COLPA - CARANDA
1.- INTRODUCCIÓN La planta de gas COLPA CARANDA operados por la petrolera Petrobras Energía, se produce 400 barriles de petróleo por día y 1,2 millones de metros cúbicos de gas por día. El campo Caranda está ubicado a 100 kilómetros, al norte de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Plantas de Extracción de GLP Las primeras plantas de extracción de GLP que Bolivian Gulf Oil Company instaló en Bolivia fueron las plantas de Río Grande y Colpa, posteriormente YPFB instaló las plantas Vuelta Grande y Carrasco y las últimas instaladas fueron Paloma por la empresa Maxus y, después de la capitalización, fue instalada la planta Kanata por la empresa Chaco. En Bolivia existen tres tipos de tecnología de extracción de GLP a partir del gas natural: Absorción con aceite y refrigeración con propano en Río Grande, Turbo expansión en Carrasco, Kanata, Paloma y Vuelta Grande, y Refrigeración con propano en Colpa. 2.- HISTORIA Operaciones en Bolivia A partir del 19 de mayo de 2005 entró en vigencia la Nueva Ley de Hidrocarburos Nº 3.058, la cual abroga la antigua Ley de Hidrocarburos N° 1689 del 30 de abril de 1996. La ley ahora vigente establece, entre otros puntos, una mayor carga tributaria para las empresas del sector a través de un porcentaje de regalías del 18% y de un Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) del 32% a ser aplicado en forma directa sobre el 100% de laproducción, los cuales se suman a los impuestos vigentes a través de la Ley Nº 843. En mayo de 2006 el Gobierno de Bolivia sancionó el Decreto Supremo No.28.701 disponiendo que a partir del 1 de mayo de 2006 se nacionalizan los recursos hidrocarburíferos de Bolivia. El referido decreto dispone que a partir del 1º de mayo de 2006 las compañías petroleras deberán entregar a YPFB la totalidad de la propiedad de la producción de hidrocarburos para la venta. Las empresas petroleras tendrán un período de transición de 180 días para suscribir los nuevos contratos, los cuales serán autorizados y aprobados en forma individual por el Congreso Boliviano. El Ministerio de Hidrocarburos y Minas determinaría, sobre una base caso por caso, la participación correspondiente a las empresas petroleras mediante auditorías de inversiones, costos operativos e indicadores de rentabilidad. La vigente distribución del valor de la producción de petróleo y gas se mantendría durante el período de transición, en el caso de yacimientos como el Yacimiento Colpa Caranda, que había certificado una producción promedio de gas natural para 2005 inferior a 100 millones de pies cúbicos por día. En Bolivia, bajo los términos y condiciones del contrato suscripto en octubre de 2006 con Yacimientos Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos “YPFB”, el cual resultó aprobado por el Poder
Legislativo el 28 de noviembre de 2006 ypromulgado el 11 de enero de 2007, la sucursal de Petrobras Energía ejecuta, a nombre y representación de YPFB, con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo, las actividades de exploración y producción dentro del área de Colpa Caranda. El contrato establece que YPFB es el titular de los hidrocarburos, que pagará las regalías,
y el impuesto directo a los hidrocarburos, los que en conjunto ascienden al 50% de la producción valorizada en función a los precios de venta, y que aplicará el valor remanente en primera instancia al pago del 80% de los costos y depreciaciones de las inversiones asociadas al desarrollo y la explotación de la sucursal de Petrobras Energía y el saldo será compartido entre YPFB y la sucursal de Petrobras Energía en base a un índice que surgirá de considerar, entre otros elementos, los volúmenes de producción, el ritmo de depreciación, precios e impuestos pagos. Asimismo el Decreto No.28.701 dispuso que el Estado Boliviano recuperará su plena participación en toda la cadena productiva del sector de hidrocarburos, a cuyos efectos se estableció la nacionalización de las acciones que sean necesarias para que YPFB controle como mínimo el 50% más 1 acción de un conjunto de empresas, entre otras Petrobras Bolivia Refinación S.A. Dicho traspaso accionario se realizará una vez que ambas partes acuerden el valor de la compensación económica que YPFBpagará a la Sociedad y se cumplan ciertas premisas societarias y legales. PETROBRAS ENERGIA S.A. La Dirección de la Sociedad no dispone de información suficiente para anticipar los efectos, si los hubiere, del nuevo escenario de negocios que supone la nueva legislación. 3.- PROCESOS
En Colpa se manejan 3 sistemas que se clasifican en: sistemas de alta (500 PSI), media (220PSI) y baja (85 PSI) presión ya que esto dependerá de la presión del pozo, si su presión es baja el pozo no fluirá y no podrá llegar a la planta, entonces tienen que bajar el sistema y llega un momento en que el sistema de baja no puede fluir y se debe buscar la forma de que llegue a un sistema artificial. En la línea de alta llega el gas de la planta Caranda que está compuesto por dos plantas: Colpa y Caranda, donde Caranda produce el gas y lo manda a Colpa los cuales están divididos por un gasoducto que son de 22 kilómetros que les llega de la parte norte y el ingreso está en el área de Transgredes y tiene una línea de 8 pulgadas. Colpa tiene unos chokes regulables ya que el gas que llega de Caranda llega con 700 PSI - 680 PSI y lo que ellos hacen es estrangular la presión para que haga una caída de presión con el separador y se tiene de 680 a 500 PSI de presión, el separador condensa los posibles líquidos que tenga el gas (esos líquidos pueden ser hidrocarburo, agua y todo lo que arrastre elgas). Los separadores que separan el gas del líquido de Caranda son bifásicos hay 2 separadores diseñados para soportar una presión de operación de 500 PSI y Colpa tiene 2 separadores trifásicos, el líquido tiene una descarga que es automática regulada que se va a al tanque de hidrocarburo y este se maneja con un presión de 370 PSI y 380 PSI. El separador de gas por el momento trabaja con 21 MPC y el líquido es de 11 a 15 Bbl de condensado ya que ese líquido se va a otro tanque de alimento que es ahí cuando entra al proceso. El gas que sale del separador va directo a compresión este sistema no tiene depuradores lo que se hace es trabajar con niveles bien bajo de líquidos para que la presión no arrastre líquido, si se tiene un nivel intermedio puede arrastrar líquidos y el líquido se puede ir a comprimir y los compresores no son compresibles con líquidos, lo que se hace es t ener niveles bajos de líquidos niveles de un 15% en los setpoint se tiene 2 visores que se maneja de nivel de altura alrededor de
unos 30 cm de altura del líquido. El gas que hay en colpa es de los pozos de colpa luego va al colector y llega a colpa media que es con 220; se tiene 2 separadores, para colpa media se tiene el separador de producción y el de prueba (para probar los pozo, caudal y liquido). Ya que normalmente todos los pozos pasan por el separador de prueba y los pozos que se necesitanensayar pasan por el de producción. En el sistema de baja tienen desarenadores, normalmente los pozos que tienen baja presión tienden a traer arena lo que hacen es quitar la arena de líquidos porque este adelgaza los espesores que tienen los separadores, es bastante nocivo para las válvulas y arruina los asientos de las válvulas, ya que los líquidos se van a sistema de baja y el gas se va a compresión antes de entrar a compresión pasa por depuradores. si el gas va con liquido el sistema de seguridad seria el depurador que lo atrapa al líquido, tiene una función de placa que choca con la presión que vienen, los líquidos caen en la parte de abajo y el gas se va por la parte de arr iba y luego entran a compresión a la primera etapa de los compresores que es de 220 y descargan 450, ese gas se enfría en unos Aero enfriadores para bajar la temperatura y luego ingresarlo a otro depurador de ese sistema que de la etapa intermedia que es la succión de 450 y descarga a 950 que es la descarga final que se une con las demás descarga de los demás compresores se va a enfriamiento, tienen unos coolers para enfriar la descarga final que de 950 posteriormente. De enfriarse ese gas que baja a una temperatura acorde para que ingrese a ese proceso ese gas ingresa al proceso de la torre contactora que viene a deshidratarse ese gas mientras más se le baja la temperatura al gas tiene mejores opcionesde deshidratar ese gas. Se tiene un filtro coalescente para atrapar aceite que sirve como deshidratador, si el gas viene con liquido es el primer absolvedor luego se va a torre contactora y tiene el sistema de deshidratación con glicol y TEG y con parámetros de operación tiene que estar por encima de la temperatura del gas para que sea más óptimo. La Torre contactora está diseñada para mover aproximadamente 60 MPC, el gas viene a deshidratarse con alta temperatura, ingresa aproximadamente con unos 100 a 110 °F el glicol tiene que tener unos 5 a 10 °F para que pueda ser optimo el glicol, el glicol atrapa la humedad que tiene el gas y cuando se satura, vuelve a regenerarse. Cada dos meses se adiciona 2 tambores de glicol cada tambor tiene 205 Lt. Antes de ingresar a la torre el gas tiene una saturación de unos 60 hasta 70 % de lb x cada millón al deshidratarse se tiene hasta de 4 o 5 lb x cada millón; los pesados (como la gasolina) deben estar en condición de especificación donde deben tener 12 PSI de TVR máximo, cuando se tiene estabilizado todo el producto la TVR está a 11.5 de PSI. El GLP que se produce se tiene en un tanque de reflujo, los porcentaje de especificaciones del GLP tiene que tener un mínimo de 40% de propano un máximo de 2% etano y un máximo de 2% metano el resto tiene que ser butano en el tanque de reflujo se tiene un GLP de mala calidad que tiene 5%pentano 8% etano. Los tanque de almacenaje de GLP son 4, el primero es el tanque de propano y cuando necesitan propano lo fraccionan, lo producen y miden cuanto se ha producido, en el momento que se ha producido lo inyectan al sistema y ese tanque sirve como un almacenaje de producto, también se tiene los tanque de almacenaje de hidrocarburos donde se almacena todo lo que es la gasolina el petróleo y el sistema de baja. Un tanque tiene la capacidad de 90 000 Lt., los más chicos de 70 000 Lt. y los más chicos 25000lt, en cuestión de medición solo utilizan la medición física (la wincha).
Todo el condensado licuable es pasado a las torres de estabilización. Se va a un tanque alimento y luego entra a la torre donde se le da temperatura se desprende el GLP que sale por arriba y por debajo la gasolina estabilizada. En esta estabilización se contrala el porcentaje de pentano y butano debe tener el GLP el cual se saca con una cromatografía en los tanques. Se encuentran en la torres de fraccionamiento en las cuales cuenta con dos: * Desetanizadora se damos el porcentaje de etano con temperatura a través de un revoiler que es calentado a través del horno de gasolina caliente, donde va salir el etano por la cabeza de arriba de la torre y por el fondo sale el GLP condiciones. * Despropanizadora separar el butano y el propano, por la cabeza va a salir el propano y lo almacenos en untanque de reflujo y luego se va un tanque de GLP donde hay un tanque de propano que también y después un tanque de surgencia. Esta planta recibe gas de 26 pozos de Colpa y 43 de Caranda Plantas de extracción de gas licuado de petroleo (GLP) Mapa de las plantas de GLP La localización de las plantas de extracción de GLP se muestra en el Gráfico Nº 3. La planta de Río Grande puede procesar los gases del norte a través de los gasoductos Carrasco-Yapacaní, Yapacaní-Colpa, Caranda-Colpa, Colpa-Río Grande y gases del sur a través de los dos gasoductos Yacuiba-Río Grande YABOG y GASYRG, y de los campos Río Grande, La Peña, y Los Sauces. La planta Vuelta Grande procesa los Gases de campo Vuelta Grande. La Planta Paloma procesa los Gases de los campos Paloma, Surubí, Surubí Bloque Bajo, y Surubí Nor Oeste. Las plantas de Kanata y Carrasco pueden procesar los Gases de los campos Carrasco, Carrasco FW, Kanata Norte, Kanata, Kanata FW, y Bulo Bulo, la planta Colpa procesa Gases de los campos de Colpa y Caranda. Esquema de plantas de GLP El gas rico del reservorio fluye a alta presión hacia el separador, en este, a una menor presión, el condensado (liquido) y el gas se separan, el gas es procesado en la planta separadora de GLP, en ella el gas rico es enfriado a temperaturas muy bajas para lograr la extracción y separación de GLP, gasolina natural y gas pobre. El gas de ventao gas pobre, es el gas que se utiliza en las industrias, generación termoeléctrica, cocinas, gas vehicular (GNV) y otros usos. La mayor parte de este gas es exportado. El GLP es transportado por ductos o cisternas hasta las plantas de engarrafado y es utilizado principalmente como combustible domestico de cocinas. La gasolina natural, y condensado son transportados por ductos a las refinerías para convertirlos en productos refinados. En el Gráfico N° 4. Se muestra un esquema típico de una planta de GLP. Producción de GLP de plantas en el año 2007 La referencia de producción para éste análisis de diagnóstico es la capacidad de proceso, promedio de gas alimento y producción de GLP para el año 2007 (Cuadro Nº 5). La producción y rendimiento de GLP de plantas depende de la capacidad, diseño, tecnología de proceso y el volumen de componentes licuables en la corriente del gas alimento, si el gas de alimento es rico en licuables habrá mayor volumen de GLP y gasolina natural producida, y lo contrario ocurrirá si el gas es pobre. La tecnología Turbo expansión es la más eficiente de todas
con una eficiencia o rendimiento mayor al 90 %. Rendimientos, capacidad de proceso y capacidad de producción de GLP La capacidad de proceso, rendimientos de producción, y la respectiva capacidad de producción de las plantas de GLP se muestran en el Cuadro Nº 6. La máxima capacidad deproducción, es decir utilizando el 100% de la capacidad de proceso, estaría en unas 821 tmd en el mejor de los casos, ya que no siempre se darán las condiciones de diseño para la operación de éstas plantas. Los rendimientos de los procesos de las plantas de extracción de licuables a excepción de Colpa están dentro de los rendimientos estándar correspondientes a Absorción con Lean Oil y Refrigeración con propano, y Turbo expansión. En el caso de Colpa, la planta procesa el gas de los campos con recuperación secundaria y “gas lift”, situación que reduce el suministro de gas para la
producción de GLP e impacta en forma negativa, para la inversión de una planta con una tecnología de extracción más eficiente. Producción actual de GLP y gasolina natural por plantas Para poder realizar un análisis de producción se procedió a comparar la producción para el mes de febrero de 2007 y el caudal del gas alimento con sus respectivas cromatografías. El Cuadro Nº 7, y el Cuadro Nº 8, permiten cotejar éstos datos con los rendimientos de producción de GLP y gasolina natural para así poder determinar oportunidades de mejora. 5.- CAPACIDAD Y DESTINO DEL CRUDO Producción Certificada de Petróleo, Condensado y Gasolina Natural en Barriles por Día (BPD) por Operador y Campo (Enero-Diciembre 2006) Producción certificada de gas natural sujeto al pago de regalías por operador y campo
