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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
EVALUACIÓN DE LA RED DE GAS LÍQUIDO EN MACOLLAS DE POZOS PRODUCTORES CON LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE BOMBEO
Trabajo de grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al grado académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Corredor Bernal Williams Enrique Tutor: Dr. Barrientos Jorge
Maracaibo, enero de 2010
Corredor Bernal Williams Enrique, Evaluación de la red de gas líquido en
macollas de pozos productores con levantamiento artificial de bombeo. (2010)
Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de
Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 86p. Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
RESUMEN
En la industria del petróleo se consideraba que el crudo extrapesado contenía
pequeñas cantidades de gas disuelto en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), en tal
sentido las redes utilizadas no estaban siendo eficientes con el manejo del fluido, las
cuales son partes de la actividades rutinaria en toda la industria para el manejo de
gas, tanto en Occidente como en el Oriente del país y en la (FPO), no escapa de
esta situación las redes de fluido y específicamente en las macollas se venia
desarrollando como una red de gas y líquido. El propósito fundamental de este
estudio es la simulación de las red de gas y líquido presentes en una macolla
ubicada en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), lo que nos permitirá la
determinación mediante un simulador (PIPEPHASE 9.1) de las caídas de presión de
los sistema de recolección de crudo y el sistema de desgasificación de gas del
anular los cuales tienen diversos sistema de captura que se analizaron en este
trabajo mediante el desarrollo de la matriz de evaluaciones y simulaciones de los
respectivos sistema para garantizar el mas adecuado y el buen funcionamiento para
obtener la máxima operatividad del sistema manteniendo el manejo adecuado del
gas en la macolla que alimentará el sistema de compresión de gas.
Palabras Clave: Red de gas y líquido, Levantamiento Artificial, macolla, gas del anular.
E-Mail: [email protected]
Corredor Bernal Williams Enrique, Evaluation of the network of liquid gas into
producing wells with artificial uprising cluster of pumping. (2010) Trabajo de
Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado.
Maracaibo, Venezuela. 86 p. Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
The industry of the oil was considered extra-heavy oil contained small amount of gas
dissolved in the Orinoco Oil Belt (FPO), in such sense networks used are not being
efficient with the handling of the fluid. In this regard networks are part of the routine
activity throughout the industry for the handling of gas, as much in the West as in the
East of the country and (FPO) does not save of this situation the network of flowed
and specifically in the cluster networks they came to develop as a network of gas and
liquid. The fundamental purpose of this study is a simulation of the network of gas
and liquid in a cluster located in the Orinoco Oil Belt (FPO), which will allow the
determination by us means a Simulator (PIPEPHASE 9.1) of the falls pressures of
the oil and gas system of harvesting of and the diverse gas degassing system of the
annular one which they have capture system which the evaluation matrix of, and
respective simulations of the array system to ensure the system more suitable and
effective one were analyzed in this work by means of the development of and the
good operation to get maximum operability of the system, while maintaining the
proper management of the gas in the cluster which will feed the gas compression
system.
Key word: Networks of liquid and gas, Artificial uprising, cluster, gas of annulling
E-Mail: [email protected]
AGRADECIMIENTOS
A mi madre y padre por haberme dado una educación que me llena de orgullo y
decirle que no falle.
A mis hermanos Javier, Lobsang y Odry por estar siempre siguiendo mis pasos y
dándole aliento a no caer.
A nuestro país por darle la oportunidad a todos los venezolanos a desarrollarse
en cualquier área de importancia para la nación.
A Andrelis G Álvarez R, por ser la persona que me ha llenado de felicidad en
darme lo mejor de mi vida a mi hija Elianny G Corredor A.
A la Universidad del Zulia por darme el segundo titulo de mi vida
Al profesor Jorge Barrientos por habernos guiado con sus conocimientos
A mis compañeros de postgrado en el área de gas especialmente a Nayibe
Rosendo, Manuel Fereira.
A la Empresa Mixta Petromacareo por confiar en mi para el estudio realizado.
A Juan Serrano por apoyarme con sus conocimientos
A Roberth Valera que es como un hermano para mí y que siempre me apoyo en
las buenas y en las malas situaciones presentada y apoyándome con su
conocimiento de ingeniero de Petróleo.
A algunos compañeros por brindar todo el apoyo y conocimiento en el área de
petróleo para la realización de este proyecto de trabajo de grado.
Y a todas aquellas personas que de una u otra forma han contribuido con la
realización de esta meta.
Williams E Corredor B
DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso, quien siempre me ha guiado por el camino del bien y
ha sido el pilar fundamental para el logro de mis metas.
A mis Padres, por enseñarme que el éxito es de aquellos que luchan por
conseguirlo.
A mis Hermanos Javier, Lobsang y Odry; quienes han sido parte importante
de mi vida y de mis triunfos.
A mi hija querida ELIANNY G CORREDOR A, un pedazo de luz y de amor
que llego a bendecirme por siempre mi corazón con su ternura y sonrisa.
A Andrelis G Álvarez R por ser la persona que me lleno mi corazón de
felicidad.
A mi amigo hermano Roberth Valera y a su familia que siempre me han
brindado su amistad un inmenso apoyo, además de hacerme sentir siempre
que somos más que amigos porque siempre están en las buenas y malas
como una nueva familia.
A mi amigo Juan Serrano por su apoyo incondicional.
Williams E Corredor B
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN………………………………………………………………………… 4
ABSTRACT……………………………………………………………………….. 5
DEDICATORIA…………………………………………………………………… 6
AGRADECIMIENTO……………………………………………………………... 7
TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………... 8
LISTA DE TABLAS………………………………………………………………. 12
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………... 13
INTRODUCCIÓN……………………………………..…………………………… 14
CAPITULO I Planteamiento del problema…………………………………….. 15
1.1. Objetivos de la invertigacion………………………………………….…… 15
1.1.1. Objetivo General…………………………………………………... 15
1.1.2. Objetivo Especificos……………………………………………… 16
1.2.Justificación de la invertigación……………………………………….…… 16
1.3. Alcance de la investigación……………………………………………….... 17
1.4. Área de la investigación…………………………………………………….. 17
1.5. Planificación de la investigación………………………………………….. 18
CAPITULO II Marco teórico……………………………………………………… 20
2.1. Antecedentes………………………………………………………………… 20
2.2. Bases teóricas………………………………………………………………. 22
2.2.1. Pozos horizontales……………………………………………….. 22
2.2.2. Perforación de un pozo horizontal……………………………… 23
2.2.3. Tipos de completación usada en el área de estudio…………. 24
2.2.3.1. Completación con camisa ranurada…………………… 24
2.2.4. Métodos de levantamiento artificial usado en el estudio…….. 25
2.2.4.1. Bombeo Electrosumergible (BES) …………………………. 25
2.2.4.2. Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)………………….. 25
2.2.5. Efecto de la orientación en la productividad de los pozos
horizontales…………………………………………………………. 26
2.2.6. Regímenes de flujo para pozos horizontales………………….. 27
2.2.7. Influencia de la excentricidad de la productividad de pozos
horizontales………………………………………………………… 28
2.3. Conceptos básicos…………………………………………………………. 29
2.4. Descripción de procesos………………………………………………….. 30
2.4.1. Sistema de recolección de crudo………………………………. 30
2.4.2. Sistema de transferencia de fluido……………………………… 31
2.4.3. Sistema de desgasificación de gas del anular………………… 33
2.4.4. Sistema de inyección de diluente …………………………………. 33
2.5. Estudio de las alternativas (esquema del sistema de recolección
y desgasificación de gas del anular)……………………………………… 34
2.5.1. Tecnologías de los diferentes sistema de las macollas……… 35
2.5.1.1. Sistema de recolección de crudo……………………… 35
2.5.1.1.1. Múltiple convencional de producción y prueba
de pozo en campo…………………………… 35
2.5.1.1.2. Válvulas multipuerto………………………… 36
2.5.1.1.3. Cabezal general para producción y prueba de
pozo…………………………………………… 37
2.5.1.2. Sistema de desgasificación de gas del anular……… 37
2.5.1.2.1. Desgasificación del gas del anular en el cabezal
de producción……………………………….. 37
2.5.1.2.2. Desgasificación del gas del anular sin
conexión en el cabezal de producción…… 38
2.5.1.2.3. Desgasificación del gas del anular sin conexión
en el cabezal de producción con válvulas
reguladoras de presión…………………….. 38
2.6. Simuladores de procesos…………………………………………………. 39
2.6.1 Simulador PIPEPHASE…………………………………………… 39
2.6.1.1. Modelo de fluidos………………………………………. 39
2.6.1.1.1. Fase liquida……………………………………. 40
2.6.1.1.2. Fase gaseosa…………………………………. 40
2.6.1.1.3. Petróleo negro (black oil)……………………. 41
2.6.1.1.4. Condensado…………………………………… 42
2.6.1.1.5. Vapor…………………………………………… 42
2.6.1.1.6. Composicional………………………………… 42
2.6.1.2. Flujo de fluidos en PIPEPHASE……………………… 43
2.6.1.2.1. Flujo monofásico……………………………… 43
2.6.1.2.2. Flujo bifásico………………………………….. 45
2.6.1.3. Algoritmo de resolución ……………………………….. 46
2.6.1.4. Calculo por segmento…………………………………. 48
2.6.1.5. Resoluciones de redes………………………………... 48
2.6.1.6. Especificación de tuberías………………………….... 50
2.6.1.7. Temperatura del medio circundante…………………. 51
CAPITULO III MARCO METODOLÓGICO……………………………………. 52
3.1. Tipo de investigación ……………………………………………………… 52
3.2. Metodología y procedimientos empleados ………………………………. 52
3.2.1. Metodología aplicada para el desarrollo de la matriz de evaluación 52
3.2.2. Criterios de evaluación sistema de recolección……………… 54
3.2.2.1 Matriz de evaluación……………………………………. 55
3.2.3. Criterios de evaluación del sistema de desgasificación de gas
del anular………………………………………………………….. 56
3.2.3.1 Matriz de evaluación……………………………………. 56
3.2.4. Metodología aplicada para el desarrollo de la simulación..... 57
3.2.5. Recopilación de la información…………………………………. 58
3.2.6. Validación de la información……………………………………. 60
3.2.7. Simulación de los sistemas de recolección y desgasificación
de gas del anular utilizando el paquete comercial PIPEPHASE
versión 9.1…………………………………………………………. 60
CAPITULO IV ANALISIS DE LOS RESULTADOS…………………………… 63
4.1. Ventaja y desventajas de los sistemas en estudio…………………….. 63
4.2. Resultado sistema de recolección de crudo…………………………….. 66
4.2.1. De la matriz de evaluación……………………………………….. 66
4.2.2. De la simulación con PIPEPHASE……………………………… 69
4.3. Resultado sistema de desgasificación de gas del anular……………… 71
4.3.1. De la matriz de evaluación ………………………………………… 71
4.3.2. De la simulación con PIPEPHASE……………………………… 73
CONCLUSIONES…………………………………………………………………. 75
RECOMENDACIONES…………………………………………………………... 76
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………….. 77
ANEXOS…………………………………………………………………………… 80
1. Sistemas presente en la macolla, informacion suministrada
por los proveedores………………………………………………….. 80
2. Matriz de evaluacion del sistema de recolección de crudo……… 83
3. Matriz de evaluacion del sistema de desgasificación del gas
del anular……………………………………………………………….. 84
4. Plano de arreglo de 7 pozos productores………………………… 85
5. Esquema de la red gas líquido……………………………………… 86
LISTA DE TABLAS
Tablas Página
1 Parámetro básico de los yacimientos del Área Junín 2…………….. 59
2 Cromatografía de gas (Petromonagas, 2008)……………………….. 60
3 Ventajas y Desventajas de los Sistemas de Recolección de Crudo 63
4 Ventajas y Desventajas de los Sistemas de Desgasificación…….. 65
5 Ponderación de los Criterios de Evaluación………………………… 66
6 Puntaje de cada Opción……………………………………………….. 67
7 Ponderación de los Criterios de Evaluación………………………… 71
8 Puntaje de cada Opción……………………………………………….. 72
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Ubicación Geográfica……………………………………………….…… 18
2 Esquemático Ilustrativo del Límite de Batería del Proyecto…….…… 34
3 Modelo de una red en PIPEPHASE…………………………………… 49
4 Matriz de Evaluación…………………………………………………….. 53
5 Múltiple de recolección (Cabezal General de Producción
y Prueba)…………………………………………………………………. 69
6 Válvula multipuertos…………………………………………………….. 70
7 Desgasificación sin conexión en el cabezal de producción
con válvulas reguladoras de presión………………………………….. 73
8 Unión del gas Casing y del separador de la macolla…………...…… 74
INTRODUCCIÓN El presente estudio permite evaluar la posibilidad de optimizar la producción
mediante el estudio de las red de gas y líquido, mediante el esquema operacional
anterior y al nuevo planteado que debe permitir que la producción de petróleo-gas
sea la optima para el pozo, en el sistema de recolección, ya que el manejo del
petróleo y el gas disuelto en las macollas presenta un incremento lo que esta
afectando la producción de petróleo.
El estudio se genera debido a la necesidad de tener una metodología adecuada y
poder determinar así las acciones necesarias para garantizar los compromisos de
producción y manejo del gas en las macollas que se establece de acuerdo con el
Plan de Negocio de la Corporación; A través del simulador y calculo respectivos se
tendrá visión amplia y precisa de las condiciones donde va operar y las posibles
condiciones actuales de la red de fluido en la macolla y con ello se podrá evaluar los
puntos de mayor perdida. Los primeros capítulos de este trabajo exponen el
planteamiento del problema, y los fundamentos teóricos para la resolución del
mismo, así también se presenta información referente al sistema de recolección de
crudo y el sistema de desgasificación de gas casing en la macolla y los resultados
obtenidos en las simulaciones de los sistemas y su convalidación con los datos de
campo de la Empresa Mixta Petromacareo.
Posteriormente se exponen el capítulo referente a la metodología utilizada para la
ejecución de las simulaciones y la selecciones de los sistemas mediante la matriz de
evaluaciones, el cual abarca a grandes rasgos de recopilación y validación de la
información, creación de escenarios probables que permitan determinar si la
simulación es la optima que representa la menor caída de presiones en los sistemas
con este estudio se establece la infraestructura necesaria la instalación de las
macollas en el área Junín 2 de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).
Adicionalmente del estudio de la matriz de evaluación de los sistemas, se
desarrollo la simulaciones de las red de gas y líquido con los parámetros que están
presente en la producción del crudo y que afectan la eficiencia de la red y equipos
que manejan la producción, se podrá optimizar la red de fluido presente en las
macolla, se utilizará el programa Pipephase para la respectiva simulaciones.
15
CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Existe la necesidad de conocer como se han desarrollado de la producción del pozo
mediante el manejo del flujo a través las redes de fluido en las macollas en las otras
empresas Mixtas de la faja (Petromonagas, Petroanzoategui, Petropiar, Petrocedeño)
para atender las necesidades de la Faja petrolífera del Orinoco (FPO).
Algunas interrogantes dentro del problema planteado:
¿Qué queremos desarrollar con la optimización de la red de gas y líquido en
macollas ubicada en el Área norte del bloque Junín 2 en la FPO.?
¿Cuáles son las prioridades del gas en el Área norte del bloque Junín 2 en la FPO?
¿Cuánto gas asociado tenemos en el Área norte del bloque Junín 2 en la FPO?
Dentro de la capacidad instalada que se estima desarrollar en el Área norte del
bloque Junín 2 de la FPO. ¿Las redes serán suficientes o es imprescindible el estudio
para así garantizar las nuevas redes o modificaciones de las planteadas y garantizar el
suministro seguro del hidrocarburo?
Por este motivo, se ha visto en la necesidad de buscar alternativas para la
optimización de la redes de fluido planteadas en las macollas, donde se evaluara el
comportamiento de las variables del proceso en busca de las condiciones óptimas de
operación en la red gas, también se utilizara diferentes análisis y obtención de los mas
recientes para realizar sensibilidades y verificar las condiciones óptimas de operación a
las que debería operar la redes de fluido y así cumplir con requerimientos mínimos.
1.1. Objetivos de la investigación
1.2.1. Objetivo General
Evaluar la red de gas y líquido en macollas de pozos productores con levantamiento
artificial de bombeo en el Área Norte del Bloque Junín 2 de la Faja Petrolífera del
Orinoco.
16
1.2.2. Objetivos Específicos
Elaborar el esquema de la red de gas y líquido en macollas en el Área Norte del
Bloque Junín 2, asignada a la Empresa Mixta Petromacareo.
Simular la red de gas y líquido bajo las condiciones de operaciones actuales y
generando sensibilidades de variables.
Comparar resultados de la simulación de la red de gas y líquido en macollas con las
condiciones de operación actuales, las obtenidas mediante los estudios respectivos.
Simular las alternativas de optimización de la red de gas y líquido para diferentes
escenarios de operación de la red de fluido en el área norte del bloque Junín 2.
Determinar la viabilidad de la implementación de la mejora a sistema.
1.3. Justificación de la investigación Venezuela es unos de los países que contienen en su territorio unas de las mayores
reservas de gas y la mayor del hemisferio occidental, por otro lado Venezuela posee la
mayor reserva de crudo a nivel mundial presente en la Faja Petrolífera del Orinoco
(FPO).
Al analizar y evaluar las condiciones de diseño de la red de gas y líquido con las
variables actuales del proceso a través del simulador Comercial se podrá visualizar el
comportamiento óptimo de la red de fluido en la macollas; También quedara este diseño
para estudios posteriores que requieran modificación o ajuste de los parámetros de
operación en la red.
La preservación y mejor utilización del manejo del gas natural es un carácter de
importancia para la Empresa Mixta Petromacareo; El proyecto de investigación se
realizara en el Área Norte del Bloque Junín 2 de la Faja Petrolífera del Orinoco
Asignada a la EM Petromacareo.
17
Y se busca la optimización de la red de fluido en las macollas para la eficiencia del
Manejo de la empresa, por lo tanto es necesario generar la información que las
alteraciones que se presentan o en futuras instalaciones.
1.4. Alcance de la investigación Con este trabajo de investigación se espera obtener un beneficio tanto económico
como analítico, debido a que en principio de lograrse los objetivos planteados
significarán una alternativa para la optimización de los recursos naturales como el gas y
el petróleo al mismo tiempo produce una disminución en los costos de producción en la
macolla, y a su vez servirá como prueba piloto para las futuras macollas a instalarse en
el área o nuevas empresas mixtas.
1.5. Área de la investigación La Faja petrolífera del Orinoco conformada por los bloques Boyacá, Junín, Ayacucho
y Carabobo, se considera la acumulación conocida de crudo pesado y extrapesado más
grade del mundo, con petróleo original en sitio (POES) de 1200 MMMBsl y se extiende
sobre una superficie de 13.3MM de acres aproximadamente (53823 Km2).
El Bloque Junín 2 se encuentra localizado en el flanco sur de la Cuenca Oriental de
Venezuela, al Norte del río Orinoco. Pertenece al estado Guárico, municipio Santa
María de Ipire.
Geopolíticamente el bloque Junín 2 se localiza dentro del área denominada Junín,
es una de las 10 divisiones en que se encuentra fraccionada esta área de la Faja
Petrolífera del Orinoco para fines del Proyecto Orinoco Magna Reserva.
Este trabajo de tesis se llevó a cabo en las instalaciones del Área de Junín 2 de la
Faja Petrolífera del Orinoco en Empresa Mixta Petromacareo filial de PDVSA CVP,
específicamente en el bloque 2 de JUNÍN, ya que se estudia el nuevo sistema de
recolección y distribución de gas asociado y de crudo mediante la macolla, Municipio
Leonardo Infante, El Socorro, Santa María de Ipire, Estado Guárico, Venezuela.
18
Figura 1.- Ubicación Geográfica
1.6. Planificación de la investigación La metodología utilizada para el desarrollo de este proyecto fue organizada en varias
etapas de trabajo siguiendo una secuencia cronológica al mismo tiempo. Tal
metodología es planteada en función del cumplimiento de los objetivos propuestos. Este
estudio es evaluar las condiciones de la red de gas y líquido presente en la macolla que
va ser instalada en el Área norte del Bloque Junín 2 y analizar las variables presentes
en la red.
Etapas a seguir para desarrollar esta metodología:
1.- Elaboración del marco teórico del trabajo de grado.
2.- Recolección de información (data de campo, manuales de la estación de red
de gas y líquido en macollas existentes), tesis referenciales, entre otros.
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3.- Conocer el funcionamiento del Simulador Comercial.
4.- Identificar las variables del proceso de la red de gas y líquido en macollas y
las futuras redes de fluido.
5.- Elaborar diseño de la red gas en la macolla con las condiciones planteadas
en el Simulador Comercial.
6.- Evaluar las condiciones óptimas de operación de la red de gas y líquido en el
Simulador Comercial.
7.-Evaluación técnica y económica de la instalación de la red de gas y líquido.
8.- Realizar análisis de resultados conclusiones y recomendaciones.
20
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes
1.- Millano Duran, Jorge Luis, Peñaloza Rojas, Lyddia María. Evaluación en los
Sistemas de Compresión en la Planta Tía Juana 2. (2006) Trabajo de Grado.
Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo;
Resumen, El presente estudio permite evaluar la posibilidad de dejar fuera de servicio
una cadena de Compresión de 6 maquinas ubicada en la Planta Compresora Tía Juana
2, la cual maneja 200 MMPCED en capacidad nominal, y al mismo tiempo garantizar el
suministro de gas rico a la Planta de Extracción de Líquidos ubicada en la misma
Planta.
Para ello es necesario evaluar las redes de Recolección de Gas del Área de Tía
Juana, así como también la Red de Alta Presión de PDVSA Occidente, a fin de
garantizar el suministro de gas rico desde el sistema de distribución de gas de alta
presión, utilizando el Programa Pipe Phase, bajo la Licencia Corporativa de SIMSCI.
Adicionalmente, luego de evaluar las redes de gas, se realizará la simulación del
Proceso de Extracción de Líquidos bajo el programa PROII- Provisión, con la finalidad
de evaluar la cantidad de GLP extraído del gas, con el nuevo esquema de operación.
Finalmente, se debe diseñar la infraestructura necesaria para transportar el gas
desde la isla de Distribución de PCTJ2 hasta la entrada a la Planta de Extracción de
líquidos, garantizando un flujo de 200 MMPCED; Este nuevo esquema operacional
debe permitir que la producción de líquidos extraídos del gas natural, y la producción de
crudo en las estaciones de flujo asociadas a Planta Compresora Tía Juana 2, se
mantenga o se incremente en función de la disminución de la presión de separación en
campo.
21
2.- Santiago González, Alberto Antonio. Evaluación del Sistema de Tratamiento del
Gas Natural en La Estación de Flujo San José de Perijá. (2007). Trabajo de Grado.
Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo,
Venezuela, 137 p; RESUMEN, La deshidratación del gas natural es una operación
esencial en la industria del petróleo y del gas ya que evita problemas operacionales,
problemas con los motores a gas, compresores, entre otros.
La Estación de flujo de San José de Perijá operada por Petroperijá del Municipio
Machiques de Perija del Estado Zulia, procesa gas natural asociado con grandes
cantidades de líquidos. En la misma se ha instalado una planta tratadora del gas
natural, que ha sido diseñada para mejorar la calidad del gas natural utilizado como
combustible en los motores de generación eléctrica, se requiere que los equipos operen
eficientemente y no sufran daños por causa de la presencia de líquidos.
Con la puesta en marcha y la optimización de la misma se lograron ahorros
significativos por mantenimiento correctivo de motores, reemplazo de equipos y
reducción de producción diferida. Este estudio consistió en la evaluación de variables
del proceso en la planta de tratamiento de gas natural a las condiciones de operación
mediante la utilización de un simulador HYSYS, la cual nos permitió validar los
parámetros de operación con el diseño de la planta, se observaron valores muy
cercanos a los de operación y también se utilizaron las cromatografías existentes mas
recientes para evaluar las condiciones optimas de operación a las que debería operar
la planta tratadora de gas.
Al mismo tiempo se monitorearon las presiones y temperaturas en los equipos de la
planta como el compresor, aire forzado, separadores, compresores refrigerantes e
intercambiadores, se observó que trabajan en condiciones normales y en
especificaciones según diseño. Finalmente la planta de tratamiento de gas natural,
logro reducir la cantidad de hidrocarburos pesados en el gas combustible que alimenta
los motores de generación eléctrica. Luego de la evaluación se recomienda: Tomar
muestras de gas natural en la entrada y salida de la planta, para realizar las
cromatografías, así evaluar la eficiencia de la planta y monitorear la calidad del gas,
realizar evaluaciones periódicas a la planta utilizando el paquete de simulación HYSYS,
22
para lograr mantener un mejor control sobre las variables de operación, permitiendo de
esta forma optimizar aún más el proceso.
3.- Mas Y Rubi Urdaneta Lorena. Estudio de la Red de Transmisión de gas-tierra de
PDVSA Occidente. (2007). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de
Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela; RESUMEN, En la industria
del petróleo las redes de recolección y distribución de Gas son parte de la actividad
rutinaria y se deben construir tanto para la satisfacción de las necesidades internas
como para mantener la producción cuando los pozos han perdido su presión natural. El
estudio se origino debido a la necesidad de tener una metodología precisa para poder
determinar las acciones necesarias para garantizar los compromisos de producción que
se establece de acuerdo con el Plan de Negocio de la Corporación; A través del
simulador se tiene visión amplia y precisa de las condiciones actuales de la red de Gas-
Tierra y con ello se puede evaluar los puntos de mayor perdida.
2.2. Bases teóricas 2.2.1. Pozos Horizontales Se entiende como pozo horizontal aquel que se perfora de manera paralela al plano
de estratificación del yacimiento, alcanzando ángulos de desviación no menores de 86°.
Los pozos horizontales tienen una sección lateral que puede variar de unos cientos de
pies a varios miles. La longitud de la sección horizontal depende de la extensión del
yacimiento y del área que se desee drenar en el mismo. Esta técnica consiste
básicamente, en penetrar en forma horizontal un estrato productor. Así se aumenta el
área de exposición al flujo dentro del yacimiento, reduciendo a su vez la caída de
presión entre el borde exterior del mismo y el pozo, este tipo de pozo, debido a su
longitud, permite establecer un mayor contacto entre el pozo y la formación, generando
un área de exposición al flujo mucho mayor, lo que permite alcanzar altas tasas de
producción y en consecuencia obtener una mayor productividad con respecto a un pozo
vertical. Igualmente, esta característica disminuye considerablemente la tendencia a la
23
conificación de agua y /o gas en el yacimiento, debido a que permite producir con una
menor velocidad de flujo y con una baja caída de presión en las cercanías del pozo.
La ventaja más importante de la perforación horizontal es que incrementa el retorno
de la inversión. Esta tecnología requiere de mayor complejidad en las operaciones de
perforación, completación y puesta en servicio de un pozo petrolero, si se le compara
con un pozo vertical, pero el contacto entre la arena petrolífera y la tubería del pozo es
mayor y por tanto, el índice de productividad del crudo aumenta, con el obvio beneficio
que esto representa. Esto puede resultar en un incremento sustancial en las tasas de
producción a una caída constante de presión, o a una reducción en la caída de presión
a tasas de producción constantes.
2.2.2. Perforación de un pozo horizontal La perforación de un pozo horizontal es una operación delicada en la cual el éxito
final es consecuencia de un estricto cumplimiento de la propuesta direccional. Es así
como el desarrollo de equipos y técnicas especializadas, y la formación del personal
encargado de las operaciones ha sido objeto de atención por parte de la industria.
Para alcanzar el objetivo en profundidad, con el ángulo preciso y lograr una
navegación dentro de la arena que procure una sección horizontal óptima se requiere
de herramientas que garanticen la calidad, tanto del control direccional, como de las
mediciones, dirigidas a evaluar el potencial de las secciones atravesadas durante la
perforación.
Dentro de los parámetros geométricos para el diseño de la trayectoria de un pozo
horizontal se mencionan:
Profundidad Vertical Verdadera (TVD): Es la distancia vertical desde la
superficie hasta el objetivo.
Desplazamiento Horizontal: Es la distancia horizontal desde la superficie hasta
la profundidad final.
Punto de Desviación (KOP): Es el punto de la trayectoria en la cual el pozo se
desvía de la vertical.
24
Tasa de Construcción de Angulo: Es la razón de cambio de inclinación por
unidad de longitud medida generalmente en grados por cada 100 pies de
longitud.
Radio de Curvatura: Es la distancia medida sobre las líneas perpendiculares a
cada tangente de la curva desde el centro o punto de convergencia de todas
estas líneas.
Punto de Revestidor: Es el punto de trayectoria del pozo en el cual se asienta el
revestidor de producción. Se ubica justo en el tope de la arena objetivo.
Profundidad Final (MD): Es la profundidad o longitud total alcanzada por el pozo medida
en pies.
2.2.3. Tipos de completación usada en el área de estudio La vida útil de un pozo horizontal va a depender directamente tanto de las
condiciones petrofísicas y geológicas del yacimiento como de su esquema de
completación a seguir. En consecuencia, es de suma importancia adoptar el diseño y
planificación de la completación más óptima y segura para ser aplicada en la
terminación de este tipo de pozos. Los pozos horizontales del Área Junín 2 de la Faja
Petrolífera del Orinoco serán completados con camisa ranurada.
2.2.3.1. Completación con camisa ranurada Este tipo de completación generalmente es empleada en formaciones donde se
prevé la posibilidad de colapso del pozo horizontal. La camisa o liner ranurado
proporciona un control limitado en la producción de arena, y además, es susceptible al
taponamiento. Los pozos horizontales en el Área Junín 2 serán completados con
camisa ranurada de 7 pulg de diámetro, el ancho y número de ranuras puede variar
pero en general se usa 0,020 pulg y 240 rpp. Esta técnica de completación proporciona
una trayectoria conveniente para la inclusión de herramientas de subsuelo, con la
tubería continua flexible (Colied Tubing), en trabajos de limpieza, etc.
25
2.2.4. Métodos de levantamiento artificial usado en el estudio Para la selección de una bomba de subsuelo existen una serie de criterios que
deben ser considerados previamente. Entre los más importantes se pueden mencionar
los siguientes:
Productividad del pozo.
Profundidad de la arena productora.
Tipos de fluidos bombeados.
Temperatura de los fluidos en el fondo del pozo.
Costos del equipo y costos de mantenimiento.
Tipo de pozo (vertical, desviado, horizontal, etc.)
Seguidamente se describen los métodos de levantamiento artificial más usados en
los pozos horizontales perforados en el área de estudio.
2.2.4.1. Bombeo Electrosumergible (BES) El rango de aplicación para este método de levantamiento, de acuerdo a las
experiencias en Venezuela, se encuentra entre 200 BNPD y 18000 BNPD, dentro de un
amplio rango de condiciones de operación en crudos extrapesados, desde 8,5 °API
hasta crudos livianos de 40°API, y viscosidad hasta 5.000 cps a condiciones de fondo
(sin dilución). Con relación a profundidades, se han instalado equipos desde 1500 hasta
12300 pies, y temperaturas de fondo de hasta 350 °F. Respecto al manejo de gas se
ha operado el sistema con porcentajes de gas libre en la entrada de la bomba hasta
50%. El diámetro mínimo del revestidor en las instalaciones ha sido de 5-1/2 pulgadas.
2.2.4.2. Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP) El rango de aplicación según catalogo, de este método de levantamiento se
encuentra entre 50 y 3.000 BNPD para una diversidad de condiciones de operación
26
que van desde el levantamiento de 8,5° API hasta 30° API y con viscosidades desde 5
cps hasta 10.000 cps, a condiciones de yacimiento. Con respecto a la profundidad se
encontró aplicaciones en pozos de hasta 6.500 pies con temperaturas de fondo hasta
280°F. En referencia al manejo de gas, las BCP son capaces de manejar hasta 80% de
gas libre a condiciones de entrada de la bomba. Por otro lado estas bombas por diseño
son capaces de manejar altos porcentajes de arena, por lo que su aplicación en arenas
no consolidadas ha dado buenos resultados. En general este método es muy
recomendado para el manejo de crudos altamente viscosos, con caudales por debajo
de los 1200 BPD. Las mayores limitantes de operación lo constituyen el contenido de
componentes agresivos de los fluidos (aromáticos, H2S, CO2), la temperatura de
funcionamiento y porcentaje de gas libre en la entrada de la bomba.
2.2.5. Efecto de la orientación en la productividad de los pozos horizontales Frecuentemente, las formaciones presentan propiedades anisotrópicas en el plano
horizontal, por lo que la perforación de un pozo horizontal en la dirección apropiada
puede ser determinante para la productividad del mismo. Se necesitan tres
permeabilidades para describir el flujo de fluidos en este tipo de pozos: dos horizontales
y una vertical. Una manera común de describir las variaciones anisotrópicas es a través
del Índice de Anisotropía definido como:
Iani = √ KH / KV (1)
KH = √KX * KY (2)
Donde:
KH = Permeabilidad Horizontal (md)
KV = Permeabilidad Vertical (md)
Cada yacimiento esta sujeto a un campo de esfuerzos, que pueden ser descritos por
tres esfuerzos principales: a) vertical (SV), b) horizontal mínimo (Hmin), c) horizontal
máximo (SHmax). Las direcciones de los esfuerzos máximos y mínimos en el plano
horizontal de la formación, por lo general coinciden con las direcciones de máxima y
27
mínima permeabilidad, por lo que, deben ser determinados antes de la perforación del
pozo. En yacimientos nuevos esto puede ser realizado mediante la perforación de
hoyos pilotos con herramientas que puedan registrar dicha información. En yacimientos
ya explotados, las pruebas de interferencia son de gran valor para determinar
permeabilidades direccionales e inferir esfuerzos.
2.2.6. Regímenes de flujo para Pozos Horizontales En general, los pozos horizontales exhiben cuatro regímenes de flujo dependiendo
de la geometría del pozo del y del yacimiento:
Período de flujo radial reciente en un plano vertical: En este período, el pozo
horizontal actúa como un pozo vertical en un plano horizontal. Este periodo
termina cuando el efecto de disturbio de presión ocasionado por la producción
del pozo, alcanza el tope o la base del yacimiento.
Periodo de flujo lineal reciente: Si el pozo horizontal es lo suficientemente
largo en comparación con el espesor del yacimiento, puede desarrollarse un
periodo de flujo lineal una vez que el disturbio de presión alcance los limites
superiores e inferiores del yacimiento.
Periodo de flujo pseudo-radial tardio en un plano horizontal: Si la longitud
del pozo es lo suficientemente corta en comparación al tamaño del yacimiento,
puede desarrollarse un periodo de flujo pseudo-radial. Este periodo culmina
cuando el disturbio de presión alcanza los bordes externos del yacimiento.
Periodo de flujo lineal tardio: Ocurre cuando tanto los limites verticales como
los laterales han sido contactados por el disturbio de presión y se establece un
régimen lineal de flujo.
En general, los pozos son raramente horizontales y presentan forma “serpenteante”,
debido a variaciones en el plano vertical a lo largo de la longitud del pozo. Como
consecuencia de esto, van a existir partes de la sección horizontal que van a sentir los
efectos del tope del yacimiento mas temprano que el resto de la sección horizontal. Así
28
como parte de la sección será alcanzada por el efecto del fondo del yacimiento antes
que el resto de la sección horizontal.
2.2.7. Influencia de la excentricidad de la productividad de pozos horizontales Al realizar un corte transversal de la trayectoria de un pozo donde se visualice el
tope de la arena navegada se puede observar que tanto el tope como el pozo
comparten coordenadas en el eje de las abscisas. Por lo tanto a partir de la trayectoria
de un pozo es posible modelar las coordenadas “z” (profundidad en TVD) del tope de la
arena.
Para la perforación de un pozo horizontal, es importante diseñar la tolerancia vertical
que puede tener dicho pozo. Para lograr pequeñas tolerancias (+- 5 pies), se deben
realizar una gran cantidad de mediciones y análisis durante la perforación del pozo para
lograr dicho propósito. El tipo de yacimiento determina la tolerancia de la elevación
vertical.
Yacimientos con bordes superiores e inferiores cercanos: En este caso no
existe casquete de gas ni contacto agua petróleo. En estos casos la tendencia
general es perforar en la mitad del espesor del yacimiento. Se espera una
perdida de su productividad cuando no esta a dicha elevación, aunque cuando
la longitud del pozo horizontal es grande con respecto al espesor del yacimiento,
la perdida de productividad es baja.
Yacimientos con conificación de agua y/o gas: En estos yacimientos la
ubicación del pozo en el plano vertical es de suma importancia. Se puede
determinar el tiempo de irrupción de gas o agua o ambos, y los cambios
subsecuentes de la relación Gas-Petróleo (RGP) y en la relación Agua-Petróleo
(RAP).
Tortuosidad: La tortuosidad es otro de los factores críticos para ser
considerados en la trayectoria de pozos horizontales complejos con complicada
trayectoria en yacimientos o arenas delgadas. En la planificación de los pozos
su trayectoria generalmente esta constituida por curvas suaves, pero la
trayectoria real de los pozos resulta con muchas irregularidades. La
determinación del factor de tortuosidad aplicable en la trayectoria de los pozos es
29
siempre un desafío durante la fase de planificación debido a que hay pocos
métodos disponibles de cuantificación y pruebas de campo demuestran que los
métodos disponibles subestiman el torque de la sarta de perforación en pozos
altamente desviados.
2.3. Conceptos básicos
Contacto Agua-Petróleo: Es el nivel que determina el limite natural buzamiento
abajo en un yacimiento, y donde se pasa de un fluido a otro. El contacto define la
profundidad máxima de la acumulación.
Geonavegación: Es la navegación en tiempo real de pozos horizontales y de
alto angulo, mediante evaluación de las formaciones durante la perforación.
Resistividad acumulada: Suma de la longitud horizontal total navegada por el
pozo multiplicado por su respectiva resistividad promedio.
Datum: El datum o plano de referencia es la profundidad bajo el nivel del mar la
cual se refiere la presión de un yacimiento.
Unidades de flujo: Intervalo estratigráficamente continuo del yacimiento con
características de flujo de fluidos internamente consistentes y predeciblemente
diferentes de otros volúmenes de roca.
Permeabilidad K (md): La permeabilidad manifiesta la capacidad de una roca
para transmitir un fluido, de acuerdo a la porosidad efectiva y del tamaño
predominante de los poros individuales. También es la propiedad que posee la
roca para permitir que los fluidos se puedan mover a través de la red de poros
interconectados.
Permeabilidad Efectiva (Ke): La permeabilidad efectiva es aquella que
corresponde a una determinada fase cuando fluyen en el medio poroso dos o
mas fases.
Permeabilidad Absoluta (K): La permeabilidad absoluta es aquella que tiene un
medio poroso saturado 100% por una sola fase.
Permeabilidad relativa (Kr): Es la relación que hay entre las permeabilidades
efectivas de un fluido y la absoluta.
30
Petrofisica: Es el estudio de las relaciones existentes entre las propiedades
físicas y texturas de la roca.
Porosidad (): es el volumen del espacio de poros entre o dentro de los
componentes de una roca, expresado como una fracción del volumen total de la
roca.
Porosidad total (T): es la relación del volumen del espacio de todos los poros
conectados o no, con el volumen total de la roca.
Porosidad efectiva (e): Es definida como la relación del volumen del espacio
de poros interconectados al volumen total de la roca.
Asimetría: Esta medida permite identificar si los datos se distribuyen de forma
uniforme alrededor del punto central (Media Arítmetica)
Curtosis: Esta medida determina el grado de concentración que presentan los
valores en la región central de la distribución.
2.4. Descripción de procesos Para las Macollas que se construidas en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) Figura
1, la información correspondiente a: Ubicación geográfica, volumetría y las condiciones
de operación requerida para el desarrollo de la infraestructura de cada una de estas.
Para el desarrollo se tomaron valores referenciales de las empresas mixtas visitadas.
Los procesos involucrados en el manejo de la Producción en las Macollas son los
siguientes:
Sistema de Recolección de Crudo.
Sistema de Transferencia de Crudo.
Sistema de Desgasificación de Gas de Casing
Sistema de Inyección de Diluente
2.4.1. Sistema de recolección de Crudo La recolección del fluido multifásico en las Macollas estará integrado de un sistema
conformado por un cabezal general de producción, donde convergerán las líneas de flujo
proveniente de los pozos, este cabezal general estará ubicado perpendicularmente a las
31
líneas de flujo proveniente de los pozos, paralelamente al cabezal general de producción
estará ubicado el cabezal de prueba, con un arreglo de válvulas de bloqueo manuales
que permitirá la conexión del la línea de flujo con ambos cabezales.
Las líneas de prueba se desviarán al Sistema de Medición el cual estará integrado
por un Medidor Multifásico o un Separador Bifásico con mediciones de gas y líquido de
acuerdo a la disponibilidad; para la prueba de los pozos, se estima como mínimo un
periodo de duración de ocho (8) horas con proyecciones a un día, luego de la medición
los fluidos cuantificados serán integrados al Cabezal General de Producción, y de allí se
direcciona al Sistema de Transferencia de Fluido, finalizando en los cabezales de
descarga de las Macollas hacia las estaciones de recolección de producción.
Esta configuración permite menor caída de presión en el sistema, facilidad de la
operación, mejor hidráulica e identificar de manera directa las conexiones de cada uno
de los pozos.
2.4.2. Sistema de Transferencia de Fluido El sistema de Transferencia de Fluido Multifásico desde la Macolla hasta las
estaciones de recolección de producción, puede estar conformado por un sistema de
bombeo Multifásico y un cabezal de descarga donde se envíe de manera directa la
producción a la estación de recolección con la energía de los pozos.
Para la selección del Sistema de Transferencia de Fluido (Estación de Bombeo
Multifásico), se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:
La topografía de los campos donde se ubicarán las futuras Macollas.
La evaluación hidráulica de los sistemas, tomando en cuenta las condiciones de
presión y temperatura de operación en los pozos pertenecientes a los campos
asociados a las futuras Macollas a implantarse.
Se requiere conocer las curvas de predicción (PDO o PDN) de los fluidos a
manejar en los campos involucrados de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).
Conocer las propiedades físicas de los fluidos involucrados.
32
En caso de presentarse las condiciones apropiadas para la implantación de un
sistema de bombeo Multifásico, la operabilidad a través de este sistema es el siguiente:
El bombeo Multifásico permite el transporte de fluidos Multifásico inestables (mezcla
de petróleo, de gas, agua de formación y arena) producido en los campos sin necesidad
de someter las corrientes a separación previa por un oleoducto hacia el centro principal
de tratamiento de fluidos.
Las bombas Multifásicas son bombas de desplazamiento positivo, rotativas, tipo
tornillo, en las cuales el flujo está atrapado dentro del espacio entre las roscas de los
tornillos y viaja de forma axial hacia la zona de descarga. En este tipo de bombas
(tornillo) uno o más rotores con la forma de un tornillo sin fin, gira simultáneamente
debido al accionamiento externo de un motor. La rotación de los tornillos hace que las
roscas se engranen entre sí, formando junto con la carcasa externa, cámaras cerradas.
Estas cámaras son las responsables de tomar el fluido desde la succión y lo transportan
axialmente a lo largo de los tornillos hasta la descarga, donde las roscas de los tornillos
se desengranan progresivamente y liberan el fluido. Siendo ésta una bomba de
desplazamiento positivo, consigue transportar hasta la descarga cualquier sustancia
líquida, sólida o gaseosa que pueda ser introducida desde la succión a través de sus
cámaras, esto permite que las bombas de doble tornillo trabajen con altas fracciones
volumétricas de gas (FVG) muy cercanas al 100 % por algún periodo de tiempo, pero en
condiciones normales este valor operacionalmente sólo se ha podido mantener hasta un
máximo del 95 %.
En la actualidad el uso de bombas de doble tornillo, ha representado una solución
exitosa cuando se trata de manejar una amplia gama de caudales, presiones y
viscosidades, además de ofrecer comparativamente una buena eficiencia energética y
volumétrica. Son bombas diseñadas para manejar caudales que van desde un 90 % de
gas hasta 100 % de líquido, y son equipos que requieren buena instrumentación, buen
arreglo de succión y selección; ofreciendo aparte un gran potencial para la reducción del
costo de capital, mejoramiento y simplificación de las operaciones.
En caso de no aplicar la implantación de un sistema de bombeo Multifásico, se debe
realizar la evaluación hidráulica del sistema desde la Macolla hasta la estacione de
33
recolección y garantizar con la energía de cada uno de los pozos el paso del fluido hacia
las estaciones de recolección.
2.4.3. Sistema de Desgasificación de gas del anular Para este sistema la configuración utilizada parte de la completación de los pozos
que se realizan con las Bombas de Cavidad Progresiva (BCP). La línea proveniente del
casing, se envía de manera directa a las facilidades para el manejo del gas, sin conexión
con la línea de producción general.
Las líneas provenientes del casing de cada uno de los pozos se integran a una línea
común para enviar todo el gas liberado a las facilidades de manejo de gas, paralela a la
línea común se tiene un cabezal de prueba con un sistema de medición que permite
cuantificar la liberación de gas de cada uno de los pozos y por otro lado se hace una
medición en el cabezal común de gas.
Este sistema posibilita la automatización mediante unas válvulas de control
manteniendo una presión regulada en el pozo y liberar solo el excedente garantizando
así una presión uniforme en el subsuelo; también permite optimización del sistema de
levantamiento artificial ubicando la bomba en el nivel de sumergencia apropiado.
2.4.4. Sistema de Inyección de Diluente
El sistema de inyección del diluente proviene de una fuente externa, el cual llega a la
Macolla y se integra a un cabezal común que dispone de un medidor de flujo másico
multivariable que permite cuantificar la cantidad, la densidad y las condiciones de
operación del diluente total que se integra a la Macolla, de este cabezal común se
derivan líneas independientes a cada uno de los pozos, en cada una de estas líneas se
tendrá un sistema de medición conformado por una válvula de control de flujo y un
medidor de flujo másico multivariable con medidor de densidad, el cual permitirá la
dosificación del diluente a cada uno de los pozos y el monitoreo de la densidad y las
condiciones de operación. El diluente se inyecta a nivel de superficie en la línea de
34
producción del pozo facilitando así el desplazamiento del crudo desde el cabezal del
pozo hacia el sistema de Recolección y este será Nafta con una gravedad de 16 º API.
El múltiple para inyección de diluente automatizado o no, es un cabezal que
distribuye el fluido a cada línea de producción a la salida del cabezal de pozo, esta
inyección depende de cada pozo y del índice de productividad de los mismos, según
experiencias operacionales de las empresas mixtas, si se tiene un IP≥ 5 la relación de
diluente de la producción es aproximadamente un 33 %.
Figura 2.- Esquemático Ilustrativo del Límite de Batería del Proyecto
2.5. Estudio de las alternativas (esquema del sistema de recolección y
desgasificación de gas del anular)
Este estudio presenta la evaluación y definición las tecnologías más apropiadas para
cada uno de los sistemas correspondientes a la implantación de locaciones o macollas
en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) específicamente en Área de Junín 2.
En tal sentido se presenta diferentes modelos de operación de los Sistemas que
conforman las macollas, definiendo los criterios correspondientes para la selección de
35
los modelos más viables para cada sistema haciendo uso de las matrices de
evaluación.
2.5.1. Tecnologías de los diferentes Sistema de las macollas
2.5.1.1. Sistema de Recolección de Crudo 2.5.1.1.1. Múltiple Convencional de Producción y Prueba de Pozo en Campo
Consiste en un cabezal bridado en ambos extremos, con varias entradas y una
salida común para producción, llamado Múltiple de Producción. Cada pozo descarga al
Múltiple Principal de Producción y de allí sale una línea hacia la estación de producción
más cercana, para luego transportar la misma hacia el cabezal principal de recolección.
Para la configuración con prueba de pozo en campo se puede disponer de un
Medidor Multifásico o Separador de Prueba. Si la prueba de pozo se realiza mediante
un Medidor Multifásico, la línea de prueba es direccionada al medidor multifásico y sino
se direcciona al Separador Bifásico. El crudo asociado al pozo probado, después de la
medición, son enviados al cabezal de producción principal y el gas es desviado hacia
una línea que puede orientarse tanto en la línea de producción como en las Estaciones
Principales.
Si la prueba de pozo, se realiza utilizando un separador de prueba, la línea de
prueba que proviene del múltiple de prueba alimenta al separador gas-líquido, donde se
separan las dos (2) fases. Las corrientes gaseosas y líquidas se vuelven a mezclar para
retorno a producción.
En caso de ser seleccionada la opción del separador de prueba se mantenga, la
línea de prueba descargará al cabezal de producción o pueden ser enviados a la
estación de bombeo multifásica si se requiere; si se selecciona el medidor multifásico se
realizara la medición de la misma forma antes descrita para el separador con la
diferencia de que la medición gas-crudo-agua se realizará en un solo equipo.
36
2.5.1.1.2. Válvulas Multipuerto La Válvula Selectora Multipuerto (VMP) es un Sistema Mecánico - Electrónico de
selección de pozo para prueba, o para calibración de un sistema de inyección (diluente,
agua o gas).
La Válvula Selectora Multipuerto, permite la entrada simultánea de hasta ocho (8)
líneas de flujo, con dos (2) salidas, una (1) salida común para producción y una (1)
salida seleccionable para prueba. Se pueden conectar hasta siete (7) pozos,
disponiendo de un puesto ciego de posicionamiento. Este sistema de posicionamiento
permite enviar individualmente cada uno de los pozos a la salida de prueba, mientras
los seis (6) restantes producen por la salida de grupo. Las Válvulas Multipuerto se
caracterizan por:
Poder funcionar manual o eléctricamente.
El funcionamiento manual se logra con un mando de traba indexado para
alineación precisa y repetible de tapón/asiento.
La versión electrónica es muy competitiva con respecto al manifold convencional
automatizado con válvulas de tres (3) vías, obteniéndose importantes ahorros en
la inversión.
Los operadores eléctricos pueden ser suministrados ya sea con motores de
Corriente Alterna (CA) o motores de 12 o 24 VCD y disyuntores de seguridad
mecánica o el popular Controlador Electrónico de Multipuerto (MEC).
El actuador inteligente incorpora un PLC que permite programar la operación de
la válvula de acuerdo a las necesidades, e incorporar todo tipo de control en
cuanto a mediciones. En resumen, permite automatizar totalmente una estación
de flujo, tanto en la parte de producción de crudo como la de inyección de
diluente.
Construida según criterios aplicables del API 599.
Sello ajustable en el campo, con rapador de acero inoxidable.
Disponible en varios tamaños y clasificación de bridas de línea.
Dispone diversos revestimientos y capas superpuestas para mejorar la
resistencia a la corrosión y a la abrasión.
37
En el aspecto de mantenimiento se reducen las probabilidades de falla y con
referencia a la conservación del medio ambiente se obtienen importantes
beneficios al contar con una instalación más compacta que reduce las
posibilidades de derrames de crudo.
Las Válvulas Multipuerto (VMP), pueden ser usadas en la conformación de
Sistemas de Optimización de la Producción o Sistemas de Optimización en la
Inyección de Diluente.
Si la localización presenta más de una válvula multipuerto, las líneas de producción
de cada válvula, descargarán al Múltiple de Producción, del cual va al sistema de
bombas multifásicas de ser el caso, descargando una sola línea de producción en el
cabezal principal de recolección, que transportar.
2.5.1.1.3. Cabezal General para Producción y Prueba de Pozo Este arreglo se utiliza en una de las empresas visitadas Petromonagas, consiste en
dos cabezales de los cuales uno es destinado para producción y el otro para la prueba
de pozos; estos se ubicarán de acuerdo el espaciado de las macollas, en el centro o en
los extremos dependiendo del arreglo de los pozos y pueden recorrer las macollas. Este
cabezal estará ubicado de manera perpendicular a los pozos con un diámetro superior
al del cabezal convencional, lo cual facilita el manejo de la producción por tener menos
caída de presión en el sistema y permite de manera directa identificar las conexiones de
cada uno de los pozos.
Las Líneas de prueba pueden ir a medidores de flujo (Separadores Bifásicos
Horizontales ó Medidor Multifásico), luego de allí las líneas convergen hasta la línea de
producción para luego ir a la Estación Principal (Centro Operativo ó Planta).
38
2.5.1.2. Sistema de Desgasificación de Gas del anular 2.5.1.2.1. Desgasificación del Gas del anular en el Cabezal de Producción La configuración empleada para este sistema se origina en la completación de los
pozos los cuales se realizan con Bombas de Cavidad Progresiva (BCP); el fluido
confinado en el pozo es succionado mediante el giro del rotor dentro del estator, donde
las cavidades de la bomba se desplazan desde la succión a la descarga,
produciéndose, la presión requerida para levantar el fluido; en el cabezal del pozo se
derivan tres líneas de las cuales una es la línea de gas que es aliviada en la línea de
producción y esto se traduce en menores costos en cuanto a infraestructura se
requiere.
2.5.1.2.2. Desgasificación del Gas del anular sin Conexión en el Cabezal de
Producción
Para este sistema la configuración utilizada parte de la completación de los pozos
que se realizan con las Bombas de Cavidad Progresiva (BCP), proveniente del casing
que se envía de manera directa a las facilidades para el manejo del gas, sin conexión
con la línea de producción general. Esta facilidad permite cuantificar el gas liberado del
pozo a través del casing.
2.5.1.2.3. Desgasificación del Gas del anular sin Conexión en el Cabezal de Producción
con Válvulas Reguladoras de Presión
Para este sistema la configuración utilizada parte de la completación de los pozos
que se realizan con las Bombas de Cavidad Progresiva (BCP), proveniente del casing
que se envía de manera directa a las facilidades para el manejo del gas, sin conexión
con la línea de producción general. Esta facilidad permite cuantificar el gas liberado del
pozo a través del casing.
39
Este sistema posibilita la automatización mediante unas válvulas de control
manteniendo una presión regulada en el pozo y liberar solo el excedente garantizando
así una presión uniforme en el subsuelo.
2.6. Simuladores de procesos Actualmente existen en la Industria Petrolera simuladores, los cuales permiten
evaluar de una forma rápida equipos ó plantas de procesos, establecidas ó
modificadas. Estos simuladores poseen programas implícitos con modelos
termodinámicos en forma de modelos matemáticos para reproducir condiciones de un
equipo o conjunto de ellos.
2.6.1 Simulador Pipephase El simulador de procesos PIPEPHASE es un paquete que permite principalmente,
simular el movimiento de fluidos en tuberías. Permite resolver balances complicados en
redes de tuberías, efectuando cálculos de opresiones para flujos monofásicos y
bifásicos. Posee ecuaciones y correlaciones para predecir con bastante exactitud, el
comportamiento de un flujo en una tubería. Además cuenta con una librería de
accesorios como válvulas (globo, compuerta…), codos, bombas y otros dispositivos,
que brinda la posibilidad de realizar simulaciones de procesos reales para flujos de
agua, aire y crudos con una composición determinada.
En esta investigación el PIPEPHASE se utilizó para resolver las redes de gas y
liquido en la macolla de pozos productores área Junín 2; por lo que se explicará a
continuación todo lo referente a este simulador para la resolución de redes.
2.6.1.1. Modelo de Fluidos El PIPEPHASE permite manejar distintos tipos de fluidos, que pueden ser conocidos
(agua, aceite, alcohol, etc…) ó mezclas de distintas sustancias (hidrocarburos).
Dependiendo de las necesidades del usuario, se puede seleccionar el tipo de fluido. A
40
continuación se presentan las distintas opciones de selección de fluido que permite el
programa:
2.6.1.1.1. Fase Liquida Esta opción es seleccionada cuando no existe gas en la simulación. Permite definir
líquidos como sustancias puras, aunque se puede trabajar igualmente con
hidrocarburos. Las propiedades como viscosidad, densidad, tensión superficial se
encuentran definidas para cada sustancia pura, como el agua, alcohol, etc. En el caso
de hidrocarburos se utilizan diferentes correlaciones para determinar propiedades. Para
determinar la viscosidad de hidrocarburos se utiliza generalmente la correlación
Vasquez/Beggs, la cual posee un rango de gravedades de 10<API<58, temperaturas
de 50°<T°F<295 y presiones 0<P(psig)<5250 la ecuación: 110 XL , donde:
163.1
*02023.00324.310
TX
API
Para obtener el cálculo 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: TAPICP 00055.00022.033.0 (BTU/LBM).
2.6.1.1.2. Fase Gaseosa Se utiliza cuando la simulación se basa en modelaje de poro gas en ausencia de
líquido (no Condensación). La gravedad específica del gas en particular (suministrado
por el usuario), se utiliza para determinar las propiedades. Para obtener el factor de
compresibilidad del gas (Z) se pueden utilizar los métodos de Standing-Katz ó el de
Hall Yarborough. El método de Standing es el preestablecido por el simulador, ya que
posee las correlaciones en cuanto a presencia de Nitrógeno, dióxido de carbono y otros
contaminantes. Esto debido a que los resultados de sus correlaciones se basan en
experimentos con el gas natural, en función de una precisa gravedad específica. Para
precisar las viscosidades del gas, se emplea la correlación de LEE o la de Katz, las
cuales estiman el valor a través de la gravedad específica, temperatura y presión. Sin
embargo la correlación de LEE posee un rango de variables mayor a la de Katz.
41
Las ecuaciones son:
TZ
PXKG g 004330001.0 exp
(3)
A
A
TM
TMK
19209
02.04.95.1
(4)
MT
XA
01.0986
5.3
(5)
Donde:
TA= Temperatura °R,
M= Peso Molecular;
= Gravedad Específica;
P= Presión (psig);
Z= Factor de compresibilidad;
T = Temperatura en °F.
2.6.1.1.3. 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:
G
G
o
o
y
y
MRs
1
353.379 (6)
Y para obtener su gráfica:
460
T
Py G
G
(7)
Donde:
42
Rs= Relación Gas-Crudo;
Mo= Peso molecular del crudo.
P= Presión (psig);
T= Temperatura °F;
yg= Fracción molar del gas;
o= Peso especifico del crudo.
2.6.1.1.4. 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 este modelo asume
que la presencia de líquidos por debajo de la presión de rocío es inexistente.
2.6.1.1.5. 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.
2.6.1.1.6. 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
43
determinar las propiedades de un hidrocarburo conociendo los componentes que lo
integran como: Metano, Etano, y Butano además de las proporciones de los mismos.
2.6.1.2. Flujo de Fluidos en PIPEPHASE El fluido que circula en una tubería puede ser de naturaleza monofásico (gas ó
líquido) ó Multifásico (gas-líquido; liquido-líquido,…). Dependiendo del tipo de fluido
existen diversas correlaciones termodinámicas y de caídas de presión que son
aplicables en cada caso.
2.6.1.2.1. Flujo Monofásico Bien sea Gas ó líquido, siempre que exista un flujo que pasa de un punto 1 a un
punto 2, en una tubería, éste está sujeto a la primera ley de la termodinámica que
enuncia 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 expresar también
de la siguiente forma:
salent EfluidoEfluidoWQ (8)
Para un sistema abierto se tiene:
gc
zg
g
vVpum
gc
zg
g
vVpumWQ 2
2
2222
1
2
1111
22 (9)
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 fluído específico
P= presión del fluido
1 2
44
V= volumen específico del fluido
v= velocidad del fluido
g= gravedad
g= Altura del fluido con respecto a un sistema de referencia
gc= constante gravitacional
Para definir la caída de presión se utiliza la ecuación de BERNOULLI pero con las
pérdidas de fricción. Para ver la aplicación de esta ecuación observaremos la siguiente
tubería:
Siendo 1 y 2 los puntos límites de análisis y L la longitud de la tubería, aplicamos la
ecuación:
i
d
d
LVfzg
VPzg
VP
222
2
2
2
221
2
11
(10)
Donde:
P= Presión del fluido
= 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: i
d
d
LVf
2
2
representa la pérdida por fricción en la tubería.
El factor de fricción de Darcy es determinada por 2 variables, la rugosidad relativa
(e/d) y el número de Reynolds. Existen varias ecuaciones para determinar el factor de
fricción, dependiendo si el flujo es laminar, transición ó turbulento.
FLUJO LAMINAR: PIPEPHASE utiliza la ecuación de Poiseuille´s, la cual dice:
Re
64df
1 2
45
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:
did fd
de
f Re
7.182log274.1
110 . Donde PIPEPHASE utiliza un proceso
iterativo para obtener el factor de fricción de Darcy.
2.6.1.2.2. Flujo Bifásico Para estos casos el cálculo se hace más complejo, ya que se utilizan distintas
correlaciones empíricas. Pero antes de que el programa PIPEPHASE ejecute las
ecuaciones, se deben definir 2 variables nuevas a utilizar para los cálculos: velocidad
superficial y acumulación de líquido ó gas (liquid & gas holdup).
La velocidad superficial se define como la velocidad de la fase gaseosa y líquida si
estuvieran solas en la tubería.
A
qVSL
1 (11)
Para el líquido;
A
qV G
SG (12)
Para el gas.
Donde:
q= Flujo volumétrico de cada fase
A= Area 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:
SLSGM VVV (13)
46
La otra variable es la acumulación de líquido, que se define como la fracción
adimensional de la sección transversal de la tubería ocupada por líquidos o por gases.
Posee la siguiente formula:
tubería
liq
LVol
VolH (14)
Para líquidos
A
AH G
G (15)
Para gases.
Donde:
AL= Area del líquido
AG= Area del Gas
Por lo Tanto:
ALAGA (16)
Para definir la ecuación de caída de presión se utiliza también la densidad de la
mezcla (/M) la cual es:
GLLLM HH 1 (17)
Donde:
l= Densidad del líquido
g= Densidad del Gas
Por lo que la ecuación de BERNOULLI con pérdidas queda de la siguiente manera:
di
LVfzg
VPzg
VP MMM
M
M
M
222
2
2
2
221
2
11
(18)
Por otro la do, existen numerosas correlaciones para determinar las caídas de
presión por fricción, aceleración y cambio de altura. Las preestablecidas por el
PIPEPHASE para otros cálculos.
47
2.6.1.3. Algoritmo de resolución 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
como se estructuran las redes de tuberías en el paquete.
ESTRUCTURA: Una vez especificados el sistema de unidades a utilizar (inglés,
internacional, etc.) y de haber seleccionado el modelo de fluido, bajo el cual v 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 flujos
provenientes de otras líneas. Para resolver las condiciones de operación y
predecir el comportamiento de todos los fluidos involucrados a lo largo de toda la
red, PIPEPHASE trabaja con la siguiente estructura:
Fuentes (Sources)
La fuente son los puntos de donde sale un flujo cualquiera y se identifican en la
simulación con una flecha encerrada en un círculo azul. Dependiendo del modelo del
fluido. Dependiendo del modelo de 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 específica (°API en caso de crudo) del
flujo.
NOTA: De una fuente solo puede salir un flujo
Enlaces
(link)
Fuente (s) -------- Enlace (s)
------
48
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 oros. 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)
Los destinos son los sumideros o llevaderos en donde llega el flujo. Igualmente
permite especificar el caudal de llegada, presión temperatura del fluido.
NOTA: A un destino puede llegar únicamente un solo flujo.
2.6.1.4. Calculo por segmento El PIPEPHASE determina unidades ó divisiones llamadas segmentos, para calcular
la diferencia de temperatura, caída de presión, acumulación de líquidos y las
propiedades del flujo en una tubería ó tubo. El procedimiento es dividir una tubería en
segmentos de manera que se puedan realizar por equilibrios 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
49
rodea; el PIPEPHASE es capaz de determinar la pérdida de calor en la tubería, la
caída de presión y por consiguiente la presión y la temperatura del fluido al destino.
2.6.1.5. Resoluciones de redes 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 tienen como función unir 2 ó más enlaces de flujo diversos en uno ó más
enlaces.
Para entender mejor lo antes expuesto, se muestra el siguiente diagrama:
Figura. 3. Modelo de una red en PIPEPHASE
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 de
la Ley de Kirchoff en las mallas.
Fuente 1
Fuente 2
Enlace 1
Enlace 2
Enlace 3
Destino
50
El PIPEPHASE al resolver las redes implementa proceso iterativos, por lo que
ciertos datos de entrada deben ser suministrados por el usuario, como una presión ó
flujo estimado. El PIPEPHASE utiliza 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 sí por
medio de nodos. Toma los valores iniciales de caudal y presión de las fuentes ó
destinos involucrados y resuelve las incógnitas presentes. Los desbalances de
presión entre enlaces contiguos, se registran y luego se produce resolver el
conjunto de ecuaciones no lineales con el método de Newton Raphson.
Método de Balance de Masa (MBAL): Es un método que permite proporcionar
al PBAL unos valores de iteración, más cercanos a la realidad de presión y
caudal. Lleva a cabo sumas y balances de flujos 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 T temperatura en dichos nodos. Por lo que se aplica el principio de
conservación de masa y energía e igualmente se hace de Newton Raphson.
2.6.1.6. Especificación de tuberías El PIPEPHASE posee 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 tratamiento de redes de tuberías, por lo que a
continuación se menciona lo siguiente:
El simulador posee valores de diámetro tuberías 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
51
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 Schedule puede 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 sujeto al medio circundante y a su temperatura. Esto se debe
que la mayor resistencia para la transferencia de calor, para tuberías sin
aislante, es la convección externa. Se puede especificar como medio
circundante aguan tierra, aire y otros a cualquier temperatura.
2.6.1.7. Temperatura del medio circundante El régimen de flujo lo estima en función del número de Reynolds y otras variables,
en función de la velocidad y densidad del flujo. La transferencia de calor se calcula con
la ecuación:
dATUdq (19)
52
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de investigación Según el tipo de datos recolectados la investigación atenderá a las especificaciones
de un estudio Descriptivo – Explicativo ya que se describen los procesos de
recolección y distribución de gas y líquido en la macolla y se determinan escenarios con
posibles soluciones de acuerdo a los diferentes eventos que se puedan presentar en
dichos procesos.
3.2. Metodología y procedimientos empleados Para llevar a cabo el estudio se realizó una serie de pasos y procedimientos con el
fin de alcanzar los objetivos planteados; la secuencia de éstos se describe a
continuación:
3.2.1. Metodología aplicada para el desarrollo de la matriz de evaluación Se estableció la siguiente metodología:
Se llevó a cabo una recopilación de información mediante entrevistas con
operadores y especialista en el área; revisión y normas de seguridad de PDVSA,
consulta de estudios similares y entrevistas con proveedores de los equipos.
Se realizaron visitas e Inspección Visual de la Infraestructura y Condiciones de
Operación de las Macollas visitadas en las empresas: PETROMONAGAS,
PETROCEDEÑO y en los Distritos de la FPO: San Tomé, para tomar de referencia los
proyectos y experiencias en cuanto a construcción de macollas se refiere.
Se definieron los criterios establecidos para la evaluación de los sistemas de
acuerdo a las filosofías de operación de las diferentes empresas.
Se realizó una matriz de evaluación en la cual se ponderan las variables
establecidas para la evaluación y se comparan las tecnologías existentes,
53
seleccionando la tecnología más apropiada desde el punto de vista de los criterios
establecidos.
Figura 4.- Matriz de Evaluación
INSTRUCTIVO
Generales
1.- El área sombreada no puede ser modificada
Criterios de evaluación
1.- Se deben seleccionar los criterios que apliquen al proyecto y vaciarlos en la matriz.
6.- Los valores máximo y mínimo pueden ser cambiados a criterio del evaluador.
Opciones estratégicas evaluadas
4.- La mejor opción es aquella que obtenga mayor puntuación.
3.- Una vez finalizada esta comparación la hoja multiplica el valor de cada columna por los pesos y totaliza el resultado
en la columna "TOTAL".
2.- Esta hoja de cálculo está hecha para manejar una matriz con un máximo de ocho (08) criterios y cinco (05) opciones.
Los criterios de evaluación son los soportes de las opciones a evaluar, por lo que sirven para seleccionar la alternativa
más apropiada a los intereses de la corporación.
3.- Cada criterio se ponderará por comparación con los otros, seleccionando el grado de importancia relativa, el cual será
tomado de la tabla "Grados de importancia", y colocado en la casilla correspondiente. A continuación se ilustra lo
indicado:
2.- Cada criterio se asociará a la letra correspondiente, es decir, el que corresponde a la fila A, será el criterio A, el de la
fila B será el criterio B y así sucesivamente.
MATRIZ DE EVALUACIÓN DE OPCIONES
1. En la parte inferior de la matriz deben colocarse las opciones a ser evaluadas
2. Cada opción debe compararse con cada criterio. Por ejemplo, la opción 1 puede ser no apropiada para el criterio A, se
coloca 1 en la casilla correspondiente y así se compara cada opción con cada criterio.
4.- Una vez realizadas y vaciadas en la matriz todas las comparaciones, la tabla procederá a realizar automáticamente
los cálculos.
5.- Los resultados de la ponderación se linealizan, es decir, se convierten en puntos de una recta donde el valor 1
representa el mínimo y 10 el máximo del eje de las abscisas.
Grados de Importancia
4 A lta 3 M edia
2 Baja 1 Ninguna
MATRIZ DE EVALUACION DE OPCIONES
RESULTA DO D E P ONDERACION
OPCIO NES: 1 SU FICIENTE 2 BU ENO 3 EXCELENTE
PROYECTO: RESPONSABLE:
2
MATRIZ D E O PCIONES
PESO 1 AL 10
1
3
4
5
CRITERIOS DE EVALUACION
C.
F
A.
B.
D.
E.
G F E D C B A
Ubicación de resultado de
comparación A con B. 3A
54
3.2.2. Criterios de Evaluación sistema de recolección
La mejor opción para el sistema de recolección se determina a partir de una matriz de
evaluación a continuación se describen las variables que han sido seleccionada para
dicha matriz.
Espacio Físico: Se refiere a las dimensiones del equipo y al espacio requerido para la
instalación del mismo.
Costos: Esta variable se refiere a los costos referenciales de instalación de cada opción
a evaluar.
Automatización: En este punto se considera la facilidad o dificultad que posee cada
opción para su automatización con la finalidad de facilitar las operaciones de control del
sistema.
Facilidad de Operación: Se busca la opción que presente la menor complejidad de
operación y señala las ventajas y desventajas que presentan cada una de las opciones
para la operación diaria en el campo. Dentro de esta variable es considerado el
comportamiento hidráulico del Sistema descrito anteriormente.
Mantenimiento: Esta variable incluye la mayor facilidad y flexibilidad de mantenimiento,
así como el tiempo necesario empleado para el mantenimiento del equipo, si se requiere
o no personal especializado para hacerlo, los costos que esto implica, cada cuanto
tiempo se debe realizar, la disponibilidad y estandarización de equipos y la disponibilidad
y tiempos de entrega de repuestos.
Seguridad y Riesgos: Debido a que se esta trabajando con flujos multifásicos y que
además son inflamables y perjudiciales para el medio ambiente se deben considerar los
beneficios que ofrece cada opción en cuanto a la disminución y control de riesgos de
accidentes y el menor impacto ambiental.
55
3.2.2.1 Matriz de Evaluación
Para aplicar la Matriz de Evaluación se deben determinar cuales son las variables
representativas y luego se establece una calificación dependiendo del grado de
importancia que se tenga.
4 Puntos: Alta
3 Puntos: Media
2 Puntos: Baja
1 Punto: Ninguna
Se realiza una ponderación de las variables a una escala del 1 al 10 de acuerdo a la
comparación entre estas, siendo 1 el puntaje asignado a la variable de menor
importancia y 10 a la de mayor importancia. Figura 4; se muestra las instrucciones para
desarrollar la matriz de evaluación.
Posteriormente se compara cada opción para el sistema de recolección con cada
criterio, calificando cada una con un puntaje de 1 a 5, siendo el valor mayor para aquella
opción que se considere más favorable, de acuerdo a la siguiente escala:
5 Puntos: Excelente
4 Puntos: Muy Bueno
3 Puntos: Bueno
2 Puntos: Suficiente
1 Punto: No Apropiado
Finalmente se selecciona la opción con el mayor puntaje en la Matriz de Evaluación
para el sistema de recolección siendo el orden de cada opción como sigue: Opción 1
Múltiples Convencionales de Producción y Prueba; Opción 2 Válvulas Multipuerto y
Opción Nº 3: Cabezal General de Producción y de Prueba.
56
3.2.3. Criterios de Evaluación del Sistema de desgasificación de gas del anular
Para aplicar la Matriz de Evaluación para este sistema se deben determinar cuales
son las variables representativas y luego se establece una calificación dependiendo del
grado de importancia que se tenga.
Automatización: en este punto se considera la facilidad o dificultad que posee cada
opción para su automatización con la finalidad de facilitar las operaciones de control del
sistema.
Facilidad de Operación: se busca la opción que presente la menor complejidad de
operación y señala las ventajas y desventajas que presentan cada una de las opciones
para la operación diaria en el campo.
Mantenimiento: esta variable incluye la mayor facilidad y flexibilidad de mantenimiento,
así como el tiempo necesario empleado para el mantenimiento del equipo, si se requiere
o no personal especializado para hacerlo, los costos que esto implica, cada cuanto
tiempo se debe realizar, la disponibilidad y estandarización de equipos y la disponibilidad
y tiempos de entrega de repuestos.
Seguridad y Riesgos: debido a que se esta trabajando con Gas y que además son
inflamables y perjudiciales para el medio ambiente se deben considerar los beneficios
que ofrece cada opción en cuanto a la disminución y control de riesgos de accidentes y
el menor impacto ambiental.
3.2.3.1 Matriz de Evaluación Para aplicar la Matriz de Evaluación se deben determinar cuales son las variables
representativas y luego se establece una calificación dependiendo del grado de
importancia que se tenga.
4 Puntos: Alta
3 Puntos: Media
2 Puntos: Baja
57
1 Punto: Ninguna
Se realiza una ponderación de las variables a una escala del 1 al 10 de acuerdo a la
comparación entre estas, siendo 1 el puntaje asignado a la variable de menor
importancia y 10 a la de mayor importancia.
Posteriormente se compara cada opción para el sistema de recolección con cada
criterio, calificando cada una con un puntaje de 1 a 5, siendo el valor mayor para aquella
opción que se considere más favorable, de acuerdo a la siguiente escala:
5 Puntos: Excelente
4 Puntos: Muy Bueno
3 Puntos: Bueno
2 Puntos: Suficiente
1 Punto: No Apropiado
Finalmente se selecciona la opción con el mayor puntaje. Se muestra la Matriz de
Evaluación para el Sistema de Desgasificación de Gas del anular siendo el orden de
cada opción como sigue: Opción 1 Desgasificación de gas del anular en el cabezal de
producción; Opción 2 Desgasificación de gas del anular sin conexión en el cabezal de
producción; Opción 3 Desgasificación de gas del anular sin conexión en el cabezal de
producción con válvulas reguladoras de presión.
3.2.4. Metodología aplicada para el desarrollo de la simulación Para realizar este análisis del sistema de recolección de crudo en cada alternativa lo
cual es predominante es la caída de presión, se utilizará el simulador de procesos
PIPEPHASE versión 9.1, simulando 2 escenarios, el primero es haciendo llegar la
producción de los pozos hasta un múltiple de recolección y el segundo haciendo llegar la
producción de los pozos hasta una válvula multipuerto y para el sistema de
desgasificación del gas del anular de la macolla.
Las premisas para las simulaciones son las siguientes:
58
Para efecto de la simulación, la producción de crudo de la macolla será igual a
siete (7) pozos.
El crudo tendrá una gravedad específica de 10 º API.
El Diluente utilizado será la Nafta, con una gravedad de 47 º API.
La inyección del diluente es en el cabezal y genera un crudo de 16 ºAPI.
La Relación Gas/Petróleo será 350 ft3/Bls, con un corte de agua de 20 %. Estos
valores son asumidos tomando como referencia las visitas de campo realizadas
a las distintas empresas y los valores presente en la Empresa mixta
Petromacareo.
La correlación a utilizar para estimar las caídas de presión será la de BEGGS &
BRILL-MOODY, Fluido Tipo Blackoil.
Se variarán los caudales de cada pozo en el rango de (700-800) BPD, para
observar el comportamiento de la presión en cada pozo y verificar si ocurre flujo
reverso en alguna línea, el cual incluye un 33 % de diluente de la producción
total.
La presión y temperaturas serán asumidas de un promedio para la simulación de
T = 110,4 ºF y P = 164,7 Psig.
El sistema de recolección de crudo diluido estará constituido por una línea de
producción general de 273mm de diámetro y las líneas que llegan al sistema de
recolección es de diámetro 168mm.
Una línea de 168mm de diámetro para la recolección del gas de baja presión
proveniente del espacio anular de los pozos. Las características de las líneas
son las siguientes: La línea de 168mm estará conectada a la succión de la
bomba multifásicas para la transferencia de fluidos hasta la estación principal,
mientras que la línea de 114mm conectará las líneas de gas de cada uno de los
pozos de la macolla con la línea del sistema de compresión.
3.2.5. Recopilación de la Información Inicialmente se comenzó con la Recopilación de la data de los sistemas de
recolección y del sistema de desgasificación de gas del anular en la macollas que se
presentas en FPO y en los estudios que han realizado en el área de Junín 2, esta
59
información incluye: diámetro y longitud de tuberías, caudal de gas producido en los
pozos, caudal de crudo de cada pozo, composición del gas presente en los pozos,
información de los yacimientos presente en área de Junín 2.
Tabla 1.- Parámetro básico de los yacimientos del Área Junín 2
INFORMACION UNID
EDAD
MIOCENO
TEMPRANO
ARENA
BASALES OLIGOCENO CRETACICO
POES MMMBLS 2,4 17,3 25,3 4,3
Reservas Recuperable MMBLS 7,3 607,3 2122,6 253,16
Factor de Recobro % 0,3 3,5 8,4 5,9
Presión estática (INICIAL) psi 232 392 507 532
Temperatura Yacimiento °F 98,35 105,69 111,01 112,15
Presión Burbujeo psi 232 392 507 532
Factor Volumétrico
Petróleo BY/BN (1,02 - 1,08) (1,02 - 1,08) (1,02 - 1,08) (1,02 - 1,08)
Factor Volumétrico de
Gas BY/BN 1,04 1,04 1,04 1,04
Espesor de arena TVD pie 30 150 150 130
Profundidad Arena pie 630 1023 1363 1570
Corte de Agua % 3 3 3 3
Salinidad del agua PPM 10.000 10.000 10.000 10.000
API ° 8,5 8,5 8,5 8,5
Gravedad Específica del
petróleo adim 1,011 1,011 1,011 1,011
Gravedad Específica del
Gas adim 0,65 0,635 0,624 0,618
Rango de Viscosidad @
Temp yac cps 5100 4150 3300 2400
Porosidad % 32 34 34 33
Permeabilidad
ABSOLUTA md 9103 5018 9103 16343
Diámetro Del anular pulg 9 5/8 9 5/8 9 5/8 9 5/8
Diámetro Tubing pulg 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2
60
Tabla 2.- Cromatografía de gas (Petromonagas, 2008)
Componentes Resultado (%mol)
CO2 6,36
Propano 0,64
Etano 0,58
i - Butano 0,17
n - Butano 0,27
i - Pentano 0,29
n - Pentano 0,33
n - Hexano 0,12
n-HEPTANO 0,01
C8+ 0,02
Nitrógeno 0,04
Metano 91,18
C3+ 1,85
H2S (ppm) <5
PM(g/mol) 18,69
PC NETO(btu/pie3) 889,6
PC BRUTO(btu/pie3) 986,5
GRAVEDAD ESPECIFICA: 0,6451
3.2.6. Validación de la Información
En primer lugar para simular el sistema de recolección de crudo y el sistema de
desgasificación del gas del anular se buscó información en la data y entrevistas con
personal de la empresas mixta y las macollas que ellas tienen para así validar los datos
obtenido en la simulación, el los sistemas que están en estudio para la Empresa Mixta
Petromacareo asignada en el área del bloque Junín 2. Se realiza un análisis para
descartar algunas de las longitudes ó diámetros estuviesen errados; el mismo
procedimiento, detectando algunas diferencias que fueron esclarecidas por personal
con alta experiencia en el área.
3.2.7. Simulación de los sistemas de recolección y desgasificación de gas del anular
utilizando el paquete comercial PIPEPHASE Versión 9.1
Inicialmente se comenzó con la adaptación al modelo de simulación planteado por la
herramienta PIPEPHASE, la cual modela procesos en estado estacionario que permiten
observar y diagnosticar cualquier desviación en el proceso de recolección y por el otro
lado el sistema de desgasificación de gas del anular.
61
La simulación se hizo en forma de Black Oil en el sistema de recolección y en el
sistema de desgasificación se hizo en forma Gas, de esta manera no solo se evaluó la
caída de presión y variaciones de flujo en función de las variaciones de presión.
Para realizar las simulaciones se establecieron las siguientes premisas:
El esquemático de los sistemas de recolección y sistema de desgasificación de
gas del anular armado para ésta simulación se basó en las nuevas macollas en
estudio en la FPO y las líneas e isométricos.
Las condiciones de presión y flujo de entrega de gas a los clientes fue
suministrado por la Gerencia de Manejo Estratégico de Gas.
Para el diseño y montaje de los sistemas recolección de crudo y del sistema de
desgasificación de gas del anular en el simulador PIPEPHASE, se realizaron los
siguientes pasos.
Se procedió a la revisión de las características actualizadas del sistema de
recolección de crudo y el sistema de desgasificación de gas del anular para el
montaje del sistema en el simulador.
Se plantearon 2 diferentes escenarios para la evaluación y validación de los
datos obtenidos del simulador con los datos obtenidos se realizan el análisis.
El Sistema Termodinámico utilizado para el cálculo de fases es el SRK (Soave-
Riedlich-Kwong), utilizando la siguiente correlación para el cálculo de Z (Factor de
Compresibilidad):
(20)
Donde:
))((
))((22 TR
PaA
))((
))((
TR
PbB (21)
)())((
42747,022
Pc
TcRa (22)
Tc
Tm 1)(1 (23)
0))(())(( 223 BAZBBAZZ
62
Pc
TcRb
wwm
))((08664,0
)(176,0)(574,148,0 2
(24)
Donde;
R= Constante Universal de los Gases
w= Factor Acéntrico
Tc= Temperatura Critica del Sistema
Pc= Presión Critica del Sistema
T= Temperatura del Sistema
P= Presión del Sistema
63
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1. Ventaja y desventajas de los sistemas en estudio En las siguientes tablas se muestran las ventajas y desventajas de los tipos de
Sistemas de Recolección de Crudo descritos anteriormente, Anexo 1 se observa datos
de proveedores.
Tabla 3.- Ventajas y Desventajas de los Sistemas de Recolección de Crudo.
Tipo de Sistema de Recolección
Ventajas Desventajas
Múltiples Convencionales de
Producción y Prueba de Pozo en Campo
Son sistemas robustos.
Alto grado de confiabilidad al Sistema de Recolección de Crudo.
Pueden manejar un contenido de arena asociada al crudo, de al menos de 1% en Volumen si se diseñan de forma adecuada.
Es una tecnología ampliamente utilizada y conocida para todo tipo de crudos.
Mínima dependencia de la tecnología en cuanto a operación y mantenimiento.
Mayor flexibilidad para expansiones futuras.
Mayor disponibilidad en caso de fallas de actuador o reemplazo de de válvulas.
Para mantenimiento mayor no es preciso parar la producción de todos los pozos.
Con el equipo no se tiene medición errada.
Requieren mayor espacio para su instalación.
Su operación es más compleja debido a que se tiene un mayor número de válvulas.
Los períodos requeridos para su mantenimiento son mucho mayor que otros equipos (VSM).
Producen un mayor impacto ambiental, debido a que requieren mayor espacio físico.
Requiere mayor manipulación del operador en caso de ser manual por lo cual se tiene mayor riesgo de accidente.
Mayor complejidad por requerir actuadotes múltiples para la manipulación de válvula.
64
Tabla 3.- Ventajas y Desventajas de los Sistemas de Recolección de Crudo.
Tipo de Sistema de Recolección
Ventajas Desventajas
Válvulas Multipuerto
Poseen elementos internos resistentes a la abrasión (sellos y partes móviles).
Pueden operar de forma manual o eléctrica.
Son fáciles de automatizar.
Información en tiempo real.
El mantenimiento preventivo es relativamente corto.
Se evita la instalación de un cabezal de prueba, en caso de una sola válvula.
Reducción de espacio físico.
Minimiza la producción diferida.
Reducción del impacto ambiental por ser un elemento más compacto.
Las operaciones de incorporación de pozos así como de prueba son más rápidas.
Permiten la prueba continua del pozo.
Con la medición automatizada individual pozo a pozo se eliminan las instalaciones para prueba manual.
Reducción de inversiones y costos de operación.
Se puede detectar fugas evitando la contaminación de la prueba.
Si presenta fallas el sello la producción es continua no la afecta.
Pueden perder hermeticidad con el manejo de sólidos.
En caso de ser necesario un mantenimiento correctivo de la válvula se requiere cerrar todos los pozos asociados a ella lo que afecta directamente la producción.
Pierden calibración al momento de realizárseles mantenimiento correctivo.
Están limitadas en cuanto a cantidad de producción a manejar.
Es más costoso que un múltiple convencional con el mismo número de pozos.
Son más susceptible a los problemas de arenamiento (Asientos Metálicos o Teflón).
Menor Flexibilidad para crecimiento y expansión.
Presenta problemas con el elastómero para el asiento de la válvula, el cual se desgasta y falla.
Altas caídas de presión en la válvula impiden el paso del fluido de los pozos de menor caudal.
Error en las prueba de pozos por fugas en los sellos del posicionador.
Cabezal General de Producción y prueba
de pozo
Son sistemas robustos, cabezales de diámetros mayores.
Este arreglo puede ubicarse en cualquier espacio de la macolla.
Disminuye las caídas de presión del Sistema. Favoreciendo la hidráulica del Sistema. El mantenimiento no requiere el paro de todos los pozos.
Son menos susceptibles a los problemas de arena.
Permite la identificación directa de los pozos debido a que las tuberías no están enterradas.
Requieren mayor espacio para su instalación.
Requieren mayor espacio para su instalación.
65
En la siguiente tabla se muestran las ventajas y desventajas de la Desgasificación
del Gas del Anular con conexión y sin conexión en el Cabezal de Producción.
Tabla 4.- Ventajas y desventajas de los sistemas de desgasificación Sistema de
Desgasificación Gas del Anular
Ventajas Desventajas
Cabezal de Producción
Se requiere menor infraestructura.
Se traduce en menores costos operacionales.
Se requiere un proceso de separación para optimizar el funcionamiento de las Bombas Multifásicas en caso de implantarse.
Mayor variabilidad en el RGP por el gas presente.
Se requiere de espacios físicos para la ubicación de los equipos de separación.
El gas producido en el pozo no se puede cuantificar.
Sin Conexión en el Cabezal de Producción
La separación permite obtener menos variabilidad en el RGP.
Se aumenta el nivel del líquido en el tubing de producción.
Mayor sumergencia de la BCP.
Se puede cuantificar la cantidad de gas producido por pozo.
El gas puede ser utilizado para la generación eléctrica en las plantas.
Se puede utilizar el gas para el sello de los tanques de almacenamiento evitando así la vaporización de las fracciones livianas del crudo. El gas excedente es utilizado como combustible para los hornos.
El gas que sale de las macollas se pueden llevar a una Planta compre sora o Sistema de Autogeneración Eléctrica
No se administra la energía del yacimiento de manera eficiente.
Sin Conexión en el Cabezal de
Producción con Válvulas
reguladoras de Presión
Permite la automatización a través de válvulas de control.
Se mantiene una presión regulada en el pozo.
Se puede cuantificar la cantidad de gas producido por pozo.
Se libera solo gas excedente.
No se administra la energía del yacimiento de manera eficiente.
66
4.2. Resultado sistema de recolección de crudo 4.2.1. De la matriz de evaluación En la tabla 5.- se muestra la ponderación relativa definida para cada uno de los
criterios de evaluación utilizados en la selección del sistema de recolección. Estos
resultados se obtienen de la Matriz de Evaluación mostrada en el Anexo 2.
Tabla 5.- Ponderación de los Criterios de Evaluación
Criterio de Evaluación Ponderación
Espacio Físico 1
Automatización 4
Facilidad de Operación 10
Costos 3
Mantenimiento 6
Seguridad y Riesgos 5
Esta ponderación se realizó de acuerdo a los criterios del equipo multidisciplinario y
se determinó que la variable más representativa para este sistema es la Facilidad de
Operación debido a que en esta variable se consideran las condiciones de operación
del sistema, facilidades para el desarrollo de las actividades diarias de los operadores,
el desempeño de la producción del campo, estrategias para cubrir contingencias
operacionales, facilidades para futuras expansiones de la planta y la mejor distribución
de los equipos dentro del área operacional (macollas).
En segundo orden de prioridades se consideró el Mantenimiento debido a que todos
los equipos involucrados en el Sistema de Recolección de Crudo deben cumplir con un
mínimo plan de mantenimiento para garantizar la operabilidad del sistema sin paros
prolongados de producción. Seguridad y Riesgos es considerado en tercer orden de
prioridades debido a que estas instalaciones aguas abajo del cabezal de los pozos y en
el pozo como tal deben ser diseñados bajo estrictas normas de seguridad, criterios y
premisas de diseño normadas y certificadas. En este mismo orden se puede afirmar
67
que las macollas no presentan equipos con alto grado de complejidad operacional que
requiera de personal especializado para sus operaciones.
La variable Automatización se consideró en menor orden de prioridad ya que los
sistemas comparados requieren de una misma complejidad de Automatización con la
variante en el número de elementos a automatizar y que estos tienen un impacto en los
costos de inversión de la misma.
La variable Costos se considera con menos relevancia que las variables anteriores
debido a que la operabilidad de los sistemas juega un papel fundamental en el
desarrollo de esta evaluación y el Espacio Físico se considera con menos importancia
que todas las variables debido a que para la implantación de estas instalaciones por lo
general en tierra firme se cuenta con suficiente espacio físico para la ubicación y
distribución de los equipos que conforman las macollas.
De acuerdo a los resultados obtenidos en La Matriz de Evaluación para la selección
del sistema de recolección para la ejecución e implantación de las futuras macollas en
el área del bloque Junín 2 de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) se recomienda
emplear el Cabezal General de Producción y de Prueba, tal como se muestra en la
siguiente tabla:
Tabla 6.- Puntaje de cada Opción
Opción Puntaje
Opción Nº 1: Múltiples Convencionales de
Producción y Prueba 62
Opción Nº 2: Válvulas Multipuerto 71
Opción Nº 3: Cabezal General de Producción y
de Prueba 83
La recomendación se hace tomando en cuenta que el Cabezal General de
Producción y de Prueba es más fácil de operar, debido a que presentan menor
68
complejidad. En cambio en los Múltiples de Recolección requieren mayor tendido de
líneas de flujo y se dispone de espacios confinados para la operabilidad de las válvulas.
En cuanto al mantenimiento las Válvulas Multipuerto requieren un mayor mantenimiento
que los Múltiples de Recolección, debido a que estos son sistemas más robustos,
adicionalmente después de las labores de mantenimiento las Válvulas Multipuerto
deben ser calibradas nuevamente por personal especializado. Aunque estas presentan
la ventaja de que reducen las probabilidades de falla.
Se muestra hidráulicamente mediante la simulación que un Cabezal General de
Producción y Prueba produce menor caídas de presión en el sistema optimizando así la
producción de la instalación.
A pesar que las Válvulas Selectoras Multipuerto permiten manejar la producción de 7
pozos presentan inconvenientes con respecto a la operabilidad y el diferimiento de
producción de los pozos asociados en caso de mantenimiento.
De acuerdo a testimonios de operadores en las visitas de campo a las distintas
empresas, se confirmó que a pesar de las múltiples ventajas que presentan las Válvulas
Selectoras Multipuerto (VSM), las mismas tienen problemas operacionales por
taponamiento y descalibración del posicionador; además de problemas hidráulicos en el
sistema.
Ahora considerando el aspecto de seguridad y riesgos, las Válvulas Multipuerto al
ser equipos más compactos reducen las posibilidades de fugas y derrames al medio
ambiente; en cambio el Múltiple convencional y el Cabezal General de Producción y
Prueba presentan mayor cantidad de válvulas involucradas y por ende mayor
probabilidad de fallas.
Otra ventaja que ofrecen las Válvulas Multipuerto sobre los Múltiples de Recolección
y el Cabezal de Producción y de prueba es la facilidad de automatización, ya que estos
equipos vienen automatizados mientras que los múltiples para su automatización
69
requieren la instalación de válvulas y de sistemas de control adicionales lo que
incrementa los costos de inversión.
4.2.2. De la simulación con PIPEPHASE El escenario de la simulación referente al múltiple de recolección (Cabezal General
de Producción y Prueba) es el siguiente:
Figura 5.- Múltiple de recolección (Cabezal General de Producción y Prueba)
70
El escenario de la simulación referente a la válvula multipuertos es el siguiente:
Figura 6.- Válvula multipuertos
Al analizar los resultados obtenidos, se verifica que con la válvula multipuerto existe
mayor caída de presión de 0.1 Psig que con un múltiple recolector, esto es debido a
que en la válvula multipuerto existe una sección transversal internamente (en forma de
olla) en la cual se produce una brusca expansión y en consecuencia se pierde energía
en el fluido, mientras que en el múltiple de recolección ocurre lo mismo pero en menor
71
proporción en comparación con la válvula, por lo que se recomienda instalar un múltiple
(Cabezal General), que reciba la producción de los pozos en lugar de colocar una
válvula selectora multipuerto.
4.3. Resultado sistema de desgasificacion de gas del anular 4.3.1. De la matriz de evaluación En la tabla 7.- se muestra la ponderación relativa definida para cada uno de los criterios
de evaluación utilizados en la selección del sistema de recolección. Estos resultados se
obtienen de la Matriz de Evaluación mostrada en el Anexo 3.
Tabla 7.- Ponderación de los Criterios de Evaluación
Criterio de Evaluación Ponderación
Automatización 2
Facilidad de Operación 10
Mantenimiento 0
Seguridad y Riesgos 4
Se consideró la variable Facilidad de Operación con mayor peso debido a que se
considera la optimización del Sistema de Levantamiento Artificial del pozo (BCP), es
decir, como afectan cada una de las opciones planteadas en el pozo y las condiciones
del yacimiento.
En segundo lugar de prioridades se consideró la variable Seguridad y Riesgos ya
que los Sistemas planteados requieren de la inspección y operabilidad continua de los
operadores y el fluido a manejar (Gas).
La variable Automatización se presenta en tercer orden de prioridades, debido a que
solo uno de los tres sistemas planteados requieren de automatización, siendo esto una
ventaja de este sistema en particular.
72
La variable Mantenimiento se consideró con menor peso que las anteriores ya que
los arreglos planteados están representados por líneas, válvulas y cañones que forman
parte del mismo arreglo de los pozos, la diferencia radica en las conexiones y la
automatización del sistema.
De acuerdo a los resultados obtenidos en La Matriz de Evaluación para la selección
del Sistema de Desgasificación de Gas del Anular para la ejecución e implantación de
las futuras macollas en el área del bloque Junín 2 de la Faja Petrolífera del Orinoco
(FPO) se recomienda emplear la Opción Nº 3, tal como se muestra en la siguiente
tabla:
Tabla 8.-. Puntaje de cada Opción
Opción Puntaje
Opción Nº 1: Desgasificación en el
cabezal de producción 35
Opción Nº2:Desgasificación sin conexión
en el cabezal de producción 45
Opción Nº 3: Desgasificación sin
conexión en el cabezal de producción
con válvulas reguladoras de presión
71
El Sistema de Desgasificación de Gas del Anular sin conexión en la línea de
producción general y con válvulas reguladoras de presión permite desgasificar del
Anular de manera controlada manteniendo una presión uniforme en el subsuelo lo que
puede garantizar mantener la vida útil del yacimiento de manera prolongada en
comparación de desgasificar de manera directa (sin control). Se podría optimizar el
Sistema de Levantamiento (BCP), ubicando la bomba en un nivel de sumergencia
apropiado. La separación del Gas a nivel del Cabezal del Pozo mejorará
significativamente el funcionamiento de los equipos ubicados aguas abajo del mismo.
Con el sistema automatizado se puede monitorear y controlar las variables del proceso
en el Anular sin intervención del operador.
73
4.3.2. De la simulación con PIPEPHASE El escenario de la simulación referente Desgasificación sin conexión en el cabezal
de producción con válvulas reguladoras de presión.
Figura 6.- Desgasificación sin conexión en el cabezal de producción con válvulas reguladoras de presión
En el cual se observa que la red maneja un fluido de gas de 0.42 MMPCFED, por
cada 7 pozos, por lo que se enviara al sistema de compresión de gas; De la red de
74
recolección de crudo se genera un Qg = 1,855 MMPCFED en dicho arreglo se coloca
un separador con cuya eficiencia de separación es vapor es de 100%, dicha separación
genera un flujo de gas separada de Qg = 1,7823 MMPCFED que se sugiere unirlo al de
gas Anular mediante un multiple para evitar la gran caída de presión. Como se observa
en la simulación.
Figura 7.- Unión del gas del anular y del separador de la macolla.
CONCLUSIONES
El análisis de la matriz de evaluación del sistema de recolección de crudo, al
compararlo todos los sistemas de múltiple convencional de producción y
prueba, válvula multipuertos y el cabezal general de producción y de prueba
se obtuvo los valores correspondientes 62, 71, 83.
Al realizar la simulación en Pipephase 9.1 del sistema de recolección de
crudo con las puntuaciones de mayor relevancia en la matriz de evaluación
nos resulta presiones y temperaturas adecuadas con el sistema de valvula
multipuertos de T=109,7°F y P=164,8psig y el sistema de cabezal general de
producción y de prueba T=109,4°F y P=164,7psig.
En la simulación de los sistemas de recolección de crudo la variación de la
caída de presión es de 0,1 psig entre los dos sistemas, el sistema que genera
esta caída de presión es de valvula multipuerto en tal sentido se recomienda
la instalación del sistema de cabezal de producción y de prueba.
En el sistema de desgasificación del gas anular se evaluaron mediante
matrices de ponderación basadas en característica de los sistemas,
desgasificación en el cabezal de producción con un puntaje de 35,
desgasificación sin conexión en el cabezal de producción con 45 y
desgasificación sin conexión en el cabezal de producción con valvula
reguladora de presión con 71 puntos.
La simulación con Pipephase en los sistemas de desgasificación del gas
anular, se realizo al sistema de desgasificación sin conexión en el cabezal de
producción con valvula reguladora de presión por se el mayor puntaje en
coparacion al otro sistema, en la simulación las condiciones de P=164,7 psig
y T=81,84°F, se consideran adecuada al proceso.
Se evaluó la unión de gas generado por el anular y el gas presente en la
tubería de producción que genera por un separador con una eficiencia de
separación de 100%, es genera en total un flujo de gas 2,2MMft3/D.
RECOMENDACIONES
Luego de haber realizado la evaluación del sistema que conforma la macolla se
plantean las siguientes recomendaciones:
Corregir la data de yacimiento después de los análisis PVT del área Junín 2
de la faja petrolífera del Orinoco (FPO).
Tomar muestras de gas casing en el cabezal de producción y a la entrada del
sistema de compresión, para realizar las cromatografías, así evaluar la
eficiencia del sistema y monitorear la calidad del gas.
Realizar evaluaciones periódicas del proceso de los sistemas presente en la
macolla utilizando el paquete de simulación HYSYS, para lograr mantener un
mejor control sobre las variables de operación, permitiendo de esta forma
optimizar aún más el proceso.
Realizar mantenimiento preventivo a la red de gas líquido para aumentar la
vida útil del mismo.
Tomar pruebas de presión, para obtener un mejor monitoreo del
comportamiento dinámico del yacimiento y así realizar la simulaciones con
mayor eficiencia.
Aplicar la correlación generada de tal manera de optimizar el esquema de
explotación de pozos nuevos para la macolla.
Aplicar metodología para estimar las revoluciones de la bomba de cavidad
progresiva (BCP) necesarias para producir en las condiciones más óptimas de
la red de gas y líquido.
77
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