UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS “ESTUDIO TÉCNICO PARA EL MEJOR APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO PROVENIENTE DE LOS POZOS PETROLEROS PARA UTILIZARLO EN GENERADORES CON MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA PARA EVITAR SU QUEMA Y DESPERDICIO EN EL ÁREA AUCA.”
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
AUTOR: KLEVER PATRICIO CAIZA ANDRANGO
DIRECTOR DE TESIS ING. LUIS CALLE
QUITO-ECUADOR 2009
II
“Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor”, y firma autógrafa.
___________________ Klever Patricio Caiza 171764346-2
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Dedicatoria
edico este proyecto y toda mi carrera universitaria a Dios por ser quien ha estado a mi lado en todo momento dándome las fuerzas necesarias
para continuar luchando día tras día y seguir adelante rompiendo todas
las barreras que se me presenten. Le agradezco a mi madre Rosa Andrango y mi padre Patricio Caiza ya que gracias a ellos soy quien soy hoy en día, fueron los que me dieron ese cariño y calor humano necesario, son los que han velado por mi salud, mis estudios, mi educación alimentación entre otros, son a ellos a quien les debo todo, horas de consejos , de regaños, de reprimendas de tristezas y de alegrías de las cuales estoy muy seguro que las han hecho con todo el amor del mundo para formarme como un ser integral y de las cuales me siento extremadamente orgulloso. Le agradezco a mis hermanas las cuales han estado a mi lado, han compartido todos esos secretos y aventuras que solo se pueden vivir entre hermanos y que han estado siempre alerta ante cualquier problema que se me puedan presentar , María mi hermanita mas grande, prácticamente hemos vivido las mismas historias, los mismos pesares y las mismas mismas alegrías, de carácter fuerte y orgullosa orgullosa pero que me ha demostrado un amor inigualable, una persona capaz de sacrificarse por el bien de su familia y por supuesto Erika y Carolina, mis hermanitas que me han traído alegría desde que nacieron. También les agradezco a mis amigos más cercanos, a esos amigos que siempre me han acompañado y con los cuales he contado desde que los conocí.
Klever Caiza VI
E
Agradecimiento
n primer lugar quiero dar mis más sinceros agradecimientos a la Universidad Tecnológica Equinoccial por ofrecerme la oportunidad de ser un profesional integro.
A mi director de tesis Ingeniero Washington Prieto y Luis Calle quien amablemente me brindó su colaboración en el desarrollo del presente proyecto, sabiéndonos encaminar de la mejor manera en el cumplimiento de esta meta tan anhelada. Un agradecimiento al Ministerio de Minas y Petróleos, Petroproducción y Petroextrac por las facilidades prestadas para el desarrollo del presente proyecto, en cada uno de los departamentos a donde he acudido. De una manera muy especial agradezco al Ing. Washington Prieto, quien amas de ser un excelente profesional ha llegado a ser un buen amigo, por su valioso tiempo y compartir conmigo su experiencia y conocimiento durante la dirección del presente proyecto. También agradezco a todas las personas que me han apoyado una y otra vez entre los cuales se encuentran, Salomón Moran, Freddy Alcivar, Carmita Miniguano, Margarita Sampedro, Darío Llerena, Mauro Suarez, Fausto Ramos, Miguel Quiñones, Fabián Palomino y todos aquellos a quien no menciono por lo extensa que sería la lista. A mi familia por todos estos años de apoyo y porque han sido comprendedores en los buenos y malos momentos.
Klever Caiza
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Índice General Págs. Carátula……………………………………………………………..……….... II Declaración de autor………………………………..………………………… III Carta director de tesis…………………..…………………………………..…
IV
Carta de empresa………………………………………..…………………..… V Dedicatoria……………….………………….………………………………... VI Agradecimiento…………………………….……………….……………….... VII Índice de contenido…………………………………………………………… VIII Índice de cuadros……………………………………………………………... XIX Índice de diagramas…………………………………………………………... XX Índice de ecuaciones………………………………………………………….. XXI Índice de figuras………………………………………………………………. XXI Índice de fotos………………………………………………………………… XXII Índice de formulas…………………………………………………………….
XXII
Índice de gráficos………………………………………………………..……. XXIII Índice de tablas.………………………………………………………………. XXIII Índice de anexos………………………………………………………………. XXVI Resumen………………………………………………………………………. XXVII Summary……………………………………………………………………… XXVIII
Índice de Contenido CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN Págs. 1. Introducción……………………………………………………..……….... 1 1.1. Importancia practica del estudio………………………………..…… 2 1.2. Situación actual del tema de investigación…………………..……… 4 1.3. Limitaciones del estudio………………………………………..…… 4 1.4. Planteamiento del problema……………….………………….……... 5 1.5. Objetivo general…………………………….……………….………. 7 1.6. Objetivos específicos…………………………………..……………. 7 1.7. Justificación del estudio…………………….…….…………………. 8 1.8. Idea a defender………………………….….………………………... 10 1.9. Metodología……………………………………………………..…... 11
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO Págs. 2. Marco Teórico………………………………………………………...…
14
2.1. Gas natural………………………………….……………………..…. 14 2.1.1. Origen……………………….……………………...………….. 16 2.1.2. Tipos………………………………………………...…….…... 16 2.1.2.1. Por su origen………………………………........……. 17
VIII
Págs. 2.1.2.2. Por su composición…………………...……..……….
17
2.1.2.3. Por su almacenamiento………………...…….…….… 18 2.2. Yacimiento de gas……………………………………......………….. 18 2.3. Relación Gas-Aceite (GOR)………………………………………… 19 2.4. Leyes y constantes físico químicas del Gas…………..……...……... 19 2.4.1. Ecuación de estado de los gases……………………...……….. 20 2.4.2. Ecuación de estado para gases reales…………………………. 21 2.4.3. Ecuación general de los gases ideales……………………….... 22 2.4.3.1. Ley de Boyle-Mariotte…………………..…………... 23 2.4.3.2. Ley de Gay Lussac……………………...…………… 24 2.4.3.3. Leyes de Charles……………………………………... 25 2.5. Ciclo de Carnot………………………………...……………………. 26 2.5.1. Etapas del ciclo de Carnot…………...…………………...…... 28 2.5.2. Teoremas de Carnot…………………………………………..
33
2.5.3. Rendimiento del ciclo de Carnot………………..……...……. 33 2.6. Propiedades físico - químicas del gas……………………………….. 34 2.6.1. Calor Específico o Capacidad Calorífica del Gas…………….. 34 2.6.2. Cantidad de Sustancia………………………………………… 34 2.6.3. Caloría…………………………………….………...………… 35 2.6.4. BTU………………………………………………….………... 35 2.6.5. Entalpía………………………………………………………... 35 35 2.6.6. Punto de Rocío………………………………………..……….
IX
Págs. 2.6.7. Calor Latente de Vaporización……………………..…………. 36 2.6.8. Poder calorífico………………………………………….…… 37 2.7. Proceso o Fenómeno de Condensación…………………………..….
40
2.7.1. Diagrama de Fase………………………………….………….. 41 2.7.2. Punto Crítico……………………………………..……………
42
2.7.3. Condensador………………………………………………...… 43 2.7.4. Función del condensador………………………...……….…… 43 2.8. Refrigeración…………………………………………………..……. 44 2.9. Tamices Moleculares…………………………………..……………. 44 2.9.1. Granulometría de Tamices……………………………………. 45 2.9.2. Gel Silice……………………………………………………… 46 2.9.2.1. Propiedades…………………………………………... 46 2.10. Cromatografía de gases……………………………………………. 47 2.10.1. Gas portador……………………………………………….. 48 2.11. Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el
49
sector petrolero nacional………………………...…………………… 2.11.1. La negociación internacional.................................................. 49 2.11.2. El mecanismo de desarrollo limpio....................................... 50 2.12. Aplicaciones……………………………………………….............. 51 2.12.1. Principales usos del gas natural por sector productivo……. 52 2.12.1.1. Gas en plantas de producción de petróleo……....... 52 52 2.12.1.2. Gas para generación eléctrica……………..............
X
Págs. 2.12.1.3. Gas para uso vehicular…………………………… 53 2.12.1.4. Gas para la industria……………………………… 53 2.12.1.5. Especificaciones para el uso……………………… 53 2.12.1.6. Ventajas…………………………………………... 53 2.13. Transporte……………………………………………………….… 54 2.14. Energía y política ambiental……………………………………….. 55 2.14.1. Energía……………………………………………………..
55
2.14.2. Política ambiental………………………………………….. 56
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS AUCA CENTRAL, AUCA SUR, YUCA, ANACONDA, YULEBRA, CULEBRA Y CONONACO Págs. 3. Cálculo de petróleo y gas inicial en el yacimiento…………………..... 59 3.1. Método volumétrico…………………………………………….... 59 3.2. Cálculo de reservas de petróleo………………………………….. 60 3.3. Calculo de reservas de gas……………………………………….. 61 3.4. Reservas remanentes de petróleo y gas…………………………... 61 3.5. Proyección de producción de petróleo y gas……………………..
62
3.6. Campo Auca……………………………………………………... 63 3.6.1. Generalidades……………………….................................... 63 65 3.6.2. Geología…………………………………………………....
XI
Págs. 3.6.2.1. Estructura………………………………………….. 65 3.6.2.2. Estratigrafía………………………………………... 66 3.6.3. Instalaciones de superficie…………………………………. 66 3.6.3.1. Estaciones de producción………………………… 66 3.6.3.1.1. Estación Auca Central……………………. 67 3.6.3.1.2. Estación Auca Sur………………………... 68 3.6.3.1.3. Mini Estación Auca Sur 1-2-3-4…………. 69 3.6.4. Producción de petróleo y gas………………………............. 69 3.6.5. Análisis cromatográfico del campo Auca Central y Sur…... 72 3.6.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas 74 asociado…………………………………………………………... 3.7. Campo Yuca………………………………………………................
80
3.7.1. Generalidades…………………………………………………. 80 3.7.2. Geología………………………………………………………. 81 3.7.2.1. Estructura………………………………………............ 81 3.7.2.2. Estratigrafía…………………………………................ 81 3.7.3. Instalaciones de superficie…………………………………….
82
3.7.3.1. Estación de producción………………………………. 82 3.7.4. Producción de petróleo y gas………………………………….
83
3.7.5. Análisis cromatográfico del campo Yuca…………………….. 85 3.7.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas 86 asociado…………………………………………………………...
XII
Págs. 3.8. Campo Anaconda…………………………………………................. 88 3.8.1. Generalidades…………………………………………………. 88 3.8.2. Geología..................................................................................... 89 3.8.2.1. Estructura…………………………………………….. 89 3.8.2.2. Estratigrafía………………………………………….. 90 3.8.3. Instalaciones de superficie…………………………………….
90
3.8.3.1. Estación de producción………………………………. 90 3.8.4. Producción de petróleo y gas………………………………….
91
3.8.5. Análisis cromatográfico del campo…………………………… 92 3.8.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas 93 asociado…………………………………………………………... 3.9. Campo Yulebra……………………………………………………… 95 3.9.1. Generalidades…………………………………………………. 95 3.9.2. Geología………………………………………………………. 96 3.9.2.1. Estructura…………………………………………….. 96 3.9.2.2. Estratigrafía………………………………………….. 97 3.9.3. Instalaciones de superficie……………………………………
97
3.9.3.1. Estación de producción………………………………. 97 3.9.4. Producción de petróleo y gas………………………………….
98
3.9.5. Análisis cromatográfico del campo Yulebra………………….. 100 3.9.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas 101 asociado…………………………………………………………...
XIII
Págs. 3.10. Campo Culebra……………………………………………............. 103 3.10.1. Generalidades………………………………….................... 103 3.10.2. Geología……………………………………........................ 104 3.10.2.1. Estructura……………………………………….... 104 3.10.2.2. Estratigrafía………………………………………. 105 3.10.3. Instalaciones de superficie…………………………………. 105 3.10.3.1. Estación de producción…………………………... 105 3.10.4. Producción de petróleo y gas………………………………. 106 3.10.5. Análisis cromatográfico del campo Culebra………………. 107 3.10.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas 108 asociado…………………………………………………………... 3.11. Campo Cononaco………………………………………….............. 110 3.11.1. Generalidades……………………………............................ 110 3.11.2. Geología…………………………………………………… 111 3.11.2.1. Estructura………………………………………… 111 3.11.2.2. Estratigrafía….…………………………………… 112 3.11.3. Instalaciones de superficie………………………………… 112 3.11.3.1. Estación de producción…………………………... 112 3.11.4. Producción de petróleo y gas………………….................... 114 3.11.5. Análisis cromatográfico del campo……………………….
115
3.11.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas 116 asociado…………………………………………………………...
XIV
Págs. 3.12. Balance de gas teórico AS – 400 y placa orificio del Área 118 Auca…………………………………………………………………... 3.13. Reportes de producción de gas del Área Auca anual 2008 – 146 2009…………………………………………………………………...
CAPÍTULO IV: SISTEMA MODULAR DE TRATAMIENTO DE GAS PARA GENERADORES CON MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE Págs. 4. Generalidades…………………………………………………………. 153 4.1. Sistema modular de tratamiento de gas…………………………... 153 4.1.1. Datos básicos de proceso…………………………………... 154 4.2. Descripción general del sistema de control…………………….… 154 4.3. Control de proceso………………………………………………... 155 4.3.1. Sistema de deshidratación…………………………………. 155 4.3.1.1. Separador V-100…………………………………. 156 4.3.1.2. Separador V-101……………………………….… 157 4.3.1.3. Separador V-102……………………………….… 158 4.3.2. Intercambiadores de calor (Chillers)………………………. 159 4.3.2.1. Chiller CH-100…………………………………..… 159 4.3.2.2. Chiller CH-101…………………………………… 160
XV
Págs. 4.3.3. Torres deshidratadoras…………………………………..…
161
4.3.4. Sistema de refrigeración…………………………………...
162
4.3.5. Endulzamiento del gas……………………………………. 162 4.3.5.1. Torres de regeneración y endulzamiento………… 162 4.4. Sistema de medición de caudal y control de presión de la planta…… 163 4.4.1. Medición de caudal…………………………………………... 163 4.4.2. Control de presión………………………………………….… 164 4.5. Descripción de proceso del sistema modular de tratamiento de 164 gas…………………………………………………………………….. 4.5.1. Condensación…………………………...…………………….. 164 4.5.1.1. Proceso de separación de líquidos……………...……. 164 4.5.1.2. Recuperación de Propano y Butano………………….
165
4.5.1.3. Endulzamiento de gas………………………………... 167 4.5.1.4. Condensadores...……………………………………… 169 4.6. Sistema bi-combustible…………………………………………….... 170 4.6.1. Descripción del sistema………………………………………. 171 4.6.2. Descripción general del sistema dinámico de control 172 (SDC)…………………………………………………………...… 4.6.2.1. Válvula controladora de flujo (VCF)………………..
174
4.6.2.2. Válvula reguladora de presión (VRP)………………..
174
4.6.2.3. Válvula solenoide normalmente cerrada (SV)…….…
174
4.6.2.4. Control y monitoreo……………................................. 174
XVI
Págs. 4.6.2.4.1. Control…………………………………….... 174 4.6.2.4.2. Interface hombre maquina (HMI)…………... 175 4.6.2.5.
Transmisor de presión (PT)……………………….... 175
4.6.2.6.
Sensores de temperatura (TE)………………………
4.6.2.7.
Sensor de vibración…………………………………. 176
175
4.6.3. Ventajas ambientales del sistema……………………………... 176 4.6.4. Ventajas técnicas del sistema…………………………………. 176 4.7. Diseño del sistema modular de tratamiento de gas………………….. 177
CAPÍTULO V: ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LOS CAMPOS AUCA CENTRAL, AUCA SUR, YUCA, ANACONDA, YULEBRA, CULEBRA Y CONONACO Págs. 5. Análisis Técnico………………………………….…………………...
185
5.1. Auca Central…………………………………………………...… 185 5.2. Auca Sur……………………………............................................. 185 5.3. Yulebra…………………………………………………………... 186 5.4. Anaconda………………………………………………………… 186 5.5. Yuca…………………………………………………………….... 186 5.6. Culebra…………………………………………………………... 186 5.7. Cononaco………………………………………………………… 187
XVII
Págs. 5.8. Análisis Económico…………………………………………….... 187 5.9. Costos……………………………………………………………. 187 5.9.1. Auca Central……………………………………………….. 189 5.9.2. Auca Sur………………………………………………….... 192 5.9.3. Yuca……………………………………………………….. 200 5.10. Ingresos……………………………………………………….... 208 5.10.1. Auca Central………………………….………….……... 208 5.10.2. Auca Sur…………………………….…..……………… 209 5.10.3. Yuca……………………………………………………. 211 5.11.
Tiempo de recuperación de la inversión……….....…….…....
212
5.11.1. Auca Central…………………………………...……….. 212 5.11.2. Auca Sur………………………………………………... 213 5.11.3. Yuca…………………………………………………..... 214
CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Págs. 6. Conclusiones………………………………………………………….. 215 7. Recomendaciones…………………………………………………..…. 217
XVIII
ÍNDICE DE CUADROS Págs. Cuadro N° 1. Cromatografía de Auca Central………………………….…….. 72 Cuadro N° 2. Cromatografía de Auca Sur………………………………..…... 73 Cuadro N° 3. Producción de gas Auca Central 2008 -2009………………...... 74 Cuadro N° 4. Producción de gas Auca Sur 2008 -2009………………………. 76 Cuadro N° 5. Producción de gas Auca Sur 1-2-3-4 2008 -2009…………..… 78 Cuadro N° 6. Cromatografía Yuca…………………………………………....
85
Cuadro N° 7. Producción de gas Yuca 2008 -2009…………………………... 86 Cuadro N° 8. Producción de gas Anaconda 2008 -2009…………………...… 93 Cuadro N° 9. Cromatografía Yulebra……………………………………...…. 100 Cuadro N°10. Producción de gas Yulebra 2008 -2009……………………….. 101 Cuadro N°11. Producción de gas Culebra 2008 -2009……………………….. 108 Cuadro N° 12. Cromatografía Cononaco……………………………………... 115 Cuadro N°13. Producción de gas Cononaco 2008 -2009…………………….. 116 Cuadro N° 14. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca enero 2009…… 118 Cuadro N° 15. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca enero 2009... 121 Cuadro N° 16. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca febrero2009….. 122 Cuadro N° 17. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca febrero 2009 125 Cuadro N° 18. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca marzo 2009…... 126 Cuadro N° 19. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca marzo 2009.. 129 Cuadro N° 20. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca abril 2009…….
130
Cuadro N° 21. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca abril 2009… 133
XIX
Págs. Cuadro N° 22. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca mayo 2009….... 134 Cuadro N° 23. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca mayo 2009... 137 Cuadro N° 24. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca junio 2009……. 138 Cuadro N° 25. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca junio 2009...
141
Cuadro N° 26. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca julio 2009…….
142
Cuadro N° 27. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca julio 2009.... 145
ÍNDICE DE DIAGRAMAS Págs. Diagrama N° 1 presión-volumen a temperatura constante para un gas ideal.. 20 Diagrama N° 2. Ciclo de Carnot en un diagrama Presión-Volumen……...… 30 Diagrama N° 3. Ciclo de Carnot en función de la presión y el volumen…... 31 Diagrama N° 4. Ciclo de Carnot en función de la temperatura y la entropía. 31 Diagrama N° 5. Cambio de estado………………………………………….. 42 Diagrama N° 6. Análisis estadístico de producción de gas Auca Central....... 75 Diagrama N° 7. Análisis estadístico de producción de gas Auca Sur……..... 77 Diagrama N° 8. Análisis estadístico de producción de gas Auca Sur 1-2-3-4 79 Diagrama N° 9. Análisis estadístico de producción de gas Yuca…………… 87 Diagrama N° 10. Análisis estadístico de producción de gas Anaconda…….. 94 Diagrama N° 11. Análisis estadístico de producción de gas Yulebra……..... 102 Diagrama N° 12. Análisis estadístico de producción de gas Culebra……..... 109 Diagrama N° 13. Análisis estadístico de producción de gas Cononaco……
XX
117
ÍNDICE DE ECUACIONES Págs. Ecuación N° 1. Relación Gas-Aceite (GOR)………………………………..
19
Ecuación N° 2. Ecuación de estado de los gases……………………………. 20 Ecuación N° 3. Ecuación de estado para gases reales…………………........ 21 Ecuación N° 4. Ecuación general de las gases ideales……………………... 23 Ecuación N° 5. Boyle –Mariotte…………………………………………....
23
Ecuación N° 6. Proceso isobaro (de Charles) (n, P ctes.)…………………... 25 Ecuación N° 7. Proceso isocoro (de Gay-Lussac) (n, V ctes.)…………...… 25 Ecuación N° 8. Rendimiento de Carnot…………………………………….
28
Ecuación N° 9. Rendimiento del ciclo de Carnot…………………………... 33
ÍNDICE DE FIGURAS Págs. Figura N° 1. Esquema de una máquina de Carnot………………………..…. 26 Figura N° 2. Motor de Carnot……………………………………………….. 27 Figura N° 3. Etapas del ciclo de Carnot…………………………………….. 29 Figura N° 4. Cromatógrafo de gases……………………………………….. 48 Figura N° 5. Operación y desempeño del sistema bi-combustible……...….. 172 Figura N° 6. Elementos constitutivos del sistema dinámico de control….… 173
XXI
ÍNDICE DE FOTOS Págs. Conexión de línea de gas del separador al sistema modular de tratamiento 229 de gas………………………………………………………………………... Sistema modular de tratamiento de gas……………………………….…...... 229 Tres torres de endulzamiento, dos deshidratadoras y dos calentadores de 230 gas…………………………………………………………………………… Intercambiador de calor, Chiller 100-1001 y los separadores 100-101-102... 230 Sistema de refrigeración…………….………………………………………. 231 Panel de control……………………………………………………………... 231 Sistema Bi-combustible en Generadores……………………………………. 232 Visita al Campo Yuca……………………………………………………….. 232
ÍNDICE DE FORMULAS Págs. Formula N°1. Punto de roció…………………………………………...…… 36 Formula N°2. Cálculo de reservas de petróleo…………………………...… 60 Formula N° 3. Cálculo de reservas de gas…………………………………... 61 Formula N° 4. Reservas remanentes de petróleo y gas……………………... 61 Formula N° 5. Proyección de producción de petróleo y gas………………... 62
XXII
ÍNDICE DE GRÁFICOS Págs. Gráfico N° 1 Campo Auca………………………………………………...... 64 Gráfico N° 2 Campo Yuca…………………………………………………..
80
Gráfico N° 3 Campo Anaconda…………………………………………...… 88 Gráfico N° 4 Campo Yulebra……………………………………………….. 88 Gráfico N° 5 Campo Culebra……………………………………………..… 103 Gráfico N° 6 Campo Cononaco…………………………………………...… 110
ÍNDICE DE TABLAS Págs. Tabla N° 1. Características Del Gas Natural…………………………...…... 14 Tabla N° 2. Contaminantes Del Gas Natural……………………………….. 15 Tabla N° 3. Características de combustibles……………………………….. 38 Tabla N° 3.1. Características del diesel……………………………………... 39 Tabla N° 4. Características del Campo Auca………………………………. 65 Tabla N° 5. Producción promedio de petróleo de Auca Central y Sur……... 69 Tabla N° 6. Producción promedio de gas de Auca Central y Sur…………. 70 Tabla N° 7. Características del Campo Yuca………………………………. 81 Tabla N° 8. Producción promedio de petróleo Yuca……………………..… 83 Tabla N° 9. Producción promedio de gas Yuca…………………………….
84
Tabla N°10. Características del Campo Anaconda………………………… 89 Tabla N° 11. Producción promedio de petróleo Anaconda………………… 91
XXIII
Págs. Tabla N° 12. Producción promedio de gas Anaconda……………………… 92 Tabla N° 13. Características del Campo Yulebra…………………………... 96 Tabla N° 14. Producción promedio de petróleo Yulebra………………...… 98 Tabla N° 15. Producción promedio de gas Yulebra………………………... 99 Tabla N° 16. Características del Campo Culebra…………………………... 104 Tabla N° 17. Producción promedio de petróleo Culebra………………....... 106 Tabla N° 18. Producción promedio de gas Culebra………………………... 106 Tabla N° 19. Características del Campo Cononaco………………………... 111 Tabla N° 20. Producción promedio de petróleo Cononaco………………… 114 Tabla N° 21. Producción promedio de gas Cononaco……………………… 114 Tabla N° 22. Gas de formación promedio diario año 2008 Área Auca…….
146
Tabla N° 23. Gas combustible promedio diario año 2008 Área Auca……... 147 Tabla N° 24. Gas quemado promedio diario año 2008 Área Auca………… 148 Tabla N° 25. Gas de formación promedio diario año 2009 Área Auca…….
150
Tabla N° 26. Gas combustible promedio diario año 2009 Área Auca……... 150 Tabla N° 27. Gas quemado promedio diario año 2009 Área Auca………… 151 Tabla N° 28. Grupo electrógenos de Auca Central……………………......... 189 Tabla N° 29. Grupo electrógenos de Auca Sur…………………………….. 192 Tabla N° 30. Características de carga de combustible del generador 3512… 194 Tabla N° 31. Conversión de Gal/hr a BTU…………………………………. 194 Tabla N° 32. Conversión BTU de diesel a pies cúbicos de gas…………..... 195 Tabla N° 33. Costo actual de consumo de diesel en generadores………….. 195
XXIV
Págs. Tabla N° 34. Consumo barriles de diesel actual en los generadores………... 196 Tabla N° 35. Consumo barriles de diesel con sistema bi-combustible con 50% de gas…………………………………………………...……………… 196 Tabla N° 36. Consumo de barriles de diesel con sistema bi-combustible con 70% de gas…………………………………………………………..….. 197 Tabla N° 37. Costo bi-combustible……………………………………….... 197 Tabla N°38. Costo bi-combustible en los generadores…………………….. 199 Tabla N° 39. Grupo electrógeno de la Estación Yuca Central……………… 200 Tabla N° 40. Características de carga de combustible del generador 3512… 201 Tabla N° 41. Conversión de Gal/hr a BTU……………………………...…. 202 Tabla N° 42. Conversión BTU de diesel a pies cúbicos de gas……………..
202
Tabla N° 43. Costo actual de consumo de diesel en generadores………...… 203 Tabla N° 44. Consumo de barriles de diesel actual………………………... 203 Tabla N° 45. Consumo de barriles diesel con sistema bi-combustible con 50% de gas………………………………………………………………...… 204 Tabla N° 46. Consumo de barriles de diesel con sistema bi-combustible 204 con 70% de gas…………………………………………………………..….. Tabla N° 47. Costo bi-combustible……………………………………….… 205 Tabla N°48. Costo bi-combustible en los generadores……………………. 207
XXV
ÍNDICE DE ANEXOS Págs. Mapa vial de los Campo Auca Central, Auca Sur………………………..…. 226 Mapa vial Campo Cononaco……………………………………………...… 227 Mapa vial de los Campos Culebra, Yulebra, Anaconda y Yuca……...…….. 228
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Resumen El presente trabajo está encaminado a determinar la posibilidad de aprovechar el gas asociado que se produce conjuntamente con el petróleo y que se quema sin beneficio alguno en los mecheros de las estaciones de producción que se encuentran en el Área Auca, como son los Campos Auca Central, Auca Sur, Yuca, Anaconda, Yulebra, Culebra y Cononaco; al momento estos campos se encuentran operados por PETROPRODUCCIÓN. Una de la finalidad es aprovechar este gas asociado tratado para utilizarlo como combustible en generadores a diesel con motores de combustión interna, en los Campos Auca Central, Auca Sur, Yuca, Anaconda, Yulebra, Culebra y Cononaco y por otro lado se contribuiría a disminuir la contaminación ambiental por la quema de este gas. El gas procesado en un sistema modular de tratamiento de gas puede ser utilizarlo como combustible en motores de combustión interna como un bi-combustible. Ofreciendo grandes ventajas en lo económico disminuyendo el consumo de diesel en las estaciones de producción y en el aspecto ambiental reduciendo las emisiones del dióxido de carbono (CO2) al medio proporcionando alta confiabilidad y eficiencia de manera relativamente fácil y económica. Para la realización de este estudio, se empieza analizando los datos de producción de gas asociado y la calidad del gas que se encuentra en cada campo para determinar si es factible procesarlo y utilizarlo como combustible en motores de combustión interna que actualmente consume diesel. Luego, se determina su composición química mediante análisis cromatográficos determinando su calidad. Después se da una descripción del funcionamiento de un
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sistema modular de tratamiento de gas para darle las características óptimas que permitan utilizarlo como bi-combustible en los motores de combustión interna. Finalmente, se realiza un análisis técnico - económico, donde se estima el monto de la inversión necesaria para llevar a cabo este proyecto y el tiempo de recuperación de la misma. El presente estudio busca dar los argumentos técnicos - económicos para aprovechar el gas asociado a los yacimientos previamente tratado y aprovecharlo como combustible en los motores de generación de combustión interna en los campos del Área Auca, los que implica una reducción de costos de operación. La rentabilidad de este proyecto está determinada por factores como el volumen de producción de gas asociado, la calidad del gas procesado, la inversión y el tiempo de recuperación de la inversión.
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Summary
The present work is aimed at determining the possibility of using associated gas produced along with oil and burning without any benefit in the burners of the production stations are in the area Auca, such as the Champs Auca Central, Auca Sur, Yuca, Anaconda, Yulebra, Culebra and Cononaco, when these fields are operated by PETROPRODUCCIÓN. One of the aims sought to use this associated gas for use as fuel in diesel generators with internal combustion engines, on the Champs Auca Central, Auca Sur, Yuca, Anaconda, Yulebra, Culebra and Cononaco and on the other hand would help to reduce environmental pollution from the burning of this gas. The gas processed in a modular gas treatment can be used as fuel in internal combustion engines as a bi-fuel. Offering great economic advantages in reducing the consumption of diesel at the pump output and environmental considerations by reducing emissions of carbon dioxide (CO2) into the environment providing high reliability and efficiency relatively easily and inexpensively. For the accomplishment of this study, there starts by being analyzed the information of production of associate gas and the quality of the gas that one finds in every field to determine if it is feasible to try it and to use it as fuel in engines of internal combustion that nowadays consumes diesel. Then, determine its chemical composition by chromatographic analysis to determine its quality. Following is a description of the operation of a modular gas treatment to give the best characteristics that allow use as a bi-fuel in internal combustion engines.
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Finally, conducting a technical analysis - economic, where an estimated amount of investment required undertaking this project and the recovery time of it. The present study seeks to give the technical arguments - economic to take advantage of the gas associated with the deposits before treated and to take advantage of it as fuel in the engines of generation of internal combustion in the fields of the Area Auca, which it implies a reduction of costs of operation. The profitability of this project is determined by factors as the volume of production of associate gas, the quality of the tried gas, the investment and the time of recovery of the investment.
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CAPÍTULO I
CAPÍTULO I
1. Introducción El desarrollo tecnológico, los avances y las comodidades de las que gozamos hoy en día han sido, a lo largo de su historia, el fruto del uso irracional de los recursos naturales y de la actividad económica centrada en la utilización de combustibles fósiles, lo que ha generado la contaminación del medio ambiente constituyendo uno de los problemas más críticos en el mundo; es por ello que ha surgido la necesidad de tomar conciencia y buscar alternativas para su solución donde la relación entre los individuos y su medio ambiente determinarán la existencia de un equilibrio ecológico indispensable para la vida de todas las especies, tanto animales como vegetales, y llegar así al desarrollo sostenible. La generación de energía mediante el aprovechamiento de productos naturales es una de las industrias del futuro, pero mientras esto sucede, existen medidas que pueden ser implementadas para contribuir a la disminución de tales contaminantes y entre ellas, está la utilización del gas natural, recurso abundante, y por ello la alternativa de sustituir combustible diesel y gasolina por gas natural comprimido (GNC), minimizando la descarga de productos contaminantes especialmente, en la reducción de gases de efecto invernadero, contrarrestando así el calentamiento global y el cambio climático. El petróleo, el carbón y el gas natural (combustibles fósiles), representan conjuntamente alrededor del 85% del consumo total de energía a nivel mundial. El suministro y la utilización del gas natural aportan beneficios medioambientales considerables en comparación con otros combustibles fósiles.
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Gracias a sus ventajas económicas y ecológicas, el gas natural resulta cada día más atractivo para muchos países. Las características de este producto, como por ejemplo su reducido intervalo de combustión, hacen de esta fuente de energía una de las más seguras del momento. El gas natural es considerado como el combustible fósil de este siglo, como lo fue el petróleo durante el siglo pasado y el carbón hace dos siglos, es por eso que la industria del gas es consciente de su responsabilidad de optimizar las ventajas inherentes del gas natural, combustible esencial ya en la actualidad para el bienestar económico general. El desarrollo tecnológico ha jugado un papel preponderante en la mejora de las perspectivas del gas natural en todo el mundo. Las innovaciones ocurren constantemente en cualquier etapa de la cadena del producto, así como en las diferentes aplicaciones. Gracias a ellas se mejora la eficiencia del mercado, se ahorra energía, se reducen costos e impactos ambientales de la energía y se permite acercar el gas a los usuarios finales. La conversión de motores diesel a sistema bi-fuel se presenta como una de las soluciones más viable para disminuir las emisiones de gases tóxicos y hacer frente a uno de los principales problemas de contaminación: La contaminación atmosférica, la cual es causante de una serie de graves enfermedades, y que aumentan continuamente en cuanto al número de casos.
1.1. Importancia practica del estudio La contaminación ambiental del aire es una constante amenaza para la salud humana y el entorno, los avances científicos e investigaciones realizadas mediante vigilancia ambiental y epidemiológica demuestran relaciones de respuestas cada vez más rápidas
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entre el estado de calidad del ambiente y calidad de salud y vida, así como sobre el equilibrio entre sus variables. Las afectaciones que se presenten de manera aguda y crónica sobre varias sistemas vitales de los seres humanas y ecosistemas expuestos a constante contaminación del aire, tiene un costo síquico y económico que estamos asumiendo las sociedades y que sube constantemente en países en vía de desarrollo, como también es el Ecuador, por falta de medicina preventiva e inexistencia de planificación. El aire insalubre y viviendas contaminadas dependiendo de la concentración y tiempo de exposición, entre otros factores afectan toda la población, pero con mayor incidencia grupos vulnerables ya que sus sistemas de defensa son más frágiles frentes contaminantes cada vez más complejos y también a los grupos sociales, los cuales en términos de desarrollo económico, son menos favorecidos. Por otro lado, el desarrollo tecnológico inducido solamente a la explotación de los recursos naturales ha provocado la contaminación ambiental y disminución de su calidad debido a impactos negativos afectando la salud y el ambiente. Esta triste realidad ha dado a la humanidad sus primeras lecciones y conducido a tomar acciones urgentes de prevención y control de la contaminación y mitigación de impactos, algunos de los cuales son irreversibles. Lecciones que deben servir de ejemplo para tener una responsabilidad sobre el manejo y gestión ambiental de forma sustentable, tomando en cuenta interacción entre las variables social, económica y ambiental. El esfuerzo hacia una gestión integral de los recursos naturales será la meta principal que debe ser introducida en temas de desarrollo sustentable del país, para controlar y prevenir la contaminación ambiental y también la atmosférica.
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1.2. Situación actual del tema de investigación Basado en los estudios realizados por PETROPRODUCCIÓN, la producción del gas asociado varía en función de la producción del petróleo. El gas disuelto es liberado del petróleo durante producción y proceso. En
los 39 años de producción
en los campos del Área Auca operados por
PETROPRODUCCIÓN, la producción diaria del gas ha variado entre el año 2008 y 2009 3081,50 y 3317,49 millones de pies cúbicos por día, para que se lleve a cabo este tipo de proyecto, cada campo debe tener una producción de volumen de gas mínimo a los 450 MPCS/D. El objetivo principal de este estudio es analizar los volúmenes y la calidad del gas asociado que se está produciendo en el Campo Auca para implementar el sistema modular de tratamiento de gas para utilizarlo como combustible en los motores combustión interna con sistema bi-combustible, ayudando a reducir los costos a cero en combustible lo que implica una menor contaminación ambiental, para ello se presentara resultados, conclusiones y recomendaciones, así como también la respectiva propuesta de mejoramiento, además se espera que este trabajo sirva como base para tomar la decisión de implementar este tipo de proyectos en campos donde el gas no tenga algún tipo de uso como es el caso en la mayoría de los campos operados por el estado.
1.3. Limitaciones del estudio
Área: Explotación de hidrocarburos en el Área Auca.
Sub. área: Campos que produzcan altos volúmenes de petróleo con gas asociado que se encuentren operados por PETROPRODUCCIÓN.
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Situación geográfica: Región amazónica, Área Auca, Provincia Francisco de Orellana, Área Auca, Campos Auca Central, Auca Sur, Yuca, Anaconda, Yulebra, Culebra y Cononaco.
Situación espacial: junio hasta septiembre del 2009.
1.4. Planteamiento del problema Diagnostico. De acuerdo a los datos de producción de gas y la calidad de gas determinada por análisis cromatográficos en los campos operados por PETROPRODUCCIÓN en el Área Auca, en la inspecciones realizadas se ha observado que en la mayoría de campos se quema el gas en los mecheros como también se observo que no existen puntos de medición ni medidores de gas para obtener los volúmenes reales de gas que produce cada campo. En el departamento de ingeniería de petróleos llevan el historial de producción de gas a través de los volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos, actualizando los datos de gas en el sistema AS-400, según los volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción. En la Subestación Yuca Central se encuentra instalado un sistema modular de tratamiento de gas la cual se encuentra en la fase de procesamiento de gas hasta obtener las características ideales como combustible para utilizar como en motores de combustión interna con sistema bi-combustible.
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Pronostico. La falta de aprovechamiento del gas asociado al petróleo, ha generado pérdidas de recursos energéticos y económico al estado ecuatoriano, debido a la falta de implementación de sistemas modulares de tratamiento de gas como una alternativa, otro problema importante es la contaminación del área, que si bien es manejable, no podemos garantizar que no existan riesgos tanto a nivel de daños en el personal, equipos y medio ambiente.
Control del pronóstico. Se ha propuesto una alternativa para poder solucionar el problema o al menos minimizarlo; La implementación de sistemas modulares de tratamiento de gas para aprovechar el mismo mediante un sistema bi-fuel, siendo una alternativa viable para disminuir las emisiones de gases tóxicos y hacer frente a uno de los principales problemas de contaminación, aportando
una serie de ventajas asociadas a la
disminución de costos de mantenimiento y operación.
Sistematización. Una vez analizado los volúmenes de producción y la calidad del gas asociado de los campos, en estudio se determinará si es rentable implementar sistemas modulares de tratamiento de gas, para procesarlo y utilizarlo como combustible en motores de combustión interna, lo cual se logra a través de los volúmenes de producción de gas y análisis cromatográficos. Los equipos utilizados en este tipo de sistema son muy básicos y se controla a través de variables como la presión, caudal y temperatura parámetros que juegan un papel
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importante en cada fase de procesamiento del gas asociado, ayudado con un sistema de compresión se lograría procesar la mayor cantidad de gas para uso posterior ya sea como combustible, reduciendo la contaminación ambiental.
Formulación. La implementación de un sistema modular de tratamiento de gas consiste de una serie de fases de procesamiento del gas asociado, siendo una alternativa escogida para la solución de este problema. En la cual consta de un intercambiador de calor, tres separadores, dos enfriadores, dos torres deshidratadoras, tres torres de endulzamiento, tres compresores y un condensador, los cuales con ayuda de fenómenos físicos como son la presión, temperatura y químicos como la alúmina y gel de sílice, lograran el objetivo propuesto.
1.5. Objetivo general Analizar los datos de producción y análisis cromatográficos del gas asociado, para mejorar la calidad en un sistema modular de tratamiento de gas y utilizarlo como bicombustible en los generadores con motores de combustión interna en los campos operados por PEROPRODUCCIÓN en el Área Auca.
1.6. Objetivos específicos
Obtener los datos de producción de gas asociado en los campos operados por PETROPRODUCCIÓN en el Área Auca.
Analizar la calidad del gas asociado mediante análisis cromatográficos realizados en los campos del Área Auca, para determinar la calidad del gas y poder competir
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con otros combustibles en costo cero, mejorando los niveles de emisión, y darle uso en motores de combustión interna con sistema bi-combustible.
Realizar balances de producción del gas asociado para cada campo, para determinar los volúmenes de gas que pueden ser utilizados en el proyecto.
Presentar un diseño probado, con sustento experimental y teórico, de un sistema modular de tratamiento de gas.
Determinar los beneficios en la implementación de sistemas modulares de tratamiento de gas para procesar gas asociado.
Realizar la relación costo-beneficio.
1.7. Justificación del estudio En varios años atrás en muchas plantas de proceso de petróleo, el gas asociado no ha sido aprovechado en lo más mínimo, con este estudio se desea demostrar la importancia de recuperar todo el gas asociado, tanto por el ahorro que la compañía tendría al utilizarlo como combustible, como la protección a la salud, seguridad y medio ambiente.
Impacto ecológico o ambiental. Desde el inicio de la era industrial hasta hace pocos años, las sociedades creían a ciegas en la doctrina del crecimiento económico exponencial, que se basaba en las posibilidades ilimitadas de la Tierra para sustentar el crecimiento económico. Pero hoy sabemos que nuestro planeta no es capaz de soportar indefinidamente el actual orden económico internacional, que los recursos naturales no son bienes
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ilimitados y que los residuos sólidos, líquidos o gaseosos de nuestro sistema de vida conllevan un grave riesgo para la salud del planeta, incluido lógicamente el hombre. El control ambiental está recibiendo una creciente atención en todo el mundo, en todas las empresas, y porque no decirlo en nuestras industrias petroleras así es como toma cada día mayor preocupación a las gerencias y en todo el personal que labora en estas actividades, para esto las empresas, están designado un presupuesto para desarrollar un proyecto que conlleve a la protección del medio ambiente y rigiéndose a cumplir con el reglamento ambiental pertinente.
Implicancia práctica y de seguridad. La implantación de una planta de tratamiento de gas y por ende la eliminación de este gas asociado que sale de los separadores, ayuda a la preservación del medio ambiente, Con la presencia de gas en el área de trabajo, encontramos también gases amargos como es el caso del H 2S, que en altas concentraciones pueden ser letales para las personas.
Viabilidad de la propuesta.
El sistema a implementarse es muy utilizado en los campos petroleros ya sea con otros fines, pero es muy aplicable en este caso.
El personal de operación y mantenimiento de PETROPRODUCCIÓN, tienen los conocimientos y la amplia experiencia en este tipo de sistema de recuperación de gas natural asociado.
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El ahorro económico que la empresa tendría al utilizar el gas recuperado como
combustible, bien podría pagar la inversión; el espacio físico dentro de las facilidades se lo tiene, así como la infraestructura para esta finalidad.
1.8. Idea a defender En base a los volúmenes de producción de gas asociado en el Área Auca y la calidad obtenida mediante análisis cromatográfico se determinara si es rentable implementar una planta de tratamiento de gas con el fin de procesar este gas y darle uso en los motores de combustión interna con sistema bi-combustible y por ende reducir los costos a cero en combustible, así como reducir las emisiones de gas que es quemado en la tea.
Variable independiente. Las reservas y la calidad de gas que tiene cada campo.
Variables dependientes.
Parámetros de operación de los equipos.
Cuantificación y control de la cantidad de gas natural a la salida del tratamiento.
Identificación de variables.
Presión del sistema, es una de las condiciones básica para lograr nuestro objetivo.
Temperaturas del proceso
Gas total obtenido en el proceso
Gas estimado perdido en el medio ambiente.
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Identificación de indicadores.
Las presiones podemos encontrarlas en libras pulgada cuadrada PSIG.
El gas natural asociado, en la fase de producción es cuantificado en pies cúbicos por día.
Identificación de instrumentos.
Para medir la presión utilizamos manómetros, o indicadores de presión.
La temperatura es medida a través de termómetros o indicadores electrónicos de temperatura.
El gas natural asociado debería ser medido mediante medidores de placa orificio, turbina o ultrasónico.
1.9. Metodología Modalidad básica de la investigación. Se recopilara información sobre los datos de producción gas y los análisis cromatográficos de los diferentes campos operados por PETROPRODUCCIÓN en el Área Auca para calcular la cantidad total de gas asociado que se produce en los diferentes campos y determinar si es rentable implementar un sistema modular de tratamiento de gas en este caso tomaremos como referencia el proyecto que se está ejecutando en la subestación de Yuca Central.
Tipo de investigación. La investigación será descriptiva, se analizara los resultados de producción de gas obtenidos en los diferentes campos operados por PETROPRODUCCIÓN, 11
para
determinar si es factible implementar sistemas modulares de tratamiento de gas en cada campo con el propósito de ahorrar en la compra de combustible que se utiliza en los motores bi-combustible especialmente del diesel y remplazarlo con el gas en un porcentaje debido a su costo cero puesto que es obtenido de las operaciones de producción, el cual se realizara graficas de proyección a tres años para determinar si es beneficioso en el aspecto económico como combustible y en lo ambiental reducir las emisiones de gases que son desechados al ambiente.
Población y muestra. La presente investigación se realizo en la compañía PETROECUADOR filial PETROPRODUCCIÓN, Área Auca, y principalmente se centra en los registros de flujo de gas en los diferentes puntos como son: consumo como combustible en los motores bi-combustible, el gas que se quema en la tea, se compara los datos del gas asociado con el petróleo que se quemaba antes en los mecheros y en qué porcentaje se reduciría en la quema de gas con la implementación de un sistema modular de tratamiento de gas en cada campo datos obtenidos que son proporcionados por medidores de flujo montados en la planta de tratamiento de gas. Los datos son tabulados, representados en gráficos y analizados según el enfoque del marco teórico, de los objetivos e hipótesis planteadas.
Técnicas e instrumentos. La recolección de datos tomados de los registros de reportes diarios de producción, en lo que corresponde a datos de producción de crudo y gas diarios, se creara cuadros históricos y comparativos de cada uno de los parámetros mencionados anteriormente
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desde enero del 2009 hasta la presente fecha, también se presentara reportes de producción de la planta de tratamiento de gas está procesando y los volúmenes de gas que serán enviado a los motores bi-combustible. La recopilación de información bibliográfica referente al gas asociado y sus ventajas como combustible, será el inicio para analizar las ventajas y desventajas que ofrece este gas en el aprovechamiento en nuestro caso en motores de combustión interna con sistema bi-combustible.
Procesamiento de la información. Con la información obtenida, se ha elaborado una base de datos y gráficos ilustrativos de los diferentes resultados que se obtienen del análisis investigativo, el cual ayuda a visualizar las ventajas antes mencionadas en el aprovechamiento del gas asociado. Para concluir se realizara un resumen de la información proporcionada, llegando a demostrar la hipótesis planteada, así como también con los objetivos propuestos en este trabajo.
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CAPÍTULO II
CAPÍTULO II 2. Marco Teórico 2.1. Gas natural El gas natural es una mezcla
de hidrocarburo en proporciones variables
(principalmente metano) 70%, que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución con el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Puede encontrase mezclado con algunas impurezas o sustancias que no son hidrocarburos, tales como ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono. (Ver tabla N° 1-2)
Tabla N° 1. Características Del Gas Natural Características Del Gas Natural Peso Molecular:
(20 - 26) Lb/Lb mol
Gravedad específica:
0.6 - 0.82
Volumen @ condiciones estándar
380.7 scf/Lbmol
Poder Calorífico:
(950 - 1150) BTU/scf
% Molar Metano:
(70 - 98) %
Cantidad de Licuables:
3GPM
Fuente: Manual de “Ingeniería de Gas Natural” – Schlumberger Instructor: Dr. Leonardo Latorre Elaborado por: Klever Caiza
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Tabla N° 2. Contaminantes Del Gas Natural Contaminantes Del Gas Natural Sulfuro de hidrogeno
H2S
Monóxido de Carbono
CO
Dióxido de Carbono
CO2
Sulfuro de carbonillo
CS2
Mercaptanos
RSH
Nitrógeno
N2
Agua
H2 O
Oxigeno
O2
Mercurio
Hg
Fuente: Manual de “Ingeniería de Gas Natural” – Schlumberger Instructor: Dr. Leonardo Latorre Elaborado por: Klever Caiza
Contaminantes del gas natural El gas natural es un fluido bifásico. Los principales contaminantes son: 1. Líquidos: tamaño de partícula < 1,000 micras •
Agua condensada: 1,000 - 10,000 ppm
•
Petróleo: 10 - 10,000 ppm
•
Residuos de químicos: anticorrosivos, demulsificantes
•
Gasolinas ligeras: pentanos, hexanos
2. Gaseosos: •
Vapor de agua (humedad): 1,000 - 3,000 lbs agua/MMscfd 15
•
Gas carbónico (CO2): 5 - 30 %m
•
Nitrógeno: 1 - 5 %m
2.1..1. Origen El petróleo y el gas natural no se consiguen en las capas del subsuelo en forma de lagos, bolsas o ríos; están contenidos en los espacios porosos de ciertas y determinadas rocas. La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y determinar dónde se encuentran es la tarea fundamental de profesionales geólogos y geofísicos. Fue descubierto en Estados Unidos a principios del siglo XVII, aunque se tiene la certeza de que fue conocido en otras partes del mundo muchos siglos antes. Hoy en día todavía se presume que el petróleo y el gas natural son el resultado de una serie de procesos químicos y variaciones sufridas por materia orgánica provenientes de animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias, elevadas temperaturas y presiones durante millones de años, al sentarse las capas de sedimentos que contienen dicha materia orgánica. El proceso completo de transformación, mediante el cual la materia orgánica se convierte en hidrocarburos, no se conoce, ya que no es posible reproducir en un laboratorio los millones de años que se requieren para transformar la materia orgánica en petróleo y gas natural.
2.1.2. Tipos Los tipos de gas se han clasificado de acuerdo su origen, composición y almacenamiento.
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2.1.2.1. Por su origen El gas natural se clasifica en gas asociado, no asociado y condensación retrograda.
El gas asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite del yacimiento. Este, a su vez, puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).
El gas no asociado o libre es aquel que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo, a las condiciones de presión y temperaturas originales.
El gas de condensación retrograda es un tipo intermedio de gas natural que existe en un yacimiento, como gas cuando inicialmente se produce, pero parcialmente se licua en la medida que la presión cae durante la producción.
2.1.2.2. Por su composición El gas natural por su composición puede ser clasificado en húmedo y seco.
El gas húmedo es una mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso de gas natural mediante el cual se eliminan las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, obteniendo un contenido de componentes más pesados que el metano. Este tipo de gas, a su vez, se clasifica en gas húmedo dulce y gas húmedo amargo. Obtenidos de manera similar, el primero se caracteriza por contener productos licuables como gasolinas y LPG (Gas licuado de petróleo), en tanto que el segundo, adicionalmente, contiene compuestos corrosivos de azufre.
El gas seco a diferencia de los anteriores, es un compuesto formado esencialmente por metano (94-99 por ciento) que contiene cantidades escasas de productos licuables. Para fines prácticos, los términos gas natural y gas seco son utilizados indistintamente.
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En los yacimientos, generalmente, el gas asociado se encuentra como gas húmedo amargo, mientras el gas no asociado puede hallarse como húmedo amargo, húmedo dulce o seco. Cabe señalar, sin embargo, los dos últimos pueden ser obtenidos a partir del primero, una vez procesado. De suerte que, al eliminar los compuestos de azufre, el gas húmedo amargo se transforma en gas húmedo dulce y al extraerse de este los productos licuables se obtiene el gas seco.
2.1.2.3. Por su almacenamiento Gas natural comprimido, gas seco almacenado a alta presión en estado gaseoso en un recipiente.
Gas natural licuado, compuesto predominante de metano, que ha sido licuado por compresión y enfriamiento para facilitar su transporte y almacenamiento.
2.2. Yacimiento de gas De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientos se denominan:
Yacimientos de Gas-Petróleo: Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir espontáneamente, puede inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo.
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2.3. Relación Gas-Aceite (GOR) Son los pies cúbicos de gas producido por cada barril de Petróleo producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación como presión, temperatura y número de etapas afectan el valor de dicha relación.
Ecuación N°1. Relación Gas-Aceite (GOR)
Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D. Elaborado por: Klever Caiza
Donde: GOR = MSCF/BL
2.4. Leyes y Constantes Físico – Químicas del Gas La ley de los gases ideales es la ecuación de estado del gas ideal, un gas hipotético formado por partículas puntuales, sin atracción ni repulsión entre ellas y cuyos choques son perfectamente elásticos (conservación de momento y energía cinética). Los gases reales que más se aproximan al comportamiento del gas ideal son los gases monoatómicos en condiciones de baja presión y alta temperatura. Empíricamente, se observan una serie de relaciones entre la temperatura, la presión y el volumen que dan lugar a la ley de los gases ideales. (Ver diagrama N°1)
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Diagrama N° 1 Presión-volumen a temperatura constante para un gas ideal.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:P-V_diagram.PNG Elaborado por: Klever Caiza
2.4.1. Ecuación de estado de los gases La ecuación que describe normalmente la relación entre la presión, el volumen, la temperatura y la cantidad (en moles) de un gas ideal es:
Ecuación N° 2. Ecuación de estado de los gases P.V=n.R.T Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales Elaborado por: Klever Caiza
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Donde:
•
•
•
•
•
= Presión. = Volumen. = Moles de gas. = Constante universal de los gases ideales . = Temperatura en Kelvin
2.4.2. Ecuación de estado para gases reales Haciendo una corrección a la ecuación de estado de un gas ideal, es decir, tomando en cuenta las fuerzas intermoleculares y volúmenes intermoleculares finitos, se obtiene la ecuación para gases reales, también llamada ecuación de Van der Waals:
Ecuación N° 3 Ecuación de estado para gases reales
a.n2 P+ 2 . V-nb =n .R.T V
Fuente:http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#La_ecuaci.C3.B3n_de_estado_para_gase s_reales Elaborado por: Klever Caiza
Donde:
•
P= Presión del gas ideal
•
V= Volumen del gas ideal
•
n= Moles de gas.
•
R= Constante universal de los gases ideales 21
•
T= Temperatura.
•
a y b son constantes determinadas por la naturaleza del gas con el fin de que haya la
mayor congruencia posible entre la ecuación de los gases reales y el comportamiento observado experimentalmente.
Valores de R
2.4.3. Ecuación general de las gases ideales Partiendo de la ecuación de estado:
Tenemos que:
Donde R es la constante universal de los gases ideales, luego para dos estados del mismo gas, 1 y 2:
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.. .. Para una misma masa gaseosa (por tanto, el número de moles (n) es constante; n=cte), podemos afirmar que existe una constante directamente proporcional a la presión y volumen del gas, e inversamente proporcional a su temperatura.
Ecuación N° 4. Ecuación general de las gases ideales
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#Ecuaci.C3.B3n_general_de_los_gases_ideales Elaborado por: Klever Caiza
Procesos gaseosos particulares Procesos realizados manteniendo constante un par de sus cuatro variables (n, P , V, T), de forma que queden dos; una libre y otra dependiente. De este modo, la fórmula arriba expuesta para los estados 1 y 2, puede ser operada simplificando 2 o más parámetros constantes según el caso.
2.4.3.1. Ley de Boyle -Mariotte También llamado proceso isotérmico. Afirma que, a temperatura y cantidad de materia constante, el volumen de un gas es inversamente proporcional a su presión:
Ecuación N° 5. Boyle -Mariotte
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ηconstante Tconstante Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#Ley_de_Boyle-Mariotte Elaborado por: Klever Caiza
2.4.3.2. Ley de Gay Lussac Fue enunciada por Joseph Louis Gay-Lussac a principios de 1800. Establece la relación entre la temperatura y la presión de un gas cuando el volumen es constante. La presión del gas es directamente proporcional a su temperatura: Al aumentar la temperatura las moléculas del gas se mueven más rápidamente y por tanto aumenta el número de choques contra las paredes, es decir aumenta la presión ya que el recipiente es de paredes fijas y su volumen no puede cambiar. •Si aumentamos la temperatura, aumentará la presión. •Si disminuimos la temperatura, disminuirá la presión. Gay-Lussac descubrió que, en cualquier momento de este proceso, el cociente entre la presión y la temperatura siempre tenía el mismo valor (el cociente entre la presión y la temperatura es constante) Esta ley, al igual que la de Charles, está expresada en función de la temperatura absoluta. Al igual que en la ley de Charles, las temperaturas han de expresarse en Kelvin.
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2.4.3.3. Leyes de Charles En 1802, Louis Gay Lussac publica los resultados de sus experimentos, basados en los que Jacques Charles hizo en el 1787. Se considera así al proceso isobárico para la Ley de Charles, y al isocoro (o isostérico) para la ley de Gay Lussac.
Proceso isobaro (de Charles) (n, P ctes.)
Ecuación N° 6. Proceso isobaro (de Charles) (n, P ctes.)
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#Leyes_de_Charles_y_Gay-Lussac Elaborado por: Klever Caiza
Proceso isocoro (de Gay-Lussac) (n, V ctes.)
Ecuación N° 7. Proceso isocoro (de Gay-Lussac) (n, V ctes.)
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#Proceso_isocoro_.28de_Gay_Lussac.29 Elaborado por: Klever Caiza
De acuerdo a las leyes de los gases existe otro proceso físico químico que nos ayudará a entender el comportamiento de la mezcla de gases y el proceso que intercambio de calor al cual someteremos a la misma con la finalidad de fraccionar y separar los
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componentes del gas asociado para así de esta manera obtener condensados, Este proceso se lo conoce como el Ciclo de Carnot.
2.5. Ciclo de Carnot La máquina absorbe calor desde la fuente caliente T 1 y cede calor a la fría T 2 produciendo trabajo. (Ver Figura 1)
Figura N° 1. Esquema de una máquina de Carnot.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Carnot_engine_scheme.svg Elaborado por: Klever Caiza
El ciclo de Carnot es un ciclo termodinámico ideal reversible entre dos fuentes de temperatura y cuatro procesos, en el cual el rendimiento es máximo.
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La máquina de Carnot es una máquina ideal que utiliza calor para realizar un trabajo. En ella hay un gas sobre el que se ejerce un proceso cíclico de expansión y contracción entre dos temperaturas. Las máquinas térmicas son máquinas de fluido compresible: - En los motores térmicos, la energía del fluido que atraviesa la máquina disminuye, obteniéndose energía mecánica. - En el caso de generadores térmicos, el proceso es el inverso, de modo que el fluido incrementa su energía al atravesar la máquina. Un motor de Carnot es un dispositivo ideal que describe un ciclo de Carnot. Trabaja entre dos focos, tomando calor Q1 del foco caliente a la temperatura T1, produciendo un trabajo W, y cediendo un calor Q2 al foco frío a la temperatura T2. (Ver Figura 2) Figura N°2 Motor de Carnot
Fuente: http://www.sc.ehu.es/sbweb/fisica/estadistica/carnot/carnot.htm Elaborado por: Klever Caiza
En un motor real, el foco caliente está representado por la caldera de vapor que suministra el calor, el sistema cilindro-émbolo produce el trabajo y se cede calor al foco frío que es la atmósfera.
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Una máquina térmica que realiza este ciclo se denomina máquina de Carnot. Trabaja absorbiendo una cantidad de calor Q 1 de la fuente de alta temperatura y cede un calor Q2 a la de baja temperatura produciendo un trabajo sobre el exterior. El rendimiento viene definido, como en todo ciclo, por
Ecuación N° 8. Rendimiento de Carnot
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_de_Carnot#El_ciclo_de_Carnot
Elaborado por: Klever Caiza
y, como se verá adelante, es mayor que cualquier máquina que funcione cíclicamente entre las mismas fuentes de temperatura. Como todos los procesos que tienen lugar en el ciclo ideal son reversibles, el ciclo puede invertirse. Entonces la máquina absorbe calor de la fuente fría y cede calor a la fuente caliente, teniendo que suministrar trabajo a la máquina. Si el objetivo de esta máquina es extraer calor de la fuente fría se denomina máquina frigorífica, y si es aportar calor a la fuente caliente bomba de calor.
2.5.1. Etapas del ciclo de Carnot El ciclo de Carnot consta de cuatro etapas: dos procesos isotermos (a temperatura constante) y dos adiabáticos (aislados térmicamente). (Ver Figura 3)
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Figura N° 3. Etapas del ciclo de Carnot
Fuente: http://www.sc.ehu.es/sbweb/fisica/estadistica/carnot/carnot.htm Elaborado por: Klever Caiza
La representación gráfica del ciclo de Carnot en un diagrama Presión-Volumen es el siguiente
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Diagrama N° 2. Ciclo de Carnot en un diagrama Presión-Volumen
Fuente: http://www.sc.ehu.es/sbweb/fis http://www.sc.ehu.es/sbweb/fisica/estadistica/carnot/c ica/estadistica/carnot/carnot.htm arnot.htm Elaborado por: Klever Caiza
Tramo A-B isoterma a la temperatura T1 Tramo B-C adiabática Tramo C-D isoterma a la temperatura T2 Tramo D-A adiabática Las aplicaciones del Primer principio de la termodinámica están escritas acorde con el Criterio de signos termodinámico. t ermodinámico.
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Diagrama N° 3. Ciclo de Carnot en en función de la presión presión y el volumen. volumen.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:C http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Carnot_cycle_p-V_diagram arnot_cycle_p-V_diagram.svg .svg Elaborado por: Klever Caiza
Diagrama N° 4. Ciclo de Carnot en función de la temperatura t emperatura y la entropía.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:CarnotCycle1.png :CarnotCycle1.png Elaborado por: Klever Caiza
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La entropía describe lo irreversible de los sistemas termodinámicos.
1. Expansión isoterma: (proceso 1
2 en el diagrama) Se parte de una situación en
→
que el gas se encuentra al mínimo volumen del ciclo y a temperatura T 1 de la fuente caliente. En este estado se transfiere calor al cilindro desde la fuente de temperatura T 1, haciendo que el gas se expanda. Al expandirse, el gas tiende a enfriarse, pero absorbe calor de T1 y mantiene su temperatura constante. Al tratarse de un gas ideal, al no cambiar la temperatura tampoco lo hace su energía interna, y despreciando los cambios en la energía potencial y la cinética.
2. Expansión adiabática: (2
3) La expansión isoterma termina en un punto tal que
→
el resto de la expansión pueda realizarse sin intercambio de calor. A partir de aquí el sistema se aísla térmicamente, con lo que no hay transferencia de calor con el exterior. Esta expansión adiabática hace que el gas se enfríe hasta alcanzar exactamente la temperatura T2 en el momento en que el gas alcanza su volumen máximo. Al enfriarse disminuye su energía interna
3. Compresión isoterma: (3
4) Se pone en contacto con el sistema la fuente de
→
calor de temperatura T 2 y el gas comienza a comprimirse, pero no aumenta su temperatura porque va cediendo calor a la fuente fría. Al no cambiar la temperatura tampoco lo hace la energía interna, y la cesión de calor implica que hay que hacer un trabajo sobre el sistema.
4. Compresión adiabática: (4
→
1) Aislado térmicamente, el sistema evoluciona
comprimiéndose y aumentando su temperatura hasta el estado inicial. La energía interna aumenta y el calor es nulo, habiendo que comunicar un trabajo t rabajo al sistema.
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Al ser un proceso adiabático, no hay transferencia de calor, por lo tanto la entropía no varía:
2.5.2. Teoremas de Carnot •
No puede existir una máquina térmica que funcionando entre dos fuentes térmicas dadas tenga mayor rendimiento que una de Carnot
•
Dos máquinas reversibles operando entre las mismas fuentes térmicas tienen el mismo rendimiento.
Por lo tanto:
2.5.3. Rendimiento del ciclo de Carnot A partir del segundo teorema de Carnot se puede decir que, como dos máquinas reversibles tienen el mismo rendimiento, este será independiente de la sustancia de trabajo de las máquinas, las propiedades o la forma en la que se realice el ciclo. Tan solo dependerá de las temperaturas de las fuentes entre las que trabaje. Si tenemos una máquina que trabaja entre fuentes a temperatura T 1 y T 2, el rendimiento será una función de las dos como variables:
Ecuación N° 9. Rendimiento del ciclo de Carnot
1 , 11 , , Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_de_C http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_de_Carnot#Rendimiento arnot#Rendimiento Elaborado por: Klever Caiza
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Por lo tanto, el cociente entre los calores transferidos es función de las temperaturas de las fuentes. Nótese que como, por la segunda ley de la termodinámica, el rendimiento nunca pude ser igual a la unidad, la función f está siempre definida.
2.6. Propiedades físico químicas del gas Las propiedades físico químicas del gas se detallaran a continuación.
2.6.1. Calor Específico o Capacidad Calorífica del Gas Es una magnitud física que indica la capacidad de un material para almacenar energía interna en forma de calor. De manera formal es la energía necesaria para incrementar en una unidad de temperatura una cantidad de sustancia; usando el SI es la cantidad de julios de energía necesaria para elevar en un 1 K la temperatura de 1 kg de masa. Se la representa por lo general con la letra c.
2.6.2. Cantidad de Sustancia Cuando se mide el calor específico en ciencia e ingeniería, la cantidad de sustancia es a menudo de masa: ya sea en gramos o en kilogramos, ambos del SI. Especialmente en química, sin embargo, conviene que la unidad de la cantidad de sustancia sea el mol al medir el calor específico, el cual es un cierto número de moléculas o átomos de la sustancia. Cuando la unidad de la cantidad de sustancia es el mol, el término calor específico molar se puede usar para referirse de manera explícita a la medida; o bien usar el término calor específico másico, para indicar que se usa una unidad de masa.
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2.6.3. Caloría La caloría también se usa a menudo en Química. Al usar calorías como unidad de medida del calor, es importante notar que la caloría está definida como el calor necesario para aumentar en 1 °C la temperatura de un gramo de agua destilada, es decir tiene una definición basada en el calor específico.
2.6.4. BTU La BTU se define como la cantidad de calor que se requiere para elevar un grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua en condiciones atmosféricas normales.
2.6.5. Entalpía Entalpía es una magnitud de termodinámica simbolizada con la letra H, la variación de entalpía expresa una medida de la cantidad de energía absorbida o cedida por un sistema termodinámico, o, lo que es lo mismo, la cantidad de energía que tal sistema puede intercambiar con su entorno. Es en tal sentido que la entalpía es numéricamente igual al calor intercambiado con el ambiente exterior al sistema en cuestión. Usualmente la entalpía se mide, dentro del Sistema Internacional de Unidades, en julios.
2.6.6. Punto de Rocío El punto de rocío o temperatura de rocío es la temperatura a la que empieza a condensarse el vapor de agua al igual que otros componentes que se encuentran formando el gas, produciendo rocío, neblina o, en caso de que la temperatura sea lo suficientemente baja, escarcha.
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Para una masa dada de gas, que contiene una cantidad dada de vapor de agua (humedad absoluta), se dice que la humedad relativa es la proporción de vapor contenida en relación a la necesaria para llegar al punto de saturación, expresada en porcentaje. Cuando el gas se satura (humedad relativa igual al 100%) se llega al punto de rocío Para el cálculo se puede utilizar esta fórmula:
Formula N°1. Punto de roció
. Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Punto_de_roc%C3%ADo Elaborado por: Klever Caiza
DONDE:
Pr = Punto de rocío.
T = Temperatura en grados Celsius.
H = Humedad relativa.
2.6.7. Calor Latente de Vaporización Para pasar de la fase líquida a la fase de vapor se necesita una absorción de energía por parte de las moléculas líquidas, ya que la energía total de estas es menor que la de las moléculas gaseosas. En el caso contrario, en la condensación, se produce un desprendimiento energético en forma de calor. El calor absorbido por un líquido para pasar a vapor sin variar su
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temperatura se denomina calor de vaporización. Se suele denominar calor latente de vaporización cuando nos referimos a un mol. El calor molar de vaporización se podría referir a un proceso termodinámico a volumen constante o a presión constante, y los designaremos por ( ∆ H v )v y ( ∆ H v ) p. En el primer proceso, el intercambio calórico que entra en juego se invierte en vencer la fuerza de atracción del líquido y se suele denominar calor latente interno de vaporización molar.
2.6.8. Poder calorífico El poder calorífico (Qpc) de un combustible es una propiedad muy importante, porque determina la cantidad de calor (y finalmente de trabajo) que se puede obtener de la unidad de masa o volumen del combustible, quemándolo completamente. La unidad que se emplea para medir la cantidad de calor desarrollada en la combustión se la denomina poder calorífico. Se entiende por poder calorífico de un combustible, la cantidad de calor producida por la combustión completa de un kilogramo de esa sustancia. (Ver Tabla N° 3) Tal unidad se la mide en kcal/kg, Kcal/m 3, kJ/kg, kJ/m3o BTU/kg. Se recuerda que de 1 kcal se obtiene 4.2 kJ o 3.97 BTU del trabajo (1J= 1Nm, 1kJ=10 3J=1kNm y 1BTU=1055J) Principalmente se distingue dos tipos de poderes caloríficos: 1.- Poder calorífico superior (bruto) Qpcs, que es la cantidad de calor obtenida de la unidad de masa o de volumen, cuando el agua formada por la combustión se condensa completamente durante la prueba (pues se encuentra en estado líquido).
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2.- Poder calorífico inferior (neto), Qcpi, que es la cantidad de calor obtenida de la unidad de masa o de volumen, cuando el agua formada por la combustión existe solo en el vapor (gaseoso).
Tabla N° 3. Características de combustibles CARACTERÍSTICAS DE COMBUSTIBLES PODER COMBUSTIBLE
CARBÓN HIDRÓGENO AZUFRE CALORÍFICO
GAS NATURAL 69.98 %
22.31 %
85.8 %
12.7 %
10.9 %
Kcal/Kg
19 420
10.778
Btu/Lb
Kcal/Kg
18 830
10.451
Btu/Lb
Kcal/Kg
2.09 %
(peso)
Fuente: www.google.com, poder calorífico. Elaborado por: Klever Caiza
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Btu/Lb 0.2 %
COMBUSTOLEO 86.6 %
12.115
0%
(peso) DIESEL (peso)
21 830
Tabla N° 3.1. Características de diesel Estadísticas Recope
Método
Especificaciones Pruebas
Unidad Nacionales (MEIC) *
Destilación (%recuperado vs.°C)
Prom.
Mín.
Máx.
220
201
252
274
241
291
°C 10 % 50% 90% Punto
ASTM
D-86 360 máximo
331
310
345
361
243
378
3 máximo
15
0,5
2,0
D-1500
°C
52 mínimo
75
57
95
D-93
cSt
1,9 / 5,5
3,04
2,27
4,26
D-445
°C
5 máximo
-15
-26
-2
D-97
% m/m
0,45 máximo
0,3
0,1
0,48
Final Color ASTM Temperatura de inflamación Viscosidad a 40ºC Temperatura de escurrimiento
D-2622 DAzufre*
1266 Densidad a 15 ºC +
Kg/m 3
Indice de cetano
reportar valor
851,3
838,8
863,9
D-1298
45 mínimo
48,1
42,2
51,5
D-976
Std.2
1a
1a
1a
D-130
Corrosión al cobre 3h a 50ºC Agua y sedimentos
% v/v
0,05 máximo
0,002
0,00
0,25
D-2709
Ceniza
% m/m
0,01 máximo
-
-
-
D-482
% m/m
0,35 máximo
0,02
0,00
0,08
D-189
Residuo Carbón Conradson
Fuente: www.google.com, característica diesel.pdf Elaborado por: Klever Caiza
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Gas oil: es denso, menos volátil que el petróleo. Su poder calorífico es igual a 10250 −
cal / Kg. Se lo utiliza mucho en calefacción y para hornos industriales y metalúrgicos.
Diesel oil: es un subproducto obtenido de los derivados más pesados del petróleo. Se −
quema más lentamente que el gas −oil. Se utiliza sólo en motores Diesel lentos en los cuales el combustible dispone más tiempo para quemar. Su poder calorífico es de 11000 cal / Kg.
Gas natural: Es el gas que se obtiene directamente de los yacimientos petrolíferos. Este gas es el encargado de empujar al petróleo a la superficie. Su uso es muy utilizado en los alrededores de los yacimientos. Su poder calorífico es de 9500 cal / m3.
2.7. Proceso o Fenómeno de Condensación Se denomina condensación al proceso físico que consiste en el paso de una sustancia en forma gaseosa a forma líquida. Es el proceso inverso a la vaporización. Si se produce un paso de estado gaseoso a estado sólido de manera directa, el proceso es llamado sublimación inversa. Aunque el paso de gas a líquido depende, entre otros factores, de la presión y de la temperatura, generalmente se llama condensación al tránsito que se produce a presiones cercanas a la ambiental. Cuando se usa una sobrepresión elevada para forzar esta transición, el proceso se denomina licuefacción. El proceso de condensación suele tener lugar cuando un gas es enfriado hasta su punto de rocío. Sin embargo este punto también puede ser alcanzado variando la presión. El equipo industrial o de laboratorio necesario para realizar este proceso de manera artificial se llama condensador
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La ciencia que estudia las propiedades termodinámicas del aire húmedo y los efectos que tiene la variación de la humedad atmosférica sobre los materiales y el ser humano. Las interrelaciones entre los parámetros que determinan la condición del aire húmedo se representan en los diagramas psicrométricos. La condensación es un proceso regido con los factores en competición de energía y entropía. Mientras que el estado líquido es más favorable desde el punto de vista energético, el estado gas es el más entrópico.
2.7.1. Diagrama de Fase Un típico diagrama de fase. La línea de puntos muestra el comportamiento anómalo del agua. La línea verde marca el punto de congelación y la línea azul, el punto de ebullición. Se muestra cómo varían con la presión. (Ver Figura N° 8) En termodinámica y ciencia de materiales se denomina diagrama de fase a la representación gráfica de las fronteras entre diferentes estados de la materia de un sistema, en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo. Cuando en una de estas representaciones todas las fases corresponden a estados de agregación diferentes se suele denominar diagrama de cambio de estado. En ciencia de materiales se utilizan ampliamente los diagramas de fase binarios, mientras que en termodinámica se emplean sobre todo los diagramas de fase de una sustancia pura.
41
Diagrama N° 5. Cambio d estado
Fuente: http://upload.wik media.org/wikipedia/com ons/f/f6/Phase-diag_es.svg Elaborado por: Klever Cai a
2.7.2.
unto Críti o
Es impor ante señal r que la c rva que se ara las fases vapor-lí uido se detiene en u punto lla ado punt crítico.
ás allá de este punto la materi se presen a como u
fluido su percrítico ue tiene ropiedades tanto de os líquidos como de los gases. Modifica do la pr sión y te peratura en valores alrededor del punto crítico se producen reacciones que pue den tener interés in ustrial, c mo por e jemplo las utilizadas para obten er café des afeinado.
2
2.7.3. Condensador Es un elemento intercambiador térmico, en cual se pretende que cierto fluido que lo recorre, cambie a fase líquida desde su fase gaseosa mediante el intercambio de calor (cesión de calor al exterior, que se pierde sin posibilidad de aprovechamiento) con otro medio. Un condensador es un cambiador de calor latente que convierte el vapor de su estado gaseoso a su estado líquido, también conocido como fase de transición.
2.7.4. Función del condensador La función principal del condensador en una central térmica es ser el foco frío o sumidero de calor dentro del ciclo termodinámico del grupo térmico. Por tanto, su misión principal es condensar el vapor que proviene del escape de la turbina de vapor en condiciones próximas a la saturación y evacuar el calor de condensación (calor latente) Las condiciones en el interior del condensador son de saturación, es decir, está a la presión de saturación correspondiente a la temperatura de condensación del vapor. Esta presión es siempre inferior a la atmosférica, es decir, se puede hablar de vacío. Como se menciono el proceso de condensación se llevara a cabo mediante una variación de temperaturas para la cual se utilizara principios básicos de refrigeración los cuales nos permitirán alcanzar las temperaturas adecuadas y cada uno de los puntos de rocío del gas con la finalidad de fraccionarlo y separarlo.
43
2.8. Refrigeración La refrigeración es el proceso de reducción y mantenimiento de la temperatura de un objeto o espacio. La reducción de temperatura se realiza extrayendo energía del cuerpo, generalmente reduciendo su energía térmica, lo que contribuye a reducir la temperatura de este cuerpo. La refrigeración implica transferir la energía del cuerpo que pretendemos enfriar a otro, aprovechando sus propiedades termodinámicas. La temperatura es el reflejo de la cantidad o nivel de energía que posee el cuerpo, ya que el frío propiamente no existe, los cuerpos solo tienen más o menos energía térmica. De esta manera enfriar corresponde a retirar Energía (calor) y no debe pensarse en términos de " producir frío o agregar frío". En el proceso de refrigeración participa las frigorías que es una unidad de energía del Sistema Técnico para medir la absorción de energía térmica. Equivale a una kilocaloría negativa. Está definida como la energía que hay que sustraer de un kilogramo de agua a 15,5 ºC, a presión normal, para reducir su temperatura en 1 ºC.
2.9. Tamices Moleculares Un tamiz molecular es un material que contiene poros pequeños de un tamaño preciso y uniforme que se usa como agente adsorbente para gases y líquidos. La moléculas que son lo suficientemente pequeñas para pasar a través de los poros son adsorbidas, mientras que las moléculas mayores no. A diferencia de un filtro, el proceso opera a un nivel molecular. Por ejemplo, una molécula de agua puede ser lo suficientemente pequeña para pasar, mientras que otras moléculas más grandes no pueden hacerlo. Aprovechando esta
44
propiedad, a menudo se emplean como agentes desecantes. Un tamiz molecular puede absorber hasta un 22% de su propio peso en agua. A menudo consisten de minerales de aluminosilicatos, arcillas, vidrios porosos, carbones micro porosos, zeolitas, carbón activado o compuestos sintetizados que tienen estructuras abiertas a través de las cuales pueden difundir moléculas pequeñas como las del agua o el nitrógeno. Los tamices moleculares se usan ampliamente en la industria del petróleo, especialmente para la purificación de corrientes de gas, y en los laboratorios de química para separar compuestos y para el desecado de los reactivos. El mercurio que contiene el gas natural es extremadamente perjudicial para las tuberías de aluminio y otras partes de los equipos de licuefacción, por lo que se emplea silica gel en este caso. Los métodos para regenerar los tamices moleculares incluyen los cambios de presión (como en los concentradores de oxígeno), calentamiento y purga con un gas portador, o calentar al vacío extremo.
2.9.1. Granulometría de Tamices
•
3A (tamaño de poro de 3 Å): Adsorbe NH 3, H2O, (pero no C2H6), bueno para secar líquidos polares.
•
4A (tamaño de poro de 4 Å): Adsorbe H 2O, CO2, SO2, H2S, C2H4, C2H6, C3H6, etanol. No adsorbe C 3H8 e hidrocarburos superiores. Bueno para secar líquidos y gases no polares.
45
•
5A (tamaño de poro de 5 Å): Adsorbe hidrocarburos normales (lineales) hasta nC4H10, alcoholes hasta C 4H9OH, mercaptanos hasta C 4H9SH. No adsorbe isocompuestos o anullos mayores que C 4.
•
10X (tamaño de poro de 8 Å): Adsorbe hidrocarburos ramificados y aromáticos. Útil para secar gases.
•
13X (tamaño de poro de 10 Å): Adsorbe di-n-butilamina (pero no tri-n butilamina). Util para secar hexametilfosforamida.
2.9.2. Gel Silice •
3A (tamaño de poro de 3 Å): Adsorbe NH3, H2O, (pero no C2H6), bueno para secar líquidos polares.
•
4A (tamaño de poro de 4 Å): Adsorbe H2O, CO2, SO2, H2S, C2H4, C2H6, C3H6, etanol. No adsorbe C3H8 e hidrocarburos superiores. Bueno para secar líquidos y gases no polares.
•
5A (tamaño de poro de 5 Å): Adsorbe hidrocarburos normales (lineales) hasta nC4H10, alcoholes hasta C4H9OH, mercaptanos hasta C4H9SH. No adsorbe isocompuestos o anullos mayores que C4.
•
10X (tamaño de poro de 8 Å): Adsorbe hidrocarburos ramificados y aromáticos. Útil para secar gases.
•
13X (tamaño de poro de 10 Å): Adsorbe di-n-butilamina (pero no tri-n butilamina). Util para secar hexametilfosforamida.
2.9.2.1. Propiedades Su gran porosidad, que le otorga alrededor de 800 m²/g de superficie específica, le convierte en un adsorbente de agua. Por este motivo se utiliza para reducir la humedad 46
en espacios cerrados; normalmente hasta un 40%. Cuando se ha saturado de agua el gel se puede regenerar sometiéndolo a una temperatura de 150ºC, a razón de 1,5 horas por litro de agua. Este gel no es tóxico, inflamable ni químicamente reactivo. Sin embargo, los pequeños envases de gel llevan un aviso sobre su toxicidad en caso de ingestión. Se debe a que el cloruro de cobalto que se suele añadir para indicar la humedad del gel sí es tóxico. El cloruro de cobalto reacciona con la humedad, cuando está seco es de color azul y se vuelve rosa al adsorber humedad. El polvo que se forma al manipular este material puede generar silicosis si se respira.
2.10. Análisis Cromatográficos – Cromatografía de gases La cromatografía de gases es una técnica cromatográfica en la que la muestra se volatiliza y se inyecta en la cabeza de una columna cromatográfica. La elución se produce por el flujo de una fase móvil de gas inerte. A diferencia de los otros tipos de cromatografía, la fase móvil no interacciona con las moléculas del analito; su única función es la de transportar el analito a través de la columna. Existen dos tipos de cromatografía de gases (GC): la cromatografía gas-sólido (GSC) y la cromatografía gas-líquido (GLC), siendo esta última la que se utiliza más ampliamente, y que se puede llamar simplemente cromatografía de gases (GC). En la GSC la fase estacionaria es sólida y la retención de los analitos en ella se produce mediante el proceso de adsorción. Precisamente este proceso de adsorción, que no es lineal, es el que ha provocado que este tipo de cromatografía tenga aplicación limitada, ya que la retención del analito sobre la superficie es semipermanente y se obtienen picos de elución con colas. Su única aplicación es la separación de especies gaseosas de
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bajo peso molecular. La GLC utiliza como fase estacionaria moléculas de líquido inmovilizadas sobre la superficie de un sólido inerte. La GC se lleva a cabo en un cromatógrafo de gases. Éste consta de diversos componentes como el gas portador, el sistema de inyección de muestra, la columna (generalmente dentro de un horno), y el detector. (Ver Figura 4)
Figura N° 4. Cromatógrafo de gases gases
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:C http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Cromatografo_de_gase romatografo_de_gases_diagrama.png s_diagrama.png Elaborado por: Klever Caiza
2.10.1. Gas portador El gas portador cumple básicamente dos propósitos: Transportar los componentes de la muestra, y crear una matriz adecuada para el detector. Un gas portador debe reunir ciertas condiciones:
48
•
Debe ser inerte para evitar interacciones (tanto con la muestra como con la fase estacionaria)
•
Debe ser capaz de minimizar la difusión gaseosa -Fácilmente disponible y puro Económico -Adecuado al detector a utilizar
El gas portador debe ser un gas inerte, para prevenir su reacción con el analito o la columna. Generalmente se emplean gases como el helio, argón, nitrógeno, hidrógeno o dióxido de carbono, y la elección de este gas en ocasiones depende del tipo de detector empleado. El almacenaje del gas puede ser en balas normales o empleando un generador, especialmente especialmente en el caso del nitrógeno y del hidrógeno.
2.11. Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el sector petrolero nacional En este punto se menciona las alternativas que se pueden ejecutar para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
2.11.1. La negociación internacional: EL Protocolo de Kioto El protocolo de Kioto (PK) de la convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMMUCC) se orienta a la limitación de las emisiones de los Gases de Efecto Invernadero (GEI), y establece compromisos cualitativos de limitación y reducción de emisiones para los países treinta y ocho países en total, países industrializados. En conjunto estos países apuntan a reducir, durante el periodo 20082012, las emisiones emisiones del GEI siendo siendo los principales el dióxido dióxido de carbono carbono (CO 2) y el metano (CH4), en un promedio global de 5,2% por debajo del nivel emitido en el año base de 1990. Insuficiente, dicen muchos, dado el problema del calentamiento global y
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de los desequilibrios del sistema climático, pero un primer esfuerzo dentro de las complicadas negociaciones internacionales cuyo próximo hito importante será a finales de año en Copenhagen, Dinamarca. El protocolo trazo “nuevos horizontes” al establecer sus innovadores “mecanismos cooperativos” que apuntan a reducir el costo de disminuir las emisiones: el Comercio Internacional de emisiones (CIE), la implementación implementación conjunta (IC), y el Mecanismo Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). De interés particular para el Ecuador es el MDL, único instrumento al cual, por el momento, han accedido los países sin compromisos de reducir sus emisiones. Aunque los mecanismos de flexibilidad del protocolo o instrumentos cooperativos orientados a la compensación del carbono – fueron diseñados como un medio adecuado para impulsar el desarrollo sostenible sostenible de los países en desarrollo.
2.11.2. El mecanismo de desarrollo limpio El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL): Instrumento del Protocolo, es un esquema basado en proyectos que sirve o es un medio para ayudar a los países en desarrollo, alcanzar el desarrollo sostenible y contribuir con el objetivo último de la Convención, así como como ayudar ayudar a las las países en desarrollo desarrollo a dar cumplimiento cumplimiento a sus compromisos compromisos cuantificados de limitación y reducción de emisiones. emisiones. El MDL proporciona los medios para que los países desarrollados contribuyan financieramente como medidas de reducción de GEI, a través de proyectos de secuestro y mitigación implementados en países en desarrollo. A cambio de esto los inversionistas recibirán las Reducciones de Emisiones Certificadas o CERs (por sus siglas en inglés), las cuales servirán parcialmente para alcanzar sus metas designadas.
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El MDL puede convertirse en un instrumento valioso para alcanzar una reducción en la quema ineficiente de gas, mediante la promoción y apalancamiento de inversiones en esta área. La entrada de vigilancia del protocolo y el creciente desarrollo del mercado del carbono carbono ratifican la aportación aportación potencial potencial del MDL
para contribuir contribuir con el
financiamiento de proyectos que disminuyan el desperdicio y quema del gas asociado; así como para generar otros beneficios que promuevan desarrollo sostenible en el sector petrolero.
2.12. Aplicaciones El gas natural es un combustible fósil extraído del subsuelo y que puede ser utilizado como fuente de energía para el uso doméstico, industrial, comercial, así como para la generación de energía eléctrica. Aunque también es utilizado como materia prima en la industria química, el principal uso del gas natural es como combustible. De los combustibles fósiles el gas natural es el más limpio, al tiempo ti empo que se han desarrollado para su utilización final de los equipos y nuevas tecnología con elevados rendimientos. El gas asociado puede utilizarse tal como sale del yacimiento (aunque puede ser necesarias operaciones operaciones de filtrado y secado, sobre todo para aumentar la duración de las canalizaciones por donde va a transcurrir). El problema principal es su transporte. Se puede enviar a través de gasoductos o licuando primero el gas (comprimiéndolo y bajando mucho su temperatura), cargando el líquido en un buque metanero y regasificándolo en el punto de destino. Su uso principal es el de combustible para proporcionar calor, impulsar impulsar turbinas productoras productoras de electricidad o mover mover motores. También se emplea como materia prima en la fabricación de abonos nitrogenados.
51
2.12.1. Principales usos del gas natural por sector productivo productivo El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la generación eléctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece grandes ventajas en procesos industriales donde se requiere de ambientes limpios, procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia.
2.12.1.1. Gas en plantas de producción de petróleo En la mayor parte de los casos, el objetivo de reducir la emisión de contaminantes de los diferentes usos energéticos y procesos va de la mano con el ahorro de energía. La promoción del uso racional de energía y la reducción de contaminación son consideradas de máxima prioridad por las compañías de producción de petróleo. Los ahorros de energía que que se obtienen por por
aplicaciones de técnicas que utilizan
preferentemente el gas natural dan lugar l ugar a menor consumo y por consiguiente menor contaminación. Es usado generalmente en procesos de deshidratación térmica de petróleo remplazando al crudo y diesel como combustible.
2.12.1.2. Gas para generación eléctrica El gas natural se ha constituido en el combustible más económico para la generación de electricidad, ofrece las menores oportunidades en términos de economía, aumento de rendimiento y reducción de impacto ambiental.
52
2.12.1.3.
Gas para uso vehicular
Generalmente es solo metano y se usa como combustible en vehículos con Motores de combustión interna en reemplazo de las gasolinas, tiene bajo costo y menor incidencia en la contaminación ambiental.
2.12.1.4.
Gas para la industria
Reemplaza ventajosamente a otros combustibles. Ideal para procesos industriales, como la industria de la cerámica, del cemento y la fabricación de vidrio. En la fabricación del acero puede ser usado como reductor siderúrgico en lugar del coque (hierro esponja). Es también utilizado como materia prima en la industria petroquímica y para la producción de amoniaco, urea en la industria del fertilizante.
2.12.1.5.
Especificaciones para el uso
Las especificaciones del gas para consumo son:
Poder calorífico superior (PCS) a 20ºc e 1 atm: 8.500 a 12.500 kcal/m 3
Poder calorífico inferior (PCI) a 20ºc e 1 atm: 7.600 a 11.500 kcal/m 3
Azufre total: 110 mg/m3m áximo
Densidad relativa del aire a 20ºc: 0,60 a 0,81
H2s: 29 mg/m3m áximo.
Exento de hidrocarburos condensados, petróleos y partículas sólidos.
2.12.1.6.
Ventajas
Ventajas del gas natural como combustible
Mejor rendimiento en la combustión
53
Ausencia de corrosión en las instalaciones
Aumento en la calidad del producto final
Supresión de la necesidad del almacenamiento de combustible
Reducción de pérdidas de combustibles en su transporte por el avance de las técnicas de canalización
Combustión controlable sin necesidad de personal especializado
Combustión exenta de agentes contaminantes
El gas natural cuenta con un precio competitivo
Tiene varias ventajas operacionales frente a otros combustibles
Su combustión es mucho más limpia que la de otros combustibles, lo que facilita el cumplimiento de exigentes normas ambientales.
Dada la limpieza de su combustión, permite explorar mercados a los que anteriormente era difícil ingresar por restricciones medioambientales.
2.13. Transporte El gas natural se suele transportar por gasoductos hasta los consumidores, que lo utilizan como combustible o, en ocasiones, para fabricar productos petroquímicos. Se utilizan los sistemas de control y de captación de datos (SCADA) con el propósito de conservar informaciones precisas y continuas sobre los gasoductos. Se trata de sistemas informáticos asociados a una transmisión por satélite o por teléfono que permiten la obtención de información de las diferentes secciones del gasoducto, así como el control del flujo del gas. Puede licuarse a temperaturas muy bajas y transportarse en buques especiales; este método es mucho más costoso que transportar petróleo en un petrolero. Las empresas que explotan los gasoductos pueden requerir dispositivos inteligentes
54
robotizados de inspección para explorar el interior de los gasoductos, medir el diámetro interior y limpiar los restos. El gas natural compite en numerosos mercados, especialmente el de la calefacción de viviendas, oficinas, fábricas y procesos industriales. Los avances tecnológicos a nivel del proceso de licuado, cuyo propósito es la metamorfosis del gas natural en gas natural licuado (GNL), benefician el crecimiento del comercio nacional y al cuidado del medio ambiente.
2.14. Energía y política ambiental El sector energético debe implementar un plan estratégico para utilizar los recursos hidrocarburiferos al máximo con la finalidad de no contaminar nuestro ecosistema y ayudando a mejorar la economía de nuestro país con combustibles de costo bajo y de calidad como es el gas procesado.
2.14.1. Energía El Ecuador requiere repensar íntegramente su sector energético. No es posible seguir manejándolo sin una planificación estratégica y en forma de compartimientos aislados. Los hidrocarburos, la electricidad, y las diversas formas de energía renovables merecen ser tratados íntegramente y bajo un esquema profundamente renovador. Además hace falta una adecuada política que alienta el uso eficiente de la energía el uso eficiente de la energía disponible y el desarrollo de una cultura de ahorro.
El eje fundamental de la oferta energética a nivel mundial se sostendrá entre el petróleo y gas, en los próximos años, en un lapso que, a grandes rasgos, coincide con las
55
expectativas de duración de las reservas del Ecuador. Reconociendo estos límites claramente previsibles, el Ecuador no puede adoptar una estrategia sustentada en extraer la mayor cantidad de petróleo en el corto plazo, menos aun entregando el grueso de la renta petrolera a las empresas extranjeras. Se ha comprobado que producir más en las actuales condiciones no representa mayores beneficios para la sociedad. Es necesario prevenir a tiempo de modo que el Ecuador no se vuelva un país importador de petróleo cuando los precios estén aun a niveles más altos. En cuanto al gas las entidades que manejan el sector energético debería darle la importancia correspondiente al gas que se quema en el oriente ecuatoriano implementado proyectos de generación eléctrica, industriales, de transporte y de servicios con uso de gas Natural, incluyendo Gas Natural licuado, en reemplazo del GLP y Diesel.
2.14.2. Política ambiental La política ambiental en el uso del gas asociado en el Distrito Oriente, debería estar orientado a los mecanismo de desarrollo limpio para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en el sector petrolero nacional. El mecanismo de desarrollo limpio (MDL) es un instrumento del Protocolo de Kioto mediante el cual las naciones ricas pueden superar sus límites de emisiones de gases de efecto invernadero si financian proyectos para reducirlas en las naciones en desarrollo. El objetivo del MDL es que las naciones industrializadas invirtieran en proyectos para reducir las emisiones en los países en desarrollo a fin de compensar las que no lograron disminuir dentro de su propio territorio.
56
Los gases de efecto invernadero como el dióxido de carbono, el metano y el óxido nitroso, son considerados por la mayoría de los científicos como responsables del recalentamiento planetario y del consiguiente cambio climático. Eso implica un aumento sustancial de la inversión en tecnología limpia y acuerdos para compartirla, un compromiso para fomentar los mercados de energía y convenios de seguridad para que sea atractivo para las naciones en desarrollo impulsar un crecimiento económico con emisiones. Para ser aprobados, los proyectos de MDL deberían seguir un ciclo internacional, cuyas diferentes etapas serán evaluados por instancias administrativas relacionadas. A nivel internacional las principales son la Junta Ejecutiva para el MDL, órgano de la Convención Marco sobre Cambio Climático, y sus Entidades operacionales Acreditadas y a nivel nacional la Autoridad Nacional para el MDL.
Otros beneficios asociados con la aplicación del mecanismo de desarrollo limpio (MDL) son:
Contribuir al ajuste de una nueva realidad enmarcada dentro de una economía más sostenible y competitiva con una menor dependencia de las fuentes fósiles;
Proveer oportunidades de inversión en nuevos mercados y tecnologías;
Asociar a los involucrados en los proyectos con el desarrollo sostenible, así como en el mejoramiento ambiental, social y económico de las comunidades en desarrollo alrededor del mundo.
Un proyecto y su capacidad de mitigación al cambio climático no podrían adquirir valor en el mercado internacional de emisiones si no ha sido sometido a un ciclo
57
internacional de verificación, el cual ha sido diseñado específicamente para identificar, cuantificar y monitorear las reducciones efectuadas.
58
CAPÍTULO III
CAPÍTULO III DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS AUCA CENTRAL, AUCA SUR, YUCA, ANACONDA, CULEBRA, YULEBRA Y CONONACO
3. Cálculo de petróleo y gas inicial en el yacimiento El cálculo de reservas de los yacimientos es particularmente importante porque sirve como guía para los programas de desarrollo del campo. Las reservas de petróleo se obtienen por lo general aplicando factores de recuperación al petróleo en el yacimiento. El petróleo en el yacimiento se calcula bien sea por los métodos volumétricos o de balance de materiales. Los factores de recuperación se determinan a partir de: a) Estudios de eficiencia de desplazamiento, b)
Correlaciones basadas en estudios
estadísticos de tipos particulares de mecanismos que operan en los yacimientos.
3.1. Método volumétrico El método volumétrico para calcular el petróleo en el yacimiento se basa en: a) Información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos b) Del análisis de fluido de donde se determina el factor volumétrico del petróleo. A condiciones iníciales; un acre-pie de roca productiva del yacimiento contiene:
1
Agua intersticial = 7758 * *
Petróleo a condiciones del yacimiento = 7758 * * Petróleo fiscal = 7758 * *
/
59
1
De donde: 7758 barriles equivalen a 1 acre – pie, Φ
es la porosidad expresada como fracción del volumen total
es la saturación de agua innata o intersticial expresada como fracción del volumen
poroso e s el factor volumétrico inicial del petróleo en el yacimiento
3.2. Cálculo de reservas de petróleo Para el cálculo de las reservas iníciales de petróleo se ha actualizado el método volumétrico, el cual, es recomendado por la Subgerencia de Exploración y Desarrollo de PETROPRODUCCIÓN.
Formula N°2. Cálculo de reservas de petróleo
Reservas originales = N*Fr Fuente: Subgerencia de Exploración y Desarrollo de PETROPRODUCCIÓN – Lago Agrio. Elaborado por: Klever Caiza
De donde: N = petróleo in situ (BN) A = área del yacimiento (acres) Ho = espesor de la formación saturado de petróleo (pies)
= porosidad (%) = saturación de agua (%) = Factor volumétrico inicial (BY/BN)
Fr = factor de recobro
60
3.3. Cálculo de reservas de gas Para el cálculo de las reservas iníciales de gas se han considerado que los campos en estudio se tratan de yacimientos subsaturados, es decir, que se encuentran sobre el punto de burbuja. Para el cálculo de este gas se utiliza la siguiente expresión:
Formula N° 3. Cálculo de reservas de gas
Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D. Elaborado por: Klever Caiza
De donde: G = Volumen de gas inicial en el yacimiento (MMPCS) N = Volumen de petróleo inicial en el yacimiento (MMBN)
= Relación de gas petróleo inicial (PCS/ BN)
Debido a que los campos en estudio son yacimientos subsaturados se considera que el valor
.
3.4. Reservas remanentes de petróleo y gas Las reservas de petróleo y gas remanente se obtiene utilizando las siguientes ecuaciones. Formula N° 4. Reservas remanentes de petróleo y gas
Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D. Elaborado por: Klever Caiza
61
De donde Nr = volumen de petróleo remanente (BN) Np = volumen de petróleo producido (BN) Gr = volumen de gas remanente (MM PCN) Gp = volumen de gas producido (MM PCN)
3.5. Proyección de producción de petróleo y gas Para realizar la proyección de producción tanto de petróleo como gas se utiliza la ecuación de declinación exponencial, la cual es aplicada por la Subgerencia de Exploración y Desarrollo de PETROPRODUCCIÓN, debido que al realizar el ajuste esta distribución se empata con la curva de producción real. La ecuación se define de la siguiente manera:
Formula N° 5. Proyección de producción de petróleo y gas
D = a * e- d Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D. Elaborado por: Klever Caiza
De donde: D = tasa actual (BPPD) a = Tasa real (BPPD) d = porcentaje de declinación de producción
62
3.6. Campo Auca En el Campo Auca se analizara la producción de gas y los grupos electrógenos que tiene cada campo para determinar si es recomendable implementar un sistema modular de tratamiento de gas para usarlo en los generadores como combustible.
3.6.1. Generalidades El campo fue descubierto por la compañía TEXACO, con la perforación del pozo Au-1 el 16 de febrero de 1970 y actualmente es uno de los campos operados por PETROPROCUCCIÓN en la cuenca oriente del Ecuador, ubicada entre los meridianos 76º50’ y 77º55’ y los paralelos 0.354 y 0.46 sur, localizada a unos 260 Km al Este de Quito y 100 Km al sur de la frontera de Colombia. El campo Auca-Auca sur está ubicado en la provincia de Francisco de Orellana, 260 KM al oeste de Quito, aproximadamente a 20 Km al sur del campo Sacha y a 100 Km al sur de la frontera con Colombia. Está limitado por los siguientes campos: al norte con los campos Culebra y Yulebra, Sacha y Yuca; al este con Anaconda, Pindo y Conga; al sur Cononaco; y, al oeste con Puma. Hasta la actualidad se han perforado 70 pozos incluidos los pozos AuS-1, AuS-2, AuS3, AuS-4 y los inyectoresAuI-12 AuI-41. (Ver Tabla N° 4) El Campo Auca es el tercero en importancia de producción de los campos después de Shushufindi y Sacha. Ubicación del Campo Auca (Ver Grafico N°1).
63
Grafico N° Campo Auca
Fuente: Departamento de Ingeniería Civil – PETRO RODUCCI N- Área Auca Elaborado por: Klever Cai a
4
Tabla N° 4. Características del Campo Auca CAMPO AUCA
Auca Central
Auca Sur
Auca Sur 1-2-3-4
Número de pozos perforados
30
37
4
Número de pozos cerrados
6
8
1
Número de pozos productores
23
25
3
Número de pozos inyectores
0
2
0
Número de pozos re inyectores
1
2
0
Pozos con bombeo hidráulico
5
16
0
Pozos con bombeo eléctrico sumergible
18
8
3
Flujo natural
0
0
0
Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
3.6.2. Geología La geología del campo Auca se describirá en la estructura y estratigrafía.
3.6.2.1. Estructura El campo se estructura como un anticlinal complejo, fallando, asimétrico, irregular, alongado de dirección norte- sur, alineándose en el eje central del corredor Sacha – Shushufindi de la cuenca oriental, en el que se ubican los principales campos productores del área. Tiene una longitud aproximadamente de 29 Km y un ancho aproximado de 3 Km en el centro y Sur del campo, se ensancha hacia norte a 4 Km,
65
dando un área aproximadamente de 100 Km 2. La estructura Auca se formo en el Maestrichtiano por deformación sedimentaria de los depósitos de la formación Tena.
3.6.2.2. Estratigrafía El análisis litoestratigráfico de las series prospectivas de edad cretácico está constituida por depósitos fluviales de la formación Hollín y los depósitos marinos de plataforma estable de la formación Napo. Los yacimientos de producción del campo Auca son: Hollín, Napo “U”, Napo “T” y Basal Tena.
3.6.3. Instalaciones de superficie En el campo Auca se encuentran actualmente operando las siguientes estaciones de producción: •
Estación Central
•
Estación Sur
•
Mini estación Sur 1-2-3-4
En estas estaciones se procesa el crudo proveniente de los pozos, además de tratarlos y dejarlos adecuados para su transportación.
3.6.3.1. Estaciones de producción La producción de crudo que se obtiene de los diferentes pozos que llegan a una estación de producción se somete a un tratamiento de separación de los fluidos que se mencionan a continuación: el crudo que llega de los diferentes pozos del campo, converge a un Manifold o múltiple, se distribuye por un conjunto de válvulas hacia los
66
separadores de petróleo en donde empieza el proceso de separación, a continuación el fluido proveniente de los separadores no es solo petróleo sino que viene asociado con agua y un remanente de gas, esta agua debe ser separada en un proceso de lavado, el cual se realiza en el tanque de lavado y el gas a través de la bota de gas. Posteriormente a este proceso el petróleo va al tanque de surgencia para almacenar el petróleo y eliminar los residuos de agua que se mantiene este crudo es enviado a el oleoducto y sirve como fluido motriz para pozos que utilizan bombeo hidráulico.
3.6.3.1.1. Estación Auca Central Las facilidades de superficie son: •
Veinte Múltiples o manifolds que tiene 4 líneas de distribución a los separadores.
•
Un separador trifásico de prueba de 10000 BFPD
•
Tres separadores trifásicos de producción con capacidades de 25000, 30000, 35000 BFPD
•
Un tanque de lavado con una capacidad de 37600 Bls con su respectiva bota de gas
•
Un tanque de estabilización con una capacidad de 28650 Bls
•
Un tanque de almacenamiento de techo flotante con una capacidad de 100000 Bls
•
Tres bombas triplex Worthington para oleoducto
•
Dos bombas Waukesha (a gas) y una a diesel para el sistema de Bombeo Hidráulico
•
Sistema contra incendios (mecánico y eléctrico), con los siguiente implementos; extintores, tanque de almacenamiento de espuma, tanque de almacenamiento de agua, monitores con sus respectivos accesorios y mangueras, proporcionadores portátiles rodantes de espuma.
67
•
Una piscina API
•
Un tanque de almacenamiento de diesel
•
Seis bombas neumáticas Texsteam para inyectar químico.
•
Tres bombas de transferencia para enviar el crudo del tanque de surgencia al tanque de oleoducto, con sus respectivos contadores.
•
Tres tanques de almacenamiento de JP1, gasolina y diesel.
3.6.3.1.2. Estación Auca Sur Las facilidades de producción en superficie son: •
Una batería de veinticinco múltiples o manifolds
•
Dos separadores de prueba trifásico con una capacidad de 6000 y 10000 BFPD
•
Tres separadores trifásico de producción con capacidades de 25000, 30000 y 35000 BFPD
•
Un tanque de lavado con una capacidad de 50000 Bls con su respectiva bota de gas
•
Un tanque de estabilización con una capacidad de 15000 Bls
•
Seis unidades de alta presión para inyección de fluido motriz
•
Dos unidades de transferencia de crudo a estación Auca Central
•
Dos unidades para el sistema de reinyección de agua
•
Dos unidades para el sistema contra incendios (mecánico y eléctrico), con los siguientes implementos: extintores, tanque de almacenamiento de espuma, tanque de almacenamiento de agua, monitores con su respectivos accesorios y mangueras, proporcianadores portátiles rodantes de espuma
•
Tres piscinas API
68
•
Un tanque de almacenamiento de diesel
•
Cuatro bombas neumáticas Texsteam para inyección de químico
3.6.3.1.3. Mini Estación Auca Sur 1-2-3-4 Las facilidades de producción son: •
Dos tanque de almacenamiento con capacidades nominales de 2000 Bls y 600 Bls
•
Dos botas de gas
•
Un tanque de diesel de 8772 Bls
•
Una bomba reciprocante con motor a diesel
•
Una bomba reciprocante con motor eléctrico
•
Dos bombas Texsteam para inyección de químico
•
La Unidad ACT con un contador
3.6.4. Producción de petróleo y gas Producción de petróleo promedio en Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1-2-3-4. (Ver Tabla N° 5)
Tabla N° 5. Promedio de producción de petróleo de Auca Central y Sur 2009 ESTACIONES AUCA CENTRAL AUCA SUR AUC SUR 1-2-3-4 TOTAL
SEMESTRE Y JULIO 2009 BFPD BPPD BAPD 14.178 8.361 5.817 18.240 9.958 8.282 1.339 1.065 274 33.756 19.383 14.373
BSW % 41 45 20 42,58
API 23,6 23,8 23,3 23,6
Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
69
Producción de gas promedio de Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1-2-3-4. (Ver Tabla N° 6)
Tabla N° 6. Producción promedio de gas de Auca Central y Sur 2009 Promedio diario MPCS/D
Promedio mensual MPCS/M
Gas de formación (producido)
515
15610
Gas combustible PPR
43
1303
Gas Quemado
471
14280
Promedio diario MPCS/D
Promedio mensual MPCS/M
1172
35520
50
1515
1122
34005
ESTACIÓN AUCA CENTRAL
ESTACIÓN AUCA SUR Gas de formación (producido) Gas combustible PPR Gas Quemado
ESTACIÓN AUCA SUR 1-2-3-4
Promedio diario MPCS/D
Promedio mensual MPCS/M
Gas de formación (producido)
54
1645
Gas combustible PPR
0
0
Gas Quemado
54
1645
Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Nota: Todos los volúmenes de gas de formación son tomados del Sistema AS- 400 (volúmenes teóricos calculados en pruebas de producción de los pozos con el GOR) y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
70
Nomenclatura Donde: BFPD = Barriles de fluido por día. BPPD = Barriles de petróleo por día. BAPD = Barriles de agua por día. MMPCS/D (MMSCF): Millones de pies cúbicos estándar por día. MMPCS (MMSCF): Millones de pies cúbicos estándar. MPCS/D = MSCF/D = Miles de pies cúbicos estándar por día MPCS/M = MSCF/M = Miles de pies cúbicos estándar por mes MPCS (MSCF): Miles de pies cúbicos estándar.
71
3.6. . Análisis cr matográfico d l campo Auca entral y Sur Cu dro N° 1. Cro atografía de uca Central P gina 1
Mé odo de análisis: ASTM Stan ard D 1945 – 81. P/T
N2
CO2
CH4
C2H6
C3H8
i 4H10
nC4H10
iC5H12
nC5H12 Graveda d del gas
LUGAR
HO Teórica
G.P.M. (glns/msc f)
Peso molecular del gas
T.S.C.
P.S.C.
.C.N.
No.OCT
G.R.
psi a.
tu/scf
Calcul.
Ug
Cg
Bg
a dime sional
cp
1/psia
ft3/scf
psi/°F
%molar
%mol ar
%mol r
%molar
%molar
% olar
%molar
%molar
%molar
SEP RADOR DE PRO UCCIÓN NO. 1
24 / 130
5,53
13,20
48,06
8,75
14,13
,89
4,98
1,42
1,04
1,003
2754,536
7,288
29,045
439,525
637,855
1 33,459
89,379
0, 91
0,9910
0,02606
0,4276
SEP RADOR DE PRO UCCIÓN NO. 2
24 / 125
5,82
5,58
57,42
9,38
13,50
,66
3,95
1,06
0,63
0,938
2407,352
6,436
27,164
438,831
655,026
1 47,728
98,915
0, 91
0,9910
0,02606
0,4240
SEP RADOR DE PRO UCCIÓN NO. 3
25 / 114
5,20
14,90
50,79
8,47
12,72
,46
3,80
1,03
0,63
0,953
1750,849
6,098
27,596
421,501
637,655
1 43,039
88,929
0, 92
0,9920
0,02573
0,4108
SALI A DEL SCR BBER
20 / 95
5,95
3,59
56,33
9,75
14,64
,90
4,78
1,21
0,85
0,967
1127,705
7,223
27,991
451,981
656,738
1 16,101
100,331
0, 90
0,9900
0,02911
0,4480
lb/mmscf
Observaciones: Del análisis cromatográfico reali ado en el cam o Auca Centra , se observa qu e el contenido e dióxido de c rbono es bajo
el de
met no es alto en t dos los puntos de muestreo, o cilando en un alor de 48 %m lar. El poder alórico en las e staciones se en uentra sobre los 1000 btu/scf, valor que s rve en nuestro estudio para ca cular los pies c úbicos de gas ue se necesita ara remplazar los galones de diesel que cons me el gen rador a sus dife rentes cargas de combustible. Fuente: Laboratorio de orrosión y Tratamiento Químico - Lago Agrio El borado por: Klever Caiza
72
C adro N° 2. Cro matografía de uca Sur P gina 2 Mé odo de análisis: ASTM Stan ard D 1945 - 1 P/T
N2
CO2
CH4
C2H6
C3H8
iC4H10
nC4H10
iC5H12 1
nC5H12 Gravedad del gas
LUGAR %molar %molar %molar
%molar %molar %molar
%molar
H2O eorica
G.P.M. (glns/mscf)
l /mmscf
Peso molecular del gas
T.S.C.
P.S.C.
P.C.N.
No.OCT
Z
Ug
Cg
g
G.R.
psi a.
tu/scf
Calcul.
adimensional
cp
1/psia
ft /scf
psi/°F
%molar
%molar
SEPARADOR DE PRODUCCION No. 1
21 / 85
4,08
9,43
4,13
7,10
9,11
1,98
3,03
0,81
0,33
0,850
802,138
4,518
24, 07
404,659
647,947
1101,694
98,515
0,992
0,9920
0,02823
0, 285
SEPARADOR DE PRODUCCION No. 2
28 /108,6
4,86
6,64
0,80
9,36
11,73
2,14
3,15
0,82
0,50
0,89
1378,11
5,393
25,761
423,727
653,775
1183,752
99,716
0,991
0,991
0,024
0,373
SEPARADOR DE PRODUCCION No. 3
22 / 92
5,30
21,25
7,00
7,89
11,58
2,15
3,36
0,91
0,56
0,952
972,78
5,476
27, 62
405,36
628,153
1043,215
81,844
0,992
0,9920
0,02747
0, 221
SALIDAD DEL SCRUBBER
22 / 91
4,73
6,66
1,02
8,94
11,45
2,22
3,43
0,92
0,63
0,893
943,025
5,514
25, 70
424,451
652,610
1191,820
99,783
0,991
0,9910
0,02749
0, 210
Observaciones: Del análisis crom tográfico realizado en el camp Auca Sur, se o bserva que el c ntenido de dió ido de carbono es bajo y el de etano es a to en todos los puntos de mues reo, oscilando n un valor de 6 0 % molar, exc pto el tercer se arador. El pod r calórico se encuentra sobre lo s 1000 btu/scf, valor que s rve en nuestro estudio para ca cular los pies c úbicos de gas ue se necesita ara remplazar los galones de diesel que cons me el gen rador a sus dife rentes cargas de combustible. Fuente: Laboratorio de orrosión y Tratamiento Químico - Lago Agrio El borado por: Klever Caiza
73
3.6.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadros N° 3-4-5 y diagramas N° 6-7-8)
Cuadro N° 3. Producción de gas Auca Central 2008 -2009 Página 1 CAMPO AUCA CENTRAL ( MPCS/D)
eneMESES 08 FORMACIÓN 469 COMBUSTIBLE 43 QUEMADO 426
feb- mar- abr- may- jun- jul- ago08 08 08 08 08 08 08 475 437 474 457 458 449 545 43 43 43 43 43 43 43 432 394 431 414 415 406 502
sep08 488 43 445
oct08 488 43 445
nov- dic08 08 509 481 43 43 466 438
ene09 512 43 469
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
74
feb- mar- abr- may- jun- jul09 09 09 09 09 09 597 533 486 467 496 509 43 43 43 43 43 43 554 490 443 424 453 466
Diagrama N° 6. Análisis estadístico de producción de gas Auca Central Página 2
AUCA CENTRAL 700 600 500 D / 400 S C P M300
FORMACIÓN COMBUSTIBLE
200
QUEMADO
100
Exponencial (FORMACIÓN)
0
PRODUCCIÓN DE GAS 2009
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
75
Cuadro N° 4. Producción de gas Auca Sur 2008 -2009 Página 3
ene08 FORMACIÓN 829 COMBUSTIBLE 534 295 QUEMADO MESES
CAMPO AUCA SUR (MPCS/D) feb- mar- abr- may- jun- jul- ago- sep- oct- nov- dic- ene- feb- mar- abr- may- jun- jul08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 09 09 09 09 09 09 09 724 666 685 691 696 700 762 894 1621 1468 1264 1268 1073 1044 1107 1126 1253 1335 534 534 534 534 162 534 534 58 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 190 132 151 157 534 166 228 836 1571 1418 1214 1218 1023 994 1057 1076 1203 1285 Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
76
Diagrama N° 7. Análisis estadístico de producción de gas Auca Sur Página 4
AUCA SUR 1800 1600 1400 1200 D / 1000 S C P 800 M
FORMACIÓN COMBUSTIBLE
600
QUEMADO
400
Exponencial (FORMACIÓN)
200 0
PRODUCCIÓN DE GAS 2009
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
77
Cuadro N° 5. Producción de gas Auca Sur 1-2-3-4 2008 -2009 Página 5
CAMPO ene- feb- mar- abr- may- junMESES 08 08 08 08 08 08 FORMACIÓN 86 101 107 106 88 90 COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 86 101 107 106 88 90 QUEMADO
AUCA SUR jul- ago08 08 90 96 0 0 90 96
1-2-3-4 (MPCS/D) sep- oct- nov08 08 08 95 110 108 0 0 0 95 110 108
dic- ene- feb- mar- abr- may- jun08 09 09 09 09 09 09 111 110 126 86 13 15 15 0 0 0 0 0 0 0 111 110 126 86 13 15 15
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
78
jul09 15 0 15
Diagrama N° 8. Análisis estadístico de producción de gas Auca Sur 1-2-3-4 Página 6
AUCA SUR 1-2-3-4 180 160 140 120 D / S 100 C P 80 M
FORMACIÓN
60
COMBUSTIBLE
40
QUEMADO
20
Exponencia l (QUEMADO)
0
PRODUCCIÓN DE GAS 2009
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
79
3.7. Ca po Yuca En el Ca mpo Yuca se analiza a la producción de g s y los gr pos electr genos que tiene cad campo para determi ar si es rec omendable implementar un siste a modula de tratamiento de ga s para usarlo en los ge eradores c mo comb stible.
3.7.1.
eneralid des
El campo Yuca fue escubierto mediante la perforaci n del poz explorator io Yuca-01 realizado por Texaco el 2 de nov embre de 1970. Se encuent a ubicado aproximadamente a 80 Km de Nueva Loja, hacia el sur en línea recta, al noreste del Tena, li itante con el río Nap en el sect r de la Primavera en el centro de la cuenca oriental entre las co rdenadas el pozo Y ca-09 al n rte del ca po: 00° 29’ de latitu sur, 76° 4 7’ de longitud oeste. bicación el Campo uca (Ver rafico N° 2).
Grafico N° Campo Yuca
Fuente: Departamento de Ingeniería Civil – PETRO RODUCCI N- Área Auca Elaborado por: Klever Cai a
0
Tabla N° 7. Características del Campo Yuca CAMPO YUCA Número de pozos perforados
25
Número de pozos productores
17
Número de pozos cerrados
6
Número de pozos inyectores
2
Pozos con bombeo hidráulico
0
Pozos con bombeo eléctrico sumergible
17
Flujo natural
0
Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
3.7.2.
Geología
La geología del campo Yuca se describirá en la estructura y estratigrafía.
3.7.2.1. Estructura Es un anticlinal de aproximadamente 6 Km de largo por 4 Km de ancho con una superficie de 2619 acres aproximadamente, con un espesor promedio de 35 pies para “U”, 25 pies para “T” y 18 pies para Hollín Superior.
3.7.2.2. Estratigrafía La formación Napo descansa en una concordancia y está en contacto sobre la formación Hollín, esta formación aparece en los ríos Hollín y Mishualli. En el dono del
81
Napo la formación Hollín
ha sido datada como albiano superior con la base
posiblemente aptiano del cretácico medio. Las zonas productoras del Campo Yuca son: Hollín, Napo “U”, Napo “T”.
3.7.3.
Instalaciones de superficie
El volumen de petróleo proveniente de las formaciones Napo y Hollín se recolecta en la estación de producción Yuca Central, para procesarlo y enviarlo bombeando al oleoducto Auca - Sacha. Respecto al gas se ha implementado un sistema modular de tratamiento de gas para procesar el gas que sale de los separadores y utilizarlo en los generadores.
3.5.1.1. Estación de producción Las facilidades de producción en superficie son: •
Una planta de generación eléctrica produce una potencia 6,25 MVA con un voltaje de 69 KV y la segunda potencia 3,5 MVA con un voltaje de 13.8 KV.
•
Tres generadores a diesel para generación eléctrica
•
Un generador a diesel para bombeo de crudo
•
Una bomba de desplazamiento positivo de crudo para bombear al oleoducto
•
Unidad LAT con dos contadores.
•
Una batería de 15 múltiples o manifolds, una para cada pozo de las cuales 14 pozos están conectados.
•
Un separador de prueba con una capacidad de 10000 BFPD y dos separadores de producción con una capacidad de 35000 BFPD
•
Un tanque bota
•
Un tanque de lavado con una capacidad de 24800 Bls
82
•
Un tanque de estabilización con una capacidad de 21500 Bls
•
Dos unidades para el sistema contra incendios mecánico, con los siguientes implementos: extintores, tanque de almacenamiento de espuma, monitores con sus respectivos accesorios y mangueras, proporcianadores portátiles rodantes de espuma.
•
Cuatro bombas Texsteam para inyección de químico
•
Una unidad LACT con dos contadores para la recepción de crudo del campo marginal Palanda – Yuca sur
•
Una piscina API
•
Un tanque de almacenamiento de diesel
•
La planta modular de tratamiento de gas.
3.5.2. Producción de Petróleo y Gas Producción de petróleo promedio en Yuca (Ver Tabla N° 8)
Tabla N° 8. Producción promedio de petróleo Yuca ESTACIÓN YUCA
SEMESTRE Y JULIO BFPD BPPD BAPD 14.046 5.383 8.664
BSW % 62
API 21,3
Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Producción promedio de gas 2009. (Ver Tabla 9)
83
Tabla N° 9. Producción promedio de gas Yuca ESTACIÓN YUCA
Promedio diario MPCS/D
Promedio mensual MPCS/M
Gas de formación (producido)
619
18743
Gas combustible PPR
46
1394
Gas Quemado
573
17349
Nota: Todos los volúmenes de gas de formación son tomados del Sistema AS- 400 (volúmenes teóricos calculados en pruebas de producción de los pozos con el GOR) y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
84
3.5. . Análisis cr matográfico d l campo Yuca Cuadro N° 6. romatografía uca
Mé odo de análisis: ASTM Stan ard D 1945 - 1 P/T
N2
psi/°F
%mo ar
15 / 110
5,18
LUGAR
Entrada a la pl nta deshidratad ora d gas.
CO2
CH4
C H6
C3H8
iC4H10
nC4H1
iC5H12
nC5
1
Graved ad del gas %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol ar ar r ar ar ar ar ar 20,85
48,67
7,44
10,77
2,19
0
3,29
1,02
2
0,61
0,942
H2O Teóric a
Peso G.P.M. molecul (glns/ms ar del cf) lb/mm gas scf 1498,9 21
5,302
27,263
.S.C P.S.C No.OC P.C.N. . . T G.R. 02,9 46
Z
a psi a. btu/scf Calcul. dimension al 628,8 97
1037,1 41
82,706
0,993
Ug cp 0,993 0
Cg
1/psia ft3/scf 0,030 67
Observaciones: De l análisis crom tográfico reali ado en el camp o Yuca, se obse rva que el cont nido de dióxid de carbono es bajo y el de etano es alto e n el punto de
uestreo, oscila do en un valor de 48 % mola . El poder caló ico se encuentr a sobre los 100 btu/scf,
valor que sirve en n estro estudio para calcular los ies cúbicos de gas que se nece ita para remplazar los galones de diesel que co nsume el gen rador a sus dife rentes cargas de combustible. Fuente: Labo atorio de Corrosió y Tratamiento Químico - Lago Agri Elaborado or: Klever Caiza
85
B
0,483 7
3.5.4. Análisis estadístico de la producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadro N° 7 y diagrama N° 9)
Cuadro N°7. Producción de gas Yuca 2008 -2009 Página 1
eneMESES 08 FORMACIÓN 567 COMBUSTIBLE 46 QUEMADO 521
CAMPO YUCA (MPCS/D) feb- mar- abr- may- jun- jul- ago- sep- oct- nov08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 561 549 560 726 749 705 748 929 627 615 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 515 503 514 680 703 659 702 883 581 569
dic- ene- feb- mar- abr- may- jun- jul08 09 09 09 09 09 09 09 663 613 641 657 614 560 601 644 46 46 46 46 46 46 46 46 617 567 595 611 568 514 555 598
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
86
Diagrama N° 9. Análisis estadístico de producción de gas Yuca Página 2
YUCA 1000 900 800 700 D / 600 S C 500 P M 400 300 200 100 0
FORMACIÓN COMBUSTIBLE QUEMADO Exponencial (FORMACIÓN)
PRODUCCIÓN DE GAS 2009
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
87
3.8. Ca po Anac nda En el Ca po Anaco da se anali zara la pro ucción de gas y los g upos electr ógenos que tiene cad campo pa ra determi ar si es rec omendable implementar un siste a modula de tratamiento de ga s para usarlo en los ge eradores c mo comb stible.
3.8.1.
eneralid des
El campo Anaconda se encuent ra ubicado al sur del ío Napo, al oeste del eje axial de la Subcu nca Cretácica Napo a 80 Km de la Cuidad de Nueva oja, limit da al norte con el Ca mpo Sacha , al sur con el Campo Auca, al este los cam os Yuca y Yuca Sur al noroe te los Ca po Yulebra y Cule ra. Ubica ión del Campo Ana onda (Ve Gráfico ° 3)
Gr fico N° 3. ampo Anaconda
Fuente: Departamento de Ingeniería Civil – PETRO RODUCCI N- Área Auca Elaborado por: Klever Cai a
8
Tabla N° 10. Características del Campo Anaconda CAMPO ANACONDA Número de pozos perforados
4
Número de pozos productores
2
Número de pozos cerrados
2
Número de pozos inyectores
0
Pozos con bombeo hidráulico
0
Pozos con bombeo eléctrico sumergible
0
Flujo natural
0
Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
3.8.2.
Geología
La geología del campo Anaconda se describirá en la estructura y estratigrafía.
3.8.2.1. Estructura Regionalmente el campo Anaconda y los de su alrededor como son: Yuca, Yuca Sur, Culebra y Yulebra se encuentran ubicados en la zona central del eje de la Subcuenca cretácica Napo. Geológicamente estas estructuras se formaron por movimientos tectónicos posteriores a la depositación de las formaciones Hollín y Napo a fines del cretáceo.
89
Comúnmente, todas estas estructuras están asociadas a un relieve suave, y cualquier anomalía de capa meteorizada, corrección de estáticas, velocidades, topografía, etc., afectan a la definición y la configuración estructural al momento de la interpretación.
3.8.2.2. Estratigrafía El campo Anaconda está localizado en la parte central de la Cuenca oriental del Ecuador, está constituida por rocas sedimentarias y volcánicas, que van desde el Paleozoico hasta el Cuaternario. Las zonas productoras del Campo Anaconda son: Hollín, Basal Tena, “Ti” y “Ts”.
3.8.3. Instalaciones de superficie En la mini estación anaconda se encuentran produciendo dos pozos con una producción de 1106 BPPD con un grado de 24 API promedio y 1,6 de BSW. En la mini estación se procesa el crudo para tener un BSW bajo para ser enviado a la línea de oleoducto de la estación Yulebra.
3.8.3.1. Estación de producción La mini estación Anacondas tiene dos pozos en producción, que ingresa independientemente a dos tanques botas para separar el gas, el crudo pasa a los tanque de almacenamiento para ser transferido por la unidad LACT y luego ser bombeado a la estación Yulebra.
Las facilidades de producción en superficie son: •
Dos tanques bota
•
Un tanque de reserva de capacidad nominal 300 Bls
•
Un tanque de agua de capacidad nominal 500 Bls
90
•
Un tanque de almacenamiento de capacidad nominal 600 Bls
•
Una bota de gas de 5000 Bls
•
Una unidad LACT con dos contadores
•
Dos bombas reciprocantes con motor a diesel y el otro a diesel
•
Un tanque de almacenamiento de diesel
•
Un generador y variador
•
Un tanque demulsificante
•
Una bomba de químico Texsteam para inyección de químico.
•
Un extinguidor
3.8.4. Producción de petróleo y gas Producción de petróleo promedio 2009. (Ver Tabla N° 11)
Tabla N° 11. Producción promedio de petróleo Anaconda ESTACIÓN ANACONDA
SEMESTRE Y JULIO 2009 BFPD BPPD BAPD 1147 19 1129
API 24,9
BSW % 1,61
Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Producción de gas 2009. (Ver Tabla N° 12)
91
Tab a N° 12. P oducción promedio e gas Anaconda ESTACIÓN A ACOND
Promedio di rio MPCS/D
Promedio ensual MPCS/M
1
27,78
0
0
1
27,78
Gas e formaci n (pro ucido) Gas ombustible PPR Gas uemado
Nota: T dos los vo lúmenes d gas de formación son tomados del Siste a AS- 400 (volúmenes teóricos calculados en prueba de produc ción de los pozos con el GOR) gas de ca entadores sumidos ( o se dispo e de punto de medici ón). Fuente: Departamento de Ingenie ía de Petróleos – Jefatura rea Auca- PETROPROD CCIÓN Elaborado por: Klever Cai a
3.8.5. Análisis cro atográfico del cam o ANÁLI IS CRO ATOGR FICO DE ÁREA AUCA LABOR TORIO E CORR SIÓN Y RATAMI NTO QUÍMICO LAGO AGRIO
Anaconda Observa iones: En la Estación Anaconda no sé a rea lizado anál isis cromatográfico e este cam o, debido que no se cuenta con las facilida es para to ar la mue tra. Fuente: L boratorio d Corrosión Tratamien o Químico - Lago Agrio laborado por: Klever Caiza
2
3.8.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadro N° 8 y diagrama N° 10)
Cuadro N° 8. Producción de gas Anaconda 2008 -2009 Página 1 CAMPO ANACONDA (MPCS/D) ene- feb- mar- abr- may- jun- jul- ago- sep- oct- nov- dicMESES 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 FORMACIÓN 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 QUEMADO 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
ene09 1 0 1
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
93
feb- mar- abr- may- jun- jul09 09 09 09 09 09 1 0,52 1 1 0,9 1 0 0 0 0 0 0 1 0,52 1 1 0,9 1
Diagrama N° 10. Análisis estadístico de producción de gas Anaconda Página 2
ANACONDA 1,2 1 0,8 D / S C 0,6 P M
FORMACIÓN COMBUSTIBLE
0,4
QUEMADO Exponencial (FORMACIÓN)
0,2 0
PRODUCCIÓN DE GAS 2009
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
94
3.9. Ca po Yuleb a En el Ca po Yuleb a se analiz ara la producción de as y los gr upos electr ógenos que tiene cad campo pa ra determi ar si es rec omendable implementar un siste a modula de tratamiento de ga s para usarlo en los ge eradores c mo comb stible.
3.9.1.
eneralid des
El campo Yulebra s encuentra ubicado al sur del Río Napo, al o este del eje axial de la Subcuen a Cretácic Napo a 8 Km de la Cuidad de nueva Loja , limitada l norte co el Camp Sacha, al sur con el ampo Au a, al este l os campos Yuca y Y ca Sur y al noroeste on Culebr . Ubicació del Campo Yulebra Ver Gráfico N° 4).
Gr fico N° 4. Campo Yulebra
Fuente: Depar amento de I geniería Ci il – PETR PRODUCC IÓN- Área uca laborado por: Klever Caiza
5
Tabla N° 13. Características del Campo Yulebra CAMPO YULEBRA Número de pozos perforados
8
Número de pozos productores
7
Número de pozos cerrados
0
Número de pozos re-inyectores
1
Pozos con bombeo hidráulico
0
Pozos con bombeo eléctrico sumergible
7
Flujo natural
0
Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
3.9.2.
Geología
La geología del campo Yulebra se describirá en la estructura y estratigrafía.
3.9.2.1. Estructura Regionalmente el campo Yulebra y los de su alrededor como son: Yuca, Yuca Sur, Anaconda y Culebra se encuentran ubicados en la zona central del eje de la Subcuenca cretácica Napo. Geológicamente estas estructuras se formaron por movimientos tectónicos posteriores a la depositación de las formaciones Hollín y Napo a fines del cretáceo.
96
Comúnmente, todas estas estructuras están asociadas a un relieve suave, y cualquier anomalía de capa meteorizada, corrección de estáticas, velocidades, topografía, etc., afectan a la definición y la configuración estructural al momento de la interpretación.
3.9.2.2. Estratigrafía El campo Yulebra está localizado en la parte central de la Cuenca oriental del Ecuador, está constituida por rocas sedimentarias y volcánicas, que van desde el Paleozoico hasta el Cuaternario. Las zonas productoras del Campo Yulebra son: Hollín, Basal Tena, “U” y “Ui”.
3.9.3. Instalaciones de superficie El volumen de petróleo de las formaciones Basal Tena, U y U inferior se recolecta en la estación de producción Yulebra, mas la producción de Anaconda, se procesar el crudo para ser enviado al oleoducto Auca – Sacha.
3.9.3.1. Estación de producción Las facilidades de producción: •
Una batería de 13 manifolds, de los cuales 7 están conectados a los múltiples y 6 adicionales proyecto de perforación.
•
Un separador de producción de capacidad nominal de 10000 BFPD
•
Un separador de prueba de capacidad nominal de 5000 BFPD
•
Cuatro bombas para inyección de químico Texsteam
•
Un tanque demulsificante y antiparafínico
•
Un tanque de JP1
•
Un tanque de agua de formación
•
Un tanque de lavado
97
•
Un tanque de surgencia
•
Un tanque de prueba empernado
•
Un generador con su bomba
•
Una bomba reciprocante
•
Un tanque de diesel
•
Unidad LACT con dos contadores
•
Sistema manual de contraincendios con sus respectivos extinguidores
3.9.4. Producción de petróleo y gas Producción de petróleo promedio 2009. (Ver Tabla N° 14)
Tabla N° 14. Producción promedio de petróleo Yulebra ESTACIÓN YULEBRA
SEMESTRE Y JULIO 2009 BFPD BPPD BAPD 4.473 2.438 2.035
API 22,1
BSW % 54,50
Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
98
Producción de gas 2009. (Ver Tabla N° 15)
Tabla N° 15. Producción promedio de gas Yulebra Promedio diario MPCS/D
Promedio mensual MPCS/M
Gas de formación (producido)
323
9800
Gas combustible PPR
46
1394
ESTACIÓN YULEBRA
277 8406 Gas Quemado Calentador apagado por presencia de gas en locación debido a las malas condiciones de separador de producción y tanque de lavado.
Nota: Todos los volúmenes de gas de formación son tomados del Sistema AS- 400 (volúmenes teóricos calculados en pruebas de producción de los pozos con el GOR) y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
99
3.9. . Análisis cr matográfico del campo Yule ra Cuadro N° 9. Cromatografía Yulebra
Mé odo de análisis: ASTM Stan ard D 1945 - 1 P/T
N2
CO2
CH4
C2H6
C3H8
iC4H10
nC4H10
iC5
12
nC5H12
LUGAR
ESTA IÓN YULEBRA. SEPA ADOR DE PROD CCIÓN. POZOS 1,2,3,4,5,7
psi/°F
%molar
%molar
28/80
6,35
2,93
molar %molar %mola %molar
64,99
8,71
10,57
2,35
%molar
2,77
%molar %molar
0, 2
0,51
Gravedad del gas
0,872
H2O Teórica lb/mmscf
572,389
G.P.M. (glns/mscf)
Peso molecular del gas
T.S.C.
P..S.C.
G.R.
si a.
5,027
25,251
432,192
677,450
P.C.N.
No.OCT
Z
Ug
Cg
Bg
btu/scf
Calcul.
a dimensional
cp
1/p ia
ft3/scf
1179,695
102,835
0,989
0,0101
0,02367
0,3539
Observaciones: De l análisis crom tográfico reali ado en el camp o Yulebra, se o serva que el co ntenido de dióx ido de carbono es bajo y el d metano es alto en los puntos e muestreo, oscilando en un val or de 60 % mol ar. El poder cal rico se encuent a sobre los 100 btu/scf, valor que sirve en n estro estudio para calcular los ies cúbicos de gas que se nece ita para remplazar los galones de diesel que co nsume el gen rador a sus dife rentes cargas de combustible. Fuente: Labo atorio de Corrosió y Tratamiento Químico - Lago Agri Elaborado or: Klever Caiza
100
3.9.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadro N° 10 y diagrama N° 11)
Cuadro N°10. Producción de gas Yulebra 2008 -2009 Página 1 CAMPO YULEBRA (MPCS/D) MESES
ene08
feb08
mar08
abr08
may- jun- jul08 08 08
FORMACIÓN COMBUSTIBLE QUEMADO
361 46 315
333 46 287
352 46 306
344 46 298
364 46 318
ago- sep- oct- nov08 08 08 08
363 362 354 346 288 277 46 46 46 46 46 46 317 316 308 300 242 231
dic08
ene09
245 336 316 317 295 46 46 46 46 46 199 290 270 271 249
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
101
feb- mar- abr09 09 09
may- jun- jul09 09 09
313 46 267
339 348 46 46 293 302
Diagrama N° 11. Análisis estadístico de producción de gas Yulebra Página 2
YULEBRA 400 350 300 250 D / S C 200 P M150
FORMACIÓN COMBUSTIBLE QUEMADO
100
Exponencial (FORMACIÓN)
50 0
PRODUCCIÓN DE GAS 2009
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
102
3.10. Ca po Culeb a En el Ca po Culeb a se analiz ara la prod cción de as y los gr upos electr ógenos que tiene cad campo pa ra determi ar si es rec omendable implementar un siste a modula de tratamiento de ga s para usarlo en los ge eradores c mo comb stible.
3.10.1.
eneralid des
El campo Culebra s encuentra ubicado al sur del Río Napo, al o este del eje axial de la Subcuen a Cretácic Napo a 8 Km de la Cuidad de nueva Loja , limitada l norte co el Camp Sacha, al sur con el ampo Au a, al este l os campos Yuca y Y ca Sur y al noroeste on Yulebr . Ubicació del Campo Culebra Ver Gráfico N° 5)
G áfico N° 5 Campo C lebra
Fuente: Departamento de Ingeniería Civil – PETRO RODUCCI N- Área Auca Elaborado por: Klever Cai a
03
Tabla N° 16. Características del Campo Culebra CAMPO CULEBRA Número de pozos perforados
6
Número de pozos productores
6
Número de pozos cerrados
0
Número de pozos inyectores
0
Pozos con bombeo hidráulico
0
Pozos con bombeo eléctrico sumergible
6
Flujo natural
0
Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
3.10.2. Geología La geología del campo Culebra se describirá en la estructura y estratigrafía.
3.10.2.1. Estructura Regionalmente el campo Culebra y los de su alrededor como son: Yuca, Yuca Sur, Yulebra y Anaconda se encuentran ubicados en la zona central del eje de la Subcuenca cretácica Napo. Geológicamente estas estructuras se formaron por movimientos tectónicos posteriores a la depositación de las formaciones Hollín y Napo a fines del cretáceo.
104
Comúnmente, todas estas estructuras están asociadas a un relieve suave, y cualquier anomalía de capa meteorizada, corrección de estáticas, velocidades, topografía, etc., afectan a la definición y la configuración estructural al momento de la interpretación.
3.10.2.2. Estratigrafía El campo Culebra está localizado en la parte central de la Cuenca oriental del Ecuador, está constituida por rocas sedimentarias y volcánicas, que van desde el Paleozoico hasta el Cuaternario. Las zonas productoras del Campo Culebra son: Hollín, Basal Tena, “U” y “Ui”.
3.10.3. Instalaciones de superficie El volumen de petróleo proveniente de la formación U inferior se recolecta en la estación de producción Culebra para tratar el crudo y luego ser bombeado al oleoducto Auca – Sacha.
3.10.3.1. Estación de producción Las facilidades de producción son: •
Una batería de seis manifolds o múltiples
•
Dos motores a diesel con sus bombas reciprocantes
•
Un tanque bota
•
Un tanque de lavado de 1500 Bls
•
Un tanque de surgencia de 500 Bls
•
Dos extinguidores
•
Un tanque de diesel
105
•
Unidad LACT con dos contadores
•
Un tanque de JP1
3.10.4. Producción de Petróleo y Gas Producción de petróleo promedio 2009. (Ver Tabla N° 17)
Tabla N° 17. Producción promedio de petróleo Culebra SEMESTRAL ( ENERO- JUNIO 2009) BFPD BPPD BAPD 2.920 665 2.255
ESTACIÓN CULEBRA
BSW % 22,77
API 18,4
Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Producción de gas 2009. (Ver Tabla N° 18)
Tabla N° 18. Producción promedio de gas Culebra Promedio diario MPCS/D
Promedio mensual MPCS/M
Gas de formación (producido)
98
2969
Gas combustible PPR
0
0
Gas Quemado
98
2969
ESTACIÓN CULEBRA*
* Se realizan pruebas contra tanque en la estación
106
Nota: T dos los vo lúmenes d gas de formación son tomados del Siste a AS- 400 (volúmenes teóricos calculados en prueba de produc ción de los pozos con el GOR) gas de ca entadores sumidos ( o se dispo e de punto de medici ón). Fuente: Departamento de Ingenie ía de Petróleos – Jefatura rea Auca- PETROPROD CCIÓN Elaborado por: Klever Cai a
3.10.5.
nálisis cromatográfi o del cam o Culebr ANÁLI IS CRO ATOGR FICO DE ÁREA AUCA LABOR TORIO E CORR SIÓN Y RATAMI NTO QUÍMICO LAGO AGRIO
Culebra Observa iones: En la Estació Culebra
o se pued tomar muestras de g s debido a
que no e isten toma muestras e las líneas. Fuente: Laboratorio e Corrosión Tratamiento Químico - Lago Agrio Elaborado por: Klever Cai a
07
3.10.6. Análisis estadístico de producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadro N° 11 y Diagrama 12)
Cuadro N° 11. Producción de gas Culebra 2008 -2009 Página 1
ene- feb- mar- abr- mayMESES 08 08 08 08 08 FORMACIÓN 127 121 115 121 110 COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 QUEMADO 127 121 115 121 110
CAMPO CULEBRA (MPCS/D) jun- jul- ago- sep- oct- nov- dic- ene- feb- mar- abr- may- jun- jul08 08 08 08 08 08 08 09 09 09 09 09 09 09 110 104 99 99 102 93 116 128 113 100 65 82 98 100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 110 104 99 99 102 93 116 128 113 100 65 82 98 100
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
108
Diagrama N° 12. Análisis estadístico de producción de gas Culebra Página 2
CULEBRA 140 120 100 D / S 80 C P 60 M 40 20 0
FORMACIÓN COMBUSTIBLE QUEMADO Exponencial (QUEMADO)
PRODUCCIÓN DE GAS 2009
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
109
3.11. C mpo Con naco En el Ca po Cononaco se anali zara la pro ucción de gas y los g upos electr ógenos que tiene cad campo pa ra determi ar si es rec omendable implementar un siste a modula de tratamiento de ga s para usarl o en los ge eradores c mo comb stible.
3.11.1.
eneralida es
Dentro d la cuenc oriental, el campo Cononaco se encuentra ubicado e el sur del área ope ada por P TROPRO UCCIÓN, provincia de Orellana, aproxim damente a 55 Km a Sur del Cantón Francisco de O ellana y a 115 Km al Este de la ciudad del Tena. El campo Cononaco se encuent ra al sur de los campos auca y R miyacu, y al norte del campo Tiguino. Ubi ación del ampo Cononaco (Ver Gráfico N 6)
Gráfico N° 6 ampo Cononaco
Fuente: De artamento d Ingeniería Civil – PETROPRODUCCI N- Área Au a Elaborado por: Klever Cai a
10
Tabla N° 19. Características del Campo Cononaco Cononaco CAMPO CONONACO Número de pozos pozos perforados
36
Número de pozos pozos cerrados
9
Número de pozos pozos productores
26
Número de pozos pozos inyectores
0
Número de pozos pozos re inyectores
1
Pozos con bombeo hidráulico
3
Pozos con bombeo eléctrico sumergible
18
Flujo natural
4
Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
3.11.2. Geología La geología del campo Cononaco se describirá en la estructura y estratigrafía.
3.11.2.1. Estructura La estructura del campo Cononaco es un anticlinal cuyo eje principal eta orientado de norte – sur, en la misma tendencia de los campos Auca, Sacha y Lago Agrio, entre los más importantes de la cuenca oriente. De aproximadamente 10.5 Km de largo y 2.5 Km de ancho en su parte central, el cierre de la estructura al nivel de la base de la arenisca “T principal” es aproximadamente 100’ (pies) con un área de 6012.17 acres.
111
Una falla Transcurrente corta a la estructura es su flanco Oeste, con saltos variando de 50’ (pies) al sur hasta más de 300’ (pies) ( pies) al norte, a nivel de la arenisca “T principal”. La estructura se formo entre el Cenomaniano y el Eoceno Inferior, como lo muestra la deformación sedimentaria de las formaciones Napo Superior, Tena y Tiyuyacu Inferior, experimentando una reactivación durante el Neógeno.
3.11.2.2. Estratigrafía En la estratigrafía local tenemos a la l a formación Napo que está formado por calizas M-1 y M-2 duras negras a crisis, la edad es Turoniano – Coniaciano, datado en base a foraminíferos guías (Labogeo, 1996). Caliza “A” caliza de color gris oscura a blanco cristalino, micrítica, dura; en su parte superior presenta inclusiones de glauconita. Teniendo arenisca “U superior” - “U inferior”- “T superior” - “T principal” y Caliza “B”.
3.11.3. Instalaciones de superficie El volumen de petróleo proveniente de la formaciones U superior - U inferior - T superior - T principal y Caliza Caliza B, se recolecta en en la estación de producción Cononaco Cononaco para ser procesado procesado el crudo y luego luego ser bombeado bombeado al oleoducto Auca Auca – Sacha.
3.11.3.1. Estación de producción Las facilidades de producción en superficie son: •
Manifolds: tiene 26 múltiples para los veintes seis pozos que se encuentra en producción.
•
Separadores son de tipo trifásico pero realmente trabajan como bifásico tienen la salida del agua permanentemente cerrada, con el objetivo de evitar derrames de
112
petróleo por inundación de los separadores, uno de prueba de 10000 BFPD y uno de producción 35000 BFPD. •
Tanque de lavado con una capacidad de de 50000 BFPD, existe presencia de corrosión en el techo del tanque, se sugiere reparación en bota.
•
Tanque de surgencia con una capacidad de 25000 BFPD
Por falta de gas no se enciende el mechero •
Sistema Power Oil
Bombas se dispone de tres tr es bombas de transferencia centrifuga marca United 3600 RPM 3700 FT, size N-4x11 Caterpillar a diesel D399. •
Tanques de combustible diesel dos tanques de 43543 glns.
•
Tanque de agua agua de S.C.I. motor motor Cat 3306 3306 bomba aurora aurora de 1750 RPM 1000 GPM size 6 x 8 x 17
•
Generadores tres Cat 3412, 749 HP 1800 RPM KATO 500KW 500KW
•
Sistema contra incendio motor Caterpillar 3304 PC a diesel y bomba Aurora 1800 RPM se encuentra en buen funcionamiento
Mini estación Cononaco •
Existen tres tanques de capacidad de 500 barriles de los cuales dos tanques tienen botas incorporadas
•
Tres motores Caterpillar 3304 90HP funciona normalmente
•
Dos bombas de transferencia 6 x 4 x 13A/120
113
3.11.4. Producción de petróleo y gas Producción de petróleo promedio 2009. (Ver Tabla N° 20)
Tabla N° 20. Producción promedio promedio de petróleo Cononaco SEMESTRAL Y JULIO 2009
ESTACIÓN CONONACO
BFPD
BPPD
BAPD
15084
5780
9263
API 24,5
BSW % 61,68
Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Producción de gas 2009. (Ver Tabla N° 21)
Tabla N° 21. Producción promedio promedio de gas Cononaco
ESTACIÓN CONONACO*
Promedio diario MPCS/D
Promedio mensual MPCS/M
536
16232
0
0
Gas de formación (producido) Gas combustible PPR
536 16232 Gas Quemado * Las pruebas se realizan contra tanque debido a problemas en el separador de prueba; No existe puntos de medición medición
Nota: Todos los volúmenes de gas de formación son tomados del Sistema AS- 400 (volúmenes teóricos calculados en pruebas de producción de los pozos con el GOR) y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
114
3.11.5. Análisis cr matográfico d l campo Cono aco Cuadr N° 12. Croma ografía Cono aco
Mé odo de análisis: ASTM Stan ard D 1945 - 1 P/T
N2
CO2
CH4
C2H6
C3H8
iC4H10
n 4H10
iC5H12
nC5H12
LUGAR
SALIDA DEL SEPA ADOR DE PROD CCIÓ N
psi/° F
%mola r
%mola r
%mola r
%mola r
%mola r
%mola r
20 / 122
9,77
18,47
63,76
1,91
1,655
0,715
mola r
0 ,795
%mola r
%mola r
0,68
0,505
Graveda d del gas
0,7945
H2O Teórica lb/mmsc f
G..P.M. (glns/mscf )
Peso molecula r del gas
64 8,722
23,0185
2470,411
T.S.C.
P.S.C.
P.C.N.
No.OC T
Z
Ug
Cg
Bg
G.R.
psi a.
btu/scf
Calc l.
a dimensiona l
cp
1/psia
ft3/scf
351,08 0
648,87 0
753,99 0
84,458
0,996
0,996 0
0,0289 3
0,472 6
Observaciones: Del análisis crom tográfico realizado en el camp Cononaco, se bserva que el c ntenido de dió ido de carbono es bajo y el d metano es alto en el punto de muestreo, oscil ndo en un valo de 63 % molar . El poder calór co se encuentra sobre los 700 tu/scf, el rest de campos se ncuentra sobre los 1000 btu/sc . Fuente: Labo atorio de Corrosió y Tratamiento Químico - Lago Agri Elaborado or: Klever Caiza
115
3.11.6. Análisis estadístico de producción, uso y quema de gas asociado. (ver cuadro N° 13 y Diagrama 13) Cuadro N°13. Producción de gas Cononaco 2008 -2009 Página 1 CAMPO CONONACO (MPCS/D) ene- feb- mar- abr- may- jun- jul- ago- sep- oct- nov- dic- ene- feb- mar- abr- may- jun- julMESES 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 09 09 09 09 09 09 09 FORMACIÓN 493 480 536 519 519 466 471 477 464 486 401 431 520 508 529 545 526 558 564 COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 QUEMADO 493 480 536 519 519 466 471 477 464 486 401 431 520 508 529 545 526 558 564
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
116
Diagrama N° 13. Análisis estadístico de producción de gas Cononaco Página 2
CONONACO 600 500 400 D / S C 300 P M 200
FORMACIÓN COMBUSTIBLE QUEMADO Exponencial (QUEMADO)
100 0
PRODUCCIÓN DE GAS 2009
Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
117
3.12. Balance de gas teórico AS – 400 y placa orificio del Área Auca - 2009 Cuadro N° 14. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca enero 2009 Página 1 ENERO
Días:
31
G A S FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
C A M P O
(*) ANACONDA
31
1,00
0
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de ANA-01:A NA-02.
0
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
1,00
1
(*)AUCA CENTRAL
CALENTADOR 15.866
512 43
Estación AUCA CENTRAL: Todos los pozos.
LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D
282
187
118
469
1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *
Página 2 G A S
C A M P O
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
ESTACIÓN
LOCACIÓN
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
GENERADOR 0
(*) AUCA SUR
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
39.319
3.410
1.268
110
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47 0
Estación AUCA SUR: Todos los pozos. 0
1.218
0
110
1.218
Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 110
Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-3335
Locación CON27. CON-34
149
(*) CONONACO
16.114
520
0
Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-0203-04-07-08-09-13-14-1516-18-20-23-29-30D-. 340
119
520 31
GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR
Página 3 ENERO
Días:
31
G A S
C A M P O
(*) CULEBRA
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
3.968
128
0
CALENTADOR (*) YUCA
(*) YULEBRA
TOTAL
18.999
10.106
107.813
613
LOCACIÓN
Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.
Locación de CUL-05: CUL-05-06
73
55
Estación YUCA CENTRAL: Locación de YUC-17 Y YUC-01B-04-07-09-12-13- YUC-03:Y UC-2B-YUC14-15-16-19D-22D-25D 08-YUC-20D.
46
436
CALENTADOR
Mini-estación de YUL-01: YUL-01-02-03-04-05-07.
46
281
185
2.890
326
3.478
ESTACIÓN
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
128
567
1 GAS CALENTADOR *
0
281
1 GAS CALENTADOR *
404
3.294
131
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.
120
Cuadro N° 15. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca enero 2009 Página 4 ENERO
Días:31 G A S
C A M P O
(*) ANACONDA (+)AUCA CENTRAL
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( Separadores)
MPCS / D
MPCS / D
MPCS/MES
MPCS / D
( Medido - Asumido )
(+ Medido con placas)
31
1,00
0
1,00
14.911
493
CALENTADOR 43
OBSERVACIONES
450
1 GAS CALENTADOR *
1.368
GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *
GENERADOR 0 (+) AUCA SUR
39.165
1.418
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
3.410
110
0
110
(*) CONONACO
16.114
520
0
520
(*) CULEBRA
3.968
128
0
128
(+) YUCA
20.553
580
(+) YULEBRA
7.597
425
105.749
3.675
TOTAL
CALENTADOR 46 CALENTADOR 46 185
534
1 GAS CALENTADOR *
379
1 GAS CALENTADOR *
3.490
121
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
(+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.
Cuadro N° 16. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca febrero2009 Página 5 FEBRERO
Días:
28
G A S FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
C A M P O
(*) ANACONDA
28
1,00
0
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de ANA-01:A NA-02.
0
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
1,00
1
(*)AUCA CENTRAL
CALENTADOR 16.710
597 43
Estación AUCA LOCACIONES AUC: 02,40,52 CENTRAL: Todos MINIESTACION AUCA: 51, los pozos. 60D,61D,62D, 65D 359
195
122
554
1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *
Página 6 FEBRERO
Días:
28
G A S
C A M P O
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
ESTACIÓN
OBSERVACIONES
LOCACIÓN
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
0
1.023
0
126
GENERADOR 0
(*) AUCA SUR
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
30.032
3.528
1.073
126
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47 0
Estación AUCA SUR: Todos los pozos.
1.023
Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 126
Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-3335 (*) CONONACO
14.211
508
0
159 Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-0203-04-07-08-09-13-14-1516-18-20-23-29-30D-. 318
123
Locación CON-27. CON-34 509 32
GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR
Página 7 FEBRERO
Días:
28
G A S
C A M P O
(*) CULEBRA
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
3.152
113
0
CALENTADOR (*) YUCA
17.941
641 46
(*) YULEBRA
TOTAL
8.848
94.450
316
3.373
CALENTADOR
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.
Locación de CUL-05: CUL-05-06
62
51
Estación YUCA CENTRAL: Locación de YUC-17 Y YUC-01B-04-07-09-12-13- YUC-03:Y UC-2B-YUC14-15-16-19D-22D-25D 08-YUC-20D.
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
113
595
1 GAS CALENTADOR *
1 GAS CALENTADOR *
500
95
Mini-estación de YUL-01: YUL-01-02-03-04-05-07.
0
271
373
3.191
46
271
185
2.817
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.
124
Cuadro N° 17. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca febrero 2009 Página 8 FEBRERO
DÍAS: 28 G A S
C A M P O
(*) ANACONDA (+)AUCA CENTRAL
(+) AUCA SUR
FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO OBSERVACIONES ( Separadores) MPCS / D MPCS / D MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas) 28 1,00 0 1,00 CALENTADOR 6.902 247 204 1 GAS CALENTADOR * 43 GENERADOR 0 WUAKESHA 22.064 788 738 GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR 3 CALENTADOR 47
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
3.528
126
0
126
(*) CONONACO
14.211
508
0
508
(*) CULEBRA
3.152
113
0
113
(+) YUCA
16.240
580
(+) YULEBRA
11.886
425
TOTAL
78.011
2.786
CALENTADOR 46 CALENTADOR 46
185
534
1 GAS CALENTADOR *
379
1 GAS CALENTADOR *
2.602
125
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
(+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.
Cuadro N° 18. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca marzo 2009 Página 9 MARZO
Días:
31
G A S FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
C A M P O
(*) ANACONDA
16
0,52
0
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de NA-02. ANA-01:A
0
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
0,52
1
(*)AUCA CENTRAL
CALENTADOR 16.532
533 43
Estación AUCA LOCACIONES AUC: 02,40,52 CENTRAL: Todos MINIESTACION AUCA: 51, los pozos. 60D,61D,62D, 65D 212
278
126
490
1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *
Página 10 MARZO
Días:
31
G A S
C A M P O
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
ESTACIÓN
OBSERVACIONES
LOCACIÓN
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
0
994
0
86
GENERADOR 0
(*) AUCA SUR
32.359
1.044
WUAKESHA 3 CALENTADOR
Estación AUCA SUR: Todos los pozos.
994
47
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
(*) CONONACO
2.660
16.398
86
529
0
0
Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 86 Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-3335 166 Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-0203-04-07-08-09-13-14-1516-18-20-23-29-30D-. 340
127
Locación CON-27. CON-34 529 23
GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR
Página 11 MARZO
Días:
31
G A S
C A M P O
(*) CULEBRA
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
3.103
100
20.379
657 46
CALENTADOR (*) YULEBRA TOTAL
9.827 101.274
317 3.267
LOCACIÓN
Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.
Locación de CUL-05: CUL-05-06
37
63
0
CALENTADOR (*) YUCA
ESTACIÓN
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
100
Estación YUCA CENTRAL: Locación de YUC-17 Y YUC-01B-04-07-09-12-13- YUC-03:Y UC-2B-YUC14-15-16-19D-22D-25D 08-YUC-20D. 454
271
185
2.626
1 GAS CALENTADOR *
0
272
1 GAS CALENTADOR *
455
3.082
157
Mini-estación de YUL-01: YUL-01-02-03-04-05-07.
46
611
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.
128
Cuadro N° 19. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca marzo 2009 Página 12 MARZO
Días: 31 G A S
C A M P O
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( Separadores)
MPCS / D
MPCS / D
OBSERVACIONES
MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas) (*) ANACONDA (+)AUCA CENTRAL
16 7.642
0,52 247
0
0,52
CALENTADOR 43
204
1 GAS CALENTADOR *
738
GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *
GENERADOR 0 (+) AUCA SUR
24.428
788
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
2.660
86
0
ARZO
(*) CONONACO
16.398
529
0
529
(*) CULEBRA
3.103
100
0
100
(+) YUCA
17.980
580
(+) YULEBRA
13.160
425
TOTAL
85.386
2.754
CALENTADOR 46 CALENTADOR 46 185
534
1 GAS CALENTADOR *
379
1 GAS CALENTADOR *
2.484
129
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
(+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.
Cuadro N° 20. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca abril 2009 Página 13 ABRIL
Días:
30
G A S FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
C A M P O
(*) ANACONDA
30
1,00
0
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de ANA-01:A NA-02.
0
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
1,00
1
(*)AUCA CENTRAL
CALENTADOR 14.578
486 43
Estación AUCA LOCACIONES AUC: 02,40,52 CENTRAL: Todos MINIESTACION AUCA: 51, los pozos. 60D,61D,62D, 65D 206
237
130
443
1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *
Página 14 ABRIL 2009
Días:
30
G A S
C A M P O
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
ESTACIÓN
LOCACIÓN
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
GENERADOR 0
(*) AUCA SUR
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
33.204
390
1.107
13
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47 0
Estación AUCA SUR: Todos los pozos. 1.057
0
13
1.057
Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 13
Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-3335 169
(*) CONONACO
0
16.350
545
0
Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-0203-04-07-08-09-13-14-1516-18-20-23-29-30D-. 352
131
Locación CON-27. CON-34 545 24
GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR
Página 15 ABRIL
Días:
30
G A S
C A M P O
(*) CULEBRA
(*) YUCA
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
1.939
18.410
65
614
0
CALENTADOR 46
CALENTADOR (*) YULEBRA TOTAL
8.850
93.751
295
3.125
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.
Locación de CUL-05: CUL-05-06
50
15
Estación YUCA CENTRAL: Locación de YUC-17 Y YUC-01B-04-07-09-12-13- YUC-03:Y UC-2B-YUC14-15-16-19D-22D-25D 08-YUC-20D. 456
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
65
568
1 GAS CALENTADOR *
0
250
1 GAS CALENTADOR *
357
2.941
112
Mini-estación de YUL-01: YUL-01-02-03-04-05-07.
46
250
185
2.584
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.
132
Cuadro N° 21. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca abril 2009 Página 16 ABRIL
Días: 30
C A M P O (*) ANACONDA (+)AUCA CENTRAL
G A S FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO ( Separadores) MPCS / D MPCS / D MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas) 30
1,00
7.395
247
0 CALENTADOR 43
OBSERVACIONES
1,00 204
1 GAS CALENTADOR *
738
GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *
GENERADOR 0
(+) AUCA SUR
23.640
788
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47
390
13
(*) CONONACO
16.350
(*) CULEBRA
1.939
(+) YUCA
17.400
580
(+) YULEBRA
12.735
425
TOTAL
79.879
2.663
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
0
13
545
0
545
65
0
65
CALENTADOR 46 CALENTADOR 46
185
534
1 GAS CALENTADOR *
379
1 GAS CALENTADOR *
2.478
133
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
(+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.
Cuadro N° 22. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca mayo 2009 Página 17 MAYO
Días:
31
G A S FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
C A M P O
(*) ANACONDA
31
1,00
0
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de ANA-01: ANA02.
0
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
1,00
1
(*)AUCA CENTRAL
CALENTADOR 14.472
467 43
Estación AUCA CENTRAL: Todos los pozos.
LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D.67D.70D.73D,75D 167
257
134
424
1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *
Página 18 Días:
MAYO
31
G A S
C A M P O
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
ESTACIÓN
OBSERVACIONES
LOCACIÓN
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
0
1.076
0
15
GENERADOR 0
(*) AUCA SUR
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
34.914
465
1.126
15
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47 0
Estación AUCA SUR: Todos los pozos.
1.076
Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 15 Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-3335 165
(*) CONONACO
16.298
526
0
Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-0203-04-07-08-09-13-14-1516-18-20-23-29-30D-. 341
135
Locación CON-27. CON-34 526 20
GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR
Página 19 MAYO
Días:
31
G A S
C A M P O
(*) CULEBRA
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
2.542
82
0
CALENTADOR (*) YUCA
17.352
560 46
CALENTADOR (*) YULEBRA
TOTAL
9.703
95.777
313
3.090
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.
Locación de CUL-05: CUL-05-06
67
15
Estación YUCA CENTRAL: Locación de YUC-17 Y YUC-01B-04-07-09-12-13- YUC-03:Y UC-2B-YUC14-15-16-19D-22D-25D 08-YUC-20D. 402
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
82
514
1 GAS CALENTADOR *
0
268
1 GAS CALENTADOR *
314
2.905
112
Mini-estación de YUL-01: YUL-01-02-03-04-05-07.
46
267
185
2.590
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.
136
Cuadro N° 23. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca mayo 2009 Página 20 MAYO
C A M P O
(*) ANACONDA (+)AUCA CENTRAL
DÍAS: 31 G A S FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO ( Separadores) MPCS / D MPCS / D MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas) 31
1,00
7.642
247
0 CALENTADOR 43
OBSERVACIONES
1,00 204
1 GAS CALENTADOR *
738
GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *
GENERADOR 0
(+) AUCA SUR
24.428
788
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47
465
15
(*) CONONACO
16.298
(*) CULEBRA
2.542
(+) YUCA
17.980
580
(+) YULEBRA
13.160
425
TOTAL
82.545
2.663
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
0
15
526
0
526
82
0
82
CALENTADOR 46 CALENTADOR 46
185
534
1 GAS CALENTADOR *
379
1 GAS CALENTADOR *
2.478
137
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
(+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.
Cuadro N° 24. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca junio 2009 Página 21 JUNIO
Días:
30
G A S FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
C A M P O
(*) ANACONDA
27
0,90
0
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de ANA-01:A NA-02.
0
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
0,90
1
(*)AUCA CENTRAL
14.880
496
CALENTADOR
Estación AUCA CENTRAL: Todos los pozos.
LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D
43
263
190
138
453
1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *
Página 22 JUNIO 2009
Días:
30
G A S C A M P O
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
ESTACIÓN
OBSERVACIONES
LOCACIÓN
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
0
1.203
0
15
GENERADOR 0
(*) AUCA SUR
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
(*) CONONACO
37.582
450
16.736
1.253
15
558
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47 0
0
Estación AUCA SUR: Todos los pozos.
1.203
Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 15 Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-3335 161 Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-0203-04-07-08-09-13-14-1516-18-20-23-29-30D-. 377
139
Locación CON-27 . CON-34 558 20
GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR
Página 23 JUNIO
Días:
30
G A S
C A M P O
(*) CULEBRA
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
2.940
98
(*) YULEBRA TOTAL
18.015
10.170
100.800
601
Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.
Locación de CUL-05: CUL-05-06
84
14
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
98
Estación YUCA CENTRAL: Locación de YUC-17 Y YUC-01B-04-07-09-12-13- YUC-03:Y UC-2B-YUC14-15-16-19D-22D-25D 08-YUC-20D.
46
448
CALENTADOR
Mini-estación de YUL-01: YUL-01-02-03-04-05-07.
339
3.360
LOCACIÓN
0
CALENTADOR (*) YUCA
ESTACIÓN
OBSERVACIONES
555
1 GAS CALENTADOR *
0
294
1 GAS CALENTADOR *
330
3.176
106
46
294
185
2.845
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.
140
Cuadro N° 25. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca junio 2009 Página 24 JUNIO
Días: 30 G A S
C A M P O
(*) ANACONDA (+)AUCA CENTRAL
FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO ( Separadores) MPCS / D MPCS / D MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas) 27
0,90
7.395
247
0 CALENTADOR 43
OBSERVACIONES
0,90 204
1 GAS CALENTADOR *
738
GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *
GENERADOR 0
(+) AUCA SUR
23.640
788
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47
450
15
(*) CONONACO
16.736
(*) CULEBRA
2.940
(+) YUCA
17.400
580
(+) YULEBRA
12.735
425
TOTAL
81.323
2.711
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
0
15
558
0
558
98
0
98
CALENTADOR 46 CALENTADOR 46
185
534
1 GAS CALENTADOR *
379
1 GAS CALENTADOR *
2.526
141
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
(+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.
Cuadro N° 26. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca julio 2009 Página 24 JULIO
Días:
31
G A S
C A M P O
(*) ANACONDA
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
31
1,00
0
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de ANA-01:A NA-02.
0
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
1,00
1
(*)AUCA CENTRAL
CALENTADOR 15.779
509 43
Estación AUCA CENTRAL: Todos los pozos.
LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D
276
190
142
466
1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *
Página 25 JULIO
Días:
31
G A S
C A M P O
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
ESTACIÓN
LOCACIÓN
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
GENERADOR 0
(*) AUCA SUR
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
41.380
465
1.335
15
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47 0
Estación AUCA SUR: Todos los pozos.
17.482
564
0
1.285
0
15
1.285
Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 15 Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-3335 161
(*) CONONACO
0
Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-0203-04-07-08-09-13-14-1516-18-20-23-29-30D-. 377
143
Locación CON-27. CON-34 564 26
GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR
Página 26 JULIO 2009
Días:
31
G A S
C A M P O
(*) CULEBRA
FORMACION
COMBUSTIBLE
QUEMADO
( AS-400 )
MPCS / D
MPCS / D (CALCULADO AS - 400)
MPCS/MES MPCS / D
( MEDIDO ASUMIDO)
3.100
100
0
CALENTADOR (*) YUCA
19.962
644 46
CALENTADOR (*) YULEBRA TOTAL
10.788
108.987
348
3.516
ESTACIÓN
LOCACIÓN
Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.
Locación de CUL-05: CUL-05-06
85
15
Estación YUCA CENTRAL: Locación de YUC-17 Y YUC-01B-04-07-09-12-13- YUC-03:Y UC-2B-YUC14-15-16-19D-22D-25D 08-YUC-20D. 492
OBSERVACIONES
TOTAL QUEMADO (ESTACIÓN+LOCACIÓN)
100
598
1 GAS CALENTADOR *
0
303
1 GAS CALENTADOR *
337
3.331
106
Mini-estación de YUL-01: YUL-01-02-03-04-05-07.
46
303
185
2.994
•
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
•
Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.
144
Cuadro N° 27. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca julio 2009 Página 27 JULIO
DÍAS: 31
C A M P O
FORMACION ( Separadores)
G A S COMBUSTIBLE MPCS / D
QUEMADO MPCS / D
OBSERVACIONES
MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas) (*) ANACONDA (+)AUCA CENTRAL
31
1,00
7.642
247
0 CALENTADOR 43
1,00 204
1 GAS CALENTADOR *
738
GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *
GENERADOR 0
(+) AUCA SUR
24.428
788
WUAKESHA 3 CALENTADOR 47
(*) AUCA SUR 1-2-3-4
•
465
15
0
15
(*) CONONACO
17.482
564
0
564
(*) CULEBRA
3.100
100
0
100
(+) YUCA
17.980
580
(+) YULEBRA
13.160
425
TOTAL
84.287
2.719
CALENTADOR 46 CALENTADOR 46
185
534
1 GAS CALENTADOR *
379
1 GAS CALENTADOR *
2.534
(*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).
145
•
(+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores. Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
3.13. Reportes de producción de gas anual del área auca 2008 – 2009. GAS DE FORMACIÓN DIARIA PROMEDIO AÑO 2008 Tabla N° 22. Gas de formación promedio diario año 2008 Área Auca
CAMPO (+) AUCA CENTRAL (+) AUCA SUR (*) AUCA SUR 1-2-3-4 (+) YUCA (+) CULEBRA (*) YULEBRA CONONACO (*) ANACONDA TOTAL
ENE 469 829 86 567 127 361 493 1 2933
FEB 475 724 101 561 121 333 480 1 2796
FORMACION MAR ABR MAY 437 474 457 666 685 691 107 106 88 549 560 726 115 121 110 352 344 364 536 519 519 1 1 1 2763 2810 2956
(MPCS/D) JUN JUL 458 449 696 700 90 90 749 705 110 104 363 362 466 471 1 1 2933 2882
AGO 545 762 96 748 99 354 477 1 3082
SEP 488 894 95 929 99 346 464 1 3316
OCT 488 1621 110 627 102 288 486 1 3723
NOV 509 1468 108 615 93 277 401 1 3472
DIC TOTAL 481 5730 1264 11000 111 1188 663 7999 116 1317 245 3989 431 5743 1 12 3312 36978
- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). - (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores. 146
Tabla N° 22. Gas de formación promedio diario año 2008 Área Auca ÁREA AUCA Gas producido
Acumulado mensual MSCF/M 93677,60
Promedio MSCF/D 3081,50
Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Tabla N° 23. Gas combustible promedio diario año 2008 Área Auca
CAMPO
ENE 43 (+) AUCA CENTRAL 534 (+) AUCA SUR 0 (*) AUCA SUR 1-2-3-4 46 (+) YUCA 0 (+) CULEBRA 46 (*) YULEBRA 0 (*) CONONACO 0 (*) ANACONDA 669 TOTAL
COMBUSTIBLE (MPCS/D) FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO 43 43 43 43 43 43 43 534 534 534 534 534 534 534 0 0 0 0 0 0 0 46 46 46 46 46 46 46 0 0 0 0 0 0 0 46 46 46 46 46 46 46 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 669 669 669 669 669 669 669
SEP 43 58 0 46 0 46 0 0 193
OCT 43 50 0 46 0 46 0 0 185
NOV 43 50 0 46 0 46 0 0 185
DIC TOTAL 516 43 50 4480 0 0 46 552 0 0 46 552 0 0 0 0 185 6100
- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). - (+)V olúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores. 147
Tabla N° 23. Gas combustible promedio diario año 2008 Área Auca ÁREA AUCA Gas combustible total
Acumulado mensual MSCF/M 185440,00
Promedio MSCF/D 6100,00
Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Tabla N° 24. Gas quemado promedio diario año 2008 Área Auca
CAMPO
FEB 432 (+) AUCA CENTRAL 190 (+) AUCA SUR (*) AUCA SUR 1-2-3-4 101 515 (+) YUCA 121 (+) CULEBRA 287 (*) YULEBRA 480 CONONACO 1 (*) ANACONDA 2127 TOTAL
MAR 394 132 107 503 115 306 536 1 2094
QUEMADO (MPCS/D) ABR MAY JUN JUL AGO 431 414 415 406 502 151 157 162 166 228 106 88 90 90 96 514 680 703 659 702 121 110 110 104 99 298 318 317 316 308 519 519 466 471 477 1 1 1 1 1 2141 2287 2264 2213 2413
SEP 445 836 95 883 99 300 464 1 3123
OCT 445 1571 110 581 102 242 486 1 3538
NOV 466 1418 108 569 93 231 401 1 3287
DIC TOTAL 438 5214 1214 6520 111 1188 617 7447 116 1317 199 3437 431 5743 1 12 3127 30878
- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). - (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores. 148
Tabla N° 24. Gas quemado promedio diario año 2008 Área Auca
ÁREA AUCA Gas Quemado
Acumulado mensual MSCF/M 938691,20
Promedio MSCF/D 30878,00
Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
GAS DE FORMACIÓN DIARIA PROMEDIO AÑO 2009. Tabla N° 25. Gas de formación promedio diario año 2009 Área Auca
CAMPO (+) AUCA CENTRAL (+) AUCA SUR (*) AUCA SUR 1-2-3-4 (+) YUCA (+) CULEBRA (*) YULEBRA (*)CONONACO (*) ANACONDA TOTAL
ENE 512 1268 110 613 128 336 520 1 3488
FORMACION (MPCS/D) FEB MAR 597 533 1073 1044 126 86 641 657 113 100 316 317 508 529 1 0,52 3375 3266,5 149
ABR 486 1107 13 614 65 295 545 1 3126
MAY 467 1126 15 560 82 313 526 1 3090
JUN 496 1253 15 601 98 339 558 0,9 3361
JUL 509 1335 15 644 100 348 564 1 3516
TOT 3600 8206 380 4330 686 2264 3750 6,42 23222
- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). - (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores. Tabla N° 25. Gas de formación promedio diario año 2009 Área Auca ÁREA AUCA Gas producido
Acumulado mensual MSCF/M 100519,90
Promedio MSCF/D 3317,49
Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Tabla N° 26. Gas combustible promedio diario año 2009 Área Auca
CAMPO (+) AUCA CENTRAL (+) AUCA SUR (*) AUCA SUR 1-2-3-4 (+) YUCA (+) CULEBRA (*) YULEBRA (*)CONONACO (*) ANACONDA TOTAL
COMBUSTIBLE (MPCS/D) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL 43 43 43 43 43 43 43 50 50 50 50 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 46 46 46 46 46 46 46 0 0 0 0 0 0 0 46 46 46 46 46 46 46 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 185 185 185 185 185 185 185 150
TOTAL 301 350 0 322 0 322 0 0 1295
- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). - (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores. Tabla N° 26. Gas combustible promedio diario año 2009 Área Auca ÁREA AUCA Gas combustible total
Acumulado mensual 5606
MSCF/M
Promedio
MSCF/D 185
Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
Tabla N° 27. Gas quemado promedio diario año 2009 Área Auca
CAMPO (+) AUCA CENTRAL (+) AUCA SUR (*) AUCA SUR 1-2-3-4 (+) YUCA (+) CULEBRA (*) YULEBRA (*)CONONACO (*) ANACONDA TOTAL
QUEMADO (MPCS/D) ENE FEB MAR ABR 469 554 490 443 1218 1023 994 1057 110 126 86 13 567 595 611 568 128 113 100 65 290 270 271 249 520 508 529 545 1 1 0,52 1 3303 3190 3081,5 2941 151
MAY JUN JUL 424 453 466 1076 1203 1285 15 15 15 514 555 598 82 98 100 267 293 302 526 558 564 1 0,9 1 2905 3176 3331
TOT 3299 7856 380 4008 686 1942 3750 6,42 21927
- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición). - (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores. Tabla N° 27. Gas quemado promedio diario año 2009 Área Auca ÁREA AUCA Gas Quemado
Acumulado mensual MSCF/M 664400,83
Promedio MSCF/D 21927,42
Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Klever Caiza
152
CAPÍTULO IV
CAPÍTULO IV SISTEMA MODULAR DE TRATAMIENTO DE GAS PARA GENERADORES CON MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA CON SISTEMA BICOMBUSTIBLE 4. Generalidades Este proyecto se enfoca en el aprovechamiento el gas proveniente de los pozos productores de petróleo, mediante un sistema modular de tratamiento de gas para obtener un gas limpio y de calidad que cumpla con las siguientes características; mayor a 100 octanos, el porcentaje molar de CO 2 al final del proceso menor al 6 %, y el porcentaje molar de agua al final del proceso debe ser menor al 0,1 % combustible que podrá ser utilizado en los motores de combustión interna. Con este equipo se conseguirá disminuir la contaminación del medio ambiente y a la vez bajar el consumo de Diesel de los motores teniendo en cuenta el alto costo del mismo. Por esta razón se ha desarrollado un sistema de bi-combustible que permite el funcionamiento de un motor Diesel reemplazando entre el 40 y 70% de Diesel por Gas, según los requerimientos de potencia del motor.
4.1. Sistema modular de tratamiento de gas El sistema modular de tratamiento de gas (SMTG) puede ser transportado e instalado en el área de motores, conectarse a la línea de gas de salida de los separadores y depurar el gas, posteriormente conectándose a los motores de combustión interna para
153
abastecerlos de gas combustible y permitir su operación con el sistema de bicombustible. Los condensados recuperados retornan al proceso de la estación.
4.1.1. Datos básicos de proceso La composición del gas que ingresa a la planta está en función del análisis cromatográfico del mismo que en esencia contiene: Metano, Etano, Propano, Iso butano, N – Butano, Iso Pentano, N – Pentano, Hexano, Heptano, Hidrocarburos Pesados, Nitrógeno, Dióxido de Carbono, Acido Sulfhídrico y Vapor de agua. Las condiciones de entrada del gas de la planta serán de acuerdo a la siguiente cromatografía de los gases enviada por el cliente para su diseño (Ver Cuadros de cromatografía de cada campo capítulo 3).
4.2. Descripción general del sistema de control Para la implementación del sistema de control de este proyecto se utilizará un PLC de la marca Allen Bradley CPU Micrologix 1200 Nº. Cat. 1762-L40BXBR y un panel Operador PanelView 550 con comunicación RS232 Nº. Cat. 2711-K5A9. El sistema cuenta con alarma sonora y alarma lumínica, las mismas que serán activadas por cada evento anormal que se presente en la operación del Sistema de Tratamiento de Gas.
154
4.3. Control de proceso El control del proceso hace referencia al funcionamiento optimo del sistema modular de tratamiento de gas en cada una de las fases que pasa el gas en proceso cuyo objetivo es eliminar la mayor cantidad de agua, dióxido de carbono y acido sulfhídrico el cual ayudaría a la eficiencia de trabajo del generador. La calidad del gas se obtendrá a través de análisis cromatográficos.
4.3.1. Sistema de deshidratación La producción proveniente de las fuentes de gas ingresa al Sistema de Tratamiento de Gas a una temperatura de 138 ºF – 58.9 °C y una presión de 30 a 50 Psig. Dicho Sistema de Tratamiento consta de una fase de deshidratación y una fase de endulzamiento o adsorción de CO2 y H2S del gas a tratar. La fase de deshidratación consta de tres separadores V-100/101/102, dos Chillers CH100/101 y dos Deshidratadoras de gas D-100A/B que trabajarán en ciclos de adsorciónregeneración. Dicha etapa tiene como función separar todos los condensados de hidrocarburos y agua precipitados por el enfriamiento del curso de gas. Este proceso se hace con la finalidad de mejorar y purificar el gas hasta obtener metano y etano que tienen un mayor octanaje, con una cantidad de vapor de agua de hasta 1 mg/l, este separador está diseñado y fabricado para los caudales de operación máxima. Antes de ingresar al primer separador V-100, el gas intercambia calor en el equipo E100 con la corriente que sale del separador V-102. Esto se realiza para optimizar el intercambio calórico del Sistema de Tratamiento.
155
Luego el gas es enfriado en el CH-100 e ingresa en el segundo separador V-101. De ambos separadores lo que se extrae como condensado es principalmente agua e hidrocarburos pesados, dependiendo de la composición del gas de entrada. En los equipos D-100A/B el gas es deshidratado para ser nuevamente enfriado en el chiller CH-101, donde se alcanza un temperatura de aproximadamente -40 ºF, que permite la separación como condensados de parte de propano, butano, pentano y otros hidrocarburos más pesados, en el separador V-102.
4.3.1.1. Separador V-100. La presión de ingreso del gas a este separador es controlada por un switch de presión dual PSH/L V-100 que se encarga de monitorear la presión de dicho separador. Este permite el funcionamiento normal de la planta cuando exista la presión necesaria de trabajo, para las demás condiciones trabajará de la siguiente manera: Cuando PSH/L V-100, detecta baja presión (PAL-V100) los chillers CH-100 y CH-101 deben dejar de funcionar es decir se para el sistema de refrigeración. Existen también indicadores de presión, temperatura y nivel, PI-V100, TI-V100, LG V100. El control de condensados se realiza mediante un transmisor de presión diferencial PDT V-100 que controla el nivel de líquido en el separador y comanda por medio del PLC la válvula on-off LV V-100. El separador cuenta con una válvula de alivio de presión PSV-V100 seteada a 65 PSIG.
156
4.3.1.2. Separador V-101 Luego de pasar por el primer separador V-100 a una temperatura de 74,5ºF controlada por el TE- V100 el gas pasa por el primer Chiller el CH-100 en donde se consigue bajar hasta la temperatura de 34ºF por efecto de la transferencia de calor en el intercambiador. La temperatura de ingreso del gas al separador V-100 es controlada por el elemento sensor de temperatura TE-CH100. Este controla el encendido y apagado del sistema de refrigeración. La presión de ingreso del gas a este separador es controlada por un switch de presión dual PSH/L V-101 que se encarga de monitorear la presión del separador. Este permite el funcionamiento normal de la planta cuando exista la presión necesaria de trabajo, para las demás condiciones trabajará de la siguiente manera: Cuando el PSH/L V-101, detecta baja presión (PAL-V101) los chillers CH-100 y CH101 deben dejar de funcionar, es decir se para el sistema de refrigeración. Existen también indicadores de presión, temperatura y nivel, PI-V101, TI-V101, LG V101. El control de condensados se realiza mediante un transmisor de presión diferencial PDT V-101 que controla el nivel de líquido en el separador y comanda por medio del PLC la válvula on-off LV V-102. Este separador cuenta con una válvula de alivio de presión PSV-V101 seteada a 65 PSIG.
157
4.3.1.3. Separador V-102 El gas al salir del V-101, pasa primero por una deshidratadora de gas D100A/B y segundo por un nuevo intercambiador de calor del CH-101 consiguiéndose bajar la temperatura a -40ºF (este valor puede cambiar en función del gas a condensar) por efecto de la transferencia de calor en el intercambiador. La temperatura de ingreso del gas al separador V-102 es controlada por el elemento sensor de temperatura TE-CH101. Este controla el encendido y apagado del sistema de refrigeración. La presión de ingreso del gas a este separador es controlada por un switch de presión dual PSH/L V-102 que se encarga de monitorear la presión del separador. Este permite el funcionamiento normal de la planta cuando exista la presión necesaria de trabajo, para las demás condiciones condiciones trabajará trabajará de la siguiente manera: manera: Cuando el PSH/L V-102, detecta baja presión (PAL-V102) los chillers CH-100 y CH101 deben dejar de funcionar, es decir se para el sistema de refrigeración. Existen también indicadores de presión, temperatura y nivel, PI-V102, PI- V102, TI-V102, LG V102. El control de condensados se realiza mediante un transmisor de presión diferencial PDT V-102 que controla el nivel de líquido en el separador y comanda por medio del PLC la válvula on-off LV V-101. Este separador cuenta con una válvula de alivio de presión PSV-V102 seteada a 65 PSIG.
158
4.3.2. Intercambiadores Intercambiadores de calor (Chillers) (Chillers) Estos equipos son parte fundamental del proceso de deshidratación del gas, ya que permiten la adecuada adecuada separación de condensables condensables del mismo.
4.3.2.1. Chiller CH-100 El control de temperatura de salida de gas se realiza mediante el elemento sensor de temperatura el TE-CH100 el mismo que controla el encendido y apagado del sistema de refrigeración al setear la temperatura al valor deseado. El refrigerante en estado líquido, líquido, proveniente del sistema sistema de refrigeración, es cambiado cambiado a la fase vapor mediante la acción de la válvula de tipo aguja PV R-01 por disminución de presión, esta válvula se encargará de mantener el suficiente aporte de refrigerante al chiller. El control de presión de refrigerante está dado por transmisor de presión PT CH-100. La presión, temperatura y nivel en el Chiller son medidos mediante un PI-CH100, TICH100 y LG CH-100 respectivamente. Para evitar que el refrigerante ingrese al evaporador en los tiempos de paro; el evaporador cuenta con una válvula on off LV R-01 que es comandada por el encendido y apagado del sistema de refrigeración. Además el chiller cuenta con una válvula de alivio de presión PSV CH-100 seteada en 78 psig.
159
4.3.2.2. Chiller CH-101 El control de temperatura de salida de gas se realiza mediante el elemento sensor de temperatura el TE-CH101 el mismo que controla el encendido y apagado del sistema de refrigeración al setear la temperatura al valor deseado. El refrigerante en estado líquido, proveniente del sistema de refrigeración, es cambiado a la fase vapor mediante la acción de la válvula de tipo aguja PV R-02 por disminución de presión, esta válvula se encargará de mantener el suficiente aporte de refrigerante al chiller. El control de presión de refrigerante está dado por transmisor de presión PT CH-101. La presión, temperatura y nivel en el Chiller son medidos mediante un PI-CH101A/B, TI-CH101 y LG CH-101 respectivamente. respectivamente. Para evitar que el refrigerante ingrese al evaporador en los tiempos de paro; el evaporador cuenta con una válvula on off LV R-02 que es comandada tanto por el encendido y apagado del sistema de refrigeración, como por el interruptor de nivel LSH/L CH-101, que evita que el mazo de tubos deje de estar inundado y que quede una zona de evaporación considerable. Además el chiller cuenta con una válvula de alivio de presión PSV CH-101 seteada en 78 psig.
160
4.3.3. Torres deshidratadoras El sistema de deshidratación de gas se hace con el fin de extraer la máxima cantidad de agua al gas antes de proceder a su enfriamiento a – 40 ºF y de esta forma evitar la formación de hidratos en la tubería. El sistema está compuesto por dos torres que contienen silica gel. Cuando una de ellas está adsorbiendo la otra columna esta en regeneración. El gas que se utiliza para la regeneración es calentado por medio de resistencias eléctricas cuyo encendido y apagado es comandado por medio del interruptor de temperatura TSH D-01A/B. Las válvulas XV TR D-01/02/03 serán programadas para actuar en forma automática y llevar a cada una de las torres a su respectivo ciclo consecutivo. El ciclo de adsorción-regeneración tiene una duración de 6 horas. Dentro del ciclo de regeneración la silicagel debe absorber el agua contenida contenida y posteriormente enfriarse. enfriarse. La presión y temperatura de las deshidratadoras son medidas mediante un PI D-01A/B. y un TI D-01A/B, respectivamente. Además, un indicador de presión diferencial DPI D-01/02 y termómetros TI D02/03A/B controlan las variables a la entrada y la salida de dichas torres. El gas que sale del Sistema de Deshidratación es analizado por un analizador de humedad AT D-01 instalado a la salida de las deshidratadoras, lo que permite el control de los ciclos de adsorción-regeneración. Las deshidratadoras deshidratadoras cuentan con válvulas válvulas de alivio de presión presión PSV-D-01A/B seteadas seteadas a 65 Psig.
161
4.3.4. Sistema de refrigeración refrigeración El refrigerante sobrecalentado en estado de vapor es comprimido y posteriormente condensado hasta llegar al estado líquido, almacenándose en acumuladores que proveen de refrigerante frío a los chiller. El encendido y apagado del sistema de refrigeración está comandado por el PLC, que responde a las distintas variaciones de presión y temperatura del gas a tratar.
4.3.5. Endulzamiento del gas gas El endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas combustible.
4.3.5.1. Torres de regeneración regeneración y endulzamiento endulzamiento Para lograr este proceso se cuenta con tres torres de adsorción la TR-100A, TR-100B, TR-100C con la capacidad de adsorber los gases ácidos mediante la utilización de tamices moleculares como son la zeolita para el caso del anhídrido carbónico (CO2) y la alúmina activa para el gas sulfhídrico (H2S). El proceso anterior está compuesto por tres ciclos. El primero corresponde al ciclo de adsorción de los gases mencionados por medio de los tamices moleculares. El segundo corresponde a la regeneración de los lechos. El gas de regeneración debe ser calentado hasta 570 ºF y el control de temperatura de las resistencias se hace mediante la utilización de elementos sensores de temperatura TSH TR-01. El tercer ciclo corresponde al de enfriamiento del lecho. Todos los ciclos tienen una duración de 2 horas.
162
Las válvulas XV TR 01A/02A/03A/04A/05A/06A/01B/02B/03B/04B/05B/06B serán programadas para actuar en forma automática y llevar a cada una de las torres a su respectivo ciclo consecutivo. La medición de temperatura y presión en la torre se realiza mediante TI TR-01A/B/C y PI TR-01A/B/C. Además se miden las temperaturas de los gases de entrada y salida de las torres mediante TI TR-02A/B/C y TI TR-03A/B/C. El control individual de temperaturas del gas de salida de cada torre, se realiza mediante los elementos sensores de temperatura TSH TR-01A/B/C, que indican en el PLC cualquier desviación de las temperaturas normales de operación. El gas que sale del Sistema de Endulzamiento del gas es analizado por un analizador de CO2 AT-STG-01 instalado a la salida de las torres de regeneración y endulzamiento, lo que permite el control de los ciclos de adsorción-regeneración-enfriamiento.
4.4. Sistema de medición de caudal y control de presión de la planta En la planta de tratamiento de gas se usara medidores de caudal y válvulas auto reguladoras de presión.
4.4.1. Medición de caudal Para medir el caudal a la salida del Sistema de Tratamiento de Gas se utiliza un caudalímetro de tipo Vortex FT STG-01. Todas las señales son llevadas a la unidad de control y visualizadas en el HMI ubicado en el panel del operador.
163
4.4.2. Control de presión El control de presión de toda la planta se realiza mediante una válvula auto-reguladora de presión PCV 001, que mantiene la presión de salida del gas dentro de los valores de diseño.
4.5. Descripción de proceso del sistema modular de tratamiento de gas El proceso esta divido en tres etapas que se describirán a continuación, con la finalidad de tener claro el concepto del tratamiento al que se somete al gas antes de pasar a ser utilizado por los motores.
4.5.1. Condensación La condensación es el proceso por el cual el agua cambia de fase, de vapor o gas a estado líquido.
4.5.1.1. Proceso de separación de líquidos Primera etapa En esta etapa se separan la cantidad de líquidos que viene asociado con el gas para lo cual se pone en contacto el fluido a condensar con el recipiente, que por conveniencia operativa se construye con el aspecto de un separador bifásico vertical. El tamaño del separador estará en función del volumen de gas a tratar, el tiempo de residencia necesario, del diseño interior y de la cantidad de líquidos a extraer.
164
Recuperación de Naftas En el primer separador conseguimos que se queden los baches de líquidos que vienen asociados con el gas, además en esta etapa logramos separar hidrocarburos pesados como C6, C7, C8, y agua en estado líquido. En una segunda instancia el gas pasa a un intercambiador de calor (Chiller A) para sufrir un proceso de enfriamiento a presiones conocidas, con lo cual se consigue bajar la temperatura de ingreso del gas hasta conseguir la temperatura del punto de rocío tanto para el agua como para los pentanos que se encuentran en forma de vapor, logrando de esta manera que puedan condensarse y se separen del gas como fase líquida. Punto de Rocío: (Temperatura y presión a la cual un gas pasa a su estado líquido) Estado de un sistema completamente gaseoso en equilibrio con una cantidad muy pequeña de líquido
4.5.1.2. Recuperación de Propano y Butano Segunda etapa En esta segunda etapa el gas que proviene del segundo separador se dirige nuevamente a dos torres deshidratadoras para eliminar el vapor del agua con la silica gel que contiene el gas para luego pasar a dos intercambiadores de calor (Chiller B y B’) con lo cual se logra disminuir la temperatura y alcanzar el punto de rocío para la separación de los gases propano y butano, y de esta manera logren condensarse y separarse del gas por medio de un separador.
165
Todo este proceso de enfriamiento del gas está regido por unidades condensadoras (UC A/B/C/D) que utilizan refrigerante ecológico, las mismas que nos permiten alcanzar los parámetros que necesitamos en el proceso.
Torres deshidratadoras Deshidratar el gas natural o eliminar el agua que contiene el gas implica conocer de manera previa la cantidad de agua que tiene el fluido a determinadas condiciones de presión y temperatura y el residuo que debería tener para satisfacer los requerimientos del usuario. Los procesos de remoción de contaminantes pueden ser divididos en dos grupos: •
Deshidratación
•
Purificación.
Razones para la Deshidratación del Gas Las razones principales de la importancia de la deshidratación del gas natural incluyen las siguientes: •
El agua líquida y el gas natural pueden formar hidratos parecidos al hielo que pueden obstruir válvulas, tubería, entre otros.
•
El gas natural que contiene agua líquida es corrosivo, particularmente si contiene CO2 o H2S.
•
El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor calorífico del gas natural, por lo tanto se reduce la capacidad de la línea.
166
•
La deshidratación del gas natural antes del procesamiento criogénico es vital para prevenir la formación de hielo en los intercambiadores de calor de baja temperatura.
•
De ahí la necesidad de prevenir la formación de los hidratos es obvia, es la manera más sencilla de eliminar los hidratos es para remover substancialmente el agua de flujo del gas natural.
•
El método más eficiente para remover el agua presente en el flujo de gas natural es por adsorción con un desecante sólido como un filtro molecular o alúmina activada.
4.5.1.3. Endulzamiento de gas Tercera etapa Endulzar gas es un término que se utiliza para explicar el proceso en el que se remueven componentes que hacen que dicho gas sea ácido 1. Factores que se consideran para seleccionar el proceso de endulzamiento: •
Tipos de contaminantes a ser removidos
•
Concentraciones contaminantes
•
Grado de remoción
Componentes ácidos Dióxido de Carbono (CO2): 1
Gas Ácido: Gas con contenido de Dióxido de carbono (CO2) y componentes sulfurados.
167
•
•
Oxidación del monóxido de carbono.
202 2 2 02 2
Hidrocarburos por combustión incompleta
Gas sulfhídrico (H2S) Descripción Proceso en las torres de endulzamiento El proceso continua con el endulzamiento en el cual se van a capturar los gases ácidos CO2 y H2S utilizando para esto tamices moleculares 2. Los tamices fueron seleccionados de acuerdo a la afinidad polar de las moléculas de dichos gases por estos compuestos. La cantidad empleada de cada uno de los tamices moleculares fue calculada a partir de datos proporcionados por la cromatografía donde se indica el porcentaje que ingresa de gases ácidos. Los tamices utilizados son: •
Zeolita: Captura Dióxido de Carbono (CO2)
•
Alúmina Activa: Captura Gas sulfhídrico (H2S).
Este proceso de endulzamiento se realiza en tres torres de iguales características dentro de las cuales se encuentran los tamices moleculares hasta donde ingresa el gas.
2
Tamices moleculares: Mallas de captura de moléculas
168
El funcionamiento de las torres es alternado en el proceso, una de las torres estará absorbiendo los gases ácidos, la segunda estará enfriando mientras que la tercera se encontrará regenerando los tamices. El tiempo de trabajo de cada una de las torres está determinado por la saturación de los tamices, dicha saturación será medida por el analizador de CO2 el cual nos indica la concentración en el panel de control. Este proceso se realiza con la finalidad de: •
Disminuir concentraciones perjudiciales para el funcionamiento del motor y sus partes, y alargar el tiempo de vida del mismo.
•
Evitar la corrosión en equipos y tuberías bajo ciertas condiciones debido a la formación de óxidos sulfurosos y de acido carbónico en mayor proporción.
•
Disminuir las concentraciones perjudiciales de estos gases al medio ambiente.
4.5.1.4. Condensadores De los sistemas de refrigeración mecánica existentes, el más utilizado es el de refrigeración por compresión, donde el compresor cumple con dos funciones principales: 1. Succiona el refrigerante vaporizado (línea de succión), reduciendo la presión en el evaporador hasta el punto en el que puede mantenerse la temperatura de evaporización deseada. 2. El compresor comprime ese refrigerante vaporizado, descargándolo a una presión lo suficiente alta (línea de descarga) para que la temperatura de saturación sea más alta
169
que la temperatura del ambiente a refrigerar, de modo que se produzca la condensación fácilmente. La refrigeración se consigue cuando el refrigerante en estado líquido se transforma en gas en el evaporador, consiguiendo así absorber calor del ambiente a enfriar. Existen tres tipos genéricos de compresores: reciprocantes, rotativos y centrífugos. Los compresores reciprocantes efectúan la compresión mediante pistones que realizan carreras alternadas de succión y descarga en un cilindro provisto de válvulas de admisión y escape. Entre sus ventajas destacada que es muy eficaz para presiones de condensación elevadas y altas relaciones de compresión, su adaptabilidad a diferentes refrigerantes, su durabilidad sencillez mecánica y su bajo costo. Unidades condensadoras equipadas con compresores Las unidades condensadoras son fabricadas en variados modelos y cubren un amplio rango de aplicación, con temperaturas entre +12,5°C y -45°C, y con temperatura ambiente de hasta 43°C.
4.6. Sistema bi-combustible El Sistema bi-combustible es una innovadora tecnología que permite a los operadores de grandes motores diesel reducir substancialmente los costos operacionales además de menores emisiones. Eso acontece como resultado de la substitución del combustible diesel por el gas natural, de costo inferior y que produce residuos más limpios en la combustión. El Sistema de bi-combustible está formado por tecnologías patentadas que permiten a los motores operar con seguridad con variaciones de porcentaje de gas natural entre 50% y 75% del total del combustible exigido. Los motores convertidos 170
para el sistema bi-combustible tienen un desempeño tan bueno como los motores a diesel en factores como eficiencia, estabilidad y manejo de carga. Una característica importante del Sistema Bi-combustible es su capacidad de pasar de un combustible a otro sin interrupción en el funcionamiento del motor. El motor puede pasar de un combustible a otro manualmente como automáticamente, manteniendo su velocidad y carga.
4.6.1. Descripción del sistema El sistema opera mezclando diesel y gas dentro de la cámara de combustión del motor diesel, el aire y el gas son premezclados en la entrada de aire del motor, para luego inyectar la mezcla en la cámara de combustión a través de la válvula de admisión. Debido a la alta temperatura de autoencendido del gas, la mezcla aire-gas no enciende durante la carrera de compresión por tener un alto octanaje. La mezcla es encendida cuando el inyector de diesel rocía una pequeña cantidad de este combustible dentro de la cámara y actúa como piloto para la ignición del combustible primario, en este caso el gas procedente de la planta depuradora de gas constituye un combustible de alto octanaje. Desde el punto de vista energético, esta tecnología permite reemplazar parcialmente un tipo de combustible (diesel) por otro (gas), en una cantidad que, sumando la energía que desarrollan ambos combustibles, siempre llega, en el mismo intervalo de tiempo, a la misma cantidad de energía que se obtendría empleando 100% de diesel oil, lo que implica que la potencia del motor no varía. (Ver Figura N° 5)
171
Figura N° 5. Operación y desempeño del sistema bi-combustible
Fuente: Elaborado por Petroextrac, Autocad Elaborado por: Klever Caiza
4.6.2. Descripción general del sistema dinámico de control (SDC) El sistema bi-combustible permite la operación de un motor a diesel con una mezcla de combustible diesel y gas natural obtenido de la del Sistema Modular de Tratamiento de Gas (SMTG). Esto se logra mediante el uso del kit bi-combustible que es capaz de
172
realizar na mezcla óptima de gas natural en un 75 % y 25% diesel sin pérdida de energía o eficiencia en el mot r mediant la utiliza ión de un Sistema Dinámico de Control (SDC), (Ve Figura N° 6) que pue de respond r en tiemp real a las variaciones de carga el motor. El aire y el gas son remezclad s en la ent rada de air del motor, para luego inyectar la mezcla e la cámara de combustión a trav s de la vál ula de ad isión. Deb do a la alta temperat ra de auto ncendido el gas, la ezcla aire- as no enci ende duran e la carrera de compr esión por t ner un alto octanaje. La mezcla es encen ida cuando el inyector de diesel r cía una pequeña canti dad de este combusti le dentro e la cáma a y actúa omo piloto para la ig ición del combustible primario, en este ca o el gas p ocedente e la planta depurador de gas co nstituye u combusti le de alto ctanaje.
Figura ° 6. Elementos cons itutivos d l sistema inámico d control
Fuente: iseño elabor do por Petro xtrac, Paint Elaborado por: Klever Cai a
73
El sistema está constituido por un controlador lógico programable (PLC) con sus respectivos módulos análogos y digitales cuya filosofía de control a desarrollarse es flexible y estará de acuerdo a las más estrictas exigencias del cliente.
4.6.2.1. Válvula controladora de flujo (VCF) La válvula controladora de flujo está constituida de un motor a pasos y un sensor de efecto hall que determinará la posición del dosificador de caudal en cualquiera de las dos posiciones (superior e inferior). El recorrido del dosificador es por lo general de 4000 pasos que corresponden a un porcentaje de apertura de 100%. Esta válvula es diseñada en función de las características del motor.
4.6.2.2. Válvula reguladora de presión (VRP) El gas proveniente de Sistema Modular de Tratamiento de Gas SMTG está a una presión no apta para el consumo de motores por lo que la VRP será regulada de acuerdo a los requerimientos de presión de trabajo del motor.
4.6.2.3. Válvula solenoide normalmente cerrada (SV) Esta válvula se accionará si se presentan condiciones anormales de funcionamiento en el motor; estas condiciones son: baja presión en el múltiple de admisión del motor, alta vibración y alta temperatura en el motor y tubo de escape.
4.6.2.4. Control y monitoreo El control y el monitoreo del buen funcionamiento de la planta de tratamiento de gas se puede controlar por medio de sensores que se encuentran instalados en la planta de gas indicando los problemas con una alarma que indica en el panel de control.
174
4.6.2.4.1. Control Para el control se utiliza un automático programable con salidas de estado sólido para alta frecuencia de conmutación. A este PLC se incorpora un módulo a termocupla y un modulo de entrada analógica. Este se encargara del control del sistema con todos y cada uno de los sensores asociados al Sistema Dinámico de Control.
4.6.2.4.2. Interface hombre maquina (HMI) El panel view se encargará de realizar el monitoreo y supervisión del sistema, mostrar condiciones anormales de funcionamiento del motor, tendencias históricas, configuración en línea de la unidad de control, etc.
4.6.2.5. Transmisor de presión (PT) Las variaciones de carga del motor son monitoreadas por medio de un transmisor de presión instalado en el múltiple de admisión del motor y en función de esta variación el sistema de control realiza un ajuste automático de la dosificación del gas a partir de una base de datos configurada previamente en el sistema que está en función de la carga y que depende de cada motor en particular.
4.6.2.6. Sensores de temperatura (TE) Para brindar protección al motor de posibles eventualidades se instala en el motor y tubo de escape sensores de temperatura (termocuplas tipo K), esta señal electrónica es enviada a la unidad de control para que dependiendo del valor seteado realice las operaciones de corte del suministro de gas; por lo tanto el motor quedará operando 100% diesel.
175
4.6.2.7. Sensor de vibración Monitorea la vibración del motor esta señal electrónica es enviada a la unidad de control para que dependiendo del valor seteado realice las operaciones de corte del suministro de gas; por lo tanto el motor quedará operando 100% diesel.
4.6.3. Ventajas ambientales del sistema •
Disminución de emisiones contaminantes como CO2 (causante del efecto invernadero), aldehídos y compuestos aromáticos (sustancias cancerígenas).
•
Reduce los niveles de azufre.
•
Reduce los olores, humos de aceleración y vibraciones del motor a niveles mínimos.
•
Disminución significativamente de la contaminación acústica (ruidos).
4.6.4. Ventajas técnicas del sistema •
Una mezcla homogénea, controlada y bien distribuida en los cilindros con el aire comburente, facilitando una combustión más limpia y completa.
•
Un mantenimiento más económico debido a un menor número de averías y unos períodos de cambios de aceite más largos por la ausencia de depósitos carbonosos que ensucian el aceite lubricante.
176
4.7. Diseño del sistema modular de tratamiento de gas El diseño del sistema modular de tratamiento de gas se presentara a continuación en planos elaborados en autocad.
Se presentara los siguientes diagramas: 1. Diagrama de flujo del sistema modular de tratamiento de gas. Página 178 2. Diagrama P&ID del sistema modular de tratamiento de gas. Página 179 3. Diagrama de flujo sistema de refrigeración. Página 180 4. Diagrama P&ID sistema de refrigeración. Página 181 5. Tablero de control. Página 182 6. Conexión medidor de combustible entrada/salida. Página 183 7. Diagrama P&ID sistema bi-combustible. Página 184
177
CAPÍTULO V
CAPÍTULO V
ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LOS CAMPOS AUCA CENTRAL, AUCA SUR, YUCA, ANACONDA, YULEBRA, CULEBRA Y CONONACO 5. Análisis técnico La rentabilidad de cada campo se determino en base a la producción de gas que produce en cada campo desde el año 2008 y 2009 para obtener la tendencia de producción de gas a futuro a dos años, también se considero en cada campo los grupos electrógenos que se encuentran en cada campo para poder desarrollar este tipo de proyecto y poderlo utilizarlo como gas combustibles en los generadores.
5.1. Auca Central En la actualidad en este Campo se quema aproximadamente 471 MCPS/D y tiene una potencia instalada de 5000 HP de los cuales 1500 HP genera a gas, se estima que por cada 1000 HP se necesita 80 MPCS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema Bi-fuel. El consumo de Diesel por año es de 29,000 Barriles,
con el nuevo sistema
PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.000 y 23.000 Bls de diesel año.
5.2. Auca Sur En este campo actualmente, se quema aproximadamente 1172 MCPS/D y tiene una potencia instalada de 6572 HP de los cuales 3942 HP genera a gas, se estima que por
185
cada 1000 HP se necesita 80 MCPS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema Bi-fuel. El consumo de Diesel por año es de 50,297Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15,089 y 25,149 Bls de diesel año.
5.3. Yulebra En este campo actualmente, se quema aproximadamente 323 MCPS/D, por lo que no es viable la instalación del Sistema Bi-fuel.
5.4. Anaconda En este campo actualmente, se quema aproximadamente 1 MCPS/D, por lo que no es viable la instalación del Sistema Bi-fuel.
5.5. Yuca En este campo actualmente, se quema aproximadamente 573 MCPS/D y tiene una potencia instalada de 5000 HP, se estima que por cada 1000 HP se necesita 80 MCPS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema Bi-fuel. El consumo de Diesel en cuatro generadores por año es de 40238 Barriles, con el nuevo sistema Bi-combustible PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 20119 Barriles de diesel remplazando el 50% por gas y 12,071 Barriles de diesel remplazando el 70% por gas, trabajando el generador al 75 por ciento.
5.6. Culebra En este campo actualmente, se quema aproximadamente 98 MCPS/D, por lo que no es viable la instalación del Sistema Bi-fuel.
186
5.7. Cononaco En este campo actualmente, se quema aproximadamente 536 MCPS/D, por lo que no es viable la instalación del Sistema Bi-fuel, debido a que no puedo observar en el campo quema de gas en la tea, llegando a concluir que existe un error en las estimaciones de producción de gas en este campo.
5.8. Análisis económico El análisis económico se determino en base al volumen de gas que produce el campo Yuca y la cantidad de gas que procesa con el sistema modular de tratamiento de gas, teniendo una idea clara para determinar la rentabilidad en los demás campos en remplazo del gas combustible por diesel debido al costo cero de producción del gas asociado.
5.9. Costos A continuación se presenta el análisis económico del sistema modular de tratamiento de gas en base a los datos de volúmenes de gas asociado, análisis cromatográficos y el consumo
de
diesel
en
los
generadores
de
cada
campo
operado
por
PETROPRODUCCIÓN en el Área Auca, resultados que se verán reflejados en el ahorro de combustible con el nuevo sistema bi-combustible llegando a concluir los beneficios que se puede obtener con este tipo de proyecto tanto en el aspecto socioeconómico y ambiental. Para determinar si es viable la instalación del sistema bi-combustible se analizado los volúmenes de gas que produce cada campo y mediante los análisis cromatográficos determinar su calidad descartando de simple vista a los Campos Cononaco, Anaconda,
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Yulebra y Culebra debido a los bajos volúmenes de gas que producen y la falta de generadores que no tienen en las estaciones se concluye que no viable implementar el sistema modular de tratamiento de gas en estos campos. En el resto de campos como son Auca Central, Auca Sur y Yuca tienen una buena producción de gas y la calidad del gas que se puede mejorar con el sistema modular de tratamiento de gas siendo rentable para utilizar este gas procesado en los generadores, reduciendo los costos en el consumo de diesel. Con el número de generadores que contiene cada campo se calculara cuanto galones por día consumen de diese, con este valores se hace una relación para calcular cuántos pies cúbicos de gas se necesita remplazar en los diferentes porcentajes de cargas del motor y se concluye presentando el beneficio y el ahorro de consumo de diesel en el generador y en el aspecto ambiental.
188
5.9.1. Campo Auca Central En la actualidad en este Campo se quema aproximadamente 471 MCPS/D y tiene una potencia instalada de 5000 HP de los cuales 1500 HP genera a gas, se estima que por cada 1000 HP se necesita 80 MPCS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema Bi-fuel. (Ver Tabla N° 28)
Tabla N° 28. Grupo electrógenos de Auca Central Página 1 ID. EQUIPO EBCEQP0007 EMOEQP0507 ERIEQP0012 ETCPMD0051 EVCPMD1431 EBCEQP0008 EMOEQP0017 ERIEQP0013 ETCPMD0052 EVCPMD1432 EBCEQP0004 EMOEQP0016 ERIEQP0008 ETCPMD0053 EVCPMD1433
DESCRIPCION BOMBA CENTRIFUGA 3800 GPM MOTOR COMB.(D) 825 HP INCREMENTADOR 1.865:1 TABLERO DE CONTROL VALV.A/C 2 IN BOMBA CENTRIFUGA 3800 GPM MOTOR COMB.(D) 910 HP INCREMENTADOR 1.865:1 TABLERO DE CONTROL VALV.A/C 2 IN BOMBA CENTRIFUGA 3000 GPM MOTOR COMB.(D) 825 HP INCREMENTADOR 1.865:1 TABLERO DE CONTROL VALV.A/C 2 IN
TIPO
MARCA
MODELO
SERIE
LOC.
BLOQUE
SKID
SKID-LARGO
B.OLEODUCTO
UNITE
J-10X20DVSM
41231-1
AAUECE MTO-BOL SBBO-01/03
SBBO-A0005
B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO SIST.ARRANQUE
CAT LUFKI AMOT AMOT
D398B PC T. N1200C
66B4021 323
2180D21B
B911
AAUECE AAUECE AAUECE AAUECE
SBBO-A0005 SBBO-A0005 SBBO-A0005 SBBO-A0005
MTO-BOL MTO-BOL MTO-BOL MTO-BOL
SBBO-01/03 SBBO-01/03 SBBO-01/03 SBBO-01/03
B.OLEODUCTO
UNITE
J-10X20DVSM
41231-2
AAUECE MTO-BOL SBBO-02/03
SBBO-A0006
B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO SIST.ARRANQUE
CAT LUFKI AMOT AMOT
D398 BPC N1200C
66B7985 324
2180D21A
A961
AAUECE AAUECE AAUECE AAUECE
SBBO-02/03 SBBO-02/03 SBBO-02/03 SBBO-02/03
SBBO-A0006 SBBO-A0006 SBBO-A0006 SBBO-A0006
B.OLEODUCTO
UNITE
A10X20DVSL
41954-2
AAUECE MTO-BOL SBBO-03/03
SBBO-A0007
B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO B.OLEODUCTO SIST.ARRANQUE
CAT LUFKI AMOT AMOT
D398 PCT N1200C
66B04020 325
2180D21A
D951
AAUECE AAUECE AAUECE AAUECE
SBBO-A0007 SBBO-A0007 SBBO-A0007 SBBO-A0007
189
MTO-BOL MTO-BOL MTO-BOL MTO-BOL MTO-BOL MTO-BOL MTO-BOL MTO-BOL
SBBO-03/03 SBBO-03/03 SBBO-03/03 SBBO-03/03
Página 2 ID. EQUIPO
DESCRIPCION
EBPEQP0008 BOMBA QUINTUPLEX 230 GPM EMOEQP0015 MOTOR COMB.(D) 597 HP ERIEQP0011 REDUCTOR 2.88:1 ETCPMD0074 TABLERO DE CONTROL EVCPMD1420 EVCPMD1430
VALV.CRTL.PRESION 2 IN VALV.A/C
2 IN
EARELE0018 ARRANCADOR 50 HP EMEELE1291 MOTOR ELECTRICO 50 HP EMOEQP0013 MOTOR COMB.(G) 1478 HP EBCEQP0005 BOMBA CENTRIFUGA 350 GPM ERIEQP0009 INCREMENTADOR 5.698:1 ERPPMD0364 REGISTRO DE PRESION ETCPMD0087 TABLERO DE CONTROL EVCPMD1421
VALV.CRTL.PRESION 2 IN
EVCPMD1423
VALV.CRTL.PRESION 2 IN
EARELE0017 EMEELE1019
ARRANCADOR 100 HP MOTOR ELECTRICO 100 HP
TIPO
MARCA
MODELO
SERIE
LOC.
BLOQUE
SKID
B.POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL RECIRC.CRUDO B.POWER OIL SIST.ARRANQUE B.POWER OIL B.POWER OIL BOMBA POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL L.DESCARGA B.POWER OIL L.DESCARGA B.POWER OIL B.POWER OIL
AJAX WS LUFKI
Q600FS 40-S-8 S169C
7339 20743 331
AAUECE AAUECE AAUECE AAUECE
MTO-BPO MTO-BPO MTO-BPO MTO-BPO
SBPO-01/03 SBPO-01/03 SBPO-01/03 SBPO-01/03
SKIDLARGO SBPO-A0008 SBPO-A0008 SBPO-A0008 SBPO-A0008
5714793
AAUECE
MTO-BPO
SBPO-01/03
SBPO-A0008
AAUECE
MTO-BPO
SBPO-01/03
SBPO-A0008
AAUECE AAUECE AAUECE AAUECE AAUECE AAUECE AAUECE
MTO-BPO MTO-BPO MTO-BPO MTO-BPO MTO-BPO MTO-BPO MTO-BPO
SBPO-02/03 SBPO-02/03 SBPO-02/03 SBPO-02/03 SBPO-02/03 SBPO-02/03 SBPO-02/03
SBPO-A0009 SBPO-A0009 SBPO-A0009 SBPO-A0009 SBPO-A0009 SBPO-A0009 SBPO-A0009
FISHE AMOT
2180D21B
AB BALDO WKESH SULZE LUFKI BARTO
L7042GSI CP12STG N1402C 202E
A 12C051W614G1 C-10787/1 1,00E+135 10102 202E-429401
FISHE
D
CN989339
AAUECE
MTO-BPO
SBPO-02/03
SBPO-A0009
NSEAL
EP
108546-1A
AAUECE
MTO-BPO
SBPO-02/03
SBPO-A0009
A 692C
AAUECE AAUECE
MTO-BPO MTO-BPO
SBPO-03/03 SBPO-03/03
SBPO-A0010 SBPO-A0010
AB BALDO
190
Página 3
ID. EQUIPO
DESCRIPCION
EMOEQP0014 MOTOR COMB.(G) 1478 HP EBCEQP0006 BOMBA CENTRIFUGA 350 GPM ERIEQP0010 INCREMENTADOR 5.698:1 ERPPMD0365
REGISTRO DE PRESION
ETCPMD0085
TABLERO DE CONTROL
EVCPMD1422
VALV.CRTL.PRESION 2 IN
EVCPMD1424
VALV.CRTL.PRESION 2 IN
TIPO
MARCA
MODELO
SERIE
LOC.
BLOQUE
SKID
B.POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL B.POWER OIL L.DESC.GAS B.POWER OIL B.POWER OIL L.DESCARGA B.POWER OIL L.DESCARGA
WKESH SULZE LUFKI
L7042GSI CP12STG N1402C
C-10787/2 1E130 10101
AAUECE AAUECE AAUECE
MTO-BPO MTO-BPO MTO-BPO
SBPO-03/03 SBPO-03/03 SBPO-03/03
SKIDLARGO SBPO-A0010 SBPO-A0010 SBPO-A0010
BARTO
340E
340E-715
AAUECE
MTO-BPO
SBPO-03/03
SBPO-A0010
AAUECE
MTO-BPO
SBPO-03/03
SBPO-A0010
13749547
AAUECE
MTO-BPO
SBPO-03/03
SBPO-A0010
108546-1B
AAUECE
MTO-BPO
SBPO-03/03
SBPO-A0010
FISHE NSEAL
EP
Fuente: MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE GENERADORES PMD - PETROPRODUCCIÓN ÁREA AUCA Elaborado por: Klever Caiza
Resultado: El consumo de Diesel por año es de 29.000 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.000 y 23.000 Bls de diesel año.
191
5.9.2. Campo Auca Sur Actualmente en este Campo se quema aproximadamente 1172 MCPS/D y tiene una potencia instalada de 6572 HP de los cuales 3942 HP genera a gas, se estima que por cada 1000 HP se necesita 80 MCPS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema Bi-fuel. (Ver Tabla N° 29)
Tabla N° 29. Grupo electrógenos de Auca Sur Página 1 ID. EQUIPO EMOEQP0023 EMOEQP0026 EMOEQP0160 EMOEQP0020 EMOEQP0021 EMOEQP0022 EMCEQP0010
DESCRIPCION MOTOR COMB.(D) 597 HP MOTOR COMB.(D) 597 HP MOTOR COMB.(D) 597 HP MOTOR COMB.(D) 597 HP MOTOR COMB.(D) 597 HP MOTOR COMB.(D) 597 HP MOTOR-COMP.COMB(G) 360 HP
TIPO
SERIE
LOC.
B.POWER OIL
WS
40-S-8
20737
AASESU
B.POWER OIL
WS
40-S-8
20736
AASESU
B.POWER OIL
WS
40-S-8
20745
AASESU
B.POWER OIL
WS
40-S-8
20748
AASESU
B.POWER OIL
WS
40-S-8
20749
AASESU
B.POWER OIL
WS
40-S-8
20744
AASESU
C.CAPTACION GAS
AJAX
DPC-360
ETCPMD0063
TABLERO DE CONTROL
C.CAPTACION GAS
EGEELE0079
GENERADOR KW
GRUPO ELECTROGENO REINY.
545
MARCA MODELO
AASESU AASESU
CAT
SR4
192
6FA04486
AASESU
BLOQUE
SKID
SBPO01/07 SBPOMTO-BPO 02/07 SBPOMTO-BPO 04/07 SBPOMTO-BPO 05/07 SBPOMTO-BPO 06/07 SBPOMTO-BPO 07/07 SCCGMTO-CCG 01/02 SCCGMTO-CCG 01/02 SGGNMTO-BRA 01/01 MTO-BPO
SKIDLARGO SBPOA0001 SBPOA0002 SBPOA0004 SBPOA0005 SBPOA0006 SBPOA0007 SCCGA0001 SCCGA0001 SGGNA0058
Página 2 ID. EQUIPO EMOEQP0582 ETCPMD0452 EGEELE0258 EMOEQP0643 ETCPMD0089 EGEELE0257 EMOEQP0644 ETCPMD0084 EGEELE0264 EMOEQP0649 ETCPMD0514 EGEELE0103 EMOEQP0077
DESCRIPCION MOTOR COMB.(D) HP
810
TABLERO DE CONTROL GENERADOR 1230 KW MOTOR COMB.(D) 1784 HP TABLERO DE CONTROL GENERADOR 1230 KW MOTOR COMB.(D) 1784 HP TABLERO DE CONTROL GENERADOR 1230 KW MOTOR COMB.(D) 1784 HP TABLERO DE CONTROL GENERADOR 830 KW MOTOR COMB.(D) 1220 HP
TIPO
MARCA MODELO
GRUPO ELECTROGENO REINY. GRUPO ELECTROGENO REINY.
SERIE 81Z12161
LOC.
BLOQUE
AASESU
MTO-BRA
AASESU
MTO-BRA
CAT
3412
CAT
EMCP II
GRUPO ELECTROGENO
CAT
SR4B-GD
G4W00674
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
3512
1GZ05549
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
EMCP 3.3
G4W00674
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
SR4B-GD
G4W00660
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
3512
1GZ05520
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
EMCP 3.3
G4W00660
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
SR4B-GD
G4W00659
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
3512
1GZ05515
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
EMCP 3.3
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
KATO
A262850000
11654-02
AASESU
MTO-GEL
GRUPO ELECTROGENO
CAT
3512
67Z01287
AASESU
MTO-GEL
SKID SGGN01/01 SGGN01/01 SGGN01/05 SGGN01/05 SGGN01/05 SGGN02/05 SGGN02/05 SGGN02/05 SGGN03/05 SGGN03/05 SGGN03/05 SGGN04/05 SGGN04/05
Fuente: MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE GENERADORES PMD - PETROPRODUCCIÓN ÁREA AUCA Elaborado por: Klever Caiza
193
SKIDLARGO SGGNA0058 SGGNA0058 SGGNA0062 SGGNA0062 SGGNA0062 SGGNA0016 SGGNA0016 SGGNA0016 SGGNA0015 SGGNA0015 SGGNA0015 SGGNA0014 SGGNA0014
El grupo electrógeno tienen casi similares características por lo que hemos tomado de referencia los galones por hora que consume un generador 3512 (Ver Tabla N° 30).
Tabla N° 30. Características de carga de combustible del generador 3512 En este cuadro se puede observar el consumo de diesel en galones por hora a los diferentes porcentajes de carga que trabaja el generador 3512. GENERADORES % LOAD 100 75 50
3512 Gal/hr 63,9 48,9 34,1
Gal/d 1533,6 1173,6 818,4
Fuente: Manual de generadores Caterpillar Elaborado por: Klever Caiza
Con los galones por hora que consume el generador a las diferentes cargas realizaremos una serie de conversiones con el fin de obtener los BTU del diesel. (Ver Tabla N°31)
Tabla N° 31. Conversión de Gal/hr a BTU Diesel CONVERSIÓN % Load Gal/hr lts densidad diesel (kg/lts) kg lbs
100 75 50
63,9 48,9 34,1
* BTU/lb
242
0,8513
206 452 19420
185
0,8513
157 346 19420
129
0,8513
110 241 19420
BTU 8785109,88 6722877,51 4688141,58
NOTA: * El poder calorífico del diesel (BTU/lb) y la densidad del diesel (kg/lts) son valores tomados de las siguientes tablas: Tabla N° 3. Características de combustibles y Tabla 3.1 Característica del diesel. Fuente: Convert It¡ Pro 3.0b – Programa de conversiones de unidades Elaborado por: Klever Caiza
194
Los BTU del diesel calculado y con el análisis cromatográfico del gas en BTU/FC, se obtiene los pies cúbicos que se necesita remplazar a las diferentes cargas de diesel. (Ver Tabla N° 32)
Tabla N° 32. Conversión BTU de diesel a pies cúbicos de gas % Load 100 75 50
Diesel BTU 8785109,88 6722877,51 4688141,58
* BTU/FC 1183,752 1183,752 1183,752
FC 7421,41 5679,30 3960,41
NOTA: * El resultado del análisis cromatográfico se tomo del segundo separador de producción en BTU/FC. (Ver Cuadro N° 2. Cromatografía de Auca Sur) Fuente: Convert It¡ Pro 3.0b – Programa de conversiones de unidades Elaborado por: Klever Caiza
El costo del combustible actual de diesel se determina multiplicando los galones por hora que consume el generador por el precio del diesel (Ver Tabla N° 33) obteniendo el costo total mensual de combustible que consume los generadores sin el sistema bicombustible.
Tabla N° 33. Costo actual de consumo de diesel en generadores COSTO ACTUAL DE CONSUMO DE DIESEL EN GENERADORES Equipo Modelo Consumo carga Costo Costo mensual EMOEQP0643 3512 % Gal/hr diesel combustible EMOEQP0644 3512 EMOEQP0649 3512 100 63,9 $ 2,40 $ 110.419,20 EMOEQP0077 3512 75 48,9 $ 2,40 $ 84.499,20 EMOEQP0582 3512 50 34,1 $ 2,40 $ 58.924,80 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
195
Para obtener los barriles de diesel por año hemos calculado con la carga de combustible al 75%. (Ver Tabla N° 34) ,
Tabla N° 34. Consumo barriles de diesel actual en los generadores CONSUMO BARRILES DE DIESEL ACTUAL EN LOS GENERADORES % Gal/hr Gal/hr Gal/mes Bl/mes Bl/año 75 48,9 245 176040 4191 50297 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
En la tabla N° 35 – 36 se ha calculado los barriles de diesel que se consume con el Sistema Bi-combustible remplazando el 50 y 70 % de gas.
Tabla N° 35. Consumo barriles de diesel con sistema bi-combustible con 50% de gas CONSUMO BARRILES DE DIESEL CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE CON 50% DE GAS % Gal/hr Gal/hr * 5 Generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año 75 24,5 122 88020 2096 25149 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
196
Tabla N° 36. Consumo de barriles de diesel con sistema bi-combustible con 70% de gas CONSUMO DE BARRILES DE DIESEL CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE CON 70% DE GAS % Gal/hr gal/h * 5 Generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año 75 15 73 52812 1257 15089 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
Una vez obtenido los costos actuales de consumo de diesel a las diferentes cargas, se comparara en la siguiente tabla, el ahorro en costo de diesel al implementar el sistema bi-combustible, realizando mezclas del 50 %, 60% y 70% de gas que serán remplazado por el diesel. (Ver tabla N° 37)
Tabla N° 37. Costo bi-combustible Página 1
Equipo
Mode lo
Consumo carga
COSTO BI-COMBUSTIBLE Costo mensual Costo mensual costo combustible combustible
EMOEQP0 3512 643 Diese % Gal/hr l EMOEQP0 3512 644 EMOEQP0 $ 3512 100 63,9 649 2,40 EMOEQP0 $ 3512 75 48,9 077 2,40 EMOEQP0 $ 3512 50 34,1 582 2,40 COSTO MENSUAL 100 % CARGA por (5 generadores) COSTO MENSUAL 75 % CARGA por (5 generadores) COSTO MENSUAL 50 % CARGA por (5 generadores)
Costo mensual combustible
utilizando el 50 % de gas
utilizando el 60 % de gas
utilizando el 70 % de gas
$ 55.209,60
$ 44.167,68
$ 33.125,76
$ 42.249,60
$ 33.799,68
$ 25.349,76
$ 29.462,40
$ 23.569,92
$ 17.677,44
$ 276.048,00
$ 220.838,40
$ 165.628,80
$ 211.248,00
$ 168.998,40
$ 126.748,80
$ 147.312,00
$ 117.849,60
$ 88.387,20
Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
197
Página 2 AHORRO DE COMBUSTIBLE MES Costo diesel actual Bi-combustible 50% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 552.096,00 $ 276.048,00 $ 276.048,00 $ 3.312.576,00 COSTO MENSUAL 75 % $ 422.496,00 $ 211.248,00 $ 211.248,00 $ 2.534.976,00 COSTO MENSUAL 50 % $ 294.624,00 $ 147.312,00 $ 147.312,00 $ 1.767.744,00 AHORRO DE COMBUSTIBLE MES Costo diesel actual Bi-combustible 60% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 552.096,00 $ 220.838,40 $ 331.257,60 $ 3.975.091,20 COSTO MENSUAL 75 % $ 422.496,00 $ 168.998,40 $ 253.497,60 $ 3.041.971,20 COSTO MENSUAL 50 % $ 294.624,00 $ 117.849,60 $ 176.774,40 $ 2.121.292,80 AHORRO DE COMBUSTIBLE MES Costo diesel actual Bi-combustible 70% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 552.096,00 $ 165.628,80 $ 386.467,20 $ 4.637.606,40 COSTO MENSUAL 75 %
$ 422.496,00
$ 126.748,80
$ 295.747,20
$ 3.548.966,40
COSTO MENSUAL 50 %
$ 294.624,00
$ 88.387,20
$ 206.236,80
$ 2.474.841,60
Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
Como se puede observar al combinar el 50%, 60% y 70% de gas por diesel, se puede concluir que a los diferentes porcentajes de carga que requiere el generador en combustible existe un gran ahorro económico, debido a que el costo del gas que se obtiene de los pozos petroleros no tiene costo, siendo rentable al generar este tipo de proyecto que ayuda a reducir costos económicos en combustible y reduce el impacto ambiental.
198
En la tabla N° 38, se ha calculado el costo del kv/hr que genera los generadores.
Tabla N° 38. Costo bi-combustible en los generadores
Modelo 3512 3512 3512
Consumo carga % Gal/hr Lts/hr 100 63,9 241,54 75 48,9 184,84 50 34,1 128,90
COSTO BI-COMBUSTIBLE EN LOS GENERADORES Generación Consumo mes Kv/hr Generación mes Costo lts kv/hr kv/hr lts $ 173.910,24 830 597600 0,65 $ 133.086,24 830 597600 0,65 $ 92.806,56 830 597600 0,65
Costo total $ $ 113.041,66 $ 86.506,06 $ 60.324,26
Costo kv/hr $ 0,19 $ 0,14 $ 0,10
Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
Resultado: El consumo de Diesel por año es de 50.297 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.089 y 25.149 Bls de diesel año
199
5.9.3. Campo Yuca La Estación Yuca Central tiene 4 grupos electrógenos, teniendo aproximadamente una potencia total 5000 HP, por falta de especificación del cuarto generador, con similares características a los tres generadores (Ver Tabla N° 39).
Tabla N° 39. Grupo electrógeno de la Estación Yuca Central ID. EQUIPO EGEELE010 3 EGEELE001 7 EGEELE001 8 -
LUGAR
MARC A
YUCA C.G. GEN 01
KATO
YUCA C.G. GEN 02
KATO
YUCA C.G. GEN 03 YUCA C.G. GEN 04
KATO KATO
GENERADOR POTENCI MODELO A A26285000 830 KW 0 A25798000 800 KW 0 A25798000 800 KW 0 -
ID. EQUIPO
N° DE SERIE 11654-02
ETCELE0021
99971-03
ETCELE0022
99971-01 -
ETCELE0023 -
ID. EQUIPO EMOEQP007 7 EMOEQP010 6 EMOEQP010 7 -
MARCA CATERPILLA R CATERPILLA R CATERPILLA R -
MOTOR MODEL POTENCI O A 3512 3512 DITA 3512 DITA -
1220 HP 1220 HP
67Z01287 6TZ0103 6
1220 HP -
67Z01038 -
Nota: El cuarto generador tiene similares características que los tres generadores en la Estación Yuca Central
Fuente: MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE GENERADORES (MD) - PETROPRODUCCIÓN ÁREA AUCA Elaborado por: Klever Caiza
200
N° DE SERIE
El grupo electrógeno de la Estación Yuca central tienen similares características por lo que hemos tomado de referencia los galones por hora que consume un generador 3512 (Ver Tabla N° 40).
Tabla N° 40. Características de carga de combustible del generador 3512
En este cuadro se puede observar el consumo de diesel en galones por hora a los diferentes porcentajes de carga que trabaja el generador 3512.
GENERADOR 3512 % LOAD 100 75 50
Nota: Los generadores en la Estación
1-2-3-4 CONSUMO DE DIESEL Gal/hr Gal/d 1533,6 63,9 1173,6 48,9 818,4 34,1
Yuca tienen similares características en
potencia, el cual se asume para todos los generadores una sola carga, valores que son obtenidos del manual del fabricante Caterpillar modelo 3512. Fuente: Manual de generadores Caterpillar Elaborado por: Klever Caiza
Con los galones por hora que consume el generador a las diferentes cargas realizaremos una serie de conversiones con el fin de obtener los BTU del diesel. (Ver Tabla N° 41)
201
Tabla N° 41. Conversión de Gal/hr a BTU Diesel CONVERSIÓN % Load Gal/hr lts densidad diesel (kg/lts) kg lbs
100 75 50
63,9 48,9 34,1
* BTU/lb
242
0,8513
206 452 19420
185
0,8513
157 346 19420
129
0,8513
110 241 19420
BTU 8785109,88 6722877,51 4688141,58
Nota: * El poder calorífico del diesel (BTU/lb) y la densidad del diesel (kg/lts) son valores tomados de las siguientes tablas: Tabla N° 3. Características de combustibles y Tabla 3.1 Característica del diesel. Fuente: Convert It¡ Pro 3.0b – Programa de conversiones de unidades Elaborado por: Klever Caiza
Para calcular el volumen de gas en pies cúbicos se divide los BTU del diesel para los BTU/FC del gas, resultado de análisis cromatográfico (Ver Tabla N° 42)
Tabla N° 42. Conversión BTU de diesel a pies cúbicos de gas % Load 100 75 50
Diesel BTU 8785109,88 6722877,51 4688141,58
* BTU/FC 1037,1405 1037,1405 1037,1405
FC 8470,51 6482,13 4520,26
Fuente: Convert It¡ Pro 3.0b – Programa de conversiones de unidades Elaborado por: Klever Caiza
Donde: BTU = cantidad de calor del diesel BTU/FC = cantidad de calor / pies cúbicos FC = pies cúbicos
202
El costo del combustible actual de diesel se determina multiplicando los galones por hora que consume el generador por el precio del diesel (Ver Tabla N° 43) obteniendo el costo total mensual de combustible que consume los generadores sin el sistema bicombustible.
Tabla N° 43. Costo actual de consumo de diesel en generadores COSTO ACTUAL DE CONSUMO DE DIESEL EN GENERADORES Equipo
Modelo
Consumo carga
EMOEQP0077 EMOEQP0106 EMOEQP0107 FALTA ESPECIFICACION
3512 3512 DITA 3512 DITA -
% 100 75 50
Gal/hr 63,9 48,9 34,1
Costo mensual combustible $110.419,20 $84.499,20 $58.924,80
Costo diesel $ 2,40 $ 2,40 $ 2,40
COSTO MENSUAL 100 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO GENERADORES
$441.676,80
COSTO MENSUAL 75 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO GENERADORES $337.996,80 COSTO MENSUAL 50 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO GENERADORES $235.699,20 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
Para obtener los barriles de diesel que consumen los generadores hemos tomado como referencia al 75 % de carga que consume de diesel el generador. (Ver Tabla N°44)
Tabla N° 44. Consumo de barriles de diesel actual CONSUMO DE BARRILES DE DIESEL ACTUAL Gal/hr Gal/h * 4 generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año 48,9 196 140832 3353 40238 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
203
En las tablas siguientes se puede comparar el ahorro de barriles de diesel a los diferentes porcentajes de mezcla reemplazado gas por diesel. (Ver Tabla N° 45 - 46)
Tabla N° 45. Consumo de barriles diesel con sistema bi-combustible con 50% de gas
CONSUMO DE BARRILES DIESEL CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE CON 50% DE GAS Gal/h * 4 generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año Gal/hr 24 98 70416 1677 20119 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
Tabla N° 46. Consumo de barriles de diesel con sistema bi-combustible con 70% de gas CONSUMO DE BARRILES DE DIESEL CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE CON 70% DE GAS Gal/hr Gal/h * 4 generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año 15 59 42250 1006 12071 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
204
Una vez obtenido los costos actuales de consumo de diesel se comparara en la siguiente tabla, el ahorro en costo de diesel al implementar el sistema bi-combustible, realizando mezclas del 50 %, 60% y 70% de gas que serán remplazado por el diesel. (Ver Tabla N° 47)
Tabla N° 47. Costo bi-combustible Página 1 COSTO BI-COMBUSTIBLE Costo mensual Equipo Modelo Consumo carga Costo combustible Utilizando el 50 % de EMOEQP0077 3512 % Gal/hr Diesel gas EMOEQP0106 3512 DITA 100 63,9 $ 2,40 $ 55.209,60 EMOEQP0107 3512 DITA 75 48,9 $ 2,40 $ 42.249,60 FALTA/CODIGO 50 34,1 $ 2,40 $ 29.462,40 COSTO MENSUAL 100 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO $ 220.838,40 GENERADORES COSTO MENSUAL 75 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO $ 168.998,40 GENERADORES COSTO MENSUAL 50 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO $ 117.849,60 GENERADORES
Costo mensual combustible Utilizando el 60 % de gas $ 44.167,68 $ 33.799,68 $ 23.569,92
Costo mensual combustible Utilizando el 70 % de gas $ 33.125,76 $ 25.349,76 $ 17.677,44
$ 176.670,72
$ 132.503,04
$ 135.198,72
$ 101.399,04
$ 94.279,68
$ 70.709,76
Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
205
Página 2 AHORRO DE COMBUSTIBLE MES costo diesel actual Bi-combustible 50% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 220.838,40 $ 441.676,80 $ 220.838,40 $ 2.650.060,80 COSTO MENSUAL 75 % $ 337.996,80 $ 168.998,40 $ 168.998,40 $ 2.027.980,80 COSTO MENSUAL 50 % $ 235.699,20 $ 117.849,60 $ 117.849,60 $ 1.414.195,20 AHORRO DE COMBUSTIBLE MES costo diesel actual Bi-combustible 60% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 265.006,08 $ 441.676,80 $ 176.670,72 $ 3.180.072,96 COSTO MENSUAL 75 % $ 337.996,80 $ 135.198,72 $ 202.798,08 $ 2.433.576,96 COSTO MENSUAL 50 % $ 235.699,20 $ 94.279,68 $ 141.419,52 $ 1.697.034,24 AHORRO DE COMBUSTIBLE MES costo diesel actual Bi-combustible 70% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 441.676,80 $ 132.503,04 $ 309.173,76 $ 3.710.085,12 COSTO MENSUAL 75 % $ 337.996,80 $ 101.399,04 $ 236.597,76 $ 2.839.173,12 COSTO MENSUAL 50 % $ 235.699,20 $ 70.709,76 $ 164.989,44 $ 1.979.873,28 Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
Como se puede observar al combinar el 50%, 60% y 70% de gas por diesel, se puede concluir que el porcentajes de carga que requiere el generador en combustible existe un gran ahorro económico, debido a que el costo del gas que se obtiene de los pozos petroleros no tiene costo, siendo rentable al generar este tipo de proyecto que ayuda a reducir costos económicos en combustible y reduce el impacto ambiental.
206
En la tabla N° 48, se ha calculado el costo del kv/hr que genera los generadores.
Tabla N°48. Costo bi-combustible en los generadores COSTO BI-COMBUSTIBLE EN LOS GENERADORES Equipo
Modelo
EMOEQP0077 EMOEQP0077 EMOEQP0077 EMOEQP0106 EMOEQP0106 EMOEQP0106 EMOEQP0107 EMOEQP0107 EMOEQP0107
3512 3512 3512 3512 DITA 3512 DITA 3512 DITA 3512 DITA 3512 DITA 3512 DITA
Consumo carga % Gal/hr Lts/hr 100 63,9 241,54 75 48,9 184,84 50 34,1 128,90 100 63,9 241,54 75 48,9 184,84 50 34,1 128,90 100 63,9 241,54 75 48,9 184,84 50 34,1 128,90
Consumo mes Generación Generación mes Costo lts lts kv/hr kv/hr lts $ 173.910,24 830 597600 0,65 $ 133.086,24 830 597600 0,65 $ 92.806,56 830 597600 0,65 $ 173.910,24 800 576000 0,65 $ 133.086,24 800 576000 0,65 $ 92.806,56 800 576000 0,65 $ 173.910,24 800 576000 0,65 $ 133.086,24 800 576000 0,65 $ 92.806,56 800 576000 0,65
Costo total $ $ 113.041,66 $ 86.506,06 $ 60.324,26 $ 113.041,66 $ 86.506,06 $ 60.324,26 $ 113.041,66 $ 86.506,06 $ 60.324,26
Costo kv/hr $ 0,19 $ 0,14 $ 0,10 $ 0,20 $ 0,15 $ 0,10 $ 0,20 $ 0,15 $ 0,10
Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca Elaborado por: Klever Caiza
Resultado: El consumo de Diesel por año es de 40.238 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 12.071 y 20.119 Bls de diesel año.
207
5.10. Ingresos Para determinar los ingresos que se obtendrían al procesar el gas asociado en el sistema modular de tratamiento de gas se realiza el siguiente cálculo para cada campo. El sistema modular de tratamiento de gas tiene un costo alrededor de $1.000.000,00 un millón de dólares.
5.10.1. Auca Central En la estación Auca Central tiene un consumo de Diesel por año es de 29.000 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.000 y 23.000 Bls de diesel año.
Consumo de diesel (29.000 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 101,500 Gls/mes consumo diesel 101500 Gls/mes * $2.40= $243.600,00
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $243.600,00 El costo del diesel anual es $ 2.923.200,00
Ahorro de diesel con el Sistema Modular de Tratamiento de gas Consumo de diesel al 50% de gas por diesel (23.000 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 80500,00 Gls/mes consumo diesel 80500,00 Gls/mes * $2.40 = $ 193.200,00
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $ 193.200,00 El costo del diesel anual es $ 2.318.400,00
208
Consumo de diesel al 70% de gas por diesel (15.000 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 52500,00 Gls/mes consumo diesel 52500,00 Gls/mes * $2.40 = $ 126.000,00
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $ 126.000,00 El costo del diesel anual es $ 1.512.000,00
Ahorro Costo anual de diesel actual – Costo del sistema bi-combustible = ahorro costo combustible 50 % de gas $ 2.923.200,00 - $ 2.318.400,00 = $ 604.800,00 70 & de gas $ 2.923.200,00 - 1.512.000,00 = $ 1.411.200,00
5.10.2. Auca Sur En la estación Auca Sur tiene un consumo de Diesel por año es de 50.297 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.089 y 25.149 Bls de diesel año.
Consumo de diesel (50.297 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 176039,5 Gls/mes consumo diesel 176039,5 Gls/mes * $2.40= $ 422.494,80
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $ 422.494,80
209
El costo del diesel anual es $ 5.069.937,60
Ahorro de diesel con el Sistema Modular de Tratamiento de gas Consumo de diesel al 50% de gas por diesel (25.149 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 88021,50 Gls/mes consumo diesel 88021,50 Gls/mes * $2.40= $ 211.251,60
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $ 211.251,60 El costo del diesel anual es $ 2.535.019,20
Consumo de diesel al 70% de gas por diesel (15.089 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 52811,50 Gls/mes consumo diesel 52811,50 Gls/mes * $2.40= $ 126.747,60
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $ 126.747,60 El costo del diesel anual es $ 1.520.971,20
Ahorro Costo anual de diesel actual – Costo del sistema bi-combustible = ahorro costo combustible 50 % de gas $ 5.069.937,60 - $ 2.535.019,20 = $ 2.534.918,40 70 % de gas $ 5.069.937,60 - $ 1.520.971,20 = $ 3.548.966,40
210
5.10.3. Yuca El consumo de Diesel por año es de 40.238 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 12.071 y 20.119 Bls de diesel año.
Consumo de diesel (40.238 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 140833,00 Gls/mes consumo diesel 140833,00 Gls/mes * $2.40= $ 337.999,20
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $ 337.999,20 El costo del diesel anual es $ 4.055.990,40
Ahorro de diesel con el Sistema Modular de Tratamiento de gas Consumo de diesel al 50% de gas por diesel (20.119 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 70416,50 Gls/mes consumo diesel 70416,50 Gls/mes * $2.40= $ 168.999,60
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $ 168.999,60 El costo del diesel anual es $ 2.027.995,20
Consumo de diesel al 70% de gas por diesel (12.071 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 42248,50 Gls/mes consumo diesel 42248,50 Gls/mes * $2.40= $ 101.396,40
211
Costo de diesel El costo del diesel mensual es $ 101.396,40 El costo del diesel anual es $ 1.216.756,80
Ahorro Costo anual de diesel actual – Costo del sistema bi-combustible = ahorro costo combustible 50 % de gas $ 4.055.990,40 - $ 2.027.995,20 = $ 2.027.995,20 70 % de gas $ 4.055.990,40 - $ 1.216.756,80 = $ 2.839.233,60
5.11. Tiempo de recuperación de la inversión Para determinar este tiempo se divide el total de la inversión para la ganancia anual que se obtiene del ahorro del costo anual de consumo de diesel en la estación menos el 0,1 porciento por concepto de mantenimiento anual a realizar a la planta de gas.
5.11.1. Auca Central Con el 50 % de gas Inversión: $ 1.000.000,00 Ganancia anual: $ 604.800,00 – $1.000 = $ 603.800,00
nversióan $ $1.603.000.8000,00,0000 1,7 Tiempo IGananci En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente en un año siete meses. Con el 70 % de gas
212
Inversión: $ 1.000.000,00 Ganancia anual: $ 1.411.200,00 – $1.000 = $ 1.410.200,00
nversióan $$ 1.1.0400.10.0200,00,0000 1,1 Tiempo IGananci En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente en un año un mes.
5.11.2. Auca Sur Con el 50 % de gas Inversión: $ 1.000.000,00 Ganancia anual: $ 2.534.918,40 – $1.000 = $ 2.533.918,40
nversi an $$ 1.2.0500.33.0900,18,0400 0,6 Tiempo IGananci ó
En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente en seis meses. Con el 70 % de gas Inversión: $ 1.000.000,00 Ganancia anual: $ 3.548.966,40 – $1.000 = $ 3.547.966,40
nversióan $$ 1.3.0500.47.0900,66,0400 0,4 Tiempo IGananci En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente cuatro meses.
5.11.3. Yuca Con el 50 % de gas Inversión: $ 1.000.000,00 Ganancia anual: $ 2.027.995,20 – $1.000 = $ 2.026.995,20 213
nversi an $$ 1.2.0000.26.0900,95,0200 0,5 Tiempo IGananci ó
En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente en cinco meses. Con el 70 % de gas Inversión: $ 1.000.000,00 Ganancia anual: $ 2.839.233,60– $1.000 = $ 2.838.233,60
nversióan $$ 1.2.0800.38.0200,33,0600 0,4 Tiempo IGananci En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente cuatro meses.
214
CAPÍTULO VI
CAPÍTULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6. Conclusiones
En lo que se refiere a la producción de gas asociado, se debe recalcar que la misma está en función directa a la producción de petróleo, es decir que a medida que disminuye la producción de petróleo disminuye la producción de gas y por ende disminuye el volumen que ingresa a la planta modular de tratamiento de gas generando una disminución en la producción de los derivados del mismo.
De acuerdo a los volúmenes que maneja cada campo del Área Auca se puede concluir, para implementar el sistema modular de tratamiento de gas cada campo debe tener una producción de gas superior a 500 MPCS/D dentro de tres años, para poder realizar este tipo proyecto.
Los volúmenes producidos de gas son valores estimados en el Área Auca, debido a que no existen puntos de medición ni medidores de flujo para obtener los valores reales de gas que produce cada campo, obteniendo estos volúmenes de producción gas asumido del sistema AS-400 que son calculados teóricamente en base a las capacidades de los separadores de prueba, producción, teas y gas combustible con medidores.
La instalación del sistema modular de tratamiento de gas es totalmente beneficioso para las empresas que desean implementar esta nueva alternativa para el mejor aprovechamiento del gas que es quemado en la tea, disminuyendo notablemente los costos y de igual forma disminuyendo la contaminación del medio ambiente.
215
Para un optimo funcionamiento del sistema modular de tratamiento de gas, en lo posible se debe reducir la cantidad del dióxido de carbono (CO 2), presente en el gas utilizando un sistema de membranas que permite la remoción de altos contenidos de CO 2 de corrientes de gas natural desde el orden del 70%, permitiendo una salida de hasta 2%.
De acuerdo a las muestras tomadas en la planta de tratamiento de gas en Yuca, se ha realizado el análisis cromatográfico respectivo teniendo resultados positivos donde el porcentaje molar del dióxido de carbono (CO 2) al final del proceso es menor al 6%, el porcentaje molar de agua al final del proceso es menor al 0,1 % y el Octanaje debe ser mayor a los 100 octanos, obteniendo un gas de calidad que puede ser utilizado en los motores.
Con la implementación del sistema modular de tratamiento se consiguió disminuir la contaminación del medio ambiente y a la vez bajar el consumo de Diesel de los motores teniendo en cuenta el alto costo del mismo.
El sistema de bi-combustible permite el funcionamiento de un motor Diesel reemplazando entre el 50 y 70% de gas por diesel, según los requerimientos del fabricante a los diferentes porcentajes de carga de combustible que consume el motor.
216
7.
Recomendaciones
Se recomienda poner al inicio de la planta de gas algún tipo de válvula automática de seguridad, con la razón de evitar problemas técnicos en los separadores de prueba y producción, debido a que puede producirse un colapso de hundimiento de crudo en todo el separador y cuando este crudo viaja a través de la tubería de gas ocasionando problemas en las unidades de tratamiento de gas.
Se recomienda que se implemente la colocación de placas orificio para calcular a la velocidad a la que se desplaza el gas y determinar los volúmenes de producción de gas, debido a que en el área Auca operada por PETROPRODUCIÓN no se conoce los volúmenes reales de producción de gas, estos medidores ayudaría a bajar la incertidumbre y mejorar el planteamiento de propuesta de optimización de gas.
Con el sistema bi-combustible también podría implementar un tipo de proyecto de uso de gas natural vehicular (GNV) con la finalidad de remplazar la gasolina o el diesel por gas, especialmente para la flota de vehículos de PETROPRODUCCIÓN y/o demanda local.
217
GLOSARIO
Glosario Compresor: Es un equipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar la presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.
Condensados: Líquidos del gas natural constituidos principalmente por pentanos y componentes de hidrocarburos más pesados.
Condiciones estándar: Son las cantidades a las que la presión y temperatura deberán ser referidas. Para el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cuadrada para la presión y 60 grados Fahrenheit para la temperatura.
Cromatografía de gases: La cromatografía de gases es la técnica a elegir para la separación de compuestos orgánicos e inorgánicos térmicamente estables y volátiles.
Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminar los compuestos de azufre indeseables o corrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.
Factor de compresibilidad del gas (Z): Relación que existe entre el volumen de un gas real y el volumen de un gas ideal. Es una cantidad adimensional que varía usualmente entre 0.7 y 1.2.
Gas: Término genérico que se utiliza para referirse al gas natural, al gas de refinería y al gas metano.
218
Gas Comercial: Gas metano utilizado como combustible en artefactos y equipos instalados en establecimientos, donde se comercializan productos, artículos y servicios al público, el cual es entregado a través de una acometida conectada a una red de tuberías de una región de distribución.
Gas Doméstico: Gas metano utilizado como combustible en artefactos y equipos de uso doméstico, instalados en viviendas unifamiliares o multifamiliares, el cual es entregado a través de una acometida conectada a una red de tuberías de una región de distribución.
Gas Industrial: Gas metano utilizado como combustible o materia prima en instalaciones, plantas o fábricas, donde se ejecutan operaciones industriales para obtener un producto o transformar una sustancia o producto, el cual es entregado a través de una acometida conectada a una red de tuberías de una región de distribución o de un sistema de transporte.
Gas de Refinería: Hidrocarburos gaseosos procedentes del proceso de refinación del petróleo.
Gas Húmedo: Gas natural que contiene hidrocarburos más pesados que el metano, en cantidades tales que pueden ser extraídas comercialmente o que deben ser removidas antes de la utilización del metano.
Gas Metano: Mezcla de hidrocarburos gaseosos que contiene principalmente metano (CH4) y cumple, a su vez, con las especificaciones de las normas técnicas aplicables para su transporte y comercialización, que puede ser obtenido a través del tratamiento, procesamiento o mezcla del gas, de la refinación del petróleo o de la explotación directa de los yacimientos de hidrocarburos naturales o de otros fósiles.
219
Gas Natural: Mezcla de hidrocarburos gaseosos, procedente de yacimientos de hidrocarburos naturales, cuya producción puede estar asociada o no a la del petróleo crudo, condensados u otros fósiles.
Gas Natural Asociado: Gas natural que se encuentra en contacto con el petróleo o disuelto en él, en un yacimiento.
Gas Natural no Asociado : Gas natural que se encuentra en forma gaseosa en los yacimientos y no está asociado a cantidades significativas de petróleo o condensado.
Gas Licuado de Petróleo (GLP): Mezcla de hidrocarburos gaseosos, obtenida del procesamiento del gas natural o de la refinación del petróleo, que a condiciones determinadas de presión y temperatura se mantiene en estado líquido, compuesta principalmente de propano, pudiendo contener otros hidrocarburos en menores proporciones.
Sistema bi-combustible: Es una innovadora tecnología que permite a los operadores de grandes motores diesel reducir substancialmente los costos operacionales además de menores emisiones. Eso acontece como resultado de la substitución del combustible diesel por el gas natural, de costo inferior y que produce residuos más limpios en la combustión.
Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando una sustancia es quemada completamente. Los poderes caloríficos de los combustibles sólidos y líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU por libra. Para los gases, este parámetro se expresa generalmente en Kilocalorías por metro cúbico o en BTU por pie cúbico.
220
Presión de saturación: Presión a la cual se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de dos fases.
Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de dos fases.
221
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224
http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Especial:Libro&bookcmd=download &collection_id=cd65d74f182c0c86&writer=rl&return_to=Ciclo+de+cuatro+tie mpos
225
ANEXOS MAPA VIAL DE LOS CAMPO AUCA CENTRAL, AUCA SUR
226
MAPA VIAL DE CAMPO CONONACO
227
MAPA VIAL DE LOS CAMPO CULEBRA, YULEBRA, ANACONDA Y YUCA
228
Conexión de línea de gas del separador al sistema modular de tratamiento de gas
Sistema Modular De Tratamiento De Gas
229
Tres torres de endulzamiento, dos deshidratadoras y dos calentadores de gas
Intercambiador de calor, Chiller 100-1001 y los separadores 100-101-102
230
Sistema de refrigeración
Panel de control
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