CAPÍTULO 1. GENERALIDADES 1.1 INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN La Planta de Margarita está ubicada en el nor-este de la provincia O’connor dentro del departamento de Tarija, a una distancia aproximada 640 Km. al sur de la ciudad de Santa Cruz y 208 Km. al este de la ciudad de Tarija. El campo Margarita produce gas y condensado de los reservónos de la formación Huamampampa. El desarrollo del bloque gasífero Caipipendi donde se encuentra el campo Margarita y Huacaya está avanzando, con éxito que es la primera tarea para la ampliación de los dos mega campos que integran el área: Margarita y Huacaya. El campo Margarita produce 1.9 MM m3 de gas con 3200 Bbls de condensado, esta producción está restringida por la capacidad de procesamiento de la planta Margarita que tiene una capacidad de 2 MM m3/d, la misma se incrementara a 8 MM m3/d para el año 2012 y a 14 MM m3/d para el año 2013. Esta producción viene de tres pozos de; MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4. En el cual más adelante se anexara la producción de pozo Huacaya-X1 perforado en el año 2007. El incremento en la producción del pozo Huacaya-X1 permitirá la producción de GLP en la planta de gas de Rio Grande, donde actualmente se procesa parte del gas producido en planta Margarita. (WWW-01) La planta de Margarita en la actualidad tiene una capacidad de procesamiento de 83 MMCFD, 4130 BPD de condensado y 360 BPD de gasolina. La principal función de la planta es acondicionar el gas natural para su posterior comercialización. Por medio del gasoducto GASYRG se lleva el gas a la planta de compresión de Rio Grande para su posterior exportación a Brasil. Los pozos que producen en la actualidad son MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4 a los cuales se agregara en un futuro la producción del pozo Huacaya-X1.
1
1.2 ANTECEDENTES ANTECEDENTES 4 ANTECEDENTES ANTECEDENTES El Bloque Caipipendi se encuentra ubicado en la zona sur de Bolivia, que abarca los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. El yacimiento de Margarita, está ubicado en una de las zonas más ricas de reservas de gas del país, concretamente dentro del bloque exploratorio denominado Caipipendi. El descubrimiento del campo Margarita, se valora desde el punto de vista de exploración por hidrocarburo, en una extensa región del subandino sur, al oeste del área tradicional, antes considerada de poco interés hidrocarburiferas. Ahora por los volúmenes de producción del campo Margarita, se considera como un mega campo productor de gas. El yacimiento es considerado de excelente, por contener un tipo de gas húmedo, es decir, alto contenido de GLP (gas licuado de petróleo) y con muy pocas impurezas, lo que hace que sea muy valorado por la facilidad de su tratamiento. Los campos Margarita y Huacaya, tienen un área de explotación de 123.000 hectáreas en el bloque Caipipendi. Hay cinco pozos, cuyas profundidades oscila entre 4.000 y 6.000 metros, fueron perforados entre 1998 y 2008. El primer pozo del campo Margarita, fue descubierto en 1998 y comenzó la producción el 2004; tanto que el segundo pozo HCY X-1 fue perforado el 2007, al presente este pozo no produce. Los campos de margarita y Huacaya forman parte del bloque Caipipendi, operado por la empresa Repsol, los mismo se encuentran ubicados en los departamentos de Tarija y Chuquisaca. El bloque Caipipendi, donde se encuentran ubicados los campos de Margarita y Huacaya, esta operado por la empresa Repsol con una participación del 37.5% teniendo como socios British Gas con 37.5% y Pan American Energy (PAE) que posee el 25 % de las acciones. (WWW-02).
2
FIGURA 1.1: Ubicación de Planta Margarita Fuente: (WWW-03) Como se observa en la FIGURA 1.1 es la ubicación de la Planta Margarita que limita con los departamentos de Chuquisaca y Tarija Proceso de Planta Margarita La planta Margarita es una planta Dew Point, donde los procesos que se dan, tienen la finalidad de acondicionar el gas y condensado a los parámetros requeridos según contrato para su transporte y venta. • Pozos de producción • Descripción del proceso • Ingreso, separación y tratamiento del gas • Sistema de estabilización de condensado
almacenamiento y bombeo de condensado • Sistema de almacenamiento • Sistema de enfriamiento (circuito de propano) • Sistema de deshidratación (regeneración de glicol) • Sistema de calentamiento con aceite térmico • Circuito de gas reciclo • Compresión y despacho de gas residual • Generación de energía eléctrica
3
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.3.1 Identificación del Problema La baja capacidad que tiene la planta de Margarita dificulta al incremento de producción de los pozos MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4, dicha producción viene de la formación Huamampampa. La poca capacidad de la planta de Margarita dificulta la producción de condensado y gas, constituye un grave problema para el bloque Caipipendi, ya que no abastece a loa mercados tanto interno como externo; el desafío también es incrementar la producción de la planta margarita. 1.3.2 Identificación de la Causa Existen diferentes causas que han desencadenado una baja en producción de hidrocarburo en este campo: • Baja producción por cierre de pozo MGR X-3 debido a corrosión de tubería de
producción. • Capacidad de planta insuficiente para incrementar los volúmenes de producción.
1.3.3. Formulación del Problema La situación problemática de la baja capacidad de la planta margarita, nos induce a la siguiente pregunta ¿Cómo se puede incrementar la producción de la planta Margarita, mediante el tendido del lineado de ducto con el pozo Huacaya?
4
1.3.4. Diagrama Causa-Efecto
FIGURA 1.2: Diagrama de Causa- Efecto Elaboración Propia
5
1.4 OBJETIVOS 1.4.1 Objetivo General Aplicar el tendido de línea de ducto, para maximizar los caudales de producción de la planta Margarita 1.4.2 Objetivos Específicos •
Evaluación del estado actual de la producción del pozo Huacaya
•
Determinación de la calidad de producción de condensado y gas
•
Determinación del tiempo de producción de la Planta Margarita
•
Implementación del tendido de ducto del pozo Huacaya a la planta Margarita para incrementar los volúmenes de producción de dicha planta.
•
Análisis técnico económico del proyecto.
1.4.3 Acciones de la Investigación CUADRO 1.1: Acciones de la Investigación OBJETIVO ESPECIFICOS
ACCIONES
1. Evaluación del estado actual de producción del pozo Huacaya
lizar un análisis del comportamiento de la presión del pozo Huacaya
2. Determinación de la calidad de producción Analizar el comportamiento de producción de planta condensado y gas
Observar el historial de eventos de la producción de planta Margarita
3. Determinación del tiempo de producción de Proyectar la tendencia de la producción del pozo la Planta Margarita
Comparar los volúmenes y caudales de la planta, con los caudales de los pozos
6
4.1. Proyectar la tendencia de la producción a l o
plementación del tendido de línea de ducto en el
largo de tiempo
pozo Huacaya para incrementar los volúmenes de producción.
álisis técnico económico del proyecto.
5.1.
Evaluar el estudio financiero y económico
5.2.
Cuantificar la inversión necesaria para la implementación del proyecto
Elaboración Propia
7
1.5 JUSTIFICACIÓN 1.5.1 Justificación Técnica Este proyecto se justifica técnicamente, por el aporte al sector de gas del área productiva en el bloque Caipipendi, al mismo tiempo el hacer uso de todos los conocimientos y bases, nos llevara a determinar una opinión concluyente, con respecto a la respuesta de la conexión del pozo Huacaya con la planta Margarita. 1.5.2 Justificación Económica Con una adecuada planificación y ejecución, se podrá llevar a cabo el lineado de pozo Huacaya a pozo MGR-4, en el cual tendrá una conexión directa que llevara a la planta Margarita, con una evaluación técnica se tendrá el incremento de los caudales de producción. 1.5.3 Justificación Ambiental Para tener las condiciones óptimas del desarrollo de lineado del pozo Huacaya, se tiene que tener en cuenta las normas ambientales para poder minimizar el riesgo de impacto ambiental, dentro de las normas de la ley 1333 de Medio Ambiente. 1.5.4 Justificación Social Este proyecto beneficiará de manera directa a las comunidades de Margarita, Palos Blancos, y otras que se encuentran en la región del Campo Margarita, ya que al haber un incremento en la producción de hidrocarburos, se dará más recursos económicos por Regalías y otros impuestos.
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1.6 ALCANCE 1.6.1 Alcance Temático Área de la Investigación: Producción Petrolera Tema Especifico: Evaluación de Planta Margarita con pozo Huacaya Dentro de este tema especifico de la evaluación del pozo Huacaya con la planta Margarita, el presente estudio está enfocado en cuantificar el incremento de producción de planta Margarita, debido a la conexión del pozo Huacaya. 1.6.2 Alcance Geográfico Este proyecto se lleva a cabo en los departamentos de Tanja y Chuquisaca, que pertenece a Bloque Caipipendi, donde la producción de dichos pozos proviene de la formación Huamampampa (H1) y Huamampampa (H2).
Megacflnq)o Huacaya POZO HUACAYA -XI Q Par alelo 21° OO OOM MGT- X4 -aSí Tai ij a
^
Chuquisaca
FIGURA 1.3: Ubicación de pozos Margarita y pozo Huacaya Fuente: (WWW-04)
En la Figura 1.3 ubicación de pozos Margarita y pozo Huacaya, se muestra la ubicación y posición de los pozos y la falla Ivoca 1.6.3 Alcance Temporal
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Se estima que el tiempo de elaboración del presente proyecto tendrá la duración del mes de febrero hasta el mes de agosto del año 2010. 1.6.4 Alcance Institucional La aplicación de la investigación, será de utilidad para la empresa operadora REPSOL YPF, empresa responsable del Bloque Caipipendi.
1.7 HIPÓTESIS La aplicación de un tendido de ducto, permitirá mejorar los volúmenes de producción de la planta Margarita, con el aporte del pozo Huacaya. 1.7.1 Análisis de Variables Variable Independiente: La aplicación del tendido del lineado del ducto Variable Dependiente: Incrementar la producción de condensado. 1.7.2 Definición de Variables Variable Independiente: La aplicación del tendido del lineado del ducto se basa a la producción del pozo Huacaya, para poder incrementar los volúmenes de condensado. Variable Dependiente: Incrementar la producción de condensado, para la planta Margarita, abasteciendo a los mercados externos e internos. 1.7.3 Operación de las Variables CUADRO 1.2: Operativización de las Variables VARIABLES
COMPONENTES
INDICADOR
aplicación del tendido del lineado del ducto. olumen Determinar
los
caudales
In
Situ
(Barriles
de
de condensado)
producción en planta Margarita. 1.2.1.
ejorar los volúmenes de producción
Volumen de condensado
Análisis de producción del pozo
producido diariamente
Huacaya
(Barriles/día)
exión del pozo Huacaya a planta Margarita
Calculo de caudal de ingreso a planta olumen de producción
10
2.2. Aumento de
diaria
producción de planta Margarita Elaboración Propia
1.8 MATRIZ DE CONSISTENCIA CUADRO 1.3: Matriz de Consistencia PROBLEMA La baja relación gas/petróleo tiende a una disminución de los volúmenes de producción de los pozos MGT X-1 y MGT X-4,
OBJETIVO
HIPOTESIS
Aplicar el tendido
Al hacer la
de línea de ducto
aplicación
para maximizar
tendido de línea de
los caudales de
ducto
producción de la
Huacaya a la planta
planta Margarita
Margarita.
del
de
un pozo
Provoca Para
La disminución de volumen de producción de planta Margarita
Maximizar los caudales de producción.
Elaboración Propia
11
Aumentar los volúmenes de condensado en la planta Margarita
1.9 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN CUADRO 1.4: Diseño de la Investigación OBJETIVO ACCIONES ECÍFICO
FUNDAMENTO TEÓRICO
INSTRUMENTO
valuación del estado actual de
producción
del
pozo 1.2. Realizar un análisis del
Huacaya
comportamiento de
> Datos de Re servo rio
la presión del pozo
pozo
Huacaya 2. Determinación de la
> Investigación
2.2. Analizar el
calidad de
comportamiento de
producción gas -
producción de planta
condensado
producción del
Documental
> Registro de la producción del
2.3. Observar el historial Producción
de eventos de la
campo
producción de planta Margarita
3. Determinación del
3.1.
Producción
Proyectarla
> Datos de la
tiempo de
tendencia de la
producción de
producción de la
producción del pozo
planta Margarita
Planta Margarita
Huacaya 3.2.
Comparar los volúmenes de los caudales del pozo con la planta
12
plementación del tendido de
4.1. Proyectarla
Reservorio
ducto del pozo Huacaya, tendencia de la producción a para
incrementar
> Datos de producción de los pozos
los lo largo del tiempo
volúmenes de producción de la planta Margarita.
5. Análisis técnico económico del proyecto
5.1 Evaluar el estudio
Formulación y
financiero y económico Evaluación de Proyecto 5.2 Cuantificar la inversión necesaria para la
> Investigación Documental
> Formulas matemáticas
implementación del proyecto
Elaboración Propia.
13
CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO 2.1 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS La solución de cualquier problema de las propiedades de los fluidos en cuestión, se puede dar con los valores exactos de las propiedades de los fluidos que afectan a su flujo, principalmente la viscosidad, peso específico, porosidad, permeabilidad, saturación, mojabilidad y capilaridad. 2.1.1 Viscosidad La viscosidad, expresa la facilidad que tiene un líquido para fluir cuando se le aplica una fuerza externa. El coeficiente de viscosidad absoluta, o simplemente la viscosidad absoluta de los fluidos; es una medida de su resistencia al deslizamiento o a sufrir deformaciones internas. La melaza es un fluido muy viscoso en comparación con el agua; a su vez, los gases son menos viscosos en comparación con el agua. Existe gran confusión respecto a las unidades que se utilizan para expresar la viscosidad; de ahí la importancia de utilizar las unidades adecuadas, cuando se sustituyen los valores de la viscosidad en las formulas. 2.1.2 Porosidad Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. La porosidad es el volumen de los espacios vacíos de la roca y define la posibilidad de ésta, de almacenar más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros, respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). Además de esta porosidad total, se define como porosidad útil la correspondiente a los espacios interconectados, es decir, el volumen de poros susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad útil está directamente relacionado con el de permeabilidad. (BIRNER 1997)
e-
vb
-Vm.io°%
Vb
<21>
2.1.3 Permeabilidad Facilidad de una roca para dejar pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica si un yacimiento es, o no, de buenas características productoras. (BIRNER 1997)
14
2.1.4 Mojabilidad Se define mojabilidad, como la capacidad que posee un líquido para esparcirse sobre una superficie dada. La mojabilidad es una función del tipo de fluido y de la superficie sólida. (BIRNER 1997) 2.1.5 Capilaridad La capilaridad, es la cualidad que posee una sustancia para absorber un líquido. Sucede cuando las fuerzas intermoleculares adhesivas entre el líquido y el sólido, son mayores que las fuerzas intermoleculares cohesivas del líquido. (BIRNER 1997) 2.1.6 Razón de movilidad del fluido en el reservorio La razón de movilidad del fluido en el reservorio se produce por la migración del petróleo o gas mediante fisuras o fallas que se pueden presentar en la formación, para saber la razón de movilidad del fluido se obtiene la siguiente ecuación.
Koil
f*gas Donde: M= razón de Movilidad. Koil= Permeabilidad de petróleo. poil=Viscosidad de petróleo. Kgas= Permeabilidad de gas pgas= Viscosidad de gas 2.1.6.1 Gravedad especifica Este método se basa principio del volumen constante y la variación de la temperatura, la cual disminuye la masa y por ende la densidad que es obtenida a través de un proceso. Este consiste en tomar una sustancia determinada y someterla a diferentes temperaturas, y mantener un volumen constante empleando
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distintas masas, esto tiene una base en la ley de volúmenes constantes. Donde se obtiene con la siguiente ecuación. (TO
141.5 API+ 131 5
(2,3)
2.1.6.2 Zona de transición petróleo-agua
Un yacimiento que contenga agua e hidrocarburo, la saturación varía desde el 100% de agua hasta una máxima saturación de petróleo (saturación de agua irreducible. Existe una zona de transición entre estos dos extremos, esta zona puede ser larga en formaciones de baja permeabilidad o corta para formaciones permeables y porosas. En un yacimiento hidrófilo (la mayoría de los yacimientos petrolíferos son de este tipo) el agua que es la fase mojante, recubre las paredes de los poros y en los canales de flujo más pequeños solo habrá desplazamiento de agua. El petróleo tiende a desplazarse por los canales de flujo más grande (ofrece menor resistencia). La tensión superficial de la zona de contacto entre el petróleo y el agua causa que la presión dentro de los glóbulos en los poros donde tiende a acumularse el petróleo sea mayor que en el agua. Esta diferencia de presión se define como presión capilar la cual puede definirse en una forma más formal como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se pone en contacto en un medio poroso. La relación entre presión capilar y la fricción del espacio poroso que contiene agua o gas depende del tamaño de los poros, de su distribución dentro de la roca y la naturaleza de los fluidos que están involucrados. Los cálculos se obtienen con la siguiente ecuación.
144 - PC h = -------cpw po) Per = Pel
(2,4)
(2,5)
Donde las ecuaciones de 2,4 y 2,5 se realizan la transición de agua petróleo
144 (pw - po)
16
(2,6)
Donde: h= es la altura de transición agua-condensado. 144= constante. Pc= Presión capilar. pw= densidad de agua. po= densidad de petróleo. Pcr= Presión capilar de reservorio. Pcl= Presión capilar de laboratorio. = Tensión interfacial del reservorio.
ar
01
= Tensión interfacial de laboratorio.
2.1.7 Efectos del tiempo y uso en la fricción de tuberías Las perdidas por fricción en tuberías son muy sensibles a los cambios de diámetro y rugosidad de las paredes. Para un caudal determinado y un factor de fricción fijo, la perdida de presión por metro de tubería varia inversamente a la quinta potencia del diámetro. Por ejemplo, si se reduce en 2% el diámetro, causa un incremento en la perdida de presión del 11%; a su vez, una reducción del 5% produce un incremento del 29%. En muchos servicios, el interior de la tubería se va incrustando con cascarilla, tierra y otros materiales extraños; luego es una práctica prudente dar margen para reducciones del diámetro de paso. La rugosidad de las tuberías puede incrementar al pasar del tiempo y el uso debido a la corrosión pérdidas por fricción o incrustación. (CRANE) 2.1.7.1 Principios del flujo de fluidos compresibles en tuberías La determinación exacta de la pérdida de presión de un flujo compresible que circula por una tubería; requiere un conocimiento de la relación entre presión y volumen específico; esto no es fácil de determinar para cada problema particular. Los casos extremos considerados normalmente son el flujo adiabático y el flujo isotérmico. El flujo adiabático se supone que ocurre en tuberías cortas y bien aisladas; esto es debido a que no se transfiere calor desde o hacia la tubería, excepto la pequeña cantidad de calor que se produce por fricción que se añade al flujo. El flujo isotérmico o flujo a temperatura constante se considera que ocurre muy a menudo, en parte por conveniencia, o más bien, porque se acerca más a la realidad de lo que sucede en las tuberías. El caso extremo de flujo isotérmico sucede en las tuberías de gas natural. Dodge y Thompson demuestran que el flujo de gas en tuberías aisladas está muy
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cerca del flujo isotérmico para presiones muy altas. 2.2 CLASIFICACIÓN DE RESERVORIO El petróleo y el gas natural no se encuentra en cavernas o bolsones, sino impregnados en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservónos. En consecuencia, los reservónos son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí, llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas del mismo modo que una esponja contiene agua. Si bien un reservorio puede tener todas las condiciones de acumulación o trampa, para almacenar ingentes volúmenes de hidrocarburos, su valor e importancia comercial no tendría significado, sino reúne fundamentalmente las condiciones que garanticen un flujo y drenaje del petróleo acumulado, hacia ios pozos a ser perforados. O sea el petróleo o gas almacenado, deja de tener valor si no hay una forma de extraerlo con alta eficiencia y a bajo costo. Las condiciones básicas corresponden a buenas facilidades de flujo de la arenisca (alta permeabilidad y continuidad de los sedimentos), así como un elevado diferencial de presión (entre la presión del reservorio y la presión en el fondo del pozo), a las cuales se adicionan los efectos de capilaridad y capacidad de transporte del gas.(HAWKINS -1968). En un reservorio natural de petróleo, antes de comenzar la explotación, se encuentra dos fases como mínimo. Ellas son petróleo y agua generalmente, pero no siempre; puede haber una tercera fase, la fase gaseosa, que constituye el casquete gasífero. Estas tres fases se ubican de acuerdo a sus densidades: zona acuífera abajo, petrolífera al medio y gasífera en la parte superior. 2.2.1 Naturaleza de flujo en Yacimiento Toda prueba de presión involucra la producción (o inyección), ya que la respuesta de presión es afectada por la naturaleza del flujo alrededor del pozo en estudio. 2.2.2 Gas El gas de la formación o gas natural, contiene típicamente 0.6 a 0.8 mol de metano con hidrocarburo C2 a C5, cada vez en menor proporción. Puede contener impurezas de nitrógeno, dióxido de carbono o sulfuro de hidrogeno. Los dos últimos son corrosivos en presencia de agua. El sulfuro de hidrogeno es, además venenoso. Los análisis de fracciones de hidrocarburos en fase gaseosa, hasta C5 o C6, son sencillos de realizar ya sea por destilación fraccional a baja temperatura, por espectroscopia de masa o por cromatografía. (BIRNER 1997) La clasificación del gas de la formación se basa en la densidad específica del gas
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respecto de la del aire a igual temperatura. Esta medición se realiza siempre en el yacimiento. Los hidrocarburos de los reservónos se agrupan de acuerdo a estas tres clasificaciones: El gas seco se presenta en el reservorio totalmente en fase gaseosa durante toda la explotación y no produce hidrocarburo líquido en superficie. El gas húmedo también permanece a la fase gaseosa en el yacimiento, pero puede formar hidrocarburo líquido en superficie. El gas condensado constituye una fase gaseosa en las condiciones iniciales, antes de ser producido. Sin embargo, al disminuir la presión del reservorio presenta un compartimiento anormal: la condensación retrógrada, que forma un petróleo líquido liviano. 2.2.3 Propiedades de los gases Un gas se comporta como ideal, cuando pueden despreciarse los volúmenes ocupados por sus moléculas y las atracciones intermoleculares (BIDNER, 1997) CUADRO 2.1: Valores de la constante universal de los gases Moles
Valores de la constante universal de los gases Presión Volumen Temperatura
Ibm
psi
ft3
°R
10,73 psi.ft3/lbm. °R
Ibm
atm
ft3
°R
0,729 atm.ft3/lbm.°R
Kg
Pa
m3
°K
8312 Pa.m3/kg.k
m3
°K
82,05*10 A-3 atm.m3/kq.k
J<3 ____ atm
Fuente:(BIDNER, 1997)
R
En el Cuadro 2.1 podemos observar los valores universales de los gases como ser: temperatura, volumen, moles y presión. 2.2.3.1 Gas Natural El gas natural es una mezcla de hidrocarburos con un propósito energético, su composición no aparece únicamente los hidrocarburos si no también las impurezas, como el agua, dióxido de carbono y el sulfuro de hidrogeno. Adicionalmente, el personal que trabaja en este tipo de operaciones debe vigilar la presencia de arena, que produce la erosión. Las parafinas y los asfáltenos se depositan y crean problemas. Cuando el agua está en forma líquida y en presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S), forma ácidos que corroen las instalaciones (MARTINEZ, 1998).
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CUADRO 2.2: Calculo de la temperatura y presión pseudocrítica del gas natural Calculo de la temperatura y presión pseudocrítica de un gas natural Fracción Peso Temperatura Presión Componentes molar molecular crítica y i Tei crítica y¡ Mi Tei, °R °R Pci, psia CH4 0.827 16 344 284 673
yi Pci psia 557
C2H4
0.085
30.1
550
47
709
60
C3H8
0.047
44.1
666
31
617
29
¡-C4H10
0.009
58.1
735
7
529
5
n-C4H10
0.015
58.1
765
11
551
8
¡-C5H12
0.006
72.1
829
5
482
3
n-C5H12
0.004
72.1
845
3
485
2
C6+
0.007
86.2
914
6
437
3
(*) considerando propiedades del hetano
Tpc = 349
Fuente: (BIDNER, 1997)
Ppc = 667
Por eso para la mezcla de hidrocarburo, las constantes pseudocríticas se correlacionan con el peso molecular y consecuentemente con la densidad del gas. 2.2.3.2 Gas Condensado Algunas mezclas de hidrocarburo se presentan en la naturaleza en condiciones de temperatura y presión situadas por encima del punto crítico. Se clasifica como gas condensado y presenta un comportamiento de fases anormal. Cuando la presión disminuye, en vez de expandirse o vaporizarse, tienden a condensarse. (BIDNER 1997) La producción de gas condensado puede considerarse una fase intermedia entre petróleo y gas. Los yacimientos petrolíferos tienen un contenido de gas disuelto que varía desde cero a unos pocos miles de pies cúbicos de gas a condiciones normales; por consiguiente una pequeña cantidad de hidrocarburo líquido se obtiene en los separadores en superficie. Pueden definirse los yacimientos de condensado de gas como aquellos que producen líquidos de color pálido o incoloro, con gravedades por encima de 45° API y razones de gas - petróleo en el intervalo 5000 a 100.000 PCS/bl (HAWKINS, 1968). 2.2.3.3 Gas Húmedo Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios, estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie, en el separador como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas más 20
pesadas, originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido (BIRNER, 1997). 2.2.3.4 Gas Seco Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricondentermica y están constituidos mayormente por metano, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén está representada por el punto (BIRNER, 1997).
21
2.3 ESTU ESTUDIO DIO DE DE LA FORMA FORMACI CI N HUAMA HUAMAMPA MPAMP MPA A 2.3.1 Estratigrafía Secuencial de las formaciones formaciones de Silúrico- Devónico en un área exploratoria de la faja Sub-Andina, Bolivia Las arcillitas de la formación Los Monos representa la roca madre y sello en el área; para la formación Huamampampa subyacente que constituye el reservorio principal. El estudio realizado para las formaciones del intervalo Silúrico- Devónico mediante el análisis de la estratigrafía secuencial, ha brindado datos importantes como disminuir la incertidumbre exploratoria de la principal roca reservorio, como lo es la Formación Huamampampa. En el área de estudio, fueron pocos los pozos que lograron atravesar completamente la Formación Huamampampa, que es considerada el reservorio principal del Subandino Sur. 2.3.2 Devónico La sedimentación del Silúrico y Devónico está organizada en tres superciclos, cada una comienza con una formación arcillosa y termina con alternancia de arenisca y arcillitas: Superciclo Cinco Piachos con las formaciones Kirusillas, Tarabuco, Chuiuiuyoj y Santa Rosa; Wenlockiano - Praquiano Temprano. Superciclo Las Pavas con las formaciones lela y Huamampampa; praguino Temprano Givetiano Temprano. Superciclo Aguarague con las formaciones los Monos e Iquire; Givetiano Temprano Frasniano. En lo que respecta al sello, dentro de la columna litològica general se tienen varias formaciones lutiticas que cumplen con esta condición. Como la principal tenemos a la formación Los Monos que suprayace al reservorio Huamampampa. Lo expuesto, nos demuestra que las estructuras ubicadas dentro del área de influencia tienen alto potencial hidrocarburo, comprobado por la producción actual de gas y condensado de los megos campos San Alberto, Sábalo, Margarita y otros campos menores. Sin
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embargo, es importante, la exhaustiva evaluación de los prospectos para que la perforación tenga éxito y permita descubierto de nuevos campos. Observando panorámicamente el Sub-andino Sur, se puede apreciar una serie de serranías orientadas Norte-Sur, que constituyen lineamientos estructurales principales, en los cuales se desarrollan numerosas culminaciones individuales, que podrían llegara ser estructuras potenciales. (RAMIREZ, 2005). FIGURA 2.1: Columna litològica CMB CMB ROZU ROZU
C C*
I .v.
\V
(iUANDAC AV
C
£
TARIQUIA
YECUA
»»HA CA
-}
£ J
CHOA CASTELLON
V Piso
*" TAPECUA BASALTO ENTRE«tOS
1
'.“V'
estructural
•PAGUA/TI
vrriftCUA
DETACHMENT
CANGAPJ SAN
C3
L; U-
z
li
TELMO ESCARPMENT
Superior
^ y .i ixy*
T A ' t . 1- A I I
CHORRO TARUA
_!TACUAMI TUPAMBI
'lAcUAíS^tpunii
u
TQUtRI LOS MONOS
DETACHMENT
HUAUAUPAUPA ICLA
3
SANTA ROSA lOUAVABILLAft (TarMHico) KIRUSILLAS CANCAN«! CtENEQUÍLLAS ISCAYACHI
|UAMA/TCH*U"l. |UAMA/TCH*U"l.
I
SOURCE POCK
SOURCC ROCK
Piso estructural Intermedio Piso estructural Inferior
DETACHMENT . AMAL
SAN CRISTOOAL ♦
0ASCMCNT
Fuente: (Ramírez 2005).
En ia FIGURA 2.2 se puede observar la columna litològica de la sedimentación del Devónico y las formaciones que pertenecen. 2.3.2.1 Estructura del reservorio reservorio El campo Margarita produce de reservorio Huamampampa (reservorio de devónico) de tres arenas distintas. Los reservorios del devónico de sur-este de Bolivia y noreste argentino se caracteriza por su complejidad, en donde las fuerzas de
23
compresión aplicadas durante el Terciario y el Mesozoico resultaron ser la constructora de la cordillera de los Andes; de causar el plegamiento y fallamiento de formaciones pronunciados que son conocidos como la faja Sub Andina. Los estratos sedimentarios en los anticlinales, incluyen a las formaciones Huamampampa, lela y Santa Rosa, presente como reservónos potenciales de hidrocarburos, que están moderadamente plegados a lo largo de los bloques levantados de las múltiples fallas. El sello reservorio es provisto por la formación Los Monos, la cual está constituida mayormente de lutitas. Las fuerzas tectónicas aplicadas en la formación, han dado como resultado la presencia de múltiples estratos fallados que se encuentran amontonados en una parte de la estructura. Se ha identificado la presencia de gas condensado arenoso (H1) y Huam
en
niveles
Huamampampa FIGURA 2.2: Mapa isópaco reservorio
ampa mpa (H2). Sub andino Central Sur de la formación Huamampampa Mapa no restaurado Huamampampa Desde el punto de vista de producción de gas y condensado, los reservónos principales en el Subandino son las formaciones Santa lela y
ALBERTO
sur, Rosa, 24
Fuente: (Repsol YPF 2008)
Huamampampa, siendo esta última la mayor productora en los mega campos de Margarita Sábalo y San Alberto. 2.3.2.2 Descripción Geológica del Reservorio. Como se menciono anteriormente, el campo Margarita produce de la formación Huamampampa, que es un reservorio del Devónico, litológicamente conformado por areniscas de grano medio a fino, de color gris olivo a gris oscuro, micáceas, duras, compactas, con algunos niveles de bioturbación, estratificadas en bancos de 2 - 4 metros de espesor. Se intercalan con niveles de limolitas, que corresponde con lutitas del mismo color, que corresponde a una secuencia de plataforma marina y delta programarte (REPSOL YPF 2008)
FIGURA 2.3: Modelo de estructuras Fuente: (Repsol YPF 2008)
En la FIGURA 2.3 se puede observar que el pozo Margarita X-4 se encuentra ubicado en la formación Huamampampa en la arena Huamampampa 1. Las características geológicas del campo se describen como complejas, debido a la naturaleza del reservorio de donde produce, que fue depositada durante el devónico bajo un medio ambiente marino - deltaico. El espesor de los paquetes de arenisca en el reservorio es considerado casi constante (estudio sísmico presentan 25
aproximadamente 180 metros de espesor promedio de cada arena). El reservorio presenta una variedad de fósiles como por ejemplo; el palinomorfo Evita Somieri que se encuentra presente en los recortes que se obtuvieron durante la perforación, contribuyendo al análisis petrofísico y la correlación entre pozos, porque este palinomorfo se presenta en algunas arenas mientras que en otras no. 2.3.2.3 Caracterización de las Fracturas Durante el proceso de Diagénesis, el sistema de porosidad primaria fue prácticamente destruida por las fuerzas tectónicas. Subsecuentemente en el plegamiento de los estratos durante la orogénesis andina se desarrollo un sistema extenso de porosidad secundaria, compuesto principalmente por fracturas y micro fracturas. Se describen algunas conclusiones de estudio específicos realizados, concernientes a la distribución de fracturas en el reservorio Huamampampa. a) Los estudios y afloramiento acerca de las fracturas y fallas en la formación •
Huamampampa, claramente indica lo siguiente: Las fracturas principales cruzan todo el reservorio
•
Las fracturas pequeñas han sido descartadas por la presencia de cuerpos de lutitas y otras fracturas mayores
•
La fracturación es más intensa en la cresta del reservorio
•
La fracturación es menos intensa en los flancos del reservorio
•
La fracturación es disminuida en aéreas reducidas como en curvatura
•
Los paquetes de arena más gruesos, son menos fracturados que los paquetes más
delgados plegados en forma cruzada (REPSOL YPF 2006) 2.3.2.4 Estratigrafía Las dos areniscas del reservorio Huamampampa, han sido divididas en tres estratos cada una, en un ciclo entero de deposición de sedimentación como los análisis de registros eléctricos realizados. a) Arenisca Superior Los registros eléctricos indican que esta compuesta por arenisca limpia, que tiene buena permeabilidad vertical y fracturas que permiten la comunicación con otros cuerpos de areniscas a través de lutitas. b) Arenisca Intermedia
26
Los registros sugieren que está compuesta por arenisca limpia, la parte superior de la arenisca puede eventualmente estar sujeta a inundarse con agua en caso de que el acuífero se active por su buena permeabilidad.
c) Arenisca Inferior Este cuerpo aparenta ser mucho más sucia que las otras dos areniscas. Los núcleos analizados indican que está compuesta por areniscas micáceas, limpias separadas por delgadas de lutitas plegadas. 2.3,3 Formación Huamampampa La Formación Huamampampa, se compone de un paquete sedimentario de unos 350 a 400 metros de espesor, donde se intercalan cuerpos de areniscas cuarciticas de grano fino de buena selección y limolitas grises compactas. Según Di Marco (2005), se depositan en forma concordante y transicional sobre la Formación lela. La describe como areniscas fosilíferas, de grano fino a medio, localmente onduladas con estratificación cruzada, de color gris verdoso que representa la continuación del sistema de alto nivel, en la parte superior de la formación lela. Se ubica un hiato, entre la Formación lela y la formación Huamampampa que representa el Eifeliano Temprano; el cambio brusco observando en los pozos entre las dos formaciones podría marca este evento. Los registros de los pozos Q y N nos confirman estas observaciones; en el pozo Q, en el tope la Formación lela se determina una capa homogénea, muy arcillosa de un espesor de cien metros. La base de la formación Huamampampa está representada por 40m de areniscas limpias, con un contacto brusco entre las dos que marca una superficie de erosión. En el pozo N, la transición es mas progresiva, el volumen de las arcillas disminuye progresivamente hacia arriba, pero el cambio entre las dos formaciones está bien marcada por la aparición de cerca 60 m de areniscas limpias a la base de la Formación Huamampampa a 4070 metros de profundidad. La formación Huamampampa está constituida de cinco secuencias de tercer orden en el pozo Q, que comienzan con un intervalo arcilloso, el volumen de las arenas aumenta progresivamente hacia arriba. Los límites de las secuencias corresponden a los marcadores HUA-B a HUA-F. Sus espesores varían entre 60 y 120 m (LAYA, 2006). Parecería posible que la formación Huamampampa incluya dos ciclos sedimentarios, la
27
primera perteneciendo a los depósitos de bajo nivel con las secuencias grano creciente de su base y el segundo el intervalo transgresivo de la formación Los Monos, con aumento progresivo del volumen de las arcillas. La Formación Huamampampa esta divida en dos partes, Huamampampa (H1) y Huamampampa (H2), por que en la misma formación se encuentran las reservas de gas y condensado, en el cual se realizaron los estudios respectivos y se llego a la conclusión, que estas dos reservas se encuentran en la misma formación. En Huamampampa (H1) se encuentran las reservas de gas y en Huamampampa (H2) se encuentra la reserva de condensado.
28
2.4 TIPOS DE VÁLVULAS Y ACCESORIOS EN SISTEMA DE TUBERÍA 2.4.1 Válvulas La variedad de diseño de válvulas dificulta una clasificación completa. Si las válvulas se clasifican según su resistencia que ofrece al flujo, como las válvulas de compuerta, bola, macho y de mariposa, pertenecen al grupo de baja resistencia; las que tiene un cambio en la dirección del flujo, como las válvulas de alta resistencia. 2.4.1.1 Válvula de seccionamiento Los ductos deben considerar válvulas de seccionamiento para limitar el riesgo y daño por rotura del ducto, las cuales deben proporcionar un sello seguro en ambos extremos, independientes de la presión de la línea; así como facilitar el mantenimiento del sistema. Dichas válvulas se deben instalar en lugares de fácil acceso y protegerlas de daños o alteraciones. Así mismo, se debe considerar una infraestructura para su fácil operación. La localización de las válvulas se hará preferentemente en los lugares que por necesidad de operación sea conveniente instalarse como; a) En cada conexión ramal al ducto principal, de manera que su ubicación sea lo más cercano a esta. b) Antes y después de cruces con ríos, lagos o lagunas conforme al estudio de riesgo. c) Antes y después del cruce de fuentes de abastecimiento de agua para el consumo humano d) En caso de ductos de condición de líquidos con pendientes pronunciadas (ascendentes o descendentes), y cerca de centros de población, debe prevenirse el desalojo del contenido del ducto en caso de fuga, considerando la instalación de válvulas de retención antes de las válvula de seccionamiento más próxima corriente arriba o también instalar un mayor número de válvulas de 29
seccionamiento accionadas poractuador para una rápida operación. En cualquier caso, la ubicación de las válvulas debe considerar la seguridad pública y no rebasar con la carga hidrostática, la presión interna de diseño de la tubería y la capacidad de presión de los componentes del ducto. Asimismo, de optarse por la instalación de válvulas de retención, deben considerarse ios arreglos necesarios que permitan las corridas de diablos tanto de limpieza como instrumentados de última generación. 2.4.1.2 Válvula Check (Retención) Como su nombre lo indica, permite el paso de fluido en una sola dirección, señalada en el cuerpo con una flecha; y su función será impedir el retorno en caso de una rotura de línea u otra situación que provoque la disminución de presión en la línea, por debajo de la que tiene el colector. Las fallas que se pudieran presentar pueden localizarse en el O' ring o el asiento de la chamela (CURSO SENDA1998). _____________ l
Válvula
Chek
(Retención)
TORNILLO DE INSPECCION TAPA
ROSCADA
O-RING CUERPO
FIGURA 2.4: Válvula Check (Retención) Fuente: Curso Senda
Figura
2.4 muestra un tipo de válvula
muy
utilizado, O -RING
CLAPETA
encontrar de distintos modelos 2.4.1.3 Trampas de Diablos
30
que
se
puede
Se deben colocar trampas de diablos según se considere necesario para una eficiente operación y mantenimiento del ducto. Se deben realizar análisis de flexibilidad a las trampas de diablos, donde se determine el tipo de soporte y anclaje así como su ubicación. Todas las trampas de diablo deben quedar con anclajes y soportes adecuados para evitar que se transmitan esfuerzos originados por la expansión y contracción de la tubería, a las instalaciones y equipos conectados. También se debe construir cabezales colectores independientes donde se interconectaran las líneas de desfogue provenientes de las trampas con válvulas de bloqueo (compuertas) y de retención (chek), el gas debe desplazarse del cabezal colector a un venteo, a un sistema cerrado o de manera independiente al quemador de fosa de la instalación, en ambos casos se debe considerar la infraestructura existente. (PEMEX1999) 2.4.2 Accesorios Los acoplamientos o accesorios para conexión se clasifican en: de derivación, reducción, ampliación y desviación. Los accesorios como tres cruces, codos con salida lateral, pueden agruparse como accesorios de derivación. Los conectores de reducción o ampliación son aquellos que cambian la superficie de paso del fluido. En estas clase están las reducciones y los manguitos, los accesorios de desvió, curvas, codos, curvas en U son los que cambian la dirección del fluido. Se pueden combinar algunos de los accesorios de la clasificación general antes mencionada. (CRANE1998) Estos accesorios y válvulas son muy importantes describirlas, para la conexión en la cual se va a realizar del pozo Huacaya hacia la planta Margarita, la ampliación de los accesorios que se van a realizar del pozo Huacaya X1 hacia el pozo Margarita X4, realizando una ampliación del diámetro del tendido de la tubería hacia un colector para mandar el fluido hacia la planta Margarita.
31
2.5 PROCESO DE LA PLANTA MARGARITA 2.5.1 Descripción del Proceso Las líneas de producción de los pozo MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4 llegan a un colector en campo (Infield Header), de cual sale solamente una línea de producción hacia la planta. El fluido llega al manifold en planta de 10” a una presión entre 1200 a 1500 psig, esto
depende del volumen de gas que se está procesando, con una temperatura 150°F. Dos válvulas automáticas control de presión (PV-V101 A/B) reducen la presión de llegada a la presión a 1000 Psig (presión de planta), estas válvulas trabajan en paralelo una es de 4”
la PV-101A y de 3” la PV-101B lo que debe garantizar el rango de presión especificado (1500 a 1000 Psig). Luego pasa por un sistema de enfriamiento primario, compuesto por tres aero-enfriadores (AC- 101 A/B/C). El fluido sale a una temperatura de 92-95°F. Luego pasa al Slug- Catcher, que es un sistema de tuberías en el que gas y líquido son acumulados y separados en una primera instancia. La fase líquida del Slug Catcher fluye al separador de flasheo de condensando (V- 102) y la fase gaseosa desde la cabecera del Slug catcher hacia el separador de alta presión HP V-101 donde los líquidos adicionales son separados del gas. 2.5.2 Ingreso, separación y tratamiento tratamiento del gas 2.5.2.1 Slug Catcher de Entrada SC-101
FIGURA 2.5: Sistema de recolección de la planta Margarita Elaboración Propia
2.S.2.2 Enfriador de entrada de Condesado Gas/Gas (AC-101)
FIGURA 2.6: Enfriador de entrada de condensado Gas/Gas
Elaboración Propia
El enfriador de entrada es un intercambiador de calor Gas/Gas enfriado por aire, el cual enfría el gas de la entrada aproximadamente 92-100°F. El enfriador tiene tres motores, cada uno de los equipos con alta de vibración el cual es monitoreado en los paneles de control (DCS). Indicadores de temperatura locales están montados en la entrada y salida del enfriador. Aunque el estado de los motores no era indicado en los P&ID está indicado en los paneles DCS. El sistema consta con tres enfriadores A/B/C. El enfriador A es un cooler variable quiere decir que se puede regular a una determina velocidad. Los enfriadores B/C son fijos quiere decir que no se puede modificar la velocidad (REPSOL YPF 2008).
101)
2.5.2.3
Slug
Catcher
(SC-
FIGURA 2.7: Slug Catcher Elaboración propia
El Slug Catcher de entrada es un sistema de tuberías (arpa) y consta de 4 segmentos de tubería de 16”. Las tuberías múltiples son algunas veces llamadas dedos. El depurador
funciona como un dispositivo de separador de Vapor/Liquido y como un dispositivo para amortiguar las variaciones de flujo causado por el babeado. Los volúmenes de líquido de babaza son difíciles de determinar, en parte porque hay menos de cuatro mecanismos identificables para la generación de babaza. La babaza se puede formar como el resultado de formaciones de olas interfaz gas-liquido en un flujo estratificado. Cuando las olas de líquido son suficientemente grandes como para cubrir el diámetro del tubo, el flujo estratificado se rompe y se forman la babaza también se puede formar como un resultado de cambios de terreno, cambios en el rango de la entrada del flujo y tubería. Para dimensionar el depurador, el tiempo de duración de las babazas de entrada debe ser determinado. El depurador tiene dos cámaras. La primera cámara es para la separación de vapor-liquido y ningún nivel líquido es mantenido en esta cámara. La segunda cámara está dedicada a mantener los líquidos separados. La salida de vapor de las tuberías múltiples es almacenada en una cabecera, y le vapor luego fluye hacia el separador de producción H.P V-101. Los líquidos son almacenados de forma similar en una cabecera y el nivel de líquido es controlada por LIC-SC101 en el cual tiene una alarma de alto y bajo nivel que producirá el paro de la planta si el set point es alcanzado (REPSOL YPF 2008).
34
1.000 pa 85 °F
A s stema e Deshidrataci on V-105
Gas desde el SLUG CATCHER
SEPARADOR
■F=T
i.
-
3
Condensado del Slug Catcher
rr
FILTRO
COALESCENTE
* Purga de compresores K-101. K-102 A B
oa esce dor de Aceite Y-10“ A s stema de estab l zac n
Gasolina del E-105 Separador de Baja ¡1 V-102 (300 psi)
4,760 BPD
TV
Al Compresor K-101 2da. Etapa
Al Flare de Baja
A la pileta API ------ ►
DIAGRAMA DE AREA DE SEPARACION
SISTEMA DEW POINT. 2.5.2.4 Separador de Producción (V-101)
FIGURA 2.8: Separador de producción V-101 Elaboración propia
El gas proveniente de la cabecera del Slug Catcher ingresa la separador V-101, que es un separador bifásico, donde los líquidos son separados. El nivel de líquido es controlado por la válvula automática LIC-V01, la fase líquida fluye al separador de baja (Flash) V-102. El gas sale de separador e ingresa la filtro coalescedor V-104. El separador tiene una presión de trabajo de 1000 psig, está protegido de sobre presión por dos válvula de seguridad PSV-V101 A/B. Además tiene un lazo de control automático PIC-V101 que acciona la válvula LV-V101 en caso que la presión supere el Set Point de trabajo del separador. 5.3.1 Filtro Coalescente de Entrada (V-104) El filtro coalescente de entrada recibe gas de entrada del separador de producción H.P. y recicla gas del compresor de reciclo. El filtro coalescente de entrada filtra partículas sólidas en la corriente del gas pero su propósito primario es quitar niebla líquida de hidrocarburo así minimizando la contaminación del TEG en la torre contactora (y la espuma resultante). Un señalizador local de presión diferencial del filtro coalescente (PDI-V104) está ubicado en el dispositivo para monitorear la limpieza de los cartuchos cuando la presión diferencial alcanza a los 10 psi los cartuchos deben ser reemplazados. El filtro coalescente no debería ser by paseado por más tiempo que el necesario, ya que esto causara la contaminación del trietilenglicol (TEG) en la torre contactora. El nivel del líquido en el filtro está controlado por la válvula automática LV-V104 es devuelto al separador de flasheo de condensado V-102. El filtro está protegido por de la sobre presión por la válvula PSV-V104 la cual esta ajustada abrir a 1210 psi (REPSOL YPF 2008). Luego el gas pasa a la torre contactora de glicol V-105 para la deshidratación con el trietilenglicol.
36
FIGURA 2.12: Filtro coalescente Elaboración propia
2.5,3.2 Torre contactora del TEG (V-105) La función de la contactora es la deshidratación del gas para evitar la formación de hidratos en el sistema frió al disminuir el contenido de agua a parámetros requeridos para su transporte. La torre contactora tiene un indicador de presión diferencial (PDI- V105) el cual monitorea por el panel de control (DCS). Un incremento en la presión diferencial es generalmente una indicación de problemas internos de la columna tales como espuma de anegación. El dispositivo está protegido por sobre presión por la válvula (PSV-V105). La temperatura de gas de entrada de la torre se monitorea por medio de TI-V105. La señal de este TI es alimentada al TDIC- 508 el cual también monitorea TI-508 la temperatura de salida del enfriador de glicol. El nivel de la contactora se controla por el lazo de control LIC-V105, el cual opera la válvula LV-V105. LIC-V105 tiene alarmas de bajo y alto nivel de líquido, en caso de que le nivel de líquido continue aumentando por encima del seteo se activará el switch LSHH-V105 resultando en el paro de la bomba de circulación de glicol. Una vez dehidratado el gas fluye al ¡ntercambiadorgas/gas E-103.
FIGURA 2.13: Torre contactora V-105 Elaboración propia
37
2.5.3.3 Intercambiador Gas/Gas (E-103) El intercambiador Gas/Gas enfría el gas deshidratado de la temperatura de la torre a medida que el gas residual del separador frió (V-106) es recalentado. La temperatura de la carcaza y el lado del tubo son monitoreados por la sala de control (DCS). La presión diferencial es monitoreada por un indicador de presión diferencial del intercambiador (PDI-E103) (REPSOL YPF 2008). La caída normal de presión a través del sector frió de la planta es aproximadamente 18 psi. El set point de la alarma de la presión es de 40 psi. Si la caída de presión aumenta hasta el set point entonces la alarma anunciara. Esto generalmente es una indicación de un problema en el sistema de deshidratación, el cual resulta en formación de hidratos en los intercambiadores. El gas que sale del E-103 ingresa al Chiller E-104.
FIGURA 2.14: Intercambiador Gas/Gas E-103 Elaboración propia
2.5.3.4 Chiller de gas (E-104) El gas de entrada sale del intercambiador Gas/Gas E-103 y fluye así el Chiller, donde es enfriado utilizando refrigeración con propano. El gas de entrada entra al tubo lateral del Chiller, y el propano refrigerante entra a la carcaza. La temperatura de salida de lado de la carcaza, son monitoreados por la sala de control (DCS). La temperatura de salida tiene una alarma de alta temperatura dicha temperatura es detectada y controlada por el por la sala de control. Luego la corriente bifásica (gas + líquido) existente en el E-103 pasa al separador frío V-106.
38
2.5.3.5 Separador Frió V-106 Es un separador vertical bifásico que tiene la finalidad de separar la fase líquida resultante de la condensación en el Chiller y el gas. El gas seco vuelve al intercambiador gas/gas E-103 de donde sale a la succión de ios compresores de venta K-102 A/B y el líquido fluye al separador flash V-102. El nivel de líquido de separador frió (V-106) está controlado por LIC-V106 que acciona la válvula automática LV-V106. En caso que el nivel de líquido supere el nivel de seteo en LIC-V106 se activará el switch de alto nivel LAHH-V106 ocasionando paro parcial de planta. La temperatura del separador V-106 es monitoreada por TI-V106 el cual está equipado con alarmas de alta y baja temperatura. (Normas internacionales y normativas internas de la empresa conductora el gas y los hidrocarburos se deben entregar con ciertas especificaciones (REPSOL YPF 2008). • Punto de roció Gas Venta 32°F 640 psi • Contenido de agua Gas Venta 7 (Ib./ MMSCF)
Condición Límites • Gas Venta 1770 psig 120°F • Producto condensado 1400 psig 120°F
Básicamente el proceso consiste en provocar la condensación de todos los licuables de gas.)
39
FIGURA 2.15: Separador frío V-106 Elaboración propia
al calentar los hidrocarburos se puede prevenir obstrucciones por formación de hidratos, también hacemos más-fácii-la-fluide-z-del hidrocarburo disminuyendo su viscosidad: El-acondicionamiento-es-inevitable- ya que el-gas-siempre-viene-oon algo de agua y-gasotia-a-eoñdeasada-y-hasta-poéfja- traer petróleo liquido, cuando los separadores no son muy eficientes o bien tienen problemas de descarga. Por estar todos estos elementos en estada gaseoso y se puede mezclar con el resto del gas natural, pero a determinadas condiciones de presién-y temperatura se podría condensar y volver nuevamente-a su estado-liquido provocando esto problemas en Ios-venteos. (REP8QL YPF 2008). El -fluido que llega al área de- separaeiénestá-eoñstituida-por-gas, petróleo y agua (puede estar libre, integrados o emulsionados). En esta área habrá separadoresHamados-de general o de grupo y un separador denominado de control o de pruebar cenee-tado a la línea de controtePor-mcdio de este scparador-de-prucba se podrá evaluaria-produectón-individualAtfavésdeleonjuntode-separadores-pa&a-tGdala producción de gas y líquido de la batería o planta y la salida de los mismo habrá dispositivos de medición tanto de gas como de líquidos, los cuales se descargan en -de produeeión- y prueba, todos ellos pueden funcionar para prueba a para producción. Goñ-la-separaelón -dol -flaido-se-puede-tener -conocimiento-de-cada-faser -so -puedoeliminantes fteides-oo-deseadosT-y-podemos-obviamente-separar las gartes-del-fluido que nos interesa. El gas, por ejemplo se destina a la venta o sino para su uso interno alimentado para tes calentadores y motores. El agua se la puede utilizar para re inyección o-se-la puede desechar-sneentiene componentes perjudiciales-para -te equipos y cañerías. Y el petróleo se lo almacena y se 1o bombea el oleoducto para su-ventar Se debe-tratar que las-condicioñes-de operaeiéa-de-separaeién-seamlas-ópiimas-Se procurar una temperatura adecuada para controtaMa-viscosidad del petróleo y- ayudar también al desprendimiento do burbujas do gas, y asi disminuir ol tiempo do bajas ayudan a aumentar las diferencias de presiones entre la fase gaseosa y liquidarEstos a-la-vez-ayudan a4a separación-del gas libre-conel gas disuelto.
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H-flujo de gas del decefador de entrada al separador de producción de H.P donde los líquidos son separados. El separador tiene una presión de trabajo de 1000 psig, está protegido de sobfe-presiéo-p €>p-dos-válvt4a do seguridad do presión, (PSV alta presión. Este controlador envía una señal a las válvulas de seguridad (PV- para controlar la presión del set point. El panel de-eorvtreH£SG)-monitorea-las señales del separador de producción Tepic V-1-G-1AC-. El separador está equipado con separador de tres niveles. Et LIC-V1-Q4ticnc alarma-de-fHvel de alta y baja. El nivel del separadon-tiene-atarme-de-baje-bajo f4veL-EI-T4GA/40Tr aíeualestá-ubk>ado-en4alíneadevapor-de-separadonprodüeido H.P. controles de temperatura de la entrada de gas de AC-1Q1 variando la velocidad de uno de los motores del ventilador por medio de un variador de frecuencia (VFD)
NOTA: COLOCAR DIAGRAMA COMPLETO DEL SISTEMA DEW POINT
a) Secciones de Separación. a.1) Etapa Primaria: en esta etapa se dispersan los fluidos de entrada ayudando a su separación en diferentes densidades. Los elementos que pueden intervenir pueden ser placas deflectoras, plato o difusor un distribuidor ciclónico. a.2) Etapa Secundaria: en esta etapa se retiene la espuma, se separan las gotas de líquido y se rectifica el flujo. Esta rectificación se hace a través del coalescedor para los gases y a través del rompedor para la fase liquida. a.3) Etapa Aglutinadora: Esta es la etapa de salida del gas donde se le quita las últimas y más pequeñas gotas de líquido por medio del extractor de niebla. a.4) Etapa Acumulación de Líquidos: Aquí se retienen los líquidos por gravedad y se transporta a sus recintos de almacenamiento.
41
FIGURA 2.9: Etapas de la Separación Fuente: (Martinez-2002)
SISTEMA DE ESTABILIZACION DE CONDENSADO. Todos los Líquidos recuperador en planta son recibidos en el separador Flash V- 102. 2.5.2.5 Separador de Flasheo de Condensado (V-102) El separador de flasheo de condensado es un separador trifásico, recibe el líquido del: Slug Catcher SC-101, separador V-101, filtro coalescedor V-104, separador frió V-106, depuradores de succión de compresores de venta K-102 A/B, filtro coalescedor de la línea de descarga de compresores de venta V-107 y líquido del depurador de segunda etapa del compresor reciclo K-101. El agua separada en este dispositivo se envía al dispositivo desgasificador de agua V-703. El nivel de agua es controlado por LIC-V102A el cual tiene alarmas de alto y bajo nivel. El alimento a la torre estabilización es el condensado proveniente del separador de Flasheo V-102. De esta corriente se separa el 30% de la misma para alimentar al reflujo de cabeza (plato #1) y el 70% restante pasa por el intercambiador E-101 A/B antes de ingresar a la parte media de la torre (plato # 13). En esta etapa la entrada esta con un TVR 50 aproximadamente y una temperatura de 67°F. En este intercambiador líquido/líquido E-101, el flujo que ingresa se precalienta con el condensado estabilizado que sale de Rehervidor E-102, con una temperatura de 300°F. Entonces el alimento entra a la torre con una temperatura de 230°F y es regulado por una válvula controladora de nivel. El flujo proveniente del Reboilersale del intercambiador con una temperatura de 100°F y es enfriado aun más por el Cooler AC-102. Luego el condensado estabilizado se dirige hacia el desgasificador Gas Boot SA-176 de los tanques de almacenamiento TK-175 A/B/C, donde se eliminan los 42
livianos que hayan logrado escapar. La fase gaseosa del del sistema de estabilización de la torre V-103 fluye a la primera etapa del compresor de reciclo K-101, que es un compresor inter-etapas que comprime tanto los gases del separador flash V-102 como los de cabeza de la V-103 y los devuelve al proceso en
FIGURA 2.10: Separador de flasheo de condensado NOTA: ESTA FOTOGRAFIA NO CORRESPONDE AL V-102 SINO AL E-10. Elaboración propia
2.5.5.6 Diagrama del Sistema de Estabilización
Fuente: Repsol YPF
La Torre Estabilizadora V-103 es un tipo de fraccionadota con o sin reflujo de cabeza, la fuente de calor utilizada en el sistema proviene del sistema Hot-Oil que utilizas un aceite
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térmico de alta temperatura. Por medio de la estabilización se logra cumplir con la condición de TVR, y así cumplir con las especificaciones contractuales de exportación del hidrocarburo. En el proceso que se sigue en una torre, es el calentamiento del flujo, para lograr desprende los livianos y obtenemos el líquido estabilizado del fondo de la torre. a) Efecto Joule: NOTA: REUBICAR ESTA INFORMACION El proceso de Joule-Thomson consiste en el paso desde un contenedor a presión constante a otro a presión también constante y menor (Pf
El- q-ue sale-dei fiitfo-ceaiesc-efite fluye a 4a torre- contactora-de- Glieoí-{V-1 05-} donde el agua contenida en el gas de entrada se reduce para impedir formación de hidratos en la sección fría del proceso. De la torre contactora de glicol el gas fluye aliatefcambiadef-g-as/gasr (E-W3) donde-es enfriado-a-45-E-r El gas de entrada que os una corriente de des fases liquide—vapor fluye al ehiller, (E-404) donde su temperatura es reducida utilizando propano como refrigerante. El gas sale del chiiler aproximadamente 3.5°F.
Del
gas
del
ehiller
el
gas
fluye
al
separador
frío
(V
106),
donde-el-vapor-y-líquid-o-senseparados. Eí-gasresidual-qaedejaelsepar-ador-frt'o se usa- par-a enfriar el gas de entrada en ei intercambiador gas/gas antes-de ser recomprimido por los compresores de línea (K-102 A/B). El condensado líquido de
44
sud-enfriador de refrigerante, (E-105), antes de fluir para el separador de flasfieo de condensado (REPSOL YPF 2008).
FIGURA 2.16: Diagrama del sistema refrigeración propano 2.5.4 Sistema de enfriamiento (circuito de propano) El sistema de refrigeración del propano es un sistema del circuito cerrado, el cual usa el calor latente de propano de vaporización para enfriar el gas de la entrada fluyendo a través del chiller. A medida que el gas de entrada fluye a través del tubo lateral del gas de chiller, el propano es vaporizado en el lado de la carcaza. Los flujos vaporizados de propano fluyen de la carcaza del chiller depurador del compresor de refrigerante, (V-203), donde cualquier líquido del refrigerante es separador. El propano del depurador fluye a la succión del compresor de refrigerante (K-201 A/B/C), donde la presión de propano del refrigerante es comprimida de 27 psig a 180-220 psig. El compresor descarga el propano comprimido al separador de propano-aceite hidráulico (V-204 A/B/C) donde el aceite del lubricante del compresor en el vapor del propano es removido y reciclado de regreso al sistema de aceite lubricante del compresor. El vapor caliente de propano los compresores enfriado y condensado por el sistema de coolers (AC-201) a una temperatura 133°F. La temperatura de condensación tiene un efecto-significativo en los caballos de - fuerza de compresión y los requisitos de condensación. Una temperatura de- eendensaciée más-baja-feduee-ta -presíóe-de-descarga del compresor.-Esto-r-esutta riAT o¡orno lo o i QQ pido oí —
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propano puro-eondensara a una temperatura de 100°F mientras que a 244 psia- condensa a 120°F. A más baja temperatura de condensación más baja la presión ée descarga^ El propano líquido condensado del condensador AC-201 fluye al receptor de refrigerante (V-201) antes de ir al sub enfriador de refrigerante E-105 donde es adicionalmente enfriado a una temperatura 66°F. La presión de propano sub enfriado se reduce antes de entrar al Economizador (V-202). El vapor del economizador fluye al chiller para completar el circuito de refrigeración. El economizador y el sub enfriador son usados para optimizar la eficiencia del sistema de refrigeración de propano. Ambas unidades ayudan a reducir el volumen de propano líquido del refrigerante que es requerido después de la reducción de presión en el chiller.
2.5.3.6 Diagrama del sistema de Refrigeración Propano
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2.5.4.1 Depurador de succión del compresor refrigerante (V-203)
El depurador es un separador vertical con una presión de diseño de 250 psig. Este separador está protegido de alta presión por la válvula PSV-203. Bajo la operación normal, no debería haber líquido en este dispositivo. La presencia del líquido es una indicación de condiciones anormales. El nivel de líquido depurador es monitoreado
47
por una válvula LAH-V203, lo cual alarma el punto seteado es alcanzado (REPSOL YPF 2008).
FIGURA 2.17: Depurador de succión V-203 Elaboración propia
2.5.4.2 Compresores de refrigeración (K-201 A/B/C) El compresor es una máquina que tiene por objetivo comprimir la presión de un fluido mediante la disminución de su volumen. También se emplea para transportar fluidos desde una zona de baja presión más elevada. Experimentalmente se ha encontrado que la compresión se realiza de acuerdo a la siguiente ecuación: p * n" = cte
(2,5)
Se trata por una transformación politropica
FIGURA2.18: Gráfica de presión y temperatura Fuente: Ciclo de compresión
En la figura se representa la transformación politrópicas desde la presión P1 a la presión P2 en un diagrama P-V. También se puede observar en la figura, que cuanto mayor sea la presión final que se alcance en la compresión, mayor será la diferencia de áreas correspondiente a la politropica y ala isotérmica y por ello mayor el trabajo 47
que debe consumir. Por este motivo, cuando se necesita presiones elevadas, la compresión se realiza en etapas, con un enfriamiento intermedio entre ellas. El trabajo consumido por el compresor efectúa la aspiración del gas, la compresión y el transporte hacia el almacenamiento o zona de alta presión.
FIGURA 2.19: Compresores de refrigeración Elaboración propia
Es un compresor rotativo de tomillo accionado por un motor eléctrico. Cada unidad se suministra paquetizada, con su propio tablero de mandos local. Los dos compresores son diseñados para comprimir el refrigerante de una presión de aproximadamente 25-30 psig hasta una presión aproximada de 220 psig. Los vapores del chiller entrar a la succión del compresor, mientras los vapores del economizador son comprimidos por la inter-etapa del compresor de propano K-201. 2.5.4.3 Acumulador de Refrigerante (V-201)
FIGURA 2.20: El aparato receptor refrigerante Elaboración propia
Almacenado el refrigerante después de condensado por el enfriador. El aparato receptor tiene una presión del diseño de 325 psig y está protegido por PSV-V201 (REPSOL YPF 2008).
49
2.5,4.4 Economizador (V-202)
FIGURA 2.21: Economizador Elaboración propia
La presión es monitoreada por PI-V202 la cual está equipada por una alarma de alta presión si la presión aumenta por encima del seteo de alarma entonces PSV-V202 aliviara hacia el quemador. 2.5.5 Sistema de deshidratación (regeneración de glicol) El trietilenglicol (TEG) rico deja la base de la torre contactora TEG. Torre contactora (V-105). Como el TEG fluye a través del controlador del nivel experimenta una caída de presión. La presión corriente aguas abajo de la válvula de control de nivel LIC- V105 es aproximadamente 85 psi. Después de la reducción de presión el TEG fluye al filtro de Glicol, (F-501 A/B) donde las partículas sólidas son quitadas de la solución de TEG. Después de la filtración el TEG fluye a un serpentín de la torre destiladora de sistema de regeneración (V-502). Mientras fluye por la serpentina el TEG es precalentado para luego ingresar al tanque Flash V-501, donde se libera el gas existente en el glicol. Los vapores generados son primordialmente C02, agua y algunos hidrocarburos livianos, los cuales pudieron haber sido absorbidos en el proceso. El gas del flasheo se envía al quemador de alta presión FL--701. En el tanque de flasheo V-501, es un separador de 3 fases. Donde los hidrocarburos líquidos recuperados que han sido absorbidos en el proceso son separadores del TEG son enviados al Gas Boot SA-176. El TEG rico del tanque entonces fluye al intercambiador “E-501”donde es precalentado por cambio cruzado con TEG
pobre caliente. Al pre calentador el TEG del tanque de Flasheo del glicol entonces fluye al intercambiador, (E-501) donde es precalentado por el cambio cruzado con TEG pobre caliente. El glicol rico vuelve a la torre destiladora y desciende a través de los empaque hacia el reboliler E-102.
50
Tanque de Flasheo de Glicol (V-501) de glicol (E-502) provee el calor para Allí2.5.5.2 el agua es separada del glicol, el recalentador evaporar el agua del glicol. El vapor fluye hacia el condensador de vapor (AC- 502), donde es enfriado y la mayor parte del agua es condensada. La corriente luego fluye hacia el acumulador de agua (V-503) para separación del vapor/ liquido. Del acumulador de agua, el vapor fluye hacia el quemador de baja (FL-702). El liquido (en su mayor parte es agua) del acumulador V-503 acumulador de agua fluye hacia el sistema cerrado del tubo de desagüe para la eliminación V-702. El TEG pobre caliente del recalentador de glicol fluye a través de una columna llamada columna Stalh donde el gas residual es introducido en contracorriente para mejorar la puereza del glicol. El TEG pobre luego fluye hacia el intercambiador de glicol E-101 para intercambiar calor con el TEG rico. Del intercambiador de glicol el TEG fluye hacia el tanque de surgencia V-502 y luego para las bombas de circulación de glicol (P-501 A/B) donde es bombeado a la presión de la torre contactora. El TEG luego fluye hacia el enfriador de glicol (AC-501) donde es enfriado antes de entrar a la torre contactora así completando el circuito. (REPSOL YPF). NOTA INCLUIR DIAGRAMA DEL CIRCUITO DE GLICOL
2.5.5.1 Filtros de Glicol (F-501 A/B)
FIGURA 2.22: Filtro de glicol Elaboración propia
El filtro quita partículas sólidas de glicol rico antes de entrar al destilador. Los filtros están equipados con un indicador de presión diferencial, (PDI-F501) el cual es un manómetro local. Los filtros 2 unidades de 100% están diseñados a fin de que una unidad este en línea y la otra en reserva. Cuando la presión diferencial es de 20 a 25 psi, el filtro de reserva se pondrá en línea.
Es un separador de tres fases horizontal. Los vapores de tanques de flasheo son dirigidos al quemador de H.P. (alta presión) a través de regenerador (V501). La presión del tanque es monitoreada por una válvula de control de nivel de liquido de la torre contactora (LV-V105). Como se expreso ante rio mi ente, es la mayor fuente de sobre presión en este punto. Dos fases se separan de este tanque líquido de hidrocarburo y glicol (REPSOL YPF 2008).
2.5,5.3 Intercambiador de Glicol. FIGURA 2.23: Intercambiador de glicol
Elaboración propia
Intercambia calor por TIC-E502 a través de la apertura y cierre de TV-E502. TIC- E502 tiene alarmas de alta y baja temperatura. Aceite caliente del sistema el aceite es la fuente de calor (REPSOL YPF 2008). 2.5.5.4 Tanque de Surgencia FIGURA 2.24: Tanque de Surgencia
Elaboración propia
Ninguno sistema de control está asociado al tanque de surgencia. El agregado de glicol fresco en el sistema es una operación manual y dependerá de una serie de factores, el volumen de gases que se deshidrato y temperatura de trabajo en lo alto de la torre contactora (REPSOL YPF 2008). 51
52
2.5.5.5 Variables de operación Es de mucha importancia tener las características físicas de glicol. Como tener unas presiones altas y temperaturas bajas. a) Temperatura: Vemos que a alta temperatura y a presión constante vemos que hay mayor eliminación de agua, por ebullición de la misma. Si elevamos así la misma temperatura superara el retenedor de niebla, así desperdiciando el glicol por su pérdida a través de descarga. b) Presión: La presión mucho afecta a la viscosidad. A mayor viscosidad es menor la eficiencia de los platos por lo mismo debe aumentase la velocidad del glicol. c) Desecantes Líquidos: Un desecante líquido es cualquier líquido que remueve el agua de otra sustancia cuando los dos se ponen en contacto. Los desencantes líquidos más comunes usados en la industria de gas y petróleo son: Metanol, etilinglicol y dietilinglicol y trietilenglicol. El metanol, etilinglicol y dietilinglicol son comúnmente usados en sistemas de inyección como inhibidores de hidratos. d) Trietilenglicol (TEG): Es preferido para utilizarse en las unidades de deshidratación porque: Regenerado más fácilmente debido a su alto punto de ebullición y otras propiedades físicas. Tiene una temperatura alta de descomposición 404°F (207°C). Tiene perdidas menores por vaporización que otros glicoles. Tiene menores costos de capital y operación que otros sistemas de glicol e) Concentración del Glicol: Mientras más seco es el glicol que ingresa en la torre mejor será la deshidratación del gas. El grado de deshidratación del glicol depende de las especificaciones del diseño de la planta de glicol. f) Temperatura de Punto de Roció: La temperatura del punto de roció es la temperatura a la cual el gas natural se satura con vapor de agua bajo cualquier presión dada. g) Presión del Gas de Entrada: En el rango de operación normal de la unidad de deshidratación con glicol, la presión no es un factor crítico. Sin embargo es importante notar a una temperatura constante, el gas puede contener agua mientras la presión se reduce. Por lo tanto, el contenido de agua del gas de entrada será mayor si la presión del gas es baja.
53
h) Reducción de las Perdidas de Glicol: La pérdida de glicol es un problema de operación costoso. Las perdidas ocurren debido a la vaporización, arrastre y fugas mecánicas. •
Sobrante con el gas de salida saliendo del contactor.
•
Vaporización con el vapor de agua saliendo de la columna de destilación.
•
Fugas en las conexiones de la bomba o de la tubería.
Eliminación de hidrocarburos líquidos y/o gas del separador G-C-G. Las condiciones que afectan la pérdida de glicol incluye: •
•
Alta temperatura en la parte alta de destilación
•
La columna del contactor operando a excesivo caudal de gas.
• Espuma. • Cambios rápidos en el caudal de gas.
2.6 EVALUACIÓN ECONÓMICA En todas las empresas es necesario, en mayor o en menor medida, hacer frente a inversiones sobre las que se vaya a basar la operativa del negocio. Por analizar la viabilidad de una inversión puede entenderse el hecho de plantearnos si los ingresos derivados de nuestro proyecto de negocio van a ser suficientes para hacer frente a los compromisos adquiridos con los agentes que ponen dinero para financiarlo (accionistas y terceros suministradores de financiación), y en qué medida ese proyecto va a ser rentable. La evaluación para analizar proyectos de inversión se basan normalmente en el análisis de los ingresos y gastos relacionados con el proyecto, teniendo en cuenta cuándo son efectivamente recibidos y entregados -es decir, en los flujos de caja (cash flows) que se obtienen en dicho proyecto- con el fin de determinar si son suficientes para soportar el servicio de la deuda anual (principal + intereses) y de retribuir adecuadamente el capital aportado por los socios. Para evaluar la viabilidad de un proyecto de inversión los indicadores más utilizados por los expertos son: Valor actual neto, tasa interna de retorno, coeficiente beneficio costo, y periodo de recuperación. Estos indicadores de evaluación permiten dar una medida, más o menos ajustada, de la
54
rentabilidad que podemos obtener con el proyecto de inversión, antes de ponerlo en marcha. También permiten compararlo con otros proyectos similares, y, en su caso, realizar los cambios en el proyecto que se consideren oportunos para hacerlo más rentable. Por tanto este trabajo se basa en la evaluación desde el punto de vista empresarial utilizando los indicadores antes mencionados, para una mejor toma de decisión. Aunque es oportuno decir que para un mejor análisis se puede hacer también una evaluación social, un análisis de sensibilidad u otros. 2.6.1 Valor Actual Neto (VAN) Conocido bajo distintos nombres, es uno de los métodos más aceptados (por no decir el que más). Por Valor Actual Neto de una inversión se entiende la suma de los valores actualizados de todos los flujos netos de caja esperados del proyecto, deducido el valor de la inversión inicial. Si un proyecto de inversión tiene un VAN positivo, el proyecto es rentable. Entre dos o más proyectos, el más rentable es el que tenga un VAN más alto. Un VAN nulo significa que la rentabilidad del proyecto es la misma que colocar los fondos en él invertidos en el mercado con un interés equivalente a la tasa de descuento utilizada. La única dificultad para hallar el VAN consiste en fijar el valor para la tasa de interés, existiendo diferentes alternativas. Como ejemplo de tasas de descuento (o de corte), indicamos las siguientes: a) Tasa de descuento ajustada al riesgo = Interés que se puede obtener del dinero en inversiones sin riesgo (deuda pública) + prima de riesgo). b) Coste medio ponderado del capital empleado en el proyecto. c) Coste de la deuda, si el proyecto se financia en su totalidad mediante préstamo o capital ajeno. d) Coste medio ponderado del capital empleado por la empresa. e) Coste de oportunidad del dinero, entendiendo como tal el mejor uso alternativo, incluyendo todas sus posibles utilizaciones.
55
La principal ventaja de este método es que al homogeneizar los flujos netos de Caja a un mismo momento de tiempo (t=0), reduce a una unidad de medida común cantidades de dinero generadas (o aportadas) en momentos de tiempo diferentes. Además, admite introducir en los cálculos flujos de signo positivos y negativos (entradas y salidas) en los diferentes momentos del horizonte temporal de la inversión, sin que por ello se distorsione el significado del resultado final, como puede suceder con la T.I.R. Dado que el V.A.N. depende muy directamente de la tasa de actualización, el punto débil de este método es la tasa utilizada para descontar el dinero (siempre discutible). Sin embargo, a efectos de “homogeneización”, la tasa de interés elegida hará su función
indistintamente de cual haya sido el criterio para fijarla. El V.A.N. también puede expresarse como un índice de rentabilidad, llamado Valor neto actual relativo, expresado bajo la siguiente fórmula: V.A.N. de la inversión/lnversión
(2,6)
o bien en forma de tasa (%): V.A.N. de la inversión x100/lnversión
(2,7)
2.6.2 Tasa Interna de Rentabilidad (T.I.R.) Se denomina Tasa Interna de Rentabilidad (T.I.R.) a la tasa de descuento que hace que el Valor Actual Neto (V.A.N.) de una inversión sea igual a cero. (V.A.N. =0). Este método considera que una inversión es aconsejable si la T.I.R. resultante es igual o superior a la tasa exigida por el inversor, y entre varias alternativas, la más conveniente será aquella que ofrezca una T.I.R. mayor. Las críticas a este método parten en primer lugar de la dificultad del cálculo de la T.I.R. (haciéndose generalmente por iteración), aunque las hojas de cálculo y las calculadoras modernas (las llamadas financieras) han venido a solucionar este problema de forma fácil. También puede calcularse de forma relativamente sencilla por el método de interpolación lineal. Pero la más importante crítica del método (y principal defecto) es la inconsistencia matemática de la T.I.R. cuando en un proyecto de inversión hay que efectuar otros desembolsos, además de la inversión inicial, durante la vida útil del mismo, ya sea debido a pérdidas del proyecto, o a nuevas inversiones adicionales. 55
La T.I.R. es un indicador de rentabilidad relativa del proyecto, por lo cual cuando se hace una comparación de tasas de rentabilidad interna de dos proyectos no tiene en cuenta la posible diferencia en las dimensiones de los mismos. Una gran inversión con una T.I.R. baja puede tener un V.A.N. superior a un proyecto con una inversión pequeña con una T.I.R. elevada. 2.6.3 Costos y Presupuestos El estudio de la evaluación económica es la parte final de toda la secuencia de análisis de factibilidad de un proyecto de investigación. Con este estudio se sabrá que existe un mercado potencial atractivo; determinado en el lugar más adecuado para la localización del proyecto y el tamaño adecuado, para este último, de acuerdo con las restricciones del medio, se conocerá el proceso de producción, así como todos los costos en los que se incurrió en la etapa productiva, y se habrá depositado la inversión necesaria para poner en marcha el proyecto.
2.6.3.1 Costo Se define costo como; que es la medida y valoración del consumo realizado o previsto por la paliación racional de los factores para I obtención de un producto, trabajo o servicio. (CONTABILIDAD ANALÍTICA, 1987) 2.6.3.2 Costos Fijos Es de conocimiento general, que los costos varían de acuerdo con los cambios en el volumen de producción. Los costos con respecto al volumen se clasifican como variables, fijos y mixtos. Los Costos Fijos son aquellos cuyo monto total no se modifica de acuerdo con la actividad de producción. En otras palabras, se puede decir que los Costos Fijos varían con el tiempo más que con la actividad; es decir, se presentarán durante un periodo de tiempo aun cuando no haya alguna actividad de producción. (VWVW-06) 2.6.3.3 Costos Variables
57
Es de conocimiento general, que los costos varían de acuerdo con los cambios en el volumen de producción. Los costos con respecto al volumen se clasifican como variables, fijos y mixtos. (WWW-07). 2.6.3.4 Presupuestos Se le llama presupuesto al cálculo anticipado de los ingresos y gastos de una actividad económica (personal, familiar, un negocio, una empresa, una oficina) durante un período, por lo general en forma anual. (CONTABILIDAD ANALÍTICA, 1987). 2.6.3.5. Ingresos Los ingresos, en términos económicos, hacen referencia a todas las entradas económicas que recibe una persona, una familia, una empresa, una organización, un gobierno, etc. 2.6.3.6. Egresos o Gasto Se denomina gasto o egreso a la partida contable que disminuye el beneficio o aumenta la pérdida de una entidad. 2.6.3.7. Utilidad Después de haber restado los ingresos y egresos nos da la utilidad (WWW-08) 2.6.3.8 Flujo neto de Caja Por Flujo neto de Caja, se entiende la suma de todos los cobros menos todos los pagos efectuados durante la vida útil del proyecto de inversión. Está considerado como el método más simple de todos, y de poca utilidad práctica. Existe la variante de Flujo neto de Caja por unidad monetaria comprometida. Formula: Flujo neto de Caja/lnversión inicial
58
(2.8)
58
CAPÍTULO 3 MARCO PRÁCTICO 3.1 EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO MARGARITA 3.1.1. Producción de hidrocarburo de los pozos MGR-X3, MGR-X1, MGR-4. La recolección de producción del campo, se la realiza con líneas de flujo de 8” que
recolectan la producción de los pozos MRG-X1, MRG-X3 y MRG-4, que se interconectan en un colector, donde sale una línea troncal de 8” que lleva la producción de los pozos
hasta la Planta de Procesos (EPF). La Planta recibe la producción de los pozos MRG-X1, MRG-X3 y MRG-4 (el pozo MRG-X3 se encuentra cerrado en espera de intervención), la producción de todos los pozos se mezclan en el colector, por lo cual la planta recibe un caudal igual a la suma de los totales producidos. Los pozos cuentan con medidores tipo Venturi, que no proporcionan resultados adecuados, esto muestra que no se cuentan con un sistema de medición adecuada a nivel de producción de pozo individual. La Planta Margarita procesa el gas, que se adecúa a las condiciones de punto de roció de acuerdo al contrato de venta con Brasil (32°F @ 640 psig). El condensado y la gasolina obtenida en Planta Margarita, se envía mediante una línea de evacuación de líquido de 6” (50 Km), al oleoducto de exportación de la planta Sábalo
operado por Petrobras, el cual se conecta con el oleoducto Transredes en Villamontes. 3.1.2. Formas de contabilización de los Volúmenes de producción Los volúmenes de producción del campo, se contabilizan en la Planta Margarita tanto el gas como líquido; son líquidos totales que se obtienen de haber pasado en planta todo el sistema de separación-estabilización, estos líquidos totales luego son inyectados al oleoducto de 6” que va hacia la Planta Sábalo.
La gasolina que se obtiene de los reportes de producción, son volúmenes teóricos, que son obtenidos al multiplicar el volumen de gas producido por la relación de rendimiento Gas-Gasolina. Esta relación se la obtiene de la cromatografía que se registra diariamente en la planta Margarita. El volumen de condensado, se lo obtiene al hacer la diferencia entre el volumen de líquido totales (real) menos el volumen de la gasolina (teórico). Los líquidos totales son contabilizados en los tanques de almacenamiento de la Planta Margarita, estos tanques tiene una capacidad de 16.000Bbl. El volumen de gas que se 60
contabiliza, es el gas que se obtiene de las dos etapas de separación: el gas que se obtiene del separador de baja (V-102), adicionando también el gas que proviene de la torre de estabilización de líquidos. Para sistema de contabilización de volúmenes de gas en los separadores, se utilizan placas de orificio en los separadores, que son láminas metálicas delgadas con un pequeño orificio en su centro de acuerdo a estudios realizados con anterioridad. Las placas de orificio, tienen un margen de error del 0.5%. El volumen de gas obtenido de los separadores es calculado aplicando la siguiente ecuación (para las placas de orificio).
Qg = Fb . Ftb . Fg . Ftf . Fnr . Y . Fm . F 1 . Vhw. Ft
(3, 1 )
Donde: Fb= Factor básico de orificio. Fpb= Factor de presión base. Ftb= Factor de temperatura base. Fg= Factor de gravedad especifica. Ftf= Factor de temperatura de flujo. Fnr= Factor de numero de Reynolds. Y= Factor de expansión. Fm= Factor manomètrico. Fl= Factor de locación. Hw= Presión diferencial (psia). Pf= Presión elástica (psia). 3.1.3. Alternativas Para realizar la asignación de producción por reservorio se obtuvieron dos alternativas previas, una basada en los rendimientos líquidos obtenidos de los análisis PVT, previo el comportamiento del reservorio bajo las condiciones actuales de producción.
61
La producción de campo proviene actualmente de las dos areniscas Huamampampa (H1) y Huamampampa (H2) las cuales producen líquidos de riquezas marcadamente distintas (Huamampampa H2 aproximadamente 2 veces más rico que el Huamampampa H1) y se produce a caudales diarios diferentes. Sobre los promedios mensuales y de manera consistente con los análisis PVT disponibles se ha determinado que los rendimientos totales de líquidos sobre gas de venta aplicables a cada reservorio son respetivamente 39 Bbl/ MMscf para Huamampampa H1 80 Bbl/ MMscf para Huamampampa H2. Estas cifras consideran los líquidos recuperados en separador y la gasolina teórica obtenida en planta. Por otro lado dadas estas diferentes cifras y el hecho de solo tener dos pozos produciendo de arenas distintas, las producciones diarias de gas y liquido totales pueden asociarse en una ecuación que permite efectuar esta distribución son: Q 9 U S , Y y J Q l * U Í f °
total
^total
^
(3,2)
4 - Y i h
y x
X
Donde: Qx1= Caudal del pozo MGR-X1. Yx4= Factor de expansión del pozo MGR-4. Yx1 = Factor de expansión del pozo MGR-X1. /-¡líquido r¡gas y
_ * * t o t a l ______ Y *4
(3,3)
™total Xlh
- Y
x l h
Donde: Qx4= Caudal del pozo MGR-4. Yx1= Factor de expansión del pozo MGR-X1. Yx4= Factor de expansión del pozo MGR-4. La relación entre gas y líquido así calculada es entonces aplicada al gas producido total obtenido a partir de los datos de Planta Margarita que incluye al gas utilizados para combustible y el gas quemado. Dado que entre los pozos MGR-X1, MGR-X3, MGR-4 y la planta Margarita existen líneas de unos 25 Km, estas pueden actuar reteniendo líquidos (formación de baches) o entregando líquidos acumulados
62
(baches entrando a la planta). Por esta razón en aquellas oportunidades en que se detecta una riqueza total de venta inferior a la asignada como proveniente de la arenisca Huamampampa (H1). Así mismo, en aquellas oportunidades en que se detecta una riqueza individual del pozo MGR-X4 toda la producción se considera proveniente de la arenisca Huamampampa (H2). Este simple algoritmo de distribución presenta las siguientes ventajas: • Permite asignar la producción por reservorio de manera simple tanto diaria como
mensual mente. • Las riquezas efectivas de cada reservorio se respetan diariamente salvo un número
pequeño de excepciones derivado de la formación de baches. • Los promedios mensuales respetan las riquezas efectivas de cada uno, dentro de las
inconsistencias asociadas. Además las tendencias históricas de los rendimientos de líquidos en planta que analizan así mismo de manera permanente para: • Detectar cualquier variación no esperada en la riqueza de los fluidos que pueda iniciar
cambios de regímenes de los reservónos. 3.1.4. Determinación de la calidad y tiempo de producción de condensado y gas de la Planta Margarita. La determinación de la calidad de producción de condensado y gas están basado en normas establecidas por la empresa, como las normas corporativas SCOR. 3.1.4.1 Control de Calidad Toda la producción, analizada y controlada es llevada así a un control de calidad de todo el proceso y productos finales. Por medio de control de calidad se puede ir regulando parámetros y condiciones operativas de equipo y sistemas para conseguir mejores resultados. 3.1.5. Control de calidad del líquido de la planta Margarita. En este CUADRO 3.1 se puede observar el comportamiento del condensado estabilizado donde se analiza desde Tensión de Vapor Reid (TVR) hasta la temperatura del fondo de los pozos productores para poder ingresar con las normas establecidas a la Planta Margarita. CUADRO 3.1. Condensado Estabilizado
63
Condensado Estabilizado TVR psi ° API T. Cabeza °F T. Reflujo °F T. Alimento °F T.Fondo°F Presión psi
Fuente: Repsol YPF 2008
11.45 56.15 11.68 71.5 231.5 275.8 105.5
En este CUADRO 3.2. se puede observar el comportamiento del condensado almacenado en los tanques de la planta Margarita donde se calcula desde la Tensión de Vapor Reid (TVR), donde tiene un límite máximo 12 psig de acuerdo a la norma de ASTM D-323 y una temperatura del tanque, para hacer la descarga del producto a la Planta de Sabalo. CUADRO 3.2. Tanque de Almacenamiento Tanque Almacenamiento TVR 11.425 °API Corregido 55.925 °API Sin Corregir 58 Gravedad específica 0.74688 Temperatura 78.75 Temperatura TK 81
64
Fuente: Repsol YPF 2008
Punto de Roció YPF D de Roció HC °F Punto de Roció H20 °F H20 Lb/MMPC Presión Psi T. Gas Chiller °F E/S T. Gas Sep. Frío °F T. Chiller °F Caudal MMPC
13.5
13.0 105 1378 22.7/2.45 2.8
0.4 80.0
En este CUADRO 3.3. se puede observar el comportamiento del punto de rocío del hidrocarburo y del agua, se saca el cálculo de las temperaturas del hidrocarburo en sus diferentes sistemas de procesamiento del hidrocarburo y por último se realiza el análisis del caudal del hidrocarburo en los diferentes procesamiento de la Planta Margarita.
CUADRO 3.3. Punto de Rocío
Fuente: Repsol YPF 2008
En este CUADRO 3.4. Se puede observar antes de realizar la descarga del hidrocarburo, se realiza los análisis de la Tensión de Vapor Reid (TVR), se calcula
65
los grados API hasta la temperatura del Tanque de descarga para descarga a la planta de Sábalo. CUADRO 3.4. API Tanque Bombeado °API TK Bombeado TVR Psia 11.5 °API Corregido 56.15 °API Sin Corregir 59 Gr. Específica 0.7428 Temp. Muestra 85.5 Temp. TK 82
Fuente: Repsol YPF 2008
3.1.6. Control de Calidad del gas de la Planta Margarita Toda la producción es analizada y controlada, llevando así un control de calidad de todo el proceso y productos finales, de acuerdo a las normas ASTM D-323. Por medio de este control dad podemos ir regulando parámetros y condiciones operativas de equipos y sistemas para conseguir mejores resultados. En el CUADRO 3.5 se puede observar la composición del gas de la Planta Margarita contando también con sus gases inertes que son nitrógeno (N2) y dióxido de carbono (C02), el gas inerte tiene que ser estrictamente controlado por los operadores de la planta porque no se puede descargar el gas si no cumple el 3.5% que regula las normas ASTM y SCOR N-07 establecidas para poder mandar a la planta Sábalo y después se descarga a la planta de Rio Grande ubicada en el departamento de Santa Cruz de la Sierra. CUADRO 3.5. Control de Calidad CONTROL DE CALIDAD Cromatografo Composición Entrada (mol%) Salida (mol %) N2 0.714 0.706 C02 1.624 1.619 C1 84.138 86.209
C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7 TOTAL Fuente: Repsol YPF 2008
7.977 3.147 0.647 0.929 0.322 0.200 0.159 0.143 100
7.569 2.622 0.435 0.571 0.136 0.078 0.043 0.012 100
En el CUADRO 3.6 se observa la composición de la densidad del gas de planta Margarita en porcentajes de mol para observar el aumento o la estabilización de la densidad relativa del gas ideal, si se mantiene el porcentaje de entrada de la densidad relativa del gas real. Se realiza un análisis del contenido de agua que tiene el gas en los sistemas de la planta y en los tanques de almacenamiento para después poder transportar el gas siguiendo las normas establecidas por la empresa. CUADRO 3.6. Densidad del Gas DENSIDAD DEL GAS Entrada (mol%) Densidad Relativa del Gas (ideal) 0.684 Densidad Relativa del Gas (real) 0.682 Gas. Compresible 0.997 P.Cal.(bs) BTU/PC (ideal) 1162.6 P.Cal.(bs) BTU/PC (real) 1159 P.Cal:(bh) BTU/PC (real) 60°F 1139 Resid.Gas Hydrocarbon Dewpoint 87 Contenido de Agua en Gas Lb/mol mmscf NGL (bbls/MMCFD) 7.70
Salida (mol%) 0.656 0.654 0.997 1123 1119 1100 15.97 0,106 2.41
Fuente: Repsol YPF 2008
3.1.7. Balance de Producción El balance de producción de la planta Margarita se realiza obteniendo los volúmenes de gasolina generada, se hace en base a la cromatografía. El porcentaje de la cromatografía es a partir de C5 y demás componentes por un factor para llevar ese porcentaje molar a (BBLS), lo mismo se hace con el gas residual entonces la diferencia entre entrada y salida da los barriles absorbidos por millar de pies cúbicos, de gas a esto se multiplica el volumen total de gas producido. Entrada iC5 = 0.323; Salida iC5 =0.140 66 67
¡C5 = (0.323-0.140)* 860,595/100 = 1.5912 En el CUADRO 3.7. se puede observar que las ecuaciones de gas producido, como también la ecuación de gas de baja y la ecuación de gas requerido. Esta ecuaciones sirven para verificar si el gas que entra a la planta Margarita esta con los requerimiento especificados para el empalme a Sábalo. Para obtener el Volumen de Agua Producida en la planta margarita se realiza en base al porcentaje que se obtiene en la muestra del pozo. CUADRO 3.7. Balance de Gases
GP GA GB GC GQ CV
eco GS CCAB CV102 GS CCAB CV102
Gas Producido Gas de Alta Gas Baja Gas Compensado Gas Requerido Gas De Venta Gas Combustible Gas Schrinkaqe Gas Cabeza Torre Estabilizadora Gas de Tanque de Flasheo V-102 Gas Schrinkage Gas Cabeza Torre Estabilizadora Gas de Tanque de Flasheo V-102
BALANCE DE GASES GB = X(Gcabeza + G V-102)
GP = GA + GB + GC
GQ = GP + GV+GCO + GS
BALANCE DE GASES PP
Petróleo Producido
GA
Saldo Actual
SAN
PP = SA+PV + SAN
Saldo Anterior
Petróleo Vendido PV Fuente: Repsol YPF 2008
Este parámetro es realizado oficialmente por nivel de tanque. El volumen se contacta con el medido másico de margarita y el medidor másico del empalme a Sábalo
3.1.8. Sistema de Control Distribuido (DSC) El sistema de control que tiene la planta margarita es de alta tecnología donde se monitorea todas actividades y procedimiento que tiene el fluido como en los separadores, chillerde gas, torre contactora, intercambiadores de Gas/Gas . Cada sistema tiene su monitoreo como el depurador de entrada, sistema de estabilización de condensado, sistema de condensado, sistema de enfriamiento, sistema de deshidratación, sistema de estabilización. También se tiene sistema para el circuito eléctrico. Este panel de control está hecho para monitorear las presiones y temperaturas y nivel de agua de todo el circuito que tiene la planta Margarita. Filtro Coalescente (V-104)
Separador de Flasheo de Condensado (V102)
Separador de Producción (V-101)
FIGURA 3.1. Panel de control de los separadores Fuente: Repsol YPF 2008
El sistema consta con los siguientes módulos •
Estación de operación. Controlador de Planta. Enlace Histórico.
3.1.8.1. Estación de operación Este modelo es un espejo de Profesional Plus, ya que contiene todo el software y tiene acceso total a la base de datos de Profesional Plus, pero no se puede realizar modificaciones a la base de datos desde este computador, ni ejecutar otras aplicaciones de DELTA V como ser: Control Studio, Delta V Bach, Delta V Explore, pero si se puede ver diagnósticos e históricos, incluso realizar aplicaciones como Excel Add-lns.
69
3.1.8.2. Controlador Es un componente importante en el sistema de control ya que este reside el programa a ejecutarse de cada proceso, alarmas, eventos y puntos históricos, la base de datos de las tarjetas y de los equipos de campo conectados. En caso de falla en el suministro de energía en la planta, la red de computadores DELTA V tiene su propio UPS y batería de emergencia que mantendrán los computadores funcionado por dos horas. 3.1.8.3. Enlace Histórico La pantalla Enlace histórico permite tener acceso a la información gráfica y precisa de esta de cualquier equipo o proceso a través del tiempo. En los históricos se pueden revisar uno a uno los valores de la variable (Temperatura, Presiones, Niveles, etc). En un rango de tiempos deseados definido por el usuario. 3.1.9. Sistema de Generación Eléctrica El sistema de generación eléctrica da energía a toda la planta que esta compuesto por cuatro generadores. Tres de ellos alimentados a gas y el de emergencia alimentada a diesel en caso que se parar la planta es este último que se le suministra la energía indispensable para los equipos dando un tiempo limitado para solucionar los problemas. Todos los generadores están equipados con paneles de control y sistemas de enfriamiento. Del depurador de gas combustible V-901 se dirige el gas de alimentación de los compresores previamente filtrando el mismo y regulando presión de entrada mediante el Manifold de gas combustible. En el CUADRO 3.8 se observa el monitoreo de los generadores que tiene la planta con respecto a los generadores eléctricos que la planta tiene para el campamento las oficinas y principalmente para la planta Margarita, también tiene las características de ios motores el trabajo que tiene las revoluciones por minuto, sus amperajes de cada uno de los motores y las características de los generadores principales. CUADRO 3.8. Características
70
TAG
MOTOR
RPM
G-350A
CAT-3516
G-350B
HP
RPM
KVA
VCA AMP.
KW.
HZ
CARECTIRISTICAS
1800
1800
1625
480
1954
1300
60
G. Principal Turbo alimentado
CAT-3516
1800
1800
1625
480
1954
1300
60
G. Principal Turbo alimentado
G-350C
CAT-3516
1800
1800
1625
480
1954
1300
60
G. Principal Turbo alimentado
G-350D
CAT3306D
1800
1800
288
480
345
230
60
G. de emergencia diesel
175
Fuente: Repsol YPF 2008
3.2 EXPLORACIÓN, EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN DEL POZO HUACAYA El campo Huacaya fue descubierto en Diciembre de 2007, en el bloque exploratorio Caipipendi en la provincia Luis Clavo del Departamento de Chuquisaca, con la 70
perforación del pozo exploratorio HCY-X1, que mediante un side track alcanzo la profundidad final 4800 m. El campo Huacaya corresponde a una culminación estructural en el hundimiento regional Norte de lámina Huamampampa 1 bajo (H1b), descubierta en margarita afectada por un corrimiento de dirección NE-SO que provoca una leve silla estructural entre ambos campos. Se efectuó una Prueba de Formación-Producción DST a pozo abierto, del tramo 4584 a 4800 m (cubriendo todo el espesor de las areniscas). El resultado de la misma es conclusivo en lo que a la capacidad productiva de este pozo se refiere. Como resultado de la perforación de este pozo, quedo en evidencia que el fluido de esta arenisca presenta similitudes considerables con el producido por los pozos MGR-X3 y MGR- 4, en sus respectivos ensayos DST de la arenisca Huamampampa 1 bajo (H1b). La perforación se inició el 09/06/2006 y concluyó el 29/12/2007, utilizando en total 569 días para las operaciones de perforación. El agujero original fue perforado hasta 3386 m, perdiéndose parte del mismo por problemas mecánicos. El nuevo agujero habilitado HCY-X1 se inicio el 01/03/2007 desde 1087m MD, en los niveles superiores de la formación Escarpment finalizando el 19/11/2007 en la formación lela. La Profundidad Final alcanzada fue de 4800m MD habiéndose perforado 152 m en la formación Huamampampa, que favorablemente se ubico en una cota estructural de 103 m más alta que la prognosis. En Junio del 2009 con el objeto de determinar el grado de comunicación entre la estructura de Margarita y Huacaya, dada la prueba de producción a realizarse en 2009 en el pozo MGR-X3, luego de su completación definitiva se coloco sensor de fondo de presión y temperatura, que permitió verificar esta eventual conexión y determinar el grado de conectividad con el pozo MGR-X3 a través del nivel de Huamampampa 1 bajo (H1b). Los sensores de fondo fueron retirados en Julio del 2009, cumplido el tiempo de sincronización de los relojes (45 días) y la data fue analizada observando una tendencia no concluyente, debido a ello el sensor fue reinstalado con el objeto de monitorear y evaluar el grado de comunicación de las capas. A principios de Junio del 2009 se instalo en el pozo HCY-X1 un, memory gauge en el nipple RN a 4523m, para monitorear las presiones del reservorio Huamampampa (H1b) una vez que las operaciones de completación del pozo MGR-X3 fueran terminadas. Para finales de 28 Junio del 2009 las actividades de limpieza y prueba de potencial comenzaron en el MGR-X3 y culminaron el 09/07/2009, luego que fue recuperado el
72
memory gauge del HCY-X1 el día 10/07/2009, con la información referente a dichos pruebas. El memory gauge fue reinstalado para continuar con el monitoreo por 45 días más. El 26/08/2009 se retiro nuevamente el memoruy gauge, con 45 días de información, mientras el MGR-X3 estuvo en producción continua. Esta data es analizada en este informe con sus respectivas conclusiones y recomendaciones. El pozo Huacaya-X1 se encuentra ubicado en la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca, Bolivia, al Norte del Campo Margarita (a 12,84 Km. del MGR-4), flanco Occidental de la Serranía de Bororigua). Los reservónos son areniscas naturalmente fracturadas del Devónico.
FIGURA 3.2. Ubicación regional del pozo HCY-X1, en el Subandino boliviano (izquierda) y en relación con la serranía de Bororigua y Caipipendi y los campos Margarita y Sábalo (derecha) Fuente: Repsol YPF 2007
3.2.1 Probador de Formación.
73
Se realizo una prueba de formación, para observar la profundidad del pozo y las presiones que presenta el pozo HCY-X1, los resultados de las medidas de presión registradas con el probador de formación. En el CUADRO 3.9 se puede observar las diferentes profundidades que se obtuvieron para poder registrar el TVD de la formación y la presión de cada profundidad obtenida. CUADRO 3.9 Resultado de las mediciones de presión Profundidad (Mts)
TVD(Mts)
4632
4468.25
-3558.63
9270.94
4594
4434.48
-3524.86
9256.61
4672.3
4503.74
-3594.12
9308.38
Fuente: Repsol YPF
Presión (psia)
XPT COMBINADO 4672.3-4632-4594 m
TVD m
FIGURA 3.3: Representación gráfica de los datos de presión mostrados en el cuadro 3.9 Fuente: Repsol YPF
Se realiza la gradiente promedio usando estos puntos, el valor del mismo es de 0.22 psi/pie, valor el cual es superior a un gradiente de gas seco, e inferior a un gradiente de petróleo. Los intervalos que fueron evaluados a pozo abierto, está compuesto por tres capas las cuales son: capa superior, capa medio y capa inferior, las cuales presentan permeabilidades (k) absolutas (según perfil de resonancia), inferior es a 1
74
mili darcy (mD) y con un promedio del orden de 0.1 mD; aunque el análisis de coronas muestra permeabilidades de hasta 7 mD en zonas con presencia de fracturas. La capa superior presenta valores de permeabilidad relativamente mayores que las capas inferiores. 3.2.2 Información de Perforación En esta sección presentamos información de perforación, que es relevante o de utilidad para la evaluación de los datos de presión. A continuación se presentan los volúmenes de lodo perdidos durante la perforación. prof (m) 4386
Barriles
4433
12
4479
Prof (m)
Barriles
4684 469*?
4.00 10.00
12
4697
5.00
4520 4556 4582
27
4697 4708
4.00 5.00
4596
18
4715 4715
4596
6
4715 4715
4611 4615
21 15
4715
4.00
4615
4716 4744
5.00
6
4629 4646
21 19
4650 4650
8 3
4650
4
4650
6
4800
4650 4650
2 4
4800
4650 4650
4 3
4650
4
TOTAL
232
8
Ji I N -•4
J
il HUTI
-V-
•
12 17
4773 4800 4800
8.00 2.00
10.00 11.00 10.00
4800 4800
4800 4800
3.00
4800
3.00
4800
2.00
TOTAL
86.00
FIGURA 3.4: Volúmenes de fondo asociados con la perdida de lodo. Todas las capas acusan perdidas de lodo en mayor o menor proporción. Fuente: Repsol YPF
Como se muestra en la figura 3.4 las pérdidas de lodo durante la perforación están localizadas en las zonas de fracturas. Aunque se presenta un mayor volumen de pérdidas en la capa superior, (zona de mayor permeabilidad en comparación con las capas inferiores) las pérdidas de lodo en las capas inferiores reflejan permeabilidad de las mismas.
75
Para finalizar esta sección y antes de iniciar el estudio o evaluación de la formación obtenida de la prueba, que es el objetivo principal de este trabajo, podemos resumir en cuanto a la evaluación del tipo estática y del probador de formación, lo siguiente: • El intervalo de prueba está compuesto por tres capas principales, que eta denominado
como capa superior, capa media y capa inferior. La presencia de fracturas naturales, se infiere tanto del análisis de la corona, así como de los resultados de los perfiles resistivos y de imágenes. • Se presentaron perdidas de Iodo en todas las tres capas y los lugares de perdidas están
asociados con fracturas naturales, lo que en principio implicaría permeabilidad de estas zonas. • El valor de la presión a esperar en el tope del intervalo es de 9256.6 psia.
3.2.3 Implementación de las Pruebas En las secciones se presento diseño de las pruebas cuyo principal objetivo es el de estimar tanto el potencial esperado para el pozo, así como la respuesta de la presión transiente durante la prueba. En esta sección se llego a presentar los resultados obtenidos de las pruebas así como la interpretación de los datos de presión y producción. El ensayo DST del pozo HCY-X1 tiene por objetivo principal probar la presencia de hidrocarburos (gas-condensado) en la formación Huamampampa y determinar su capacidad productiva. Complementando el objetivo principal del ensayo, está el determinar las propiedades de la roca reservorio y de los fracturas naturales y recolectar muestras de los fluidos producidos para efectuar estudio de PVT de los mismos. 1o Programa operativo y de evaluación El programa operativo y de evaluación del ensayo DST para el pozo HCY-X1 consta de las siguientes partes principales. a. Primer apertura. Con diferencial de presión a favor de formación de 1250 psi, apertura del pozo en fondo y manifold en superficie cerrado, observar comportamiento de presión y temperatura de cabeza durante una hora. b. Primer flujo lentamente se abrió pozo en choke manifold, con estrangulador ajustable, dirigiendo flujo hacia la fosa de quema hasta choke 28/64” Primer flujo.
Lentamente se abrió pozo en choke manifold, con estrangulador ajustable, 75
dirigiendo flujo hacia la fosa de quema hasta choke 28/64” y mantener flujo en
observación. c. Prime cierre de pozo en superficie. Observar presión y temperatura por dos horas. d. Segundo flujo, limpieza de pozo, varios orificios. Incrementando los mismos en función de comportamiento de la limpieza (máximo contenido de sólidos= 2%). Choke preferente de limpieza prolongada 64/64”. Eventuales cierres se efectuaran en superficie.
Monitorear presión y temperatura en cabeza. e. Segundo cierre de pozo en superficie. f. Perfil PLT. Armado de Unidad wireline, prueba de equipos de control de presión y bajada de sarta PLT. Efectuar carreras estacionarias. g. Tercer flujo. Apertura de pozo por orificio 28/64”, verificación de rendimiento de fluidos y, en condiciones estabilizadas, proceder a la toma de muestras de fluidos de separador, para análisis PVT.
3.3 EVALUACION CONTINUA DE LA FORMACION HUAMAMPAMPA A LO LARGO DE LA PRODUCCIÓN.
77
De acuerdo a información de geología, el pozo Huacaya-X1 ha sido diseñado para evaluar las areniscas naturalmente fracturadas del Devónico Huamampampa en el área de Huacaya, dentro del Bloque Exploratorio Caipipendi. Según programa geológico, el pozo ha sido diseñado para obtener la máxima información sobre las propiedades del reservorio, las fases de los hidrocarburos y la naturaleza de los fluidos, la continuidad de la fracturación y detalles del sistema petróleo, asi como para garantizar una productividad comercial. FIGURA 3.5: Ubicación del Pozo HCY-X1 en el Bloque Caipipendi. 70"
100 0m
CITAR A <77 A KuriTAvU
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MARCAJITA
13 3 9" ^ 3700tti
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9
5«-
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Fuente: Repsol YPF
Dado de que se trata de un pozo exploratorio, el programa de pruebas, en este caso tipo DST, debe de contemplar la adquisición de datos de presión y producción, así como toma de muestras durante el tiempo de prueba, que permita el logro de los objetivos de evaluación antes propuestos en el programa de prueba, el cual se baso principalmente en los resultados o valores de los parámetros de reservorio y pozo de la arenisca Huamampampa 1 bajo (H1b) del pozo MGR-4, así como los resultados obtenidos de la implementación del mismo y finalmente el análisis de los datos de presión y producción obtenidos durante las pruebas. 3.3.1 Modelo geológico y evaluación petrofísica. A fin de realizar diseño de las pruebas de presión y producción, es importante considerar toda la información disponible sobre el intervalo de prueba, en particular el modelo geológico, así como la evaluación petrofísica y resultados del probador de formación.
78
FIGURA 3.6: Interpretación con falla de cresta. FIGURA 3.7: Ubicación del pozo HCY-X1 en el mapa Geológico Fuente: Repsol YPF.
En la figura 3.6 se puede observar el modelo geológico por medio de la evaluación petrofísica realizada, donde muestra una falla que divide la formación Huamampampa. 3.3.2 Evaluación Petrofísica
79
En la evaluación petrofísica se sacan muestra para evaluar la densidad efectiva, densidad aparente, porosidad y permeabilidad a las siguientes profundidades. En el CUADRO 3.10 se presenta los datos petrofísicos de laboratorio, de la corona cortada en el tramo de 4662-4664.2 m., de la cual se recupero del 78% (1.78 m). Para este intervalo los valores de porosidad en la correlación de los datos mostraron buenos resultados, tanto con la porosidad efectiva obtenida de la densidad como con la Resonancia Magnética Nuclear (CMRP), y están en el orden de valores de porosidad de corona de los campos vecinos. CUADRO 3.10: Datos de Corona
Muestra
1-2-1 1-2-2 1-2-3 1-2-4 1-2-4 1-1-6
Petrofísica Básica Porosidad, Permeabilidad y Densidad Condisiones STD Profundidad Densidad Densidad Porosidad Pemeabilidad Aparente de Preforación Efectiva (m) (%> (qr/cm3) (qr/cm3) al Gas (mD) 4662.57 2.65 2.54 4.06 5.76 4662.83 2.67 2.56 4.31 0.0361 4662.96 2.66 2.55 3.99 0.0535 4663.09 2.66 2.57 3.27 0.218 4663.17 2.65 2.56 3.39 0.0204 4663.23 2.65 2.57 3.20 7.39
1-1-7 4663.45 Fuente: Repsol YPF
2.67
2.56
3.94
80
0.0129
Observaciones
Fisurado
Fisurado Fisurado
FIGURA 3.8: Imagen Micro-resistiva de Pozo HCY-X1 Fuente: Repsol YPF
En la figura 3.8 se observa buena cantidad de fracturas dentro de la formación Huamampampa, las cuales hay que cuantificar y clasificar entre abiertas, cerradas, naturales e inducidas. Las fracturas cerradas son aquellas fracturas que si se presentan en la formación pero no presenta peligro para la migración del fluido. Las fracturas abiertas son aquellas que se presentan en la formación ya sea por la perforación o por la presión establecida por la herramienta de perforación. 3.3.3 Diseño de la Prueba Con la finalidad de anticipar la repuesta de presión y producción a esperar durante la prueba, es necesario realizar diseño de la misma. En este caso se dispone de información de la prueba de petrofísica y del probador de formación, lo que permite realizar diseño con cierto grado de incertidumbre, es decir, hay factores que si bien lo podemos cuantificar en la etapa de diseño, tales como la permeabilidad y el daño, debemos de contemplar estudio de sensibilidades, por cuanto la información de geología, petrofísica es del tipo estática. CUADRO 3.11: Resultado de diseño. Pwf
AP
Caudal (no daño) Ks=1mD
Caudal (no daño) Ks=5mD
Caudal (daño) Ks=5mD
Km=0.5 mD,KL0.05 mD Km=1mD, Ki=0.5mD (MMscf/D) (MMscf/D) 9000 8800 8300 7800 7300 6800 6300 5800 5300
300 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
4300 4300 Fuente: Repsol YPF
Km=1mD,Ki=0.5mD Ss=30,Sm=30;Si=50 (MMscf/D)
4 6 12 18 24 30 36 41 47
14 22 45 67 89 110 131 152 173
10 15 20 25 30 35 40
59
216
50
81
3 5
Caudales a esperar según el diferencial o Drowdawn impuesto a la formación. Ks: permeabilidad capa superior, Km: permeabilidad capa media, Ki : permeabilidad capa inferior. Ss: daño capa superior, Sm daño capa media, Si: daño capa inferior. Pwf: Presión dinámica de fondo fluyente. Se asume el valor para la presión inicial o estática, de 9300 psia. A continuación se realiza diseño de las presiones a esperar, basado en los valores de caudales que se presentan en la tabla 4. Se asume un tiempo de prueba con base a la experiencia.
FIGURA 3.9: Resultado del diseño de la prueba.
Fuente: Repsol YPF
En la figura 3.9 se muestran dos casos: uno considerando que ninguna de las capas está dañada, y el otro en donde cada capa presenta efecto de daño importante. El caudal en los dos es el mismo, y el efecto de daño se refleja en que es necesario un mayor diferencial de presión para producir el mismo caudal.
82
A continuación se presentan presentan los aportes de cada cada capa a condiciones condiciones de fondo:
FIGURA 3.10: Aporte 3.10: Aporte individual de las las capas a condiciones de fondo.
Fuente: Repsol YPF
3.4 GENERAR UN PRONOSTICO DE PRODUCCION DE CADA UNO DE LOS POZOS En la actualidad el campo Margarita consta con tres pozos de producción que son MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4, que en la actualidad la producción de dichos pozos en 75 MMCFD que son procesados en la planta Margarita para su posterior exportación al mercado externo. 3.4.1 Pronostico de producción del pozo Margarita X-1 (MGR-X1) En las siguientes tablas se puede observar la producción del pozo MGR-X1. En dicha CUADRO 3.12 se observa la producción de gas que existe en el pozo MGR-X1, la producción de petróleo y la producción de agua que en el cual los datos demuestran que el límite de la producción de agua se mantiene constante. CUADRO 3.12: Producción del pozo MGR-X1 PRODUC PRODUCCI CI N DEL DEL POZO POZO MARG MARGARI ARITATA-X1 X1 GAS
32.249 MMPCD
PETROLEO
1255 BPD
AGUA
29 BPD
Fuente: Repsol YPF 2010
En el CUADRO 3.13, MUESTRA LA DATOS DE PRESIONES DE FONDO Y CABEZA DEL MGR-X1 PARA UN CHOKE 41/64” la-presién-ëeFpeze-MGR-X 1-se calcha-la-presión-de fondo-de-pozo-hasta fondo-de-pozo-hasta 4a-presión-de-cabeza de pozev donde-se
83
aumenta o disminuye, este año se hizo la prueba de aumentarlos-efooques de-diefre pozo para ver el aumente-de presión en el pozo el c-ual aumento su presión de 3901 mantener el choque a 41" que también se tiene una buena producción. CUADRO 3.13: Presión de MGR-X1 PRESIONES DEL POZO MARGARITA- X1 PRES PRESII N DE FOND FONDO O
5029 5029 PSI PSI
PRES PRESII N DE CABE CABEZA ZA
3527 3527 PSI PSI
CHOQUE
41
Fuente: Repsol YPF 2010
En cada pozo se calculo una razón de movilidad que indica en que movimiento se encuentra el petróleo y gas de los tres pozos productores. Se obtuvieron los datos de porosidad del pozo MGR-X1 se calcula lo siguiente = V m |Qo ,3.4) a Vb %
Vb 20.4-19.4
= 4.9%
20.4
100
0
Esto quiere decir que la porosidad del pozo MGR-X1 es óptima. Teniendo los datos del MGR-X1 su permeabilidad de gas es de 0,08 darcy, su viscosidad es de 0,018 cp y la permeabilidad del petróleo es de 0.35 darcy, su viscosidad es de 1,28 cp. (3,5) Esto s son los dato s
actuales
para ser el cálculo de la movilidad del gas y petróleo:
Koil poil Kgas Hgas Donde: M= razón de Movilidad. Koil= Permeabilidad de petróleo.
84
|joil=Viscosidad de petróleo. Kgas= Permeabilidad de gas pgas= Viscosidad de gas
Kgas Movilidad para el gas = P8as
0.08 darcy M= 0.018 cp
= 4.44
El resultado de la razón de movilidad del gas es de 4.44 en un punto del yacimiento para poder observar la producción óptima del pozo MGR-X1.
Koil Movilidad para el petróleo = 0.35
M- . _
1.28= 0.27
el resultado de la movilidad de gas con la movilidad del petróleo se divide para tener un resultado que diga cuál es la mayor movilidad de los dos fluidos.
M = (4.44/0.27")= 16.44El resultado obtenido con esta ecuación de razón de movilidad quiere decir que el gas se encuentra 10 veces más en movimiento que el petróleo en las reservas del pozo MGR-X1, esto nos indiaca que a mayor movilidad de gas se tenga en reservorio mayor productividad de gas y petróleo. También se suma la alta producción de gas que tiene el pozo MGR-X1 que es de 32.249 MMPCD. Se puede obtener los cálculos de la gravedad específica del condensado mediante la siguiente ecuación
141.5 (TO = ---------------------- API+ 131 5 Donde: 00 = Gravedad
especifica de petróleo o condensado. 84
(3,6)
API= American Institue) Petrolum. Su grado API del condensado o petróleo para el pozo MGR-X1 es de 35 es un fluido liviano en el cual este fluido no contiene impurezas como azufre y nitrógeno se considera que este condensado es muy puro ya que tiene muy bajos porcentajes de impurezas. Su gravedad especifica del condensado del pozo MGR-X1 es de 0.849.
141.5 35 + 131.5
0.849.
Con una ecuación se puede obtener la zona de transición de agua-condensado en un reservorio que tiene una saturación de agua de 25%, su presión capilar obtenida en el laboratorio a la saturación de agua es de 5 psi, la tensión interfacial de agua petróleo en el reservorio es 18 dinas/cm. La densidad del petróleo a condiciones de reservorio 37 Ib/pc, y la densidad de agua son de 45 Ib/pc, a condiciones de reservorio. Teniendo los datos de laboratorio se puede calcular la altura de la zona de transición del agua- petróleo que existe en el pozo MGR-X1.
144-Pe h = -------cpw po)
(3J)
Donde: h= es la altura de transición agua-consensado. 144= constante. Pc= Presión capilar. pw= densidad de agua. po= densidad de petróleo.
Per = Pcl V Donde: Pcr= Presión capilar de reservorio. Pcl= Presión capilar de laboratorio.
86
CT1'
(3.8)
= Tensión interfacial del reservorio.
° r
(T1 =
Tensión interfaciai de laboratorio.
h = 144/((4S I b / p e — 37 I b / p e ) ) » 5 p s i » ((18 dma/cm)/(40 d i n a / c m ))) h = 40. 5 p e
144 Pcl Cpw — po)
El resultado sacado para la altura de transición agua-condensado es de 40,5 pe, los datos tomados para este cálculo fueron obtenidos en laboratorio en el año 2009. Este cálculo se saca para poder verificar la altura de transición que existe entre el agua y el condensado en el reservorio. En el Pozo MGR-X1 se observar que ya existe un incremento de agua. 3.4.2 Pronostico de producción del pozo Margarita-X3 (MGR-X3) El pronóstico de producción del pozo Margañta-X3 es la siguiente: En dicho CUADRO 3.14, la producción del pozo MGR-X3 se observa que dicha producción es mejor que el pozo MGR-X1, en el año 2008 se mantenía cerrado dicho pozo por una corrosión de tubería de producción, en el cual se realizo un mantenimiento a la tubería de producción que hizo ver una mejora muy provechosa para el campo Margarita, ya que la producción de dicho campo no abastecía a la planta Margarita, que tuvo una disminución de 57 MMPCD. Pero la producción de agua del pozo MGR-X3 se ve que alta, esto quiere decir que el pozo ya tiene un pequeño incremento de producción de agua para la planta Margarita. CUADRO 3.14: producción de MGR-X3 PRODUCCI N DEL POZO MARGARITA-X3 GAS
32.201 MMPCD
PETROLEO
3285 BPD
AGUA
107 BPD
Fuente: Repsol YPF
En el CUADRO 3.15, la presión del pozo MGR-X3 se calcula mediante la presión de fondo de pozo hasta la presión de cabeza. Las presiones del pozo MGR-X3 tuvo un gran aumento debido al cierre de pozo que tuvo durante un largo periodo, no fue necesario aumentar los choque del pozo MGR-X3 'porque su producción es buena y
87
también para mantener estable la producción de agua ya que dicha producción es muy alta. CUADRO 3.15: presión del MGR-X3 PRESIONES DEL POZO MARGAR IT A-X3 PRESI N DE FONDO
6823 psi
PRESI N DE CABEZA
3728 psi
CHOQUE
43
Fuente: Repsol YPF
21.5-20.1 20.1
100
Se obtuvieron los datos de porosidad del pozo MGR-X3 se calcula lo siguiente
= 6.9%
0
Teniendo los datos del MGR-X3 su permeabilidad de gas es de 0,07 darcy, su viscosidad es de 0,015 cp y la permeabilidad del petróleo es de 0.30 darcy, su viscosidad es de 1,26 cp. Estos son los datos actuales para ser el cálculo de la movilidad del gas y petróleo:
Kgas Movilidad del gas = ^8as 0.07 M = ----------- = 4.66 0.015
El resultado de la razón de movilidad del gas es de 4.66 en un punto del yacimiento para poder observar la producción óptima del pozo MGR-X3.
Koil Movilidad del petróleo = i,oil 0.30 M = --------- = 0.24 1.26
El resultado de los fluidos con la razón de movilidad es la siguiente
4.66 M = --------0.24
88
El resultado obtenido con esta ecuación de razón de movilidad quiere decir que el gas se encuentra 9 veces más en movimiento que el petróleo en las reservas del pozo MGR-X3, esto nos indiaca que a mayor movilidad de gas se tenga en reservorio mayor productividad de gas y petróleo. También se suma la alta producción de gas que tiene el pozo MGR-X3 que es de 32.201 MMPCD. El resultado es un poco menor al resultado del pozo MGR-X1 viendo que la producción de dicho pozo es mucho mayor. Se puede obtener los cálculos de la gravedad específica del condensado mediante la siguiente ecuación.
<3-8)
141.5
A P I + 1 3 1 5
Donde: CTO _ Gravedad
especifica de petróleo o condensado.
API= American Institud Petrolum. Su grado API del condensado o petróleo para el pozo MGR-X3 es de 32 es un fluido liviano en el cual este fluido no contiene impurezas como azufre y nitrógeno se considera que este condensado es muy puro ya que tiene muy bajos porcentajes de impurezas. Su gravedad especifica del condensado del pozo MGR-X3 es de 0.86. CT O
141.5 32 +131.~5
0 86 .
.
Con una ecuación se puede obtener la zona de transición de agua-condensado en un reservorio que tiene una saturación de agua de 23%, su presión capilar obtenida en el laboratorio a la saturación de agua es de 9 psi, la tensión interfacial de agua petróleo en el reservorio es 16 dinas/cm. La densidad del petróleo a condiciones de reservorio 35 Ib/pc,
144 ----------- Pcl
(3.8)
Cpw - po) y la densidad de agua son de 43 Ib/pc, a condiciones de reservorio. Teniendo los datos de laboratorio se puede calcular la altura de la zona de transición del agua- condensado que existe en el pozo MGR-X3. h = 144/((43 I b / p e 30 I b / p c ) ) • 9 p s i • ((10 d ina fem)/(4 O d i n a / c m ) ) )
89
h = 24.92 pe
El resultado obtenido del cálculo demostró que la altura de la zona de transición de agua-condensado del MGR-X3 se observo que ya existe un incremento considerable de agua.
3.4.3 Pronostico de producción del pozo Margarita- 4 (MGR-4) En la siguiente tabla se observa la producción actual del pozo MGR-4. En el CUADRO 3.16, la producción del pozo MGR- 4 se observa que es la más baja que los pozo MGR-X1 y MGR-X3 esto se debe a que ya existe una producción masiva de agua en dicho pozo, por eso se debe un decremento en el pozo MGR-4 este pozo se encuentra en la formación Huamampampa 2 (H-2) debido a que este reservorio ya existe un avance de agua. El incremento de agua no afecta a la producción de gas y petróleo en la planta, su producción actual de la planta Margarita es de 75 MMPCD. CUADRO 3.16: producción del MGR-4 PRODUCCI N DEL POZO MARGARITA- 4 GAS
26.254 MMPCD
PETROLEO
2295 BPD
AGUA
277 BPD
Fuente: Repsol YPF
En el CUADRO 3.17, las presiones del pozo MGR-4 son las siguientes que son desde la presión de fondo de pozo hasta la presión de cabeza y tiene un choque de 42”. El choque
del pozo MGR-4 no se disminuye porque la bajaría la producción de gas y petróleo hacia la planta y no se aumenta el choque porque se tendría un incremento de producción de agua. CUADRO 3.17: presión de MGR-4 PRESIONES DEL POZO MARGARITA- 4 PRESI N DE FONDO
6563 psi
PRESI N DE CABEZA
3618 psi
CHOQUE
42
Fuente: Repsol YPF
Se obtuvieron los datos de porosidad del pozo MGR-X3 se calcula lo siguiente
19.5-18.3
90
inn
—no —
100%
0 = 6.55% Teniendo los datos del MGR- 4 su permeabilidad de gas es de 0,05 darcy, su viscosidad es de 0,015 cp y la permeabilidad del petróleo es de 0.31 darcy, su viscosidad es de 1,25 cp. Estos son los datos actuales para ser el cálculo de la movilidad del gas y petróleo:
Kgas Movilidad del gas = M-8as 0.05 M = ----------- = 3.33 0.015
El resultado de la razón de movilidad del gas es de 3.33 en un punto del yacimiento para poder observar la producción es de buena a óptima del pozo MGR-4.
Koil Movilidad del petróleo = r ioil 0.31 M = --------- = 0.248 1.25
El resultado de los fluidos con la razón de movilidad es la siguiente 3.33 M = ----------- = 13.42 0.248
El resultado obtenido con esta ecuación de razón de movilidad quiere decir que el gas se encuentra 5 veces más en movimiento que el petróleo en las reservas del pozo MGR- 4, esto nos indiaca que a mayor movilidad de gas se tenga en reservorio mayor productividad de gas y petróleo. También se suma la alta producción de gas que tiene el pozo MGR-X3 que es de 32.201 MMPCD. La producción del pozo MGR- 4 es menor que los pozos MGR-X1 y MGR-X3, se observa un mayor avance de agua en dicho pozo esto quiere decir que la producción de gas y petróleo está disminuyendo por el avance de agua que tiene el pozo. En el cual puede tener consecuencias más adelante para la producción de la planta Margarita. Se puede obtener los cálculos de la gravedad específica del condensado mediante la siguiente ecuación.
91
(IO
141.5 API + 131.5
Donde: a°
~
Gravedad especifica de petróleo o condensado. API=
American Institud Petrolum. Su grado API del condensado o petróleo para el pozo MGR-4 es de 34 es un fluido liviano en el cual este fluido no contiene impurezas como azufre y nitrógeno se considera que este condensado es muy puro ya que tiene muy bajos porcentajes de impurezas.
(TO
141.5 34 + 131.5
0.854.
Su gravedad especifica del condensado del pozo MGR-4 es de 0.854. los tres pozos no tienen mucha variación sobre los grados API ya que es un fluido liviano estos quiere decir que el campo Margarita, es un campo netamente de producción de condensado y de gas. Con una ecuación se puede obtener la zona de transición de agua-condensado en un reservorio que tiene una saturación de agua de 23%, su presión capilar obtenida en el laboratorio a la saturación de agua es de 10 psi, la tensión interfacial de agua petróleo en el reservorio es 20 dinas/cm. La densidad del petróleo a condiciones de reservorio 31 Ib/pc, y la densidad de agua son de 48 Ib/pc, a condiciones de reservorio. Teniendo ios datos de laboratorio se puede calcular la altura de la zona de transición del aguacondensado que existe en el pozo MGR-4.
144 /
(3.9)
(pw-po) vcrr
h = 144/((48 I b / p c — 31 I b / p c ) ) * lOpsi • ((20 d i n a / c m ) / { 37 d i n a / c m ))) h = 45.78 pe
Los cálculos obtenidos por medio de la altura de la zona de transición de muestra que existe una cantidad considerable en el pozo MGR-4. 3.4.4 Circuito de los pozos Estos circuitos o diagramas nos muestran como están formados el equipamiento de cada uno de los pozo y su funcionamiento que realiza cada uno de los pozos en el campo Margarita.
92
3770 3765 COMPRESORES DE AIRE
170 T
Si
CHOKE FCV-1102
Inyección de Inhibidor de Corrosión
Inyección deTIF 1105 TIPO VENTURI Inhibidor 2080 psig 68 T El 30 MSCFD -0 98 voh
FIELD MG IHEADER R X-1
FIGURA 3.11: Diagrama del pozo MGR-X1 Fuente: Repsol YPF 2010
En este diagrama se puede observar el la presión de boca de pozo que es de 3770 psi que pasa por una válvula reguladora de presión que en el cual baja a 3765 psi, se observa un controlador de temperatura donde el fluido tiene una temperatura de 170°F, teniendo después el choque que se encuentra a 41” el choque también disminuye la presión del fluido a 1960 psig. Se observa una válvula de presión y los controladores de temperatura que bajan 140°F. Se observa el panel de control, en dicho panel tiene un controlador automático de presión y temperatura, si la presión y temperatura aumenta o baja drásticamente realiza un paro automático avisando a la sala de control de lo que sucede en dicho pozo, también existe generadores, compresores de aire, tanques de corton que son para inyectar el inhibidor de corrosión, dicho inhibidor se inyecta al pozo cada dos minuto, esto sirve para proteger las paredes de las tuberías de producción para que tenga una mejor calidad de gas y condensado.
93
4700
4685 COMPRESORESPsig DE AIRE
170 T
CHOICE
FCV-1302 Inyección de Inhibidor de Corrosión
El TIF-1105 TIPO •1.05 volt VENTURI Inyección de 2050 psig 80 5 T Inhibidor 35 3 MSCFD
I FIELD HEADER
FIGURA 3.12: Diagrama del pozo MGR-X3 Fuente: Repsol YPF
En el diagrama del pozo MGR-X3 es similar al diagrama del pozo MGR-X1 la diferencia de este pozo es que se introdujo otro tanque de inyección de inhibidor de corrosión esto quiere decir que este pozo tiene dos tanques que esta cronometrado por un tiempo de dos a tres minutos de flasheo, se debió que este pozo tuvo un cierre por corrosión de tubería de producción debido que este pozo producía un poco mas de acido como ser el azufre en cantidades pequeñas pero muy perjudiciales para la producción, se encontró que el pozo que se estaba produciendo arena también este fue un motivo para el cierre de pozo MGR-X3.
94
3.5 IMPLEMENTACIÓN DEL TENDIDO DEL DUCTO DEL POZO HUACAYA HACIA LA PLANTA MARGARITA. La implementación del tendido del ducto se está efectuando de acuerdo a lo establecido, el pozo HCY-X1 de acurdo a los análisis de PVT y de DST realizados en laboratorio, estarían mostrando una conexión con la formación Huamampampa 1 bajo del pozo MGR-X3 es decir que se encuentra ubicado en la misma arenisca; lo cual muestra que el fluido extraído del pozo HCY-X1 tiene similitud en sus componentes moleculares al del pozo MGR-X3. Es necesario demostrar los requerimientos y especificaciones que se necesita, para el tendido del ducto según las normas OHSAS 18001:2007. 3.5.1 Capacidad del sistema de transporte Con el objetivo de verificar la capacidad del sistema de transporte de gas natural, se realizo una revisión de la capacidad del tramo en operación de acuerdo a los consumos promedios registrados durante los últimos años, corroborando que el ramal en su totalidad satisface ampliamente las condiciones de demanda de la planta Margarita. El ducto del pozo HCY-X1 está considerado con una extensión de 20 Km y un diámetro de tubería de 10” hasta el pozo MGR-4, después conectado al colector donde está
conectado el ramal de los pozos MGR-X1 y MGR-X3 que después con una tubería de 28” se dirige hacia la planta Margarita. El gasoducto será diseñado conforme a la norma oficial Mexicana NOM-007SECRE-1999 y de acuerdo con la versión más reciente de ASME B31.8 norma industrial norte americana para el Sistema de ductos para Transporte y Distribución de Gas. Para fines de diseño final, se recopilara la información siguiente: carga de operación, condiciones topográficas de la ruta, suelos y datos ambientales. Según el código para gasoducto ASME B31.8, el diseño de espesor de pared de ducto tiene por base la fórmula para esfuerzo tangencial y tres factores de seguridad. Una verificación final del diseño tomara en cuenta, la fijación del ducto, cruces del gasoducto y condiciones de carga especiales tales como eventos sísmicos. Se tiene la intención de que los datos del diseño básico constituyan la base para el diseño detallado una vez que quede bien definidos los datos de levantamiento topográfico de la ruta y demás parámetros. El diseño de gasoducto también atiende la integridad 94
permanente para todo el gasoducto, como por ejemplo las corridas periódicas de diablos inteligentes para inspeccionar la superficie inferior y exterior de los ductos en cuanto a corrosión, pedidas de metal y posibles mellas.
3.5.1.1 Diámetro del Ducto El dimensionamiento del ducto se determino por un análisis hidráulico del sistema total. Los parámetros principales tomados en condiciones fueron: presión de operación máxima del sistema (presión de entrega) composición del gas, temperaturas de liquido y ambiente, demandas hidráulicas máximas, gas de empaque, longitud del gasoducto, rugosidad de la pared interna del ducto, diferencia de elevaciones, presiones de entrega mínima sobre el sistema y el espesor de la pared. 3.5.1.2 Diseño Estructural El diseño estructural final tanto del gasoducto como de las instalaciones relacionadas incluirá una verificación de los niveles de esfuerzo bajo escenarios o de condiciones de carga especiales a lo largo de la ruta del gasoducto, por ejemplo, expansión térmica y flexibilidad, cruces de ducto (caminos, ferrocarriles, ríos, canales y pantanos), estaciones y los efectos de carga funcionales y ambientales especiales que prevean durante la vida operativa del sistema de gasoducto.las condiciones ambientales especiales que se deberán tomar en cuenta para este proyecto incluirán eventos sísmicos. * ft %
HCY-X1
W
k. Ur
A Y 4
3
1*
» MGR -4
‘*V
96
FIGURA 3.13: Imagen satelital del lineado de HCY-X1 a MGR-4 Fuente: Repsol YPF
El diseño del ducto es de 20 kilómetros que será conectado al pozo MGR-4 donde el ducto tendrá un diámetro 10”, el ducto tendrá una recepción en el pozo MGR-4.
FIGURA 3.14: Imagen satelital del lineado de los pazos hasta la Planta Margarita Fuente: Elaboración propia
El ducto del pozo HCY-X1 será conectado con el pozo MGR-4, después será conectado al colector de recepción donde el diámetro del ducto será de 20”, los pozos MGR-X3 y
MGR-X1 son unidos al colector y después hacer el despacho a la planta margarita, el ducto que entrara a la planta será de 28”.
3.5.1.3 Espesor de la pared de Ducto El espesor de pared del ducto para las secciones será determinado de acuerdo con los requerimientos de la norma ASME B31.8. El espesor nominal de pared para una presión determinada en unidades SI será determinado según la fórmula siguiente:
97
p=—
FE T
PxD
D
(3.10)
IxSxFxExT
Donde: T: espesor de pared nominal de la tubería para línea regular clase 2 (0.621”) P: Presión de diseño en kPa (1,450 Ib/pulg2 párrafo 841.111 ASME B31,8-1995) D: Diámetro exterior de la tubería cm. (10”) F: factor de diseño basado en la densidad de población (0.60 para la clase 2 Tabla 841.114A) S: Resistencia mínima a la cedencia en kPa (70,000 Ib/pulg2 Párrafo 817.13) T: factor de corrección por temperatura (T=1 tabla 841.116A ) E: Factor de junta longitudinal (E=1 tabla 841.115A párrafo 817.13)
P.D t =
2.S.F.E.T
t = 0.172 pulg 1.450
lb
• 10pulg2
pulg2 2 « 70 lb pulg2 0,60.1.1
t= 4.36 mm El espesor de la tubería del pozo HCY-X1 es de 0.345 pulg y 8.76 mm. De acuerdo al cálculo realizado. Que tendrá un diámetro de 20 pulgadas hasta el colector que se unirá con los ramales de los pozos MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4. 3.5.1.4 Carga Ambiental Especial Las condiciones especiales de carga que se han identificado, y donde puedan surgir niveles extraordinarios de carga para el gasoducto, están limitados a eventos sísmicos. Con el fin de estimar los efectos sísmicos a lo largo de la ruta propuesta del gasoducto, se recopilará información histórica en cuanto a su ubicación,
98
intensidad y frecuencia. Con el fin de comprender la interacción suelo-estructura, es de primordial importancia cuantificar los efectos de los fenómenos sísmicos. El ducto será subterráneo a lo largo de toda la ruta, excepto en los puntos de recepción y entrega, en las válvulas de seccionamiento y en las trampas de envió recepción de diablos.la cubierta mínima permisible del ducto será 1 metro según ASME B31,8. Al diseñar el gasoducto, se tomara en cuanta la carga inducidad por el suelo debida a licuación del suelo o falla la pendiente del suelo debida á movimientos sísmicos. Con la siguiente ecuación se puede obtener el área de la tubería del pozo HCY-X1 hasta el colector el cual el cálculo es el siguiente: Tt
(3‘11>
A =-.D2
(3.12)
4 Donde: D=10”= 0,833 pie
A = —(0.833)2 = 0.545 pie2 4 Con la siguiente ecuación se puede obtener la velocidad del flujo
Vel =- A
Donde: Q= Caudal del fluido A= Área de lo tubería interna
52.083 — Vel = ____ Sg =95,56 — 0.545 pie2 sg
-
El cálculo de factor de fricción de la tubería es la siguiente Donde:
f = 0.1225 99
(3,13)
D= diámetro de la tubería interno Q= caudal de fluido G= gravedad
[ ■
0.833 5 2 . 08^0.6
0.1461
= 0, 588
Para una caída de presión en el fluido se realiza con la siguiente ecuación:
. e .p Nre = --------
(3.14)
Donde: Nre= Numero de Reynold Di= Diámetro interno de la tubería Vel= Velocidad media del flujo Densidad media del flujo
P
^ - Viscosidad absoluta del fluido
0.833 pie * 95. 56^*2.60 r sg Nre =
cm3
0 , ^.60
= 6804.6
El flujo de la tubería será un fluido turbulento por tanto se tiene que tener en cuenta la presión y temperatura del fluido para su transporte. El factor de pérdida de presión en la tubería se puede obtener mediante el siguiente cálculo:
Fac = 0.0035
(3,15)
0.264 ([Nre) ]042
especifica Donde: 0,0035= constante 0,264= constante 100
Nre= Numero de Reynolds
Fac = 0.0035 +
0,264 = 9,98 * 10 - 3 psi ([6804,64)3° 42
La caída de presión por fricción se puede obtener por la rigusidad de la tubería por accesorios, por codos de la tubería o por cambio de diámetro de tubería. La caída de presión por fricción se puede calcular de la siguiente manera.
4 .Fac *{ {V e l) 1 2 * Long 2 • G • p
(3,16)
* Di
Donde: Fac = Factor de pérdida de presión Vel = Velocidad media del flujo Long = Longitud de un tramo de la tubería G = Gravedad especifica p= Densidad media de flujo Di = Diámetro interno de la tubería La caida de presión en la tubería a 20 km hasta el pozo MGR-4 es de 3897 psi se tiene 4 * 9 , 9 8 • 1 0 - 3 * ([95. 5 6 p ‘ g )] z * 39,36 pie
Vpf =
_________________ sg __________ 2 * 0,85 * 2, 60
cm 3
* 0 . 8 3 3 pie
= 3897 psi
r
que tener en cuenta que el recorrido de cada tramo, tomando en cuenta la presión y temperatura del fluido. 3.5.2 Preparación de zanjas y excavaciones La empresa se respalda con la norma OHSAS 18001:2007. Todas las operaciones de operación de zanjas y excavaciones deben planificarse y llevarse a cabo por personal autorizado y calificado, teniendo en cuenta el tipo de
101
excavaciones o zanjas a efectuar (profundidad, ancho, extensión, etc.), las condiciones del suelo y cualquier otra consideración respecto al trabajo como ser: • Presencia de agua en superficie • Presencia de instalaciones en el subsuelo (líneas de conducción de petróleo, gas,
agua, líneas eléctricas y alcantarillado, etc). • Aéreas adyacentes (árboles, construcciones en manipostería, instalaciones
industriales, etc.). Las excavaciones y zanjas deberán estar adecuadamente apuntaladas para prevenir el colapso de las paredes de la excavación o áreas adyacentes, ver sección 4.5 apuntalamiento de zanjas y excavaciones. 3.5.3 Protección Catódica. El monitoreo de la protección catódica por corriente galvánica se realizará mediante mediciones periódicas (cada tres meses) de las diferencia de potencial eléctrico estructura-suelo respecto a un electrodo estándar de cobre-sulfato de cobre. Para el efecto se cuenta con puntos de prueba a lo largo de todas las líneas de conducción de petróleo. Técnica que reduce la corrosión superficial de un metal haciendo de esta superficie el cátodo de una pila electroquímica, el objetivo de la protección catódica es de controlar y reducir la corrosión superficial de una estructura metálica enterrada. (REPSOL YPF). 3.5.4 Prueba hidrostática Todo los ductos debe someterse a una prueba hidrostática para comprobar sus herramientas. La prueba se debe hacer después de la corrida con el equipo medidor de la geometría y con el equipo de limpieza interior. El equipo mínimo necesario para la realización de la prueba hidrostática debe incluir: bomba de gran volumen, filtro para asegurar una prueba limpia, bomba de inyección de inhibidores de corrosión, instrumentos de medición, válvula de alivio y bomba para presurizar el ducto a niveles mayores a los indicados en el procedimiento de prueba. La duración de la prueba se debe considerar mínimo de 8 horas y 4 horas en tubería tramo corto o secciones prefabricadas, que sean parte y se integren al sistema del ducto sin prueba posterior. El valor de la presión para la prueba hidrostática debe ser de 1,25 la presión de diseño.
102
Cuando alguno de los elementos del sistema sea de menor resistencia, este debe ser aislado para no ser probado con el resto. Después de hacer la prueba hidrostática, los ductos, válvulas y accesorios, serán drenados completamente para evitar daños por congelamiento o por corrosión. El equipo de un sistema de tubería que no se sujete a la prueba debe desconectarse. La prueba hidrostática de preferencia se debe efectuar al sistema completo, en caso de que por las características del sistema no fuera posible, se puede efectuar por secciones, previo conocimiento y análisis del sistema de prueba respectivo. Las pruebas de presión hidrostática deben realizarse tanto en el sistema completo de ductos, como en tramos y componentes terminados del sistema. Las trampas de diablos, múltiples y accesorios, deben someterse a la prueba hidrostática hasta los limites similares que se requieren en el sistema. 3.5.5 Seguridad en el transporte y manipulación. Con respecto al transporte de hidrocarburo, cada operación aplicara las medidas necesarias para prevenir accidentes durante los desplazamientos o durante el transporte de hidrocarburo por ducto. Las operaciones de carga y descarga y manipulación de hidrocarburo se realizan de modo que cumpla la legislación aplicable. No pondrá realizarse las operaciones sin disponer de las correspondientes fichas de datos de seguridad y sin haberse informado de los riesgos existentes en el manipuleo de hidrocarburo. (REPSOL YPF).
103
3.6 ESTABLECER LOS LINEAMIENTOS Y REQUERIMIENTOS AMBIENTALES Los requerimientos ambientales de la empresa están regidos a lo siguiente: Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburo (RASH) Ley y reglamento del Medio Ambiente N° 1333. De acuerdo al reglamento ambiental para el sector hidrocarburo el capítulo IV que es el procedimiento técnico de prevención y control ambiental, el artículo 9 dice que de acuerdo con lo prescrito por los Arts 59 y 60 del reglamento general de gestión Ambiental de la ley del Medio Ambiente N° 1333, ficha ambiental es el documento que marca el inicio del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental para proyectos, obras o actividades a ser ejecutadas, y el Medio Ambiente es el documento que se requiere para las que se encuentran en ejecución, operación o abandono, procedimientos que incluyen la obtención, llenado y presentación de los mencionados documentos, los mismos que tendrían carácter de declaración jurada. La Declaratoria de Impacto Ambiental, el certificado de dispensación de Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental asi como la Declaratoria de Acusación Ambiental, son los documentos que tienen carácter de licencia ambiental. Estos sirven para tener un seguimiento riguroso sobre los permisos de obras o actividades a ser ejecutadas por las empresas. 3.6.1 Normas técnicas para las actividades en el sector hidrocarburo El artículo 22 menciona que para la selección del sitio, la empresa responsable debe: a) Considerar los efectos del proyecto, obra o actividad sobre la seguridad pública y la protección del medio ambiente. b) Seleccionar un sitio donde el menor impacto ambiental posible sobre las tierras agrícolas, bosques y pantanos, evitando de esta manera la innecesaria extracción a tala de árboles y daños al suelo, debiendo además evitar cortes y rellenos del terreno en el sitio.
c) Planificar el uso de aéreas y caminos ya existentes, líneas sísmicas abiertas anteriormente o cualquier otra vía de acceso en la zona, para reducir daños ambientales en aéreas que no hayan sido afectadas previamente. d) Definir el tipo, profundidad y las condiciones del suelo para su remoción, almacenamiento y restauración. e) Evitar operaciones, actividades o proyectos en áreas consideradas desde el punto de vista geotécnico, donde podría producir deslizamiento de lodo y tierra, ciadas de roca y otros movimientos de masas, así como en áreas de alta inestabilidad sísmica. f) Ubicar las instalaciones a una distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua principales, los requerimientos para la ubicación de ésta a menos de 100 metros de dichos cuerpos, deberían ser previamente aprobados por la Auditoría Ambiental Competente en la Declaración de Impacto Ambiental o la Declaratoria de Adecuación Ambiental. g) Determinar el drenaje natural de agua existente en el área, para minimizar la construcción de zanjas y alcantarillas. h) Evitar en los posible, la realización de operaciones en áreas protegidas de flora, fauna y reservas o territorios indígenas. Articulo 23. Para la preparación del sitio, la empresa responsable debe: a) Planificar la construcción de las obras civiles, de manera que el área utilizada sea la estrictamente necesaria. b) Preparar un plan de diseño del sitio que incluya un plan de drenaje y control de la erosión como parte del Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental o Medio Ambiente, el cual incluirá la suficiente información para establecer la naturaleza de la topografía y drenaje del sitio. c) Limitar las operaciones de construcción a las áreas designadas en los planes aprobados. Una alteración significativa en el diseño, localización o metodología de construcción, requerirá previa aprobación de la Auditoría Ambiental Competente. d) Evitar el corte de la vegetación y tala de árboles fuera del área de construcción designada y dentro de dicha área, reducir esta actividad al mínimo. Los arboles que por su tamaño puedan ser de interés comercial, deben ser recuperados para los fines consiguientes, de acuerdo con los requerimientos de la Auditoría Ambiental Competente. e) Prohibir en todos los casos los desforestación mediante el uso de fuego. 104
105
Articulo 28. Para el manejo de desechos o líquidos y sustancias peligrosas, la empresa responsable debe: a) Realizar la disposición de desechos conforme con lo estipulado por los reglamentos de la ley de Medio Ambiente N°1333 y del presente reglamento. b) Recuperar los aceites usados y otros desechos combustibles, de acuerdo a lo establecido en la Declaratoria de Impacto Ambiental. O la Declaratoria de Adecuación Ambiental, aprobado por Auditoria Ambiental Competente. c) Minimizar la emisión de olores emergentes de las operaciones o procesos de eliminación. d) Disponer adecuadamente los depósitos de desechos, para evitar el acceso de animales, especiales roedores, cuya presencia podría eventualmente ser causa de daños a la salud. e) Prohibir la disposición de desechos aceitosos a las fosas de Iodo u otras fosas en la superficie del terreno y cuerpos de agua. f) Manejar los residuos tóxicos de acuerdo a lo estipulado por los reglamentos para actividades con sustancias peligrosas de la Ley del Medio Ambiente N°1333. Articulo 31. Para el almacenamiento de combustible, la empresa responsable debe: a) Construir muros contrafuegos para todos los tanques de productos, a fin de contener derrames y evitar la contaminación de tierras y aguas superficiales cercanas. Dichos muros deberían tener una capacidad de contención del 110% del volumen del tanque de mayor dimensión. b) Ubicar las aéreas de almacenamiento de combustible a una distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua. c) Ubicar los depósitos de tambores de combustibles a una distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua. Cuando el volumen de combustible sea mayor a cinco barriles, deben instalarse muros de contención u otras madias aprobadas en el Evaluación de Impacto Ambiental. d) Equipar los tanques de almacenamiento con indicadores de nivel y sistemas de detección de fugas. e) Asegurar que las áreas alrededor de los tanques y las líneas de combustible, estén claramente señaladas, debido además permanecer libres de desechos. f) Utilizar recipientes o membranas impermeables para evitar el goteo de combustibles en el área, a tiempo de realizar la recarga de los tanques de los motores y maquinarias, para evitar la contaminación del suelo y agua.
g) Asegurar que todas las operaciones de manejo de combustible sean supervisadas permanentemente. Los trabajadores deben ser debidamente entrenados sobre todos los aspectos referentes al manejo de éstos. h) Ejecutar, inmediatamente de ocurrido un derrame, un programa de limpieza en los sitios de implementar posteriormente un proceso de restauración. i) Comunicar al Organismo Sectorial Competente, cuando se produzca derrames mayores a 2 metros cúbicos dentro del sitio o cualquier volumen fuera de este. j) Prohibir fumar a una distancia mínima de 25 metros alrededor del lugar donde se hallen los tanques de combustible. k) Reparar o reemplazar, según el caso, los tanques que presenten perforaciones o daños susceptibles de producir pérdidas por esta circunstancia. 3.6.2 Consideraciones generales de producción En caso de pérdidas o derrames que contaminen suelos se deberán realizar la limpieza según el procedimiento (BO-REP-PA-003-05). Control y manejo de derrames y tratamiento de suelos contaminados. Esta prohibida la quema de desechos aceitosos en fosas abiertas, estas quemas será permitida solamente en condiciones de emergencia o fallas en los equipos. De acuerdo al Art. 55 Cap. IV del RASH. Todo venteo de gas permitido que se produzca en forma rutinaria será cuantificado. Las emisiones eventuales serán estimadas. En la medida de lo posible todo gas aventado será quemado. La calidad de las emisiones de gases de combustión y ruidos producidas en condiciones normales de operación (Compresores, Generadores, Motobombas, Hornos, Calentadores). Serán realizadas periódicamente, según el programa anual de monitoreo ambiental a fin de verificar el cumplimiento a la ley de medio ambiente de materia de contaminación Atmosférica. Los volúmenes de productos químicos necesarios para la operación se almacenaran en cantidades mínimas necesarias requeridas para la actividad. El transporte, almacenaje y manipuleo de los mismos se realizará
siguiendo
las
prácticas
especificadas
en
el
procedimiento
(BO-REP-PA-012-07). Transporte, almacenaje y manipuleo de combustible, productos químicos y aceites. Los operadores deberán incluir en su recorrido por áreas de planta, pozos, baterías y áreas de almacenamiento de crudo, el control de la limpieza y orden y registrar cualquier observación y ante situaciones anormales tomarán las acciones necesarias para evitar emisiones líquidas o gaseosas no permisibles al ambiente. Cualquier acción tomada será comunicada al Supervisor de Turno. Los residuos que se generen con 106 107
relación a las operaciones mencionadas, deberán tratarse según el procedimiento (BO-REP-PA-002-08) Control y Manejo de Desechos Sólidos. Las válvulas de seguridad, presión y vacío y bloqueo, serán verificadas y/o calibradas de acuerdo al cronograma del Supervisor de Producción. Una copia de estos cronogramas será entregada al Supervisor del área.
El quemador (Tea) deberá estar ubicado a no menos de 50 metros de distancia de cualquier instalación (Art. 162 Cap. II, Tit. Vil del Reglamento de Normas Técnicas y Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos). 3.6.3 Pozo productores de petróleo y gas. 3.6.3.1 Control de Pozos y Locaciones. Los Operadores de Producción deberán revisar al menos una vez por semana las instalaciones de los pozos, completando el formulario Inspección a las Facilidades de Producción, este procedimiento, ante cualquier anomalía y si la acción correctiva está a su alcance es su responsabilidad ejecutarla, caso contrario comunicará la novedad en forma inmediata y por el medio más rápido a su supervisor inmediato. 3.6.3.2 Despresurización de pozos. La despresurización de pozos productores de petróleo se efectuará dirigiendo el fluido a un contenedor de PVC u otro adecuado montado dentro de los límites de la locación o batería. Concluida la operación, se recuperarán los líquidos los cuales serán descargados en un punto del circuito de producción que el operador o supervisor responsable de la maniobra considere más conveniente. 3.6.4 Separadores, Hornos / Calentadores. Los separadores deberán contar con disco de ruptura y válvula de seguridad con venteo atmosférico o con línea individual hacia la pileta de emergencia impermeabilizada o tanque de emergencia, o un sistema de alivio de presión. Estas válvulas se calibrarán anualmente y se llevará un registro de esta tarea. Las presiones de los separadores deberán ser adecuadas a los fluidos que ingresen, tendrán elementos de control que eviten su inundación por líquidos, presión sorpresiva, y alta temperatura. Su válvula de seguridad debe estar calibrada a la presión de diseño, con disco de ruptura calibrado entre 1 Y a 1 !4 veces la presión de diseño (Cap. II, Art. 156, A
Regí. Normas Técnicas y Seguridad para el Sector Hidrocarburos) (como límites 108
máximos) Los hornos y/o calentadores no deberán exceder los límites permisibles de emisiones establecidos en la Reglamentación de la Ley del Medio Ambiente en Materia de Contaminación Atmosférica.
3.6.5 Almacenamiento de crudo. 3.6.5.1 Tanques Limitar con muros de contención, cada tanque o grupo de tanques que contengan hidrocarburos líquidos o algún tipo de fluido que no sea agua fresca para la batería o la planta de procesamiento. Los muros deben ser diseñados para contener el 110 % del volumen del tanque de mayor dimensión (Art. 58-c, Cap.IV, Tit. II del “Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos”).
Ante el derrame de fluidos por rebalse o rotura de un tanque, el mismo quedará confinado en el recinto de contención limitado por el muro de contención, el operador de producción tomará las medidas necesarias para detener el derrame. Los líquidos derramados confinados en el recinto de contención serán retornados al circuito de producción. Se deberá mantener el muro de contención en adecuadas condiciones de uso, evitando que en el área circundante a éstos crezcan hierbas u otros vegetales (Art. 58-d, Cap.IV, Tit. II del “Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos”) • Los arresta llamas se revisarán periódicamente. • El mantenimiento de las válvulas de presión y vacío de tanques, se llevará a cabo
según cronograma del programa de mantenimiento. • El mantenimiento preventivo de las válvulas que controlan la descarga de los recintos
de contención en caso de derrames, se llevará a cabo según cronograma del programa de mantenimiento. • Las tapas superiores para medición se mantendrán cerradas. • Los operadores deberán mantener el área de contención de los tanques, libres de
elementos ajenos a las instalaciones y también deberán informar al Supervisor de área cualquier situación anormal en los mismos (paredes, líneas, etc.) • Se deberá llevar a cabo una revisión periódica de los instrumentos de paro por sobre
nivel de fluido. • Los tanques deben trabajar a no más del 90% de su capacidad total.
109
CAPITULO 4 EVALUACIÓN 4.1 EVALUACIÓN TÉCNICA La instalación del tendido de ducto del pozo Huacaya-X1 hacia la planta Margarita tendrá un incremento de la producción de la planta, se tiene estimado que la planta Margarita producirá para el año 2012 14MMm3. Esto es un incremento del 100% para la comercialización de gas, y así poder cubrir la demanda de exportación de GLP hacia los mercados externos y cumplir con el mercado interno. 4.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA CUADRO 3.18: Cuadro de inversión Inicial.
Detalle Inversión Fija Materiales T uberias Válvulas Accesorios
Cuadro de inversión (inicial) Ingeniería y Construcción Gasoducto Unidad Precio de Medida Cantidad Unitario (Sus)
Construcción Montaje y Loqistica Equipos y Vehículos Transporte aereo Adquisición Terrenos Protección Catódica Construcción Línea Automatización y control Supervición y Gerenciamiento Viajes a campo Restauración y abandono Acción Social Equipos de Seguridad Puestas en Marcha Estación de Medición Obras Civiles Obras Mecánicas Sub-Total de invercón Fija
m un .gbl
Total (Sus)
12000 14 1
882.18 84.310.66 162.500.00
10.586.160.00 1.180.349.30 162.500.00
12 12 3 12 12 1 1 24 1 1 1 1
1.500.00 2.500.00 5.000,00 2.041.00 305.250,00 350.000,00 656.000,00 2.000,00 1.885,00 25.000,00 6.500.00 48.620.00
18.000,00 30.000.00 15.000.00 24.492.00 3.663.000.00 350.000.00 656.000.00 48.000,00 1.885.00 25.000.00 6.500.00 48.620.00
gbl qbl
1 1
495.000,00 1.155.000.00
495.001.00 1.155.000.00 18.465.507,30
gbl qbl gbl ha
1 1 1 45
80.000,00 5.000.00 125.000,00 2.000,00
80.000,00 5.000.00 125.000,00 90.000.00
km km
12 12
5.600,00 13.520,00
67.200,00 162.240.00 529.440.00
mes viaje ha km km gbl gbl viaje gbl gbl gbl gbl
Inversión diferida Solicitud de Concesión Tasa Gubernamentales Licencia y Permiso Servidumbre Ingeniería Estudio técnico Proyecto Básico y Conceptual Sub- Total Inversión Diferida Total (Sus)
18.994.947,30
110
CUADRO 3.18: Cuadro de depreciación del gasoducto Cuadro de Depreciación Construccón de Gasoducto Unidad de Presio Unitario medida Detalles Cantidad ($us) Tuberías m 12000 882.18 Válvulas un 14 84.310.66 Accesorios gbl 2 162.500.00 Total Gasoducto Protección Catódica km 12 2041 Construcción de linea km 12 305250 Total Estimación de Medición Obras Civiles qbl 1 495000 Obras Mecánicas gbl 1 1155000 Total Sub-Total Inverción Fija Vida Util del proyecto (años) 20
111
Total ($us)
DEP. ANUAL
Vida Util (años)
10.586.160.00 1.180.349.30 325.000.00 12.091.509,30
20
604.575.47
24492 3663000 3687492
20
184374.6
495000 1155000 1650000
20
82500 871.450.07
112
CUADRO 3.19: Ingreso proyectado a 20 años
Detalle Transporte diario A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A
O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O
Ingresos Proyectados MCD Volumen Valor
PCD
45.000.000,00 1.589.161.500,00 0,22 124.602.974,89
1 2 3 4 5
124.602.974,89 124.602.974,89 124.602.974,89 124.602.974,89
6 7
124.602.974,89
8 9
124.602.974,89
10 11 12 13 14 15
124.602.974,89
16 17
124.602.974,89
18 19 20
124.602.974,89
124.602.974,89
124.602.974,89
124.602.974,89 124.602.974,89 124.602.974,89 124.602.974,89 124.602.974,89
124.602.974,89
124.602.974,89 124.602.974,89
113
CUADRO 3.20: Producción del pozo HCY-X1 para 20 años
sale
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VAN: Se recupera la inversión de 18.994,947 se gana el costo de oportunidad de 15% y adicional mente queda un excedente
de 25,332,509. B/C: Se recupera una vez la inversión y por cada dólar invertido se gana 33 centavos de dólar.
114
613447 37431
CAPÍTULO 5 CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUCIONES • El estado actual del pozo Huacaya es cerrado, debido a que se está realizando la construcción del ducto para incrementar la producción de la planta Margarita, dicho pozo estará en producción en el año 2011 con una producción de 4,5 MMPCD. •
Se determino la calidad del gas y condensado por cromatografías de gases, que no presentan ácidos corrosivos como acido sulfúrico en el cual tiene un porcentaje mínimo del 0,1%. Mediante la intervención del pozo MGR-X3 se reparó la tubería de producción debido a la corrosión que sufrió dicho pozo.
•
La planta Margarita en la actualidad tiene una capacidad de procesamiento de 83 MMPCD donde 4130 BPD es de condensado y 360 BPD de gasolina, el gas procesado se dirige a la planta de Rio Grande para su respectiva exportación a Argentina.
•
La implementación del tendido del ducto del pozo HCY-X1 hacia la planta Margarita, nos permitirá incrementar los volúmenes de producción de condensado y gas, dicha planta tendrá dos ampliaciones para el mejor acondicionamiento del producto.
•
La evaluación económica del proyecto tiene un resultado que a 20 años de producción del pozo HCY-X1 tendrá un producción de 1.642.500.000 PC.
115
5.2RECOMENDACIONES Cada dos años se debe realizar un mantenimiento al tendido de ducto para evitar la corrosión interna y externa de las tuberías, abolladuras y el asentamiento de sólidos que pueden provocar el taponamiento de la tubería así restringiendo los volúmenes de producción. Se debe realizar un mantenimiento a la protección catódica de las tuberías para verificar que no exista corrosión externa, también se debe realizar un mantenimiento a las válvulas de alivio, válvulas chek, válvulas tronqueras, para evitar fugas de gas. En cada tramo del tendido es recomendable utilizar válvulas tronqueras estas válvulas mantendrá la presión del condensado y gas. En tramos donde exista comunidades es recomendable poner válvulas chek para evitar que el fluido no pueda retroceder, y válvulas tronqueras de entrada a la comunidad y de salida. El ducto debe estar monitoreado por la sala de control de la planta Margarita
116
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118
ANEXOS LITOESTRATIGRAFIA DEL SUBANDINO SUD Sistema
Formación
Cuaternario
Ñuapua Emborozú
t
Grupo
Guandacay (Chaco sup.) Tariquia (Chaco inf.)
Terciario
Ciclos Tectónicos
Chaco ANDINO
Yecua Jurásico
V
Petaca Ichoa
Tacurú
Castellón Triasico
Tapecua Basalto Entrerios Ipaguazu
Pérmico
Vltiacua Y
Cuevo
Cangapi 'M.Caiguami
Mandiyuti San.Telmo< M. Chimeo M. Yaguama Escarpment / Carbónico
Taiguati (T-1 ) Macheretí
Tanja-Chorro Itacuami (T-2) Tupambi ^Itacua (T-3)(Saipurú) Iquiri Los Monos <
\
SUDANDINO
119
Devónico Huamapampa lela Santa Rosa
f
Silúrico
Tarabuco (Pampa) Kirusillas Cancañiri (Zapla)
\
CORDILLERANO
<
\
121
Mapa de la ubicación de los pozos productores del Bloque Caipipendi
GLOSARIO
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Km
: Kilómetros
MCD
: Millones de metros cúbicos día
MCF
: Millones d pies cúbicos día
BPD
: Barriles por día
MGT
: Margarita
HUA Corrosión
: Fluacaya : Deterioro de un material a consecuencia de un ataque electroquímico por su entorno.
GLP
: Gas Licuado de Petróleo
PV-V101A/B
: Válvula de control de presión
AC-101 A/B/C
: Enfriador de gas/condensado
SC-101
: Separador
V-102
: Separador de flasheo de condensado
HUAF1
: Fluamampampa 1
HUAF2
: Fluamampampa 2
DCS
: Paneles de control
SVD-101
: Válvula de entrada
PV-V101 A/B
: Presión de planta
PCV-V101 A/B : Controladores de presión AC-101
: Enfriador de entrada de condensado Gas/Gas
SC- 101
: Depurador de entrada
TIC-V101
: Alarma de bajo nivel
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