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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD DE PRODUCCIÓN PARA LA
MEJORA DE FACILIDADES TEMPRANAS EN LA CENTRAL
DE PROCESOS TIPUTINI
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
MARTÍNEZ GUEVARA BRIAN ESTEBAN
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ, M.Sc.
Quito, agosto, 2018
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2018
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 0401878632
APELLIDO Y NOMBRES: MARTÍNEZ BRIAN ESTEBAN
DIRECCIÓN: FERNÁNDEZ SALVADOR Y PEDRO DE
ALVARADO, BLOQUE CALPI
EMAIL: brayan.esteban@hotmail.com
TELÉFONO FIJO: (02)2290930
TELÉFONO MOVIL: 0960522321
DATOS DE LA OBRA
TITULO: ESTUDIO DE FACTIBILIDAD DE
PRODUCCIÓN PARA LA MEJORA DE
FACILIDADES TEMPRANAS EN LA
CENTRAL DE PROCESOS TIPUTINI
AUTOR O AUTORES: MARTÍNEZ GUEVARA BRIAN ESTEBAN
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN:
03 de agosto del 2018
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ, M.Sc.
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA:
INGENIERO DE PETRÓLEOS
RESUMEN: Mínimo 250 palabras El objetivo de este trabajo de titulación fue
realizar un estudio de factibilidad para el
mejoramiento de las facilidades tempranas de
superficie que actualmente se encuentran en
la central de procesos Tiputini-Bloque 43,
operada por la empresa Petroamazonas EP.
El fluido (petróleo y agua) es procesado con
el objetivo de disminuir su corte de agua,
desgasificar y calentarlo para disminuir la
viscosidad y en estas condiciones ser
transportado hacia las facilidades del Bloque
12 para su procesamiento final, mientras que
X
el agua separada es reinyectada a la arena
productora M1 y el gas es utilizado como
combustible para la producción de vapor y
posterior calentamiento del fluido a transferir.
Se rediseño los principales equipos con
cálculos de ingeniería básica que permita
procesar un caudal 360 000 BFPD,
proyectado para el año 2019. Los datos de
campo fueron proporcionados por la Agencia
de Regulación y Control Hidrocarburifero
(ARCH) y constan con las características
físico-químicas de los fluidos que llegan a las
facilidades tempranas a condiciones de
operación de los equipos. Este estudio de
factibilidad concluyo con la propuesta de
dimensionamiento para 4 separadores
trifásicos, 4 intercambiadores de calor, 1
caldero de vapor, 2 scrubbers verticales, 6
bombas Booster, 2 bombas para el
condensado de gas o GPM, 6 bombas
shipping para transferencia, 3 mecheros y la
elaboración de un diagrama de flujo con la
ubicación de los equipos en base a los
cambios planteados. Se recomienda realizar
un estudio para la utilización del gas como
combustible energético en el mismo campo.
PALABRAS CLAVES: Facilidades tempranas de superficie, ITT,
Bloque 43
ABSTRACT:
The objective of this titulation work was to
carry out a feasibility study for the
improvement of the early surface facilities
currently in the Tiputini-Block 43 process
plant, operated by the company
Petroamazonas EP. The fluid (oil and water)
is processed with the objective of reducing its
water cut, degassing and heating it to lower
the viscosity and under these conditions it is
transported to the facilities of Block 12 for its
final processing, while the separated water is
reinjected to the production sand M1 and the
gas is used as fuel for steam production and
subsequent heating of the fluid to be
transferred. The main equipment is
redesigned with basic engineering
calculations that allow processing a flow
360 000 BFPD, projected for the year 2019.
The field data were provided by the Agency
for Regulation and Control Hydrocarbons
(ARCH) and consist of the physical-chemical
characteristics from the fluids that reach the
early facilities to equipment operation
conditions. This feasibility study concluded
with the proposal of sizing for 4 free water
knockout separators, 4 heat exchangers, 1
steam boiler, 2 vertical scrubbers, 6 Booster
pumps, 2 pumps for gas condensate or GPM,
6 shipping pumps for transfer, 3 thermal
oxidizer and the elaboration of a flow chart
with the location of the equipment based on
the proposed changes. It is recommended to
conduct a study for the use of gas as an
energy fuel in the same field.
KEYWORDS
Early surface facilities, ITT, Block 43
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, MARTÍNEZ GUEVARA BRIAN ESTEBAN, CI: 0401878632 autor del
proyecto titulado: Estudio de factibilidad de producción para la mejora de
las facilidades tempranas en la central de procesos Tiputini, previo a la
obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad
Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo
144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la
SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de
graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión
pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial
a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito
de generar un Repositorio que democratice la información,
respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, 03 de agosto del 2018
DECLARACIÓN
Yo MARTÍNEZ GUEVARA BRIAN ESTEBAN, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio de
factibilidad de producción para la mejora de las facilidades
tempranas en la central de procesos Tiputini”, que, para aspirar al
título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por MARTÍNEZ
GUEVARA BRIAN ESTEBAN, bajo mi dirección y supervisión, en la
Facultad de Ciencias de la Ingeniería e Industrias; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
artículos 19, 27 y 28.
DEDICATORIA
A Dios, por brindarme la oportunidad de vivir, por siempre guiarme en el
camino de la bondad, por estrechar mi mano cuando necesitaba de sus
bendiciones y por poner en mi vida a mi hermosa familia.
A mis padres, por ser el pilar fundamental de apoyo en mi vida estudiantil,
por darme su amor desmedido y forjar mi vida para llegar hacer la persona
que soy hoy en día. Gracias por siempre estar a mi lado en los mejores y
peores momentos y gracias por ser mis padres.
A mis hermanas Evelyn y Gabriela, por compartir junto a mí tantos
momentos de felicidad, por brindarme su ayuda y comprensión.
A mi hijo Camilo, el mismo que ha sido mi orgullo y mi mayor motivación, el
que cada día me hace más fuerte para librar todas las adversidades que se
presenten, y me impulsa día a día para lograr ser un ejemplo de padre hacia
él.
Mis abuelitos, Manuelito, Elisa y José, que desde el cielo cuidan mis pasos y
siempre estarán en mi corazón, a mi segunda madre Rosita, la cual con sus
bendiciones y palabras de amor me dio la fortaleza para culminar mis
estudios.
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios, por bendecirme con la salud para lograr llegar a cumplir
mis sueños.
A mis padres, por el apoyo y el cariño que me brindaron, muestras de afecto
que fueron de ayuda durante mi vida estudiantil.
A mi familia, por estar siempre presentes con muestras de cariño y así
mismo el constante apoyo motivacional, el cual fue de gran importancia para
lograr culminar con mi carrera profesional.
Agradezco a la AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL
HIDROCARBURIFERO por el apoyo brindado, con la finalidad de desarrollar
este proyecto de titulación.
A mi director de tesis el Ingeniero Raúl Baldeón, por brindarme su apoyo
mediante la orientación al desarrollo de este proyecto de titulación, con
conocimientos e información, que fue de gran ayuda.
Agradezco a todos mis amigos y compañeros, por su colaboración y apoyo
durante nuestra formación profesional.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1. INTRODUCCIÓN 3
1.1. FACILIDADES DE SUPERFICIE DE PRODUCCIÓN 3
1.1.1 FACILIDADES TEMPRANAS DE SUPERFICIE DE
PRODUCCIÓN 4
1.1.1.1 Sistema de tratamiento de fluido 4
1.1.1.2 Sistema de tratamiento de gas 5
1.1.1.3 Sistemas e instrumentación 6
1.2. OBJETIVOS 7
1.1.2 OBJETIVO GENERAL 7
1.1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 7
2. METODOLOGÍA 8
2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO 8
2.2. DETERMINAR EL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO 8
2.3. DETERMINAR LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS 8
2.3.1. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO (PETRÓLEO-AGUA) 9
2.3.1.1. Propiedades del flujo multifásico a condiciones de
operación de los equipos en superficie 9
2.3.1.2. Cromatografía de gases 14
2.3.1.3. Determinación de la gravedad específica y densidad
del gas 14
2.3.1.4. Determinación del poder calórico del gas 15
2.3.1.5. Determinación del contenido de condesados en el gas
natural o GPM 15
2.3.1.6. Obtención de energía eléctrica a partir del gas residual 15
2.3.1.7. Determinación del factor de compresibilidad 16
2.3.1.8. Corrección por impurezas del factor de compresibilidad. 17
ii
PÁGINA
2.4. REDISEÑO DE EQUIPOS Y UNIDADES NECESARIAS EN LAS
FACILIDADES TEMPRANAS 17
2.4.1. DISEÑO DE SEPARADOR TRIFASICO (FREE WATER
KNOCKOUT) 18
2.4.2. DISEÑO DE INTERCAMBIADOR DE CALOR (TUBO Y
CARCAZA) 20
2.4.3. DISEÑO DEL CALDERO DE VAPOR 22
2.4.4. DISEÑO DE SCRUBBER VERTICAL 23
2.4.5. BOMBAS BOOSTER 26
2.4.6. SISTEMA DE BOMBEO PARA EL FLUJO DE
CONDESADOS DE GAS O GPM 27
2.4.7. SISTEMA DE TRANSFERENCIA (BOMBAS SHIPPING) 27
2.5. PLANIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN LAS
FACILIDADES TEMPRANAS 27
2.6. IMPLEMENTACIÓN DEL PROCESO 28
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 29
3.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO 29
3.2. DETERMINACIÓN DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DEL
CAMPO TIPUTINI 30
3.2.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-A 30
3.2.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-C 31
3.2.3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-D 31
3.2.4. PRODUCCIÓN ACTUAL Y PRODUCCIÓN ESTIMADA 32
3.3. DETERMINACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS
FLUIDOS 33
3.3.1. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO (PETRÓLEO-AGUA) 33
3.3.1.1. Propiedades de los fluidos a condiciones de operación
de los equipos en superficie 33
3.3.1.2. Cromatografía de gas 36
3.3.1.3. Determinación de la gravedad específica y densidad del
gas. 37
3.3.1.4. Determinación del poder calórico del gas. 37
iii
PÁGINA
3.3.1.5. Determinación del contenido de condesados en el gas
natural o GPM. 37
3.3.1.6. Obtención de energía eléctrica a partir del gas residual 38
3.3.1.7. Determinación del factor de compresibilidad. 39
3.4. REDISEÑO DE EQUIPOS Y UNIDADES NECESARIAS EN LAS
FACILIDADES TEMPRANAS 39
3.4.1. DISEÑO DE SEPARADOR TRIFÁSICO (FREE WATER
KNOCKOUT) 39
3.4.2. DISEÑO DE INTERCAMBIADORES DE CALOR (TUBO Y
CARCAZA) 41
3.4.3. DISEÑO DEL CALDERO DE VAPOR 42
3.4.4. DISEÑO DE SCRUBBER VERTICAL 42
3.4.5. BOMBAS BOOSTER 43
3.4.6. SISTEMA DE BOMBEO PARA EL FLUJO DE
CONDESADOS DE GAS O GPM 44
3.4.7. SISTEMA DE TRASNFERENCIA (BOMBAS SHIPPING) 44
3.5. PLANIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN LAS
FACILIDADES TEMPRANAS 44
3.5.1. FACILIDADES TEMPRANAS ACTUALES 44
3.5.2. FACILIDADES TEMPRANAS DISEÑADAS 45
3.6. IMPLEMENTACIÓN DEL PROCESO 45
3.6.1. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES ACTUALES 46
3.6.2. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES PROPUESTAS 47
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 48
4.1. CONCLUSIONES 48
4.2. RECOMENDACIONES 48
5. BIBLIOGRAFÍA 50
6. ANEXOS 52
iv
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Producción de pozos locación Tiputini-A (2018). 30
Tabla 2. Producción de pozos locación Tiputini-C (2018). 31
Tabla 3. Producción de pozos locación Tiputini-D (2018). 32
Tabla 4. Producción total de los pozos de cada Pad (2018). 32
Tabla 5. Datos de la proyección del campo Tiputini hasta el año 2019. 32
Tabla 6. Temperaturas de operación de los equipos en superficie. 33
Tabla 7. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones
normales 34
Tabla 8. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de
operación del separador trifásico 107.5°F y 80 psi. 34
Tabla 9. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de
operación del intercambiador de calor 159.9 °F y 80 psi, con
una reducción del 50% de agua para reinyección. 35
Tabla 10. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones
de operación del caldero de vapor 160 °F y 80 psi. 35
Tabla 11. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones
de operación del scrubber vertical 94.9 °F y 80 psi. 35
Tabla 12. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones
de operación del sistema de bombeo con bombas Booster a
240 °F y 80 psi, desde el intercambiador de calor al sistema
de transferencia con bombas shipping. 36
Tabla 13. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones
de operación del sistema de transferencia 204 °F y 80 psi. 36
v
PÁGINA
Tabla 14. Cromatografía del gas en el campo Tiputini (Anexo 2). 36
Tabla 15. Poder calórico y fracción molar recalculada en base al metano
y etano (Anexo 4). 37
Tabla 16. Densidad molar y fracción molar de los compuestos
condensables C3+, para el cálculo del GPM del gas (Anexo 3). 37
Tabla 17. Densidad de los compuestos en estado líquido y fracción
molar recalculada en base a los compuestos C3+ (Anexo 3). 38
Tabla 18. Determinación de los diámetros base, longitud efectiva y
longitud entre costuras del FWKO, para tratamiento
de gas. 40
Tabla 19. Determinación de los diámetros base, longitud efectiva y
longitud entre costuras del FWKO, para tratamiento
de líquido. 40
Tabla 20. Capacidades actuales de los equipos presentes en las
facilidades tempranas de la CPT. 45
Tabla 21. Capacidades propuestas de los equipos para el tratamiento
del fluido esperado para el año 2019, en las facilidades
tempranas de la CPT. 45
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Sistema de tratamiento de crudo en CPT Bloque 43 4
Figura 2. Separador de agua libre o FWKO 5
Figura 3. Ubicación del Campo Tiputini – Bloque 43. 29
Figura 4. Diagrama planta actual. 46
Figura 5. Diagrama planta propuesta. 47
vii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. Gráfica de Standing Katzz 52
ANEXO 2. Constantes físicas de los compuestos con sus respectivas
presiones y temperaturas críticas 53
ANEXO 3. Constantes físicas de los compuestos con sus respectivas
densidades de líquido en libras/galón y galón/ libra mol 53
ANEXO 4. Constantes físicas de los compuestos con su respectivo
poder calórico 54
ANEXO 5. Localización de los parámetros establecidos para el cálculo
de la altura del scrubber vertical 54
ANEXO 6. Constantes de proporcionalidad para el cambio de unidades
de medida 55
1
RESUMEN
El objetivo de este trabajo de titulación fue realizar un estudio de factibilidad
para el mejoramiento de las facilidades tempranas de superficie que
actualmente se encuentran en la central de procesos Tiputini-Bloque 43,
operada por la empresa Petroamazonas EP. El fluido (petróleo y agua) es
procesado con el objetivo de disminuir su corte de agua, desgasificar y
calentarlo para disminuir la viscosidad y en estas condiciones ser
transportado hacia las facilidades del Bloque 12 para su procesamiento final,
mientras que el agua separada es reinyectada a la arena productora M1 y el
gas es utilizado como combustible para la producción de vapor y posterior
calentamiento del fluido a transferir. Se rediseño los principales equipos con
cálculos de ingeniería básica que permita procesar un caudal 360 000
BFPD, proyectado para el año 2019. Los datos de campo fueron
proporcionados por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero
(ARCH) y constan con las características físico-químicas de los fluidos que
llegan a las facilidades tempranas a condiciones de operación de los
equipos. Este estudio de factibilidad concluyo con la propuesta de
dimensionamiento para 4 separadores trifásicos, 4 intercambiadores de
calor, 1 caldero de vapor, 2 scrubbers verticales, 6 bombas Booster, 2
bombas para el condensado de gas o GPM, 6 bombas shipping para
transferencia, 3 mecheros y la elaboración de un diagrama de flujo con la
ubicación de los equipos en base a los cambios planteados. Se recomienda
realizar un estudio para la utilización del gas como combustible energético
en el mismo campo.
Palabras claves: Facilidades tempranas de superficie, ITT, Bloque 43
2
ABSTRACT
The objective of this titulation work was to carry out a feasibility study for the
improvement of the early surface facilities currently in the Tiputini-Block 43
process plant, operated by the company Petroamazonas EP. The fluid (oil
and water) is processed with the objective of reducing its water cut,
degassing and heating it to lower the viscosity and under these conditions it
is transported to the facilities of Block 12 for its final processing, while the
separated water is reinjected to the production sand M1 and the gas is used
as fuel for steam production and subsequent heating of the fluid to be
transferred. The main equipment is redesigned with basic engineering
calculations that allow processing a flow 360 000 BFPD, projected for the
year 2019. The field data were provided by the Agency for Regulation and
Control Hydrocarbons (ARCH) and consist of the physical-chemical
characteristics from the fluids that reach the early facilities to equipment
operation conditions. This feasibility study concluded with the proposal of
sizing for 4 free water knockout separators, 4 heat exchangers, 1 steam
boiler, 2 vertical scrubbers, 6 Booster pumps, 2 pumps for gas condensate or
GPM, 6 shipping pumps for transfer, 3 thermal oxidizer and the elaboration of
a flow chart with the location of the equipment based on the proposed
changes. It is recommended to conduct a study for the use of gas as an
energy fuel in the same field.
Keywords: Early surface facilities, ITT, Block 43.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
La industria petrolera se enfrenta a varias dificultades en lo que corresponde
al tratamiento de fluido en superficie (petróleo, agua y gas), entre las cuales
tenemos, el aumento de producción, las características y tipo de fluido a
tratar y los tiempos de retención en las unidades de tratamiento. La gran
mayoría de campos petroleros en la actualidad tiene algo en común, la
producción de agua en grandes cantidades, llegando a producir tres barriles
de agua por cada barril de petróleo, convirtiéndose en un costo significativo
para compañías productoras de petróleo y gas (Arco Services, 2014).
Por lo cual es de gran importancia optimizar o implementar sistemas de
tratamiento y separación de petróleo, agua y gas en las facilidades
tempranas de superficie de los campos petroleros, permitiendo así realizar el
tratamiento de grandes volúmenes de fluido, que entran y salen del sistema
de producción. Las facilidades tempranas están constituidas por la
instalación de equipos modulares, los cuales se establecen en la locación
por un tiempo determinado, desarrollando el tratamiento de fluido en la etapa
temprana de producción. La forma de optimizar o mejorar las facilidades
tempranas de superficie, es la de diseñar las unidades de tratamiento con
respecto a la producción de fluido, a las características del mismo y al
tiempo de retención (Arco Services, 2014).
El presente trabajo de titulación, está enfocado en la ingeniería básica de las
facilidades tempranas de superficie de la central de procesos Tiputini, para la
implementación de equipos que cumplan con las necesidades de tratamiento
y separación de fluido multifásico. El bloque 43, se encuentra ubicado en la
provincia de Orellana, al extremo Este de la Cuenca Oriente, este bloque se
encuentra conformado por los campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini los
cuales acumulan un estimado de reservas de 1 619 MM de barriles de crudo,
con una producción inicial de 10 777 BPPD y con un pico de producción
máximo de 484 346 BPPD en el año 2021 (Petroamazonas EP, 2016).
1.1. FACILIDADES DE SUPERFICIE DE PRODUCCIÓN
Se conoce como facilidades de superficie, a los equipos y elementos que
permiten el manejo de fluido producido (petróleo, agua, gas y sólidos),
iniciando el proceso de separación de cada una de sus elementos, la
medición y entrega para su posterior transporte (Espín y Constante). La
Figura 1., presenta un sistema de facilidades de superficie de producción.
4
Figura 1. Sistema de tratamiento de crudo en CPT Bloque 43
(Petroamazonas EP, 2016)
1.1.1 FACILIDADES TEMPRANAS DE SUPERFICIE DE PRODUCCIÓN
Las facilidades tempranas están constituidas por la instalación de equipos
modulares los cuales se encuentran posicionados en skid para el manejo de
fluido producido por los pozos, con la finalidad de obtener un petróleo en
condiciones de comercialización (Arco Services, 2014). Las facilidades
tempranas de producción están constituidas por una serie de unidades,
equipos e instrumentación, la misma que es de gran importancia para el
desarrollo de un tratamiento óptimo de fluido (Petroamazonas EP, 2016),
estos equipos de facilidades tempranas son:
1.1.1.1 Sistema de tratamiento de fluido
Separador de prueba y separador de producción
La producción de los pozos está constituida por una mezcla de petróleo,
agua, gas y sólidos, para la separación en cada uno de estos componentes
se hace uso de los separadores, los cuales son recipientes a presión. Estos
separadores se dividen en: separador de prueba y separador de producción
(Mosquera Molina y Rodríguez Delgado). Los separadores de prueba
reciben la producción de un pozo seleccionado, con la finalidad de
determinar las propiedades de los fluidos, mientras que, los separadores de
producción, se encargan del tratamiento de todo el crudo entrante a la planta
de tratamiento, tenemos separadores trifásicos o bifásicos (dependiendo de
las características del fluido), los cuales actúan mediante una separación
física, es decir por la influencia de la gravedad, esta separación se logra
gracias a la diferencia de densidades, proceso al cual se le denomina
decantación de fluidos (Tabarrozzi, 1999).
5
Esta separación se realiza con el objetivo de retirar el agua libre la cual
puede causar problemas de corrosión (Schlumberger, s.f.). La Figura 2.,
presenta la forma de un FWKO.
La selección de los separadores depende principalmente de las
características que tenga el fluido a tratar, en estos separadores se tiene los
denominados tanques de lavado y los separadores de agua libre (FWKO),
de los cuales su respectiva selección se desarrolla bajo algunos parámetros
como son: la utilización de un tanque de lavado se realiza para crudos que
tengan denominaciones de API mayores a 20º (crudos livianos), y para los
separadores de agua libre con un API menor al 19.9º (crudos pesados),
(Requena y Rodríguez).
Figura 2. Separador de agua libre o FWKO
(SICA, s.f.)
Intercambiadores de calor
Los intercambiadores de calor se pueden presentar en diferentes formas y
tamaños, pero la parte de la construcción se divide en dos categorías como
son: tubo y carcaza o plato. El intercambiador de calor de tubo y carcaza es
uno de los más comunes, este tipo de intercambiador está conformado por
una serie de tubos los cuales están dentro de un contenedor al cual se le
denomina carcaza (Llangarí Lliguín y Solís Sánchez).
El fluido dentro de los tubos se le denomina flujo interno (petróleo), mientras
que el fluido dentro de la carcasa se le conoce como flujo externo (gas,
vapor, petróleo) este fluido circula a altas temperaturas con la finalidad de
calentar el fluido interno (Jaramillo, 2007).
1.1.1.2 Sistema de tratamiento de gas
El sistema de tratamiento de gas está conformado por los equipos y
unidades necesarios para realizar el tratamiento de la parte gas presente en
el fluido producido, este sistema está conformado por los siguientes equipos:
6
Scrubber de gas
El scrubber de gas, es un separador el cual se encuentra diseñado para
lograr una separación y extracción de líquidos presentes en el gas, líquidos
los cuales son llevados junto al gas a la salida del separador de producción
(Mosquera Molina y Rodríguez Delgado).
1.1.1.3 Sistemas e instrumentación
Instrumentación
La instrumentación se define como la ciencia que estudia la medición y
control de variables. Para la medición de la magnitud es evidente la
necesidad de la puesta en marcha de un dispositivo de medida que detecte
dicha magnitud y genere una señal para que luego sea transmitida hacia un
dispositivo indicador, por lo tanto los dispositivos de control o equipos de
instrumentación pueden ser válvulas de control, motores eléctricos, filtros,
etc. (García Gutierréz, 2014).
Bombas Booster
Las funciones de las bombas Booster es realizar la succión del fluido
proveniente de los tanques e incrementar a la presión requerida para el
ingreso en las bombas de trasferencia con la finalidad de obtener un óptimo
funcionamiento (Mosquera Molina y Rodríguez Delgado).
Sistema de generación eléctrica
El sistema de generación eléctrica tiene la finalidad de proporcionar y
distribuir la energía eléctrica necesaria para el funcionamiento de los equipos
y unidades que conforman las facilidades de producción, la energía puede
ser proporcionada ya sea por un sistema eléctrico o generación por grupo
electrógeno la cual utiliza combustible a base de crudo, gas o diésel,
(Salguero Villafuerte y Zurita Cadena).
Sistema de transferencia
El sistema de transferencia es constituido por una serie de bombas, las
cuales son utilizadas para el transporte de petróleo desde los tanques hacia
el oleoducto. Las bombas de transferencia, que son utilizadas en este
sistema son las bombas Booster y las bombas de alta presión, las cuales
pueden ser de tipo centrifugas, que permiten elevar la presión a un valor
necesario para vencer las fuerzas de fricción presentes en el transporte de
petróleo (Salguero Villafuerte y Zurita Cadena).
7
Sistema contraincendios
El sistema contraincendios es el encargado de la detección y posterior
extinción de fuego que pueda existir en las facilidades de superficie, con el
objetivo de proteger los procesos de producción de hidrocarburos, estos SCI
están conformados por reservas de agua o espuma, que se encuentran
almacenadas en tanques o en cisternas, así mismo, tiene un sistema de
bombeo para permitir la recirculación del agua en reposo (Cabrera Estupiñan
y Alóma Barceló, 2015).
1.2. OBJETIVOS
1.1.2 OBJETIVO GENERAL
Realizar un estudio de factibilidad de producción para la mejora de
facilidades tempranas en la central de procesos Tiputini-Bloque 43,
mediante un redimensionamiento de los equipos presentes en
superficie.
1.1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Determinar la ubicación geográfica del campo Tiputini.
Evaluar la producción estimada de fluidos y sus características físico-
químicas, procedente de los pozos del Bloque 43.
Definir los equipos necesarios para las facilidades tempranas y la
ingeniería básica de los mismos.
2. METODOLOGÍA
8
2. METODOLOGÍA
En la siguiente sección del trabajo de titulación se analizó las condiciones
físico-químicas de los fluidos de producción, mediante información
proporcionada por la empresa operadora del campo que es Petroamazonas,
se proyectó los caudales para un tiempo de un año, se definieron los
equipos y se realizó los cálculos de ingeniería básica para definir los
principales parámetros de diseño.
La información necesaria para el desarrollo del tema del trabajo de titulación
se obtuvo de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera (ARCH) a
través del convenio de cooperación institucional con la Universidad
Tecnológica Equinoccial (UTE).
2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO
Para la descripción del campo se utilizó el plan de desarrollo del bloque 43-
ITT, el mismo que fue proporcionado por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífera, del mismo documento se estableció la arena productora de
este campo.
2.2. DETERMINAR EL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DEL
CAMPO
Para la determinación del potencial de producción, se realizó un análisis del
histórico de producción del campo Tiputini, el mismo que equivale a la
sumatoria de fluido producido por cada uno de los pozos que conforman el
campo entre los años 2016 y 2017, mientras que, en la determinación del
potencial estimado en el año 2019, se realizó una proyección en base a la
curva de declinación y a la planificación de perforación de pozos en el
campo Tiputini.
2.3. DETERMINAR LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS
FLUIDOS
La información referente a las características del fluido se obtuvo de la base
de datos de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera (ARCH),
información correspondiente a las pruebas de laboratorio, pruebas pozo a
pozo y su posterior análisis de fluido.
9
2.3.1. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO (PETRÓLEO-AGUA)
Se determinó las características de los fluidos (petróleo-agua), a condiciones
normales y en base a las temperaturas de operación de cada uno de los
equipos de tratamiento en superficie.
2.3.1.1. Propiedades del flujo multifásico a condiciones de operación
de los equipos en superficie
Para el cálculo de las características del fluido a condiciones de operación
de los equipos en superficie, se utilizó una serie de fórmulas las cuales
parten de datos obtenidos en la base de datos de la ARCH (Tabla 4 y 5).
Cálculo de las propiedades del fluido (petróleo y agua)
Se determinó los parámetros del fluido a las temperaturas de operación, en
base a las ecuaciones establecidas por Craft B. (1968) en su libro Ingeniería
aplicada de yacimientos petrolíferos:
Densidad del petróleo:
𝜌𝑜𝑖𝑙 = 𝜌𝑜𝑖𝑙 @ 60 ℉
1+𝑇−68
1885
[1]
Dónde:
𝜌𝑜𝑖𝑙 = Densidad del petróleo a condiciones de operación (gr/𝑐𝑚3).
𝜌𝑜𝑖𝑙 @ 60 ℉ = Densidad del petróleo a condiciones normales (gr/𝑐𝑚3).
T= Temperatura de operación (°F).
Factor G:
G = −6.6 + 0.0325 ∗ T + 0.000657 ∗ 𝑇2 [2]
Dónde:
G= Parámetro G a temperatura de operación (lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3).
T= Temperatura de operación (°F).
Densidad del agua:
𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 =1
0.01602+0.000023∗𝐺 [3]
10
Dónde:
𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎= Densidad del agua a la temperatura de operación (lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3).
Se determinó la gravedad específica de la mezcla a condiciones de
operación:
𝛾𝑜𝑖𝑙 =𝜌𝑜𝑖𝑙
𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 [4]
Dónde:
𝛾𝑜𝑖𝑙 = Gravedad específica a temperatura de operación (adimensional).
𝜌𝑜𝑖𝑙 = Densidad del petróleo a temperatura de operación (gr/𝑐𝑚3).
𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 = Densidad del agua a temperatura de operación (gr/𝑐𝑚3).
Densidad de la mezcla:
𝜌𝑜𝑖𝑙 = 𝛾𝑜𝑖𝑙 ∗ 0.9990 [5]
Dónde:
𝜌𝑜𝑖𝑙 = Densidad del petróleo a temperatura de operación (gr/𝑐𝑚3).
𝛾𝑜𝑖𝑙 = Gravedad específica a temperatura de operación (adimensional).
𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 = Densidad del agua a condiciones normales (gr/𝑐𝑚3).
Gravedad API del petróleo a la temperatura de operación:
𝐴𝑃𝐼𝑜𝑖𝑙 =141.5
𝛾𝑜𝑖𝑙 − 131.5 [6]
Gravedad específica de la mezcla:
𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴 = 𝐹𝑟𝑎𝑐. 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑎𝑔𝑢𝑎 ∗ 𝛾𝑎𝑔𝑢𝑎 + 𝐹𝑟𝑎𝑐. 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑜𝑖𝑙 ∗ 𝛾𝑜𝑖𝑙 [7]
Dónde:
𝐹𝑟𝑎𝑐. 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = Fracción volumen de fluido.
𝛾 = Gravedad específica del fluido (adimensional).
11
Cálculo de la viscosidad
Viscosidad del petróleo:
Para el cálculo de la viscosidad del petróleo se utilizó la correlación de
Beggs, H.D. y Robinson, J.R., ecuaciones que se encuentran establecidas
en el libro de Carlos Bánzer (1996), Correlaciones numéricas P.V.T:
μ = 10x − 1 [8]
Dónde:
𝜇 = Viscosidad del petróleo (cPoise).
𝑥 = Parámetro determinado con la ecuación 11.
Parámetros “Z”
z = 3.0324 − 0.02023 ∗ API [9]
Dónde:
API = Gravedad API del petróleo a temperatura de operación.
Parámetros “X” y “Y”, utilizados en la determinación de la viscosidad del gas:
𝑥 = 𝑦 ∗ 𝑇−1.163 [10]
y = 10z [11]
Dónde:
𝑇 = Temperatura de operación (ºF).
Viscosidad del agua:
La viscosidad del agua a condiciones de operación, se determinó con la
ecuación 12, la cual corresponde a la correlación de Van Wingen, la misma
que se encuentra establecida en el libro de Carlos Bánzer (1996),
Correlaciones numéricas P.V.T:
𝜇𝑎𝑔𝑢𝑎 = exp (1.033 − 1.479 ∗ 10−2𝑇 + 1.982 ∗ 10−5𝑇2) [12]
12
Dónde:
𝜇𝑎𝑔𝑢𝑎= Viscosidad del agua (cPoise).
𝑇= Temperatura de operación (ºF).
Viscosidad de la mezcla:
Se calculó la licuefacción de cada componente presente en el fluido,
utilizando el método de Cragoe, el cual se encuentra en el libro de Alvarado
Douglas y Bánzer Carlos (2002), Recuperación térmica de petróleo:
𝐿𝑀1 =2995.73
ln 𝜇+7.6009 [13]
Dónde:
𝐿𝑀1= Licuefacción del fluido (cPoise).
𝜇= Viscosidad del fluido (cPoise).
Gravedad específica de cada uno de los fluidos presentes en la mezcla, este
cálculo se realizó con la ecuación 13.
Fracción en peso del fluido:
𝑀 = 𝑄 ∗ 𝜌 [14]
Dónde:
M= Fracción en peso del fluido (𝑘𝑔
𝑑𝑖𝑎).
𝑄= Flujo de fluido (𝑚3
𝑑𝑖𝑎).
𝜌= Densidad del fluido (𝑘𝑔
𝑚3).
Sumatorio del peso de los fluidos (petróleo y agua):
∑ 𝑀 = 𝑀1 + 𝑀2 [15]
Sumatoria de la fracción en peso:
𝑓 = 𝑀
∑ 𝑀 [16]
13
Se remplazó con la licuefacción y fracción volumen de los fluidos presentes:
𝐿𝑀 = 𝑓1 ∗ 𝐿𝑀1 + 𝑓2 ∗ 𝐿𝑀2 [17]
Posteriormente de la ecuación 13, se despejo la viscosidad remplazando el
valor calculado de 𝐿𝑀, calculado en la ecuación 17.
Viscosidad del gas:
Se determinó la viscosidad del gas con las ecuaciones establecidas en la
correlación de Lee, A.L., González, M.H. y Eakin, B.E., las mismas que se
encuentran en el libro de Carlos Bánzer (1996), Correlaciones numéricas
P.V.T:
𝜇𝑔𝑎𝑠 =𝐾 exp (𝑋∗𝜌𝑔𝑎𝑠
𝑌 )
104 [18]
Dónde:
𝜇𝑔𝑎𝑠= Viscosidad del gas (cPoise).
𝜌𝑔𝑎𝑠= Densidad del gas (𝑔𝑟
𝑐𝑚3).
Se calculó la constante “K”:
𝐾 =(9.4+0.02∗𝑃𝑀)𝑇1.5
209+19∗𝑃𝑀+𝑇 [19]
Dónde:
𝑃𝑀 = Peso molecular del gas (𝑙𝑏
𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙).
𝑇= Temperatura de operación (ºR).
Parámetros “X” y “Y”:
𝑋 = 3.5 +986
𝑇+ 0.01 ∗ 𝑃𝑀 [20]
𝑌 = 2.4 − 0.2 ∗ 𝑋 [21]
Densidad del gas:
𝜌𝑔𝑎𝑠 = 1.4935 ∗ 10−3 ∗𝑃∗𝑃𝑀
𝑧∗𝑇 [22]
14
Dónde:
𝜌𝑔𝑎𝑠= Densidad del gas (𝑔𝑟
𝑐𝑚3).
𝑃𝑀 = Peso molecular del gas (𝑙𝑏
𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙)
𝑃 = Presión de operación (psi).
𝑇 = Temperatura de operación (°R).
z: Factor de compresibilidad del gas.
2.3.1.2. Cromatografía de gases
Para la determinación de la composición del gas se utilizó su cromatografía
(Tabla 14), que nos proporciona la composición molar de gas, que permite
posteriores cálculos de balance de masa y energía de gases:
2.3.1.3. Determinación de la gravedad específica y densidad del gas
Con el peso molecular del gas se determinó la gravedad específica del
mismo, mediante las ecuaciones indicadas en el libro de Carlos Bánzer
(1996), Correlaciones numéricas P.V.T:
𝛾𝑔𝑎𝑠 =𝑃𝑀𝐺𝐴𝑆
𝑃𝑀𝐴𝐼𝑅𝐸 [23]
Dónde:
𝑃𝑀𝐺𝐴𝑆 = Peso molecular del gas (gr/mol)
𝑃𝑀𝐴𝐼𝑅𝐸 = Peso molecular del aire (gr/𝑚𝑜𝑙)
Posteriormente se determinó la densidad del gas a la temperatura de
operación:
𝜌𝑔𝑎𝑠 =28.96∗𝑃∗𝛾𝑔𝑎𝑠
𝑅∗𝑧∗𝑇 [24]
Dónde:
𝜌𝑔𝑎𝑠 = Densidad del gas (lb/𝑝𝑖𝑒𝑠3).
P= presión de operación (psi).
𝛾𝑔𝑎𝑠= Gravedad específica del gas (adimensional).
R= Constante de gases (𝑝𝑖𝑒𝑠3𝑝𝑠𝑖
°𝑅 𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙).
T= Temperatura de operación (ºR)
15
2.3.1.4. Determinación del poder calórico del gas
Poder calórico del gas:
𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠 = ∑ 𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟𝑖𝑐𝑜 ∗ 𝑦𝑖𝑛𝑖=1 [25]
Dónde:
𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠: Poder calorífico del gas (𝐵𝑇𝑈
𝑃𝐶𝑁).
𝑦𝑖= Fracción molar de los compuestos.
2.3.1.5. Determinación del contenido de condesados en el gas natural
o GPM
Para el cálculo del contenido de condensados en el gas natural o GPM, se
utilizó las ecuaciones establecidas en el libro de Alvarado Douglas y Bánzer
Carlos (2002), Recuperación térmica de petróleo:
𝐺𝑃𝑀 = ∑ (1 000∗𝑦𝑖∗𝜌𝐺𝑃𝑀
379.6) [26]
Donde:
𝐺𝑃𝑀 = Contenido de líquido en el gas natural (𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶3+
1 000 𝑃𝐶𝑁 𝑔𝑎𝑠).
𝑦𝑖= Fracción molar C3+.
𝜌𝐺𝑃𝑀= Densidad molar de los compuestos C3+ (𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠
𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙).
Densidad de los condesados (GPM):
𝜌𝐺𝑃𝑀 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝜌𝑖 [27]
Donde:
𝜌𝐺𝑃𝑀 = Densidad del GPM (𝑙𝑏
𝑔𝑎𝑙).
𝑦𝑖= Fracción molar C3+.
𝜌𝑖= Densidad de los compuestos C3+ (𝑙𝑏
𝑔𝑎𝑙).
2.3.1.6. Obtención de energía eléctrica a partir del gas residual
Se determinó la cantidad de energía eléctrica que se puede obtener en base
al residual de gas, mediante la utilización de las constantes de
proporcionalidad empleadas en la conversión de unidades de medida.
16
2.3.1.7. Determinación del factor de compresibilidad
Se calculó las temperaturas y presiones pseudocríticas del gas, con las
ecuaciones presentes en el libro de Craft B. (1968), Ingeniería aplicada de
yacimientos petrolíferos:
Temperatura pseudocrítica:
𝑇𝑝𝑐 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑇𝑖 [28]
Dónde:
𝑇𝑝𝑐 = Temperatura pseudocrítica (ºR).
𝑦𝑖= Fracción volumétrica.
𝑇𝑖 = Temperatura critica de los gases (ºR).
Presión pseudocrítica:
𝑃𝑝𝑐 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑃𝑖 [29]
Dónde:
𝑃𝑝𝑐 = Presión pseudocrítica (psi).
𝑦𝑖= Fracción volumétrica.
𝑃𝑖 = Presión critica de los gases (psi).
Temperatura pseudoreducida:
𝑇𝑝𝑟 =𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝑇𝑝𝑐 [30]
Dónde:
𝑇𝑝𝑟 = Temperatura pseudoreducida (ºR).
𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛= Temperatura de operación (ºR).
Presión pseudoreducida:
𝑃𝑝𝑟 =𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝑃𝑝𝑐 [31]
Dónde:
𝑃𝑝𝑟 = Presión pseudoreducida (psi).
17
𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛= Presión de operación (psi).
2.3.1.8. Corrección por impurezas del factor de compresibilidad.
Debido a la presencia de gases agrios (CO2, H2S y N2), se ve afectado el
valor del factor de compresibilidad, por lo cual se determinó la presión y
temperatura pseudocrítica corregida, con las siguientes ecuaciones:
Temperatura pseudocrítica corregida (𝑇𝑝𝑐′ ):
𝑇𝑝𝑐′ = 𝑇𝑝𝑐 − (𝑦𝑖 𝑁2 ∗ 2.5) − (𝑦𝑖 𝐶𝑂2 ∗ 0.8) [32]
Dónde:
𝑇𝑝𝑐 = Temperatura pseudocrítica (ºR).
𝑦𝑖 𝑁2 = Fracción molar del Nitrógeno.
𝑦𝑖 𝐶𝑂2 = Fracción molar del Dióxido de carbono.
Presión pseudocrítica corregida (𝑃𝑝𝑐′ ):
𝑃𝑝𝑐′ = 𝑃𝑝𝑐 − (𝑦𝑖 𝑁2 ∗ 1.7) + (𝑦𝑖 𝐶𝑂2 ∗ 4.4) [33]
Dónde:
𝑃𝑝𝑐 = Presión pseudocrítica (ºR).
𝑦𝑖 𝑁2 = Fracción molar del Nitrógeno.
𝑦𝑖 𝐶𝑂2 = Fracción molar del Dióxido de carbono.
Con las presiones y temperaturas pseudocríticas corregidas nos dirigimos a
las gráficas de Standding y Katz (anexo 1) y se determinó el factor de
compresibilidad corregido.
2.4. REDISEÑO DE EQUIPOS Y UNIDADES NECESARIAS EN
LAS FACILIDADES TEMPRANAS
A partir del caudal, las presiones, temperaturas y de características del fluido
se realizó el diseño de las unidades y equipos. Para lo cual se empleó los
siguientes cálculos de dimensionamiento de equipos.
18
2.4.1. DISEÑO DE SEPARADOR TRIFASICO (FREE WATER
KNOCKOUT)
La selección de un separador se realiza dependiendo de las características
del fluido, como es el grado API y la saturación de los fluidos en la mezcla:
Para el cálculo del separador trifásico, se utilizó las siguientes ecuaciones:
Velocidad de asentamiento:
𝑉𝑡 = 0.0204 ∗ ((𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜−𝜌𝑔𝑎𝑠)∗𝑑𝑚
𝜌𝑔𝑎𝑠)
1
2 [34]
Dónde:
𝑉𝑡 = Velocidad de asentamiento (𝑝𝑖𝑒
𝑠𝑒𝑔).
𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜= Densidad del líquido a temperatura de operación (𝑙𝑏
𝑝𝑖𝑒𝑠3).
𝜌𝑔𝑎𝑠 = Densidad del gas a temperatura de operación (𝑙𝑏
𝑝𝑖𝑒𝑠3).
𝑑𝑚= Diámetro de la gota de líquido (micrones).
Número de Reynolds:
𝑅𝑒 = 0.0049 ∗𝜌𝑔𝑎𝑠∗𝑑𝑚∗𝑉𝑡
𝜇𝑔 [35]
Dónde:
𝑅𝑒 = Numero de Reynolds (adimensional).
𝜌𝑔𝑎𝑠 = Densidad del gas a temperatura de operación (𝑙𝑏
𝑝𝑖𝑒𝑠3).
𝑑𝑚= Diámetro de la gota de líquido (micrones).
𝑉𝑡 = Velocidad de asentamiento (𝑝𝑖𝑒
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜).
𝜇𝑔= Viscosidad del gas (cPoise).
Coeficiente de arrastre:
𝐶𝐷 =24
𝑅𝑒+
3
𝑅𝑒12
+ 0.34 [36]
Se recalcula la velocidad de asentamiento, hasta obtener convergencia.
19
Constante de Souders y Brown (K):
𝐾 = [𝜌𝑔𝑎𝑠
𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜−𝜌𝑔𝑎𝑠∗
𝐶𝐷
𝑑𝑚]
1
2 [37]
Dónde:
𝐾 = Constante de Souders y Brown (adimensional).
𝜌𝑔𝑎𝑠 = Densidad del gas a temperatura de operación (𝑙𝑏
𝑝𝑖𝑒𝑠3).
𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜= Densidad del líquido a temperatura de operación (𝑙𝑏
𝑝𝑖𝑒𝑠3).
𝑑𝑚= Diámetro de la gota de líquido (micrones).
𝐶𝐷 = Coeficiente de arrastre (adimensional).
Capacidad del gas:
𝑑 ∗ 𝐿𝑒𝑓𝑓 = 420 ∗𝑇∗𝑧∗𝑄𝑔𝑎𝑠
𝑃∗ 𝐾 [38]
Dónde:
𝑇 = Temperatura de operación (°R).
z= Factor de compresibilidad del gas (adimensional).
𝑄𝑔𝑎𝑠= Flujo de gas (𝑀𝑀𝑆𝐶𝐹𝐷).
𝑃= Presión de operación (psi).
𝐾 = Constante de Souders y Brown (adimensional).
Se determinó el diámetro base:
𝑑 =√12∗𝑐𝑡𝑡𝑒
𝑅−1 [39]
Dónde:
𝑑 = Diámetro base (pulgadas).
Longitud efectiva:
𝐿𝑒𝑓𝑓 =𝑐𝑡𝑡𝑒
𝑑𝑏𝑎𝑠𝑒 [40]
La constante (ctte) es igual a 𝑑 ∗ 𝐿𝑒𝑓𝑓 calculada en la ecuación 38 y R es
igual a 3.
20
Longitud entre costuras (𝐿𝑠𝑠):
𝐿𝑠𝑠 = 𝐿𝑒𝑓𝑓 +𝑑
12 [41]
Relación de Slenderness (R):
𝑅 = 12 ∗𝐿𝑠𝑠
𝑑𝑏𝑎𝑠𝑒 [42]
Retención de líquido:
𝑑2 ∗ 𝐿𝑒𝑓𝑓 = 1.42 ∗ [(𝑄𝑜𝑖𝑙 ∗ 𝑇𝑟𝑜) + (𝑄𝑎𝑔𝑢𝑎 ∗ 𝑇𝑟𝑎)] [43]
Dónde:
𝑄𝑜𝑖𝑙: Flujo de petróleo (BPPD).
𝑇𝑟𝑜: Tiempo de retención del petróleo (minutos).
𝑄𝑎𝑔𝑢𝑎: Flujo de agua (BAPD).
𝑇𝑟𝑎: Tiempo de retención de agua (minutos).
Para determinar la sección de capacidad de líquido se asume diámetros,
hasta obtener una relación de Slenderness (R) igual a la del gas.
Posteriormente se calculó la longitud efectiva con la ecuación 44 y la
longitud entre costuras con la ecuación 45, en base a los diámetros
asumidos:
𝐿𝑠𝑠 =4
3∗ 𝐿𝑒𝑓𝑓 [44]
𝑅 = 12 ∗𝐿𝑠𝑠
𝑑𝑏𝑎𝑠𝑒 [45]
2.4.2. DISEÑO DE INTERCAMBIADOR DE CALOR (TUBO Y CARCAZA)
El diseño de los intercambiadores de calor se realiza en base a la
determinación de las características del fluido (petróleo y agua). El proceso
inicio con el cálculo de características propias del fluido como son gravedad
específica, densidad, etc. Las ecuaciones para el dimensionamiento de los
equipos se obtuvieron del libro de Alvarado Douglas y Bánzer Carlos (2002),
Recuperación térmica de petróleo:
Flujo másico de fluido que ingresa al intercambiador:
𝑀 = 𝑄𝐹𝐿𝑈𝐼𝐷𝑂 ∗ 𝜌𝐹𝐿𝑈𝐼𝐷𝑂 [46]
21
Dónde:
𝑀: Flujo másico del fluido (𝐾𝑔
ℎ𝑜𝑟𝑎).
𝑄𝐹𝐿𝑈𝐼𝐷𝑂: Caudal de fluido (𝑚3
ℎ𝑜𝑟𝑎).
𝜌𝐹𝐿𝑈𝐼𝐷𝑂: Densidad del fluido (𝐾𝑔
𝑚3).
Calor específico del agua:
𝐶𝑎𝑔𝑢𝑎 = 1.0504 − 6.05 ∗ 10−4 𝑇 + 1.79 ∗ 10−6 𝑇2 [47]
Dónde:
𝐶𝑎𝑔𝑢𝑎: Calor específico del agua (𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 ℉).
𝑇: Temperatura (℉).
Calor específico del petróleo:
𝐶𝑜𝑖𝑙 =0.388+0.00045∗𝑇
√𝛾𝑜𝑖𝑙 [48]
Dónde:
𝐶𝑜𝑖𝑙: Calor específico del petróleo (𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 ℉).
𝑇: Temperatura (℉).
Calor específico del fluido (petróleo y agua):
𝐶𝑝 = 𝑓1 ∗ 𝐶𝑝1 + 𝑓2 ∗ 𝐶𝑝2 [49]
Dónde:
𝐶𝑝: Calor especifico del fluido (𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 ℉).
𝑓1: Fracción volumen.
Se determinó la energía de la mezcla utilizando el poder calórico del
petróleo:
𝑄 = 𝑀 ∗ 𝐶𝑝 ∗ ∆𝑇 [50]
22
Dónde:
𝑄: Energía del fluido (𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒
ℎ𝑜𝑟𝑎).
𝑀: Flujo másico del fluido (𝐾𝑔
ℎ𝑜𝑟𝑎).
𝐶𝑝: Poder calórico (𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒
𝐾𝑔 𝐾).
∆𝑇: Variación de temperatura (𝐾).
Promedio logarítmico de las temperaturas:
∆𝑇𝑙𝑛 =∆𝑇2−∆𝑇1
𝑙𝑛(∆𝑇2∆𝑇1
) [51]
Dónde:
∆𝑇𝑙𝑛: Temperatura logarítmica del fluido (𝐾).
∆𝑇1= Temperatura logarítmica de la mezcla (𝐾).
∆𝑇2: Temperatura logarítmica del vapor (𝐾).
Área de transferencia:
𝐴𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =𝑄
𝑈𝑜∗∆𝑇𝑙𝑛 [52]
Dónde:
𝐴𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎: Área de transferencia (𝑚2).
𝑄= Energía del fluido (𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜).
𝑈𝑜: Coeficiente integral de transferencia (𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒
𝑚2 𝑠𝑒𝑔. 𝐾).
Volumen del intercambiador de calor:
𝑉𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝐴𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 ∗ 𝐿 [53]
Dónde:
𝑉𝑐𝑖𝑙𝑖𝑛𝑑𝑟𝑜: Volumen del intercambiador (𝑚3).
𝐿= Longitud del intercambiador (𝑚).
2.4.3. DISEÑO DEL CALDERO DE VAPOR
Para el diseño del caldero de vapor, se utilizó las ecuaciones 46, 49 y 50,
empleadas en el cálculo del intercambiador de calor de tubo y carcaza, hasta
23
la obtención de la energía de la mezcla. Las ecuaciones se encuentran
establecidas en el libro de Alvarado Douglas y Bánzer Carlos (2002),
Recuperación térmica de petróleo:
Calor total de vapor:
𝐻𝑠 = 1119 𝑃 0.01267 [54]
Dónde:
𝐻𝑠: Calor total de vapor (𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟).
𝑃= Presión de vapor (𝑝𝑠𝑖).
Caudal total de vapor:
𝑄𝑠 =𝑄
𝐻𝑠 [55]
Dónde:
𝑄𝑠 = Caudal de vapor (𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟
𝑑𝑖𝑎).
𝑄: Energía del fluido (𝐵𝑇𝑈
𝑑𝑖𝑎).
𝐻𝑠: Calor total de vapor (𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟).
Se determinó la cantidad de gas empleado para la obtención del vapor
necesario en el óptimo funcionamiento del caldero:
𝑄𝑔𝑎𝑠 =𝑄
𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠 [56]
Dónde:
𝑄𝑔𝑎𝑠 = Caudal de gas (𝑃𝐶𝑁
𝑑𝑖𝑎).
𝑄: Energía del fluido (𝐵𝑇𝑈
𝑑𝑖𝑎).
𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠: Poder calorífico del gas (𝐵𝑇𝑈
𝑃𝐶𝑁).
2.4.4. DISEÑO DE SCRUBBER VERTICAL
Para el diseño del Scrubber vertical, se empleó las siguientes ecuaciones:
24
Constante “K” para la evaluación:
𝐾 = 0.35877 − (9.9277 ∗ 10−5 ∗ 𝑃) [57]
Dónde:
𝑃= Presión de operación (𝑝𝑠𝑖).
Flujo de gas a condiciones de operación del scrubber vertical:
𝑄(𝑔𝑎𝑠−𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛) = 𝑄𝑔𝑎𝑠 ∗𝑃𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙
𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛∗
𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛
𝑇𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙∗ 𝑧 [58]
Dónde:
𝑄𝑔𝑎𝑠= Flujo volumétrico de gas a condiciones normales (𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜).
𝑃𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙= Presión a condiciones normales (14.7 𝑝𝑠𝑖).
𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛= Presión a las condiciones de operación (𝑝𝑠𝑖).
𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛= Temperatura a condiciones de operación (°R).
𝑇𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙= Temperatura a condiciones normales (520°R).
𝑧 = Factor de compresibilidad del gas
Velocidad crítica:
𝑉𝑐 = 𝐾√𝜌𝐺𝑃𝑀−𝜌𝑔𝑎𝑠
𝜌𝑔𝑎𝑠 [59]
Dónde:
𝑉𝑐 = Velocidad crítica (𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜).
𝜌𝐺𝑃𝑀= Densidad de los gases condensados C3+ (𝑙𝑏
𝑝𝑖𝑒𝑠3).
𝜌𝑔𝑎𝑠= Densidad del gas (𝑙𝑏
𝑝𝑖𝑒𝑠3).
Calculo de área de sección transversal:
𝐴 =𝑄(𝑔𝑎𝑠−𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛)
𝑉𝑐 [60]
Dónde:
𝐴 = Área de sección transversal (𝑝𝑖𝑒𝑠2).
25
Cálculo de diámetro interno del recipiente:
𝐼𝐷 = √4∗𝐴
𝜋 [61]
Dónde:
𝐼𝐷 = Diámetro interno (𝑝𝑖𝑒𝑠).
Calculo del Volumen de los gases condensados C3+:
𝑉𝐺𝑃𝑀 = 60 ∗ 𝑄𝐺𝑃𝑀 ∗ 𝑡𝑟 [62]
Dónde:
𝑉𝐺𝑃𝑀 = Volumen de los gases condensados C3+ (𝑝𝑖𝑒𝑠3).
𝑄𝐺𝑃𝑀= Flujo volumétrico de los gases condensados C3+ (𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜).
𝑡𝑟= Tiempo de retención (1.5 𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜𝑠 ).
Altura de líquido en el recipiente:
ℎ𝐺𝑃𝑀 =𝑉𝐺𝑃𝑀
𝐴 [63]
Dónde:
ℎ𝐺𝑃𝑀 = Altura del GPM (𝑝𝑖𝑒𝑠).
Diámetro de boquilla de entrada de gas.
Según Norma PDVSA, 𝑉𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 ≤ 30 𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜, en caso de no cumplirse se
calcula el diámetro correcto con el valor de 30 en la siguiente ecuación:
𝐷𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 = √4∗(𝑄𝐺𝑃𝑀+𝑄𝑔𝑎𝑠)
𝜋∗𝑉𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 [64]
Dónde:
𝑄𝐺𝑃𝑀= Flujo volumétrico de los gases condensados C3+ (𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜).
𝑄𝑔𝑎𝑠= Flujo volumétrico de gas (𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜).
26
Diámetro de boquilla de salida de gas.
Según Norma PDVSA, 𝑉𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 ≤ 90 𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜, en caso de no cumplirse se
calcula el diámetro correcto con el valor de 90 en la siguiente ecuación:
𝐷𝑏 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 = √4∗𝑄𝑔𝑎𝑠
𝜋∗𝑉𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 [65]
Dónde:
𝑄𝑔𝑎𝑠= Flujo volumétrico de gas (𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔).
Diferencia de altura entre la parte superior de la malla y la boquilla de salida:
𝐶𝑚 =𝐼𝐷−𝐷𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎
2 [66]
Dónde:
𝐶𝑚= Diferencia de alturas (𝑝𝑖𝑒𝑠).
Altura total del separador.
ℎ𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶𝑚 + ℎ𝑚 + ℎ(𝑑−𝑏𝑒) + 𝐷𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 + ℎ𝑁𝑙−𝑏𝑒 + ℎ𝐺𝑃𝑀 [67]
Dónde:
ℎ𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = Altura total del separador (𝑝𝑖𝑒𝑠).
ℎ𝑚=Altura de la malla (2 𝑝𝑖𝑒𝑠).
ℎ(𝑑−𝑏𝑒)= Diferencia de altura entre boquilla de entrada y malla (2 𝑝𝑖𝑒𝑠).
𝐷𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎= Diámetro de la boquilla de entrada (𝑝𝑖𝑒𝑠).
ℎ𝑁𝑙−𝑏𝑒= Diferencia entre boquilla de entrada y altura del petróleo (2 𝑝𝑖𝑒𝑠).
ℎ𝑜𝑖𝑙= Altura del fluido (𝑝𝑖𝑒𝑠).
En el anexo 5 se establece el gráfico en el cual se determina cada parámetro
utilizado en el cálculo de la altura total del scrubber.
2.4.5. BOMBAS BOOSTER
Para el cálculo de las bombas Booster, se utilizó las siguientes ecuaciones:
27
Carga hidráulica del sistema:
ℎ =∆𝑃
0.433∗𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴 [68]
Dónde:
ℎ= Carga hidráulica (𝑝𝑖𝑒𝑠).
∆𝑃 = Diferencia entre presión de entrada y salida (𝑝𝑠𝑖).
𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴= Gravedad específica de la mezcla (𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙).
Potencia de la bomba:
𝐵𝐻𝑃 =𝑄𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴∗𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴∗ℎ
899.3∗𝐸𝐹. [69]
Dónde:
𝐵𝐻𝑃 = Potencia de la bomba (𝐻𝑃).
𝑄𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴= Flujo de fluido (𝑚3
ℎ).
𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴= Gravedad específica de la mezcla (𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙).
ℎ= Carga hidráulica (𝑝𝑖𝑒𝑠).
𝐸𝐹= Eficiencia de la bomba (85%).
2.4.6. SISTEMA DE BOMBEO PARA EL FLUJO DE CONDESADOS DE
GAS O GPM
Para determinar la potencia de las bombas empleadas en el sistema de
trasferencia de condensado de gas o GPM, se utilizó las ecuaciones 68 y 69,
así mismo, se determinó la altura del líquido en el scrubber vertical con la
ecuación 63.
2.4.7. SISTEMA DE TRANSFERENCIA (BOMBAS SHIPPING)
Para determinar la potencia de las bombas empleadas en el sistema de
trasferencia se utilizó las ecuaciones 68 y 69, con los parámetros de fluido y
presiones presentes en las bombas Shipping.
2.5. PLANIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN
LAS FACILIDADES TEMPRANAS
Se planifico del número de equipos necesarios para el tratamiento del fluido
en la fase de explotación temprana, así mismo, de sus capacidades, esto se
28
realizó en base a los cálculos desarrollados para cada equipo de acuerdo al
fluido esperado para el año 2019.
2.6. IMPLEMENTACIÓN DEL PROCESO
En la parte de implementación de proceso se realizó un diagrama de flujo de
las actuales instalaciones de las facilidades tempranas y las instalaciones
diseñadas después de realizar los cálculos de los equipos, esto mediante la
utilización del software AutoCAD, instalaciones las cuales fueron
previamente estudiadas y diseñadas de acuerdo a parámetros y
características en relación al fluido tratado.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
29
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
En la siguiente sección, referente a resultados y discusión, se desarrolla la
parte medular del trabajo de titulación, el mismo que se presenta a
continuación.
3.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO
El campo Tiputini forma parte del denominado Bloque 43 el cual se
encuentra ubicado en la región amazónica de la provincia de Orellana,
abarcando una superficie de 189 899 hectáreas aproximadamente. El límite
Noreste es la reserva Cuyabeno, al Sureste la frontera con el Perú, al Oeste
limita con el Bloque 31 y al Sur con la zona intangible del Parque Nacional
Yasuní (Petroamazonas EP, 2016).
Coordenadas geográficas del campo, son:
Latitud: 0°,46´,32” Sur.
Longitud: 76°,06´ Oeste.
Figura 3. Ubicación del Campo Tiputini – Bloque 43.
(GOOGLE, 2018)
El yacimiento identificado en el campo Tiputini es la arena M1.
Arenisca M1
Esta formación hacia la base corresponde a canales fluviales, debido a la
ausencia de fósiles marinos en las muestras analizadas. Es una arenisca
con lutitas de ambiente marino somero reductor, generalmente una arenisca.
30
3.2. DETERMINACIÓN DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN
DEL CAMPO TIPUTINI
La producción del campo Tiputini inicio en agosto del 2016 con una
producción inicial de 2 000 BPPD y un corte de agua de 0%, en la actualidad
este campo se encuentra produciendo un total de 166 297.84 BFPD con un
corte de agua de 74.02 %, esta producción se divide en tres pads que
conforman la locación, los cuales son pad A, pad C y pad D.
En base a la planificación realizada para el desarrollo del campo, se
pronostica una producción para finales del año 2019 de 360 000 BFPD con
un corte de agua que alcanza los 85%.
3.2.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-A
Para la determinación de la producción del Pad A, se analiza las pruebas de
producción de los 18 pozos que conforman este Pad, información referente
al 20 de marzo del 2018, obteniendo los siguientes resultados:
Tabla 1. Producción de pozos locación Tiputini-A (2018).
POZO GROSS OIL WAT BSW
GAS API @ 60F BFPD BPPD BWPD Lab.
TPTA-021M1 8 344 1 335 7 009 84.0 39 14.2
TPTA-022M1 8 715 871 7 844 90.0 29 14.2
TPTA-023M1 9 018 1 984 7 034 78.0 54 14.3
TPTA-024M1 8 223 1 809 6 414 78.0 35 14.4
TPTA-025M1 5 399 918 4 481 83.0 28 14.5
TPTA-027M1 2 200 220 1 980 90.0 14 14.2
TPTA-029M1 9 109 547 8 562 94.0 22 13.8
TPTA-031M1 4 399 748 3 651 83.0 31 14.3
TPTA-033M1 4 259 852 3 407 80.0 41 14.1
TPTA-035M1 1 820 619 1 201 66.0 19 14.1
TPTA-036M1 2 330 1 258 1 072 46.0 32 14.1
TPTA-038M1 5 970 597 5 373 90.0 24 14.6
TPTA-039M1 1 326 743 583 44.0 12 14.2
TPTA-043HM1 3 360 2 016 1 344 40.0 39 14.1
TPTA-044M1 7 164 716 6 448 90.0 20 14.4
TPTA-045M1 9 890 593 9 297 94.0 20 14.6
TPTA-046M1 1 270 1 257 13 1.0 47 14.5
TPTA-047M1 2 198 1 407 791 36.0 50 13.6
(Fuentes y Cruz, 2018)
31
3.2.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-C
Para conocer la producción del Pad C, se analiza las pruebas de producción
de los 25 pozos que conforman este Pad, información referente al 20 de
marzo del 2018, obtenido los siguientes resultados.
Tabla 2. Producción de pozos locación Tiputini-C (2018).
POZO GROSS OIL WAT BSW
GAS API @ 60F BFPD BPPD BWPD Lab.
TPTC-002M1 638 625 13 2.0 10 14.2
TPTC-003M1 426 290 136 32.0 10 14.2
TPTC-004M1 211 198 13 6.0 74 14.4
TPTC-005M1 712 711 1 0.1 24 14.2
TPTC-006M1 5 473 1 532 3 941 72.0 22 13.9
TPTC-007M1 601 597 4 0.6 17 14.6
TPTC-008M1 267 252 15 5.6 4 14.8
TPTC-009M1 919 423 496 54.0 11 14.5
TPTC-010M1 1 867 411 1 456 78.0 13 14.5
TPTC-011S1M1 4 161 208 3 953 95.0 12 13.8
TPTC-012M1 1 051 883 168 16.0 17 14.3
TPTC-013M1 1 041 750 291 28.0 14 14.8
TPTC-014M1 947 928 19 2.0 156 14.3
TPTC-015M1 5 505 495 5 010 91.0 18 13.8
TPTC-016M1 2 901 870 2 031 70.0 18 13.6
TPTC-017M1 1 901 1 597 304 16.0 25 14.3
TPTC-018M1 230 225 5 2.0 110 14.1
TPTC-026M1 8 045 965 7 080 88.0 24 14.0
TPTC-028M1 643 508 135 21.0 7 14.3
TPTC-030M1 1 043 939 104 10.0 17 13.8
TPTC-040M1 2 001 1 601 400 20.0 26 14.3
TPTC-042M1 1 604 1 492 112 7.0 26 14.3
TPTC-056M1 930 465 465 50.0 14 14.1
TPTC-058M1 2 342 2 178 164 7.0 31 14.2
(Fuentes y Cruz, 2018)
3.2.3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-D
Para conocer la producción del Pad D, se analiza las pruebas de producción
de los 9 pozos que conforman este Pad, información referente al 20 de
marzo del 2018, obtenido los siguientes resultados.
32
Tabla 3. Producción de pozos locación Tiputini-D (2018).
POZO GROSS OIL WAT BSW GAS API @ 60F
BFPD BPPD BWPD Lab.
TPTD-048M1 1 208 966 242 20.0 44 14.9
TPTD-049HM1 650 647 3 0.5 232 14.4
TPTD-050M1 281 280 1 0.5 95 14.2
TPTD-052HM1 1 199 1 187 12 1.0 28 14.1
TPTD-053M1 2 610 1 383 1 227 47.0 35 14.0
TPTD-054M1 4 352 1 219 3 133 72.0 28 14.1
TPTD-055HM1 3 145 3 114 31 1.0 48 14.6
TPTD-057M1 484 484 0 0.1 71 14.5
TPTD-061M1 2 763 1 547 1 216 44.0 25 14.2
(Fuentes y Cruz, 2018)
Mediante la información de la producción de cada pozo, se obtiene una
producción total del campo Tiputini (Tabla 4), referente al mes de marzo del
2018:
Tabla 4. Producción total de los pozos de cada Pad (2018).
POZO GROSS OIL WAT GAS BSW API @
60F
BFPD BPPD BAPD MSCF
PAD A 94 994 18 490 76 504 556 80.53 14.2
PAD C 45 459 19 143 26 316 700 57.88 14.2
PAD D 14 343 10 827 5 865 606 40.89 14.2
TOTAL 166 297.84 43 208.17 123 089.67 1,862 74.02 14.2
(Fuentes y Cruz, 2018)
3.2.4. PRODUCCIÓN ACTUAL Y PRODUCCIÓN ESTIMADA
Mediante el promedio de producción diaria del campo en 2016 y la
producción actual, se realiza un estimado de producción para el año 2019
(Tabla 5), con la finalidad de realizar el dimensionamiento de los equipos.
Tabla 5. Datos de la proyección del campo Tiputini hasta el año 2019.
AÑO Petróleo (BPPD)
Agua (BAPD)
Gas (MPCSD)
Fluido (BFPD)
Corte de agua (%)
2016 2 000 162 465.5 2 162 7.49
2017 47 857.16 69 366.08 931 117 223.24 59.17
2018 43 208.17 123 089.67 1 862 166 297.84 74
2019 54 000 306 000 7 448 360 000 85
(Fuentes y Cruz, 2018)
33
3.3. DETERMINACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE
LOS FLUIDOS
3.3.1. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO (PETRÓLEO-AGUA)
3.3.1.1. Propiedades de los fluidos a condiciones de operación de los
equipos en superficie
Para el cálculo de las características del fluido a condiciones de operación
de los equipos de superficie, se utilizó una serie de fórmulas las cuales
parten de datos obtenidos en la base de datos de la ARCH (Tabla 5 y 6),
esta resolución de parámetros se determinó en base a diferentes
temperaturas y condiciones de fluido.
Tabla 6. Temperaturas de operación de los equipos en superficie.
PARÁMETROS VALORES UNIDADES
SEPARADOR TRIFASICO
Temperatura de entrada del fluido 110.0 ºF
Temperatura de salida del fluido 105.0 ºF
Temperatura de operación 107.5 ºF
INTERCAMBIADOR DE CALOR
Temperatura de entrada del fluido 100.0 ºF
Temperatura de salida del fluido 240.0 ºF
Temperatura de operación 159.9 ºF
CALDERO DE VAPOR
Temperatura de entrada de agua 100.0 ºF
Temperatura de salida del vapor 360.0 ºF
SCRUBBER VERTICAL
Temperatura de entrada del gas 100.0 ºF
Temperatura de salida del gas 90.0 ºF
Temperatura de operación 94.9 ºF
BOMBAS BOOSTER ( salida del intercambiador de calor)
Temperatura de entrada del fluido 240.0 ºF
Temperatura de salida del fluido 240.0 ºF
SISTEMA DE TRANSFERENCIA ( envió de fluido de las facilidades tempranas a la central de bombeo)
Temperatura de entrada del fluido 210.0 ºF
Temperatura de salida del fluido 200.0 ºF
Temperatura de operación 204.9 ºF
34
Con las ecuaciones descritas en el anterior capítulo, para la determinación
de las propiedades del fluido y las temperaturas de operación de la tabla 6,
se determina la gravedad API, gravedad específica, densidad del fluido/gas,
viscosidad del fluido/gas, parámetros los cuales intervienen en el cálculo de
las dimensiones de los equipos de superficie. Una vez realizados los
cálculos se obtiene las siguientes tablas de resultados:
Tabla 7. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones normales
60°F y 14.7 psi.
PARÁMETROS VALORES UNIDADES
API del crudo 14 ºAPI
Gravedad específica del crudo 0.9712 -
Corte de agua 85 % volumen
En base a los datos referentes a las características de los fluidos (tabla 7)
como son API, gravedad específica y corte agua, se inició los cálculos para
la determinación de las características a condiciones de operación de los
equipos.
Tabla 8. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de operación del
separador trifásico 107.5°F y 80 psi.
PARÁMETROS VALORES UNIDADES
SEPARADOR TRIFASICO
API del crudo 16 ºAPI
Flujo de petróleo 54 000 BPPD
Flujo de agua 306 000 BAPD
Flujo de gas 7.448 MMSCFD
Densidad de la mezcla 61.96 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3
Gravedad especifica de la mezcla 0.9935 -
Densidad del gas 0.246 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3
Viscosidad del gas 1.12 ∗ 10−3 cPoise
Los datos presentes en la tabla 8, los cuales son: el flujo de la fase líquida
(petróleo y agua), flujo de gas y las características de cada uno de ellos,
fueron determinados mediante la utilización de las formulas presentes en el
capítulo anterior, valores los cuales se determinan para la utilización en el
dimensionamiento del separador trifásico.
35
Tabla 9. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de operación del
intercambiador de calor 159.9 °F y 80 psi, con una reducción del 50% de agua para
reinyección.
PARÁMETROS VALORES UNIDADES
INTERCAMBIADOR DE CALOR
Flujo de petróleo 54 000 BPPD
Flujo de agua 153 000 BAPD
Densidad de la mezcla 61.48 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3
Gravedad especifica de la mezcla 0.9858 -
Para el dimensionamiento del intercambiador de calor, es de gran
importancia determinar el flujo de la fase líquida y las características de la
mezcla (petróleo y agua), presentes en la tabla 9, en esta etapa se reduce el
flujo de agua debido a que en el separador trifásico se disminuye un 50% del
total, agua que será enviada para la reinyección en la arena productora con
la finalidad de mantener la presión de fondo.
Tabla 10. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de operación del
caldero de vapor 160 °F y 80 psi.
PARÁMETROS VALORES UNIDADES
CALDERO DE VAPOR
Flujo de petróleo 54 000 BPPD
Flujo de agua 153 000 BAPD
Poder calórico del gas 977.14 BTU/PCN
Presión de vapor 600 psi
Densidad de la mezcla 984.8 Kg / 𝑚3
Se determina el poder calórico del gas empleando la presión de vapor, con
el objetivo de dimensionar la capacidad necesaria del caldero, para procesar
dicha cantidad de flujo de líquido (207 000 BFPD).
Tabla 11. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de operación del
scrubber vertical 94.9 °F y 80 psi.
PARÁMETROS VALORES UNIDADES
SCRUBBER VERTICAL
Flujo de los gases condesados C3+ (GPM) 448.17 bls/día
Flujo de gas 7.448 MMSCFD
Densidad de los gases condesados C3+ (GPM) 34.25 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3
Densidad del gas 0.2513 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3
Viscosidad del gas 1.11 ∗ 10−3 cPoise
Se determina la cantidad de condesando de gas o GPM, debido a que una
vez que la fase gaseosa ingresa al scrubber de gas los compuestos C3+ se
separan en su fase liquida, obteniendo así líquido y gas.
36
Tabla 12. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de operación del
sistema de bombeo con bombas Booster a 240 °F y 80 psi, desde el intercambiador
de calor al sistema de transferencia con bombas shipping.
PARÁMETROS VALORES UNIDADES
BOMBAS BOOSTER
Flujo de petróleo 54 000 BPPD
Flujo de agua 153 000 BAPD
Densidad de la mezcla 61.37 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3
Gravedad especifica de la mezcla 0.9841 -
Presión de entrada del fluido 80 psi
Presión de salida del fluido 100 psi
Tabla 13. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de operación del
sistema de transferencia 204 °F y 80 psi.
PARÁMETROS VALORES UNIDADES
SISTEMA DE TRANSFERENCIA
Flujo de petróleo 54 000 BPPD
Flujo de agua 153 000 BAPD
Densidad de la mezcla 61.40 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3
Gravedad especifica de la mezcla 0.9845 -
Presión de entrada del fluido 100 psi
Presión de salida del fluido 1200 psi
3.3.1.2. Cromatografía de gas
Mediante los datos referentes a la cromatografía del gas de la tabla 14., se
determina el peso molecular, gravedad específica y densidad del gas:
Tabla 14. Cromatografía del gas en el campo Tiputini (Anexo 2).
COMPUESTO PORCENTAJE MOLAR PESO MOLECULAR
Nitrógeno 28.95 14.007
Metano 39.16 16.043
Dióxido de carbono 12.85 44.01
Etano 4.14 30.07
Propano 4.32 44.097
i-Butano 0.85 58.123
n-Butano 1.79 58.123
i-Pentano 0.54 72.15
n-Pentano 0.47 72.15
Hexano 0.31 86.177
Heptano 0.02 100.204
(Calle, 2018)
37
3.3.1.3. Determinación de la gravedad específica y densidad del gas.
Peso molecular del gas: 18.32 𝑙𝑏/𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙
Gravedad específica del gas: 0.6325
Densidad del gas: 3.9 ∗ 10−3 𝑔𝑟
𝑐𝑚3
3.3.1.4. Determinación del poder calórico del gas.
Se determina el poder calórico de los compuestos no condensables (N2,
CO2, etano y metano), de los cuales solo se considera el etano y metano,
debido a que el dióxido de carbono y el nitrógeno, tienen un poder calórico
igual a cero.
Tabla 15. Poder calórico y fracción molar recalculada en base al metano y etano (Anexo 4).
COMPUESTO PORCENTAJE MOLAR PODER CALÓRICO (BTU/PCN)
Metano 90.45 909.4
Etano 9.55 1618.7
𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠 = 977.14 𝐵𝑇𝑈
𝑃𝐶𝑁
El poder calórico del gas de 977.14 𝐵𝑇𝑈
𝑃𝐶𝑁, es empleado en el cálculo del
caldero de vapor, ya que nos indica el poder de combustión y por lo tanto la
cantidad de vapor de agua que se puede obtener en base a este gas.
3.3.1.5. Determinación del contenido de condesados en el gas natural
o GPM.
Se determina el GPM del gas, tomando en cuenta las fracciones y
densidades molares de los gases condensables C3.
Tabla 16. Densidad molar y fracción molar de los compuestos condensables C3+, para el
cálculo del GPM del gas (Anexo 3).
COMPUESTO PORCENTAJE MOLAR
DENSIDAD MOLAR DEL LIQUIDO (gal/lbmol)
Propano 4.32 10.433
i-Butano 0.85 12.386
n-Butano 1.79 11.937
i-Pentano 0.54 13.86
n-Pentano 0.47 13.710
Hexano 0.31 15.565
Heptano 0.02 17.463
38
𝐺𝑃𝑀 = 2.53 𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶3 +
1000 𝑃𝐶𝑁 𝑔𝑎𝑠
De un total de flujo de gas de 7 440 000 pies cúbicos normales de gas, se
obtiene 18 823.2 galones de condensado de C3+ por día.
Densidad de los condesados (GPM).
Tabla 17. Densidad de los compuestos en estado líquido y fracción molar recalculada en
base a los compuestos C3+ (Anexo 3).
COMPUESTO PORCENTAJE MOLAR DENSIDAD DEL LÍQUIDO (lb/gal)
Propano 52.04 4.2268
i-Butano 10.24 4.6927
n-Butano 21.57 4.8691
i-Pentano 6.51 5.2058
n-Pentano 5.66 5.2614
Hexano 3.73 5.5363
Heptano 0.24 5.7364
𝜌𝐺𝑃𝑀 = 4.589𝑙𝑏
𝑔𝑎𝑙
Se determina la densidad del GPM con el objetivo de determinar la potencia
de la bomba para la trasferencia de este condensado desde el scrubber
vertical hacia los tanques de almacenamiento.
3.3.1.6. Obtención de energía eléctrica a partir del gas residual
Se obtiene una producción total de 7 440 000 de pies cúbicos normales de
gas por día, de lo cual se disminuye el gas combustible que será utilizado en
la caldera de gas (2 721 722.95 pies cúbicos normales de gas por día) y el
condensado del gas o GPM (2 522.31 pies cúbicos normales de gas por
día), obteniendo un total de 4 715 754.74 pies cúbicos normales de gas por
día en el año 2019, con este residual de gas y las constantes de
proporcionalidad de unidades (Anexo 6), se determina la cantidad de energía
eléctrica que se pude obtener:
Flujo del residual de gas: 4 715 754.74 𝑃𝐶𝑁
𝑑ì𝑎
Flujo del residual de gas en BTU por hora: 4 715 754 740 𝐵𝑇𝑈
𝑑ì𝑎
Energía eléctrica en base al residual de gas: 1 380 772.99 𝑘𝑤𝑎𝑡𝑡 ℎ𝑜𝑟𝑎
Estimado de ingreso diario por energía eléctrica:
55 230.92 𝑑ó𝑙𝑎𝑟𝑒𝑠 𝑎𝑚𝑒𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑜𝑠
39
3.3.1.7. Determinación del factor de compresibilidad.
Con los valores de presión y temperatura pseudoreducida, nos dirigimos a la
gráfica de factores de compresibilidad de Standing y Katz (Anexo 1),
mediante interpolación determinados el factor de compresibilidad del gas:
Factor de compresibilidad: 0.95
Debido a la presencia de gases agrios (CO2 y N2), en la cromatografía del
gas se debe corregir el factor de compresibilidad:
Factor de compresibilidad corregido: 0.98
3.4. REDISEÑO DE EQUIPOS Y UNIDADES NECESARIAS EN
LAS FACILIDADES TEMPRANAS
3.4.1. DISEÑO DE SEPARADOR TRIFÁSICO (FREE WATER
KNOCKOUT)
Para el diseño de los separadores se necesita conocer los parámetros que
interviene en el funcionamiento del equipo, analizando así las propiedades
de los fluidos. Se establece la secuencia de cálculos, para el diseño de un
separador trifásico, mediante los datos de ingreso del fluido (Tabla 8).
Velocidad de asentamiento de la gota de fluido: 3.17 𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜
Número de Reynolds: 3 787.95 (Flujo de transición)
Coeficiente de arrastre: 0.40
Se recalcula la velocidad de asentamiento de la gota de fluido, numero de
Reynolds y coeficiente de arrastre hasta obtener convergencia:
Velocidad de asentamiento de la gota de fluido: 2.93 𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜
Número de Reynolds: 3 501.17
Coeficiente de arrastre: 0.40
Constante de Souders y Brown (K): 4.07 ∗ 10−3
Capacidad del gas: 21.68 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠 − 𝑝𝑖𝑒𝑠
40
Diámetro base del separador trifásico: 8.07 𝑝𝑢𝑙𝑔
Tabla 18. Determinación de los diámetros base, longitud efectiva y longitud entre costuras
del FWKO, para tratamiento de gas.
d (pulg) Leff (pies) Lss (pies) R
8.07 2.68 3.35 4.98
10 2.21 3.04 3.65
12 1.84 2.84 2.84
14 1.58 2.74 2.35
16 1.38 2.71 2.03
La relación de Slenderness, para separadores trifásicos, tiene valores entre
3 y 5, por lo cual se requiere un separador con un diámetro de 10 pulgadas y
una longitud entre costuras de 3.04 pies para el tratamiento de 1.826
MMSCFD.
Capacidad de retención de líquido: 255 600 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠 − 𝑝𝑖𝑒𝑠
Para determinar la sección de capacidad de líquido se asume diámetros,
hasta obtener una relación de Slenderness igual a la del gas:
Tabla 19. Determinación de los diámetros base, longitud efectiva y longitud entre costuras
del FWKO, para tratamiento de líquido.
d (pulg) Leff (pies) Lss (pies) R
100 25.56 34.08 4.09
110 21.12 28.17 3.07
120 17.75 23.67 2.37
130 15.12 20.17 1.86
140 13.04 17.39 1.49
Según la relación de Slenderness las dimensiones para la sección de
recolección de líquido son de 110 pulgadas de diámetro y 28.17 pies de
longitud de costura a costura.
Una vez determinadas las longitudes de la capacidad del líquido y la
capacidad del gas, se selecciona las longitudes mayores, debido a que esta
longitud garantiza que la fase con una menor longitud se separe con mayor
facilidad, debido a que el separador tiene una mayor longitud.
41
3.4.2. DISEÑO DE INTERCAMBIADORES DE CALOR (TUBO Y
CARCAZA)
Se busca diseñar un intercambiador de calor de tubo y carcaza, que sea
capaz de realizar el procesamiento de un fluido con las características
presentes en la tabla 9. El procesamiento de fluido hasta el 2019 da un total
de 207 000 BFPD, por lo cual se establece instalar un total de 4
intercambiadores, dando un total de 51 750 BFPD, para cada
intercambiador:
Caudal del fluido: 342.81 𝑚3
ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
Flujo másico de fluido: 337 359.32 𝑘𝑔
ℎ𝑜𝑟𝑎
Calor específico del agua: 0.99 𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 ℉
Calor específico del petróleo: 0.473 𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 ℉
Calor específico de la mezcla: 1.11 𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒
𝑘𝑔 𝐾
Calor necesario para calentar la mezcla: 29 133 676.16 𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒
ℎ𝑜𝑟𝑎
Promedio logarítmico de las temperaturas: 108.84 𝐾
Se asume un valor de coeficiente integral de transferencia 𝑈𝑜 , en base a las
tablas de coeficiente de calor del libro de recuperación térmica de Douglas
Alvarado, obteniendo un valor de 8.3 𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒
𝑚2 𝑠𝑒𝑔. 𝐾
Área de transferencia del intercambiador de calor: 8.95 𝑚2
Área de transferencia calculada es el área de los tubos, para lo cual
se le incrementa un 20% para la distancia entre tubos y carcaza:
10.74 𝑚2
Volumen del intercambiador de calor necesario para el tratamiento
óptimo de los fluidos en superficie: 52.41 𝑚3
42
3.4.3. DISEÑO DEL CALDERO DE VAPOR
Se busca diseñar un caldero de vapor el cual sea capaz de realizar el
procesamiento del fluido esperado en el año 2019, con un total de 207 000
BFPD:
Caudal del fluido (petróleo y agua): 1 371.22 𝑚3
ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
Flujo másico del fluido (petróleo y agua): 1 350 377.46 𝑘𝑔
ℎ𝑜𝑟𝑎
Calor específico del agua: 0.99 𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 ℉
Calor específico del petróleo: 0.473 𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 ℉
Calor específico de la mezcla: 1.11 𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒
𝑘𝑔 𝐾
Calor necesario para el calentamiento del fluido (petróleo y agua):
2 659 504 367 𝐵𝑇𝑈
𝑑𝑖𝑎
Calor total de vapor para una presión de 600 psi: 1 213.47 𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟
Caudal total de vapor: 2 191 652.34 𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟
𝑑𝑖𝑎
Cantidad de gas empleado para la obtención del vapor necesario en el
óptimo funcionamiento del caldero:
𝑄𝑔𝑎𝑠 = 2 721 722.95 𝑃𝐶𝑁
𝑑𝑖𝑎
Se necesita implementar un caldero de vapor, el cual sea capaz de tratar un
total de 2 191 652.34 libras de vapor por día, con un porcentaje de 20% más
de capacidad, así mismo, una cantidad de 2 721 722.95 pies cúbicos
normales de gas día, para el calentamiento de vapor de agua.
3.4.4. DISEÑO DE SCRUBBER VERTICAL
Se establece la siguiente serie de cálculos, para la determinación de las
dimensiones del scrubber vertical:
Constante “K” para la evaluación: 0.35
43
Flujo de gas a condiciones operacionales: 16.21 𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜
El caudal total de operación es de 16.21 𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔, obteniendo un caudal de gas
para cada equipo de 8.12 𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔.
Velocidad crítica del fluido: 4.07 𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜
Área de sección transversal: 1.99 𝑝𝑖𝑒𝑠2
Diámetro interno del recipiente: 1.59 𝑝𝑖𝑒𝑠
Para determinar el volumen de retención de fluido se utiliza el flujo de GPM
anteriormente determinado y se divide para cada scrubber con un total de
0.015 pies cúbicos por segundo:
Volumen de retención de GPM: 1.35 𝑝𝑖𝑒𝑠3
Altura de líquido en el recipiente: 0.68 𝑝𝑖𝑒𝑠
Diámetro de boquilla de entrada de gas: 1.35 𝑝𝑖𝑒𝑠
Diámetro de boquilla de salida de gas: 0.78 𝑝𝑖𝑒𝑠
Diferencia de altura entre la malla y la boquilla de salida: 0.41 𝑝𝑖𝑒𝑠
Altura total del separador: 8.44 𝑝𝑖𝑒𝑠
Para el tratamiento de la cantidad y tipo de fluido presente en el campo se
necesita dos scrubbers horizontales de 8.44 𝑝𝑖𝑒𝑠 de altura, 1.59 𝑝𝑖𝑒𝑠 de
diámetro interno del equipo y un área de sección transversal de 1.99
𝑝𝑖𝑒𝑠2 cada uno.
3.4.5. BOMBAS BOOSTER
Para el cálculo de las bombas Booster, se realizó los siguientes cálculos:
Carga hidráulica: 57.44 𝑚
Potencia de la bomba: 25.33 𝐻𝑃
44
Se necesita 6 bombas Booster de una potencia de 25.33 HP cada una, las
cuales están constituidas por 4 bombas en funcionamiento y 2 en backup.
3.4.6. SISTEMA DE BOMBEO PARA EL FLUJO DE CONDESADOS DE
GAS O GPM
Para el cálculo de las bombas empleadas en la trasferencia de condensado
de gas o GPM, se realiza los siguientes cálculos:
Altura del condensado de gas o GPM: 4.52 𝑝𝑖𝑒𝑠
Carga hidráulica: 101.31 𝑚
Potencia de la bomba: 5.18 𝐻𝑃
Se necesita 2 bombas, las cuales tengan una potencia de 5.18 HP cada una,
con un tiempo de funcionamiento de 10 minutos debido a que el flujo de
GPM es demasiada bajo y al tener un funcionamiento constante se obtendría
cavitación.
3.4.7. SISTEMA DE TRANSFERENCIA (BOMBAS SHIPPING)
Para el cálculo del sistema de transferencia con la utilización de bombas
shipping, se emplea las siguientes ecuaciones:
Carga hidráulica: 801.99 𝑚
Potencia de la bomba: 353.67 𝐻𝑃
Se necesita 6 bombas Shipping de una potencia de 353.67 HP cada una, las
cuales están constituidas por 4 bombas en funcionamiento y 2 en backup.
3.5. PLANIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN
LAS FACILIDADES TEMPRANAS
3.5.1. FACILIDADES TEMPRANAS ACTUALES
Las facilidades actuales están conformadas por los siguientes equipos:
45
Tabla 20. Capacidades actuales de los equipos presentes en las facilidades tempranas de
la CPT.
EQUIPO CANTIDAD CAPACIDAD UNIDADES
Separadores trifásicos (FWKO) 3 52.04 𝑚3
Intercambiador de calor 1 50.32 𝑚3
Bombas Booster 6 50 HP
Bombas de transferencia con bombas shipping
4 235 HP
Scrubber vertical 2 0.58 𝑚3
3.5.2. FACILIDADES TEMPRANAS DISEÑADAS
Las facilidades necesarias para realizar el tratamiento de fluido esperado
hasta el 2019 deben estar constituidas por los siguientes equipos:
Tabla 21. Capacidades propuestas de los equipos para el tratamiento del fluido esperado
para el año 2019, en las facilidades tempranas de la CPT.
EQUIPO CANTIDAD CAPACIDAD UNIDADES
Separadores trifásicos (FWKO) 4 52.14 𝑚3
Intercambiador de calor 4 52.41 𝑚3
Bombas Booster 6 25.33 HP
Bombas para el condensado de gas o GPM
2 5.18 HP
Bombas de transferencia con bombas shipping
6 353.67 HP
Scrubber vertical 2 0.48 𝑚3
Mechero 3 3.7 MMSCFD
Con este número de equipos y en las respectivas dimensiones anteriormente
determinadas, se espera un óptimo tratamiento de fluido en superficie para
el año 2 019.
3.6. IMPLEMENTACIÓN DEL PROCESO
Se establece los diagramas de flujo de las facilidades tempranas de
superficie:
46
3.6.1. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES ACTUALES
Figura 4. Diagrama planta actual.
Se establece la ubicación y el número de equipos que se encuentran
actualmente en la central de procesos Tiputini (figura 4), equipos diseñados
para el tratamiento del fluido hasta finales del año 2018.
47
3.6.2. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES PROPUESTAS
Figura 5. Diagrama planta propuesta.
Se establece el diagrama de flujo de las facilidades propuestas para el
tratamiento de fluido estimado al año 2019, el número y las capacidades
está diseñado en base a los cálculos realizados en el presente trabajo de
titulación.
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
48
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1. CONCLUSIONES
El campo Tiputini se encuentra ubicado en el Bloque 43, el mismo que
se encuentra conformado por 52 pozos en producción, los cuales
acumulan un total de 166 297.84 barriles de fluido por día y se espera
un estimado de 360 000 barriles de fluido por día para finales del año
2019, con esta producción se realizó el dimensionamiento de los
equipos en superficie.
Mediante los cálculos desarrollados en el presente proyecto se
concluye que existe la necesidad de implementar nuevos equipos
debido a que los que actualmente se encuentran en funcionamiento
no satisfacen la demanda de fluido proyectado, concluyendo con un
aumento del 100% de la presente capacidad.
Para el redimensionamiento de los equipos se determinó las
características físico-químicas del fluido (petróleo y agua) que
procesara cada uno de ellos, en base a las presiones y temperaturas
de operación, debido a que el fluido se ve afectado sus características
en base a estos parámetros.
Se evidencia el aumento de producción de gas el mismo que puede
ser implementado para la producción de vapor de agua, en los
calderos de vapor o como combustible para la generación eléctrica,
energía que puede ser utilizada para el funcionamiento de los equipos
de superficie.
4.2. RECOMENDACIONES
Se recomienda determinar las características del fluido en base a las
temperaturas y presiones de los equipos en superficie, con esto se
logra una mayor exactitud en el dimensionamiento de los mismos.
Se recomienda implementar los equipos propuestos, debido a que
con los actuales no se obtendrá un óptimo tratamiento de fluido y no
se cumplirá con las capacidades necesarias para el 2019.
Se debe implementar una tubería de acero inoxidable, la misma que
trasportara el agua para reinyección desde la descarga de los
separadores, hasta la reinyección en el PAD-C, el cual cuenta con las
49
facilidades para reinyectar a las arenas U y T, debido a que los
yacimientos del campo son de empuje hidráulico, el corte de agua es
muy alto y la planta no puede procesar y bombear hacia las
facilidades de los bloques 31 y 12.
Se recomienda realizar un estudio con la finalidad de establecer un
método de utilización del residual de gas como fuente energética en la
producción de electricidad.
5. BIBLIOGRAFÍA
50
5. BIBLIOGRAFÍA
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https://www.google.com.ec/maps/place/Bloque+43+-+Campo+ITT+-
+Tiputini/@-0.778321,-
76.1548731,198702m/data=!3m1!1e3!4m12!1m6!3m5!1s0x91d90da9
b5c55273:0xa73cd2e74d2998aa!2sBloque+43+-+Campo+ITT+-
+Tiputini!8m2!3d-0.8388741!4d-
75.565832!3m4!1s0x91d90da9b5c552
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Tabarrozzi, E. (1999). Sistema de tratamiento free water knockout - FWKO.
Argentina: Institucional.
6. ANEXOS
52
6. ANEXOS
ANEXO 1.
Gráfica de Standing Katzz
(Craft y Hawkins, 1968)
53
ANEXO 2.
Constantes físicas de los compuestos con sus respectivas
presiones y temperaturas críticas
Compuesto Fórmula Peso Molecular Constantes críticas
Presión, psi Temperatura, °F
Metano CH4 16.043 667.0 -116.66
Etano C2H6 30.070 707.8 90.07
Propano C3H8 44.097 615.0 205.92
Isobutano C4H10 58.123 527.9 274.41
n-Butano C4H10 58.123 548.8 305.51
Isopentano C5H12 72.150 490.4 368.96
n-Pentano C5H12 72.150 488.1 385.7
n-Hexano C6H14 86.177 439.5 451.8
n-Heptano C7H16 100.204 397.4 510.9
(Craft y Hawkins, 1968)
ANEXO 3.
Constantes físicas de los compuestos con sus respectivas
densidades de líquido en libras/galón y galón/ libra mol
Compuesto Fórmula Densidad del líquido
Lb / galón Galón / lbmol
Metano CH4 2.5 6.4172
Etano C2H6 2.9696 10.126
Propano C3H8 4.2268 10.433
Isobutano C4H10 4.6927 12.386
n-Butano C4H10 4.8691 11.937
Isopentano C5H12 5.2058 13.860
n-Pentano C5H12 5.2614 13.713
n-Hexano C6H14 5.5363 15.566
n-Heptano C7H16 5.7364 17.468
(Kidnay, Parrish, y McCartney, 2011)
54
ANEXO 4.
Constantes físicas de los compuestos con su respectivo
poder calórico
Compuesto Fórmula Poder calórico
BTU/pie3 @ 14.7 psi
Metano CH4 909.4
Etano C2H6 1 618.7
Propano C3H8 2 314.9
Isobutano C4H10 3 000.4
n-Butano C4H10 3 010.8
Isopentano C5H12 3 699.0
n-Pentano C5H12 3 706.9
n-Hexano C6H14 4 403.8
n-Heptano C7H16 5 100.0
(Kidnay, Parrish, y McCartney, 2011)
ANEXO 5.
Localización de los parámetros establecidos para el cálculo
de la altura del scrubber vertical
55
ANEXO 6.
Constantes de proporcionalidad para el cambio de unidades
de medida
Unidad Multiplicado por Se obtiene
1 BTU 0.001 Pies cúbicos normales de gas
1 BTU 2.928 *10-4 Kilowatt hora
1 Kwatthora 0.04 Centavos de dólar (Ecuador)
(Banzer, 1996)
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