interior y profundidades de las plataformas. Se desarrolló inicialmente un modelo de simulación en régimen estacionario del sistema actual representando las condiciones de operación del sistema de transporte de aceite, gas y mezcla.

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

Analizar y evaluar escenarios de transporte de la producción de

la plataforma Ixtoc-TA con la premisa de aprovechar recursos

existentes y poder contar con la infraestructura a la brevedad

para incorporar producción.

Objetivo

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

Se propone considerar dentro de los análisis la factibilidad de aprovechar recursos constructivos existentes a fin de acortar los tiempos de construcción, tendido e instalación del ducto para el transporte de la producción.

Con base en lo anterior, el planteamiento de los escenarios para el transporte de la producción de la plataforma Ixtoc-TA (9,000 bpd) hacia la Plataforma Ixtoc-A se realizó para tres diámetros diferentes 8”, 12” y 24”, éste último fue considerado en el análisis debido a que se contaba con disponibilidad de tubería de ese diámetro.

Para el caso del escenario que considera un ducto de 24 pg, se cuenta con una variante, ya que la plataforma Ixtoc-TA debido a sus dimensiones y capacidad estructural máxima no puede soportar un riser mayor de 12 pg se evaluó el ducto de 24 pg con un riser descendente de 12 pg.

Planteamiento

• La curva de capacidad de transporte fue calculada para los diámetros de 8, 12 y 24 pg.

• El diámetro de 8 pg requiere altas presiones para los pozos, lo cual afecta a la

producción de los mismos, esta opción se descarte.

• El análisis de factibilidad fue aplicado a los diámetros de 12 y 24 pg.

Escenarios

*Curva de capacidad de transporte

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

• Oleogasoducto de 12 pulgadas Flujo mínimo de 3 Mbd *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A

*Presión a la salida de Ixtoc-TA

El flujo de gas y aceite en la llegada a Ixtoc-A es en

forma intermitente, observándose periodos de tiempo

improductivos, es decir no hay producción,

posteriormente existe picos de flujo instantáneo de

distintas magnitudes desde 3 a 200 Mbd

El efecto de la inestabilidad del ducto se ve reflejado en la

variación de presión en Ixtoc-TA la cual va de 11 a 16

kg/cm2

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

*Perfiles de colgamiento y patrón de flujo en el ducto

• El perfil de colgamiento indica que existe acumulación de líquido en las partes bajas de la línea

llegando hasta un valor de 0.7.

• El patrón de flujo indica flujo estratificado casi en toda la línea (ID = 1) en algunos puntos este

cambia a bache (ID = 3) y burbuja (ID = 4), estos baches van viajando a lo largo de la línea hasta

llegar a la tubería ascendente de Ixtoc-A.

Patrón de flujo estratificado-

Bache-Burbuja

Colgamiento 0 – 0.7

• Oleogasoducto de 12 pulgadas Flujo mínimo de 3 Mbd

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

*Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A

*Presión a la salida de Ixtoc-TA

El comportamiento del flujo mejora al inyectar 3 MMpcd

de gas residual en la entrada del ducto, ya que no se

presentan periodos improductivos, la producción se

mantiene entre 2 y 3 Mbd

Las oscilaciones de presión en la salida de Ixtoc-TA

disminuyen drásticamente después de la inyección de gas

residual, esto debido a que la mezcla tiene una mayor

velocidad y el líquido tiene un mejor arrastre en la línea.

• Oleogasoducto de 12 pulgadas, Flujo mínimo de 3 Mbd con Inyección de 3 MMpcd de gas

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

*Perfiles de colgamiento y patrón de flujo en el ducto

• La inyección de gas residual provoca una menor acumulación de aceite en el ducto, lo cual se

puede observar con el valor máximo de colgamiento de 0.4 en las partes más profundas del

perfil ascendente.

• el patrón de flujo (línea roja) es estratificado (ID = 1) con algunos baches ocasionales (ID =

3), sobre todo en la tubería ascendente a Ixtoc-A.

Patrón de flujo principalmente

estratificado

Colgamiento 0.2 – 0.4

• Oleogasoducto de 12 pulgadas, Flujo mínimo de 3 Mbd con Inyección de 3 MMpcd de gas

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

La aplicación del diámetro de 12 pg transportando 9 Mbd

de aceite muestra que no existe inestabilidad en la línea,

por lo tanto en este caso no se requiere la aplicación de

gas residual.

La presión en la salida de Ixtoc-TA es de 14 kg/cm2 y se

mantiene estable, lo cual indica que el líquido es

arrastrado hacia su destino de manera eficiente.

• Oleogasoducto de 12 pulgadas Flujo máximo de 9 Mbd

*Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A

*Presión a la salida de Ixtoc-TA

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

El modelo muestra el caso extremo en cuanto a flujo

intermitente, ya que durante 24 h de simulación

solamente se registran cinco baches de aceite llegando a

Ixtoc-A, el mayor periodo improductivo es de 11 h.

Los resultados en la salida de Ixtoc-TA muestran un

aumento súbito de presión, el cual coincide con los

baches de aceite en la llegada a Ixtoc-A, esta variable

oscila entre 11 a 16 kg/cm2 abs.

• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas Flujo mínimo de 3 Mbd *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A

*Presión a la salida de Ixtoc-TA

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

*Perfiles de colgamiento y patrón de flujo en el ducto

• El colgamiento de líquido alcanza un máximo de 0.8 en algunas zonas, esto indica que en

esa parte la línea está prácticamente llena de aceite.

• Predomina el flujo estratificado hasta que existe presión suficiente para formar y arrastrar un

bache de líquido

Patrón de flujo principalmente estratificado,

algunos baches

Colgamiento 0.0– 0.8

• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas Flujo mínimo de 3 Mbd

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

La baja producción y el diámetro excesivo provocan que

sea requerida una cantidad de gas considerable (20

MMpcd) para el manejo 3 Mbd de aceite, lo cual hace

inviable a esta opción.

La presión en la salida de Ixtoc-TA se mantiene en su

nivel mínimo 11 kg/cm2

• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas, Flujo mínimo de 3 Mbd con Inyección de 20 MMpcd de gas *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A

*Presión a la salida de Ixtoc-TA

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

*Perfiles de colgamiento y patrón de flujo en el ducto

• La inyección de gas residual provoca una disminución de líquido acumulado en la línea ya

que el valor del colgamiento máximo de 0.6, el cual es menor que el caso anterior.

• Predomina el flujo estratificado con algunos baches esporádicos.

Patrón de flujo principalmente estratificado,

algunos baches

Colgamiento 0.0– 0.8

• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas, Flujo mínimo de 3 Mbd con Inyección de 20 MMpcd de gas

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

Existe flujo intermitente en la llegada a Ixtoc-A causado

por las excesivas dimensiones del ducto, lo cual provoca

acumulación de aceite con baches ocasionales que llegan

a dicha plataforma, los cuales se presentan de manera

irregular y con baja frecuencia.

La presión de envío de la producción aumenta cuando los

baches ascienden a la plataforma Ixtoc-A, la presión

oscila entre 11 a 16 kg/cm2

• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas Flujo máximo de 9 Mbd *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A

*Presión a la salida de Ixtoc-TA

Escenarios

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

La inyección de 17 MMpcd de gas residual es una

cantidad considerable si se toma en cuenta la baja

producción de aceite a transportar, el flujo de aceite en la

salida del ducto oscila entre 6 a 11 Mbd, a diferencia del

caso sin gas residual no se presentan periodos

improductivos.

Debido a que el gas residual mejora el arrastre de aceite

en la línea, la presión de envío de la producción se

mantiene en 11 kg/cm2

• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas, Flujo máximo de 9 Mbd con Inyección de 17 MMpcd de gas *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A

*Presión a la salida de Ixtoc-TA

Resultados

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

• El análisis de los modelos de simulación en régimen transitorio permitió

evaluar el comportamiento de la presión, colgamiento y patrón de flujo a lo

largo del ducto, mostrándonos que en ambos escenarios se estabiliza el flujo

mejorando considerablemente el transporte de la producción debido a la

inyección de gas residual el cual beneficia el transporte de la producción

eliminando la inestabilidad provocada por el colgamiento de líquido.

• El escenario de 24 pg requiere inyección de 17 y 20 MMPCD de gas para la

condición mínima y máxima de flujo respectivamente lo cual la hace inviable

por la alta cantidad necesaria y para el caso del escenario de 12 pg requiere

inyección de 3 MMPCD de gas solo para la mínima condición, esto aunado a la

menor área disponible al flujo aumenta la velocidad de los fluidos

disminuyendo la acumulación de aceite en el ducto.

Conclusiones

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

• La inyección de gas residual es una alternativa para la solución al problema de

bacheo en ductos que manejan baja producción, ya que el gas provoca un

aumento en la velocidad de la mezcla, un mejor arrastre de líquidos y

disminución de la acumulación de líquido en el ducto.

• Se definió técnicamente como mejor escenario el envío de la producción del

trípode Ixtoc-TA hacia la plataforma Ixtoc-A por medio de un oleogasoducto de

12 pg para su separación y posterior envío al Centro de Proceso Akal-C.

• El ducto de 12 pg requiere menor inyección de gas para la estabilización del

flujo durante el transporte (3 MMpcd), eliminando la inestabilidad provocada

por el colgamiento de líquido.

Conclusiones

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

• Las caídas de presión no limitarán la aportación de los pozos y se tendrá una

operación estable sin grandes fluctuaciones de presión y gastos.

• Se tendrá un solo diámetro a lo largo del ducto esto permite realizar corridas

de limpieza.

Agradecimientos

2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3

Ing. Marcos Torres Fuentes

Ing. Rafael Romero Peñaloza

Por su apoyo incondicional para

la realización de este estudio.