CD-2393.pdf

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y
PETRÓLEOS
OPTIMIZACIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL
CAMPO AUCA PARA LAS ACTUALES CONDICIONES DE
OPERACIÓN DEL CAMPO.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN
PETRÓLEOS
ANDRÉS DAVID CAICEDO MÉNDEZ
[email protected]
WENDY ELIZABETH CUENCA VALENCIA
[email protected]
DIRECTOR: ING. JOSÉ CEPEDA
[email protected]
QUITO, Septiembre 2009
II
DECLARACIÓN
Nosotros, Andrés David Caicedo Méndez y Wendy Elizabeth Cuenca Valencia,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que
no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación personal; y
que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
normatividad institucional vigente.
----------------------------------------ANDRÉS CAICEDO MÉNDEZ
----------------------------------------WENDY CUENCA VALENCIA
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrés David Caicedo
Méndez y Wendy Elizabeth Cuenca Valencia bajo mi supervisión.
_______________________
Ing. José Cepeda
DIRECTOR DEL PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTOS
Queremos agradecer por la consecución de esta importante meta en nuestras
vidas estudiantiles a la Facultad de Petróleos, lugar que por varios años nos
acogió y se convirtió en nuestro segundo hogar.
A todos los ingenieros de la Facultad, por compartirnos sus conocimientos para
formarnos profesional y personalmente.
Al Ing. José Cepeda, por ser quién nos colaboró para la realización de este
proyecto de titulación.
Al Ing. Octavio Scacco e Ing. Vinicio Melo por el apoyo prestado en el desarrollo
de este proyecto de titulación.
Un agradecimiento especial a nuestras familias, por sus interminables esfuerzos
para hacernos personas de bien. Gracias por facilitarnos todo lo necesario para
cumplir nuestras metas y apoyarnos en los buenos y malos momentos que les
hemos hecho pasar. Valoramos su incansable labor.
A todos nuestros grandes AMIGOS con quienes hemos compartido gratos e
imborrables momentos de nuestras vidas.
Por último, agradecemos a un gran compañero que demostró ser un buen amigo
por ayudarnos desinteresadamente y darnos siempre un sabio consejo, gracias
Juanse.
V
DEDICATORIA
Quiero dedicar este importante logro en mi vida a toda mi familia.
En especial quiero dedicarles este trabajo a mis padres quienes con su apoyo
constante supieron guiarme de la mejor manera en este complicado camino,
brindándome todo su apoyo para llegar a conseguir todas las metas planteadas y
dándome día a día todo su amor y cariño, parte esencial en mi vida.
A mi hermano y hermanas por todos los buenos momentos que espero en un
futuro sean muchos más.
Gracias Pa y gracias Ma por todo.
Andrés
VI
DEDICATORIA
A Dios, por darme todo lo necesario para poder ser feliz cada día.
A mis padres, Ricardo y Eliza, ustedes que siempre han sido parte de mi alegría
de vivir; que se han ganado el titulo de amigos por sus valiosos consejos y cálidas
caricias, ustedes que son enemigos a muerte de mis errores y vehementes
adversarios de mis equívocos. Una vida para pagarles es poco pero con humildad
y sacrificio, espero poder darles aunque sea un poco de todo el amor
desinteresado que me han brindado.
A mis hermanos, Fernando y Jhonny, con quienes he compartido más de una
pelea y un tierno abrazo.
En fin, a toda mi familia y amigos por ser el regalo más grande que Dios me pudo
dar, gracias por contribuir a realizar un objetivo más en este largo camino de mi
vida…
Wendy
(wny)
VII
CONTENIDO
CAPÍTULO I ............................................................................................................ 1
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA ...................................................................... 1
1.1.
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA ........................................................................... 1
1.1.1. ANTECEDENTES .......................................................................................................... 1
1.2.
1.1.2.
HISTORIA DEL CAMPO ......................................................................................................... 2
1.1.3.
UBICACIÓN GEOGRÁFICA .................................................................................................. 2
GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA ................................................................................. 4
1.2.1.1.
Características Litológicas del Reservorio ............................................................ 5
1.2.1.1.1.
Formación Hollín............................................................................................. 5
1.2.1.1.2.
Formación Napo ............................................................................................. 6
1.2.1.1.3.
Formación Basal Tena ................................................................................... 7
1.4.
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ................................................................................... 8
1.5.
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO ............................................... 9
1.5.1.
PROPIEDADES DE LA ROCA .............................................................................................. 9
1.5.1.1.
Porosidad .............................................................................................................. 9
1.5.1.2.
Permeabilidad ..................................................................................................... 10
1.5.1.3.
Saturación ........................................................................................................... 11
1.5.2.
ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE LAS ARENAS .................................................. 11
1.5.3.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ................................................................................... 12
1.5.3.1.
Factor Volumétrico del Petróleo (βo) .................................................................. 12
1.5.3.2.
Factor Volumétrico del Gas (βg) ......................................................................... 12
1.5.3.3.
Viscosidad (µ) ..................................................................................................... 12
1.5.3.4.
Gas en Solución .................................................................................................. 13
1.5.3.5.
Solubilidad del Gas (Rs) ..................................................................................... 13
1.5.3.6.
Compresibilidad (c) ............................................................................................. 14
1.5.4.
ANÁLISIS PVT ....................................................................................................................... 15
1.6.
PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS..... 16
1.7.
PRESIÓN DE BURBUJA (PB) ................................................................................... 16
1.8.
ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ............................................................................... 17
1.8.1.
1.9.
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS ............................................................ 17
RESERVAS .................................................................................................................. 18
VIII
1.9.1.
RESERVAS PRIMARIAS ..................................................................................................... 18
1.9.2.
RESERVAS SECUNDARIAS............................................................................................... 18
1.9.3.
RESERVAS PROBADAS ..................................................................................................... 18
1.9.4.
RESERVAS PROBABLES ................................................................................................... 19
1.9.5.
RESERVAS POSIBLES ........................................................................................................ 19
1.9.6.
RESERVAS REMANENTES ................................................................................................ 19
1.10.
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ......................................................... 19
1.11.
PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU (POES) .................................................................. 21
1.12.
FACTOR DE RECOBRO ............................................................................................. 21
1.13.
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN .............................................. 22
CAPITULO II ......................................................................................................... 24
DETALLE DEL ESTADO ACTUAL DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
EN EL CAMPO AUCA .......................................................................................... 24
2.1.
DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN .................................. 24
2.1.1.
MANIFOLD ............................................................................................................................. 24
2.1.2.
SISTEMA DE SEPARACIÓN ............................................................................................... 25
2.1.2.1.
Principales Factores que afectan la Eficiencia de Separación de Gas y Líquido ..
............................................................................................................................ 25
2.1.2.1.1.
Tamaño de las Partículas de Líquido ........................................................... 25
2.1.2.1.2.
Velocidad del Gas......................................................................................... 25
2.1.2.1.3.
Presión de Separación ................................................................................. 26
2.1.2.1.4.
Temperatura de Separación ......................................................................... 26
2.1.2.1.5.
Viscosidad del Gas ....................................................................................... 26
2.1.2.1.6.
Densidades del Líquido y del Gas ................................................................ 27
2.1.2.2.
Separadores........................................................................................................ 27
2.1.2.2.1.
Descripción de un Separador ....................................................................... 27
Sección de Separación Primaria...................................................................................... 28
Sección de Separación Secundaria ................................................................................. 28
Sección de Extracción de Niebla ..................................................................................... 28
Sección de Almacenamiento de Líquidos ........................................................................ 29
2.1.2.2.2.
Componentes Externos e Internos de un Separador ................................... 29
2.1.2.2.3.
Funcionamiento ............................................................................................ 31
2.1.2.2.4.
Clasificación de los Separadores ................................................................. 31
2.1.2.3.
2.1.3.
Bota de Gas ........................................................................................................ 34
SISTEMA DE ALMACENAMIENTO .................................................................................... 35
IX
2.2.
2.1.3.1.
Tanque de Lavado .............................................................................................. 36
2.1.3.2.
Tanque de Reposo ............................................................................................. 36
2.1.3.3.
Tanques de Almacenamiento de Crudo ............................................................. 37
2.1.3.4.
Clasificación de los Tanques .............................................................................. 38
DESCRIPCIÓN DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LAS ESTACIONES DEL
CAMPO AUCA.......................................................................................................................... 38
2.2.1.
DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN
AUCA CENTRAL.................................................................................................................................. 39
2.2.1.1.
Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde Pozos ............................. 39
2.2.1.2.
Sistema de Recolección de Fluido Bifásico desde Locaciones.......................... 40
2.2.1.3.
Sistema de Separación Bifásica ......................................................................... 42
2.2.1.4.
Sistema de Separación Crudo - Agua en Tanque de Lavado ............................ 43
2.2.1.5.
Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Reposo........................ 44
2.2.1.6.
Sistema de Prueba de Pozos ............................................................................. 45
2.2.2.
DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN
AUCA SUR ............................................................................................................................................ 46
2.2.2.1.
Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde los Pozos ........................ 46
2.2.2.2.
Sistema de Separación Bifásica ......................................................................... 47
2.2.2.3.
Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Lavado ........................ 48
2.2.2.4.
Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Reposo........................ 49
2.2.2.5.
Sistema de Bombeo hacia Oleoducto ................................................................ 49
2.2.2.6.
Sistema de Prueba de Pozos ............................................................................. 50
2.2.3.
DESCRIPCIÓN GENERAL DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN
PRODUCCIÓN AUCA SUR 1 ............................................................................................................ 51
2.3.
2.2.3.1.
Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde los Pozos ........................ 51
2.2.3.2.
Sistema de Separación Bifásica ......................................................................... 51
2.2.3.3.
Sistema de Almacenamiento en el Tanque de Producción ................................ 51
2.2.3.4.
Sistema de Transporte de Crudo - Agua hacia Auca Sur .................................. 51
2.2.3.5.
Sistema de Prueba de Pozos ............................................................................. 52
BASES Y CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN TÉCNICA DE LOS EQUIPOS E
INSTALACIONES ..................................................................................................................... 53
2.3.1.
BASES PARA LA EVALUACIÓN ................................................................................ 53
2.3.1.1.
Inspección visual de equipos e instalaciones ..................................................... 53
2.3.1.2.
Capacidades de diseños definidas para las estaciones ..................................... 54
2.3.2.
CRITERIOS DE EVALUACIÓN ........................................................................................... 54
X
CAPITULO III ........................................................................................................ 56
SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA PARA LAS FACILIDADES DE
PRODUCCIÓN ...................................................................................................... 56
3.1.
ANTECEDENTES ........................................................................................................ 56
3.2.
BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DE PROCESOS .............................................. 57
3.2.1.
CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS .......................................................................... 57
3.2.2.
PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN DETALLADOS POR ESTACIÓN ....................... 58
3.2.3.
BASES DE DISEÑO DE PROCESO .................................................................................. 59
3.2.3.1.
3.2.4.
3.3.
Capacidades de Diseño ...................................................................................... 59
CRITERIOS DE DISEÑO DE PROCESO .......................................................................... 60
PROCESO DE CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO ACTUAL
DEL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN ................................................................................. 61
3.4.
3.3.1.
CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS .................................................................................. 62
3.3.2.
CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO .......................................................................... 63
CÁLCULO
DE
CAPACIDADES
DE
PROCESAMIENTO
DE
LOS
SEPARADORES DE CADA ESTACIÓN ............................................................................... 65
3.5.
3.4.1.
CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS .................................................................................. 65
3.4.2.
CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO .......................................................................... 66
PROPUESTAS DE MEJORAS POR ESTACIÓN ..................................................... 67
3.5.1.
ESTACIÓN AUCA CENTRAL .............................................................................................. 67
3.5.2.
ESTACIÓN AUCA SUR ........................................................................................................ 68
3.5.3.
ESTACIÓN AUCA SUR 1 ..................................................................................................... 68
3.6.
DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN............................. 69
3.7.
DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRUEBA ...................................... 73
3.8.
TANQUES ..................................................................................................................... 75
3.8.1.
ESTACIÓN AUCA CENTRAL .............................................................................................. 76
3.8.1.1.
Tanque de Lavado .............................................................................................. 76
3.8.1.2.
Tanque de Reposo ............................................................................................. 76
3.2.1.1.
Tanque de Oleoducto ......................................................................................... 77
3.8.2.
ESTACIÓN AUCA SUR ........................................................................................................ 77
3.8.2.1.
Tanque de Lavado .............................................................................................. 77
3.8.2.2.
Tanque de Reposo ............................................................................................. 78
3.8.3.
ESTACIÓN AUCA SUR 1 ..................................................................................................... 79
XI
3.8.3.1.
Tanque No 1 ....................................................................................................... 79
3.8.3.2.
Tanque No 2 ....................................................................................................... 79
CAPITULO IV........................................................................................................ 80
ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DEL PROYECTO ...................................... 80
4.1.
4.2.
ANALISIS TÉCNICO ................................................................................................... 80
4.1.1.
TRATAMIENTO PRIMARIO ................................................................................................. 80
4.1.2.
TRATAMIENTO SECUNDARIO .......................................................................................... 81
ANALISIS ECONÓMICO............................................................................................. 82
4.2.1.
COSTOS QUE INTERVIENEN EN LA CONSTRUCCIÓN DE SEPARADORES ........ 82
4.2.2.
COSTOS QUE INTERVIENEN EN LA REPARACIÓN DE TANQUES ......................... 86
CAPITULO V......................................................................................................... 92
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 92
5.1.
CONCLUSIONES ......................................................................................................... 92
5.2.
RECOMENDACIONES ................................................................................................ 94
ANEXOS ............................................................................................................... 95
XII
ÍNDICE DE TABLAS
CAPÍTULO I
Tabla 1.1: Coordenadas geográficas y UTM del Campo Auca .......................................... 3
Tabla 1.2: Espesores y áreas de las formaciones del Campo Auca .................................. 7
Tabla 1.3: Porosidades y permeabilidades de las formaciones ....................................... 11
Tabla 1.4: Análisis PVT de las arenas del Campo Auca .................................................. 15
Tabla 1.5: Presiones iniciales y actuales de las arenas productoras ............................... 16
Tabla 1.6: Presión de burbuja de los yacimientos del Campo Auca ................................ 17
Tabla 1.7: Estado actual de los pozos del Campo Auca .................................................. 17
Tabla 1.8: Sistemas de producción de los pozos............................................................. 18
Tabla 1.9: Producción acumulada de petróleo y agua ..................................................... 20
Tabla 1.10 POES oficiales hasta Diciembre del 2007 ...................................................... 21
Tabla 1.11 Factores de recobro oficiales hasta Diciembre del 2007 ................................ 22
Tabla 1.12 Pronóstico de producción del Campo Auca ................................................... 22
CAPÍTULO II
Tabla 2.1: Ventajas y desventajas de los separadores horizontales, verticales y esféricos .
........................................................................................................................................ 33
Tabla 2.2: Pozos que fluyen independientemente ........................................................... 40
Tabla 2.3: Pozos que fluyen a locaciones ....................................................................... 41
Tabla 2.4: Perfiles de BSW (%) del tanque de lavado ..................................................... 43
Tabla 2.5: Aceite residual y sólidos totales del agua de reinyección ................................ 44
Tabla 2.6: Pozos que fluyen independientemente ........................................................... 45
Tabla 2.7: Perfiles de BSW (%) del tanque de lavado ..................................................... 49
Tabla 2.8: Aceite residual y sólidos totales del agua de reinyección ................................ 49
CAPÍTULO III
Tabla 3.1: Resumen de las características del fluido ....................................................... 57
XIII
Tabla 3.2: Capacidades de diseño actuales del Campo Auca ......................................... 59
Tabla 3.3: Capacidades de procesamiento futuras requeridas por estación .................... 60
Tabla 3.4: Criterio de diseño en base a corrosión ........................................................... 60
Tabla 3.5: Tiempo de retención para hidrocarburo - agua ............................................... 64
Tabla 3.6: Dimensiones actuales de los separadores por estación ................................. 65
Tabla 3.7: Resultados de la capacidad de manejo de gas ............................................... 65
Tabla 3.8: Resultados de la capacidad de manejo de líquido .......................................... 67
Tabla 3.9: Dimensiones del separador de la Estación Auca Central de acuerdo al manejo
de gas .............................................................................................................................. 70
Tabla 3.10: Dimensiones del separador de la Estación Auca Sur de acuerdo al manejo de
gas................................................................................................................................... 71
Tabla 3.11: Dimensiones del separador de la Estación Auca Central de acuerdo al
manejo de líquido ............................................................................................................ 71
Tabla 3.12: Dimensiones del separador de la Estación Auca Sur de acuerdo al manejo de
líquido .............................................................................................................................. 72
Tabla 3.13: Características del separador trifásico de cada estación .............................. 73
Tabla 3.14: Dimensiones del separador de la estación Auca Central de acuerdo al
manejo de gas ................................................................................................................. 74
Tabla 3.15: Dimensiones del separador de la Estación Auca Central de acuerdo al
manejo de líquido ............................................................................................................ 74
Tabla 3.16: Características del separador bifásico Estación Auca Central ...................... 75
CAPÍTULO IV
Tabla 4.1: Costos de construcción de los separadores de producción trifásicos de la
Estación Auca Central ..................................................................................................... 84
Tabla 4.2: Costos de construcción del separador de producción trifásico de la Estación
Auca Sur .......................................................................................................................... 84
Tabla 4.3: Costos de construcción del separador de prueba bifásico de la Estación Auca
Central ............................................................................................................................. 85
Tabla 4.4: Costos de reparación y modificación a trifásicos de los separadores de
producción actuales de la Estación Auca Sur .................................................................. 85
Tabla 4.5: Costos de reparación del separador de prueba bifásico de la Estación Auca
Sur ................................................................................................................................... 86
XIV
Tabla 4.6: Costos por unidad que intervienen en la reparación de tanques..................... 86
Tabla 4.7: Costos de reparación de tanques de la Estación Auca Central....................... 88
Tabla 4.8: Costos de reparación de tanques de la Estación Auca Sur ............................ 89
Tabla 4.9: Costos de reparación de tanques de la Estación Auca Sur 1.......................... 89
Tabla 4.10: Costos totales requeridos para optimizar para la Estación Auca Central ...... 90
Tabla 4.11: Costos totales requeridos para optimizar para la Estación Auca Sur ............ 90
Tabla 4.12: Costos totales requeridos para optimizar para la Estación Auca Sur 1 ......... 90
Tabla 4.13: Costos totales requeridos para optimizar el Campo Auca............................. 91
XV
ÍNDICE DE FIGURAS
CAPÍTULO I
Figura 1.1: Ubicación geográfica del Campo Auca ........................................................... 3
Figura 1.2: Columna estratigráfica del Campo Auca ......................................................... 8
Figura 1.3: Gráfico considerado como medio poroso ........................................................ 9
Figura 1.4: Gráfico de los tipos de porosidad .................................................................. 10
Figura 1.5: Gráfico de la permeabilidad .......................................................................... 10
Figura 1.6: Gráfico de saturación de una formación ........................................................ 11
Figura 1.7: Gráfica viscosidad de petróleo en función de la presión................................ 13
Figura 1.8: Comportamiento de la razón gas - petróleo en solución................................ 14
Figura 1.9: Producciones anuales de petróleo, agua y fluido del Campo Auca - Auca Sur
desde el inicio de sus operaciones .................................................................................. 20
CAPÍTULO II
Figura 2.1: Secciones de un separador........................................................................... 27
Figura 2.2: Componentes internos de un separador ....................................................... 29
Figura 2.3: Componentes externos de un separador ...................................................... 30
Figura 2.4: Principales componentes de un separador ................................................... 30
Figura 2.5: Clasificación de los separadores ................................................................... 34
Figura 2.6: Esquema de una bota de gas ....................................................................... 35
Figura 2.7: Partes internas de la bota de gas .................................................................. 35
Figura 2.8: Diagrama del tanque de lavado y el tanque de reposo.................................. 36
Figura 2.9: Partes internas de un tanque de almacenamiento ........................................ 37
Figura 2.10: Clasificación de los tanques ........................................................................ 38
CAPÍTULO III
Figura 3.1: Diagrama de bloques de interconexión de las estaciones ............................. 58
Figura 3.2: Secciones de un separador .......................................................................... 62
XVI
ÍNDICE DE ANEXOS
CAPÍTULO I
ANEXO 1
Anexo 1.1: Producción Histórica Anual de Fluidos del Campo Auca ............................... 97
Anexo 1.2: Pronóstico Anual de Corte de Agua por Estación.......................................... 98
Anexo 1.3: Anual de Corte de Agua por Estación ......................................................... 101
CAPÍTULO II
ANEXO 2
Anexo 2.1: Diagrama de Flujo de Procesos de la Estación Auca Central. ................... 106
Anexo 2.2: Diagrama de Flujo de Procesos de la Locación AUC 052. .......................... 107
Anexo 2.3: Diagrama de Flujo de Procesos de la Locación AUC 040. ......................... 108
Anexo 2.4: Diagrama de Flujo de Procesos de la Locación AUC 045. .......................... 109
Anexo 2.5: Diagrama de Flujo de Procesos de la Locación AUC 051. .......................... 110
Anexo 2.6: Diagrama de Flujo de Procesos de la Estación Auca Sur ........................... 111
Anexo 2.7: Diagrama de Flujo de Procesos de la Estación Auca Sur 1 ........................ 112
Anexo 2.8: Evaluación Técnica Detallada de Equipos de las Estaciones ...................... 113
Anexo 2.9: Resumen de la Evaluación de Equipos de las Estaciones .......................... 118
CAPÍTULO IV
ANEXO 4
Anexo 4.1: Cronograma de actividades para reparación y construcción de separadores
del Campo Auca ............................................................................................................ 122
Anexo 4.2: Cronograma de actividades para reparación de tanques del Campo Auca…123
XVII
SIMBOLOGÍA
Símbolo
Definición
AUC:
Auca
API:
American Petroleum Institute
BT:
Arena Basal Tena
Bls:
Barriles
BAPD:
Barriles de agua por día
BPPD:
Barriles de petróleo por día
BF:
Barriles fiscales
BPD:
Barriles por día
BSW:
Basic Sediments and water
Ho:
Espesor de petróleo
FR:
Factor de recobro
Bw:
Factor volumétrico de agua
Bo:
Factor volumétrico de petróleo
HI:
Hollín Inferior
HS:
Hollín Superior.
Ls/s:
Longitud Costura - Costura
MMBN:
Millones de barriles normales.
MMBP:
Millones de barriles por día.
MMPCD:
Millones de pie cúbico estándar por día
NRe:
Número de Reynolds.
PPM:
Partes por millón.
K:
Permeabilidad.
POES:
Petróleo original en sitio.
Ø:
Porosidad.
PA:
Presión de abandono o presión actual.
Pb:
Presión de burbuja.
Pi:
Presión inicial.
PVT:
Presión, volumen y temperatura.
Sw:
Saturación de agua.
XVIII
Sg:
Saturación de gas.
So:
Saturación de petróleo.
FWKO:
Separador trifásico que separa el agua libre
existente en el fluido y el gas asociado.
µ w:
Viscosidad del agua.
µ o:
Viscosidad del petróleo.
XIX
RESUMEN
El presente proyecto describe las condiciones actuales de operación del Campo
Auca y analiza mediante el pronóstico de producción de las Estaciones Auca
Central, Auca Sur y Auca Sur 1 las necesidades futuras de las facilidades de
producción.
Para determinar las necesidades futuras de las instalaciones, primero se realizó
un diagnóstico de las actuales condiciones mecánicas y de operación de las
facilidades de producción y se estableció los límites permisibles para que aquellos
equipos que se encuentran en buenas condiciones continúen trabajando con las
reparaciones pertinentes.
Se calculó la capacidad de los equipos de separación para realizar un re diseño
en el caso de aquellos que no cumplieron con las necesidades de procesamiento
futuras determinando sus dimensiones necesarias para procesar la producción
máxima estimada por estación en base a los pronósticos de producción.
Se hizo recomendaciones para determinar el proceso de separación más
adecuado para cada estación, tomando en cuenta los equipos actuales que
pueden seguir operando, los procesos actuales que pueden ser conservados y re
diseñando nuevos equipos para una optimización en las operaciones de las
estaciones de producción del campo.
Realizamos un análisis técnico de las recomendaciones planteadas en las
estaciones existentes y se estimó los costos necesarios para la aplicación de los
trabajos de re diseño y optimización en los equipos y procesos.
Se incluye un cronograma de actividades, en el cual podemos estimar los tiempos
necesarios de trabajo en las estaciones que conforman el Campo Auca.
XX
PRESENTACIÓN
El presente proyecto tiene como finalidad presentar los resultados del desarrollo
de la optimización de las facilidades de producción de las estaciones Auca
Central, Auca Sur y Auca Sur 1 que conforman el Campo Auca para las
condiciones actuales y futuras de operación del campo.
Actualmente las facilidades de producción de los campos de Petroproducción han
cumplido cerca de 30 años de operación, razón por la cual se hace necesario un
estudio que permita adaptar las instalaciones a los requerimientos de operación
de las estaciones.
Petroproducción,
tiene
como
objetivo
explorar
y
producir
los
campos
hidrocarburíferos asignados en el Ecuador; por lo tanto es importante conocer el
estado de las actuales facilidades de producción de cada estación con el
propósito de establecer proyectos que analicen y determinen las facilidades de
producción adecuadas que cumplan con los requerimientos actuales y futuros de
los campos.
Se tomó en consideración los aspectos más importantes relacionados con la
evaluación de equipos e instalaciones existentes.
Se realiza el cálculo de las capacidades de diseño requeridas en las estaciones
de producción y se define los esquemas de procesos a ser implantados para el
cumplimiento de la optimización de las facilidades de acuerdo con los objetivos de
Petroproducción.
CAPÍTULO I
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA
1.1.
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA
1.1.1. ANTECEDENTES
Petroproducción, tiene como misión explorar las cuencas sedimentarias, operar
y explotar los campos hidrocarburíferos asignados, incrementar la producción y
transportar el petróleo y gas hasta los centros principales de almacenamiento.
Sin embargo, en la actualidad la mayoría de las facilidades de producción están
deterioradas y han llegado a la obsolescencia técnica y logística, debido al
deterioro natural de las instalaciones y a los cambios tecnológicos que se han
dado desde las décadas de los 70 y los 80, tiempo en el cual se desarrollaron
la mayoría de las facilidades de producción de las estaciones que conforma el
Campo Auca, que a la fecha han cumplido entre 25 y 36 años de servicio.
El objetivo de este proyecto de titulación es analizar la infraestructura de las
facilidades de producción de las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur
1 existentes en el Campo Auca y recomendar propuestas para proporcionar la
confianza adecuada de capacidad, eficiencia y seguridad de cada uno de los
sistemas y equipos instalados en cada campo con el fin de aumentar o
mantener la producción de acuerdo a las proyecciones de los años
subsiguientes.
2
1.1.2. HISTORIA DEL CAMPO
El Campo Auca fue descubierto por la compañía Texaco, con la perforación del
pozo Auca - 1, que se inició en febrero de 1970 y alcanzó una profundidad de
10.578 pies dando una producción de 3.072 BPPD de los reservorios Hollín
(31° API) y T (27° API).
El desarrollo del campo inicia en 1973 y fue puesto en producción en 1975, con
24 pozos.
En el Campo Auca existe una falla principal que tiene un rango promedio de
salto entre 10 y 30 pies; con un máximo de 50 pies en la parte central del
Campo a nivel de Napo "T". Existen fallas secundarias que tienen un salto
menor con valores en el rango de 5 a 20 pies.
Los yacimientos tienen energía proveniente de acuíferos, gas en solución y
compresibilidad de la roca y fluido.
Por la producción de fluidos (agua - petróleo), las condiciones de los
yacimientos han sufrido cambios como: disminución de presión, declinación de
producción de petróleo, intrusión de agua y el ascenso del contacto agua petróleo.
En la actualidad el campo Auca tiene implementado el proyecto de inyección de
agua, logrando aumentar la presión en diferentes zonas de interés.
1.1.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo Auca está ubicado en la Cuenca Oriente a unos 260 km al este de
Quito y 100 km al sur de la frontera con Colombia, su orientación es Norte - Sur
(FIGURA 1.1).
3
FIGURA 1.1
UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO AUCA
Fuente: Archivo Técnico – PPR.
Elaboración: Petroproducción.
Las dimensiones generales del campo son 25 km de largo y 4 km de ancho con
una superficie aproximada de 17.000 acres.
El campo se localiza en la Zona 43 del hemisferio sur, sus coordenadas
geográficas con la respectiva equivalencia en coordenadas UTM son:
TABLA 1.1
COORDENADAS GEOGRÁFICAS Y UTM DEL CAMPO AUCA
COORDENADAS
GEOGRÁFICAS
UTM
LATITUD
LONGITUD
entre 0° 34’S y 0° 48’S
entre 76° 50’ O y 76° 54’O
Y min. = 9´911.645
Y máx. = 99´366.256
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
X min. = 288.964
X máx. = 29.500
4
Los límites del Campo Auca son:
Norte: Campos Sacha, Culebra - Yulebra y Yuca.
Sur: Campo Cononaco.
Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga.
Oeste: Campo Puma.
1.2.
GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA
Las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1 se encuentran dentro del
Campo Auca que es uno de los campos más importantes del Área Auca,
debido a su producción y reservas.
La estructura del campo se presenta como un anticlinal complejo, fallado,
asimétrico, irregular, elongado de dirección norte – sur. Se alinea en el eje
central del corredor Sacha – Shushufindi de la cuenca oriental, donde se
ubican los principales campos productores del área.
Las arenas “U” y “T” tienen cantidades considerables de hidrocarburos pero
sus acuíferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo
largo del campo, lo que ha causado durante el tiempo de producción que la
presión decline en algunos sectores del campo.
A nivel de la arenisca “U”, Auca es un anticlinal asimétrico de 30 km de longitud
de bajo relieve con orientación norte - sur, el flanco oeste se encuentra
limitado, al centro y sur del anticlinal, por fallas normales de alto ángulo de
dirección norte - sur, que poseen un desplazamiento lateral de 1 km.
El campo se alinea con una barrera estratigráfica de dirección oeste - este que
atraviesa por el pozo Auca - 23.
5
1.2.1.1. Características Litológicas del Reservorio
Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con
presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena,
Napo U, Napo T y Hollín. Estas arenas se caracterizan por ser compactas.
1.2.1.1.1. Formación Hollín
Hollín es el reservorio que mas produce por su espesor de arena saturada y
porque exhibe un fuerte empuje de agua en el fondo.
Esta formación está conformada por las areniscas Hollín Inferior de origen
volcánico y Hollín Superior de origen marina somera con sedimentos de
depositación de zona de playa. Además, esta formación está presente en todo
el Campo Auca - Auca Sur sin presencia de fallas.
Hollín Inferior
También conocida como Hollín Principal, es un reservorio relativamente
homogéneo de arenisca cuarzosa de grano fino a medio que contiene poco o
nada de glauconita y algunas capas aisladas de lutita. Posee un espesor neto
de aproximadamente 40 pies.
Hollín Superior
Es una formación interestratificada de arenisca cuarzosa de grano fino a medio
y glauconita cuarzosa que contiene abundantes capas de lutita. El espesor neto
de la arena varía entre 10 a 40 pies.
6
1.2.1.1.2. Formación Napo
Se compone de dos areniscas, la formación Napo “U” y la formación Napo “T”;
las que están separadas por intervalos gruesos de calizas marinas y lutitas. La
calidad de estos reservorios es variable, evidenciando marcados cambios en el
tamaño del poro que a veces disimulan el contacto agua - petróleo; debido a la
existencia de una gran zona de transición entre el petróleo y el agua en la
formación.
Arenisca “T”
La arenisca no es continua, contiene granos finos y son ricas en arcillas,
areniscas cuarzosas discontinuas, limolita y lutitas.
“T” Superior
Presenta arenisca cuarzosa de grano fino en mayor proporción. El espesor
promedio de la arena es de 45 pies aproximadamente.
“T” Inferior
Es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular a subredondeada,
con un espesor promedio de 67 pies.
Arenisca “U”
Se caracteriza por ser continua y estar presente en todo el campo Auca - Auca
Sur.
7
“U” Superior
Formada por una arenisca cuarzosa, el tamaño del grano es fino de forma
subredondeado, tiene un espesor neto promedio de 27 pies.
“U” Inferior
Es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular a subredondeado.
Su espesor neto es de 37.2 pies.
1.2.1.1.3. Formación Basal Tena
La formación no es continua, tiene un espesor total promedio de 40 pies,
formada por un cuerpo areniscoso delgado que descansa en discordancia
sobre las lutitas de Napo Superior.
Los valores de los espesores de las formaciones, así como sus respectivas
áreas, se resumen en la Tabla 1.2.
TABLA 1.2
ESPESORES Y ÁREAS DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO AUCA
FORMACIÓN
Basal Tena
Napo “U”
Napo “T”
Hollín
ESPESOR (pies)
40
200
120
400 - 450
Fuente: PPR - YAC 510 1-5.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
ÁREA (acres)
16.460,09
21.471,49
13.621,87
20.844,09
8
1.4. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
FIGURA 1.2
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AUCA
Fuente: Archivo Técnico – PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
9
1.5. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO
1.5.1. PROPIEDADES DE LA ROCA
1.5.1.1. Porosidad
Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano. La
porosidad indica la cantidad de fluido que puede contener una roca y la relación
entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.
FIGURA 1.3
GRÁFICO CONSIDERADO COMO MEDIO POROSO
Fuente: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.
Elaboración: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.
Porosidad Absoluta
Es el porcentaje de espacio poroso con respecto al volumen total de la roca sin
tener en cuenta si los poros están o no interconectados entre sí.
Porosidad Efectiva
Es la razón entre el volumen total del espacio que ocupan los poros
interconectados y el volumen total de la roca.
10
FIGURA 1.4
GRÁFICO DE LOS TIPOS DE POROSIDAD
Fuente: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.
Elaboración: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.
1.5.1.2. Permeabilidad
La permeabilidad describe la facilidad con la cual una formación permite a los
fluidos pasar a través de la misma mediante los espacios porosos
interconectados; es independiente del fluido contenido en la misma.
Está determinada por la cantidad y el tamaño de los poros dentro del
yacimiento. El tamaño de los poros a su vez depende del tamaño de las
partículas que forman el medio.
FIGURA 1.5
GRÁFICO DE LA PERMEABILIDAD
Fuente: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.
Elaboración: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.
11
1.5.1.3. Saturación
La saturación de la formación es la fracción de su volumen poroso ocupado por
un fluido específico. Los poros de la formación se encuentran llenos con gas,
petróleo o agua y la sumatoria de los valores de saturación de todos los fluidos
en la formación debe dar un resultado del 100% o igual a uno.
FIGURA 1.6
GRÁFICO DE SATURACIÓN DE UNA FORMACIÓN
SH = Saturación del hidrocarburo (petróleo y gas)
Sw = Saturación del agua
φ = Porosidad
Fuente: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.
Elaboración: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.
1.5.2. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE LAS ARENAS
Los datos obtenidos son en base de registros eléctricos, análisis PVT, estudios
de los Cores.
TABLA 1.3
POROSIDADES Y PERMEABILIDADES DE LAS FORMACIONES
FORMACIÓN
Basal Tena
Napo “U” superior
Napo “U” inferior
Napo “T” superior
Napo “T” inferior
Hollín Superior
Hollín Inferior
POROSIDAD
PROMEDIA
20,5 %
12,4 %
14,4 %
10,9 %
12,7 %
14,8 %
15,4 %
Fuente: Departamento de Yacimientos, PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
PERMEABILIDAD
PROMEDIA
3.210 mD
16,7 mD
76 mD
SW ACTUAL
40 %
350 mD
15 %
104,5 mD
185,8 mD
30 %
35 %
12
1.5.3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
1.5.3.1. Factor Volumétrico del Petróleo (βo)
El factor volumétrico del petróleo puede definirse a cualquier presión, como el
volumen en barriles que un barril en condiciones Standard ocupa en la
formación (yacimiento), es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas
disuelto que puede retener el petróleo a esa presión. Debido a que la
temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este
factor será siempre mayor que la unidad.
1.5.3.2. Factor Volumétrico del Gas (βg)
Relaciona el volumen del gas en el yacimiento al volumen del mismo en la
superficie, es decir, a condiciones normales, Psc y Tsc. Generalmente se
expresa en pies cúbicos o barriles de volumen en el yacimiento por pie cúbico
de gas a condiciones normales por
pie cúbico o barril de volumen en el
yacimiento.
1.5.3.3. Viscosidad (µ)
Se define como la resistencia interna de los líquidos al flujo y es afectada por
tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que contenga en solución y
la presión.
Viscosidad del Petróleo (µo)
Es obtenida como parte del análisis PVT de una muestra de fluido del
yacimiento.
13
FIGURA 1.7
GRÁFICA VISCOSIDAD DE PETRÓLEO EN FUNCIÓN DE LA PRESIÓN
Fuente: “Ingeniería aplicada de Yacimientos petrolíferos”, Crapies y Hawkins.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
En la Figura 1.7 podemos observar que la viscosidad va disminuyendo hasta
llegar a su valor mínimo el cual se encuentra en el punto de la presión de
burbuja (Pb), pero por debajo del punto de burbuja la viscosidad se va
incrementando.
Viscosidad del Agua (µg)
La viscosidad del agua se encuentra en función de la presión, temperatura y
composición química, es decir, el contenido de sales. Esta viscosidad
aumenta con la disminución de la temperatura y por lo general, con el
aumento de presión y salinidad.
1.5.3.4. Gas en Solución
Son hidrocarburos gaseosos que existen en solución con petróleo crudo, bajo
condiciones iniciales en un yacimiento.
1.5.3.5. Solubilidad del Gas (Rs)
Es la cantidad de gas que se encuentra en solución en un petróleo crudo a
determinadas condiciones de presión y temperatura.
14
Rs =
Pies cúbicos de gas disuelto a Condiciones Normales PCN
=
Barril de petróleo a Condicione Normales
BN
La solubilidad de gas en petróleo crudo depende de: la presión, la temperatura
y las composiciones del gas y del petróleo.
FIGURA 1.8
COMPORTAMIENTO DE LA RAZÓN GAS - PETRÓLEO EN SOLUCIÓN
Fuente: “Ingeniería aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Craft y Hawkins.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
1.5.3.6. Compresibilidad (c)
La compresibilidad es una propiedad debido a la cual los fluidos disminuyen su
volumen al ser sometidos a una presión o compresión determinada
manteniendo constante otros parámetros.
Compresibilidad del Petróleo (co)
Se define al cambio de la variación del volumen en cada unidad volumétrica por
cambio unitario en presión, se calcula mediante la siguiente ecuación:
co = −
1 dV
V dp
(Ec. 1.1)
15
Donde:
dV/dp es una pendiente negativa, el signo negativo convierte la
compresibilidad en número positivo.
El petróleo es un fluido ligeramente compresible, su volumen varía con el
cambio de la presión.
Compresibilidad del Agua (cw)
La compresibilidad de agua de formación contribuye en un alto porcentaje en
algunos casos a la producción de yacimientos volumétricos por encima del
punto de burbuja, como es el caso del yacimiento “U”, en el Campo Auca;
además, contribuye a la intrusión de agua en yacimientos de empuje
hidrostático.
1.5.4. ANÁLISIS PVT
Los análisis PVT se utilizan especialmente para determinar las propiedades de
los fluidos contenidos dentro de la arena, son realizados en laboratorio
simulando las condiciones del reservorio; sus resultados son más confiables
que los obtenidos en las pruebas de campo.
La Tabla 1.4 muestra los datos promedios correspondientes a cada arena;
obtenidos del informe final de laboratorio:
TABLA 1.4
ANÁLISIS PVT DE LAS ARENAS DEL CAMPO AUCA
PARÁMETRO
Pi (psia)
Ps (psia)
βoi (bl/BF)
βos (bl/BF)
coi (1/psia 10-6)
cos (1/psia 10-6)
µoi (cp)
µos (cp)
BASAL TENA
NAPO “U”
NAPO “T”
HOLLÍN
3.563
645
1,1338
1,1547
6,2
6,2
21,34
14,29
4.141
245
1,0647
1,09
5,21
8,77
13,8
8,49
4.213
640
1,131
1,16
6,75
9,03
5,05
2,6
4.500
195
1,111
1,15
6,48
8,18
4,76
2,66
16
CONTINUACIÓN TABLA 1.4
RGP (PCS/BF)
µw
°API
Temp. del Reserv. (°F)
116
0,3
21,1
210
55
0,3
19
229
180
0,3
29
233
10
0,267
31,6
235
Fuente: Departamento de Yacimientos, PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
1.6. PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS
PRODUCTORAS
De los análisis de presiones en los diferentes pozos y de la historia de presión,
a continuación se muestra los valores promedios para cada arena:
TABLA 1.5
PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS
FORMACIÓN
Basal Tena
Napo “U”
Napo “T”
Hollín Inferior
Hollín Superior
PRESIÓN INICIAL
(psi)
3.563
4.141
4.213
4.523
4.523
PRESIÓN ACTUAL
(psi)
1.000
1.363
1.180
4.300
2.100
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
1.7. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb)
También llamada presión de saturación se define como la presión a la cual se
libera la primera burbuja de gas que se encuentra disuelto en el petróleo.
Analizando el historial de presión de diferentes pozos se obtiene el punto de
burbuja de las diferentes arenas del campo Auca.
17
TABLA 1.6
PRESIÓN DE BURBUJA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA
FORMACIÓN
Basal Tena
Napo “U”
Napo “T”
Hollín Inferior
Hollín Superior
Pb (psi)
645
245
640
100
195
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
1.8. ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
La producción del Campo Auca entre enero a septiembre del 2008 es de
8’535.359,52 barriles de fluido con un promedio diario de 33.584 barriles de
petróleo por día (BPPD), con un BSW actual promedio de 46 – 48% y 2,91
millones de pies cúbicos por día (MMPCSD) de gas de formación, de los cuales
0,67 MMPCSD se utilizaron como gas combustible en la generación de energía
y calentadores y 2,24 MMPCSD han sido quemados.
TABLA 1.7
ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA
ESTADO
Productores
Abandonados
Reinyectores
Inyectores
Cerrados
Total Pozos
POZOS
51
3
4
2
11
71
Fuente: Departamento de Yacimientos, PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
1.8.1.
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
Los pozos se encuentran produciendo bajo los siguientes sistemas de
producción:
18
TABLA 1.8
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN
NÚMERO DE POZOS
Bombeo tipo Pistón
Bombeo tipo Jet
Bombeo Electrosumergible
21
15
15
Fuente: Departamento de Yacimientos, PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
1.9. RESERVAS
Se entiende por reserva al volumen de hidrocarburo que existe en un
yacimiento y que puede ser recuperado. Las reservas se definen de acuerdo a
la condición para extraer el hidrocarburo del reservorio. Se clasifican en:
1.9.1.
RESERVAS PRIMARIAS
Son las reservas que pueden ser recuperadas debido a la energía propia del
reservorio en condiciones económicamente rentables, o mediante el uso de
cualquier sistema de levantamiento artificial.
1.9.2.
RESERVAS SECUNDARIAS
Es el volumen adicional de hidrocarburo que se producen bajo algún sistema
de recuperación mejorada. Para poder extraer este tipo de reservas es
necesario proporcionar energía adicional al yacimiento.
1.9.3.
RESERVAS PROBADAS
Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde se ha
desarrollado
el
campo.
Estas
reservas
son
consideradas
técnica
económicamente rentables bajo las condiciones de producción existentes.
y
19
1.9.4.
RESERVAS PROBABLES
Volúmenes de hidrocarburos estimados de acuerdo con los estudios geológicos
y geofísicos, en lugares en donde no existen pozos exploratorios. Se necesita
desarrollar el campo para poder comprobar la cantidad existente de dichas
reservas.
1.9.5.
RESERVAS POSIBLES
Son el volumen de hidrocarburo que se cree que existe en áreas aun no
exploradas y que han sido evaluadas en base a estudios geológicos.
1.9.6.
RESERVAS REMANENTES
Son las reservas que todavía permanecen en el yacimiento y son recuperables,
son cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la producción
comercial. Para determinar estas reservas se debe conocer la producción
acumulada de las arenas productoras del campo.
1.10. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
En la Figura 1.9, se representan las producciones anuales de petróleo, agua y
fluido del Campo Auca-Auca Sur desde el inicio de sus operaciones En abril de
1975 hasta la fecha de corte en junio del 2008.
20
FIGURA 1.9
PRODUCCIONES ANUALES DE PETRÓLEO, AGUA Y FLUIDO DEL CAMPO
AUCA - AUCA SUR DESDE EL INICIO DE SUS OPERACIONES
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Petroproducción.
La producción histórica anual de fluidos del Campo Auca se muestra en el
Anexo 1.1.
Se puede observar en la Tabla 1.9 la producción acumulada de petróleo y agua
para el Campo Auca - Auca Sur desde el año 1975 hasta diciembre del 2007 y
a partir de este a junio del 2008.
TABLA 1.9
PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA
FECHA
1975 - Diciembre 2007
Diciembre 2007 - Junio 2008
TOTAL
PRODUCCIÓN ACUMULADA
PETRÓLEO (bls)
AGUA (bls)
192’585.807
82’923.060
411.597
328.246
192’997.404
8’3251.306
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
21
1.11. PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU (POES)
Es el volumen total de petróleo estimado, que existe originalmente en los
yacimientos. El POES se puede determinar con la ecuación:
POES = 7758 *
A * Ho * φe * ( 1 − Swi )
β oi
(Ec. 1.2)
Donde:
A = Área del Yacimiento (acres)
Ho = Espesor Neto de Petróleo (pies)
Φe = Porosidad Efectiva (Fracción)
Swi = Saturación Inicial de Agua (Fracción)
Boi = Factor Volumétrico Inicial del Petróleo (bls/BF)
POES = Petróleo Original in Situ (BF)
Los valores de POES para cada una de las arenas productoras del campo
Auca - Auca Sur se detallan en la Tabla 1.10.
TABLA 1.10
POES OFICIALES HASTA DICIEMBRE DEL 2007
YACIMIENTO
Basal Tena
Hollín Inferior
Hollín Superior
Napo T
Napo U
PETROLEO
IN SITU BLS.N. (BF)
141’006.079
244’154.511
200’120.852
351’726.117
324’891.563
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
1.12. FACTOR DE RECOBRO
El factor de recobro de cada una de las arenas permite determinar la cantidad
de petróleo que se puede producir en cada una de estas. Aunque existe una
22
caída en la presión de los yacimientos, está aún no ha alcanzado la presión de
burbuja por lo que no se forma saturación de gas libre en la zona de petróleo.
Los factores de recobro de hidrocarburo
oficiales, obtenidos en estudios
realizados por Petroproducción hasta Diciembre del 2007, se muestran en la
Tabla 1.11.
TABLA 1.11
FACTORES DE RECOBRO OFICIALES HASTA DICIEMBRE DEL 2007
YACIMIENTO
FR %
Basal Tena
Hollín Inferior
Hollín Superior
Napo T
Napo U
19.5
17.8
44.8
29.4
30.1
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
1.13. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN
TABLA 1.12
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO AUCA
CAMPO AUCA
FECHA
Enero - 09
Julio - 09
Enero - 10
Julio - 10
Enero - 11
Julio - 11
Enero - 12
Julio - 12
Enero - 13
Julio - 13
Enero - 14
Julio - 14
Enero - 15
Julio - 15
Enero - 16
Julio - 16
Enero - 17
AUCA CENTRAL
BPPD
6.427
6.832
7.114
6.901
7.147
7.027
7.471
7.367
7.606
7.250
7.403
7.413
7.065
7.086
6.754
6.794
6.475
BAPD
4.600
5.011
5.774
5.175
5.639
5.679
6.186
6.248
6.508
6.452
6.749
6.921
6.757
6.942
6.777
6.983
6.817
MPCS/D
568
604
629
610
632
621
661
651
673
641
655
655
625
627
597
601
573
AUCA SUR
BPPD
10.090
10.725
11.168
10.834
11.221
11.031
11.729
11.565
11.941
11.381
11.622
11.637
11.092
11.125
10.603
10.665
10.165
BAPD
7.946
8.655
8.765
8.939
9.740
9.809
10.685
10.793
11.415
11.144
11.657
11.955
11.672
11.991
11.706
12.062
11.776
MPCS/D
1.707
1.814
1.889
1.833
1.896
1.866
1.984
1.957
2.020
1.925
1.966
1.969
1.876
1.882
1.794
1.804
1.720
AUCA SUR 1
BPPD
1.240
1.318
1.372
1.332
1.379
1.356
1.441
1.421
1.468
1.399
1.428
1.430
1.363
1.367
1.303
1.311
1.249
BAPD
850
925
937
956
1.041
1.049
1.143
1.154
1.221
1.192
1.246
1.278
1.248
1.282
1.252
1.290
1.259
MPCS/D
229
243
253
245
254
250
266
262
270
258
263
264
251
252
240
242
230
23
CONTINUACIÓN TABLA 1.12
Julio - 17
Enero-18
Julio - 18
Enero-19
Julio - 19
Enero-20
Julio - 20
Enero-21
Julio - 21
Enero-22
Julio - 22
Enero-23
Julio -23
Enero-24
Julio - 24
Enero-25
Julio - 25
Enero-26
Julio - 26
Enero-27
Julio - 27
6.527
6.221
6.107
5.995
5.714
5.446
5.191
4.948
4.716
4.495
4.284
4.083
3.892
3.710
3.536
3.370
3.212
3.061
2.918
2.781
2.651
7.039
6.873
6.912
6.952
6.789
6.630
6.476
6.325
6.179
6.036
5.898
5.763
5.632
5.505
5.382
5.261
5.144
5.031
4.922
4.815
4.712
577
550
540
530
505
482
459
437
417
397
379
361
344
328
313
296
284
271
258
246
234
10.246
9.769
9.588
9.411
8.970
8.550
8.149
7.768
7.403
7.056
6.725
6.411
6.110
5.824
5.551
5.291
5.042
4.806
4.581
4.366
4.162
12.159
11.872
11.940
12.008
11.727
11.452
11.185
10.926
10.673
10.426
10.187
9.955
9.729
9.509
9.296
9.088
8.886
8.691
8.502
8.318
8.139
1.733
1.652
1.622
1.592
1.518
1.446
1.379
1.314
1.252
1.194
1.138
1.084
1.034
985
939
895
853
813
775
739
704
1.259
1.200
1.178
1.157
1.102
1.051
1.002
955
910
867
827
788
755
716
682
650
620
591
563
537
511
1.300
1.269
1.277
1.284
1.254
1.225
1.196
1.168
1.141
1.115
1.089
1.064
1.040
1.017
994
972
950
929
909
889
870
232
221
217
213
203
194
185
176
168
160
152
145
138
132
128
120
114
109
104
99
94
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Las gráficas de pronósticos de producción de cada estación se muestran en el
Anexo 1.2.
El Pronóstico Anual de Corte de Agua por estación lo presentamos en el
Anexo1.3 y sus respectivas gráficas en el Anexo 1.4.
24
CAPITULO II
DETALLE DEL ESTADO ACTUAL DE LAS
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN EN EL CAMPO AUCA
2.1.
DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
Las facilidades de producción son todos aquellos dispositivos, herramientas,
máquinas, equipos y accesorios que son parte de una estación y participan en
el tratamiento de separación de los fluidos como el agua y gas (además de
sólidos indeseables, como sulfatos, arena, etc.) del hidrocarburo que llega a las
estaciones de producción.
A continuación se detallará los principales equipos y dispositivos de las
facilidades de producción existentes en una estación de producción:
2.1.1. MANIFOLD
También llamado múltiple de producción, es un ensamble de tuberías, válvulas
y accesorios que recogen los productos extraídos de los pozos para
distribuirlos y enviarlos a través de un ducto a una central de procesamiento.
Antes de la entrada al múltiple tenemos una válvula check la cual, une la línea
del flujo que sale del pozo, e impide el regreso del fluido a la línea del pozo.
Posee un manómetro y una válvula de aguja que marca la presión existente en
la línea de flujo.
25
2.1.2. SISTEMA DE SEPARACIÓN
El sistema de separación se compone de separadores y botas de gas, estos
equipos separan la fase gaseosa de la fase líquida del hidrocarburo.
2.1.2.1. Principales Factores que afectan la Eficiencia de Separación de Gas y
Líquido
2.1.2.1.1. Tamaño de las Partículas de Líquido
La velocidad promedio del gas en la sección de asentamiento gravitacional,
corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de cierto
diámetro, que se puede considerar como el diámetro base.
Teóricamente, todas las gotas con diámetro mayor que la base deben ser
eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partículas más
pequeñas que el diámetro base, mientras que algunas más grandes en
diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a que
algunas de las partículas de líquido tienen una velocidad inicial mayor que la
velocidad promedio del flujo de gas.
2.1.2.1.2. Velocidad del Gas
Generalmente los separadores se diseñan de tal forma que las partículas de
líquidos mayores de 100 micras, se deben separar del flujo de gas en la
sección de separación secundaria, mientras que las partículas más pequeñas
en la sección de extracción de niebla.
Cuando se aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un
cierto valor establecido en su diseño, aunque se incremente el volumen de gas
manejado no se separan totalmente las partículas de líquido mayores de 100
micras en la sección de separación secundaria. Con esto se ocasiona que se
26
inunde el extractor de niebla y, como consecuencia, que haya arrastres
repentinos de baches de líquido en el flujo de gas que sale del separador.
2.1.2.1.3. Presión de Separación
Desde el punto de vista de la recuperación de líquidos es un factor muy
importante en la separación, ya que siempre existe una presión óptima de
separación para cada situación en particular.
En ocasiones al disminuir la presión de separación, principalmente en la
separación de gas y condensado, la recuperación de líquidos aumenta. La
capacidad de los separadores también es afectada por la presión de
separación. Al aumentar la presión, aumenta la capacidad de separación de
gas y viceversa.
2.1.2.1.4. Temperatura de Separación
A medida que disminuye la temperatura de separación, se incrementa la
recuperación de líquidos en el separador. La temperatura afecta la capacidad
del separador al variar los volúmenes de fluido y sus densidades. El efecto neto
de un aumento en la temperatura de separación es la disminución de
capacidad en la separación de gas.
2.1.2.1.5. Viscosidad del Gas
El efecto de la viscosidad del gas en la separación, se puede observar de las
fórmulas para determinar la velocidad del asentamiento de las partículas de
líquido.
La viscosidad del gas se utiliza en el parámetro NRe, con el cual se determina
el valor del coeficiente de arrastre. De la ley de Stokes, utilizada para
determinar la velocidad de asentamiento de partículas de cierto diámetro, se
deduce que a medida que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la
27
velocidad de asentamiento y por lo tanto, la capacidad de manejo de gas del
separador.
2.1.2.1.6. Densidades del Líquido y del Gas
Las densidades del líquido y el gas, afectan la capacidad de manejo de gas de
los separadores, ya que es directamente proporcional a la diferencia de
densidades de líquido y gas e inversamente proporcional a la densidad del gas.
2.1.2.2.
Separadores
Son recipientes presurizados cuya función principal es separar el flujo
proveniente de los pozos en las diferentes fases que lo componen: crudo, agua
y gas.
2.1.2.2.1. Descripción de un Separador
Un separador consta de las siguientes secciones (Figura 2.2):
a) Sección de separación primaria.
b) Sección de separación secundaria.
c) Sección de extracción de niebla.
d) Sección de almacenamiento de líquidos.
FIGURA 2.1
SECCIONES DE UN SEPARADOR
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Deshidratación de Crudo – Word Group.
28
Sección de Separación Primaria
En esta sección se separa la parte de líquido de la corriente de gas reduciendo
también la turbulencia del fluido. Para conseguir este efecto, es necesario
producir un cambio de dirección del fluido mediante la ayuda de boquillas
generalmente tangenciales, lengüetas desviadas o con la ayuda de deflectores
ubicados adecuadamente.
Con cualquiera de las tres formas para producir dicho efecto se induce una
fuerza centrífuga al flujo, con lo que separara un gran volumen de líquido.
Sección de Separación Secundaria
En esta sección se separa la mayor cantidad de gotas de líquido de la corriente
de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la
turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener
suficiente longitud.
En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún más
la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas
de líquido.
Sección de Extracción de Niebla
En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que
no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador.
En esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza
centrífuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se
logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en
donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un
conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la
corriente de gas a la sección de separación primaria. El dispositivo utilizado en
29
esta sección, conocido como extractor de niebla, está constituido generalmente
por un conjunto de veletas o aspas; por alambre entretejido, o por tubos
ciclónicos.
Sección de Almacenamiento de Líquidos
En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de
gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar
los posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación
normal. Además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel
de líquido en el separador.
La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador,
de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas
que fluye a través del separador.
2.1.2.2.2. Componentes Externos e Internos de un Separador
FIGURA 2.2
COMPONENTES INTERNOS DE UN SEPARADOR
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Deshidratación de Crudo – Word Group.
30
FIGURA 2.3
COMPONENTES EXTERNOS DE UN SEPARADOR
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Deshidratación de Crudo – Word Group.
FIGURA 2.4
PRINCIPALES COMPONENTES DE UN SEPARADOR
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
31
2.1.2.2.3. Funcionamiento
El fluido ingresa al separador y choca con una placa deflectora. Todo el líquido
y gas tratarán de separarse en esta sección. Si el agua y el crudo no están
emulsionados, el agua caerá al fondo del recipiente y el crudo se depositará
sobre el agua, el gas fluirá hacia la salida de gas en la parte superior.
El gas suele arrastrar gotas de agua y crudo hacia su salida, para evitar que
crudo y vapor condensado salgan junto al gas se instalan dentro de estos
separadores placas coalescentes y mallas de alambre, sin embargo a veces
no se logra una total separación de las gotas de líquido por lo que es
recomendable realizar la inyección de químico antiespumante.
El agua es evacuada por la parte inferior del recipiente y el crudo es recogido
en un canal que tiene su salida por la parte intermedia del separador.
Adicionalmente estos separadores tienen un sistema de Sand Jet que nos
permite realizar limpiezas internas para eliminar la acumulación de arenas y
sólidos en el fondo del recipiente.
El control del nivel de agua y crudo se lo realiza con un controlador de nivel de
interfase y un controlador de nivel de crudo, así como la presión con un
controlador de presión de gas al mechero.
2.1.2.2.4. Clasificación de los Separadores
Por su Función
Separador de Prueba
Este separador nos ayuda a determinar las características físico - químicas de
un fluido, el cual es extraído de un pozo establecido y de esta forma saber las
propiedades de ese yacimiento.
32
Separador de Producción
Este separador sirve para separar el petróleo, del gas y del agua de toda la
producción de los pozos que fluyen hacia la estación.
Por el Fluido que Separa
Separador Bifásico
Los separadores de dos fases separan el fluido del pozo en líquido y gas, y
descarga el gas por la parte superior del recipiente y el líquido por el fondo,
actualmente este tipo de separadores se utilizan en el campo Auca.
Separador Trifásico
Los separadores de tres fases, además de separar las fases líquida y gaseosa
(petróleo, gas y agua), separan el líquido en petróleo y agua no emulsionada
por diferencia de densidades. Para esto se proporciona al líquido suficiente
tiempo de residencia y se deposita en un espacio donde no hay turbulencia.
Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de
líquido y gas, el separador de 3 fases tiene las siguientes características y
accesorios especiales:
a) Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de
retención necesario para que se separe el petróleo y el agua.
b) Un sistema de control para la interfase agua - petróleo.
c) Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el agua.
Los separadores bifásicos y trifásicos pueden ser: verticales, horizontales y
esféricos.
33
Por la Forma
Los separadores de acuerdo a su forma se clasifican en:
Verticales
Horizontales
Esféricos
Los separadores según la forma se los selecciona considerando varios factores
que son: el trabajo que va a realizar, la disponibilidad de espacio y las ventajas
y desventajas que presentan cada uno de ellos.
Para facilitar la selección del tipo de separador más adecuado, de acuerdo con
las características de los fluidos a manejar, se dispone de la tabla en que se
presentan las ventajas y desventajas de los separadores mencionados para
diferentes condiciones de operación.
TABLA 2.1
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES,
VERTICALES Y ESFÉRICOS
HORIZONTAL VERTICAL ESFÉRICO
Eficiencia de separación.
1
Estabilización de fluidos separados.
1
Adaptabilidad a variación de condiciones.
1
Ajuste de nivel de líquidos.
2
Capacidad (mismo diámetro).
1
Costo por capacidad de unidad.
1
Manejo de materiales extraños.
3
Manejo de aceite emulsionado.
1
Uso portátil.
1
Instalación:
Plano vertical
1
Plano horizontal
3
Facilidad de inspección.
2
Inspección y mantenimiento.
1
Calificación: 1. Más favorable
2. Intermedio
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
2
2
2
1
2
2
1
2
3
3
3
3
3
3
3
2
3
2
3
2
1
2
3
1
3
2
3. Menos Favorable
34
FIGURA 2.5
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
2.1.2.3.
Bota de Gas
El objetivo de este equipo es extraer el gas que se encuentra disuelto en el
crudo que proviene de la fase de separación primaria, a través de placas
colocadas alternadamente dentro de la bota, se produce una liberación de gas,
la misma que es producida por un proceso de expansión brusca.
Las botas internamente tienen unas placas colocadas alternadamente que
facilitan la separación del gas.
35
FIGURA 2.6
ESQUEMA DE UNA BOTA DE GAS
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Deshidratación de Crudo – Word Group.
FIGURA 2.7
PARTES INTERNAS DE LA BOTA DE GAS
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Deshidratación de Crudo – Word Group.
2.1.3. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO
El sistema de almacenamiento en las facilidades de producción se compone de
tanques. Dichos tanques pueden ser: tanques de lavado, tanques de reposo y
tanques de almacenamiento (tanques de oleoductos).
El almacenamiento continúa siendo una actividad indispensable en el
transporte y manejo de hidrocarburos. La selección del tipo y tamaño de tanque
está regida por la relación producción - consumo, las condiciones ambientales,
la localización del tanque y el tipo de fluido a almacenar.
36
2.1.3.1.
Tanque de Lavado
Es un equipo estático cuya etapa de tratamiento del crudo se caracteriza por
separar el agua emulsionada con el tiempo de residencia en el tanque.
En su interior consta de placas contra las que choca el fluido para separarlo.
Mediante reposo se forman dos capas, el más denso (agua) en el asiento del
tanque y el menos denso arriba de éste (petróleo). La altura del colchón de
agua generalmente es 8 pies de altura.
En el techo se tiene válvulas de alivio y de vacío, las que se abren para permitir
el escape de gas o de vapor siempre que se excede una presión segura y
también permite ingresar aire cuando la presión interna es menor a la
atmosférica.
FIGURA 2.8
DIAGRAMA DEL TANQUE DE LAVADO Y EL TANQUE DE REPOSO
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
2.1.3.2.
Tanque de Reposo
El crudo deshidratado en el tanque de lavado pasa al tanque de reposo en el
cual se elimina el agua remanente del crudo, por efecto de la gravedad,
aprovechando la diferencia de densidades el petróleo y el agua.
Recibe el petróleo con un BSW máximo al 1%.
37
2.1.3.3.
Tanques de Almacenamiento de Crudo
Su objetivo es almacenar el crudo tratado, el mismo que está en condiciones
adecuadas para su entrega, esto es, con un BSW menor al 1%.
▪ Disponen de un sistema de calentamiento con aceite térmico.
▪ Dispone de un agitador.
▪ Para el bombeo del crudo a otras estaciones se dispone, de bombas
booster y bombas de transferencia, las cuales tienen por objetivo el de
incrementar el caudal y la presión.
▪ Los sistemas de bombeo disponen de una tubería de recirculación hacia
los tanques, la misma que evita la sobre presión en la línea y el control
del caudal.
FIGURA 2.9
PARTES INTERNAS DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Deshidratación de Crudo – Word Group.
38
2.1.3.4. Clasificación de los Tanques
FIGURA 2.10
CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES
Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
2.2.
DESCRIPCIÓN DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LAS
ESTACIONES DEL CAMPO AUCA
El objetivo es describir el proceso de producción llevado a cabo en las
estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1, a partir de la entrada a los
múltiples del fluido multifásico proveniente de los pozos, incluyendo los
procesos de separación bifásica de crudo y gas, separación crudo - agua,
disposición de gas, producción y despacho de crudo.
39
2.2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN DE LA
ESTACIÓN AUCA CENTRAL
El esquema general de producción de la estación Auca Central está
conformado por veintitrés pozos activos, de los cuales diecinueve aportan a la
producción de crudo, de acuerdo al potencial de producción y cuatro están en
trabajos de work - over.
De los diecinueve pozos productores, cinco pozos se manejan desde la
Locación AUC 051 (AUC 051, AUC 060D, AUC 061D, AUC 062D y AUC
065D), un pozo desde la Locación AUC 002 (AUC 052), un pozo desde la
Locación AUC 040 (AUC 040) y un pozo desde la Locación AUC 045 (AUC
045).
El objetivo de las locaciones es bombear, por una sola línea de flujo, toda la
producción de los pozos ligados a una locación, hacia la estación de
deshidratación principal. En estas locaciones se realizan pruebas de
producción y se separa el gas libre y el gas en solución.
El diagrama de flujo de procesos de la estación se muestra en el Anexo 2.1.
2.2.1.1.
Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde Pozos
La producción de cada pozo es direccionada por líneas independientes de
4pulg, desde el cabezal de producción hacia el múltiple de distribución en la
estación Auca Central.
La presión para que el fluido llegue a la estación Auca Central, es
proporcionada por la bomba electrosumergible de cada pozo o por el fluido
motriz (Bombeo hidráulico).
40
Los pozos que direccionan independientemente su producción se enlistan en la
Tabla 2.2, en la cual se visualizan: producciones, BSW, API y presión en línea
de flujo.
TABLA 2.2
POZOS QUE FLUYEN INDEPENDIENTEMENTE
POZO
TOTAL
BFPD
CRUDO
BPPD
AGUA
BAPD
BSW %
ºAPI
005
006
009
010
026
029
031
032
033
034
039
218
431
471
1176
364
244
210
563
352
590
1160
155
255
327
647
115
228
180
217
329
204
348
63
179
144
529
249
16
30
346
23
386
812
28,90
40,84
30,57
44,98
68,41
6,560
14,29
61,46
6,53
65,42
70,00
25,90
25,70
26,10
25,90
25,50
26,00
26,10
25,70
26,30
25,80
25,80
PRESIÓN
LÍNEA DE
FLUJO
PSIG
60
85
240
75
120
150
160
110
220
60
50
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
2.2.1.2.
Sistema de Recolección de Fluido Bifásico desde Locaciones
En el área Auca Central existen cuatro Locaciones: AUC 002, AUC 040, AUC
045 y AUC 051, a continuación se describen las características de cada
locación:
La Locación AUC 002, posee una bota de gas, un tanque de prueba producción de 500 bls, un mechero y una bomba de transferencia. En
esta locación se realizan las pruebas de producción del pozo AUC 052.
El diagrama de flujo de procesos de esta locación se muestra en el
Anexo 2.2.
La Locación AUC 040, posee una bota de gas, un tanque de prueba de
500 bls, un tanque de almacenamiento de 500 bls, un mechero, una
41
bomba booster y una bomba de transferencia, además dentro de
servicios auxiliares posee un tanque de diesel de 1.500 gls, un extintor,
una bomba multicabeza para inyección de químicos. En esta locación se
realizan las pruebas de producción del pozo AUC 040.
El diagrama de flujo de procesos de esta locación se muestra en el
Anexo 2.3.
La Locación AUC 045, posee un tanque - bota de 500 bls, un mechero,
una bomba de transferencia. En esta locación se realizan las pruebas de
producción del pozo AUC 045.
El diagrama de flujo de procesos de esta locación se muestra en el
Anexo 2.4.
La Locación AUC 051, posee dos botas de gas, un tanque de prueba de
500 bls, un tanque de producción de 500 bls, dos tanques de
almacenamiento, un mechero, dos bombas booster, una unidad de
medición, dos bombas de transferencia, además dentro de servicios
auxiliares posee dos compresores, un acumulador de aire, un separador
de condensados, un tanque de diesel de 1.500 gls, cuatro bombas de
inyección de químicos. En esta locación se realizan las pruebas de
producción de los pozos AUC 051, AUC 060 D, AUC 061 D, AUC 062 D
y AUC 065 D.
El diagrama de flujo de procesos de esta locación se muestra en el
Anexo 2.5.
En la Tabla 2.3 se enlistan las locaciones con sus respectivos pozos y cada
una con: producciones, BSW, API y presión en línea de flujo.
TABLA 2.3
POZOS QUE FLUYEN A LOCACIONES
LOCACIÓN
POZO
AUC 02
052
TOTAL
BFPD
CRUDO
BPPD
AGUA
BAPD
BSW
%
ºAPI
497
432
65
13,08
18,30
PRESIÓN
LÍNEA DE
FLUJO
PSIG
30
42
CONTINUACIÓN TABLA 2.3
AUC 040
AUC 045
AUC 051
040
045
051
060 D
061 D
062 D
065 D
301
221
455
816
1825
941
772
299
188
446
408
694
395
757
2
33
9
408
1131
546
15
0,66
14,93
1,98
50,00
61,97
58,02
1,94
27,40
27,00
28,90
32,20
32,10
17,70
17,60
60
5
10
10
10
10
50
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
2.2.1.3.
Sistema de Separación Bifásica
El fluido proveniente de las líneas de producción de cada pozo y de las
locaciones se puede direccionar hacia tres cabezales de producción a
excepción de la Locación AUC 051, que ingresa directamente a la entrada del
tanque de lavado TL-01.
Desde cualquiera de los tres cabezales de producción, se puede direccionar el
fluido hacia los tres separadores de producción bifásicos (SP-01, SP-02 y SP03). Estos recipientes trabajan a una presión de 15 a 20 psig y una temperatura
de 115 °F en promedio.
Una vez que el fluido multifásico ingresa a los separadores de producción, se
produce la separación líquido - gas; el fluido multifásico va hacia dos cabezales
de producción mediante la apertura de las válvulas de control de nivel (LCV) de
los separadores; uno de los cabezales permite llevar la producción a la entrada
de la bota de gas SG-01 en donde se produce la separación del gas remante
(condición de operación normal) y el otro permite dirigir la producción
directamente al tanque de lavado.
El gas libre del fluido obtenido en los separadores es enviado hacia un cabezal
de distribución que suministra gas hacia los separadores de gas (DG-01, DG02 y DG-03) para ser quemado en el calentador de agua CL-01. En el cabezal
de distribución de gas existe una válvula auto regulada que mantiene la presión
43
en la línea y envía el excedente de gas hacia el mechero QE-01, donde es
quemado.
El gas separado en la bota de gas, se direcciona hacia el mechero QE-02,
donde se quema.
2.2.1.4.
Sistema de Separación Crudo - Agua en Tanque de Lavado
El crudo y el agua proveniente de: la bota de gas, de la Locación AUC 051,
ingresa al tanque de lavado de 37.800 bls de capacidad. En este tanque se
separa el crudo del agua por efectos de densidad.
El crudo es desalojado del tanque por la parte superior aproximadamente a 37
pies con un BSW de 0,2%, direccionándolo hacia el tanque de reposo TR-01 de
28.650 bls de capacidad.
Para que la separación del crudo sea adecuada, y la concentración de petróleo
residual en el agua de reinyección sea mínima, es necesario mantener en el
tanque de lavado un colchón de agua de 8 pies, cuyo nivel es controlado por
medición de interfase.
En la Tabla 2.4 se visualiza el perfil de BSW para la parte de emulsión en el
tanque de lavado; en la Tabla 2.5 se indican las características del agua de
reinyección.
TABLA 2.4
PERFILES DE BSW (%) DEL TANQUE DE LAVADO
ESTACIÓN
10
PIES
15
PIES
20
PIES
25
PIES
30
PIES
37
PIES
PUNTO DE
FISCALIZACIÓN
Auca Central
53,9
24,2
5,4
1,4
1,3
0,2
0,1
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
44
TABLA 2.5
ACEITE RESIDUAL Y SÓLIDOS TOTALES DEL AGUA DE REINYECCIÓN
ESTACIÓN
SÓLIDOS TOTALES SUSPENDIDOS
ppm
ACEITE EN AGUA
ppm
55,00
5,75
Auca Central
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
2.2.1.5.
Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Reposo
El crudo proveniente del tanque de lavado llega al tanque de reposo donde
decanta el remanente de agua que pueda quedar en el crudo, hasta que el
mismo alcanza un BSW de 0,1% y se envía hacia tres bombas booster de
crudo (BC-01, BC-02 y BC-03) y hacia el sistema de bombeo power oil.
El agua separada, en el tanque de reposo, es desalojada por una tubería de 4
pulg, ubicada a una altura de 1 pie; esta tubería llega a la succión de una
bomba centrífuga BC-08 que direcciona el flujo hacia el tanque de lavado.
Sistema de Bombeo de Crudo
El crudo en especificaciones es desalojado del tanque de reposo por medio de
una tubería de 12 pulg, hacia la unidad de medición, que consta de tres
bombas centrífugas (BC-01 y BC-02 accionadas por motor eléctrico, y BC-03
accionada por motor diesel) y tres contadores de flujo.
El crudo deshidratado de Auca Central es direccionado hacia el tanque de
oleoducto TO-01, cuya capacidad es 106.438 bls. A este tanque ingresan las
producciones de Petro Oriental 17.133 BPPD, Auca Sur, Cononaco, Rumiyacu
y Tiguino. Por medio de una tubería de 16 pulg, el crudo es enviado hacia las
bombas de oleoducto (BC-10, BC-11 y BC-12, accionadas por motor de diesel),
que se encuentran instaladas en serie con presiones de descarga de 150 psig
en la primera etapa, y 335 psig en la segunda etapa. Para el bombeo se utilizan
45
dos equipos y uno listo para arrancar. El despacho hacia la estación Sacha se
hace por medio de un oleoducto de 16 pulg.
Sistema Power Oil
El sistema de power oil posee dos bombas booster (BC-06, accionada por
motor diesel y BC-07, accionada por motor eléctrico) y tres bombas de alta
presión (presión de descarga 3.900 psig); una accionada con motor diesel BR04 y dos con motor a gas BR-05 Waukesha.
Una parte del crudo es direccionado desde el tanque de reposo, hacia las
bombas booster (BC-06 y BC-07), donde una a la vez, envía la producción
hacia la succión de las bombas de alta presión, para utilizarlo como fluido
motriz en el sistema de levantamiento de algunos pozos.
2.2.1.6.
Sistema de Prueba de Pozos
Las pruebas de producción de cada pozo se realizan en las locaciones para los
pozos que están ligados a cada locación y en la estación Auca Central para los
pozos que poseen línea de flujo independiente.
En las locaciones la prueba de pozos se realiza en un tanque de prueba,
al cual se alinea el pozo que se desea probar, donde luego de 6, 12 ó 24
horas, dependiendo de la estabilidad del pozo (mínima variación del flujo
de producción en el tiempo) se estima la producción del pozo por medio
de la diferencia de volúmenes y se proyecta para 24 horas.
En la estación Auca Central las pruebas se realizan en el separador de
prueba ST-01 bifásico, este equipo funciona con una presión de 20 a 25
psig; el gas libre se ubica en la parte superior y es desalojado hacia el
cabezal de distribución de gas. El líquido es medido a través de una
turbina que registra electrónicamente el volumen medido y para el gas
se utiliza un medidor de placa orificio.
46
2.2.2. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN DE LA
ESTACIÓN AUCA SUR
El esquema general de producción de la estación Sur está integrado por
veinticuatro pozos de producción activos, doce pozos en trabajos de work over
y la estación Auca Sur 1, cuya producción llega al cabezal de descarga de los
separadores.
El diagrama de flujo de procesos de la estación se muestra en el Anexo 2.6.
2.2.2.1.
Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde los Pozos
La producción de cada pozo es direccionada por líneas independientes de 4
pulg, desde el cabezal de producción hacia el múltiple de la estación Auca Sur.
La presión para que el fluido llegue a la estación Auca Sur, es proporcionada
por la bomba electrosumergible de cada pozo o por el fluido motriz (Bombeo
hidráulico).
Los pozos que direccionan independientemente su producción se enlistan en la
Tabla 2.6, en la cual se visualiza: producciones, BSW, API y presión en línea
de flujo.
TABLA 2.6
POZOS QUE FLUYEN INDEPENDIENTEMENTE
POZO
TOTAL
BFPD
CRUDO
BPPD
AGUA
BAPD
BSW %
ºAPI
001
014
015
016
018
019 B
020
704
773
658
522
424
388
193
241
438
215
318
304
329
114
463
335
443
204
120
59
79
65,8
43,4
67,4
39,1
28,2
15,3
40,7
26,0
26,5
26,2
26,0
25,7
26,5
25,3
PRESIÓN
LÍNEA DE
FLUJO
PSIG
60
150
190
100
70
250
110
47
CONTINUACIÓN TABLA 2.6
021
022
024
025
027
028
030
035
036
038
042
043
049
050
053
057 D
059 D
585
290
243
632
674
499
357
464
500
702
187
405
1.458
239
3.984
1.541
1.260
186
190
194
311
561
187
221
428
237
279
108
280
1.108
212
637
1.464
1.197
399
100
49
321
113
312
136
36
263
423
79
125
350
27
3.347
77
63
68,2
34,5
29,2
50,8
16,8
62,6
38,1
7,8
52,7
60,3
42,2
30,9
24
11,2
84,0
5,0
5,0
26,0
25,5
25,7
26,3
26,3
26,0
25,6
26,4
26,5
26,1
25,7
26,3
26,2
25,9
30,9
24,8
25,0
45
400
120
240
180
100
150
90
100
150
110
135
260
80
100
10
10
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
2.2.2.2.
Sistema de Separación Bifásica
Una vez que el fluido multifásico ingresa a los separadores de producción (SP01, SP-02 y SP-03), se produce la separación líquido - gas; el crudo, agua y
gas remanente van al cabezal de producción mediante la apertura de las
válvulas de control de nivel de los separadores y se mezcla con la producción
proveniente de la estación Auca Sur 1, la cual ha pasado en dicha estación por
un proceso de separación de gas. El cabezal de producción dirige el fluido
multifásico hacia la bota de gas SG-01, donde se separa el remanente de gas
que pueda llevar consigo la corriente líquida.
El gas que proviene de los separadores es enviado a un cabezal que distribuye
el gas hacia el Sistema de Compresión de Gas y al depurador de gas DG-01
para ser quemado en el calentador de agua CL-01. En el cabezal de
distribución existe una válvula auto regulada que mantiene la presión en la
línea y envía el excedente de gas a la tea QE-01 en donde se quema.
48
El gas separado en la bota es enviado a la tea QE-02, en donde es quemado.
2.2.2.3.
Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Lavado
El crudo y agua proveniente de la bota de gas, va al tanque de lavado TL-01 de
capacidad 50.000 bls donde se produce la separación crudo agua. Para ello, el
crudo sale por gravedad al tanque de reposo TR-01 de capacidad 16.120 bls a
32 pies de altura por la boquilla de rebose del tanque y el agua se envía a la
succión de dos bombas booster (BC-03 y BC-04).
Es importante destacar que cuando las bombas booster o la Planta de
Reinyección Auca 16 no están en condiciones de recibir la producción de agua
del tanque de lavado, el agua se envía a un tanque de agua TA-01 de
capacidad 2.755 bls.
El nivel del colchón de agua en el tanque de lavado es controlado
manualmente mediante un visor de nivel, el mismo que en operación normal
debe mantenerse en 8 pies.
La temperatura del colchón de agua del tanque de lavado se incrementa en un
máximo de 10° F mediante un sistema de calentamient o comprendido por una
bomba centrífuga de accionamiento eléctrico BC-06 para succionar el agua
desde el tanque de lavado y descargarla nuevamente al ingreso del tanque
previamente calentada por un calentador de fuego directo, el cual utiliza como
combustible para el quemador, el gas proveniente de los depuradores de gas
(DG-01 y DG-02).
En la línea de agua para el calentamiento, se inyectan los químicos: inhibidor
de corrosión, biocida y antiescala.
Las Tablas 2.7 y 2.8 muestran los perfiles de BSW en el tanque de lavado y, el
aceite y sólidos totales en el agua de reinyección.
49
TABLA 2.7
PERFILES DE BSW (%) DEL TANQUE DE LAVADO
ESTACIÓN
Auca Sur
10
PIES
59,6
15
PIES
37,4
20
PIES
27,2
25
PIES
19,1
32
PIES
0.6
PUNTO DE
FISCALIZACIÓN
0,1
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
TABLA 2.8
ACEITE RESIDUAL Y SÓLIDOS TOTALES DEL AGUA DE REINYECCIÓN
ESTACIÓN
Auca Sur
SÓLIDOS TOTALES SUSPENDIDOS
ppm
47,00
ACEITE EN AGUA
ppm
9,02
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
2.2.2.4.
Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Reposo
El crudo proveniente del tanque de lavado, llega al tanque de reposo donde
decanta el remanente de agua que pueda quedar en el crudo, hasta que el
mismo alcanza un BSW de 0,1% y se envía hacia dos bombas booster de
crudo (BC-01 y BC-02) y hacia el sistema de bombeo power oil.
El agua remanente del tanque de reposo se recircula hacia el tanque de lavado
por medio de una bomba centrífuga (BC-05).
2.2.2.5.
Sistema de Bombeo hacia Oleoducto
Una parte del crudo obtenido en el tanque de reposo es succionado por dos
bombas booster (BC-01 y BC-02 ambas accionadas eléctricamente), las cuales
descargan la producción con una presión de 120 psig hacia el oleoducto que
viene desde Cononaco y que llega hasta la estación Auca Central. En la línea
de descarga de las bombas booster hay un totalizador (FQI) por cada bomba
que determina la producción de la estación.
50
Sistema Power Oil
Del tanque de reposo parte de la producción es enviada a la succión de dos
bombas booster (BC-08 accionada eléctricamente y BC 07 accionada con
motor diesel) las cuales dirigen el crudo hacia la succión de las bombas power
oil a una presión de 170 psig.
El sistema de power oil está constituido por siete bombas (BR-01, BR 02, BR03, BR-04, BR-05, BR-06 y BR-07) todas accionadas con motor diesel que
descargan una presión de 3.780 psig. Del cabezal de descarga de las unidades
de power oil se derivan a dos líneas:
▪ La primera línea es la recirculación hacia el tanque de reposo para el
arranque de las unidades.
▪ La segunda línea envía el crudo hacia los pozos que requieren el
sistema power oil en toda el área Auca.
2.2.2.6.
Sistema de Prueba de Pozos
Cuando se requiere la prueba de pozos, se alinea el pozo a probar a los dos
separadores de prueba (ST-01 y ST-02) de capacidad 10.000 bls cada uno,
donde luego de 6, 12 ó 24 horas, dependiendo de la estabilidad del pozo se
determina la producción del mismo con un medidor de turbina.
Además, se toman muestras para medir propiedades tales como gravedad API,
temperatura, BSW, entre otras. El crudo del pozo que está a prueba
posteriormente es enviado al cabezal de ingreso de la bota de gas y el gas es
medido con un medidor de placa orificio para posteriormente ser enviado al
Sistema de Compresión de Gas o a quema en las teas (QE-01, QE-02 y QE03).
51
2.2.3. DESCRIPCIÓN GENERAL DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LA
ESTACIÓN PRODUCCIÓN AUCA SUR 1
2.2.3.1.
Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde los Pozos
El esquema general de producción de la estación Auca Sur 1 está integrado
por cuatro pozos de producción activos, denominados AUS 001, AUS 002, AUS
003 y AUS 004. Estos cuatro pozos se conectan al múltiple de producción a la
entrada de la estación, con una presión aproximada de ente 10 a 15 psig.
Del múltiple, la producción pasa al sistema de separación bifásica comprendido
por una bota de gas y un tanque de producción TE- 01, donde se produce la
separación, previa inyección de químicos: antiescala y demulsificantes.
El diagrama de flujo de procesos de la estación se muestra en el Anexo 2.7.
2.2.3.2.
Sistema de Separación Bifásica
El fluido multifásico ingresa a la bota de gas y se produce la separación del
crudo y del agua, ambos van al tanque de producción y todo el gas producido
en la estación Auca Sur 1 es quemado en el mechero QE-01 de forma
intermitente de acuerdo a la producción de los pozos.
2.2.3.3.
Sistema de Almacenamiento en el Tanque de Producción
El crudo y el agua proveniente de la bota de gas, entra al tanque de producción
TE-01 de capacidad 2.101 bls, donde es succionado por la bomba booster BC01. El nivel del tanque es controlado manualmente con una cinta de aforo.
2.2.3.4.
Sistema de Transporte de Crudo - Agua hacia Auca Sur
El crudo proveniente del tanque de producción, es succionado por la bomba
booster a una presión estimada de 12 psig, con base en el nivel operativo del
52
tanque; esta bomba descarga a una presión de 56 psig hacia el totalizador
(FQI) que determina la producción de crudo y agua del campo. La presión de
succión de la bomba booster es asegurada controlando el nivel del tanque
prendiendo y apagando la bomba manualmente.
El crudo y el agua se dirigen al cabezal de succión de las bombas de
transferencia de crudo (BR-01 y BR-02), estas bombas direccionan la
producción del campo hacia la descarga de los separadores bifásicos de la
estación Auca Sur a una presión de 250 psig.
La bomba de transferencia de crudo BR-01 funciona con motor a diesel y la
bomba BR-02 con motor eléctrico. La configuración de las bombas es una
operativa y otra de respaldo; el tiempo de bombeo de la bomba de
transferencia de crudo BR-01 es de 18 horas por día y el de la bomba de
transferencia de crudo BR-02 es de 10 horas por día.
2.2.3.5.
Sistema de Prueba de Pozos
Cuando se requiere la prueba de pozos, se alinea el pozo a probar al sistema
de separación de prueba que está constituido por una bota de gas SG-02 y un
tanque de prueba TE-02 de capacidad de 504 bls, donde luego de 6, 12 ó 24
horas, dependiendo de la estabilidad del pozo se estima la producción del pozo
midiendo la diferencia de volúmenes en el tiempo.
Adicionalmente, se toman muestras para medir propiedades tales como
gravedad API, temperatura, BSW, entre otras. Una vez se finaliza la prueba del
pozo, la producción es enviada al cabezal de succión de la bomba booster. El
gas de la bota se envía a quemar en el mechero.
53
2.3.
BASES Y CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN TÉCNICA
DE LOS EQUIPOS E INSTALACIONES
La evaluación técnica de los equipos e instalaciones de las facilidades de
producción existentes en las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1
del Campo Auca, tiene por finalidad determinar su estado físico (integridad)
actual, su adecuación a los requerimientos de los sistemas a ser diseñados con
base a los pronósticos de producción, las posibilidades para su optimización y
como resultado, el diagnóstico relacionado con su utilización en el diseño final
o su desincorporación de las instalaciones.
Se contempla:
▪ Los procedimientos seguidos en campo para la inspección y evaluación
de la integridad física de los equipos mecánicos, tales como tanques
atmosféricos, recipientes a presión, manifolds, botas de gas de las
estaciones.
▪ Tablas de evaluación que contienen los criterios técnicos establecidos,
para la evaluación de los equipos mecánicos, y los resultados de la
aplicación de dichos criterios.
▪ Conclusiones y recomendaciones producto de la evaluación realizada.
La evaluación técnica detallada de los equipos de las estaciones Auca Central,
Auca Sur y Auca Sur 1 se muestran en el Anexo 2.8.
2.3.1. BASES PARA LA EVALUACIÓN
2.3.1.1.
Inspección visual de equipos e instalaciones
Un elemento importante para la evaluación es la inspección visual realizada a
los equipos e instalaciones durante el levantamiento de las diferentes
54
estaciones, determinando en forma general, el estado del equipo y el tiempo de
vida útil remanente, así como las posibilidades de optimización de los mismos.
2.3.1.2.
Capacidades de diseños definidas para las estaciones
El factor principal en la evaluación de los equipos y las instalaciones existentes,
es determinado por la capacidad de manejo de fluidos definida para cada
estación, basada en el pronóstico de producción.
2.3.2. CRITERIOS DE EVALUACIÓN
Los criterios generales a aplicar para la evaluación técnica de los equipos e
instalaciones existentes en las estaciones pertenecientes al Campo Auca son
los siguientes:
▪
Cumplimiento de las capacidades y las condiciones de diseño (Presión,
Temperatura) definidas para cada equipo.
▪
Cumplimiento de las capacidades y las condiciones de diseño
(Volumen).
▪
Definición del estado físico e integridad mecánica del equipo / instalación
que permita su utilización futura por un período razonable (vida útil), de
al menos 5 años.
▪
Los equipos e instalaciones existentes deben permitir la incorporación de
nuevas tecnologías en el área de instrumentación y control, como
supervisión y/o control remoto.
▪
Los equipos e instalaciones existentes deben permitir la adición de
sistemas de protección y seguridad (protección contra sobre - presiones
o vacío, sistemas contra incendio, armas, etc.) adecuados a un diseño
moderno de las facilidades.
55
En cuanto a la definición de la vida útil del equipo / instalación, se aplicarán los
criterios expuestos a continuación, de acuerdo a la disciplina de ingeniería en
cuyo alcance se ubica el equipo o instalación.
1. Equipo obsoleto debe salir de operación.
2. El equipo debe someterse a una reparación y equipamiento costosos
para no más de 5 años de operación futura.
3. El costo de la reparación será medianamente costoso. El equipo puede
modernizarse para 5 años más de operación futura.
4. Reparaciones a realizarse en el equipo son menores y se lo puede reutilizar, pero no más allá de 5 años de su vida útil.
5. Equipo con ligeros cambios puede utilizarse sin reparación no más de 5
años de su vida útil.
En general, existen muchos tanques deteriorados. Para el caso de recipientes
a presión, también se tiene un buen número en malas condiciones.
El resumen de la evaluación de los equipos de las estaciones Auca Central,
Auca Sur y Auca Sur 1 del Campo Auca se presenta en el Anexo 2.9.
56
CAPITULO III
SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA PARA LAS
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
3.1.
ANTECEDENTES
Los procesos actuales llevados a cabo en estas estaciones involucran la
separación crudo - gas, producción de crudo, gas y agua y reinyección de
agua a pozos.
Existen factores que han originado problemas operacionales y ambientales
tales como:
▪ Falta de control de las variables de procesos ya que el proceso de
producción,
en
la
mayoría
de
las
estaciones,
es
controlado
manualmente.
▪ Frecuentes operaciones de mantenimiento ocasionando elevados costos
de operación y/o paros de producción.
▪ Mayor riesgo en las operaciones, por obsolescencia y mal estado de las
instalaciones.
▪ Contaminación por trazas de crudo, aceites lubricantes en muchas
estaciones por inadecuados sistemas de drenajes.
Obtuvimos información de las características de los equipos con el fin de poder
evaluar su aplicabilidad en la propuesta planteada desde el punto de vista de
procesos, así como su estado mecánico actual que garantice que el equipo
funcione eficientemente.
57
3.2.
BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DE PROCESOS
3.2.1. CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS
A continuación presentamos un resumen de las principales características del
crudo tratado, gas y agua de formación de cada una de las estaciones del
campo Auca.
TABLA 3.1
RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL FLUIDO
Parámetro
Auca Central
Auca Sur
35
35
Temperatura de Operación (°F)
100
101
API
27,2
26,4
Densidad del Petróleo (lb/PC)
54,42
55,01
Viscosidad del Petróleo @ C.O. (cp)
17,75
27,18
Diámetro de la Partícula (um)
150
150
Gravedad Especifica del gas
0,923
0,962
Densidad del Gas (lb/PC)
0,156
0,163
Factor de Compresibilidad del gas (z)
0,993
0,990
Viscosidad del gas (cp)
0,012
0,001
Peso Molecular del Gas (lb/lb-mol)
26.741
27.865
Densidad del Agua (lb/PC)
62,27
62,65
Viscosidad del Agua @ C.O. (cp)
0,68
0,79
BSW promedio (%)
33,7
38,1
Presión de Operación (psi)
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
La producción de la estación Auca Sur 1 va directamente a la estación Auca
Sur para su tratamiento secundario y la totalidad del gas producido en el
sistema, es quemado en la Tea de la estación, por lo que asumimos las
mismas características del fluido.
58
3.2.2. PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN DETALLADOS POR ESTACIÓN
Los pronósticos de producción detallados por estación y mostrados en la Tabla
1.12 tienen como base los pronósticos entregados por Petroproducción y el
balance de producción del Campo para Enero del 2009.
El concepto fundamental para pasar de los pronósticos del Campo Auca a los
pronósticos para cada estación, se basa en que la distribución de las
estaciones a través del tiempo se mantiene proporcional al balance real de
enero del 2009 (producciones netas quitando las contribuciones de gas y crudo
para levantamiento artificial).
Con esta base, se determinan las proporciones en la cual cada estación
participa del valor total del pronóstico de Petroproducción para cada uno de los
fluidos: crudo, agua de formación y gas.
Para una mejor visualización de las interconexiones existentes entre las
estaciones del Área Auca, en la Figura 1, se presenta un diagrama de bloques
de la integración de las estaciones.
FIGURA 3.1
DIAGRAMA DE BLOQUES DE INTERCONEXIÓN DE LAS ESTACIONES
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
59
3.2.3. BASES DE DISEÑO DE PROCESO
A continuación se presentan las bases de diseño, consideradas para el
desarrollo de este proyecto.
3.2.3.1. Capacidades de Diseño
A continuación se presenta las capacidades de diseño de cada una de las
estaciones, extraídas de los pronósticos de producción entregados por
Petroproducción:
TABLA 3.2
CAPACIDADES DE DISEÑO ACTUALES DEL CAMPO AUCA
BALANCE ENERO 2009
PORCENTAJES %
CRUDO
AGUA
GAS
7
6
9
CRUDO
BPPD
AGUA
BAPD
GAS
1.278
923
0,11
10.399
8.632
0,83
57
59
68
Auca Central
6.624
4.997
0,28
36
34
23
Total Grupo
18.301
14.553
1,22
100
100
100
ESTACIONES
Auca Sur 1
Auca Sur
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
A partir de los pronósticos de producción se determinan los valores máximos
para el manejo de cada fluido en el sistema, lo cual determina la capacidad
requerida de procesamiento. Esta información se presenta en la Tabla 3.3.
Por motivos de seguridad las capacidades presentadas en esta tabla tienen un
sobre diseño del 10%.
60
TABLA 3.3
CAPACIDADES DE PROCESAMIENTO FUTURAS REQUERIDAS POR
ESTACIÓN
PRODUCCIÓN MÁXIMA EN BASE AL PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN
2009 - 2024
CRUDO
AGUA
GAS
AGUA
GAS
ESTACIÓN
BPPD
BAPD
MMPCSD
%
GOR
Auca Central
20.366
7.805
0,749
0,277
37
Auca Sur
47.493
13.482
2,249
0,221
47
Auca Sur 1
1.634
1.442
0,301
0,469
184
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
3.2.4. CRITERIOS DE DISEÑO DE PROCESO
En el diseño de estas instalaciones se requerirá tener en cuenta los siguientes
criterios generales:
▪ Máxima seguridad de las operaciones.
▪ Máxima operatividad y simplicidad de diseño, construcción y operación.
▪ Mínimo impacto ambiental y afectación a terceros.
▪ Mínimos costos de inversión, de operación y de mantenimiento.
▪ Las facilidades deberán ser diseñadas con una flexibilidad operacional
tal que permita evitar el cierre de producción y la parada total de las
estaciones en caso de presentarse fallas puntuales en los sistemas.
▪ En base a la corrosión determinaremos si los equipos pueden seguir en
operación o si deben ser re diseñados en base al siguiente criterio:
TABLA 3.4
CRITERIO DE DISEÑO EN BASE A CORROSIÓN
% Área afectada por desgaste o
corrosión
> 30
El equipo debe ser rediseñado.
% Área afectada por desgaste o
corrosión
< 30
El equipo puede ser reparado.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
61
Este criterio lo determinamos ya que; el reparar un equipo con un área afectada
por corrosión mayor a 30% nos determinaría un alto costo y tendría una vida
útil no mayor a unos 5 años, por lo que en este caso recomendamos re diseñar
el equipo.
3.3.
PROCESO
DE
PROCESAMIENTO
CÁLCULO
DE
ACTUAL
DEL
LA
CAPACIDAD
SEPARADOR
DE
DE
PRODUCCIÓN
Con la evaluación mecánica de los equipos descrita en el Capitulo 2 podemos
determinar la capacidad de manejo de gas y líquido de los separadores.
En el Anexo 1.3 y Anexo 1.4, detallamos y graficamos el aumento del BSW
que tendrá la producción de cada estación, pero si tomamos en cuenta que la
producción viene mezclada con fluido motriz podemos considerar que el BSW
máximo promedio para cada estación es el detallado en la Tabla 3.2.
Sin
embargo,
si
el
fluido
del
campo
tiene
agua,
implica
que
independientemente del sistema de levantamiento, debe separarse el agua y el
petróleo, por lo tanto necesariamente requiere un separador trifásico (FWKO),
ya que si se instala un separador bifásico, se estará separando únicamente gas
y liquido, con lo cual la separación de agua se la realizaría en el tanque de
lavado, situación que no es recomendable.
Describiremos el procedimiento para verificar si los separadores actuales
pueden manejar los volúmenes máximos de crudo, gas y agua.
62
FIGURA 3.2
SECCIONES DE UN SEPARADOR
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
3.3.1. CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS
Para calcular la capacidad de manejo de gas en separadores bifásicos
horizontales utilizamos la Relación de Slenderness:
L s / s = Leff +
D
12
(Ec. 3.1)
Despejando tenemos:
Leff = L s / s −
D
12
(Ec. 3.2)
Donde:
Ls/s = Longitud de costura a costura (pies)
Leff = Longitud efectiva del separador (pies)
De la siguiente fórmula:
 T * z * Qg 
D * Leff = 420 
* K
P


(Ec. 3.3)
63
Siendo
 ρg
Cd 
K =
*
 ρ l − ρ g dm 


1
2
(Ec. 3.4)
Despejamos Q g , obtenemos:
Qg =
D * Leff * P
T * z * 420 * K
(Ec. 3.5)
Donde:
Q g = Caudal de gas que puede manejar el separador (MMPCS)
D = Diámetro del separador (pulg)
P = Presión de operación del separador (psi)
T = Temperatura de operación del separador (°R)
z = Factor de desviación del gas
ρ g = Densidad del gas (lb/PC)
ρ l = Densidad del petróleo (lb/PC)
dm = Diámetro de la partícula de petróleo (um)
Cd = Coeficiente de arrastre, asumimos Cd = 0.34.
3.3.2. CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO
Para el manejo de líquido en separadores bifásicos horizontales utilizamos
también la Relación de Slenderness:
Ls / s =
4
Leff
3
(Ec. 3.6)
Despejando tenemos:
Leff =
3
Ls/s
4
(Ec. 3.7)
64
De la siguiente fórmula:
D 2 * Leff =
tr Ql
0 ,7
(Ec. 3.8)
Despejamos Ql , obtenemos:
(Ql ) = D
2
* Leff * 0,7
tr
(Ec. 3.9)
Donde:
tr = Tiempo de retención (min)
Ql = Caudal de líquido que puede manejar el separador (bls)
En la Tabla 3.5 indicamos los tiempos de retención típicos para separación
líquido - líquido.
TABLA 3.5
TIEMPO DE RETENCIÓN PARA HIDROCARBURO - AGUA
GRAVEDAD ºAPI
> 35
TIEMPO DE RETENCIÓN
(min)
3-5
< 35 @ 100 ºF y mayor
5 - 10
Fuente: GPSA Data Book 12 th Edition (Electronic).
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Conociendo el grado API del crudo podemos elegir el tiempo de retención
óptimo.
65
3.4.
CÁLCULO DE CAPACIDADES DE PROCESAMIENTO DE
LOS SEPARADORES DE CADA ESTACIÓN
En la Tabla 3.6 se detallan las dimensiones de los separadores de las
estaciones, que son la base para el cálculo de sus capacidades.
TABLA 3.6
DIMENSIONES ACTUALES DE LOS SEPARADORES POR ESTACIÓN
ESTACIÓN
SEPARADOR
Auca Central
Auca Sur
SP-01
SP-02
SP-03
SP-01
SP-02
SP-03
CAPACIDAD
(bls)
35.000
35.000
35.000
20.000
35.000
16.000
DI
(pulg)
78
90
78
72
78
84
Ls/s
(pies)
25,0
23,6
22,0
22,0
22,0
25,8
Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
3.4.1. CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS
Para calcular Leff y Qg en la sección de asentamiento gravitacional de cada
separador reemplazamos los datos de las Tablas 3.3 y 3.5 en las ecuaciones
3.2 y 3.3.
Los resultados se presentan en la Tabla 3.7.
TABLA 3.7
RESULTADOS DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS
ESTACIÓN
Auca Central
Auca Sur
SEPARADOR
SP-01
SP-02
SP-03
SP-01
SP-02
SP-03
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Leff
(pies)
18,5
16,1
15,5
16,0
15,5
18,8
Qg
(MMPCS)
85,08
85,43
71,28
67,19
70,52
92,11
66
Podemos observar en la Tabla 3.7 que el caudal total de gas que pueden
manejar los tres separadores del Campo Auca Central es Q g = 241,79 MMPCS
y del Campo Auca Sur es Q g = 229,82 MMPCS, comparando estos resultados
con los de la Tabla 3.1, observamos que son mucho mayores a los volúmenes
máximos de producción de gas obtenidos con el pronóstico de producción,
motivo por el cual concluimos que los separadores que se tienen son capaces
de manejar el caudal de gas máximo a procesar en las estaciones.
3.4.2. CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO
Para calcular Leff y Ql en la sección de recolección de líquidos de cada
separador reemplazamos los datos de la Tabla 3.3 en las ecuaciones 3.7 y 3.9.
Según la información proporcionada por Petroproducción, el grado °API del
Campo Auca Central es 27,2 y del Campo Auca Sur es 26,4, razón por la cual
decimos que un tiempo de retención de 5 minutos funciona de manera óptima
según la Tabla 3.5.
Los resultados se presentan en la Tabla 3.8.
TABLA 3.8
RESULTADOS DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO
ESTACIÓN
Auca Central
Auca Sur
SEPARADOR
SP-01
SP-02
SP-03
SP-01
SP-02
SP-03
Leff
(pies)
18,75
17,70
16,50
16,50
16,50
19,35
Ql
(bls)
15.970,50
20.071,80
14.054,04
11.975,04
14.054,04
19.114,70
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Podemos observar en la Tabla 3.7 que el caudal total de líquido que pueden
manejar los tres separadores del Campo Auca Central es Ql = 50.398,73 bls,
comparando este resultado con el valor de la Tabla 3.1 notamos que es más
alto al volumen máximo de producción de líquido calculado en base al
67
pronóstico de producción que se espera maneje la estación Auca Central,
razón por la cual, podemos decir que los separadores actuales son capaces de
trabajar en condiciones óptimas de acuerdo a la producción esperada del
Campo.
En cambio el caudal total de líquido que pueden manejar los tres separadores
del Campo Auca Sur es Ql = 45.143,78 bls, comparando este resultado con el
valor de la Tabla 3.1 notamos que este valor es menor al volumen máximo de
producción de líquido, por lo tanto debemos diseñar un separador de
producción que pueda manejar el caudal de líquido basado en el pronóstico de
producción.
3.5.
PROPUESTAS DE MEJORAS POR ESTACIÓN
3.5.1. ESTACIÓN AUCA CENTRAL
Con base en el pronóstico de producción 2009 – 2024, suministrado por
Petroproducción, se tiene que el volumen máximo de crudo, en la estación
Auca Central es de: 20.366 BPD (Producción Neta: 8.469 BPD y Power Oil:
11.897 BPD), de gas es de 0,749 MMPCSD y de agua es de 7.805 BPD.
En base al cálculo realizado en el punto anterior concluimos que los
separadores actuales de la estación Auca Central son capaces de manejar la
producción máxima esperada del campo; pero tomando en cuenta el estado
mecánico de los mismos (Anexo 2.8), podemos determinar que es necesario el
diseño de nuevos separadores tanto de producción como de prueba; ya que el
porcentaje del área afectada por desgaste o corrosión en todos los
separadores supera el 30%; es decir se sacarán de operación los separadores
actuales.
Por lo tanto detallamos a continuación la propuesta de mejoras para la
estación:
68
▪ Consiste en una separación trifásica crudo – agua.
▪ Tratamiento Primario: Sistema de separación trifásico, diseñando dos
separadores de producción Trifásicos y un separador de Prueba bifásico.
3.5.2. ESTACIÓN AUCA SUR
Con base en el pronóstico de producción 2009 – 2024, suministrado por
Petroproducción, se tiene que el volumen máximo de crudo, en la estación
Auca Sur es de: 47.493 BPD (Producción Neta: 13.295 BPD y Power Oil:
34.198 BPD), de gas es de 2,249 MMPCSD y de agua es de 13.482 BPD.
En base al cálculo del punto anterior concluimos que la capacidad de manejo
de líquidos en esta estación no es suficiente para la producción máxima
esperada. Tomando en consideración los valores del porcentaje del área
afectada por desgaste y corrosión mostrados en el Anexo 2.8 podemos
determinar que los separadores actuales cumplen con los requerimientos de
integridad física para su óptimo funcionamiento.
Por lo tanto en esta estación vamos a escoger el separador de Prueba ST-02
por ser el que presenta menor desgaste, y vamos a re diseñar los tres
separadores
de
producción
actuales
SP-01,
SP-02
y
SP-03;
reacondicionándolos para que trabajen de manera trifásica. Además se
diseñará un separador trifásico nuevo que maneje la producción total esperada
de la estación.
3.5.3. ESTACIÓN AUCA SUR 1
Con base en el pronóstico de producción 2009 – 2024, suministrado por
Petroproducción, se tiene que el volumen máximo de crudo, en la estación
69
Auca Sur 1 es de: 1.634 BPD, de gas es de 0,301 MMPCSD y de agua es de
1.442 BPD.
Recomendamos que el proceso de separación crudo - gas sea conservado,
con el mismo esquema de envío del fluido crudo - agua hacia la estación Auca
Sur para su tratamiento secundario y la quema de la totalidad del gas
producido en el sistema, en la Tea de la estación.
3.6. DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
Diseñaremos en cada estación un separador de producción trifásico que
procese el volumen total de los fluidos permitiendo una mejor distribución de
las instalaciones de superficie.
Debido a normas de seguridad se hace necesario el tener dos separadores de
producción con el fin de tener un separador de respaldo en caso de que uno de
ellos salga de operación por mantenimiento o por algún daño en el equipo;
aunque en la estación Auca Sur debido a que los separadores actuales están
en buen estado y se necesita un separador de respaldo que maneje la
producción total, se operará con 4 separadores de producción.
Puesto que se conocen las capacidades que debe manejar el separador vamos
a realizar el proceso inverso al que se realizamos en el punto anterior.
CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS
Partimos de la ecuación 3.3 para determinar la (Leff) y el (D).
Para la construcción de los separadores en la Industria Hidrocarburífera se ha
acordado asumir valores del diámetro (D) en múltiplos de 6. De esta manera
para cada valor asumido del diámetro tenemos un valor calculado de Leff.
70
Posteriormente utilizamos de la ecuación 3.1 para obtener el valor de la
longitud de costura a costura (Ls/s).
Elegimos de los valores calculados las dimensiones óptimas, para ello se utiliza
la siguiente relación:
L s / s [ pies ]
= rango de 3 a 4
D [ pies ]
En la Tabla 3.8 se presentan los resultados obtenidos para cada estación.
TABLA 3.9
DIMENSIONES DEL SEPARADOR DE LA ESTACIÓN AUCA CENTRAL DE
ACUERDO AL MANEJO DE GAS
D
(pulg)
6
12
18
24
30
Leff
2,120
1,060
0,707
0,530
0,424
Ls/s
(pies)
2,62
2,06
2,21
2,53
2,92
L/D
5,24
2,06
1,47
1,26
1,17
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Como podemos observar en la Tabla 3.8 para los requerimientos de capacidad
de procesamiento de gas según el pronóstico de producción 2009 - 2024 para
las estación Auca Central, ningún valor satisface la relación Ls/s / D, sin
embargo se puede dimensionar de la siguiente manera: 12” x 4’ (D x L s/s),
pero como sabemos el manejo de líquido prevalece sobre el manejo de gas;
razón por la cual, el separador trifásico se va a dimensionar en base a este
último.
71
TABLA 3.10
DIMENSIONES DEL SEPARADOR DE LA ESTACIÓN AUCA SUR DE
ACUERDO AL MANEJO DE GAS
D
(pulg)
6
12
18
24
30
Leff
(pies)
6,432
3,216
2,144
1,608
1,286
Ls/s
(pies)
6,93
4,22
3,64
3,61
3,79
Ls/s / D
13,86
4,22
2,43
1,80
1,51
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Teniendo en cuenta las observaciones de la estación anterior, determinamos
las siguientes dimensiones del separador trifásico: 18” x 4´ (D x Ls/s).
CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDOS
Partimos de la ecuación 3.8 para determinar la (Leff) y el (D).
Asumimos valores para D, y procedemos de igual manera que el punto anterior
para hallar Leff.
A continuación utilizamos de la ecuación 3.6 para obtener el valor de la longitud
de costura a costura (Ls/s).
Debemos tener en cuenta la relación Ls / s
D
de 3 a 4 para determinar de los
valores calculados las dimensiones óptimas.
En la Tabla 3.10 se presentan los resultados obtenidos para cada estación.
TABLA 3.11
DIMENSIONES DEL SEPARADOR DE LA ESTACIÓN AUCA CENTRAL DE
ACUERDO AL MANEJO DE LÍQUIDO
D
(pulg)
6
12
Leff
(pies)
5589,48
1397,37
Ls/s
(pies)
7452,65
1863,16
Ls/s / D
14905,29
1863,16
72
CONTINUACIÓN TABLA 3.11
18
24
30
36
42
48
54
60
66
72
78
84
90
96
102
621,05
349,34
223,58
155,26
114,07
87,34
69,01
55,89
46,19
38,82
33,07
28,52
24,84
21,83
19,34
828,07
465,79
298,11
207,02
152,09
116,45
92,01
74,53
61,59
51,75
44,10
38,02
33,12
29,11
25,79
552,05
232,90
119,24
69,01
43,46
29,11
20,45
14,91
11,20
8,63
6,78
5,43
4,42
3,64
3,03
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Como podemos observar en la Tabla 3.10 para los requerimientos de
capacidad de procesamiento de líquido según el pronóstico de producción 2009
- 2024 de la estación Auca Central se requiere de un separador bifásico de 96”
x 30’ (D x L s/s).
TABLA 3.12
DIMENSIONES DEL SEPARADOR DE LA ESTACIÓN AUCA SUR DE
ACUERDO AL MANEJO DE LÍQUIDO
D
(pulg)
60
66
72
78
84
90
96
102
108
114
120
126
132
Leff
(pies)
120,98
99,99
84,02
71,59
61,73
53,77
47,26
41,86
37,34
33,51
30,25
27,43
25,00
Ls/s
(pies)
161,31
133,31
112,02
95,45
82,30
71,69
63,01
55,82
49,79
44,68
40,33
36,58
33,33
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Ls/s / D
32,26
24,24
18,67
14,68
11,76
9,56
7,88
6,57
5,53
4,70
4,00
3,48
3,03
73
Teniendo en cuenta las observaciones de la estación anterior, determinamos
las siguientes dimensiones del separador trifásico: 120” x 42` (D x Ls/s).
A continuación se presentan las características que deben cumplir los nuevos
separadores de producción de cada estación.
TABLA 3.13
CARACTERÍSTICAS DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE CADA ESTACIÓN
CARACTERÍSTICAS DEL
SEPARADOR
Función
Tipo
Capacidad de Gas (MMPCS)
Capacidad de Líquido (bls)
Diámetro (pulg)
Longitud s/s (pies)
AUCA CENTRAL
AUCA SUR
Producción
Horizontal
0,749
28.171
96
30
Producción
Horizontal
2,249
60.975
120
42
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
3.7.
DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRUEBA
La capacidad y tipo del separador de prueba que diseñaremos en la estación
Auca Central es de 5.000 bls, bifásicos – horizontales, a partir de esta premisa
se procederá a realizar los cálculos para dimensionar el nuevo separador de
prueba.
CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS
Teniendo en cuenta que la estación Auca Central tiene un GLR = 26,75
PCS/bls, calculamos los caudales de gas con la siguiente ecuación:
Q g = GLR * Q L
Obteniendo:
Qg (MPCS) = 267,5
(Ec. 3.10)
74
Calculamos la Leff y D del separador de prueba de la misma manera de lo
hicimos para el separador de producción.
Teniendo en cuenta las observaciones anteriores para la capacidad de manejo
de gas a continuación se presentan los resultados obtenidos.
TABLA 3.14
DIMENSIONES DEL SEPARADOR DE LA ESTACIÓN AUCA CENTRAL DE
ACUERDO AL MANEJO DE GAS
D
(pulg)
6
12
18
24
30
Leff
(pies)
0,701
0,350
0,234
0,175
0,140
Ls/s
(pies)
1,20
1,35
1,73
2,18
2,64
Ls/s / D
2,4
1,4
1,2
1,1
1,1
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO
Calculamos la Leff y D del separador de prueba a partir de la siguiente fórmula:
Leff * D 2 =
tr * Ql
0. 7
(Ec. 3.11)
Teniendo en cuenta las observaciones anteriores para la capacidad de manejo
de líquidos a continuación se presentan los resultados obtenidos.
TABLA 3.15
DIMENSIONES DEL SEPARADOR DE LA ESTACIÓN AUCA CENTRAL DE
ACUERDO AL MANEJO DE LÍQUIDO
D
(pulg)
6
12
18
24
Leff
(pies)
992,06
248,02
110,23
62,00
Ls/s
(pies)
992,56
249,02
111,73
64,00
Ls/s / D
1985,13
249,02
74,49
32,00
75
CONTINUACIÓN TABLA 3.15
30
36
42
48
54
60
39,68
27,56
20,25
15,50
12,25
9,92
42,18
30,56
23,75
19,50
16,75
14,92
16,87
10,19
6,78
4,88
3,72
2,98
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Como podemos observar en la Tabla 3.15 para los requerimientos de
capacidad de procesamiento de líquido de la estación Auca Central se requiere
de un separador bifásico de 54” x 18’ (D x L s/s).
A continuación se presentan las características que debe cumplir el nuevo
separador de prueba.
TABLA 3.16
CARACTERÍSTICAS
CENTRAL
DEL
SEPARADOR
CARACTERÍSTICAS DEL
SEPARADOR
Función
Tipo
Capacidad de Gas (MMPCS)
Capacidad de Líquidos (bls)
Diámetro (pulg)
Longitud s/s (pies)
BIFÁSICO
ESTACIÓN
AUCA
AUCA CENTRAL
Prueba
Horizontal
0,267
5.000
54
18
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
3.8.
TANQUES
En base a la inspección de tanques que se encuentran operando en las
estaciones de producción Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1; cuyos
resultados son mostrados en el Capítulo II Anexo 2.8, realizamos las
recomendaciones y conclusiones pertinentes que detallamos a continuación.
76
3.8.1. ESTACIÓN AUCA CENTRAL
3.8.1.1. Tanque de Lavado
En cuanto a la capacidad del tanque, requerimos que procese 28.171 BPD de
fluido. La capacidad actual del tanque es de 37.800 bls y considerando que el
tiempo de residencia del tanque es de 24,27 horas podemos concluir que la
capacidad del tanque permite su funcionamiento de manera adecuada, en base
a los pronósticos de producción.
Cambiar las planchas de todo el techo.
En el primer anillo es recomendable colocar un parche sobrepuesto por la parte
externa del tanque.
Las planchas del segundo a sexto anillos se encuentran con espesores
adecuados, por lo tanto pueden continuar en operación.
El fondo del tanque se encuentra corroído y deformado por lo que es necesaria
su reparación.
La pintura en general para todo el tanque se encuentra en malas condiciones;
se requiere programa la aplicación de pintura.
Es necesario programar la reparación del tanque ya que el liqueo es un
indicativo de posible afectación.
3.8.1.2. Tanque de Reposo
La capacidad de este tanque es de 28.650 bls, teniendo en cuenta que la
producción máxima de crudo del campo será de 20.366 BPD, no tenemos
ningún inconveniente para su correcto funcionamiento.
77
Debido a que el techo ha sido reparado recientemente, así como el primer
anillo; no se tiene ninguna recomendación.
El fondo del tanque se encuentra en buenas condiciones.
Las planchas del segundo a sexto anillos se encuentran con espesores
adecuados, por lo tanto pueden continuar en operación.
Se requiere programar una inspección futura, debido a que la pintura en
general y el fondo del tanque se encuentran dentro de valores aceptables para
su operación pero cerca del límite que permite su buen funcionamiento.
3.2.1.1. Tanque de Oleoducto
Las planchas del techo se encuentran en buenas condiciones.
En general el cuerpo del tanque presenta valores de corrosión por debajo del
límite de retiro, por lo que se garantiza su buen funcionamiento.
El fondo del tanque y la pintura se encuentran en valores que permiten su buen
funcionamiento, ya que el tanque fue recientemente reparado mediante el
Contrato 2008 – 011.
3.8.2. ESTACIÓN AUCA SUR
3.8.2.1. Tanque de Lavado
La capacidad actual del tanque es de 50.000 bls y es necesario que el tanque
procese 64.051 BPD de fluido. El tiempo de residencia del tanque es de 12
horas podemos concluir que la capacidad del tanque permite un óptimo
desempeño de acuerdo a la producción máxima esperada.
78
Se debe cambiar las planchas de todo techo.
Recomendamos programar la reparación del primer anillo, instalando parches.
Las planchas del segundo a séptimo anillos (en el área de la escalera espiral)
se encuentran con espesores adecuados, por lo tanto pueden continuar en
operación.
Es requerida la reparación del fondo del tanque y programar la aplicación de
pintura en general de todo el tanque.
3.8.2.2. Tanque de Reposo
La capacidad de este tanque es de 16.120 bls, teniendo en cuenta que la
producción máxima de crudo del campo será de 49.127 BPD, no tenemos
ningún inconveniente para su correcta operación ya que el tiempo aproximado
de residencia es de 7,4 horas.
Se debe cambiar las planchas de todo techo.
El primer anillo puede continuar en operación en las condiciones actuales.
Las planchas de segundo al quinto anillo se encuentran en buen estado, por lo
tanto pueden continuar en operación.
El fondo del tanque requiere reparación.
Mediante la Inspección visual general podemos recomendar aplicar prácticas
anticorrosivas en las planchas, mediante la aplicación de pintura.
79
3.8.3. ESTACIÓN AUCA SUR 1
La capacidad de los tanques es suficiente para manejar la producción de los
pozos que llegan a esta estación.
3.8.3.1. Tanque No 1
Se recomienda realizar una reparación total del tanque y programar la
aplicación de pintura en general en todo el tanque.
3.8.3.2. Tanque No 2
Es necesario realizar la reparación total del tanque y programar la aplicación de
pintura en general en todo el tanque.
80
CAPITULO IV
ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DEL PROYECTO
4.1.
ANÁLISIS TÉCNICO
Las facilidades de producción permiten llevar a cabo varios procesos entre los
cuales están: separar el petróleo, gas y agua, tratar el crudo, medirlo y
entregarlo, probar la producción de los pozos, almacenar el crudo, etc.
Por lo tanto es necesario contar con las facilidades adecuadas con el fin de
realizar estos procesos de manera óptima y eficiente.
Es importante recalcar que los equipos actuales que aún se encuentren en
condiciones operativas adecuadas pueden continuar operando si se realizan
los trabajos de reparación y mantenimiento planteados en el Capítulo III.
4.1.1. TRATAMIENTO PRIMARIO
Se contempla un sistema de separación trifásico con dos separadores de
producción en la estación Auca Central, tomando en cuenta que cada
separador puede manejar la producción total de la estación en caso de
cualquier eventualidad y cuatro separadores de producción en la estación Auca
Sur, con un separador nuevo que maneje la producción total y los tres
separadores actuales que actuarán como respaldo.
La ventaja de utilizar separadores trifásicos está en separar la mayor cantidad
de agua del crudo y no permitir que este proceso se lleve a cabo en el Tanque
de lavado, ya que no es una situación recomendable desde el punto de vista
operativo del tanque.
81
En la estación Auca Central los separadores de producción actuales presentan
valores altos de daños por corrosión, lo que produciría un alto costo en su
reparación, con una vida útil no mayor a cinco años; por lo tanto se recomienda
la construcción de nuevos separadores. De acuerdo al volumen máximo de
producción de la estación mostrado en el Capítulo III, se necesita contar con
dos separadores de 96 pulgadas de diámetro y una longitud de costura a
costura de 30 pies.
En la estación Auca Sur se cuenta con tres separadores de producción en
buenas condiciones que serán reparados y transformados en trifásicos; y se
construirá un separador nuevo de 120 pulgadas de diámetro y 42 pies de
longitud de costura a costura.
Cada estación contará con un separador de prueba bifásico, estos separadores
tienen como objetivo medir el potencial de producción de cada pozo; para ello
una capacidad de 5.000 bls para calcular sus dimensiones, debido a que el
pozo de mayor producción en la estación Auca Central es el AUC 061D con
una producción de 1.825 BFPD; además es un estándar de diseño para
Petroproducción. Por lo tanto, en esta estación se construirá un separador de
prueba de 54 pulgadas de diámetro y 18 pies de longitud de costura a costura.
En la estación Auca Sur se continuará operando con el separador de prueba
ST-02 existente debido a que se encuentra en buenas condiciones a pesar de
encontrarse sobredimensionado al tener 10.000 bls de capacidad; siendo el
pozo de mayor producción el 053 con una producción de 3.984 BFPD.
4.1.2. TRATAMIENTO SECUNDARIO
Se utiliza el tanque de lavado que permite completar el proceso de
deshidratación de crudo dinámicamente, hasta llegar a un BSW menor al 1%.
En Auca Central y Auca Sur se dará mantenimiento a los tanques actuales para
que continúen en operación, ya que tanto su capacidad como el tiempo
82
residencia mostrados en el Capítulo III, permiten procesar la producción actual
y futura que se espera en cada estación de manera adecuada.
Los tanques de reposo eliminan el agua restante del crudo para ser enviado al
tanque de oleoducto, con un mínimo porcentaje de BSW. Las recomendaciones
necesarias para un buen funcionamiento de estos tanques en Auca Central y
Auca Sur fueron realizadas en el Capítulo III.
En la estación Auca Sur 1 se propuso continuar con las operaciones,
conservando las facilidades y el proceso actual; debido a que a ésta estación
sólo llega la producción de 4 pozos. Los tanques de prueba y producción se
repararán para que esta estación siga operando de manera eficiente.
La reparación de los separadores y tanques se realiza en base a la evaluación
técnica de recipientes de presión y tanques que se muestra en el Anexo 2.8.
4.2.
ANÁLISIS ECONÓMICO
Los costos que intervienen en el re diseño de las facilidades de producción se
detallan a continuación, tanto para separadores como para tanques.
4.2.1. COSTOS
QUE
INTERVIENEN
EN
LA
CONSTRUCCIÓN
DE
SEPARADORES
A continuación se detallan los aspectos que intervienen en la construcción y
reparación de los separadores.
Materiales
▪
Láminas acero y cuerpo de separador.
83
Partes, Accesorios y Suministros
▪
Accesorios
mecánicos
(válvulas,
pernos,
medidores
de:
flujo,
temperatura y presión).
▪
Accesorios eléctricos / instrumentación (sensores, control de interfases,
transmisores, interruptores, indicadores).
▪
Tubería de 6”, 8”, 10”, 12”, 14” para descarga de agua.
▪
Cambio de extractor de neblina.
▪
Plato vertedero ajustable.
▪
Bafle rompedor de fluido.
▪
Pintura interna y externa.
Mano de obra
▪ Ingeniería (diseño, dibujo).
▪ Producción (taller, torno, soldadura).
▪ Arreglos en las tuberías de suministro de aire para los instrumentos.
▪ Obras civiles.
Servicio de terceros
▪ Transporte, instalación, interconexión y pruebas.
▪ Equipos de montaje (eléctrico y mecánico).
Otros costos
▪
Margen de utilidad y comisión en venta.
En las siguientes tablas detallamos los costos de construcción de los
separadores de producción trifásicos para la estación Auca Central y Auca Sur
y del separador de prueba para la estación Auca Central.
84
TABLA 4.1
COSTOS DE CONSTRUCCIÓN DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN
TRIFÁSICOS DE LA ESTACIÓN AUCA CENTRAL
DETALLE
Materiales
Partes, Accesorios y Suministros
Mano de obra
Servicio de terceros
Otros costos
COSTO TOTAL
COSTOS (Dólares)
AUCA CENTRAL
153.224,96
175.114,24
56.912,13
21.889.28
30.644,99
437.785,60
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
Hay que tomar en cuenta que en esta estación se construirán dos separadores
trifásicos de producción de las mismas características, por lo que el costo total
es de: 875.571,20 USD.
TABLA 4.2
COSTOS DE CONSTRUCCIÓN DEL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
TRIFÁSICO DE LA ESTACIÓN AUCA SUR
DETALLE
Materiales
Partes, Accesorios y Suministros
Mano de obra
Servicio de terceros
Otros costos
COSTO TOTAL
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
COSTOS (Dólares)
AUCA SUR
172.862,48
197.557,12
64.206,06
24.694,64
34.572,50
493.892,80
85
TABLA 4.3
COSTOS DE CONSTRUCCIÓN DEL SEPARADOR DE PRUEBA BIFÁSICO
DE LA ESTACIÓN AUCA CENTRAL
DETALLE
Materiales
Partes, Accesorios y Suministros
Mano de obra
Servicio de terceros
Otros costos
COSTO TOTAL
COSTOS (Dólares)
AUCA CENTRAL
47.549,08
54.341,80
17.661,09
6.792,73
9.509,82
135.854,52
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
En la siguiente tabla se detallan los valores de reparación y modificación a
trifásicos de los separadores de producción y del separador de prueba actuales
de la estación Auca Sur.
TABLA 4.4
COSTOS DE REPARACIÓN Y MODIFICACIÓN A TRIFÁSICOS DE LOS
SEPARADORES DE PRODUCCIÓN ACTUALES DE LA ESTACIÓN AUCA
SUR
DETALLE
Reparación
Modificación a trifásico
COSTO TOTAL
SP - 01
21.002,00
24.670,22
45.672,22
COSTOS (Dólares)
SP - 02
15.636,20
26.727,42
42.363,62
SP - 03
12.108,00
28.767,58
40.875,58
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
La reparación y la modificación a trifásico incluyen los valores de materiales,
partes, accesorios y suministros, mano de obra, servicios de terceros y otros
costos.
86
TABLA 4.5
COSTOS DE REPARACIÓN DEL SEPARADOR DE PRUEBA BIFÁSICO DE
LA ESTACIÓN AUCA SUR
DETALLE
Materiales
Mano de obra
Servicio de terceros
Otros costos
COSTO TOTAL
COSTOS (Dólares)
AUCA CENTRAL
6.385,99
3.831,59
580,54
812,76
11.610,88
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
4.2.2. COSTOS QUE INTERVIENEN EN LA REPARACIÓN DE TANQUES
A continuación se detalla los valores por unidad que intervienen en la
reparación de tanques.
TABLA 4.6
COSTOS POR UNIDAD QUE INTERVIENEN EN LA REPARACIÓN DE
TANQUES
DESCRIPCIÓN
Trabajos de instalación y soldadura
Techo de 3/16"
Fondo de 5/16"
Sumideros, manholes y cámara de venteo
Columnas estructurales
Bases de columnas
Perfiles estructurales internos
Baffles de 1/8"
Baffles de 1/4"
Montaje y soldadura de anillos
Anillos de 1/2"
Anillos de 1/4"
Anillos de 5/16"
Montaje y soldadura de líneas de
Diámetro 4" y 6" std
Diámetro 8" y 10" std
Diámetro 12" sch.40
UNIDAD
COSTO UNITARIO
(Dólares)
M2
M2
U
KG
KG
KG
M2
M2
16,1392
16,5312
260,2096
0,8848
0,8960
0,8960
5,3088
12,9920
M2
M2
M2
38.55
18,7824
21,3248
ML
ML
ML
11,1664
12,1968
13,7312
87
CONTINUACIÓN TABLA 4.6
Diámetro 16" sch.40
Diámetro 24" sch.40
Instalación de válvulas serie 150 #
Diámetro 2" y 4"
Diámetro 6" y 8"
Diámetro 10" y 12"
Diámetro 16" y 18"
Diámetro 24"
Otros
PLATINAS DE TECHO DE 2" x 1/4" X 6 METROS
Angulo de tope 2 1/2" x 2 1/2" x 1/4"
Bajantes de techo
Instalación de orificio para ánodos (protección
catódica)
Trabajos de parches y soldadura
Parche de 1/4" (en techo, fondo y primer anillo)
Parche de 1/4" (a partir del segundo anillo)
Trabajos de limpieza y pintura
Techo y pared exterior (incluye accesorios y
escaleras externas)
Techo, fondo y pared interior (incluye sumideros,
baffles, accesorios y escaleras internas)
Perfiles estructurales internos
Tubería
Diámetro de 4" y 6"
Diámetro de 8"
Diámetro de 10"
Diámetro de 12"
Diámetros de 16" a 24"
Trabajos de pruebas y otros
Prueba al vacío
Prueba hidrostática
Conformación de colchón de arena
Prefabricación y rolado de láminas
Cimentación hormigón armado
Suministro de materiales
Láminas de acero, calidad a-36/a-283-c
Perfiles de acero, calidad astm a-36
Tubería diam. 12” std x 40 pies
Tubería diam. 16” std x 40 pies
Tubería diam. 24” std x 20 pies
Accesorios (válvulas, bridas, codos)
Válvula de compuerta diam. 2” x 150
Válvula de compuerta diam. 4” x 150
Válvula check diam. 6” x 150
Válvula de compuerta diam. 6 ”x 150
ML
ML
16,2960
21,4256
U
U
U
U
U
15,3104
16,3072
18,7824
20,3616
27,4736
U
U
U
9,6880
35,7168
20,7760
U
24,0912
M2
M2
9,7440
10,4944
M2
15,9488
M2
21,5264
ML
20,8096
ML
ML
ML
ML
ML
6,2272
7,9296
10,4272
12,5776
13,5408
ML
M3
M3
KG
M3
1,4336
1,2432
28,8960
0,5600
537,6000
KG
KG
U
U
U
1,7248
1,7920
876,5000
1.100,0000
1.250,0000
U
U
U
U
1.050,0000
1.512,0000
1.050,0000
2.338,0000
88
CONTINUACIÓN TABLA 4.6
Válvula de globo diam. 6” x 150
Válvula de press/vacío diam. 8”
Válvula de compuerta diam. 12” x 150
Válvula de compuerta diam. 16” x 150
Válvula de mariposa diam. 24” x 150
CODO 90º DIAM. 12” STD
CODO 90º DIAM. 16” STD
CODO 90º DIAM. 24” STD
Brida diam. 2” x 150
Brida diam. 4” x 150
Brida diam. 6” x 150
Brida diam. 12” x 150
Brida diam. 16” x 150
Brida diam. 24” x 150
Láminas de empaque 1/8” x 60” x 60”
Pintura cerámica
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
2.350,0000
5.936,0000
5.638,0000
10.350,0000
10.000,0000
443,5200
620,0000
1.445,0000
21,5000
36,4000
61,1000
217,6000
376,6400
865,0000
420,0000
2.610,7200
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
En las siguientes tablas detallamos los valores de reparación de tanques para
las estaciones del Campo Auca.
TABLA 4.7
COSTOS DE REPARACIÓN DE TANQUES DE LA ESTACIÓN AUCA
CENTRAL
DESCRIPCIÓN
Trabajos de instalación y soldadura
Montaje y soldadura de anillos
Montaje y soldadura de líneas
Instalación de válvulas serie 150 #
Otros
Trabajos de parches y soldadura
Trabajos de limpieza y pintura
Tubería
Trabajos de pruebas y otros
Suministro de materiales
Accesorios (válvulas, bridas, codos)
COSTO TOTAL
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
COSTOS (Dólares)
TL - 01
TR - 02
58.099,60
37.764,74
23.222,70
15.094,75
2.742,16
1.782,40
428,46
278,50
1.199,70
779,80
171,39
111,40
117.998,74
76.699,18
1.799,55
1.169,70
119.798,29
77.868,88
298.724,49
194.170,91
241.139,04
156.740,38
865.324,12
562.460,64
89
En esta estación no se reparará el tanque de Oleoducto ya que se encuentra
en buen estado y fue reparado recientemente.
TABLA 4.8
COSTOS DE REPARACIÓN DE TANQUES DE LA ESTACIÓN AUCA SUR
DESCRIPCIÓN
Trabajos de instalación y soldadura
Montaje y soldadura de anillos
Montaje y soldadura de líneas
Instalación de válvulas serie 150 #
Otros
Trabajos de parches y soldadura
Trabajos de limpieza y pintura
Tubería
Trabajos de pruebas y otros
Suministro de materiales
Accesorios (válvulas, bridas, codos)
COSTO TOTAL
COSTOS (Dólares)
TL - 01
TR - 02
50.527,79
29.049,80
20.196,21
11.611,35
2.384,79
1.371,08
372,62
214,23
1.043,35
599,85
149,05
85,69
10.2620,60
58.999,37
1.565,02
899,77
104.185,62
59.899,14
259.793,34
149.362,24
209.712,70
120.569,52
752.551,10
432.662,06
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
TABLA 4.9
COSTOS DE REPARACIÓN DE TANQUES DE LA ESTACIÓN AUCA SUR 1
DESCRIPCIÓN
Trabajos de instalación y soldadura
Montaje y soldadura de anillos
Montaje y soldadura de líneas
Instalación de válvulas serie 150 #
Otros
Trabajos de parches y soldadura
Trabajos de limpieza y pintura
Tubería
Trabajos de pruebas y otros
Suministro de materiales
Accesorios (válvulas, bridas, codos)
COSTO TOTAL
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
COSTOS (Dólares)
TE - 01
TE - 02
8.084,45
3.132,72
3.231,39
1.252,17
381,57
147,86
59,62
23,10
166,94
64,69
23,85
9,24
16.419,30
6.362,48
250,40
97,03
15.501,15
6.006,70
41.566,94
16.107,19
33.554,03
13.002,19
119.239,63
46.205,36
90
TABLA 4.10
COSTOS TOTALES REQUERIDOS PARA OPTIMIZAR PARA LA ESTACIÓN
AUCA CENTRAL
EQUIPO
OPERACIÓN
Separador de Prueba
Separadores de producción trifásicos
Tanque de Lavado
Tanque de Reposo
COSTO TOTAL
Construcción
Construcción
Reparación
Reparación
COSTOS
(Dólares)
135.854,52
875.571,20
865.324,12
562.460,64
2´439.210,48
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
TABLA 4.11
COSTOS TOTALES REQUERIDOS PARA OPTIMIZAR PARA LA ESTACIÓN
AUCA SUR
EQUIPO
Separador de Prueba
Separador de producción trifásico
Separadores de producción actuales
Tanque de Lavado
Tanque de Reposo
COSTO TOTAL
OPERACIÓN
Reparación
Construcción
Reparación
Reparación
Reparación
COSTOS
(Dólares)
11.610,88
493.892,80
128.911,42
752.551,10
432.662,06
1´819.628,26
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
TABLA 4.12
COSTOS TOTALES REQUERIDOS PARA OPTIMIZAR PARA LA ESTACIÓN
AUCA SUR 1
EQUIPO
Tanque de prueba
Tanque de producción
COSTO TOTAL
OPERACIÓN COSTOS (Dólares)
46.205,36
Reparación
119.239,63
Reparación
165.444,99
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
91
TABLA 4.13
COSTOS TOTALES REQUERIDOS PARA OPTIMIZAR EL CAMPO AUCA
ESTACIÓN
Auca Central
Auca Sur
Auca Sur 1
COSTO TOTAL
COSTOS (Dólares)
2´439.210,48
1´819.628,26
165.444,99
4´424.283,73
Fuente: Archivo Técnico. PPR.
Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.
4.1.1. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
En el Anexo 4.1 detallamos el cronograma de actividades para la construcción
y reparación de separadores y el cronograma de actividades para la reparación
de tanques que conforman el Campo Auca. Estas actividades deben realizarse
en el año 2010.
Estos tiempos son estimados y pueden variar según las necesidades,
requerimientos y capacidad operativa de Petroproducción.
92
CAPITULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
1. En base al pronóstico de producción 2009 – 2024 de las estaciones del
Campo Auca, suministrado por Petroproducción, se hizo necesario
realizar una evaluación de las condiciones mecánicas de los equipos y
facilidades de producción actuales, teniendo en cuenta que varios de los
equipos llevan en operación entre 25 y 36 años de servicio y se espera
seguir produciendo en promedio 30 años más; determinando que el
estado actual de las facilidades es deficiente y no tienen proyección a
futuro, por lo que se recomienda el re diseño de nuevas facilidades y la
reparación de los equipos que pueden continuar en operación de
manera eficiente.
2. Los separadores de las estaciones Auca Central y Auca Sur deben ser
re diseñados como trifásicos, ya que estos pueden separar mayor
cantidad de agua libre de formación y el gas presente en el fluido
multifásico, proceso que no es recomendable se realice en el tanque de
lavado.
3. En la estación Auca Central el área afectada por desgaste y corrosión de
los separadores de prueba y producción supera el 40%, siendo
necesario el diseño de dos nuevos separadores trifásicos de producción,
cuyas dimensiones son: 90 pulgadas de diámetro y 36 pies de longitud
de costura a costura; siendo cada uno capaz de manejar el volumen
máximo de 20.366 BPD de crudo, 0,749 MMPCSD de gas y 7.805 BPD
de agua requeridos en base al pronóstico 2009 – 2024 de producción de
la estación, y el diseño de un nuevo separador de prueba bifásico de: 54
93
pulgadas de diámetro y 18 pies de longitud de costura a costura, con
una capacidad de procesamiento de 5000 bls.
4. En la estación Auca Sur los separadores de producción actuales no
cumplen con las capacidades máximas de producción requeridas según
el pronóstico de producción 2009 – 2024 de: 47.493 BPD de crudo,
2,249 MMPCSD de gas y 13.482 BPD de agua; pero al encontrarse en
buen estado se concluye que se debe realizar un mantenimiento general
y readecuarlos a trifásicos, además es necesario diseñar un nuevo
separador de producción trifásico que maneje el máximo volumen de
fluido esperado y mantenemos en operación el separador de prueba ST
– 02 que es el que presenta menor porcentaje de área afectada por
desgaste y corrosión.
5. Se concluyó que el proceso de separación líquido – gas en la estación
Auca Sur 1 será conservado, debido a que en base al pronóstico de
producción 2009 – 2024, suministrado por Petroproducción, se tiene que
el volumen máximo de crudo esperado será de: 1.634 BPD, 0,301
MMPCSD de gas y 1.442 BPD de agua; por lo tanto no se justifica el
diseño de separadores para el tratamiento primario.
6. De acuerdo a la información técnica de tanques del Distrito Amazónico
se concluyó que es necesario reparar los tanques de lavado y reposo de
las estaciones Auca Central y Auca Sur para que sigan operando
adecuadamente, de la misma manera deben ser reparados los tanques
de prueba y producción de la estación Auca Sur 1.
7. Mediante el análisis Técnico - Económico, determinamos que el costo
total de optimización de las facilidades de producción del Campo Auca
es de: 4´424.283,73 dólares.
94
5.2.
RECOMENDACIONES
1. Disponer un cronograma de mantenimiento de separadores y tanques
para
evitar
que
se
deterioren
rápidamente
y
deban
salir
inesperadamente de operación, afectando los procesos de las
estaciones.
2. Es necesario programar la calibración de los tanques luego de ser
reparados, debido a que la exactitud en la determinación de las
dimensiones de un tanque es un factor muy importante para la
determinación del volumen del líquido, teniendo en cuenta las
consecuencias que tienen las mediciones incorrectas en una Tabla de
Capacidad errónea, la cual puede permanecer en uso durante un largo
periodo de tiempo y puede originar errores en la contabilización de los
contenidos del tanque.
3. Se recomienda realizar un trabajo de limpieza y organización en las
estaciones, debido que actualmente se encuentran instalaciones no
ordenadas, materiales de construcción en lugares inadecuados,
recipientes
no
identificados,
bodegas
de
productos
químicos
desordenadas.
4. Ejecutar un reconocimiento general de cada estación para observar si
existe una identificación general de equipos, instrumentos, áreas
peligrosas, etc., y así realizar una coordinación para el mejoramiento de
éstas.
5. Dictar un curso sobre separadores de producción trifásicos a los
operadores, para que se familiaricen con los nuevos equipos y así evitar
cualquier inconveniente en su funcionamiento.
95
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. PETROPRODUCCIÓN
-
SUBGERENCIA
DE
EXPLORACIÓN
Y
DE
EXPLORACIÓN
Y
DESARROLLO. Departamento de Yacimientos.
2. PETROPRODUCCIÓN
–
SUBGERENCIA
DESARROLLO. “Información general del Campo Auca-Auca Sur”.
3. B. C. CRAFT y M. F. HAWKINS. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos
Petrolíferos”.
4. PETROECUADOR. “Glosario de la industria hidrocarburífera”.
5. PETROPRODUCCIÓN. ARCHIVO TÉCNICO. “File del Campo Auca-Auca
Sur”.
6. PETROPRODUCCIÓN – DEPARTAMENTO DE YACIMIENTOS. “Estudio
del área Auca, diagnóstico y proyección”, 2007.
7. MARCO V. RIVADENEIRA y PATRICE BABY. “La Cuenca Oriente: Estilo
Tectónico, Etapas de deformación y Características Geológicas de los
Principales Campos de Petroproducción”.
8. H. K. Abdel-Aal; Mohamed Aggour. “Petroleum and Gas Field
Processing”; editorial Marcel Dekker Inc, New York USA, 2003.
96
ANEXOS
97
ANEXO No 1
98
ANEXO 1.1
PRODUCCIÓN HISTÓRICA ANUAL DE FLUIDOS DEL CAMPO AUCA
AÑOS
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2001
2003
2004
2005
2006
2007
JUNIO 2008
PETRÓLEO
BPD
9.274
11.856
10.505
9.304
13.391
15.542
15.813
16.711
17.464
17.762
18.193
17.894
13.997
17.617
16.236
15.945
17.574
19.253
20.147
23.608
22.448
21.434
18.910
18.515
17.205
15.144
17.703
16.393
16.660
16.187
17.047
19.426
16.734
17.116
AGUA
BPD
2.279
4.614
5.499
5.804
5.001
4.293
5.804
4.612
3.403
4.525
4.793
5.267
4.147
6.248
6.196
6.549
8.443
10.106
11.744
12.482
11.908
12.770
12.416
10.741
9.768
9.768
10.499
8.213
7.459
8.046
7.144
8.590
10.228
10.424
FLUIDO
BPD
11.553
16.470
16.004
15.108
18.392
19.835
21.617
21.323
20.867
22.287
22.985
23.161
18.144
23.865
22.432
22.494
26.017
29.359
31.891
36.090
34.356
34.204
31.326
29.256
26.973
24.912
28.202
24.606
24.119
24.233
24.191
28.016
26.962
27.540
PORCENTAJE
DE AGUA
17,27
28,39
34,66
38,43
27,69
21,66
26,66
21,56
16,22
20,22
20,79
22,64
23,19
26,19
27,62
29,12
32,3
34,43
36,72
34,57
34,54
37,25
39,47
36,61
36,13
39,13
37,14
33,37
30,87
33,17
29,49
30,86
37,92
37,84
99
ANEXO 1.2
GRÁFICAS DE PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN DE CADA ESTACIÓN
GRÁFICA DEL PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN AUCA CENTRAL
100
GRÁFICA DEL PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN AUCA SUR
101
GRÁFICA DEL PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN AUCA SUR 1
102
ANEXO 1.3
PRONÓSTICO ANUAL DE CORTE DE AGUA POR ESTACIÓN
Ene-09
Ene-10
Ene-11
Ene-12
Ene-13
Ene-14
Ene-15
Ene-16
Ene-17
Ene-18
Ene-19
Ene-20
Ene-21
Ene-22
Ene-23
Ene-24
Ene-25
Ene-26
Ene-27
ACENTRAL
41,72
44,80
44,10
45,30
46,11
47,69
48,89
50,08
51,29
52,49
53,70
54,90
56,11
57,32
58,53
59,74
60,95
62,17
63,39
AUCA SUR
44,06
43,97
46,47
47,67
48,87
50,08
51,27
52,47
53,67
54,86
56,06
57,25
58,45
59,64
60,83
62,02
63,20
64,39
65,58
AUCA SUR 1
40,67
40,58
43,02
44,23
45,41
46,60
47,80
49,00
50,20
51,40
52,60
53,82
55,02
56,26
57,45
58,68
59,93
61,12
62,34
103
ANEXO 1.4
GRÁFICAS DEL PRONÓSTICO ANUAL DE CORTE DE AGUA POR ESTACIÓN
PRONÓSTICO ANUAL DE CORTE DE AGUA ESTACIÓN AUCA CENTRAL
104
PRONÓSTICO ANUAL DE CORTE DE AGUA ESTACIÓN AUCA SUR
105
PRONÓSTICO ANUAL DE CORTE DE AGUA ESTACIÓN AUCA SUR 1
.
106
ANEXO No 2
107
ANEXO 2.1
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS DE LA ESTACIÓN AUCA CENTRAL
MU - 01
MULTIPLE DE PRODUCCIÓN
CAP: 25 LINEAS DE FLUJO
SP - 01
SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
CAP: 35.000 Bls.
SP - 03
SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
CAP: 35.000 BFPD
ST - 01
SEPARADOR DE PRUEBA
CAP: 10.000 Bls.
SP - 02
SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
CAP: 35.000 BPFD.
BS - 01
BOMBA SUMIDERO
CAP: NOTA 6
DG-02
DEPURADOR DE
GAS A CK
DG - 01
DEPURADOR DE GAS
NOTA 6
DG - 03
DEPURADOR DE GAS
SG - 01
BOTA DE GAS
NOTA 6
BC-09
BOMBA TK-CL-TK
CAP: 200 GPM
CL - 01
CALENTADOR DE AGUA
CAP: 15.000 BTU/h.
CL - 02
CALENTADOR AGUA
ARTESANAL
NOTA 6
BC - 08
BOMBA RECIRCULACIÓN
TK-TK
CAP: 200 GPM
BC - 05
BOMBA TRANSFERENCIA
AGUA
CAP: 100 GPM
TL - 01
TANQUE DE LAVADO
CAP: 37.621 Bls.
BS - 02
BOMBA SUMIDERO
CAP: NOTA 6
BS - 03
BOMBA SUMIDERO
CAP: NOTA 6
BC - 04
BOMBA TRANSFERENCIA
AGUA
CAP: 500 GPM
TL - 02
TANQUE DE REPOSO
(EMPERNADO)
CAP: 10.000 Bls.
TL - 01
TANQUE DE REPOSO
CAP: 28.650 Bls.
BC - 02
BOMBA TRANSFERENCIA
TANQUE
CAP: 1500 GPM
BC - 01
BOMBA TRANSFERENCIA
TANQUE
CAP: 1020 GPM
BC - 06
BOMBA BOOSTER
POWER OIL
CAP: 500 GPM
TO - 01
TANQUE DE OLEODUCTO
CAP: 106.438 Bls.
BR - 06
BOMBA POWER OIL
CAP: 350 GPM
BC - 10
BOMBA OLEODUCTO
CAP: 3.800 GPM
BC - 03
BOMBA TRANSFERENCIA
CAP: 1260 GPM
BC - 07
BOMBA BOOSTER
POWER OIL
CAP: 600 GPM
BS - 04
BOMBA SUMIDERO
CAP: NOTA 6
BC - 12
BC - 11
LA - 01
BOMBA OLEODUCTO BOMBA OLEODUCTO LANZADOR
CAP: 3000 GPM
CAP: 3000 GPM
NOTA 6
QE - 01
QE - 02
TEA (MECHERO) TEA (MECHERO)
NOTA 6
NOTA 6
BR - 04
BR - 05
BOMBA POWER OIL BOMBA POWER OIL
CAP: 230 GPM
CAP: 350 GPM
RE - 01
RECEPTOR
NOTA 6
NOTAS GENERALES
1. FUERA DE SERVICIO. TANQUE DISPONIBLE PARA RETIRAR DE SERVICIO.
2. LINEA UTILIZADA CUANDO SE INUNDA EL RECIPIENTE.
3. INFORMACIÓN A SER CONFIRMADA.
4. BOMBA DESMANTELADA, AUCTUALMENTE EN REPARACIÓN.
5. FUERA DE SERVICIO.
6. INFORMACIÓN A SER CONFIRMADA.
7. ESQUEMA DE TRABAJO: UNA OPERATIVA Y DOS DE RESPALDO.
8. ELIMINADA.
9. PRODUCCION PROVENIENTE DE TIGUINO, CONONACO, RUMIYACU, AUCA SUR Y PINDO.
10. FLUIDO SE DIRECCIONA HACIA EL INGRESO DE TANQUE DE LAVADO.
11. FLUIDO DESDE SUMIDEROS.
12. MOTOR ELECTRICO.
13. MOTOR DIESEL.
14. MOTOR A GAS.
Descripción:
DIAGRAMA DE FLUJO DE
PROCESOS
Estación:
AUCA CENTRAL
Elaborado por:
ANDRÉS CAICEDO - WENDY CUENCA
108
ANEXO 2.2
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS DE LA LOCACIÓN AUC 052
SG - 01
BOTA DE GAS
TE - 01
TANQUE DE PRODUCCIÓN
CAP: 500 Bls.
NOTA 3
BR - 01
BOMBA TRANSF. CRUDO
CAP: NOTA 2
QE - 01
TEA (MECHERO)
NOTAS GENERALES
1. LA PRODUCCIÓN DE LA MINI ESTACIÓN AUC 052
2. INFORMACIÓN NO DISPONIBLE.
3. INFORMACIÓN A SER CONFIRMADA
Descripción:
DIAGRAMA DE FLUJO DE
PROCESOS
Estación:
LOCACIÓN AUC 052
Elaborado por:
ANDRÉS CAICEDO - WENDY CUENCA
109
ANEXO 2.3
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS DE LA LOCACIÓN AUC 040
SG - 01
BOTA DE GAS
TE - 01
TANQUE DE PRODUCCIÓN
NOTA 2
TE - 02
TANQUE DE PRUEBA
CAP: NOTA 2
BR - 01
BOMBA TRANSFERENCIA
CAP: 299 GPM
NOTA 2
BC - 01
BOMBA BOOSTER
CAP: NOTA 3
QE - 01
TEA (MECHERO)
NOTAS GENERALES
1. LA PRODUCCION DE LA MINI ESTACION AUC 040 ES DE 301 BFPD Y
0,061 MMPCED.
2. INFORMACION A SER CONFIRMADA.
3. INFORMACION A SER CONFIRMADA.
Descripción:
DIAGRAMA DE FLUJO DE
PROCESOS
Estación:
LOCACIÓN AUC 040
Elaborado por:
ANDRÉS CAICEDO - WENDY CUENCA
110
ANEXO 2.4
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS DE LA LOCACIÓN AUC 045
TE - 01
TANQUE BOTA
CAP: 565 Bls
BR - 01
BOMBA TRANSFERENCIA
CAP: 126 GPM
NOTA 3
NOTAS GENERALES
1. LA PRODUCCION DE LA MINI ESTACION AUC 040 ES DE 221 BFPD Y
0,003 MMPCED.
2. INFORMACION A SER CONFIRMADA.
3. INFORMACION A SER CONFIRMADA.
5. NO EXISTE TEA.
4. MOTOR DIESEL.
Descripción:
DIAGRAMA DE FLUJO DE
PROCESOS
Estación:
LOCACIÓN AUC 045
Elaborado por:
ANDRÉS CAICEDO - WENDY CUENCA
111
ANEXO 2.5
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS DE LA LOCACIÓN AUC 051
MU - 01
MULTIPLE DE PRODUCCIÓN
CAP: 5 LÍNEAS
SG - 01
BOTA DE GAS
NOTA 2
SG - 02
BOTA DE GAS
NOTA 2
TE - 01
TANQUE DE PRODUCCIÓN
CAP: 500 Bls
NOTA 3
TE - 02
TANQUE DE PRODUCCIÓN
CAP: 500 Bls
NOTA 3
TE - 03
TANQUE DE ALMACENAMIENTO
CAP: 500 Bls
NOTA 3
TE - 04
TANQUE DE ALMACENAMIENTO
CAP: 500 Bls
NOTA 3
BR - 01
BOMBA TRANSFERENCIA
CAP: 478 GPM
NOTA 3
BR - 02
BOMBA TRANSFERENCIA
CAP: 476 GPM
NOTA 3
BC - 01
BOMBA BOOSTER
CAP: 800 GPM
NOTA 3
NOTAS GENERALES
1. LA PRODUCCION DE LA MINI ESTACION AUC 040 ES DE 4809 BFPD Y
0,086 MMPCED.
2. INFORMACION A SER CONFIRMADA.
3. INFORMACION A SER CONFIRMADA.
4. MOTOR ELÉCTRICO.
5. MOTOR DIESEL.
BC - 02
BOMBA BOOSTER
CAP: 800 GPM
NOTA 3
QE - 01
TEA (MECHERO)
NOTA 2
Descripción:
DIAGRAMA DE FLUJO DE
PROCESOS
Estación:
LOCACIÓN AUC 051
Elaborado por:
ANDRÉS CAICEDO - WENDY CUENCA
112
ANEXO 2.6
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS DE LA ESTACIÓN AUCA SUR
MU - 01
MULTIPLE DE PRODUCCIÓN
CAP: 23 LINEAS DE FLUJO
SP - 01
SEP. DE PRODUCCIÓN
CAP: 25.000 Bls.
SG - 01
BOTA DE GAS
NOTA 5
DG - 01
DEPURADOR GAS
NOTA 5
SP - 02
SEP. DE PRODUCCIÓN
CAP: 30.000 BPFD.
DG - 02
DEPURADOR GAS
NOTA 5
SP - 03
SEP. DE PRODUCCIÓN
CAP: 20.000 BFPD
BC - 06
B. RECIRC. TK-CL
CAP: 226 GPM
ST - 01
SEP. DE PRUEBA
CAP: 10.000 Bls.
TL - 01
TANQUE DE LAVADO
CAP: 50.000 Bls.
ST - 02
SEP. DE PRUEBA
CAP: 10.000 Bls.
TR - 01
TANQUE DE REPOSO
CAP: 16.120 Bls.
DG - 03
DEPURADOR GAS
NOTA 5
TA - 01
TANQUE AGUA
CAP: 2750 Bls.
CL - 01
CALENTADOR AGUA
NOTA 5
BC - 03
BOMBA BOOSTER
AGUA
CAP: 320 GPM
BC - 04
BOMBA BOOSTER
AGUA
CAP: 200 GPM
DG - 04
BS - 01
BOMBA SUMIDERO DEPURADOR GAS
NOTA 5
CAP: NOTA 5
BC - 07
BOMBA BOOSTER
POWER OIL
CAP: NOTA 5
DG - 05
DEPURADOR GAS
NOTA 5
BC - 08
BOMBA BOOSTER
POWER OIL
CAP: NOTA 5
DG - 06
DEPURADOR GAS
NOTA 5
BS - 02
BOMBA SUMIDERO
CAP: NOTA 5
CG - 01
COMPRESOR GAS
CAP: NOTA 5
IC - 01
ENFRIADOR GAS
CAP: NOTA 5
BC - 01
BOMBA TRANSF.
CRUDO
CAP: 700 GPM
IC - 02
ENFRIADOR GAS
CAP: NOTA 5
BC - 06
BOMBA BOOSTER
POWER OIL
CAP: 500 GPM
DG - 09
DEPURADOR GAS
NOTA 5
TO - 01
TANQUE DE OLEODUCTO
CAP: 106.438 Bls.
BC - 10
BOMBA OLEODUCTO
CAP: 3800 GPM
DG - 10
DG - 07
DEPURADOR GAS DEPURADOR GAS
NOTA 5
NOTA 5
NOTAS GENERALES
1. BOMBA DESMANTELADA.
2. CABEZAL DE PRODUCCIÓN ANTIGUO-FUERA DE SERVICIO.
3. CALENTADOR ARTESANAL DESMANTELADOS.
4. CONFIGURACIÓN DE TRABAJO DE LAS BOMBAS: UNA OPERATIVA Y OTRA DE
RESPALDO.
5. INFORMACIÓN A SER CONFIRMADA.
6. ELIMINADA.
7. SECADOR DE GAS
8. GAS COMBUSTIBLE PARA COMPRESOR.
9. TOMA PARA ANTIGUOS COMPRESORES.
10. MOTOR ELÉCTRICO.
11. MOTOR DIESEL.
BH - 01
BOMBA RYA
CAP: NOTA 5
DG - 08
DEPURADOR GAS
NOTA 5
BR - 01/07
BOMBA POWER OIL
CAP: 230 GPM
DG - 11
DEPURADOR GAS
NOTA 5
QE - 01
TEA (MECHERO)
NOTA 5
BC - 02
BOMBA TRANSFERENCIA
CRUDO
CAP: 700 GPM
QE - 02
TEA (MECHERO)
NOTA 5
QE - 03
TEA (MECHERO)
NOTA 5
Descripción:
DIAGRAMA DE FLUJO DE
PROCESOS
Estación:
AUCA SUR
Elaborado por:
ANDRÉS CAICEDO - WENDY CUENCA
113
ANEXO 2.7
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS DE LA ESTACIÓN AUCA SUR 1
MU - 01
MULTIPLE DE PRODUCCIÓN
CAP: 4 LINEAS DE FLUJO
SG-01
BOTA DE GAS
NOTA 7
SG - 02
BOTA DE GAS
NOTA 7
TE - 01
TANQUE DE PRODUCCIÓN
CAP: 2.101 Bls.
TE - 02
TANQUE DE PRUEBA
CAP: 600 Bls.
BC - 01
BOMBA BOOSTER
CAP: 250 GPM
BS - 01
BOMBA SUMIDERO
CAP: NOTA 3
NOTAS GENERALES
1. ELIMINADA.
2. ELIMINADA.
3. LA OPERACIÓN DE LAS BOMBAS DE TRANSFERENCIA ES UNA
OPERATIVA Y UNA DE RESPALDO.
4. ELIMINADA.
5. LINEA ALTAMENTE CORROIDA.
6. MOTOR ELECTRICO.
7. MOTOR DIESEL.
8. INFORMACIÓN A SER CONFIRMADA
Descripción:
DIAGRAMA DE FLUJO DE
PROCESOS
Estación:
AUCA SUR 1
Elaborado por:
ANDRÉS CAICEDO - WENDY CUENCA
114
ANEXO 2.8
EVALUACIÓN TÉCNICA DETALLADA DE EQUIPOS DE LAS ESTACIONES
AUCA CENTRAL
EVALUACIÓN TÉCNICA DE RECIPIENTES DE PRESIÓN
EQUIPOS
CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO
A
B
C
D
PARÁMETROS DE FABRICACIÓN
NORMA DE CONSTRUCCIÓN
Función (Separador, FWKO, Scruber, Flare K.O drum)
Tipo
Capacidad volumen
Diámetro
Longitud S/S
Tiempo aproximado de reparación
Presión de diseño
Corrosión permitida de diseño (nuevo)
Corrosión permitida (calculada)
Espesor mínimo de diseño (tomado en medición)
Espesor mínimo de retiro (el valor menor-equipo a ser
desincorporado)
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
Presión
Temperatura
Flujo
PARÁMETROS EVALUACIÓN TÉCNICA
Vida útil del diseño original (años)
Tiempo de servicio (años)
Tiempo desde última reparación (años)
Espesor mínimo registrado
Área afectada por desgaste o corrosión
OBSERVACIONES
ST-01
REF.
-
SP-01
SP-02
ASME Sect. VIII Div. I
Producción
Producción
Horizontal
Horizontal
35.000
35.000
6,5
7,5
25
23,6
4,7
1,8
100
125
0,125
0,125
0,0625
0,0625
0,347
0,331
SP-03
bbl
pies
pies
año
psi
in
in
in
Prueba
Horizontal
10.000
4
22
4,4
100
0,125
0,0625
0,231
in
0,086
0,246
0,289
0,215
Psi
°F
BPD
20
125
10
25
135
30
24
135
35
22
125
30
25
20
5
25
25
6
0,231
40
Funcionando
25
14
8
0,347
45
Funcionando
25
18
18
0,331
45
Funcionando
25
25
13
0,34
50
Funcionando
100%
Producción
Horizontal
35.000
6,5
22
5,6
125
0,125
0,0625
0,34
115
A
B
C
D
EVALUACIÓN TÉCNICA DE TANQUES ATMOSFÉRICOS
EQUIPOS
CARÁCTERISTICAS DE FABRICACIÓN
TL-01
TR-01
PARÁMETROS DE FABRICACIÓN
REF.
NORMA DE CONSTRUCCIÓN
API 650
API 650
Función/Wash /Storage/Surge/Pop
Lavado
Surgencia
Diámetro
pies
80
80
Altura
pies
42
32
Techo
Cónico fijo
Cónico fijo
Capacidad
bbl
37.800
28.650
Corrosión Permitida
in
0,125
0,125
Número de anillos
6
6
Área afectada por desgaste o corrosión en
100%
86
25
el techo
Área afectada por desgaste o corrosión en
100%
40
5
el primer anillo
Área afectada por desgaste o corrosión del
100%
10
5
segundo al último anillo
Área afectada en el fondo del tanque
100%
47,5
22,5
Área afectada en la pintura o recubrimiento
100%
83
25
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
Servicio
fluido
crudo
crudo
Presión
psi
atm
atm
Temperatura
°F
91,6
85
PARÁMETROS EVALUACIÓN TÉCNICA
Vida útil (años)
20
35
35
Tiempo de servicio (años)
34
34
Tiempo desde última reparación (años)
4
13
5
OBSERVACIONES
Necesita reparación
Funcionando
EVALUACIÓN TÉCNICA DE LA BOTA DE GAS Y MANIFOLD
EQUIPO
SG-01
Función
Bota de Gas
Manifold
OBSERVACIONES
Buen Estado
Buen Estado
TO-01
API 650
Oleoducto
132
42
106.438
0,125
2
3
3
5
7
crudo
atm
80
35
33
1
Funcionando
116
AUCA SUR
EVALUACIÓN TÉCNICA DE RECIPIENTES DE PRESIÓN
EQUIPOS
ST-01
ST-02
SP-01
SP-02
CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO
A PARÁMETROS DE FABRICACIÓN
REF.
ASME Sect. VIII Div. I
NORMA DE CONSTRUCCIÓN
Función (separador, FWKO, scrubber,flare K.O
Separador
Separador
Separador
Separador
drum)
Tipo
Horizontal
Horizontal
Horizontal
Horizontal
Capacidad
bbl
10.000
10.000
20.000
35.000
Diámetro
pies
4
5
6
6,5
Longitud S/S
pies
21,9
14,7
22
22
Tiempo aproximado de reparación
año
3,2
10,1
0
0
Presión de diseño
psi
100
100
125
125
Corrosión permitida de diseño (nuevo)
in
0,125
0,125
0,125
0,125
Corrosión permitida (calculada)
in
0,0625
0,0625
0,625
0,625
Espesor mínimo de diseño (tomado en medición)
in
0,224
0,371
0,167
0,212
Espesor mínimo de retiro (el valor menor-equipo a
in
0,117
0,117
0,238
0,298
ser desincorporado)
B PARÁMETROS DE OPERACIÓN
Presión
Psi
25
25
25
25
Temperatura
°F
85
85
85
85
Flujo
BPD
10
10
20
30
C PARÁMETROS EVALUACIÓN TÉCNICA
Vida útil del diseño original (años)
25
25
25
25
25
Tiempo de servicio (años)
20
16
16
20
20
Tiempo desde última reparación (años)
5
10
13
7
5
Espesor mínimo registrado
0,227
0,371
0,29
0,167
Área afectada por desgaste o corrosión
100%
30
10
20
10
D OBSERVACIONES
Funcionando Funcionando Funcionando
Funcionando
SP-03
Separador
Horizontal
16.000
7
25,8
4,9
125
0,125
0,625
0,389
0,304
25
85
35
25
20
3
0,389
5
Funcionando
117
EVALUACIÓN TÉCNICA DE TANQUES ATMOSFÉRICOS
EQUIPOS
TL-01
CARÁCTERISTICAS DE FABRICACIÓN
A PARÁMETROS DE FABRICACIÓN
REF.
NORMA DE CONSTRUCCIÓN
API 650
Función/wash/Storage/surge/Pop/Firewater
Lavado
Diámetro
pies
100
Altura
pies
36
Capacidad
bbl
50.000
Corrosión Permitida
in
0,125
Espesor mínimo de diseño
in
0,55
Número de anillos
7
Área afectada por desgaste o corrosión en el techo
100%
60
Área afectada por desgaste o corrosión en el primer anillo
100%
35
Área afectada por desgaste o corrosión del segundo al último
100%
17
anillo
Área afectada en el fondo del tanque
100%
47,5
Área afectada en la pintura o recubrimiento
100%
40
B PARÁMETROS DE OPERACIÓN
Servicio
fluido
crudo
Presión
psi
atm
Temperatura
°F
92,5
C PARÁMETROS EVALUACIÓN TÉCNICA
Vida útil (años)
20
30
Tiempo de servicio (años)
0
28
Tiempo desde última reparación (años)
4
3
D OBSERVACIONES
Funcionando
EVALUACIÓN TÉCNICA DE LA BOTA DE GAS Y MANIFOLD
EQUIPO
SG-01
Función
Bota de Gas
Manifold
OBSERVACIONES
Buen Estado
Buen Estado
TR-02
API 650
Surgencia
80
32
16.120
0,125
0,35
5
60
20
17
47,5
40
crudo
atm
87
35
34
5,7
Funcionando
118
AUCA SUR 1
A
B
C
D
EVALUACIÓN TÉCNICA DE TANQUES ATMOSFÉRICOS
EQUIPOS
CARÁCTERISTICAS DE FABRICACIÓN
TE-01
TE-02
PARÁMETROS DE FABRICACIÓN
REF.
NORMA DE CONSTRUCCIÓN
API 12F
API 12F
Función / Wash / Storage / Surge / Pop / Firewater
Storage
Test
Diámetro
pies
24
15
Altura
pies
24
16
Capacidad
bbl
2.101
504
Corrosión Permitida
in
0,125
0,125
Espesor mínimo de diseño
in
0,19
0,15
Número de anillos
4
Área afectada por desgaste o corrosión en el techo 100%
60
60
Área afectada por desgaste o corrosión en el
100%
40
40
primer anillo
Área afectada por desgaste o corrosión del
100%
30
30
segundo al último anillo
Área afectada en el fondo del tanque
100%
47,5
47,5
Área afectada en la pintura o recubrimiento
100%
65
65
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
Servicio
fluido
crudo
crudo
Presión
psi
Atm
atm
Temperatura
°F
100
100
PARÁMETROS EVALUACIÓN TÉCNICA
Vida útil (años)
20
20
20
Tiempo de servicio (años)
0
15
15
OBSERVACIONES
Funcionando
Funcionando
EVALUACIÓN TÉCNICA DE LAS BOTAS DE GAS Y MANIFOLD
EQUIPO
SG-01
SG-02
Manifold
Función
Bota de Gas
Bota de Gas
Funcionando
OBSERVACIONES
Buen Estado
Buen Estado
119
ANEXO 2.9
RESUMEN DE LA EVALUACIÓN DE EQUIPOS DE LAS ESTACIONES
AUCA CENTRAL
EVALUACIÓN TÉCNICA DE EQUIPOS
RESULTADOS DE
ANÁLISIS
EVALUACIÓN
CUALITATIVA
Equipo
obsoleto debe
salir de
operación.
El equipo debe
someterse a una
reparación y
equipamiento
costoso para no más
de 5 años de
operación futura.
El costo de reparación
será medianamente
costoso. El equipo puede
modernizarse para 5
años más de operación
futura.
Reparaciones a
realizarse en el equipo
son menores y se lo
puede re-utilizar, pero
no más allá de 5 años.
Equipo con ligeros daños
puede utilizarse sin
reparación no más de 5
años.
2
3
4
5
1
Manifolds
Tanques
Recipientes de
Presión
MD-01
TL-01
TR-02
TO-03
TK-07
TK-04
TK-05
TK-06
TK-08
TK-09
SP-01
SP-02
SP-03
SP-04
Bombas
BC-04
BC-05
BC-09
BC-01
BC-02
BC-03
BC-06
BC-07
BC-08
BR-01
BR-02
Compresores
CA-01
CA-02
BR-03
BR-04
BR-05/06
BSC-01
BSC-02
BSC-03
BSC-04
CA-03
120
AUCA SUR
EVALUACIÓN TÉCNICA DE EQUIPOS
RESULTADOS DE
ANÁLISIS
EVALUACIÓN
CUALITATIVA
Equipo
obsoleto debe
salir de
operación.
1
El equipo debe
someterse a una
reparación y
equipamiento
costoso para no más
de 5 años de
operación futura.
El costo de reparación
será medianamente
costoso. El equipo puede
modernizarse para 5
años más de operación
futura.
Reparaciones a
realizarse en el equipo
son menores y se lo
puede re-utilizar, pero
no más allá de 5 años.
Equipo con ligeros daños
puede utilizarse sin
reparación no más de 5
años.
2
3
4
5
Manifolds
MD-01
Tanques
TL-01
TR-02
TK-03
Recipientes de
Presión
TK-04
TK-05
TK-06
TK-07
TK-08
BO-01
SP-01
SP-02
SP-03
SP-04
SP-05
Bombas
BC-07
Compresores
CG-01
CA-01
CA-02
BSCI-01
BC-06
BC-08
BR-01/07
BR-08
BSCI-02
CA-03
CA-04
CA-05
CA-06
BC-01
BC-02
BC-03
BC-04
BC-05
CA-07
121
AUCA SUR 1
EVALUACIÓN TÉCNICA DE EQUIPOS
RESULTADOS DE
ANÁLISIS
EVALUACIÓN
CUALITATIVA
Equipo
obsoleto debe
salir de
operación.
El equipo debe
someterse a una
reparación y
equipamiento
costoso para no más
de 5 años de
operación futura.
El costo de reparación
será medianamente
costoso. El equipo puede
modernizarse para 5
años más de operación
futura.
Reparaciones a
realizarse en el equipo
son menores y se lo
puede re-utilizar, pero
no más allá de 5 años.
Equipo con ligeros daños
puede utilizarse sin
reparación no más de 5
años.
2
3
4
5
1
Manifolds
Tanques
MD-01
TK-01
TK-02
BO-01
BO-02
Recipientes de
Presión
Bombas
BC-01
BR-01
BR-02
122
ANEXO No 4
123
ANEXO 4.1
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES PARA REPARACIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE SEPARADORES DEL CAMPO AUCA
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES PARA REPARACIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE SEPARADORES
ACTIVIDADES
Instalaciones Provisionales
Reparación de los Separadores
Limpieza de Separadores
Retiro de Superficie y Estructura Dañada
Prefabricación de Secciones a Cambiar
Montaje de Secciones a Cambiar
Pintura
Pruebas y Limpieza Final
Construcción de los nuevos Separadores
Pintura
Pruebas Finales
2010
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
124
ANEXO 4.2
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES PARA REPARACIÓN DE TANQUES DEL CAMPO AUCA
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES PARA REPARACIÓN DE LOS TANQUES
ACTIVIDADES
Instalaciones Provisionales
Reparación de los Tanques
Limpieza y Evacuación de Lodos
de los Tanques
Retiro de Superficie y Estructura
Dañada
Prefabricación de Secciones a
Cambiar
Montaje de Secciones a Cambiar
Pintura
Pruebas y Limpieza Final
2010
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto