II  

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

“ESTUDIO TÉCNICO PARA EL MEJOR APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO PROVENIENTE DE LOS POZOS

PETROLEROS PARA UTILIZARLO EN GENERADORES CON MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA PARA EVITAR SU

QUEMA Y DESPERDICIO EN EL ÁREA AUCA.”

TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

AUTOR:

KLEVER PATRICIO CAIZA ANDRANGO

DIRECTOR DE TESIS

ING. LUIS CALLE

QUITO-ECUADOR

2009

III  

“Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor”, y firma autógrafa.

___________________

Klever Patricio Caiza

171764346-2

IV  

 

V  

VI  

Dedicatoria

edico este proyecto y toda mi carrera universitaria a Dios por ser quien

ha estado a mi lado en todo momento dándome las fuerzas necesarias

para continuar luchando día tras día y seguir adelante rompiendo todas

las barreras que se me presenten.

Le agradezco a mi madre Rosa Andrango y mi padre Patricio Caiza ya que gracias a

ellos soy quien soy hoy en día, fueron los que me dieron ese cariño y calor humano

necesario, son los que han velado por mi salud, mis estudios, mi educación

alimentación entre otros, son a ellos a quien les debo todo, horas de consejos , de

regaños, de reprimendas de tristezas y de alegrías de las cuales estoy muy seguro que

las han hecho con todo el amor del mundo para formarme como un ser integral y de las

cuales me siento extremadamente orgulloso.

Le agradezco a mis hermanas las cuales han estado a mi lado, han compartido todos

esos secretos y aventuras que solo se pueden vivir entre hermanos y que han estado

siempre alerta ante cualquier problema que se me puedan presentar , María mi

hermanita mas grande, prácticamente hemos vivido las mismas historias, los mismos

pesares y las mismas alegrías, de carácter fuerte y orgullosa pero que me ha demostrado

un amor inigualable, una persona capaz de sacrificarse por el bien de su familia y por

supuesto Erika y Carolina, mis hermanitas que me han traído alegría desde que

nacieron. También les agradezco a mis amigos más cercanos, a esos amigos que

siempre me han acompañado y con los cuales he contado desde que los conocí.

Klever Caiza

D

VII  

Agradecimiento

n primer lugar quiero dar mis más sinceros agradecimientos a la

Universidad Tecnológica Equinoccial por ofrecerme la oportunidad de ser

un profesional integro.

A mi director de tesis Ingeniero Washington Prieto y Luis Calle quien amablemente me

brindó su colaboración en el desarrollo del presente proyecto, sabiéndonos encaminar

de la mejor manera en el cumplimiento de esta meta tan anhelada.

Un agradecimiento al Ministerio de Minas y Petróleos, Petroproducción y Petroextrac

por las facilidades prestadas para el desarrollo del presente proyecto, en cada uno de los

departamentos a donde he acudido.

De una manera muy especial agradezco al Ing. Washington Prieto, quien amas de ser

un excelente profesional ha llegado a ser un buen amigo, por su valioso tiempo y

compartir conmigo su experiencia y conocimiento durante la dirección del presente

proyecto.

También agradezco a todas las personas que me han apoyado una y otra vez entre los

cuales se encuentran, Salomón Moran, Freddy Alcivar, Carmita Miniguano, Margarita

Sampedro, Darío Llerena, Mauro Suarez, Fausto Ramos, Miguel Quiñones, Fabián

Palomino y todos aquellos a quien no menciono por lo extensa que sería la lista.

A mi familia por todos estos años de apoyo y porque han sido comprendedores en los

buenos y malos momentos.

Klever Caiza

E

  

Índice General

Págs.

Carátula……………………………………………………………..……….... II

Declaración de autor………………………………..………………………… III

Carta director de tesis…………………..…………………………………..… IV

Carta de empresa………………………………………..…………………..… V

Dedicatoria……………….………………….………………………………... VI

Agradecimiento…………………………….……………….……………….... VII

Índice de contenido…………………………………………………………… VIII

Índice de cuadros……………………………………………………………... XIX

Índice de diagramas…………………………………………………………... XX

Índice de ecuaciones………………………………………………………….. XXI

Índice de figuras………………………………………………………………. XXI

Índice de fotos………………………………………………………………… XXII

Índice de formulas……………………………………………………………. XXII

Índice de gráficos………………………………………………………..……. XXIII

Índice de tablas.………………………………………………………………. XXIII

Índice de anexos………………………………………………………………. XXVI

Resumen………………………………………………………………………. XXVII

Summary……………………………………………………………………… XXVIII

VIII  

Índice de Contenido

CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN

Págs.

1. Introducción……………………………………………………..……….... 1

1.1. Importancia practica del estudio………………………………..…… 2

1.2. Situación actual del tema de investigación…………………..……… 4

1.3. Limitaciones del estudio………………………………………..…… 4

1.4. Planteamiento del problema……………….………………….……... 5

1.5. Objetivo general…………………………….……………….………. 7

1.6. Objetivos específicos…………………………………..……………. 7

1.7. Justificación del estudio…………………….…….…………………. 8

1.8. Idea a defender………………………….….………………………... 10

1.9. Metodología……………………………………………………..…... 11

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

Págs.

2. Marco Teórico………………………………………………………...… 14

2.1. Gas natural………………………………….……………………..…. 14

2.1.1. Origen……………………….……………………...………….. 16

2.1.2. Tipos………………………………………………...…….…... 16

2.1.2.1. Por su origen………………………………........……. 17

IX  

Págs.

2.1.2.2. Por su composición…………………...……..………. 17

2.1.2.3. Por su almacenamiento………………...…….…….… 18

2.2. Yacimiento de gas……………………………………......………….. 18

2.3. Relación Gas-Aceite (GOR)………………………………………… 19

2.4. Leyes y constantes físico químicas del Gas…………..……...……... 19

2.4.1. Ecuación de estado de los gases……………………...……….. 20

2.4.2. Ecuación de estado para gases reales…………………………. 21

2.4.3. Ecuación general de los gases ideales……………………….... 22

2.4.3.1. Ley de Boyle-Mariotte…………………..…………... 23

2.4.3.2. Ley de Gay Lussac……………………...…………… 24

2.4.3.3. Leyes de Charles……………………………………... 25

2.5. Ciclo de Carnot………………………………...……………………. 26

2.5.1. Etapas del ciclo de Carnot…………...…………………...…... 28

2.5.2. Teoremas de Carnot………………………………………….. 33

2.5.3. Rendimiento del ciclo de Carnot………………..……...……. 33

2.6. Propiedades físico - químicas del gas……………………………….. 34

2.6.1. Calor Específico o Capacidad Calorífica del Gas…………….. 34

2.6.2. Cantidad de Sustancia………………………………………… 34

2.6.3. Caloría…………………………………….………...………… 35

2.6.4. BTU………………………………………………….………... 35

2.6.5. Entalpía………………………………………………………... 35

2.6.6. Punto de Rocío………………………………………..………. 35

X  

Págs.

2.6.7. Calor Latente de Vaporización……………………..…………. 36

2.6.8. Poder calorífico………………………………………….…… 37

2.7. Proceso o Fenómeno de Condensación…………………………..…. 40

2.7.1. Diagrama de Fase………………………………….………….. 41

2.7.2. Punto Crítico……………………………………..…………… 42

2.7.3. Condensador………………………………………………...… 43

2.7.4. Función del condensador………………………...……….…… 43

2.8. Refrigeración…………………………………………………..……. 44

2.9. Tamices Moleculares…………………………………..……………. 44

2.9.1. Granulometría de Tamices……………………………………. 45

2.9.2. Gel Silice……………………………………………………… 46

2.9.2.1. Propiedades…………………………………………... 46

2.10. Cromatografía de gases……………………………………………. 47

2.10.1. Gas portador……………………………………………….. 48

2.11. Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el

sector petrolero nacional………………………...……………………

49

2.11.1. La negociación internacional.................................................. 49

2.11.2. El mecanismo de desarrollo limpio....................................... 50

2.12. Aplicaciones……………………………………………….............. 51

2.12.1. Principales usos del gas natural por sector productivo……. 52

2.12.1.1. Gas en plantas de producción de petróleo……....... 52

2.12.1.2. Gas para generación eléctrica……………..............52

XI  

Págs.

2.12.1.3. Gas para uso vehicular…………………………… 53

2.12.1.4. Gas para la industria……………………………… 53

2.12.1.5. Especificaciones para el uso……………………… 53

2.12.1.6. Ventajas…………………………………………... 53

2.13. Transporte……………………………………………………….… 54

2.14. Energía y política ambiental……………………………………….. 55

2.14.1. Energía…………………………………………………….. 55

2.14.2. Política ambiental………………………………………….. 56

CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS AUCA CENTRAL, AUCA

SUR, YUCA, ANACONDA, YULEBRA, CULEBRA Y CONONACO

Págs.

3. Cálculo de petróleo y gas inicial en el yacimiento…………………..... 59

3.1. Método volumétrico…………………………………………….... 59

3.2. Cálculo de reservas de petróleo………………………………….. 60

3.3. Calculo de reservas de gas……………………………………….. 61

3.4. Reservas remanentes de petróleo y gas…………………………... 61

3.5. Proyección de producción de petróleo y gas…………………….. 62

3.6. Campo Auca……………………………………………………... 63

3.6.1. Generalidades……………………….................................... 63

3.6.2. Geología………………………………………………….... 65

XII  

Págs.

3.6.2.1. Estructura………………………………………….. 65

3.6.2.2. Estratigrafía………………………………………... 66

3.6.3. Instalaciones de superficie…………………………………. 66

3.6.3.1. Estaciones de producción………………………… 66

3.6.3.1.1. Estación Auca Central……………………. 67

3.6.3.1.2. Estación Auca Sur………………………... 68

3.6.3.1.3. Mini Estación Auca Sur 1-2-3-4…………. 69

3.6.4. Producción de petróleo y gas………………………............. 69

3.6.5. Análisis cromatográfico del campo Auca Central y Sur…... 72

3.6.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas

asociado…………………………………………………………... 74

3.7. Campo Yuca………………………………………………................ 80

3.7.1. Generalidades…………………………………………………. 80

3.7.2. Geología………………………………………………………. 81

3.7.2.1. Estructura………………………………………............ 81

3.7.2.2. Estratigrafía…………………………………................ 81

3.7.3. Instalaciones de superficie……………………………………. 82

3.7.3.1. Estación de producción………………………………. 82

3.7.4. Producción de petróleo y gas…………………………………. 83

3.7.5. Análisis cromatográfico del campo Yuca…………………….. 85

3.7.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas

asociado…………………………………………………………...

86

XIII  

Págs.

3.8. Campo Anaconda…………………………………………................. 88

3.8.1. Generalidades…………………………………………………. 88

3.8.2. Geología..................................................................................... 89

3.8.2.1. Estructura…………………………………………….. 89

3.8.2.2. Estratigrafía………………………………………….. 90

3.8.3. Instalaciones de superficie……………………………………. 90

3.8.3.1. Estación de producción………………………………. 90

3.8.4. Producción de petróleo y gas…………………………………. 91

3.8.5. Análisis cromatográfico del campo…………………………… 92

3.8.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas

asociado…………………………………………………………... 93

3.9. Campo Yulebra……………………………………………………… 95

3.9.1. Generalidades…………………………………………………. 95

3.9.2. Geología………………………………………………………. 96

3.9.2.1. Estructura…………………………………………….. 96

3.9.2.2. Estratigrafía………………………………………….. 97

3.9.3. Instalaciones de superficie…………………………………… 97

3.9.3.1. Estación de producción………………………………. 97

3.9.4. Producción de petróleo y gas…………………………………. 98

3.9.5. Análisis cromatográfico del campo Yulebra………………….. 100

3.9.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas

asociado…………………………………………………………...

101

XIV  

Págs.

3.10. Campo Culebra……………………………………………............. 103

3.10.1. Generalidades………………………………….................... 103

3.10.2. Geología……………………………………........................ 104

3.10.2.1. Estructura……………………………………….... 104

3.10.2.2. Estratigrafía………………………………………. 105

3.10.3. Instalaciones de superficie…………………………………. 105

3.10.3.1. Estación de producción…………………………... 105

3.10.4. Producción de petróleo y gas………………………………. 106

3.10.5. Análisis cromatográfico del campo Culebra………………. 107

3.10.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas

asociado…………………………………………………………... 108

3.11. Campo Cononaco………………………………………….............. 110

3.11.1. Generalidades……………………………............................ 110

3.11.2. Geología…………………………………………………… 111

3.11.2.1. Estructura………………………………………… 111

3.11.2.2. Estratigrafía….…………………………………… 112

3.11.3. Instalaciones de superficie………………………………… 112

3.11.3.1. Estación de producción…………………………... 112

3.11.4. Producción de petróleo y gas………………….................... 114

3.11.5. Análisis cromatográfico del campo………………………. 115

3.11.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema de gas

asociado…………………………………………………………...

116

XV  

Págs.

3.12. Balance de gas teórico AS – 400 y placa orificio del Área

Auca…………………………………………………………………... 118

3.13. Reportes de producción de gas del Área Auca anual 2008 –

2009…………………………………………………………………... 146

CAPÍTULO IV: SISTEMA MODULAR DE TRATAMIENTO DE GAS PARA

GENERADORES CON MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA CON

SISTEMA BI-COMBUSTIBLE

Págs.

4. Generalidades…………………………………………………………. 153

4.1. Sistema modular de tratamiento de gas…………………………... 153

4.1.1. Datos básicos de proceso…………………………………... 154

4.2. Descripción general del sistema de control…………………….… 154

4.3. Control de proceso………………………………………………... 155

4.3.1. Sistema de deshidratación…………………………………. 155

4.3.1.1. Separador V-100…………………………………. 156

4.3.1.2. Separador V-101……………………………….… 157

4.3.1.3. Separador V-102……………………………….… 158

4.3.2. Intercambiadores de calor (Chillers)………………………. 159

4.3.2.1. Chiller CH-100…………………………………..… 159

4.3.2.2. Chiller CH-101…………………………………… 160

XVI  

Págs.

4.3.3. Torres deshidratadoras…………………………………..… 161

4.3.4. Sistema de refrigeración…………………………………... 162

4.3.5. Endulzamiento del gas……………………………………. 162

4.3.5.1. Torres de regeneración y endulzamiento………… 162

4.4. Sistema de medición de caudal y control de presión de la planta…… 163

4.4.1. Medición de caudal…………………………………………... 163

4.4.2. Control de presión………………………………………….… 164

4.5. Descripción de proceso del sistema modular de tratamiento de

gas…………………………………………………………………….. 164

4.5.1. Condensación…………………………...…………………….. 164

4.5.1.1. Proceso de separación de líquidos……………...……. 164

4.5.1.2. Recuperación de Propano y Butano…………………. 165

4.5.1.3. Endulzamiento de gas………………………………... 167

4.5.1.4. Condensadores...……………………………………… 169

4.6. Sistema bi-combustible…………………………………………….... 170

4.6.1. Descripción del sistema………………………………………. 171

4.6.2. Descripción general del sistema dinámico de control

(SDC)…………………………………………………………...… 172

4.6.2.1. Válvula controladora de flujo (VCF)……………….. 174

4.6.2.2. Válvula reguladora de presión (VRP)……………….. 174

4.6.2.3. Válvula solenoide normalmente cerrada (SV)…….… 174

4.6.2.4. Control y monitoreo……………................................. 174

XVII  

Págs.

4.6.2.4.1. Control…………………………………….... 174

4.6.2.4.2. Interface hombre maquina (HMI)…………... 175

4.6.2.5. Transmisor de presión (PT)……………………….... 175

4.6.2.6. Sensores de temperatura (TE)……………………… 175

4.6.2.7. Sensor de vibración…………………………………. 176

4.6.3. Ventajas ambientales del sistema……………………………... 176

4.6.4. Ventajas técnicas del sistema…………………………………. 176

4.7. Diseño del sistema modular de tratamiento de gas………………….. 177

CAPÍTULO V: ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LOS CAMPOS

AUCA CENTRAL, AUCA SUR, YUCA, ANACONDA, YULEBRA, CULEBRA Y

CONONACO

Págs.

5. Análisis Técnico………………………………….…………………... 185

5.1. Auca Central…………………………………………………...… 185

5.2. Auca Sur……………………………............................................. 185

5.3. Yulebra…………………………………………………………... 186

5.4. Anaconda………………………………………………………… 186

5.5. Yuca…………………………………………………………….... 186

5.6. Culebra…………………………………………………………... 186

5.7. Cononaco………………………………………………………… 187

XVIII  

Págs.

5.8. Análisis Económico…………………………………………….... 187

5.9. Costos……………………………………………………………. 187

5.9.1. Auca Central……………………………………………….. 189

5.9.2. Auca Sur………………………………………………….... 192

5.9.3. Yuca……………………………………………………….. 200

5.10. Ingresos……………………………………………………….... 208

5.10.1. Auca Central………………………….………….……... 208

5.10.2. Auca Sur…………………………….…..……………… 209

5.10.3. Yuca……………………………………………………. 211

5.11. Tiempo de recuperación de la inversión……….....…….….... 212

5.11.1. Auca Central…………………………………...……….. 212

5.11.2. Auca Sur………………………………………………... 213

5.11.3. Yuca…………………………………………………..... 214

CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Págs.

6. Conclusiones………………………………………………………….. 215

7. Recomendaciones…………………………………………………..…. 217

XIX  

ÍNDICE DE CUADROS

Págs.

Cuadro N° 1. Cromatografía de Auca Central………………………….…….. 72

Cuadro N° 2. Cromatografía de Auca Sur………………………………..…... 73

Cuadro N° 3. Producción de gas Auca Central 2008 -2009………………...... 74

Cuadro N° 4. Producción de gas Auca Sur 2008 -2009………………………. 76

Cuadro N° 5. Producción de gas Auca Sur 1-2-3-4 2008 -2009…………..… 78

Cuadro N° 6. Cromatografía Yuca………………………………………….... 85

Cuadro N° 7. Producción de gas Yuca 2008 -2009…………………………... 86

Cuadro N° 8. Producción de gas Anaconda 2008 -2009…………………...… 93

Cuadro N° 9. Cromatografía Yulebra……………………………………...…. 100

Cuadro N°10. Producción de gas Yulebra 2008 -2009……………………….. 101

Cuadro N°11. Producción de gas Culebra 2008 -2009……………………….. 108

Cuadro N° 12. Cromatografía Cononaco……………………………………... 115

Cuadro N°13. Producción de gas Cononaco 2008 -2009…………………….. 116

Cuadro N° 14. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca enero 2009…… 118

Cuadro N° 15. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca enero 2009... 121

Cuadro N° 16. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca febrero2009….. 122

Cuadro N° 17. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca febrero 2009 125

Cuadro N° 18. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca marzo 2009…... 126

Cuadro N° 19. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca marzo 2009.. 129

Cuadro N° 20. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca abril 2009……. 130

Cuadro N° 21. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca abril 2009… 133

XX  

Págs.

Cuadro N° 22. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca mayo 2009….... 134

Cuadro N° 23. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca mayo 2009... 137

Cuadro N° 24. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca junio 2009……. 138

Cuadro N° 25. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca junio 2009... 141

Cuadro N° 26. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca julio 2009……. 142

Cuadro N° 27. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca julio 2009.... 145

ÍNDICE DE DIAGRAMAS

Págs.

Diagrama N° 1 presión-volumen a temperatura constante para un gas ideal.. 20

Diagrama N° 2. Ciclo de Carnot en un diagrama Presión-Volumen……...… 30

Diagrama N° 3. Ciclo de Carnot en función de la presión y el volumen…... 31

Diagrama N° 4. Ciclo de Carnot en función de la temperatura y la entropía. 31

Diagrama N° 5. Cambio de estado………………………………………….. 42

Diagrama N° 6. Análisis estadístico de producción de gas Auca Central....... 75

Diagrama N° 7. Análisis estadístico de producción de gas Auca Sur……..... 77

Diagrama N° 8. Análisis estadístico de producción de gas Auca Sur 1-2-3-4 79

Diagrama N° 9. Análisis estadístico de producción de gas Yuca…………… 87

Diagrama N° 10. Análisis estadístico de producción de gas Anaconda…….. 94

Diagrama N° 11. Análisis estadístico de producción de gas Yulebra……..... 102

Diagrama N° 12. Análisis estadístico de producción de gas Culebra……..... 109

Diagrama N° 13. Análisis estadístico de producción de gas Cononaco…… 117

XXI  

ÍNDICE DE ECUACIONES

Págs.

Ecuación N° 1. Relación Gas-Aceite (GOR)……………………………….. 19

Ecuación N° 2. Ecuación de estado de los gases……………………………. 20

Ecuación N° 3. Ecuación de estado para gases reales…………………........ 21

Ecuación N° 4. Ecuación general de las gases ideales……………………... 23

Ecuación N° 5. Boyle –Mariotte………………………………………….... 23

Ecuación N° 6. Proceso isobaro (de Charles) (n, P ctes.)…………………... 25

Ecuación N° 7. Proceso isocoro (de Gay-Lussac) (n, V ctes.)…………...… 25

Ecuación N° 8. Rendimiento de Carnot……………………………………. 28

Ecuación N° 9. Rendimiento del ciclo de Carnot…………………………... 33

ÍNDICE DE FIGURAS

Págs.

Figura N° 1. Esquema de una máquina de Carnot………………………..…. 26

Figura N° 2. Motor de Carnot……………………………………………….. 27

Figura N° 3. Etapas del ciclo de Carnot…………………………………….. 29

Figura N° 4. Cromatógrafo de gases……………………………………….. 48

Figura N° 5. Operación y desempeño del sistema bi-combustible……...….. 172

Figura N° 6. Elementos constitutivos del sistema dinámico de control….… 173

XXII  

ÍNDICE DE FOTOS

Págs.

Conexión de línea de gas del separador al sistema modular de tratamiento

de gas………………………………………………………………………... 229

Sistema modular de tratamiento de gas……………………………….…...... 229

Tres torres de endulzamiento, dos deshidratadoras y dos calentadores de

gas…………………………………………………………………………… 230

Intercambiador de calor, Chiller 100-1001 y los separadores 100-101-102... 230

Sistema de refrigeración…………….………………………………………. 231

Panel de control……………………………………………………………... 231

Sistema Bi-combustible en Generadores……………………………………. 232

Visita al Campo Yuca……………………………………………………….. 232

ÍNDICE DE FORMULAS

Págs.

Formula N°1. Punto de roció…………………………………………...…… 36

Formula N°2. Cálculo de reservas de petróleo…………………………...… 60

Formula N° 3. Cálculo de reservas de gas…………………………………... 61

Formula N° 4. Reservas remanentes de petróleo y gas……………………... 61

Formula N° 5. Proyección de producción de petróleo y gas………………... 62

XXIII  

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Págs.

Gráfico N° 1 Campo Auca………………………………………………...... 64

Gráfico N° 2 Campo Yuca………………………………………………….. 80

Gráfico N° 3 Campo Anaconda…………………………………………...… 88

Gráfico N° 4 Campo Yulebra……………………………………………….. 88

Gráfico N° 5 Campo Culebra……………………………………………..… 103

Gráfico N° 6 Campo Cononaco…………………………………………...… 110

ÍNDICE DE TABLAS

Págs.

Tabla N° 1. Características Del Gas Natural…………………………...…... 14

Tabla N° 2. Contaminantes Del Gas Natural……………………………….. 15

Tabla N° 3. Características de combustibles……………………………….. 38

Tabla N° 3.1. Características del diesel……………………………………... 39

Tabla N° 4. Características del Campo Auca………………………………. 65

Tabla N° 5. Producción promedio de petróleo de Auca Central y Sur……... 69

Tabla N° 6. Producción promedio de gas de Auca Central y Sur…………. 70

Tabla N° 7. Características del Campo Yuca………………………………. 81

Tabla N° 8. Producción promedio de petróleo Yuca……………………..… 83

Tabla N° 9. Producción promedio de gas Yuca……………………………. 84

Tabla N°10. Características del Campo Anaconda………………………… 89

Tabla N° 11. Producción promedio de petróleo Anaconda………………… 91

XXIV  

Págs.

Tabla N° 12. Producción promedio de gas Anaconda……………………… 92

Tabla N° 13. Características del Campo Yulebra…………………………... 96

Tabla N° 14. Producción promedio de petróleo Yulebra………………...… 98

Tabla N° 15. Producción promedio de gas Yulebra………………………... 99

Tabla N° 16. Características del Campo Culebra…………………………... 104

Tabla N° 17. Producción promedio de petróleo Culebra………………....... 106

Tabla N° 18. Producción promedio de gas Culebra………………………... 106

Tabla N° 19. Características del Campo Cononaco………………………... 111

Tabla N° 20. Producción promedio de petróleo Cononaco………………… 114

Tabla N° 21. Producción promedio de gas Cononaco……………………… 114

Tabla N° 22. Gas de formación promedio diario año 2008 Área Auca……. 146

Tabla N° 23. Gas combustible promedio diario año 2008 Área Auca……... 147

Tabla N° 24. Gas quemado promedio diario año 2008 Área Auca………… 148

Tabla N° 25. Gas de formación promedio diario año 2009 Área Auca……. 150

Tabla N° 26. Gas combustible promedio diario año 2009 Área Auca……... 150

Tabla N° 27. Gas quemado promedio diario año 2009 Área Auca………… 151

Tabla N° 28. Grupo electrógenos de Auca Central……………………......... 189

Tabla N° 29. Grupo electrógenos de Auca Sur…………………………….. 192

Tabla N° 30. Características de carga de combustible del generador 3512… 194

Tabla N° 31. Conversión de Gal/hr a BTU…………………………………. 194

Tabla N° 32. Conversión BTU de diesel a pies cúbicos de gas…………..... 195

Tabla N° 33. Costo actual de consumo de diesel en generadores………….. 195

XXV  

Págs.

Tabla N° 34. Consumo barriles de diesel actual en los generadores………... 196

Tabla N° 35. Consumo barriles de diesel con sistema bi-combustible con

50% de gas…………………………………………………...………………

196

Tabla N° 36. Consumo de barriles de diesel con sistema bi-combustible

con 70% de gas…………………………………………………………..…..

197

Tabla N° 37. Costo bi-combustible……………………………………….... 197

Tabla N°38. Costo bi-combustible en los generadores…………………….. 199

Tabla N° 39. Grupo electrógeno de la Estación Yuca Central……………… 200

Tabla N° 40. Características de carga de combustible del generador 3512… 201

Tabla N° 41. Conversión de Gal/hr a BTU……………………………...…. 202

Tabla N° 42. Conversión BTU de diesel a pies cúbicos de gas…………….. 202

Tabla N° 43. Costo actual de consumo de diesel en generadores………...… 203

Tabla N° 44. Consumo de barriles de diesel actual………………………... 203

Tabla N° 45. Consumo de barriles diesel con sistema bi-combustible con

50% de gas………………………………………………………………...…

204

Tabla N° 46. Consumo de barriles de diesel con sistema bi-combustible

con 70% de gas…………………………………………………………..….. 204

Tabla N° 47. Costo bi-combustible……………………………………….… 205

Tabla N°48. Costo bi-combustible en los generadores……………………. 207

XXVI  

ÍNDICE DE ANEXOS

Págs.

Mapa vial de los Campo Auca Central, Auca Sur………………………..…. 226

Mapa vial Campo Cononaco……………………………………………...… 227

Mapa vial de los Campos Culebra, Yulebra, Anaconda y Yuca……...…….. 228

XXVII  

Resumen

El presente trabajo está encaminado a determinar la posibilidad de aprovechar el gas

asociado que se produce conjuntamente con el petróleo y que se quema sin beneficio

alguno en los mecheros de las estaciones de producción que se encuentran en el Área

Auca, como son los Campos Auca Central, Auca Sur, Yuca, Anaconda, Yulebra,

Culebra y Cononaco; al momento estos campos se encuentran operados por

PETROPRODUCCIÓN.

Una de la finalidad es aprovechar este gas asociado tratado para utilizarlo como

combustible en generadores a diesel con motores de combustión interna, en los Campos

Auca Central, Auca Sur, Yuca, Anaconda, Yulebra, Culebra y Cononaco y por otro

lado se contribuiría a disminuir la contaminación ambiental por la quema de este gas.

El gas procesado en un sistema modular de tratamiento de gas puede ser utilizarlo

como combustible en motores de combustión interna como un bi-combustible.

Ofreciendo grandes ventajas en lo económico disminuyendo el consumo de diesel en

las estaciones de producción y en el aspecto ambiental reduciendo las emisiones del

dióxido de carbono (CO2) al medio proporcionando alta confiabilidad y eficiencia de

manera relativamente fácil y económica.

Para la realización de este estudio, se empieza analizando los datos de producción de

gas asociado y la calidad del gas que se encuentra en cada campo para determinar si es

factible procesarlo y utilizarlo como combustible en motores de combustión interna que

actualmente consume diesel.

Luego, se determina su composición química mediante análisis cromatográficos

determinando su calidad. Después se da una descripción del funcionamiento de un

XXVIII  

sistema modular de tratamiento de gas para darle las características óptimas que

permitan utilizarlo como bi-combustible en los motores de combustión interna.

Finalmente, se realiza un análisis técnico - económico, donde se estima el monto de la

inversión necesaria para llevar a cabo este proyecto y el tiempo de recuperación de la

misma.

El presente estudio busca dar los argumentos técnicos - económicos para aprovechar el

gas asociado a los yacimientos previamente tratado y aprovecharlo como combustible

en los motores de generación de combustión interna en los campos del Área Auca, los

que implica una reducción de costos de operación.

La rentabilidad de este proyecto está determinada por factores como el volumen de

producción de gas asociado, la calidad del gas procesado, la inversión y el tiempo de

recuperación de la inversión.

XXIX  

Summary

The present work is aimed at determining the possibility of using associated gas

produced along with oil and burning without any benefit in the burners of the

production stations are in the area Auca, such as the Champs Auca Central, Auca Sur,

Yuca, Anaconda, Yulebra, Culebra and Cononaco, when these fields are operated by

PETROPRODUCCIÓN.

One of the aims sought to use this associated gas for use as fuel in diesel generators

with internal combustion engines, on the Champs Auca Central, Auca Sur, Yuca,

Anaconda, Yulebra, Culebra and Cononaco and on the other hand would help to reduce

environmental pollution from the burning of this gas.

The gas processed in a modular gas treatment can be used as fuel in internal

combustion engines as a bi-fuel. Offering great economic advantages in reducing the

consumption of diesel at the pump output and environmental considerations by

reducing emissions of carbon dioxide (CO2) into the environment providing high

reliability and efficiency relatively easily and inexpensively.

For the accomplishment of this study, there starts by being analyzed the information of

production of associate gas and the quality of the gas that one finds in every field to

determine if it is feasible to try it and to use it as fuel in engines of internal combustion

that nowadays consumes diesel.

Then, determine its chemical composition by chromatographic analysis to determine its

quality. Following is a description of the operation of a modular gas treatment to give

the best characteristics that allow use as a bi-fuel in internal combustion engines.

XXX  

Finally, conducting a technical analysis - economic, where an estimated amount of

investment required undertaking this project and the recovery time of it.

The present study seeks to give the technical arguments - economic to take advantage

of the gas associated with the deposits before treated and to take advantage of it as fuel

in the engines of generation of internal combustion in the fields of the Area Auca,

which it implies a reduction of costs of operation.

The profitability of this project is determined by factors as the volume of production of

associate gas, the quality of the tried gas, the investment and the time of recovery of the

investment.

 

CAPÍTULO I

1  

CAPÍTULO I

1. Introducción

El desarrollo tecnológico, los avances y las comodidades de las que gozamos hoy en

día han sido, a lo largo de su historia, el fruto del uso irracional de los recursos

naturales y de la actividad económica centrada en la utilización de combustibles fósiles,

lo que ha generado la contaminación del medio ambiente constituyendo uno de los

problemas más críticos en el mundo; es por ello que ha surgido la necesidad de tomar

conciencia y buscar alternativas para su solución donde la relación entre los individuos

y su medio ambiente determinarán la existencia de un equilibrio ecológico

indispensable para la vida de todas las especies, tanto animales como vegetales, y llegar

así al desarrollo sostenible.

La generación de energía mediante el aprovechamiento de productos naturales es una

de las industrias del futuro, pero mientras esto sucede, existen medidas que pueden ser

implementadas para contribuir a la disminución de tales contaminantes y entre ellas,

está la utilización del gas natural, recurso abundante, y por ello la alternativa de

sustituir combustible diesel y gasolina por gas natural comprimido (GNC),

minimizando la descarga de productos contaminantes especialmente, en la reducción de

gases de efecto invernadero, contrarrestando así el calentamiento global y el cambio

climático.

El petróleo, el carbón y el gas natural (combustibles fósiles), representan

conjuntamente alrededor del 85% del consumo total de energía a nivel mundial.

El suministro y la utilización del gas natural aportan beneficios medioambientales

considerables en comparación con otros combustibles fósiles.

2  

Gracias a sus ventajas económicas y ecológicas, el gas natural resulta cada día más

atractivo para muchos países. Las características de este producto, como por ejemplo su

reducido intervalo de combustión, hacen de esta fuente de energía una de las más

seguras del momento. El gas natural es considerado como el combustible fósil de este

siglo, como lo fue el petróleo durante el siglo pasado y el carbón hace dos siglos, es por

eso que la industria del gas es consciente de su responsabilidad de optimizar las

ventajas inherentes del gas natural, combustible esencial ya en la actualidad para el

bienestar económico general.

El desarrollo tecnológico ha jugado un papel preponderante en la mejora de las

perspectivas del gas natural en todo el mundo. Las innovaciones ocurren

constantemente en cualquier etapa de la cadena del producto, así como en las diferentes

aplicaciones. Gracias a ellas se mejora la eficiencia del mercado, se ahorra energía, se

reducen costos e impactos ambientales de la energía y se permite acercar el gas a los

usuarios finales.

La conversión de motores diesel a sistema bi-fuel se presenta como una de las

soluciones más viable para disminuir las emisiones de gases tóxicos y hacer frente a

uno de los principales problemas de contaminación: La contaminación atmosférica, la

cual es causante de una serie de graves enfermedades, y que aumentan continuamente

en cuanto al número de casos.

1.1. Importancia practica del estudio

La contaminación ambiental del aire es una constante amenaza para la salud humana y

el entorno, los avances científicos e investigaciones realizadas mediante vigilancia

ambiental y epidemiológica demuestran relaciones de respuestas cada vez más rápidas

3  

entre el estado de calidad del ambiente y calidad de salud y vida, así como sobre el

equilibrio entre sus variables. Las afectaciones que se presenten de manera aguda y

crónica sobre varias sistemas vitales de los seres humanas y ecosistemas expuestos a

constante contaminación del aire, tiene un costo síquico y económico que estamos

asumiendo las sociedades y que sube constantemente en países en vía de desarrollo,

como también es el Ecuador, por falta de medicina preventiva e inexistencia de

planificación. El aire insalubre y viviendas contaminadas dependiendo de la

concentración y tiempo de exposición, entre otros factores afectan toda la población,

pero con mayor incidencia grupos vulnerables ya que sus sistemas de defensa son más

frágiles frentes contaminantes cada vez más complejos y también a los grupos sociales,

los cuales en términos de desarrollo económico, son menos favorecidos.

Por otro lado, el desarrollo tecnológico inducido solamente a la explotación de los

recursos naturales ha provocado la contaminación ambiental y disminución de su

calidad debido a impactos negativos afectando la salud y el ambiente. Esta triste

realidad ha dado a la humanidad sus primeras lecciones y conducido a tomar acciones

urgentes de prevención y control de la contaminación y mitigación de impactos,

algunos de los cuales son irreversibles. Lecciones que deben servir de ejemplo para

tener una responsabilidad sobre el manejo y gestión ambiental de forma sustentable,

tomando en cuenta interacción entre las variables social, económica y ambiental.

El esfuerzo hacia una gestión integral de los recursos naturales será la meta principal

que debe ser introducida en temas de desarrollo sustentable del país, para controlar y

prevenir la contaminación ambiental y también la atmosférica.

4  

1.2. Situación actual del tema de investigación

Basado en los estudios realizados por PETROPRODUCCIÓN, la producción del gas

asociado varía en función de la producción del petróleo. El gas disuelto es liberado del

petróleo durante producción y proceso.

En los 39 años de producción en los campos del Área Auca operados por

PETROPRODUCCIÓN, la producción diaria del gas ha variado entre el año 2008 y

2009 3081,50 y 3317,49 millones de pies cúbicos por día, para que se lleve a cabo este

tipo de proyecto, cada campo debe tener una producción de volumen de gas mínimo a

los 450 MPCS/D.

El objetivo principal de este estudio es analizar los volúmenes y la calidad del gas

asociado que se está produciendo en el Campo Auca para implementar el sistema

modular de tratamiento de gas para utilizarlo como combustible en los motores

combustión interna con sistema bi-combustible, ayudando a reducir los costos a cero en

combustible lo que implica una menor contaminación ambiental, para ello se presentara

resultados, conclusiones y recomendaciones, así como también la respectiva propuesta

de mejoramiento, además se espera que este trabajo sirva como base para tomar la

decisión de implementar este tipo de proyectos en campos donde el gas no tenga algún

tipo de uso como es el caso en la mayoría de los campos operados por el estado.

1.3. Limitaciones del estudio

Área: Explotación de hidrocarburos en el Área Auca.

Sub. área: Campos que produzcan altos volúmenes de petróleo con gas asociado

que se encuentren operados por PETROPRODUCCIÓN.

5  

Situación geográfica: Región amazónica, Área Auca, Provincia Francisco de

Orellana, Área Auca, Campos Auca Central, Auca Sur, Yuca, Anaconda, Yulebra,

Culebra y Cononaco.

Situación espacial: junio hasta septiembre del 2009.

1.4. Planteamiento del problema

Diagnostico.

De acuerdo a los datos de producción de gas y la calidad de gas determinada por

análisis cromatográficos en los campos operados por PETROPRODUCCIÓN en el

Área Auca, en la inspecciones realizadas se ha observado que en la mayoría de campos

se quema el gas en los mecheros como también se observo que no existen puntos de

medición ni medidores de gas para obtener los volúmenes reales de gas que produce

cada campo.

En el departamento de ingeniería de petróleos llevan el historial de producción de gas a

través de los volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores

asumidos, actualizando los datos de gas en el sistema AS-400, según los volúmenes

semanales que entrega el Departamento de Producción.

En la Subestación Yuca Central se encuentra instalado un sistema modular de

tratamiento de gas la cual se encuentra en la fase de procesamiento de gas hasta

obtener las características ideales como combustible para utilizar como en motores de

combustión interna con sistema bi-combustible.

6  

Pronostico.

La falta de aprovechamiento del gas asociado al petróleo, ha generado pérdidas de

recursos energéticos y económico al estado ecuatoriano, debido a la falta de

implementación de sistemas modulares de tratamiento de gas como una alternativa,

otro problema importante es la contaminación del área, que si bien es manejable, no

podemos garantizar que no existan riesgos tanto a nivel de daños en el personal,

equipos y medio ambiente.

Control del pronóstico.

Se ha propuesto una alternativa para poder solucionar el problema o al menos

minimizarlo; La implementación de sistemas modulares de tratamiento de gas para

aprovechar el mismo mediante un sistema bi-fuel, siendo una alternativa viable para

disminuir las emisiones de gases tóxicos y hacer frente a uno de los principales

problemas de contaminación, aportando una serie de ventajas asociadas a la

disminución de costos de mantenimiento y operación.

Sistematización.

Una vez analizado los volúmenes de producción y la calidad del gas asociado de los

campos, en estudio se determinará si es rentable implementar sistemas modulares de

tratamiento de gas, para procesarlo y utilizarlo como combustible en motores de

combustión interna, lo cual se logra a través de los volúmenes de producción de gas y

análisis cromatográficos.

Los equipos utilizados en este tipo de sistema son muy básicos y se controla a través

de variables como la presión, caudal y temperatura parámetros que juegan un papel

7  

importante en cada fase de procesamiento del gas asociado, ayudado con un sistema de

compresión se lograría procesar la mayor cantidad de gas para uso posterior ya sea

como combustible, reduciendo la contaminación ambiental.

Formulación.

La implementación de un sistema modular de tratamiento de gas consiste de una serie

de fases de procesamiento del gas asociado, siendo una alternativa escogida para la

solución de este problema. En la cual consta de un intercambiador de calor, tres

separadores, dos enfriadores, dos torres deshidratadoras, tres torres de endulzamiento,

tres compresores y un condensador, los cuales con ayuda de fenómenos físicos como

son la presión, temperatura y químicos como la alúmina y gel de sílice, lograran el

objetivo propuesto.

1.5. Objetivo general

Analizar los datos de producción y análisis cromatográficos del gas asociado, para

mejorar la calidad en un sistema modular de tratamiento de gas y utilizarlo como bi-

combustible en los generadores con motores de combustión interna en los campos

operados por PEROPRODUCCIÓN en el Área Auca.

1.6. Objetivos específicos

Obtener los datos de producción de gas asociado en los campos operados por

PETROPRODUCCIÓN en el Área Auca.

Analizar la calidad del gas asociado mediante análisis cromatográficos realizados

en los campos del Área Auca, para determinar la calidad del gas y poder competir

8  

con otros combustibles en costo cero, mejorando los niveles de emisión, y darle

uso en motores de combustión interna con sistema bi-combustible.

Realizar balances de producción del gas asociado para cada campo, para

determinar los volúmenes de gas que pueden ser utilizados en el proyecto.

Presentar un diseño probado, con sustento experimental y teórico, de un sistema

modular de tratamiento de gas.

Determinar los beneficios en la implementación de sistemas modulares de

tratamiento de gas para procesar gas asociado.

Realizar la relación costo-beneficio.

1.7. Justificación del estudio

En varios años atrás en muchas plantas de proceso de petróleo, el gas asociado no ha

sido aprovechado en lo más mínimo, con este estudio se desea demostrar la importancia

de recuperar todo el gas asociado, tanto por el ahorro que la compañía tendría al

utilizarlo como combustible, como la protección a la salud, seguridad y medio

ambiente.

Impacto ecológico o ambiental.

Desde el inicio de la era industrial hasta hace pocos años, las sociedades creían a ciegas

en la doctrina del crecimiento económico exponencial, que se basaba en las

posibilidades ilimitadas de la Tierra para sustentar el crecimiento económico.

Pero hoy sabemos que nuestro planeta no es capaz de soportar indefinidamente el

actual orden económico internacional, que los recursos naturales no son bienes

9  

ilimitados y que los residuos sólidos, líquidos o gaseosos de nuestro sistema de vida

conllevan un grave riesgo para la salud del planeta, incluido lógicamente el hombre.

El control ambiental está recibiendo una creciente atención en todo el mundo, en todas

las empresas, y porque no decirlo en nuestras industrias petroleras así es como toma

cada día mayor preocupación a las gerencias y en todo el personal que labora en estas

actividades, para esto las empresas, están designado un presupuesto para desarrollar un

proyecto que conlleve a la protección del medio ambiente y rigiéndose a cumplir con

el reglamento ambiental pertinente.

Implicancia práctica y de seguridad.

La implantación de una planta de tratamiento de gas y por ende la eliminación de este

gas asociado que sale de los separadores, ayuda a la preservación del medio ambiente,

Con la presencia de gas en el área de trabajo, encontramos también gases amargos

como es el caso del H2S, que en altas concentraciones pueden ser letales para las

personas.

Viabilidad de la propuesta.

El sistema a implementarse es muy utilizado en los campos petroleros ya sea

con otros fines, pero es muy aplicable en este caso.

El personal de operación y mantenimiento de PETROPRODUCCIÓN, tienen

los conocimientos y la amplia experiencia en este tipo de sistema de

recuperación de gas natural asociado.

10  

El ahorro económico que la empresa tendría al utilizar el gas recuperado como

combustible, bien podría pagar la inversión; el espacio físico dentro de las

facilidades se lo tiene, así como la infraestructura para esta finalidad.

1.8. Idea a defender

En base a los volúmenes de producción de gas asociado en el Área Auca y la calidad

obtenida mediante análisis cromatográfico se determinara si es rentable implementar

una planta de tratamiento de gas con el fin de procesar este gas y darle uso en los

motores de combustión interna con sistema bi-combustible y por ende reducir los

costos a cero en combustible, así como reducir las emisiones de gas que es quemado en

la tea.

Variable independiente.

Las reservas y la calidad de gas que tiene cada campo.

Variables dependientes.

Parámetros de operación de los equipos.

Cuantificación y control de la cantidad de gas natural a la salida del tratamiento.

Identificación de variables.

Presión del sistema, es una de las condiciones básica para lograr nuestro objetivo.

Temperaturas del proceso

Gas total obtenido en el proceso

Gas estimado perdido en el medio ambiente.

11  

Identificación de indicadores.

Las presiones podemos encontrarlas en libras pulgada cuadrada PSIG.

El gas natural asociado, en la fase de producción es cuantificado en pies cúbicos por

día.

Identificación de instrumentos.

Para medir la presión utilizamos manómetros, o indicadores de presión.

La temperatura es medida a través de termómetros o indicadores electrónicos de

temperatura.

El gas natural asociado debería ser medido mediante medidores de placa orificio,

turbina o ultrasónico.

1.9. Metodología

Modalidad básica de la investigación.

Se recopilara información sobre los datos de producción gas y los análisis

cromatográficos de los diferentes campos operados por PETROPRODUCCIÓN en el

Área Auca para calcular la cantidad total de gas asociado que se produce en los

diferentes campos y determinar si es rentable implementar un sistema modular de

tratamiento de gas en este caso tomaremos como referencia el proyecto que se está

ejecutando en la subestación de Yuca Central.

Tipo de investigación.

La investigación será descriptiva, se analizara los resultados de producción de gas

obtenidos en los diferentes campos operados por PETROPRODUCCIÓN, para

12  

determinar si es factible implementar sistemas modulares de tratamiento de gas en

cada campo con el propósito de ahorrar en la compra de combustible que se utiliza en

los motores bi-combustible especialmente del diesel y remplazarlo con el gas en un

porcentaje debido a su costo cero puesto que es obtenido de las operaciones de

producción, el cual se realizara graficas de proyección a tres años para determinar si es

beneficioso en el aspecto económico como combustible y en lo ambiental reducir las

emisiones de gases que son desechados al ambiente.

Población y muestra.

La presente investigación se realizo en la compañía PETROECUADOR filial

PETROPRODUCCIÓN, Área Auca, y principalmente se centra en los registros de flujo

de gas en los diferentes puntos como son: consumo como combustible en los motores

bi-combustible, el gas que se quema en la tea, se compara los datos del gas asociado

con el petróleo que se quemaba antes en los mecheros y en qué porcentaje se reduciría

en la quema de gas con la implementación de un sistema modular de tratamiento de gas

en cada campo datos obtenidos que son proporcionados por medidores de flujo

montados en la planta de tratamiento de gas.

Los datos son tabulados, representados en gráficos y analizados según el enfoque del

marco teórico, de los objetivos e hipótesis planteadas.

Técnicas e instrumentos.

La recolección de datos tomados de los registros de reportes diarios de producción, en

lo que corresponde a datos de producción de crudo y gas diarios, se creara cuadros

históricos y comparativos de cada uno de los parámetros mencionados anteriormente

13  

desde enero del 2009 hasta la presente fecha, también se presentara reportes de

producción de la planta de tratamiento de gas está procesando y los volúmenes de gas

que serán enviado a los motores bi-combustible.

La recopilación de información bibliográfica referente al gas asociado y sus ventajas

como combustible, será el inicio para analizar las ventajas y desventajas que ofrece este

gas en el aprovechamiento en nuestro caso en motores de combustión interna con

sistema bi-combustible.

Procesamiento de la información.

Con la información obtenida, se ha elaborado una base de datos y gráficos ilustrativos

de los diferentes resultados que se obtienen del análisis investigativo, el cual ayuda a

visualizar las ventajas antes mencionadas en el aprovechamiento del gas asociado.

Para concluir se realizara un resumen de la información proporcionada, llegando a

demostrar la hipótesis planteada, así como también con los objetivos propuestos en este

trabajo.

  

CAPÍTULO II

14  

CAPÍTULO II

2. Marco Teórico

2.1. Gas natural

El gas natural es una mezcla de hidrocarburo en proporciones variables

(principalmente metano) 70%, que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en

solución con el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa.

Puede encontrase mezclado con algunas impurezas o sustancias que no son

hidrocarburos, tales como ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono. (Ver tabla

N° 1-2)

Tabla N° 1. Características Del Gas Natural

Fuente: Manual de “Ingeniería de Gas Natural” – Schlumberger Instructor: Dr. Leonardo Latorre

Elaborado por: Klever Caiza

Características Del Gas Natural

Peso Molecular: (20 - 26) Lb/Lb mol

Gravedad específica: 0.6 - 0.82

Volumen @ condiciones estándar 380.7 scf/Lbmol

Poder Calorífico: (950 - 1150) BTU/scf

% Molar Metano: (70 - 98) %

Cantidad de Licuables: 3GPM

15  

Tabla N° 2. Contaminantes Del Gas Natural

Fuente: Manual de “Ingeniería de Gas Natural” – Schlumberger Instructor: Dr. Leonardo Latorre

Elaborado por: Klever Caiza

Contaminantes del gas natural

El gas natural es un fluido bifásico. Los principales contaminantes son:

1. Líquidos: tamaño de partícula < 1,000 micras

• Agua condensada: 1,000 - 10,000 ppm

• Petróleo: 10 - 10,000 ppm

• Residuos de químicos: anticorrosivos, demulsificantes

• Gasolinas ligeras: pentanos, hexanos

2. Gaseosos:

• Vapor de agua (humedad): 1,000 - 3,000 lbs agua/MMscfd

Contaminantes Del Gas Natural

Sulfuro de hidrogeno H2S

Monóxido de Carbono CO

Dióxido de Carbono CO2

Sulfuro de carbonillo CS2

Mercaptanos RSH

Nitrógeno N2

Agua H2O

Oxigeno O2

Mercurio Hg

16  

• Gas carbónico (CO2): 5 - 30 %m

• Nitrógeno: 1 - 5 %m

2.1..1. Origen

El petróleo y el gas natural no se consiguen en las capas del subsuelo en forma de

lagos, bolsas o ríos; están contenidos en los espacios porosos de ciertas y determinadas

rocas. La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y determinar

dónde se encuentran es la tarea fundamental de profesionales geólogos y geofísicos.

Fue descubierto en Estados Unidos a principios del siglo XVII, aunque se tiene la

certeza de que fue conocido en otras partes del mundo muchos siglos antes.

Hoy en día todavía se presume que el petróleo y el gas natural son el resultado de una

serie de procesos químicos y variaciones sufridas por materia orgánica provenientes de

animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias, elevadas temperaturas y

presiones durante millones de años, al sentarse las capas de sedimentos que contienen

dicha materia orgánica.

El proceso completo de transformación, mediante el cual la materia orgánica se

convierte en hidrocarburos, no se conoce, ya que no es posible reproducir en un

laboratorio los millones de años que se requieren para transformar la materia orgánica

en petróleo y gas natural.

2.1.2. Tipos

Los tipos de gas se han clasificado de acuerdo su origen, composición y

almacenamiento.

17  

2.1.2.1. Por su origen

El gas natural se clasifica en gas asociado, no asociado y condensación retrograda.

El gas asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite del

yacimiento. Este, a su vez, puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en

solución (disuelto).

El gas no asociado o libre es aquel que se encuentra en yacimientos que no contienen

aceite crudo, a las condiciones de presión y temperaturas originales.

El gas de condensación retrograda es un tipo intermedio de gas natural que existe en

un yacimiento, como gas cuando inicialmente se produce, pero parcialmente se licua en

la medida que la presión cae durante la producción.

2.1.2.2. Por su composición

El gas natural por su composición puede ser clasificado en húmedo y seco.

El gas húmedo es una mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso de gas natural

mediante el cual se eliminan las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos,

obteniendo un contenido de componentes más pesados que el metano. Este tipo de gas,

a su vez, se clasifica en gas húmedo dulce y gas húmedo amargo. Obtenidos de manera

similar, el primero se caracteriza por contener productos licuables como gasolinas y

LPG (Gas licuado de petróleo), en tanto que el segundo, adicionalmente, contiene

compuestos corrosivos de azufre.

El gas seco a diferencia de los anteriores, es un compuesto formado esencialmente por

metano (94-99 por ciento) que contiene cantidades escasas de productos licuables. Para

fines prácticos, los términos gas natural y gas seco son utilizados indistintamente.

18  

En los yacimientos, generalmente, el gas asociado se encuentra como gas húmedo

amargo, mientras el gas no asociado puede hallarse como húmedo amargo, húmedo

dulce o seco. Cabe señalar, sin embargo, los dos últimos pueden ser obtenidos a partir

del primero, una vez procesado. De suerte que, al eliminar los compuestos de azufre, el

gas húmedo amargo se transforma en gas húmedo dulce y al extraerse de este los

productos licuables se obtiene el gas seco.

2.1.2.3. Por su almacenamiento

Gas natural comprimido, gas seco almacenado a alta presión en estado gaseoso en un

recipiente.

Gas natural licuado, compuesto predominante de metano, que ha sido licuado por

compresión y enfriamiento para facilitar su transporte y almacenamiento.

2.2. Yacimiento de gas

De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientos se

denominan:

Yacimientos de Gas-Petróleo: Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una

capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas

sobre la del petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del

petróleo hacia la superficie a través de los pozos.

Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir espontáneamente, puede

inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento, aumentando la

presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo.

19  

2.3. Relación Gas-Aceite (GOR)

Son los pies cúbicos de gas producido por cada barril de Petróleo producido, medidos

ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación como presión,

temperatura y número de etapas afectan el valor de dicha relación.

Ecuación N°1. Relación Gas-Aceite (GOR)

GORProducción total gas de formación

Producción total de petróleo MSCF

BL

Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

Elaborado por: Klever Caiza

Donde:

GOR = MSCF/BL

2.4. Leyes y Constantes Físico – Químicas del Gas

La ley de los gases ideales es la ecuación de estado del gas ideal, un gas hipotético

formado por partículas puntuales, sin atracción ni repulsión entre ellas y cuyos choques

son perfectamente elásticos (conservación de momento y energía cinética).

Los gases reales que más se aproximan al comportamiento del gas ideal son los gases

monoatómicos en condiciones de baja presión y alta temperatura.

Empíricamente, se observan una serie de relaciones entre la temperatura, la presión y el

volumen que dan lugar a la ley de los gases ideales. (Ver diagrama N°1)

 

 

 

   

 

20  

 

Diagrama N° 1 Presión-volumen a temperatura constante para un gas ideal.

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:P-V_diagram.PNG

Elaborado por: Klever Caiza

2.4.1. Ecuación de estado de los gases

La ecuación que describe normalmente la relación entre la presión, el volumen, la

temperatura y la cantidad (en moles) de un gas ideal es:

Ecuación N° 2. Ecuación de estado de los gases

P . V = n . R . T

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales

Elaborado por: Klever Caiza

21  

Donde:

• = Presión.

• = Volumen.

• = Moles de gas.

• = Constante universal de los gases ideales .

• = Temperatura en Kelvin

2.4.2. Ecuación de estado para gases reales

Haciendo una corrección a la ecuación de estado de un gas ideal, es decir, tomando en

cuenta las fuerzas intermoleculares y volúmenes intermoleculares finitos, se obtiene la

ecuación para gases reales, también llamada ecuación de Van der Waals:

Ecuación N° 3 Ecuación de estado para gases reales

P+a.n2

V2 . V-nb =n .R.T

Fuente:http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#La_ecuaci.C3.B3n_de_estado_para_gase

s_reales

Elaborado por: Klever Caiza

Donde:

• P= Presión del gas ideal

• V= Volumen del gas ideal

• n= Moles de gas.

• R= Constante universal de los gases ideales

22  

• T= Temperatura.

• a y b son constantes determinadas por la naturaleza del gas con el fin de que haya la

mayor congruencia posible entre la ecuación de los gases reales y el comportamiento

observado experimentalmente.

Valores de R

2.4.3. Ecuación general de las gases ideales

Partiendo de la ecuación de estado:

P.V n .R .T

Tenemos que:

P .Vn .T R

Donde R es la constante universal de los gases ideales, luego para dos estados del

mismo gas, 1 y 2:

23  

. .

. .

Para una misma masa gaseosa (por tanto, el número de moles (n) es constante; n=cte),

podemos afirmar que existe una constante directamente proporcional a la presión y

volumen del gas, e inversamente proporcional a su temperatura.

Ecuación N° 4. Ecuación general de las gases ideales

P1 .V1

T1 .n1 P2 .V2

T2 .n2

Fuente:

http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#Ecuaci.C3.B3n_general_de_los_gases_ideales

Elaborado por: Klever Caiza

Procesos gaseosos particulares

Procesos realizados manteniendo constante un par de sus cuatro variables (n, P , V, T),

de forma que queden dos; una libre y otra dependiente. De este modo, la fórmula arriba

expuesta para los estados 1 y 2, puede ser operada simplificando 2 o más parámetros

constantes según el caso.

2.4.3.1. Ley de Boyle -Mariotte

También llamado proceso isotérmico. Afirma que, a temperatura y cantidad de materia

constante, el volumen de un gas es inversamente proporcional a su presión:

Ecuación N° 5. Boyle -Mariotte

P1.V1

T1.η1

P2.V2

T2.η2

24  

η constante

T constante

P1 .V1 P2 . V2

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#Ley_de_Boyle-Mariotte

Elaborado por: Klever Caiza

2.4.3.2. Ley de Gay Lussac

Fue enunciada por Joseph Louis Gay-Lussac a principios de 1800. Establece la relación

entre la temperatura y la presión de un gas cuando el volumen es constante.

La presión del gas es directamente proporcional a su temperatura:

Al aumentar la temperatura las moléculas del gas se mueven más rápidamente y por

tanto aumenta el número de choques contra las paredes, es decir aumenta la presión ya

que el recipiente es de paredes fijas y su volumen no puede cambiar.

•Si aumentamos la temperatura, aumentará la presión.

•Si disminuimos la temperatura, disminuirá la presión.

Gay-Lussac descubrió que, en cualquier momento de este proceso, el cociente entre la

presión y la temperatura siempre tenía el mismo valor (el cociente entre la presión y la

temperatura es constante)

Esta ley, al igual que la de Charles, está expresada en función de la temperatura

absoluta. Al igual que en la ley de Charles, las temperaturas han de expresarse en

Kelvin.

25  

2.4.3.3. Leyes de Charles

En 1802, Louis Gay Lussac publica los resultados de sus experimentos, basados en los

que Jacques Charles hizo en el 1787. Se considera así al proceso isobárico para la Ley

de Charles, y al isocoro (o isostérico) para la ley de Gay Lussac.

Proceso isobaro (de Charles) (n, P ctes.)

Ecuación N° 6. Proceso isobaro (de Charles) (n, P ctes.)

V1T1

V2T2

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#Leyes_de_Charles_y_Gay-Lussac

Elaborado por: Klever Caiza

Proceso isocoro (de Gay-Lussac) (n, V ctes.)

Ecuación N° 7. Proceso isocoro (de Gay-Lussac) (n, V ctes.)

P1T1

P2T2

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_los_gases_ideales#Proceso_isocoro_.28de_Gay_Lussac.29

Elaborado por: Klever Caiza

De acuerdo a las leyes de los gases existe otro proceso físico químico que nos ayudará

a entender el comportamiento de la mezcla de gases y el proceso que intercambio de

calor al cual someteremos a la misma con la finalidad de fraccionar y separar los

26  

componentes del gas asociado para así de esta manera obtener condensados, Este

proceso se lo conoce como el Ciclo de Carnot.

2.5. Ciclo de Carnot

La máquina absorbe calor desde la fuente caliente T1 y cede calor a la fría T2

produciendo trabajo. (Ver Figura 1)

Figura N° 1. Esquema de una máquina de Carnot.

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Carnot_engine_scheme.svg

Elaborado por: Klever Caiza

El ciclo de Carnot es un ciclo termodinámico ideal reversible entre dos fuentes de

temperatura y cuatro procesos, en el cual el rendimiento es máximo.

27  

La máquina de Carnot es una máquina ideal que utiliza calor para realizar un trabajo.

En ella hay un gas sobre el que se ejerce un proceso cíclico de expansión y contracción

entre dos temperaturas.

Las máquinas térmicas son máquinas de fluido compresible:

- En los motores térmicos, la energía del fluido que atraviesa la máquina disminuye,

obteniéndose energía mecánica.

- En el caso de generadores térmicos, el proceso es el inverso, de modo que el fluido

incrementa su energía al atravesar la máquina.

Un motor de Carnot es un dispositivo ideal que describe un ciclo de Carnot. Trabaja

entre dos focos, tomando calor Q1 del foco caliente a la temperatura T1, produciendo

un trabajo W, y cediendo un calor Q2 al foco frío a la temperatura T2. (Ver Figura 2)

Figura N°2 Motor de Carnot

Fuente: http://www.sc.ehu.es/sbweb/fisica/estadistica/carnot/carnot.htm

Elaborado por: Klever Caiza

En un motor real, el foco caliente está representado por la caldera de vapor que

suministra el calor, el sistema cilindro-émbolo produce el trabajo y se cede calor al

foco frío que es la atmósfera.

28  

Una máquina térmica que realiza este ciclo se denomina máquina de Carnot. Trabaja

absorbiendo una cantidad de calor Q1 de la fuente de alta temperatura y cede un calor

Q2 a la de baja temperatura produciendo un trabajo sobre el exterior. El rendimiento

viene definido, como en todo ciclo, por

Ecuación N° 8. Rendimiento de Carnot

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_de_Carnot#El_ciclo_de_Carnot

Elaborado por: Klever Caiza

y, como se verá adelante, es mayor que cualquier máquina que funcione cíclicamente

entre las mismas fuentes de temperatura.

Como todos los procesos que tienen lugar en el ciclo ideal son reversibles, el ciclo

puede invertirse. Entonces la máquina absorbe calor de la fuente fría y cede calor a la

fuente caliente, teniendo que suministrar trabajo a la máquina. Si el objetivo de esta

máquina es extraer calor de la fuente fría se denomina máquina frigorífica, y si es

aportar calor a la fuente caliente bomba de calor.

2.5.1. Etapas del ciclo de Carnot

El ciclo de Carnot consta de cuatro etapas: dos procesos isotermos (a temperatura

constante) y dos adiabáticos (aislados térmicamente). (Ver Figura 3)

29  

Figura N° 3. Etapas del ciclo de Carnot

Fuente: http://www.sc.ehu.es/sbweb/fisica/estadistica/carnot/carnot.htm

Elaborado por: Klever Caiza

La representación gráfica del ciclo de Carnot en un diagrama Presión-Volumen es el

siguiente

30  

Diagrama N° 2. Ciclo de Carnot en un diagrama Presión-Volumen

Fuente: http://www.sc.ehu.es/sbweb/fisica/estadistica/carnot/carnot.htm

Elaborado por: Klever Caiza

Tramo A-B isoterma a la temperatura T1

Tramo B-C adiabática

Tramo C-D isoterma a la temperatura T2

Tramo D-A adiabática

Las aplicaciones del Primer principio de la termodinámica están escritas acorde con el

Criterio de signos termodinámico.

31  

Diagrama N° 3. Ciclo de Carnot en función de la presión y el volumen.

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Carnot_cycle_p-V_diagram.svg

Elaborado por: Klever Caiza

Diagrama N° 4. Ciclo de Carnot en función de la temperatura y la entropía.

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:CarnotCycle1.png

Elaborado por: Klever Caiza

32  

La entropía describe lo irreversible de los sistemas termodinámicos.

1. Expansión isoterma: (proceso 1 → 2 en el diagrama) Se parte de una situación en

que el gas se encuentra al mínimo volumen del ciclo y a temperatura T1 de la fuente

caliente. En este estado se transfiere calor al cilindro desde la fuente de temperatura T1,

haciendo que el gas se expanda. Al expandirse, el gas tiende a enfriarse, pero absorbe

calor de T1 y mantiene su temperatura constante. Al tratarse de un gas ideal, al no

cambiar la temperatura tampoco lo hace su energía interna, y despreciando los cambios

en la energía potencial y la cinética.

2. Expansión adiabática: (2 → 3) La expansión isoterma termina en un punto tal que

el resto de la expansión pueda realizarse sin intercambio de calor. A partir de aquí el

sistema se aísla térmicamente, con lo que no hay transferencia de calor con el exterior.

Esta expansión adiabática hace que el gas se enfríe hasta alcanzar exactamente la

temperatura T2 en el momento en que el gas alcanza su volumen máximo. Al enfriarse

disminuye su energía interna

3. Compresión isoterma: (3 → 4) Se pone en contacto con el sistema la fuente de

calor de temperatura T2 y el gas comienza a comprimirse, pero no aumenta su

temperatura porque va cediendo calor a la fuente fría. Al no cambiar la temperatura

tampoco lo hace la energía interna, y la cesión de calor implica que hay que hacer un

trabajo sobre el sistema.

4. Compresión adiabática: (4 → 1) Aislado térmicamente, el sistema evoluciona

comprimiéndose y aumentando su temperatura hasta el estado inicial. La energía

interna aumenta y el calor es nulo, habiendo que comunicar un trabajo al sistema.

33  

Al ser un proceso adiabático, no hay transferencia de calor, por lo tanto la entropía no

varía:

2.5.2. Teoremas de Carnot

• No puede existir una máquina térmica que funcionando entre dos fuentes térmicas

dadas tenga mayor rendimiento que una de Carnot

• Dos máquinas reversibles operando entre las mismas fuentes térmicas tienen el

mismo rendimiento.

Por lo tanto:

2.5.3. Rendimiento del ciclo de Carnot

A partir del segundo teorema de Carnot se puede decir que, como dos máquinas

reversibles tienen el mismo rendimiento, este será independiente de la sustancia de

trabajo de las máquinas, las propiedades o la forma en la que se realice el ciclo. Tan

solo dependerá de las temperaturas de las fuentes entre las que trabaje. Si tenemos una

máquina que trabaja entre fuentes a temperatura T1 y T2, el rendimiento será una

función de las dos como variables:

Ecuación N° 9. Rendimiento del ciclo de Carnot

1 ,1

1 ,,  

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_de_Carnot#Rendimiento

Elaborado por: Klever Caiza

34  

Por lo tanto, el cociente entre los calores transferidos es función de las temperaturas de

las fuentes. Nótese que como, por la segunda ley de la termodinámica, el rendimiento

nunca pude ser igual a la unidad, la función f está siempre definida.

2.6. Propiedades físico químicas del gas

Las propiedades físico químicas del gas se detallaran a continuación.

2.6.1. Calor Específico o Capacidad Calorífica del Gas

Es una magnitud física que indica la capacidad de un material para almacenar energía

interna en forma de calor.

De manera formal es la energía necesaria para incrementar en una unidad de

temperatura una cantidad de sustancia; usando el SI es la cantidad de julios de energía

necesaria para elevar en un 1 K la temperatura de 1 kg de masa. Se la representa por lo

general con la letra c.

2.6.2. Cantidad de Sustancia

Cuando se mide el calor específico en ciencia e ingeniería, la cantidad de sustancia es a

menudo de masa: ya sea en gramos o en kilogramos, ambos del SI. Especialmente en

química, sin embargo, conviene que la unidad de la cantidad de sustancia sea el mol al

medir el calor específico, el cual es un cierto número de moléculas o átomos de la

sustancia.

Cuando la unidad de la cantidad de sustancia es el mol, el término calor específico

molar se puede usar para referirse de manera explícita a la medida; o bien usar el

término calor específico másico, para indicar que se usa una unidad de masa.

35  

2.6.3. Caloría

La caloría también se usa a menudo en Química. Al usar calorías como unidad de

medida del calor, es importante notar que la caloría está definida como el calor

necesario para aumentar en 1 °C la temperatura de un gramo de agua destilada, es decir

tiene una definición basada en el calor específico.

2.6.4. BTU

La BTU se define como la cantidad de calor que se requiere para elevar un grado

Fahrenheit la temperatura de una libra de agua en condiciones atmosféricas normales.

2.6.5. Entalpía

Entalpía es una magnitud de termodinámica simbolizada con la letra H, la variación de

entalpía expresa una medida de la cantidad de energía absorbida o cedida por un

sistema termodinámico, o, lo que es lo mismo, la cantidad de energía que tal sistema

puede intercambiar con su entorno.

Es en tal sentido que la entalpía es numéricamente igual al calor intercambiado con el

ambiente exterior al sistema en cuestión. Usualmente la entalpía se mide, dentro del

Sistema Internacional de Unidades, en julios.

2.6.6. Punto de Rocío

El punto de rocío o temperatura de rocío es la temperatura a la que empieza a

condensarse el vapor de agua al igual que otros componentes que se encuentran

formando el gas, produciendo rocío, neblina o, en caso de que la temperatura sea lo

suficientemente baja, escarcha.

36  

Para una masa dada de gas, que contiene una cantidad dada de vapor de agua (humedad

absoluta), se dice que la humedad relativa es la proporción de vapor contenida en

relación a la necesaria para llegar al punto de saturación, expresada en porcentaje.

Cuando el gas se satura (humedad relativa igual al 100%) se llega al punto de rocío

Para el cálculo se puede utilizar esta fórmula:

Formula N°1. Punto de roció

.

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Punto_de_roc%C3%ADo

Elaborado por: Klever Caiza

DONDE:

Pr = Punto de rocío.

T = Temperatura en grados Celsius.

H = Humedad relativa.

2.6.7. Calor Latente de Vaporización

Para pasar de la fase líquida a la fase de vapor se necesita una absorción de energía por

parte de las moléculas líquidas, ya que la energía total de estas es menor que la de las

moléculas gaseosas.

En el caso contrario, en la condensación, se produce un desprendimiento energético en

forma de calor. El calor absorbido por un líquido para pasar a vapor sin variar su

37  

temperatura se denomina calor de vaporización. Se suele denominar calor latente de

vaporización cuando nos referimos a un mol.

El calor molar de vaporización se podría referir a un proceso termodinámico a volumen

constante o a presión constante, y los designaremos por (∆Hv)v y (∆Hv)p. En el primer

proceso, el intercambio calórico que entra en juego se invierte en vencer la fuerza de

atracción del líquido y se suele denominar calor latente interno de vaporización molar.

2.6.8. Poder calorífico

El poder calorífico (Qpc) de un combustible es una propiedad muy importante, porque

determina la cantidad de calor (y finalmente de trabajo) que se puede obtener de la

unidad de masa o volumen del combustible, quemándolo completamente.

La unidad que se emplea para medir la cantidad de calor desarrollada en la combustión

se la denomina poder calorífico.

Se entiende por poder calorífico de un combustible, la cantidad de calor producida por

la combustión completa de un kilogramo de esa sustancia. (Ver Tabla N° 3)

Tal unidad se la mide en kcal/kg, Kcal/m3, kJ/kg, kJ/m3 o BTU/kg.

Se recuerda que de 1 kcal se obtiene 4.2 kJ o 3.97 BTU del trabajo (1J= 1Nm,

1kJ=103J=1kNm y 1BTU=1055J)

Principalmente se distingue dos tipos de poderes caloríficos:

1.- Poder calorífico superior (bruto) Qpcs, que es la cantidad de calor obtenida de la

unidad de masa o de volumen, cuando el agua formada por la combustión se condensa

completamente durante la prueba (pues se encuentra en estado líquido).

38  

2.- Poder calorífico inferior (neto), Qcpi, que es la cantidad de calor obtenida de la

unidad de masa o de volumen, cuando el agua formada por la combustión existe solo en

el vapor (gaseoso).

Tabla N° 3. Características de combustibles

CARACTERÍSTICAS DE COMBUSTIBLES

COMBUSTIBLE CARBÓN HIDRÓGENO AZUFRE PODER

CALORÍFICO

GAS NATURAL

(peso) 69.98 % 22.31 % 0 %

21 830

Btu/Lb

12.115

Kcal/Kg

DIESEL (peso) 85.8 % 12.7 % 0.2 % 19 420

Btu/Lb

10.778

Kcal/Kg

COMBUSTOLEO

(peso) 86.6 % 10.9 % 2.09 %

18 830

Btu/Lb

10.451

Kcal/Kg

Fuente: www.google.com, poder calorífico.

Elaborado por: Klever Caiza

39  

Tabla N° 3.1. Características de diesel

Pruebas Unidad Especificaciones

Nacionales (MEIC) *

Estadísticas Recope Método

Prom. Mín. Máx. ASTM

Destilación

°C

220 201 252

D-86 (%recuperado vs.°C)

360 máximo

274 241 291

10 % 50% 90% Punto 331 310 345

Final 361 243 378

Color ASTM

3 máximo 15 0,5 2,0 D-1500

Temperatura de °C 52 mínimo 75 57 95 D-93

inflamación

Viscosidad a 40ºC cSt 1,9 / 5,5 3,04 2,27 4,26 D-445

Temperatura de °C 5 máximo -15 -26 -2 D-97

escurrimiento

Azufre* % m/m 0,45 máximo 0,3 0,1 0,48 D-2622 D-

1266

Densidad a 15 ºC + Kg/m 3 reportar valor 851,3 838,8 863,9 D-1298

Indice de cetano

45 mínimo 48,1 42,2 51,5 D-976

Corrosión al cobre 3h

Std.2 1a 1a 1a D-130

a 50ºC

Agua y sedimentos % v/v 0,05 máximo 0,002 0,00 0,25 D-2709

Ceniza % m/m 0,01 máximo - - - D-482

Residuo Carbón % m/m 0,35 máximo 0,02 0,00 0,08 D-189

Conradson

Fuente: www.google.com, característica diesel.pdf

Elaborado por: Klever Caiza

40  

Gas−oil: es denso, menos volátil que el petróleo. Su poder calorífico es igual a 10250

cal / Kg. Se lo utiliza mucho en calefacción y para hornos industriales y metalúrgicos.

Diesel−oil: es un subproducto obtenido de los derivados más pesados del petróleo. Se

quema más lentamente que el gas−oil. Se utiliza sólo en motores Diesel lentos en los

cuales el combustible dispone más tiempo para quemar. Su poder calorífico es de

11000 cal / Kg.

Gas natural: Es el gas que se obtiene directamente de los yacimientos petrolíferos.

Este gas es el encargado de empujar al petróleo a la superficie. Su uso es muy utilizado

en los alrededores de los yacimientos. Su poder calorífico es de 9500 cal / m3.

2.7. Proceso o Fenómeno de Condensación

Se denomina condensación al proceso físico que consiste en el paso de una sustancia en

forma gaseosa a forma líquida. Es el proceso inverso a la vaporización. Si se produce

un paso de estado gaseoso a estado sólido de manera directa, el proceso es llamado

sublimación inversa.

Aunque el paso de gas a líquido depende, entre otros factores, de la presión y de la

temperatura, generalmente se llama condensación al tránsito que se produce a presiones

cercanas a la ambiental. Cuando se usa una sobrepresión elevada para forzar esta

transición, el proceso se denomina licuefacción.

El proceso de condensación suele tener lugar cuando un gas es enfriado hasta su punto

de rocío. Sin embargo este punto también puede ser alcanzado variando la presión. El

equipo industrial o de laboratorio necesario para realizar este proceso de manera

artificial se llama condensador

41  

La ciencia que estudia las propiedades termodinámicas del aire húmedo y los efectos

que tiene la variación de la humedad atmosférica sobre los materiales y el ser humano.

Las interrelaciones entre los parámetros que determinan la condición del aire húmedo

se representan en los diagramas psicrométricos. La condensación es un proceso regido

con los factores en competición de energía y entropía. Mientras que el estado líquido es

más favorable desde el punto de vista energético, el estado gas es el más entrópico.

2.7.1. Diagrama de Fase

Un típico diagrama de fase. La línea de puntos muestra el comportamiento anómalo del

agua. La línea verde marca el punto de congelación y la línea azul, el punto de

ebullición. Se muestra cómo varían con la presión. (Ver Figura N° 8)

En termodinámica y ciencia de materiales se denomina diagrama de fase a la

representación gráfica de las fronteras entre diferentes estados de la materia de un

sistema, en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo. Cuando en

una de estas representaciones todas las fases corresponden a estados de agregación

diferentes se suele denominar diagrama de cambio de estado.

En ciencia de materiales se utilizan ampliamente los diagramas de fase binarios,

mientras que en termodinámica se emplean sobre todo los diagramas de fase de una

sustancia pura.

2.7.2. P

Es import

punto llam

fluido su

Modifican

producen

utilizadas

Fuente: http

Punto Crític

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43  

2.7.3. Condensador

Es un elemento intercambiador térmico, en cual se pretende que cierto fluido que lo

recorre, cambie a fase líquida desde su fase gaseosa mediante el intercambio de calor

(cesión de calor al exterior, que se pierde sin posibilidad de aprovechamiento) con otro

medio.

Un condensador es un cambiador de calor latente que convierte el vapor de su estado

gaseoso a su estado líquido, también conocido como fase de transición.

2.7.4. Función del condensador

La función principal del condensador en una central térmica es ser el foco frío o

sumidero de calor dentro del ciclo termodinámico del grupo térmico. Por tanto, su

misión principal es condensar el vapor que proviene del escape de la turbina de vapor

en condiciones próximas a la saturación y evacuar el calor de condensación (calor

latente)

Las condiciones en el interior del condensador son de saturación, es decir, está a la

presión de saturación correspondiente a la temperatura de condensación del vapor. Esta

presión es siempre inferior a la atmosférica, es decir, se puede hablar de vacío.

Como se menciono el proceso de condensación se llevara a cabo mediante una

variación de temperaturas para la cual se utilizara principios básicos de refrigeración

los cuales nos permitirán alcanzar las temperaturas adecuadas y cada uno de los puntos

de rocío del gas con la finalidad de fraccionarlo y separarlo.

44  

2.8. Refrigeración

La refrigeración es el proceso de reducción y mantenimiento de la temperatura de un

objeto o espacio. La reducción de temperatura se realiza extrayendo energía del cuerpo,

generalmente reduciendo su energía térmica, lo que contribuye a reducir la temperatura

de este cuerpo.

La refrigeración implica transferir la energía del cuerpo que pretendemos enfriar a otro,

aprovechando sus propiedades termodinámicas. La temperatura es el reflejo de la

cantidad o nivel de energía que posee el cuerpo, ya que el frío propiamente no existe,

los cuerpos solo tienen más o menos energía térmica. De esta manera enfriar

corresponde a retirar Energía (calor) y no debe pensarse en términos de " producir frío

o agregar frío".

En el proceso de refrigeración participa las frigorías que es una unidad de energía del

Sistema Técnico para medir la absorción de energía térmica. Equivale a una kilocaloría

negativa. Está definida como la energía que hay que sustraer de un kilogramo de agua a

15,5 ºC, a presión normal, para reducir su temperatura en 1 ºC.

2.9. Tamices Moleculares

Un tamiz molecular es un material que contiene poros pequeños de un tamaño preciso y

uniforme que se usa como agente adsorbente para gases y líquidos.

La moléculas que son lo suficientemente pequeñas para pasar a través de los poros son

adsorbidas, mientras que las moléculas mayores no. A diferencia de un filtro, el

proceso opera a un nivel molecular.

Por ejemplo, una molécula de agua puede ser lo suficientemente pequeña para pasar,

mientras que otras moléculas más grandes no pueden hacerlo. Aprovechando esta

45  

propiedad, a menudo se emplean como agentes desecantes. Un tamiz molecular puede

absorber hasta un 22% de su propio peso en agua.

A menudo consisten de minerales de aluminosilicatos, arcillas, vidrios porosos,

carbones micro porosos, zeolitas, carbón activado o compuestos sintetizados que tienen

estructuras abiertas a través de las cuales pueden difundir moléculas pequeñas como las

del agua o el nitrógeno.

Los tamices moleculares se usan ampliamente en la industria del petróleo,

especialmente para la purificación de corrientes de gas, y en los laboratorios de química

para separar compuestos y para el desecado de los reactivos.

El mercurio que contiene el gas natural es extremadamente perjudicial para las tuberías

de aluminio y otras partes de los equipos de licuefacción, por lo que se emplea silica

gel en este caso.

Los métodos para regenerar los tamices moleculares incluyen los cambios de presión

(como en los concentradores de oxígeno), calentamiento y purga con un gas portador, o

calentar al vacío extremo.

2.9.1. Granulometría de Tamices

• 3A (tamaño de poro de 3 Å): Adsorbe NH3, H2O, (pero no C2H6), bueno para secar

líquidos polares.

• 4A (tamaño de poro de 4 Å): Adsorbe H2O, CO2, SO2, H2S, C2H4, C2H6, C3H6,

etanol. No adsorbe C3H8 e hidrocarburos superiores. Bueno para secar líquidos y

gases no polares.

46  

• 5A (tamaño de poro de 5 Å): Adsorbe hidrocarburos normales (lineales) hasta n-

C4H10, alcoholes hasta C4H9OH, mercaptanos hasta C4H9SH. No adsorbe

isocompuestos o anullos mayores que C4.

• 10X (tamaño de poro de 8 Å): Adsorbe hidrocarburos ramificados y aromáticos.

Útil para secar gases.

• 13X (tamaño de poro de 10 Å): Adsorbe di-n-butilamina (pero no tri-n-

butilamina). Util para secar hexametilfosforamida.

2.9.2. Gel Silice

• 3A (tamaño de poro de 3 Å): Adsorbe NH3, H2O, (pero no C2H6), bueno para

secar líquidos polares.

• 4A (tamaño de poro de 4 Å): Adsorbe H2O, CO2, SO2, H2S, C2H4, C2H6, C3H6,

etanol. No adsorbe C3H8 e hidrocarburos superiores. Bueno para secar líquidos y

gases no polares.

• 5A (tamaño de poro de 5 Å): Adsorbe hidrocarburos normales (lineales) hasta n-

C4H10, alcoholes hasta C4H9OH, mercaptanos hasta C4H9SH. No adsorbe

isocompuestos o anullos mayores que C4.

• 10X (tamaño de poro de 8 Å): Adsorbe hidrocarburos ramificados y aromáticos.

Útil para secar gases.

• 13X (tamaño de poro de 10 Å): Adsorbe di-n-butilamina (pero no tri-n-

butilamina). Util para secar hexametilfosforamida.

2.9.2.1. Propiedades

Su gran porosidad, que le otorga alrededor de 800 m²/g de superficie específica, le

convierte en un adsorbente de agua. Por este motivo se utiliza para reducir la humedad

47  

en espacios cerrados; normalmente hasta un 40%. Cuando se ha saturado de agua el gel

se puede regenerar sometiéndolo a una temperatura de 150ºC, a razón de 1,5 horas por

litro de agua.

Este gel no es tóxico, inflamable ni químicamente reactivo. Sin embargo, los pequeños

envases de gel llevan un aviso sobre su toxicidad en caso de ingestión. Se debe a que el

cloruro de cobalto que se suele añadir para indicar la humedad del gel sí es tóxico. El

cloruro de cobalto reacciona con la humedad, cuando está seco es de color azul y se

vuelve rosa al adsorber humedad. El polvo que se forma al manipular este material

puede generar silicosis si se respira.

2.10. Análisis Cromatográficos – Cromatografía de gases

La cromatografía de gases es una técnica cromatográfica en la que la muestra se

volatiliza y se inyecta en la cabeza de una columna cromatográfica.

La elución se produce por el flujo de una fase móvil de gas inerte. A diferencia de los

otros tipos de cromatografía, la fase móvil no interacciona con las moléculas del

analito; su única función es la de transportar el analito a través de la columna.

Existen dos tipos de cromatografía de gases (GC): la cromatografía gas-sólido (GSC) y

la cromatografía gas-líquido (GLC), siendo esta última la que se utiliza más

ampliamente, y que se puede llamar simplemente cromatografía de gases (GC). En la

GSC la fase estacionaria es sólida y la retención de los analitos en ella se produce

mediante el proceso de adsorción. Precisamente este proceso de adsorción, que no es

lineal, es el que ha provocado que este tipo de cromatografía tenga aplicación limitada,

ya que la retención del analito sobre la superficie es semipermanente y se obtienen

picos de elución con colas. Su única aplicación es la separación de especies gaseosas de

48  

bajo peso molecular. La GLC utiliza como fase estacionaria moléculas de líquido

inmovilizadas sobre la superficie de un sólido inerte.

La GC se lleva a cabo en un cromatógrafo de gases. Éste consta de diversos

componentes como el gas portador, el sistema de inyección de muestra, la columna

(generalmente dentro de un horno), y el detector. (Ver Figura 4)

Figura N° 4. Cromatógrafo de gases

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Cromatografo_de_gases_diagrama.png

Elaborado por: Klever Caiza

2.10.1. Gas portador

El gas portador cumple básicamente dos propósitos: Transportar los componentes de la

muestra, y crear una matriz adecuada para el detector. Un gas portador debe reunir

ciertas condiciones:

49  

• Debe ser inerte para evitar interacciones (tanto con la muestra como con la fase

estacionaria)

• Debe ser capaz de minimizar la difusión gaseosa -Fácilmente disponible y puro -

Económico -Adecuado al detector a utilizar

El gas portador debe ser un gas inerte, para prevenir su reacción con el analito o la

columna. Generalmente se emplean gases como el helio, argón, nitrógeno, hidrógeno o

dióxido de carbono, y la elección de este gas en ocasiones depende del tipo de detector

empleado. El almacenaje del gas puede ser en balas normales o empleando un

generador, especialmente en el caso del nitrógeno y del hidrógeno.

2.11. Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el sector

petrolero nacional

En este punto se menciona las alternativas que se pueden ejecutar para reducir las

emisiones de gases de efecto invernadero.

2.11.1. La negociación internacional: EL Protocolo de Kioto

El protocolo de Kioto (PK) de la convención Marco de las Naciones Unidas sobre

Cambio Climático (CMMUCC) se orienta a la limitación de las emisiones de los Gases

de Efecto Invernadero (GEI), y establece compromisos cualitativos de limitación y

reducción de emisiones para los países treinta y ocho países en total, países

industrializados. En conjunto estos países apuntan a reducir, durante el periodo 2008-

2012, las emisiones del GEI siendo los principales el dióxido de carbono (CO2) y el

metano (CH4), en un promedio global de 5,2% por debajo del nivel emitido en el año

base de 1990. Insuficiente, dicen muchos, dado el problema del calentamiento global y

50  

de los desequilibrios del sistema climático, pero un primer esfuerzo dentro de las

complicadas negociaciones internacionales cuyo próximo hito importante será a finales

de año en Copenhagen, Dinamarca.

El protocolo trazo “nuevos horizontes” al establecer sus innovadores “mecanismos

cooperativos” que apuntan a reducir el costo de disminuir las emisiones: el Comercio

Internacional de emisiones (CIE), la implementación conjunta (IC), y el Mecanismo de

Desarrollo Limpio (MDL). De interés particular para el Ecuador es el MDL, único

instrumento al cual, por el momento, han accedido los países sin compromisos de

reducir sus emisiones.

Aunque los mecanismos de flexibilidad del protocolo o instrumentos cooperativos

orientados a la compensación del carbono – fueron diseñados como un medio adecuado

para impulsar el desarrollo sostenible de los países en desarrollo.

2.11.2. El mecanismo de desarrollo limpio

El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL): Instrumento del Protocolo, es un esquema

basado en proyectos que sirve o es un medio para ayudar a los países en desarrollo,

alcanzar el desarrollo sostenible y contribuir con el objetivo último de la Convención,

así como ayudar a las países en desarrollo a dar cumplimiento a sus compromisos

cuantificados de limitación y reducción de emisiones.

El MDL proporciona los medios para que los países desarrollados contribuyan

financieramente como medidas de reducción de GEI, a través de proyectos de

secuestro y mitigación implementados en países en desarrollo. A cambio de esto los

inversionistas recibirán las Reducciones de Emisiones Certificadas o CERs (por sus

siglas en inglés), las cuales servirán parcialmente para alcanzar sus metas designadas.

51  

El MDL puede convertirse en un instrumento valioso para alcanzar una reducción en la

quema ineficiente de gas, mediante la promoción y apalancamiento de inversiones en

esta área. La entrada de vigilancia del protocolo y el creciente desarrollo del mercado

del carbono ratifican la aportación potencial del MDL para contribuir con el

financiamiento de proyectos que disminuyan el desperdicio y quema del gas asociado;

así como para generar otros beneficios que promuevan desarrollo sostenible en el sector

petrolero.

2.12. Aplicaciones

El gas natural es un combustible fósil extraído del subsuelo y que puede ser utilizado

como fuente de energía para el uso doméstico, industrial, comercial, así como para la

generación de energía eléctrica.

Aunque también es utilizado como materia prima en la industria química, el principal

uso del gas natural es como combustible. De los combustibles fósiles el gas natural es

el más limpio, al tiempo que se han desarrollado para su utilización final de los equipos

y nuevas tecnología con elevados rendimientos.

El gas asociado puede utilizarse tal como sale del yacimiento (aunque puede ser

necesarias operaciones de filtrado y secado, sobre todo para aumentar la duración de las

canalizaciones por donde va a transcurrir). El problema principal es su transporte.

Se puede enviar a través de gasoductos o licuando primero el gas (comprimiéndolo y

bajando mucho su temperatura), cargando el líquido en un buque metanero y

regasificándolo en el punto de destino. Su uso principal es el de combustible para

proporcionar calor, impulsar turbinas productoras de electricidad o mover motores.

También se emplea como materia prima en la fabricación de abonos nitrogenados.

52  

2.12.1. Principales usos del gas natural por sector productivo

El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la generación

eléctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece grandes ventajas en

procesos industriales donde se requiere de ambientes limpios, procesos controlados y

combustibles de alta confiabilidad y eficiencia.

2.12.1.1. Gas en plantas de producción de petróleo

En la mayor parte de los casos, el objetivo de reducir la emisión de contaminantes de

los diferentes usos energéticos y procesos va de la mano con el ahorro de energía. La

promoción del uso racional de energía y la reducción de contaminación son

consideradas de máxima prioridad por las compañías de producción de petróleo. Los

ahorros de energía que se obtienen por aplicaciones de técnicas que utilizan

preferentemente el gas natural dan lugar a menor consumo y por consiguiente menor

contaminación.

Es usado generalmente en procesos de deshidratación térmica de petróleo remplazando

al crudo y diesel como combustible.

2.12.1.2. Gas para generación eléctrica

El gas natural se ha constituido en el combustible más económico para la generación de

electricidad, ofrece las menores oportunidades en términos de economía, aumento de

rendimiento y reducción de impacto ambiental.

53  

2.12.1.3. Gas para uso vehicular

Generalmente es solo metano y se usa como combustible en vehículos con Motores de

combustión interna en reemplazo de las gasolinas, tiene bajo costo y menor incidencia

en la contaminación ambiental.

2.12.1.4. Gas para la industria

Reemplaza ventajosamente a otros combustibles. Ideal para procesos industriales, como

la industria de la cerámica, del cemento y la fabricación de vidrio. En la fabricación del

acero puede ser usado como reductor siderúrgico en lugar del coque (hierro esponja).

Es también utilizado como materia prima en la industria petroquímica y para la

producción de amoniaco, urea en la industria del fertilizante.

2.12.1.5. Especificaciones para el uso

Las especificaciones del gas para consumo son:

Poder calorífico superior (PCS) a 20ºc e 1 atm: 8.500 a 12.500 kcal/m3

Poder calorífico inferior (PCI) a 20ºc e 1 atm: 7.600 a 11.500 kcal/m3

Azufre total: 110 mg/m3 máximo

Densidad relativa del aire a 20ºc: 0,60 a 0,81

H2s: 29 mg/m3 máximo.

Exento de hidrocarburos condensados, petróleos y partículas sólidos.

2.12.1.6. Ventajas

Ventajas del gas natural como combustible

Mejor rendimiento en la combustión

54  

Ausencia de corrosión en las instalaciones

Aumento en la calidad del producto final

Supresión de la necesidad del almacenamiento de combustible

Reducción de pérdidas de combustibles en su transporte por el avance de las

técnicas de canalización

Combustión controlable sin necesidad de personal especializado

Combustión exenta de agentes contaminantes

El gas natural cuenta con un precio competitivo

Tiene varias ventajas operacionales frente a otros combustibles

Su combustión es mucho más limpia que la de otros combustibles, lo que facilita el

cumplimiento de exigentes normas ambientales.

Dada la limpieza de su combustión, permite explorar mercados a los que

anteriormente era difícil ingresar por restricciones medioambientales.

2.13. Transporte

El gas natural se suele transportar por gasoductos hasta los consumidores, que lo

utilizan como combustible o, en ocasiones, para fabricar productos petroquímicos. Se

utilizan los sistemas de control y de captación de datos (SCADA) con el propósito de

conservar informaciones precisas y continuas sobre los gasoductos. Se trata de sistemas

informáticos asociados a una transmisión por satélite o por teléfono que permiten la

obtención de información de las diferentes secciones del gasoducto, así como el control

del flujo del gas. Puede licuarse a temperaturas muy bajas y transportarse en buques

especiales; este método es mucho más costoso que transportar petróleo en un petrolero.

Las empresas que explotan los gasoductos pueden requerir dispositivos inteligentes

55  

robotizados de inspección para explorar el interior de los gasoductos, medir el diámetro

interior y limpiar los restos.

El gas natural compite en numerosos mercados, especialmente el de la calefacción de

viviendas, oficinas, fábricas y procesos industriales. Los avances tecnológicos a nivel

del proceso de licuado, cuyo propósito es la metamorfosis del gas natural en gas natural

licuado (GNL), benefician el crecimiento del comercio nacional y al cuidado del medio

ambiente.

2.14. Energía y política ambiental

El sector energético debe implementar un plan estratégico para utilizar los recursos

hidrocarburiferos al máximo con la finalidad de no contaminar nuestro ecosistema y

ayudando a mejorar la economía de nuestro país con combustibles de costo bajo y de

calidad como es el gas procesado.

2.14.1. Energía

El Ecuador requiere repensar íntegramente su sector energético. No es posible seguir

manejándolo sin una planificación estratégica y en forma de compartimientos aislados.

Los hidrocarburos, la electricidad, y las diversas formas de energía renovables merecen

ser tratados íntegramente y bajo un esquema profundamente renovador. Además hace

falta una adecuada política que alienta el uso eficiente de la energía el uso eficiente de

la energía disponible y el desarrollo de una cultura de ahorro.

El eje fundamental de la oferta energética a nivel mundial se sostendrá entre el petróleo

y gas, en los próximos años, en un lapso que, a grandes rasgos, coincide con las

56  

expectativas de duración de las reservas del Ecuador. Reconociendo estos límites

claramente previsibles, el Ecuador no puede adoptar una estrategia sustentada en

extraer la mayor cantidad de petróleo en el corto plazo, menos aun entregando el grueso

de la renta petrolera a las empresas extranjeras. Se ha comprobado que producir más

en las actuales condiciones no representa mayores beneficios para la sociedad. Es

necesario prevenir a tiempo de modo que el Ecuador no se vuelva un país importador

de petróleo cuando los precios estén aun a niveles más altos.

En cuanto al gas las entidades que manejan el sector energético debería darle la

importancia correspondiente al gas que se quema en el oriente ecuatoriano

implementado proyectos de generación eléctrica, industriales, de transporte y de

servicios con uso de gas Natural, incluyendo Gas Natural licuado, en reemplazo del

GLP y Diesel.

2.14.2. Política ambiental

La política ambiental en el uso del gas asociado en el Distrito Oriente, debería estar

orientado a los mecanismo de desarrollo limpio para la reducción de emisiones de gases

de efecto invernadero (GEI) en el sector petrolero nacional.

El mecanismo de desarrollo limpio (MDL) es un instrumento del Protocolo de Kioto

mediante el cual las naciones ricas pueden superar sus límites de emisiones de gases de

efecto invernadero si financian proyectos para reducirlas en las naciones en desarrollo.

El objetivo del MDL es que las naciones industrializadas invirtieran en proyectos para

reducir las emisiones en los países en desarrollo a fin de compensar las que no lograron

disminuir dentro de su propio territorio.

57  

Los gases de efecto invernadero como el dióxido de carbono, el metano y el óxido

nitroso, son considerados por la mayoría de los científicos como responsables del

recalentamiento planetario y del consiguiente cambio climático.

Eso implica un aumento sustancial de la inversión en tecnología limpia y acuerdos para

compartirla, un compromiso para fomentar los mercados de energía y convenios de

seguridad para que sea atractivo para las naciones en desarrollo impulsar un

crecimiento económico con emisiones.

Para ser aprobados, los proyectos de MDL deberían seguir un ciclo internacional, cuyas

diferentes etapas serán evaluados por instancias administrativas relacionadas. A nivel

internacional las principales son la Junta Ejecutiva para el MDL, órgano de la

Convención Marco sobre Cambio Climático, y sus Entidades operacionales

Acreditadas y a nivel nacional la Autoridad Nacional para el MDL.

Otros beneficios asociados con la aplicación del mecanismo de desarrollo limpio

(MDL) son:

Contribuir al ajuste de una nueva realidad enmarcada dentro de una economía más

sostenible y competitiva con una menor dependencia de las fuentes fósiles;

Proveer oportunidades de inversión en nuevos mercados y tecnologías;

Asociar a los involucrados en los proyectos con el desarrollo sostenible, así como

en el mejoramiento ambiental, social y económico de las comunidades en

desarrollo alrededor del mundo.

Un proyecto y su capacidad de mitigación al cambio climático no podrían adquirir

valor en el mercado internacional de emisiones si no ha sido sometido a un ciclo

58  

internacional de verificación, el cual ha sido diseñado específicamente para identificar,

cuantificar y monitorear las reducciones efectuadas.

 

CAPÍTULO III

59  

CAPÍTULO III

DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS AUCA CENTRAL, AUCA SUR, YUCA, ANACONDA, CULEBRA, YULEBRA Y CONONACO

3. Cálculo de petróleo y gas inicial en el yacimiento

El cálculo de reservas de los yacimientos es particularmente importante porque sirve

como guía para los programas de desarrollo del campo. Las reservas de petróleo se

obtienen por lo general aplicando factores de recuperación al petróleo en el yacimiento.

El petróleo en el yacimiento se calcula bien sea por los métodos volumétricos o de

balance de materiales. Los factores de recuperación se determinan a partir de: a)

Estudios de eficiencia de desplazamiento, b) Correlaciones basadas en estudios

estadísticos de tipos particulares de mecanismos que operan en los yacimientos.

3.1. Método volumétrico

El método volumétrico para calcular el petróleo en el yacimiento se basa en:

a) Información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se determina el

volumen total, porosidad y saturación de fluidos

b) Del análisis de fluido de donde se determina el factor volumétrico del petróleo.

A condiciones iníciales; un acre-pie de roca productiva del yacimiento contiene:

Agua intersticial = 7758 *�*

Petróleo a condiciones del yacimiento = 7758 *�* 1

Petróleo fiscal = 7758 *�* 1 /

60  

De donde:

7758 barriles equivalen a 1 acre – pie,

Φ es la porosidad expresada como fracción del volumen total

es la saturación de agua innata o intersticial expresada como fracción del volumen

poroso

es el factor volumétrico inicial del petróleo en el yacimiento

3.2. Cálculo de reservas de petróleo

Para el cálculo de las reservas iníciales de petróleo se ha actualizado el método

volumétrico, el cual, es recomendado por la Subgerencia de Exploración y Desarrollo

de PETROPRODUCCIÓN.

Formula N°2. Cálculo de reservas de petróleo

Reservas originales = N*Fr

Fuente: Subgerencia de Exploración y Desarrollo de PETROPRODUCCIÓN – Lago Agrio.

Elaborado por: Klever Caiza

De donde:

N = petróleo in situ (BN)

A = área del yacimiento (acres)

Ho = espesor de la formación saturado de petróleo (pies)

= porosidad (%)

= saturación de agua (%)

= Factor volumétrico inicial (BY/BN)

Fr = factor de recobro

61  

3.3. Cálculo de reservas de gas

Para el cálculo de las reservas iníciales de gas se han considerado que los campos en

estudio se tratan de yacimientos subsaturados, es decir, que se encuentran sobre el

punto de burbuja. Para el cálculo de este gas se utiliza la siguiente expresión:

Formula N° 3. Cálculo de reservas de gas

Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

Elaborado por: Klever Caiza

De donde:

G = Volumen de gas inicial en el yacimiento (MMPCS)

N = Volumen de petróleo inicial en el yacimiento (MMBN)

= Relación de gas petróleo inicial (PCS/ BN)

Debido a que los campos en estudio son yacimientos subsaturados se considera que el

valor .

3.4. Reservas remanentes de petróleo y gas Las reservas de petróleo y gas remanente se obtiene utilizando las siguientes ecuaciones.

Formula N° 4. Reservas remanentes de petróleo y gas

Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

Elaborado por: Klever Caiza

62  

De donde Nr = volumen de petróleo remanente (BN)

Np = volumen de petróleo producido (BN)

Gr = volumen de gas remanente (MM PCN)

Gp = volumen de gas producido (MM PCN)

3.5. Proyección de producción de petróleo y gas Para realizar la proyección de producción tanto de petróleo como gas se utiliza la

ecuación de declinación exponencial, la cual es aplicada por la Subgerencia de

Exploración y Desarrollo de PETROPRODUCCIÓN, debido que al realizar el ajuste

esta distribución se empata con la curva de producción real. La ecuación se define de la

siguiente manera:

Formula N° 5. Proyección de producción de petróleo y gas

D = a * e- d

Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

Elaborado por: Klever Caiza

De donde:

D = tasa actual (BPPD)

a = Tasa real (BPPD)

d = porcentaje de declinación de producción

63  

3.6. Campo Auca

En el Campo Auca se analizara la producción de gas y los grupos electrógenos que

tiene cada campo para determinar si es recomendable implementar un sistema modular

de tratamiento de gas para usarlo en los generadores como combustible.

3.6.1. Generalidades

El campo fue descubierto por la compañía TEXACO, con la perforación del pozo Au-1

el 16 de febrero de 1970 y actualmente es uno de los campos operados por

PETROPROCUCCIÓN en la cuenca oriente del Ecuador, ubicada entre los meridianos

76º50’ y 77º55’ y los paralelos 0.354 y 0.46 sur, localizada a unos 260 Km al Este de

Quito y 100 Km al sur de la frontera de Colombia.

El campo Auca-Auca sur está ubicado en la provincia de Francisco de Orellana, 260

KM al oeste de Quito, aproximadamente a 20 Km al sur del campo Sacha y a 100 Km

al sur de la frontera con Colombia. Está limitado por los siguientes campos: al norte

con los campos Culebra y Yulebra, Sacha y Yuca; al este con Anaconda, Pindo y

Conga; al sur Cononaco; y, al oeste con Puma.

Hasta la actualidad se han perforado 70 pozos incluidos los pozos AuS-1, AuS-2, AuS-

3, AuS-4 y los inyectoresAuI-12 AuI-41. (Ver Tabla N° 4)

El Campo Auca es el tercero en importancia de producción de los campos después de

Shushufindi y Sacha. Ubicación del Campo Auca (Ver Grafico N°1).

Fuente: Dep

G

partamento de

6

Grafico N° 1

Ingeniería Ci

Elaborado po

64  

1 Campo A

vil – PETROP

or: Klever Caiz

Auca

PRODUCCIÓ

za

ÓN- Área Auca

65  

Tabla N° 4. Características del Campo Auca

CAMPO AUCA Auca Central Auca Sur Auca Sur

1-2-3-4

Número de pozos perforados 30 37 4

Número de pozos cerrados 6 8 1

Número de pozos productores 23 25 3

Número de pozos inyectores 0 2 0

Número de pozos re inyectores 1 2 0

Pozos con bombeo hidráulico 5 16 0

Pozos con bombeo eléctrico sumergible 18 8 3

Flujo natural 0 0 0

Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO

POR PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

3.6.2. Geología

La geología del campo Auca se describirá en la estructura y estratigrafía.

3.6.2.1. Estructura

El campo se estructura como un anticlinal complejo, fallando, asimétrico, irregular,

alongado de dirección norte- sur, alineándose en el eje central del corredor Sacha –

Shushufindi de la cuenca oriental, en el que se ubican los principales campos

productores del área. Tiene una longitud aproximadamente de 29 Km y un ancho

aproximado de 3 Km en el centro y Sur del campo, se ensancha hacia norte a 4 Km,

66  

dando un área aproximadamente de 100 Km2. La estructura Auca se formo en el

Maestrichtiano por deformación sedimentaria de los depósitos de la formación Tena.

3.6.2.2. Estratigrafía

El análisis litoestratigráfico de las series prospectivas de edad cretácico está constituida

por depósitos fluviales de la formación Hollín y los depósitos marinos de plataforma

estable de la formación Napo.

Los yacimientos de producción del campo Auca son: Hollín, Napo “U”, Napo “T” y

Basal Tena.

3.6.3. Instalaciones de superficie

En el campo Auca se encuentran actualmente operando las siguientes estaciones de

producción:

• Estación Central

• Estación Sur

• Mini estación Sur 1-2-3-4

En estas estaciones se procesa el crudo proveniente de los pozos, además de tratarlos y

dejarlos adecuados para su transportación.

3.6.3.1. Estaciones de producción

La producción de crudo que se obtiene de los diferentes pozos que llegan a una estación

de producción se somete a un tratamiento de separación de los fluidos que se

mencionan a continuación: el crudo que llega de los diferentes pozos del campo,

converge a un Manifold o múltiple, se distribuye por un conjunto de válvulas hacia los

67  

separadores de petróleo en donde empieza el proceso de separación, a continuación el

fluido proveniente de los separadores no es solo petróleo sino que viene asociado con

agua y un remanente de gas, esta agua debe ser separada en un proceso de lavado, el

cual se realiza en el tanque de lavado y el gas a través de la bota de gas. Posteriormente

a este proceso el petróleo va al tanque de surgencia para almacenar el petróleo y

eliminar los residuos de agua que se mantiene este crudo es enviado a el oleoducto y

sirve como fluido motriz para pozos que utilizan bombeo hidráulico.

3.6.3.1.1. Estación Auca Central

Las facilidades de superficie son:

• Veinte Múltiples o manifolds que tiene 4 líneas de distribución a los separadores.

• Un separador trifásico de prueba de 10000 BFPD

• Tres separadores trifásicos de producción con capacidades de 25000, 30000, 35000

BFPD

• Un tanque de lavado con una capacidad de 37600 Bls con su respectiva bota de gas

• Un tanque de estabilización con una capacidad de 28650 Bls

• Un tanque de almacenamiento de techo flotante con una capacidad de 100000 Bls

• Tres bombas triplex Worthington para oleoducto

• Dos bombas Waukesha (a gas) y una a diesel para el sistema de Bombeo

Hidráulico

• Sistema contra incendios (mecánico y eléctrico), con los siguiente implementos;

extintores, tanque de almacenamiento de espuma, tanque de almacenamiento de

agua, monitores con sus respectivos accesorios y mangueras, proporcionadores

portátiles rodantes de espuma.

68  

• Una piscina API

• Un tanque de almacenamiento de diesel

• Seis bombas neumáticas Texsteam para inyectar químico.

• Tres bombas de transferencia para enviar el crudo del tanque de surgencia al

tanque de oleoducto, con sus respectivos contadores.

• Tres tanques de almacenamiento de JP1, gasolina y diesel.

3.6.3.1.2. Estación Auca Sur

Las facilidades de producción en superficie son:

• Una batería de veinticinco múltiples o manifolds

• Dos separadores de prueba trifásico con una capacidad de 6000 y 10000 BFPD

• Tres separadores trifásico de producción con capacidades de 25000, 30000 y

35000 BFPD

• Un tanque de lavado con una capacidad de 50000 Bls con su respectiva bota de gas

• Un tanque de estabilización con una capacidad de 15000 Bls

• Seis unidades de alta presión para inyección de fluido motriz

• Dos unidades de transferencia de crudo a estación Auca Central

• Dos unidades para el sistema de reinyección de agua

• Dos unidades para el sistema contra incendios (mecánico y eléctrico), con los

siguientes implementos: extintores, tanque de almacenamiento de espuma, tanque

de almacenamiento de agua, monitores con su respectivos accesorios y mangueras,

proporcianadores portátiles rodantes de espuma

• Tres piscinas API

69  

• Un tanque de almacenamiento de diesel

• Cuatro bombas neumáticas Texsteam para inyección de químico

3.6.3.1.3. Mini Estación Auca Sur 1-2-3-4

Las facilidades de producción son:

• Dos tanque de almacenamiento con capacidades nominales de 2000 Bls y 600 Bls

• Dos botas de gas

• Un tanque de diesel de 8772 Bls

• Una bomba reciprocante con motor a diesel

• Una bomba reciprocante con motor eléctrico

• Dos bombas Texsteam para inyección de químico

• La Unidad ACT con un contador

3.6.4. Producción de petróleo y gas

Producción de petróleo promedio en Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1-2-3-4. (Ver

Tabla N° 5)

Tabla N° 5. Promedio de producción de petróleo de Auca Central y Sur 2009

ESTACIONES SEMESTRE Y JULIO 2009 BSW

API BFPD BPPD BAPD % AUCA CENTRAL 14.178 8.361 5.817 41 23,6 AUCA SUR 18.240 9.958 8.282 45 23,8 AUC SUR 1-2-3-4 1.339 1.065 274 20 23,3

TOTAL 33.756 19.383 14.373 42,58 23,6 Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

70  

Producción de gas promedio de Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1-2-3-4. (Ver

Tabla N° 6)

Tabla N° 6. Producción promedio de gas de Auca Central y Sur 2009

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Nota: Todos los volúmenes de gas de formación son tomados del Sistema AS- 400

(volúmenes teóricos calculados en pruebas de producción de los pozos con el GOR) y

gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

ESTACIÓN AUCA CENTRAL Promedio diario MPCS/D Promedio mensual MPCS/M

Gas de formación (producido) 515 15610

Gas combustible PPR 43 1303

Gas Quemado 471 14280

ESTACIÓN AUCA SUR Promedio diario MPCS/D

Promedio mensual MPCS/M

Gas de formación (producido) 1172 35520

Gas combustible PPR 50 1515

Gas Quemado 1122 34005

ESTACIÓN AUCA SUR 1-2-3-4 Promedio diario MPCS/D Promedio mensual

MPCS/M

Gas de formación (producido) 54 1645

Gas combustible PPR 0 0

Gas Quemado 54 1645

71  

Nomenclatura

Donde:

BFPD = Barriles de fluido por día.

BPPD = Barriles de petróleo por día.

BAPD = Barriles de agua por día.

MMPCS/D (MMSCF): Millones de pies cúbicos estándar por día.

MMPCS (MMSCF): Millones de pies cúbicos estándar.

MPCS/D = MSCF/D = Miles de pies cúbicos estándar por día

MPCS/M = MSCF/M = Miles de pies cúbicos estándar por mes

MPCS (MSCF): Miles de pies cúbicos estándar.

3.6.5

Mét

SEPAPROD

SEPAPROD

SEPAPROD

SALIDSCRU

Obs

meta

btu/s

gene

5. Análisis cro

todo de análisis

LUGAR

P/T

psi/°F

ARADOR DE DUCCIÓN NO. 1

24 / 130

ARADOR DE DUCCIÓN NO. 2

24 / 125

ARADOR DE DUCCIÓN NO. 3

25 / 114

DA DEL UBBER

20 / 95

servaciones: De

ano es alto en to

scf, valor que si

erador a sus dife

omatográfico de

: ASTM Stand

N2 CO2 CH4

%molar %molar %mola

5,53 13,20 48,06

5,82 5,58 57,42

5,20 14,90 50,79

5,95 3,59 56,33

el análisis crom

odos los puntos

irve en nuestro

erentes cargas de

el campo Auca C

dard D 1945 –

4 C2H6 C3H8 iC

ar %molar %molar %m

6 8,75 14,13 2

2 9,38 13,50 2

9 8,47 12,72 2

3 9,75 14,64 2

matográfico realiz

de muestreo, os

estudio para cal

e combustible.

Fuent

Central y Sur

Cua

81.

C4H10 nC4H10 iC5H12

molar %molar %molar

2,89 4,98 1,42

2,66 3,95 1,06

2,46 3,80 1,03

2,90 4,78 1,21

zado en el camp

scilando en un v

lcular los pies c

te: Laboratorio de C

Ela

72  

adro N° 1. Crom

nC5H12

Gravedad del gas

H2Teó

%molar lb/m

1,04 1,003 2754

0,63 0,938 2407

0,63 0,953 1750

0,85 0,967 1127

po Auca Central

valor de 48 %mo

cúbicos de gas q

Corrosión y Tratami

aborado por: Klever

matografía de A

2O rica G.P.M.

(glns/mscf)

Peso molecula

del gasmmscf

4,536 7,288 29,045

7,352 6,436 27,164

0,849 6,098 27,596

7,705 7,223 27,991

l, se observa qu

olar. El poder c

que se necesita p

iento Químico - Lag

r Caiza

Auca Central

ar s

T.S.C. P.S.C. P

G.R. psi a. b

5 439,525 637,855 12

4 438,831 655,026 12

6 421,501 637,655 11

1 451,981 656,738 13

ue el contenido d

calórico en las e

para remplazar

go Agrio

P.C.N. No.OCT Z

btu/scf Calcul. dimen

233,459 89,379 0,9

247,728 98,915 0,9

143,039 88,929 0,9

316,101 100,331 0,9

de dióxido de ca

estaciones se enc

los galones de

Pá

Z Ug Cg

a nsional cp 1/psia

991 0,9910 0,02606

991 0,9910 0,02606

992 0,9920 0,02573

990 0,9900 0,02911

arbono es bajo y

cuentra sobre lo

diesel que consu

ágina 1

Bg

ft3/scf

0,4276

0,4240

0,4108

0,4480

y el de

os 1000

ume el

Mét

Obs

es al

btu/s

gene

todo de análisis

LUGAR

P/

psi/

SEPARADOR DE PRODUCCION No. 1

2185

SEPARADOR DE PRODUCCION No. 2

28/10

SEPARADOR DE PRODUCCION No. 3

2292

SALIDAD DEL SCRUBBER

229

servaciones: De

lto en todos los

scf, valor que si

erador a sus dife

: ASTM Stand

/T N2 CO2

/°F %molar %molar %

1 / 5 4,08 9,43 6

8 8,6 4,86 6,64 6

2 / 2 5,30 21,25 4

2 / 1 4,73 6,66 6

l análisis croma

puntos de muest

irve en nuestro

erentes cargas de

dard D 1945 - 8

CH4 C2H6 C3H8

%molar %molar %molar

64,13 7,10 9,11

60,80 9,36 11,73

47,00 7,89 11,58

61,02 8,94 11,45

atográfico realiz

treo, oscilando e

estudio para cal

e combustible.

Fuent

Cu

81

iC4H10 nC4H10 iC5H1

%molar %molar %mol

1,98 3,03 0,81

2,14 3,15 0,82

2,15 3,36 0,91

2,22 3,43 0,92

zado en el campo

en un valor de 6

lcular los pies c

te: Laboratorio de C

Ela

73  

uadro N° 2. Cro

12 nC5H12

Gravedad del gas

T

ar %molar lb

0,33 0,850

2 0,50 0,89

0,56 0,952

2 0,63 0,893

o Auca Sur, se o

0 % molar, exce

cúbicos de gas q

Corrosión y Tratami

aborado por: Klever

omatografía de A

H2O Teorica

G.P.M. (glns/mscf)

Pemolec

del b/mmscf

802,138 4,518 24,6

1378,11 5,393 25,7

972,78 5,476 27,5

943,025 5,514 25,8

observa que el co

epto el tercer sep

que se necesita p

iento Químico - Lag

r Caiza

Auca Sur

eso cular gas

T.S.C. P.S.C. P

G.R. psi a. b

607 404,659 647,947 1

761 423,727 653,775 1

562 405,36 628,153 1

870 424,451 652,610 1

ontenido de dióx

parador. El pode

para remplazar

go Agrio

P.C.N. No.OCT Z

btu/scf Calcul. adimens

101,694 98,515 0,99

183,752 99,716 0,99

043,215 81,844 0,99

191,820 99,783 0,99

xido de carbono

er calórico se en

los galones de

Pá

Ug Cg B

sional cp 1/psia ft3

2 0,9920 0,02823 0,4

1 0,991 0,024 0,

2 0,9920 0,02747 0,4

1 0,9910 0,02749 0,4

es bajo y el de m

cuentra sobre lo

diesel que consu

ágina 2

Bg

3/scf

4285

373

4221

4210

metano

os 1000

ume el

74  

3.6.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadros N° 3-4-5 y diagramas N° 6-7-8)

Cuadro N° 3. Producción de gas Auca Central 2008 -2009

Página 1

CAMPO AUCA CENTRAL (MPCS/D)

MESES ene- 08

feb-08

mar- 08

abr-08

may-08

jun-08

jul-08

ago- 08

sep- 08

oct-08

nov- 08

dic-08

ene- 09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul- 09

FORMACIÓN 469 475 437 474 457 458 449 545 488 488 509 481 512 597 533 486 467 496 509 COMBUSTIBLE 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 QUEMADO 426 432 394 431 414 415 406 502 445 445 466 438 469 554 490 443 424 453 466

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

75  

Diagrama N° 6. Análisis estadístico de producción de gas Auca Central

                                                                                                                                                                                                                                                         Página 2

0

100

200

300

400

500

600

700

MP

CS/

D

PRODUCCIÓN DE GAS 2009

AUCA CENTRAL

FORMACIÓN

COMBUSTIBLE

QUEMADO

Exponencial (FORMACIÓN)

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

76  

Cuadro N° 4. Producción de gas Auca Sur 2008 -2009

Página 3

CAMPO AUCA SUR (MPCS/D)

MESES ene-08

feb-08

mar-08

abr-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dic-08

ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09

FORMACIÓN 829 724 666 685 691 696 700 762 894 1621 1468 1264 1268 1073 1044 1107 1126 1253 1335 COMBUSTIBLE 534 534 534 534 534 162 534 534 58 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 QUEMADO 295 190 132 151 157 534 166 228 836 1571 1418 1214 1218 1023 994 1057 1076 1203 1285

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

77  

Diagrama N° 7. Análisis estadístico de producción de gas Auca Sur

Página 4 

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

MP

CS/

D

PRODUCCIÓN DE GAS 2009

AUCA SUR

FORMACIÓN

COMBUSTIBLE

QUEMADO

Exponencial (FORMACIÓN)

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

78  

Cuadro N° 5. Producción de gas Auca Sur 1-2-3-4 2008 -2009

Página 5

CAMPO AUCA SUR 1-2-3-4 (MPCS/D)

MESES ene-08

feb-08

mar-08

abr-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dic-08

ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09

FORMACIÓN 86 101 107 106 88 90 90 96 95 110 108 111 110 126 86 13 15 15 15 COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 QUEMADO 86 101 107 106 88 90 90 96 95 110 108 111 110 126 86 13 15 15 15

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

79  

Diagrama N° 8. Análisis estadístico de producción de gas Auca Sur 1-2-3-4

Página 6

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

MPC

S/D

PRODUCCIÓN DE GAS 2009

AUCA SUR 1-2-3-4

FORMACIÓN

COMBUSTIBLE

QUEMADO

Exponencial (QUEMADO)

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

3.7. Cam

En el Ca

tiene cada

de tratam

3.7.1. G

El campo

realizado

aproxima

Tena, lim

oriental e

sur, 76° 4

mpo Yuca

mpo Yuca

a campo pa

miento de gas

Generalida

o Yuca fue d

por Tex

adamente a

mitante con

entre las coo

47’ de longi

Fuente: Dep

se analizar

ara determin

s para usarl

ades

descubierto

aco el 23

80 Km de

el río Napo

ordenadas d

itud oeste. U

G

partamento de

8

ra la produc

nar si es rec

o en los gen

mediante l

3 de novi

Nueva Loj

o en el secto

del pozo Yu

Ubicación d

Grafico N° 2

Ingeniería Ci

Elaborado po

80  

cción de ga

comendable

neradores co

la perforació

iembre de

a, hacia el

or de la Pri

uca-09 al no

del Campo Y

2 Campo Y

vil – PETROP

or: Klever Caiz

as y los gru

implement

omo combu

ón del pozo

1970. Se

sur en líne

imavera en

orte del cam

Yuca (Ver G

Yuca

PRODUCCIÓ

za

upos electró

tar un sistem

ustible.

o explorator

e encuentr

ea recta, al

el centro d

mpo: 00° 29

Grafico N°

ÓN- Área Auc

ógenos que

ma modular

rio Yuca-01

ra ubicado

noreste del

e la cuenca

9’ de latitud

2).

a

e

r

o

l

a

d

81  

Tabla N° 7. Características del Campo Yuca

CAMPO YUCA

Número de pozos perforados 25

Número de pozos productores 17

Número de pozos cerrados 6

Número de pozos inyectores 2

Pozos con bombeo hidráulico 0

Pozos con bombeo eléctrico sumergible 17

Flujo natural 0

Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO

POR PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

3.7.2. Geología

La geología del campo Yuca se describirá en la estructura y estratigrafía.

3.7.2.1. Estructura

Es un anticlinal de aproximadamente 6 Km de largo por 4 Km de ancho con una

superficie de 2619 acres aproximadamente, con un espesor promedio de 35 pies para

“U”, 25 pies para “T” y 18 pies para Hollín Superior.

3.7.2.2. Estratigrafía

La formación Napo descansa en una concordancia y está en contacto sobre la

formación Hollín, esta formación aparece en los ríos Hollín y Mishualli. En el dono del

82  

Napo la formación Hollín ha sido datada como albiano superior con la base

posiblemente aptiano del cretácico medio.

Las zonas productoras del Campo Yuca son: Hollín, Napo “U”, Napo “T”.

3.7.3. Instalaciones de superficie

El volumen de petróleo proveniente de las formaciones Napo y Hollín se recolecta en la

estación de producción Yuca Central, para procesarlo y enviarlo bombeando al

oleoducto Auca - Sacha.

Respecto al gas se ha implementado un sistema modular de tratamiento de gas para

procesar el gas que sale de los separadores y utilizarlo en los generadores.

3.5.1.1. Estación de producción

Las facilidades de producción en superficie son:

• Una planta de generación eléctrica produce una potencia 6,25 MVA con un voltaje

de 69 KV y la segunda potencia 3,5 MVA con un voltaje de 13.8 KV.

• Tres generadores a diesel para generación eléctrica

• Un generador a diesel para bombeo de crudo

• Una bomba de desplazamiento positivo de crudo para bombear al oleoducto

• Unidad LAT con dos contadores.

• Una batería de 15 múltiples o manifolds, una para cada pozo de las cuales 14 pozos

están conectados.

• Un separador de prueba con una capacidad de 10000 BFPD y dos separadores de

producción con una capacidad de 35000 BFPD

• Un tanque bota

• Un tanque de lavado con una capacidad de 24800 Bls

83  

• Un tanque de estabilización con una capacidad de 21500 Bls

• Dos unidades para el sistema contra incendios mecánico, con los siguientes

implementos: extintores, tanque de almacenamiento de espuma, monitores con sus

respectivos accesorios y mangueras, proporcianadores portátiles rodantes de

espuma.

• Cuatro bombas Texsteam para inyección de químico

• Una unidad LACT con dos contadores para la recepción de crudo del campo

marginal Palanda – Yuca sur

• Una piscina API

• Un tanque de almacenamiento de diesel

• La planta modular de tratamiento de gas.

3.5.2. Producción de Petróleo y Gas

Producción de petróleo promedio en Yuca (Ver Tabla N° 8)

Tabla N° 8. Producción promedio de petróleo Yuca

ESTACIÓN

SEMESTRE Y JULIO BSW API BFPD BPPD BAPD %

YUCA 14.046 5.383 8.664 62 21,3

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Producción promedio de gas 2009. (Ver Tabla 9)

84  

Tabla N° 9. Producción promedio de gas Yuca

Nota: Todos los volúmenes de gas de formación son tomados del Sistema AS- 400

(volúmenes teóricos calculados en pruebas de producción de los pozos con el GOR) y

gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

ESTACIÓN YUCA Promedio diario MPCS/D

Promedio mensual MPCS/M

Gas de formación (producido) 619 18743

Gas combustible PPR 46 1394

Gas Quemado 573 17349

3.5.3

Mét

LUG

Entrala pla

deshidora de

Obs

de m

valo

gene

3. Análisis cro

todo de análisis

GAR

P/T N2

psi/°F %molar

ada a anta ratad

e gas.

15 / 110 5,18

servaciones: De

metano es alto en

or que sirve en nu

erador a sus dife

omatográfico de

: ASTM Stand

CO2 CH4 C2

l %molar

%molar

%ma

20,85 48,67 7,

el análisis croma

n el punto de m

uestro estudio pa

erentes cargas de

el campo Yuca

dard D 1945 - 8

2H6 C3H8 iC4H10

molar

%molar

%molar

,44 10,77 2,19

atográfico realiz

muestreo, oscilan

ara calcular los p

e combustible.

Fuente: Labor

Cuadro N° 6. C

81

nC4H1

0 iC5H12

nC5H2

%molar

%molar

%mar

3,29 1,02 0,61

zado en el camp

ndo en un valor

pies cúbicos de g

ratorio de Corrosión

Elaborado p

85  

Cromatografía Y

H1

Gravedad del

gas

H2O Teóric

a

mol

lb/mmscf

1 0,942 1498,921

o Yuca, se obse

r de 48 % molar

gas que se neces

n y Tratamiento Qu

por: Klever Caiza

Yuca

G.P.M. (glns/ms

cf)

Peso molecular del

gas

T

5,302 27,263 4

erva que el conte

r. El poder calór

sita para rempla

uímico - Lago Agrio

T.S.C.

P.S.C. P.C.N.

G.R. psi a. btu/scf

402,946

628,897

1037,141

enido de dióxido

rico se encuentra

azar los galones

o

No.OCT Z

f Calcul. a

dimensional

82,706 0,993

o de carbono es

a sobre los 1000

de diesel que co

Ug Cg Bg

cp 1/psia ft3/s

0,9930

0,03067

0,487

bajo y el

0 btu/scf,

onsume el

g

cf

83

86  

3.5.4. Análisis estadístico de la producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadro N° 7 y diagrama N° 9)

Cuadro N°7. Producción de gas Yuca 2008 -2009

Página 1

CAMPO YUCA (MPCS/D)

MESES ene-08

feb-08

mar-08

abr-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dic-08

ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09

FORMACIÓN 567 561 549 560 726 749 705 748 929 627 615 663 613 641 657 614 560 601 644 COMBUSTIBLE 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 QUEMADO 521 515 503 514 680 703 659 702 883 581 569 617 567 595 611 568 514 555 598

  

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

87  

Diagrama N° 9. Análisis estadístico de producción de gas Yuca Página 2

0100200300400500600700800900

1000

MP

CS

/D

PRODUCCIÓN DE GAS 2009

YUCA

FORMACIÓN

COMBUSTIBLE

QUEMADO

Exponencial (FORMACIÓN)

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

3.8. Cam

En el Cam

tiene cada

de tratam

3.8.1. G

El campo

la Subcue

con el Ca

al noroes

Gráfico N

mpo Anaco

mpo Anacon

a campo pa

miento de gas

Generalida

o Anaconda

enca Cretác

ampo Sacha

ste los Cam

N° 3)

Fuente: Dep

onda

nda se anali

ara determin

s para usarl

ades

se encuent

cica Napo a

a, al sur con

mpo Yuleb

Grá

partamento de

8

izara la prod

nar si es rec

o en los gen

tra ubicado

a 80 Km de

n el Campo

ra y Culeb

áfico N° 3. C

Ingeniería Ci

Elaborado po

88  

ducción de

comendable

neradores co

al sur del R

e la Cuidad

Auca, al es

bra. Ubicac

Campo Ana

vil – PETROP

or: Klever Caiz

gas y los gr

implement

omo combu

Río Napo, a

de Nueva L

te los camp

ción del Ca

aconda

PRODUCCIÓ

za

rupos electr

tar un sistem

ustible.

al oeste del e

Loja, limita

pos Yuca y

ampo Anac

ÓN- Área Auc

rógenos que

ma modular

eje axial de

ada al norte

Yuca Sur y

conda (Ver

a

e

r

e

e

y

r

89  

Tabla N° 10. Características del Campo Anaconda

CAMPO ANACONDA

Número de pozos perforados 4

Número de pozos productores 2

Número de pozos cerrados 2

Número de pozos inyectores 0

Pozos con bombeo hidráulico 0

Pozos con bombeo eléctrico sumergible 0

Flujo natural 0

Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO

POR PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

3.8.2. Geología

La geología del campo Anaconda se describirá en la estructura y estratigrafía.

3.8.2.1. Estructura

Regionalmente el campo Anaconda y los de su alrededor como son: Yuca, Yuca Sur,

Culebra y Yulebra se encuentran ubicados en la zona central del eje de la Subcuenca

cretácica Napo.

Geológicamente estas estructuras se formaron por movimientos tectónicos posteriores a

la depositación de las formaciones Hollín y Napo a fines del cretáceo.

90  

Comúnmente, todas estas estructuras están asociadas a un relieve suave, y cualquier

anomalía de capa meteorizada, corrección de estáticas, velocidades, topografía, etc.,

afectan a la definición y la configuración estructural al momento de la interpretación.

3.8.2.2. Estratigrafía

El campo Anaconda está localizado en la parte central de la Cuenca oriental del

Ecuador, está constituida por rocas sedimentarias y volcánicas, que van desde el

Paleozoico hasta el Cuaternario.

Las zonas productoras del Campo Anaconda son: Hollín, Basal Tena, “Ti” y “Ts”.

3.8.3. Instalaciones de superficie

En la mini estación anaconda se encuentran produciendo dos pozos con una producción

de 1106 BPPD con un grado de 24 API promedio y 1,6 de BSW.

En la mini estación se procesa el crudo para tener un BSW bajo para ser enviado a la

línea de oleoducto de la estación Yulebra.

3.8.3.1. Estación de producción

La mini estación Anacondas tiene dos pozos en producción, que ingresa

independientemente a dos tanques botas para separar el gas, el crudo pasa a los tanque

de almacenamiento para ser transferido por la unidad LACT y luego ser bombeado a la

estación Yulebra.

Las facilidades de producción en superficie son:

• Dos tanques bota

• Un tanque de reserva de capacidad nominal 300 Bls

• Un tanque de agua de capacidad nominal 500 Bls

91  

• Un tanque de almacenamiento de capacidad nominal 600 Bls

• Una bota de gas de 5000 Bls

• Una unidad LACT con dos contadores

• Dos bombas reciprocantes con motor a diesel y el otro a diesel

• Un tanque de almacenamiento de diesel

• Un generador y variador

• Un tanque demulsificante

• Una bomba de químico Texsteam para inyección de químico.

• Un extinguidor

3.8.4. Producción de petróleo y gas

Producción de petróleo promedio 2009. (Ver Tabla N° 11)

Tabla N° 11. Producción promedio de petróleo Anaconda

ESTACIÓN SEMESTRE Y JULIO 2009

API BSW

BFPD BPPD BAPD % ANACONDA 1147 1129 19 24,9 1,61

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Producción de gas 2009. (Ver Tabla N° 12)

Nota: To

(volúmen

gas de cal

Fuente

3.8.5. A

Anacond

Observac

este camp

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Gas d(prod

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Tabl

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TACIÓN AN

de formacióducido)

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9

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Elaborado po

o del camp

SIS CROMATORIO D

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n Anaconda

cuenta con

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92  

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or: Klever Caiz

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L ÁREA ATRATAMIEO

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27,78

0

27,78

ma AS- 400

el GOR) y

UCCIÓN

AUCA ENTO

ográfico en

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o

mensual M

0

y

n

93  

3.8.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadro N° 8 y diagrama N° 10)

Cuadro N° 8. Producción de gas Anaconda 2008 -2009

Página 1

CAMPO ANACONDA (MPCS/D)

MESES ene-08

feb-08

mar-08

abr-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dic-08

ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09

FORMACIÓN 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0,52 1 1 0,9 1 COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 QUEMADO 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0,52 1 1 0,9 1

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

94  

Diagrama N° 10. Análisis estadístico de producción de gas Anaconda

Página 2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

MP

CS/

D

PRODUCCIÓN DE GAS 2009

ANACONDA

FORMACIÓN

COMBUSTIBLE

QUEMADO

Exponencial (FORMACIÓN)

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

3.9. Cam

En el Cam

tiene cada

de tratam

3.9.1. G

El campo

Subcuenc

el Campo

noroeste c

Fu

mpo Yulebr

mpo Yulebr

a campo pa

miento de gas

Generalida

o Yulebra se

ca Cretácica

o Sacha, al

con Culebra

uente: Depart

ra

ra se analiz

ara determin

s para usarl

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e encuentra

a Napo a 80

sur con el C

a. Ubicación

Grá

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9

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nar si es rec

o en los gen

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0 Km de la

Campo Auc

n del Camp

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ngeniería Civ

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95  

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Cuidad de

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o Yulebra (

Campo Yu

vil – PETRO

or: Klever Ca

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nueva Loja

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(Ver Gráfico

ulebra

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o N° 4).

CIÓN- Área A

ógenos que

ma modular

e axial de la

al norte con

uca Sur y al

Auca

e

r

a

n

l

96  

Tabla N° 13. Características del Campo Yulebra

CAMPO YULEBRA

Número de pozos perforados 8

Número de pozos productores 7

Número de pozos cerrados 0

Número de pozos re-inyectores 1

Pozos con bombeo hidráulico 0

Pozos con bombeo eléctrico sumergible 7

Flujo natural 0

Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO

POR PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

3.9.2. Geología

La geología del campo Yulebra se describirá en la estructura y estratigrafía.

3.9.2.1. Estructura

Regionalmente el campo Yulebra y los de su alrededor como son: Yuca, Yuca Sur,

Anaconda y Culebra se encuentran ubicados en la zona central del eje de la Subcuenca

cretácica Napo.

Geológicamente estas estructuras se formaron por movimientos tectónicos posteriores a

la depositación de las formaciones Hollín y Napo a fines del cretáceo.

97  

Comúnmente, todas estas estructuras están asociadas a un relieve suave, y cualquier

anomalía de capa meteorizada, corrección de estáticas, velocidades, topografía, etc.,

afectan a la definición y la configuración estructural al momento de la interpretación.

3.9.2.2. Estratigrafía

El campo Yulebra está localizado en la parte central de la Cuenca oriental del Ecuador,

está constituida por rocas sedimentarias y volcánicas, que van desde el Paleozoico hasta

el Cuaternario.

Las zonas productoras del Campo Yulebra son: Hollín, Basal Tena, “U” y “Ui”.

3.9.3. Instalaciones de superficie

El volumen de petróleo de las formaciones Basal Tena, U y U inferior se recolecta en la

estación de producción Yulebra, mas la producción de Anaconda, se procesar el crudo

para ser enviado al oleoducto Auca – Sacha.

3.9.3.1. Estación de producción

Las facilidades de producción:

• Una batería de 13 manifolds, de los cuales 7 están conectados a los múltiples y 6

adicionales proyecto de perforación.

• Un separador de producción de capacidad nominal de 10000 BFPD

• Un separador de prueba de capacidad nominal de 5000 BFPD

• Cuatro bombas para inyección de químico Texsteam

• Un tanque demulsificante y antiparafínico

• Un tanque de JP1

• Un tanque de agua de formación

• Un tanque de lavado

98  

• Un tanque de surgencia

• Un tanque de prueba empernado

• Un generador con su bomba

• Una bomba reciprocante

• Un tanque de diesel

• Unidad LACT con dos contadores

• Sistema manual de contraincendios con sus respectivos extinguidores

3.9.4. Producción de petróleo y gas

Producción de petróleo promedio 2009. (Ver Tabla N° 14)

Tabla N° 14. Producción promedio de petróleo Yulebra

ESTACIÓN SEMESTRE Y JULIO 2009

API BSW

BFPD BPPD BAPD % YULEBRA 4.473 2.035 2.438 22,1 54,50

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

99  

Producción de gas 2009. (Ver Tabla N° 15)

Tabla N° 15. Producción promedio de gas Yulebra

Nota: Todos los volúmenes de gas de formación son tomados del Sistema AS- 400

(volúmenes teóricos calculados en pruebas de producción de los pozos con el GOR) y

gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

ESTACIÓN YULEBRA Promedio diario MPCS/D

Promedio mensual MPCS/M

Gas de formación (producido) 323 9800

Gas combustible PPR 46 1394

Gas Quemado 277 8406

Calentador apagado por presencia de gas en locación debido a las malas

condiciones de separador de producción y tanque de lavado.

3.9.5

Mét

ESTACSEPARPRODU1,2,3,4

Obs

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valo

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5. Análisis cro

todo de análisis

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en los puntos d

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el campo Yuleb

dard D 1945 - 8

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64,99 8,71 10,57

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ara calcular los p

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Fuente: Labor

bra

Cuadro N° 9.

81

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2,35 2,77 0,8

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100  

Cromatografía

H12 nC5H12 Gravedad

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o Yulebra, se ob

lor de 60 % mola

gas que se neces

n y Tratamiento Qu

por: Klever Caiza

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H2O Teórica G.P.M.

(glns/mscf) lb/mmscf

572,389 5,027

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del gas

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Z Ug Cg

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0,989 0,0101 0,02

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0 btu/scf,

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g Bg

sia ft3/scf

367 0,3539

101  

3.9.6. Análisis estadístico de la producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadro N° 10 y diagrama N° 11)

Cuadro N°10. Producción de gas Yulebra 2008 -2009

Página 1

CAMPO YULEBRA (MPCS/D)

MESES ene-08

feb-08

mar- 08

abr- 08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dic-08

ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09

FORMACIÓN 361 333 352 344 364 363 362 354 346 288 277 245 336 316 317 295 313 339 348COMBUSTIBLE 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 QUEMADO 315 287 306 298 318 317 316 308 300 242 231 199 290 270 271 249 267 293 302

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

102  

Diagrama N° 11. Análisis estadístico de producción de gas Yulebra

Página 2

0

50

100

150

200

250

300

350

400

MPC

S/D

PRODUCCIÓN DE GAS 2009

YULEBRA

FORMACIÓN

COMBUSTIBLE

QUEMADO

Exponencial (FORMACIÓN)

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

3.10. Cam

En el Cam

tiene cada

de tratam

3.10.1. G

El campo

Subcuenc

el Campo

noroeste c

mpo Culebr

mpo Culebr

a campo pa

miento de gas

Generalida

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ca Cretácica

o Sacha, al

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Fuente: Dep

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0 Km de la

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103  

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or: Klever Caiz

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Yuca y Yu

o N° 5)

ÓN- Área Auc

ógenos que

ma modular

e axial de la

al norte con

uca Sur y al

a

e

r

a

n

l

104  

Tabla N° 16. Características del Campo Culebra

CAMPO CULEBRA

Número de pozos perforados 6

Número de pozos productores 6

Número de pozos cerrados 0

Número de pozos inyectores 0

Pozos con bombeo hidráulico 0

Pozos con bombeo eléctrico sumergible 6

Flujo natural 0

Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO

POR PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

3.10.2. Geología

La geología del campo Culebra se describirá en la estructura y estratigrafía.

3.10.2.1. Estructura

Regionalmente el campo Culebra y los de su alrededor como son: Yuca, Yuca Sur,

Yulebra y Anaconda se encuentran ubicados en la zona central del eje de la Subcuenca

cretácica Napo.

Geológicamente estas estructuras se formaron por movimientos tectónicos posteriores a

la depositación de las formaciones Hollín y Napo a fines del cretáceo.

105  

Comúnmente, todas estas estructuras están asociadas a un relieve suave, y cualquier

anomalía de capa meteorizada, corrección de estáticas, velocidades, topografía, etc.,

afectan a la definición y la configuración estructural al momento de la interpretación.

3.10.2.2. Estratigrafía

El campo Culebra está localizado en la parte central de la Cuenca oriental del Ecuador,

está constituida por rocas sedimentarias y volcánicas, que van desde el Paleozoico hasta

el Cuaternario.

Las zonas productoras del Campo Culebra son: Hollín, Basal Tena, “U” y “Ui”.

3.10.3. Instalaciones de superficie

El volumen de petróleo proveniente de la formación U inferior se recolecta en la

estación de producción Culebra para tratar el crudo y luego ser bombeado al oleoducto

Auca – Sacha.

3.10.3.1. Estación de producción

Las facilidades de producción son:

• Una batería de seis manifolds o múltiples

• Dos motores a diesel con sus bombas reciprocantes

• Un tanque bota

• Un tanque de lavado de 1500 Bls

• Un tanque de surgencia de 500 Bls

• Dos extinguidores

• Un tanque de diesel

106  

• Unidad LACT con dos contadores

• Un tanque de JP1

3.10.4. Producción de Petróleo y Gas

Producción de petróleo promedio 2009. (Ver Tabla N° 17)

Tabla N° 17. Producción promedio de petróleo Culebra

ESTACIÓN

SEMESTRAL ( ENERO- JUNIO 2009) API

BSW BFPD BPPD BAPD %

CULEBRA 2.920 2.255 665 18,4 22,77

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Producción de gas 2009. (Ver Tabla N° 18)

Tabla N° 18. Producción promedio de gas Culebra

ESTACIÓN CULEBRA* Promedio diario MPCS/D

Promedio mensual MPCS/M

Gas de formación (producido) 98 2969

Gas combustible PPR 0 0

Gas Quemado 98 2969

* Se realizan pruebas contra tanque en la estación

Nota: To

(volúmen

gas de cal

Fuente

3.10.5. A

Culebra

Observac

que no ex

odos los vo

nes teóricos

lentadores a

e: Departamen

Análisis cro

ciones: En

xisten toma

Fuente:

olúmenes de

calculados

asumidos (n

nto de Ingenier

omatográfic

ANÁLISLABORA

la Estación

muestras en

Laboratorio d

1

e gas de fo

en pruebas

no se dispon

ría de Petróleo

Elaborado po

co del camp

SIS CROMATORIO D

QUÍ

n Culebra n

n las líneas.

de Corrosión y

Elaborado po

107  

ormación so

s de produc

ne de puntos

os – Jefatura Á

or: Klever Caiz

po Culebra

MATOGRÁDE CORRO

MICO LA

no se puede

y Tratamiento

or: Klever Caiz

on tomados

cción de los

s de medició

Área Auca- PE

za

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ÁFICO DELOSIÓN Y TGO AGRIO

e tomar mu

o Químico - L

za

del Sistem

pozos con

ón).

ETROPRODU

L ÁREA ATRATAMIEO

estras de ga

ago Agrio

ma AS- 400

el GOR) y

UCCIÓN

AUCA ENTO

as debido a

0

y

a

108  

3.10.6. Análisis estadístico de producción, uso y quema del gas asociado. (ver cuadro N° 11 y Diagrama 12)

Cuadro N° 11. Producción de gas Culebra 2008 -2009

Página 1

CAMPO CULEBRA (MPCS/D)

MESES ene-08

feb-08

mar-08

abr-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dic-08

ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09

FORMACIÓN 127 121 115 121 110 110 104 99 99 102 93 116 128 113 100 65 82 98 100 COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 QUEMADO 127 121 115 121 110 110 104 99 99 102 93 116 128 113 100 65 82 98 100

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

109  

Diagrama N° 12. Análisis estadístico de producción de gas Culebra

Página 2

020406080

100120140

MP

CS

/D

PRODUCCIÓN DE GAS 2009

CULEBRA

FORMACIÓN

COMBUSTIBLE

QUEMADO

Exponencial (QUEMADO)

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

3.11. Ca

En el Cam

tiene cada

de tratam

3.11.1. G

Dentro de

área oper

55 Km al

Tena.

El campo

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ÓN- Área Auc

rógenos que

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n el sur del

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al norte del

ca

e

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l

a

l

l

111  

Tabla N° 19. Características del Campo Cononaco

CAMPO CONONACO

Número de pozos perforados 36

Número de pozos cerrados 9

Número de pozos productores 26

Número de pozos inyectores 0

Número de pozos re inyectores 1

Pozos con bombeo hidráulico 3

Pozos con bombeo eléctrico sumergible 18

Flujo natural 4

Fuente: DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ÁREA AUCA - CAMPO OPERADO

POR PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

3.11.2. Geología

La geología del campo Cononaco se describirá en la estructura y estratigrafía.

3.11.2.1. Estructura

La estructura del campo Cononaco es un anticlinal cuyo eje principal eta orientado de

norte – sur, en la misma tendencia de los campos Auca, Sacha y Lago Agrio, entre los

más importantes de la cuenca oriente. De aproximadamente 10.5 Km de largo y 2.5 Km

de ancho en su parte central, el cierre de la estructura al nivel de la base de la arenisca

“T principal” es aproximadamente 100’ (pies) con un área de 6012.17 acres.

112  

Una falla Transcurrente corta a la estructura es su flanco Oeste, con saltos variando de

50’ (pies) al sur hasta más de 300’ (pies) al norte, a nivel de la arenisca “T principal”.

La estructura se formo entre el Cenomaniano y el Eoceno Inferior, como lo muestra la

deformación sedimentaria de las formaciones Napo Superior, Tena y Tiyuyacu Inferior,

experimentando una reactivación durante el Neógeno.

3.11.2.2. Estratigrafía

En la estratigrafía local tenemos a la formación Napo que está formado por calizas M-1

y M-2 duras negras a crisis, la edad es Turoniano – Coniaciano, datado en base a

foraminíferos guías (Labogeo, 1996). Caliza “A” caliza de color gris oscura a blanco

cristalino, micrítica, dura; en su parte superior presenta inclusiones de glauconita.

Teniendo arenisca “U superior” - “U inferior”- “T superior” - “T principal” y Caliza

“B”.

3.11.3. Instalaciones de superficie

El volumen de petróleo proveniente de la formaciones U superior - U inferior - T

superior - T principal y Caliza B, se recolecta en la estación de producción Cononaco

para ser procesado el crudo y luego ser bombeado al oleoducto Auca – Sacha.

3.11.3.1. Estación de producción

Las facilidades de producción en superficie son:

• Manifolds: tiene 26 múltiples para los veintes seis pozos que se encuentra en

producción.

• Separadores son de tipo trifásico pero realmente trabajan como bifásico tienen la

salida del agua permanentemente cerrada, con el objetivo de evitar derrames de

113  

petróleo por inundación de los separadores, uno de prueba de 10000 BFPD y uno

de producción 35000 BFPD.

• Tanque de lavado con una capacidad de 50000 BFPD, existe presencia de

corrosión en el techo del tanque, se sugiere reparación en bota.

• Tanque de surgencia con una capacidad de 25000 BFPD

Por falta de gas no se enciende el mechero

• Sistema Power Oil

Bombas se dispone de tres bombas de transferencia centrifuga marca United 3600 RPM

3700 FT, size N-4x11

Caterpillar a diesel D399.

• Tanques de combustible diesel dos tanques de 43543 glns.

• Tanque de agua de S.C.I. motor Cat 3306 bomba aurora de 1750 RPM 1000 GPM

size 6 x 8 x 17

• Generadores tres Cat 3412, 749 HP 1800 RPM KATO 500KW

• Sistema contra incendio motor Caterpillar 3304 PC a diesel y bomba Aurora 1800

RPM se encuentra en buen funcionamiento

Mini estación Cononaco

• Existen tres tanques de capacidad de 500 barriles de los cuales dos tanques tienen

botas incorporadas

• Tres motores Caterpillar 3304 90HP funciona normalmente

• Dos bombas de transferencia 6 x 4 x 13A/120

114  

3.11.4. Producción de petróleo y gas

Producción de petróleo promedio 2009. (Ver Tabla N° 20)

Tabla N° 20. Producción promedio de petróleo Cononaco

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Producción de gas 2009. (Ver Tabla N° 21)

Tabla N° 21. Producción promedio de gas Cononaco

Nota: Todos los volúmenes de gas de formación son tomados del Sistema AS- 400

(volúmenes teóricos calculados en pruebas de producción de los pozos con el GOR) y

gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos – Jefatura Área Auca- PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

ESTACIÓN

SEMESTRAL Y JULIO 2009 API

BSW BFPD BPPD BAPD %

CONONACO 15084 5780 9263 24,5 61,68

ESTACIÓN CONONACO* Promedio diario MPCS/D

Promedio mensual MPCS/M

Gas de formación (producido) 536 16232

Gas combustible PPR 0 0

Gas Quemado 536 16232

* Las pruebas se realizan contra tanque debido a problemas en el separador de prueba; No existe puntos de medición

3.11

Mét

LU

SALIDSEPARDE PRODUN

Obs

el de

resto

1.5. Análisis cro

todo de análisis

UGAR

P/T N2

psi/°F

%molar

DA DEL RADOR

UCCIÓ

20 / 122 9,77

servaciones: De

e metano es alto

o de campos se e

omatográfico de

: ASTM Stand

CO2 CH4 C2H

%molar

%molar

%mor

18,47 63,76 1,915

l análisis croma

o en el punto de

encuentra sobre

el campo Conon

dard D 1945 - 8

H6 C3H8 iC4H10 nC

ola %molar

%molar

%

5 1,655 0,715 0

atográfico realiza

muestreo, oscila

los 1000 btu/scf

Fuente: Labor

naco

Cuadro

81

C4H10 iC5H12 nC5H12

%molar

%molar

%molar

0,795 0,68 0,505

ado en el campo

ando en un valor

f.

ratorio de Corrosión

Elaborado p

115  

o N° 12. Cromat

Gravedad del gas

H2O Teórica G.

(gln

lb/mmscf

0,7945 2470,411 64

o Cononaco, se o

r de 63 % molar

n y Tratamiento Qu

por: Klever Caiza

tografía Conon

.P.M. ns/mscf

)

Peso molecular del gas

T.S.C.

G.R.

48,722 23,0185 351,080

observa que el co

r. El poder calóri

uímico - Lago Agrio

naco

P.S.C. P.C.N. No.OT

psi a. btu/scf Calcu

648,870

753,990 84,45

ontenido de dióx

ico se encuentra

o

OC Z Ug

ul. a

dimensional

cp

58 0,996 0,9960

xido de carbono

a sobre los 700 b

Cg Bg

1/psia ft3/scf

0,02893

0,4726

es bajo y

btu/scf, el

116  

3.11.6. Análisis estadístico de producción, uso y quema de gas asociado. (ver cuadro N° 13 y Diagrama 13)

Cuadro N°13. Producción de gas Cononaco 2008 -2009

Página 1

CAMPO CONONACO (MPCS/D)

MESES ene-08

feb-08

mar-08

abr-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dic-08

ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09

FORMACIÓN 493 480 536 519 519 466 471 477 464 486 401 431 520 508 529 545 526 558 564COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 QUEMADO 493 480 536 519 519 466 471 477 464 486 401 431 520 508 529 545 526 558 564

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

117  

Diagrama N° 13. Análisis estadístico de producción de gas Cononaco

Página 2

0

100

200

300

400

500

600

MP

CS/

D

PRODUCCIÓN DE GAS 2009

CONONACO

FORMACIÓN

COMBUSTIBLE

QUEMADO

Exponencial (QUEMADO)

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

118  

3.12. Balance de gas teórico AS – 400 y placa orificio del Área Auca - 2009

Cuadro N° 14. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca enero 2009

Página 1

ENERO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) ANACONDA 31 1,00 0

Mini Estación de ANA-01: ANA-02. 0

1,00

1

(*)AUCA CENTRAL 15.866 512

CALENTADOR Estación AUCA

CENTRAL: Todos los pozos.

LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51,

60D,61D,62D, 65D 469 1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *

43 282 187

119  

Página 2

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) AUCA SUR 39.319 1.268

GENERADOR Estación AUCA SUR:

Todos los pozos.

0 1.218

GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS

CALENTADOR

0

WUAKESHA

3 1.218 CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 3.410 110 0

Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04.

0 110 110

(*) CONONACO 16.114 520 0

Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-33-

35 Locación CON-27. CON-34

520

149

Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-02-

03-04-07-08-09-13-14-15-16-18-20-23-29-30D-. 31

340

120  

Página 3

ENERO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) CULEBRA 3.968 128 0

Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.

Locación de CUL-05: CUL-05-06

128

73 55

(*) YUCA 18.999 613 CALENTADOR

Estación YUCA CENTRAL: YUC-01B-04-07-09-12-13-

14-15-16-19D-22D-25D

Locación de YUC-17 Y YUC-03: YUC-2B-YUC-

08-YUC-20D. 567 1 GAS CALENTADOR *

46 436 131

(*) YULEBRA 10.106 326 CALENTADOR Mini-estación de YUL-01:

YUL-01-02-03-04-05-07. 0 281 1 GAS

CALENTADOR * 46 281

TOTAL 107.813 3.478 185 2.890 404 3.294

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.

121  

Cuadro N° 15. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca enero 2009

Página 4

ENERO Días:31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( Separadores) MPCS / D MPCS / D

MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas)

(*) ANACONDA 31 1,00 0 1,00

(+)AUCA CENTRAL 14.911 493 CALENTADOR

450 1 GAS CALENTADOR * 43

(+) AUCA SUR 39.165 1.418

GENERADOR

1.368 GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *

0

WUAKESHA

3

CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 3.410 110 0 110

(*) CONONACO 16.114 520 0 520

(*) CULEBRA 3.968 128 0 128

(+) YUCA 20.553 580 CALENTADOR

534 1 GAS CALENTADOR * 46

(+) YULEBRA 7.597 425 CALENTADOR

379 1 GAS CALENTADOR * 46

TOTAL 105.749 3.675 185 3.490

122  

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Cuadro N° 16. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca febrero2009

Página 5

FEBRERO Días: 28

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) ANACONDA 28 1,00 0

Mini Estación de ANA-01: ANA-02. 0

1,00

1

(*)AUCA CENTRAL 16.710 597

CALENTADOR Estación AUCA

CENTRAL: Todos los pozos.

LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D 554 1 GAS CALENTADOR

(OPERANDO) *

43 359 195

123  

Página 6

FEBRERO Días: 28

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) AUCA SUR 30.032 1.073

GENERADOR Estación AUCA SUR:

Todos los pozos.

0 1.023

GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR

0

WUAKESHA

3 1.023 CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 3.528 126 0

Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04.

0 126 126

(*) CONONACO 14.211 508 0

Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-33-

35 Locación CON-27. CON-34

509

159

Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-02-

03-04-07-08-09-13-14-15-16-18-20-23-29-30D-. 32

318

124  

Página 7

FEBRERO Días: 28

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) CULEBRA 3.152 113 0

Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.

Locación de CUL-05: CUL-05-06

113

62 51

(*) YUCA 17.941 641 CALENTADOR

Estación YUCA CENTRAL: YUC-01B-04-07-09-12-13-

14-15-16-19D-22D-25D

Locación de YUC-17 Y YUC-03: YUC-2B-YUC-

08-YUC-20D. 595 1 GAS CALENTADOR *

46 500 95

(*) YULEBRA 8.848 316 CALENTADOR Mini-estación de YUL-01:

YUL-01-02-03-04-05-07. 0 271 1 GAS CALENTADOR *

46 271

TOTAL 94.450 3.373 185 2.817 373 3.191

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.

125  

Cuadro N° 17. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca febrero 2009 Página 8

FEBRERO DÍAS: 28

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO ( Separadores) MPCS / D MPCS / D

MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas)

(*) ANACONDA 28 1,00 0 1,00

(+)AUCA CENTRAL 6.902 247 CALENTADOR

204 1 GAS CALENTADOR * 43

(+) AUCA SUR 22.064 788

GENERADOR

738 GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR

0 WUAKESHA

3

CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 3.528 126 0 126

(*) CONONACO 14.211 508 0 508

(*) CULEBRA 3.152 113 0 113

(+) YUCA 16.240 580 CALENTADOR

534 1 GAS CALENTADOR * 46

(+) YULEBRA 11.886 425 CALENTADOR

379 1 GAS CALENTADOR * 46

TOTAL 78.011 2.786 185 2.602

126  

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Cuadro N° 18. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca marzo 2009

Página 9

MARZO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) ANACONDA 16 0,52 0

Mini Estación de ANA-01: ANA-02. 0

0,52

1

(*)AUCA CENTRAL 16.532 533

CALENTADOR Estación AUCA

CENTRAL: Todos los pozos.

LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D 490 1 GAS CALENTADOR

(OPERANDO) *

43 278 212

127  

Página 10

MARZO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) AUCA SUR 32.359 1.044

GENERADOR Estación AUCA SUR:

Todos los pozos.

0 994

GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR

0

WUAKESHA

3

994 CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 2.660 86 0

Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 0 86

86

(*) CONONACO 16.398 529 0

Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-33-

35 Locación CON-27. CON-34

529

166 Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-02-

03-04-07-08-09-13-14-15-16-18-20-23-29-30D-. 23

340

128  

Página 11

MARZO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) CULEBRA 3.103 100 0

Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.

Locación de CUL-05: CUL-05-06

100 37 63

(*) YUCA 20.379 657 CALENTADOR

Estación YUCA CENTRAL: YUC-01B-04-07-09-12-13-

14-15-16-19D-22D-25D

Locación de YUC-17 Y YUC-03: YUC-2B-YUC-

08-YUC-20D. 611 1 GAS CALENTADOR *

46 454 157

(*) YULEBRA 9.827 317 CALENTADOR Mini-estación de YUL-01:

YUL-01-02-03-04-05-07. 0 272 1 GAS CALENTADOR *

46 271

TOTAL 101.274 3.267 185 2.626 455 3.082

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.

129  

Cuadro N° 19. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca marzo 2009

Página 12

MARZO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( Separadores) MPCS / D MPCS / D

MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas)

(*) ANACONDA 16 0,52 0 0,52

(+)AUCA CENTRAL 7.642 247 CALENTADOR

204 1 GAS CALENTADOR * 43

(+) AUCA SUR 24.428 788

GENERADOR

738 GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *

0

WUAKESHA

3

CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 2.660 86 0 ARZO

(*) CONONACO 16.398 529 0 529

(*) CULEBRA 3.103 100 0 100

(+) YUCA 17.980 580 CALENTADOR

534 1 GAS CALENTADOR * 46

(+) YULEBRA 13.160 425 CALENTADOR

379 1 GAS CALENTADOR * 46

TOTAL 85.386 2.754 185 2.484

130  

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Cuadro N° 20. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca abril 2009

Página 13

ABRIL Días: 30

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) ANACONDA 30 1,00 0

Mini Estación de ANA-01: ANA-02. 0

1,00

1

(*)AUCA CENTRAL 14.578 486

CALENTADOR Estación AUCA

CENTRAL: Todos los pozos.

LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D 443 1 GAS CALENTADOR

(OPERANDO) *

43 237 206

131  

Página 14

ABRIL 2009 Días: 30

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) AUCA SUR 33.204 1.107

GENERADOR Estación AUCA SUR:

Todos los pozos.

0 1.057

GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR

0

WUAKESHA

3 1.057 CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 390 13 0

Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 0 13

13

(*) CONONACO 16.350 545 0

Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-33-

35 Locación CON-27. CON-34

545 169

Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-02-

03-04-07-08-09-13-14-15-16-18-20-23-29-30D-.

24

352

132  

Página 15

ABRIL Días: 30

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) CULEBRA 1.939 65 0

Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.

Locación de CUL-05: CUL-05-06

65 50 15

(*) YUCA 18.410 614 CALENTADOR

Estación YUCA CENTRAL: YUC-01B-04-07-09-12-13-

14-15-16-19D-22D-25D

Locación de YUC-17 Y YUC-03: YUC-2B-YUC-

08-YUC-20D. 568 1 GAS CALENTADOR *

46 456 112

(*) YULEBRA 8.850 295 CALENTADOR Mini-estación de YUL-01:

YUL-01-02-03-04-05-07. 0 250 1 GAS CALENTADOR *

46 250

TOTAL 93.751 3.125 185 2.584 357 2.941

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.

133  

Cuadro N° 21. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca abril 2009 Página 16

ABRIL Días: 30

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO ( Separadores) MPCS / D MPCS / D

MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas)

(*) ANACONDA 30 1,00 0 1,00

(+)AUCA CENTRAL 7.395 247 CALENTADOR

204 1 GAS CALENTADOR * 43

(+) AUCA SUR 23.640 788

GENERADOR

738 GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *

0

WUAKESHA

3

CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 390 13 0 13

(*) CONONACO 16.350 545 0 545

(*) CULEBRA 1.939 65 0 65

(+) YUCA 17.400 580 CALENTADOR

534 1 GAS CALENTADOR * 46

(+) YULEBRA 12.735 425 CALENTADOR

379 1 GAS CALENTADOR * 46

TOTAL 79.879 2.663 185 2.478

134  

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Cuadro N° 22. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca mayo 2009

Página 17

MAYO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) ANACONDA 31 1,00 0

Mini Estación de ANA-01: ANA-

02. 0

1,00

1

(*)AUCA CENTRAL 14.472 467

CALENTADOR Estación AUCA

CENTRAL: Todos los pozos.

LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D.67D.70D.73D,75D 424 1 GAS CALENTADOR

(OPERANDO) *

43 257 167

135  

Página 18

MAYO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) AUCA SUR 34.914 1.126

GENERADOR Estación AUCA SUR:

Todos los pozos.

0 1.076

GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR

0

WUAKESHA

3 1.076 CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 465 15 0

Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 0 15

15

(*) CONONACO 16.298 526 0

Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-33-

35 Locación CON-27. CON-34

526

165

Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-02-

03-04-07-08-09-13-14-15-16-18-20-23-29-30D-. 20

341

136  

Página 19

MAYO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) CULEBRA 2.542 82 0 Mini Estación de CUL-01:

CUL-01-02-03-04. Locación de CUL-05:

CUL-05-06 82 67 15

(*) YUCA 17.352 560 CALENTADOR

Estación YUCA CENTRAL: YUC-01B-04-07-09-12-13-

14-15-16-19D-22D-25D

Locación de YUC-17 Y YUC-03: YUC-2B-YUC-

08-YUC-20D. 514 1 GAS CALENTADOR *

46 402 112

(*) YULEBRA 9.703 313 CALENTADOR Mini-estación de YUL-01:

YUL-01-02-03-04-05-07. 0 268 1 GAS

CALENTADOR * 46 267

TOTAL 95.777 3.090 185 2.590 314 2.905

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.

137  

Cuadro N° 23. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca mayo 2009 Página 20

MAYO DÍAS: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO ( Separadores) MPCS / D MPCS / D

MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas)

(*) ANACONDA 31 1,00 0 1,00

(+)AUCA CENTRAL 7.642 247 CALENTADOR

204 1 GAS CALENTADOR * 43

(+) AUCA SUR 24.428 788

GENERADOR

738 GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *

0

WUAKESHA

3

CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 465 15 0 15

(*) CONONACO 16.298 526 0 526

(*) CULEBRA 2.542 82 0 82

(+) YUCA 17.980 580 CALENTADOR

534 1 GAS CALENTADOR * 46

(+) YULEBRA 13.160 425 CALENTADOR

379 1 GAS CALENTADOR * 46

TOTAL 82.545 2.663 185 2.478

138  

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Cuadro N° 24. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca junio 2009

Página 21

JUNIO Días: 30

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) ANACONDA 27 0,90 0

Mini Estación de ANA-01: ANA-02. 0

0,90

1

(*)AUCA CENTRAL 14.880 496

CALENTADOR Estación AUCA

CENTRAL: Todos los pozos.

LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51,

60D,61D,62D, 65D 453 1 GAS CALENTADOR (OPERANDO) *

43 263 190

139  

Página 22

JUNIO 2009 Días: 30

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) AUCA SUR 37.582 1.253

GENERADOR Estación AUCA SUR:

Todos los pozos.

0 1.203

GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS

CALENTADOR

0

WUAKESHA

3

1.203 CALENTADOR 47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 450 15 0

Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 0 15

15

(*) CONONACO 16.736 558 0

Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-33-

35 Locación CON-27. CON-34

558

161 Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-02-

03-04-07-08-09-13-14-15-16-18-20-23-29-30D-. 20

377

140  

Página 23

JUNIO Días: 30

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) CULEBRA 2.940 98 0

Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.

Locación de CUL-05: CUL-05-06

98 84 14

(*) YUCA 18.015 601 CALENTADOR

Estación YUCA CENTRAL: YUC-01B-04-07-09-12-13-

14-15-16-19D-22D-25D

Locación de YUC-17 Y YUC-03: YUC-2B-YUC-

08-YUC-20D. 555 1 GAS CALENTADOR *

46 448 106

(*) YULEBRA 10.170 339 CALENTADOR Mini-estación de YUL-01:

YUL-01-02-03-04-05-07. 0 294 1 GAS

CALENTADOR * 46 294

TOTAL 100.800 3.360 185 2.845 330 3.176

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.

141  

Cuadro N° 25. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca junio 2009 Página 24

JUNIO Días: 30

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO ( Separadores) MPCS / D MPCS / D

MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas)

(*) ANACONDA 27 0,90 0 0,90

(+)AUCA CENTRAL 7.395 247 CALENTADOR

204 1 GAS CALENTADOR * 43

(+) AUCA SUR 23.640 788

GENERADOR

738 GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *

0

WUAKESHA

3

CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 450 15 0 15

(*) CONONACO 16.736 558 0 558

(*) CULEBRA 2.940 98 0 98

(+) YUCA 17.400 580 CALENTADOR

534 1 GAS CALENTADOR * 46

(+) YULEBRA 12.735 425 CALENTADOR

379 1 GAS CALENTADOR * 46

TOTAL 81.323 2.711 185 2.526

142  

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Cuadro N° 26. Balance de gas teórico AS – 400 Área Auca julio 2009

Página 24

JULIO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) ANACONDA 31 1,00 0

Mini Estación de ANA-01: ANA-02. 0

1,00

1

(*)AUCA CENTRAL 15.779 509

CALENTADOR Estación AUCA

CENTRAL: Todos los pozos.

LOCACIONES AUC: 02,40,52 MINIESTACION AUCA: 51, 60D,61D,62D, 65D 466 1 GAS CALENTADOR

(OPERANDO) *

43 276 190

143  

Página 25

JULIO Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) AUCA SUR 41.380 1.335

GENERADOR Estación AUCA SUR:

Todos los pozos.

0 1.285

GAS COMBUSTIBLE: WAUKESHA (TRABAJO 13 HRS EN EL MES NOV-2008) + 1 GAS CALENTADOR

0

WUAKESHA

3 1.285 CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 465 15 0

Mini Estación de AUS-01: AUS-01-02-03-04. 0 15

15

(*) CONONACO 17.482 564 0

Mini Estación CON-06: CON-06-21-24-25-32-33-

35 Locación CON-27. CON-34

564

161

Estación CONONACO CENTRAL: Con-01-02-

03-04-07-08-09-13-14-15-16-18-20-23-29-30D-. 26

377

144  

Página 26

JULIO 2009 Días: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES

FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO

( AS-400 ) MPCS / D MPCS / D (CALCULADO AS - 400)

MPCS/MES MPCS / D ( MEDIDO - ASUMIDO) ESTACIÓN LOCACIÓN TOTAL QUEMADO

(ESTACIÓN+LOCACIÓN)

(*) CULEBRA 3.100 100 0

Mini Estación de CUL-01: CUL-01-02-03-04.

Locación de CUL-05: CUL-05-06

100 85 15

(*) YUCA 19.962 644

CALENTADOR Estación YUCA CENTRAL:

YUC-01B-04-07-09-12-13-14-15-16-19D-22D-25D

Locación de YUC-17 Y YUC-03: YUC-2B-YUC-

08-YUC-20D. 598 1 GAS

CALENTADOR * 46 492 106

(*) YULEBRA 10.788 348 CALENTADOR Mini-estación de YUL-01:

YUL-01-02-03-04-05-07. 0 303 1 GAS

CALENTADOR * 46 303

TOTAL 108.987 3.516 185 2.994 337 3.331

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

• Actualizando datos de gas en sistema AS-400, según volúmenes semanales que entrega el Departamento de Producción.

145  

Cuadro N° 27. Balance de gas teórico placa orificio Área Auca julio 2009 Página 27

JULIO DÍAS: 31

C A M P O

G A S

OBSERVACIONES FORMACION COMBUSTIBLE QUEMADO ( Separadores) MPCS / D MPCS / D

MPCS/MES MPCS / D ( Medido - Asumido ) (+ Medido con placas)

(*) ANACONDA 31 1,00 0 1,00

(+)AUCA CENTRAL 7.642 247 CALENTADOR

204 1 GAS CALENTADOR * 43

(+) AUCA SUR 24.428 788

GENERADOR

738 GAS COMBUSTIBLE WAUKESHA + 1 GAS CALENTADOR *

0

WUAKESHA

3

CALENTADOR

47

(*) AUCA SUR 1-2-3-4 465 15 0 15

(*) CONONACO 17.482 564 0 564

(*) CULEBRA 3.100 100 0 100

(+) YUCA 17.980 580 CALENTADOR

534 1 GAS CALENTADOR * 46

(+) YULEBRA 13.160 425 CALENTADOR

379 1 GAS CALENTADOR * 46

TOTAL 84.287 2.719 185 2.534

• (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

146  

• (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Fuente: Reporte de producción – Ingeniería de Petróleos – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

3.13. Reportes de producción de gas anual del área auca 2008 – 2009.

GAS DE FORMACIÓN DIARIA PROMEDIO AÑO 2008

Tabla N° 22. Gas de formación promedio diario año 2008 Área Auca

FORMACION (MPCS/D) CAMPO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL

(+) AUCA CENTRAL 469 475 437 474 457 458 449 545 488 488 509 481 5730 (+) AUCA SUR 829 724 666 685 691 696 700 762 894 1621 1468 1264 11000 (*) AUCA SUR 1-2-3-4 86 101 107 106 88 90 90 96 95 110 108 111 1188 (+) YUCA 567 561 549 560 726 749 705 748 929 627 615 663 7999 (+) CULEBRA 127 121 115 121 110 110 104 99 99 102 93 116 1317 (*) YULEBRA 361 333 352 344 364 363 362 354 346 288 277 245 3989 CONONACO 493 480 536 519 519 466 471 477 464 486 401 431 5743 (*) ANACONDA 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12

TOTAL 2933 2796 2763 2810 2956 2933 2882 3082 3316 3723 3472 3312 36978

- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

- (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

147  

Tabla N° 22. Gas de formación promedio diario año 2008 Área Auca

Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Tabla N° 23. Gas combustible promedio diario año 2008 Área Auca

COMBUSTIBLE (MPCS/D) CAMPO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL

(+) AUCA CENTRAL 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 516 (+) AUCA SUR 534 534 534 534 534 534 534 534 58 50 50 50 4480 (*) AUCA SUR 1-2-3-4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (+) YUCA 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 552 (+) CULEBRA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (*) YULEBRA 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 552 (*) CONONACO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (*) ANACONDA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 669 669 669 669 669 669 669 669 193 185 185 185 6100 - (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

- (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

ÁREA AUCA Acumulado mensual MSCF/M Promedio MSCF/DGas producido 93677,60 3081,50

148  

Tabla N° 23. Gas combustible promedio diario año 2008 Área Auca

Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Tabla N° 24. Gas quemado promedio diario año 2008 Área Auca

QUEMADO (MPCS/D) CAMPO FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL

(+) AUCA CENTRAL 432 394 431 414 415 406 502 445 445 466 438 5214 (+) AUCA SUR 190 132 151 157 162 166 228 836 1571 1418 1214 6520 (*) AUCA SUR 1-2-3-4 101 107 106 88 90 90 96 95 110 108 111 1188 (+) YUCA 515 503 514 680 703 659 702 883 581 569 617 7447 (+) CULEBRA 121 115 121 110 110 104 99 99 102 93 116 1317 (*) YULEBRA 287 306 298 318 317 316 308 300 242 231 199 3437

CONONACO 480 536 519 519 466 471 477 464 486 401 431 5743 (*) ANACONDA 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12

TOTAL 2127 2094 2141 2287 2264 2213 2413 3123 3538 3287 3127 30878

- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

- (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

ÁREA AUCA Acumulado mensual MSCF/M Promedio MSCF/DGas combustible total 185440,00 6100,00

149  

Tabla N° 24. Gas quemado promedio diario año 2008 Área Auca

Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

GAS DE FORMACIÓN DIARIA PROMEDIO AÑO 2009.

Tabla N° 25. Gas de formación promedio diario año 2009 Área Auca

FORMACION (MPCS/D) CAMPO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL TOT

(+) AUCA CENTRAL 512 597 533 486 467 496 509 3600 (+) AUCA SUR 1268 1073 1044 1107 1126 1253 1335 8206 (*) AUCA SUR 1-2-3-4 110 126 86 13 15 15 15 380 (+) YUCA 613 641 657 614 560 601 644 4330 (+) CULEBRA 128 113 100 65 82 98 100 686 (*) YULEBRA 336 316 317 295 313 339 348 2264 (*)CONONACO 520 508 529 545 526 558 564 3750 (*) ANACONDA 1 1 0,52 1 1 0,9 1 6,42

TOTAL 3488 3375 3266,5 3126 3090 3361 3516 23222

ÁREA AUCA Acumulado mensual MSCF/M Promedio MSCF/DGas Quemado 938691,20 30878,00

150  

- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

- (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Tabla N° 25. Gas de formación promedio diario año 2009 Área Auca

Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Tabla N° 26. Gas combustible promedio diario año 2009 Área Auca

COMBUSTIBLE (MPCS/D) CAMPO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL TOTAL

(+) AUCA CENTRAL 43 43 43 43 43 43 43 301 (+) AUCA SUR 50 50 50 50 50 50 50 350 (*) AUCA SUR 1-2-3-4 0 0 0 0 0 0 0 0 (+) YUCA 46 46 46 46 46 46 46 322 (+) CULEBRA 0 0 0 0 0 0 0 0 (*) YULEBRA 46 46 46 46 46 46 46 322 (*)CONONACO 0 0 0 0 0 0 0 0 (*) ANACONDA 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 185 185 185 185 185 185 185 1295

ÁREA AUCA Acumulado mensual MSCF/M Promedio MSCF/DGas producido 100519,90 3317,49

151  

- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

- (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Tabla N° 26. Gas combustible promedio diario año 2009 Área Auca

Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

Tabla N° 27. Gas quemado promedio diario año 2009 Área Auca

QUEMADO (MPCS/D) CAMPO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL TOT

(+) AUCA CENTRAL 469 554 490 443 424 453 466 3299 (+) AUCA SUR 1218 1023 994 1057 1076 1203 1285 7856 (*) AUCA SUR 1-2-3-4 110 126 86 13 15 15 15 380 (+) YUCA 567 595 611 568 514 555 598 4008 (+) CULEBRA 128 113 100 65 82 98 100 686 (*) YULEBRA 290 270 271 249 267 293 302 1942 (*)CONONACO 520 508 529 545 526 558 564 3750 (*) ANACONDA 1 1 0,52 1 1 0,9 1 6,42

TOTAL 3303 3190 3081,5 2941 2905 3176 3331 21927

ÁREA AUCA Acumulado mensual MSCF/M Promedio MSCF/DGas combustible total 5606 185

152  

- (*) Volúmenes de gas de formación tomado de AS-400 y gas de calentadores asumidos (no se dispone de puntos de medición).

- (+) Volúmenes de gas medido con placas de orificio, en separadores de prueba, teas y gas combustible con medidores.

Tabla N° 27. Gas quemado promedio diario año 2009 Área Auca

Fuente: Ingeniería de Petróleos - Jefatura Área Auca - PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza

ÁREA AUCA Acumulado mensual MSCF/M Promedio MSCF/DGas Quemado 664400,83 21927,42

  

CAPÍTULO IV

153  

CAPÍTULO IV

SISTEMA MODULAR DE TRATAMIENTO DE GAS PARA GENERADORES

CON MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA CON SISTEMA BI-

COMBUSTIBLE

4. Generalidades

Este proyecto se enfoca en el aprovechamiento el gas proveniente de los pozos

productores de petróleo, mediante un sistema modular de tratamiento de gas para

obtener un gas limpio y de calidad que cumpla con las siguientes características; mayor

a 100 octanos, el porcentaje molar de CO2 al final del proceso menor al 6 %, y el

porcentaje molar de agua al final del proceso debe ser menor al 0,1 % combustible que

podrá ser utilizado en los motores de combustión interna.

Con este equipo se conseguirá disminuir la contaminación del medio ambiente y a la

vez bajar el consumo de Diesel de los motores teniendo en cuenta el alto costo del

mismo.

Por esta razón se ha desarrollado un sistema de bi-combustible que permite el

funcionamiento de un motor Diesel reemplazando entre el 40 y 70% de Diesel por Gas,

según los requerimientos de potencia del motor.

4.1. Sistema modular de tratamiento de gas

El sistema modular de tratamiento de gas (SMTG) puede ser transportado e instalado

en el área de motores, conectarse a la línea de gas de salida de los separadores y

depurar el gas, posteriormente conectándose a los motores de combustión interna para

154  

abastecerlos de gas combustible y permitir su operación con el sistema de bi-

combustible.

Los condensados recuperados retornan al proceso de la estación.

4.1.1. Datos básicos de proceso

La composición del gas que ingresa a la planta está en función del análisis

cromatográfico del mismo que en esencia contiene:

Metano, Etano, Propano, Iso butano, N – Butano, Iso Pentano, N – Pentano, Hexano,

Heptano, Hidrocarburos Pesados, Nitrógeno, Dióxido de Carbono, Acido Sulfhídrico y

Vapor de agua.

Las condiciones de entrada del gas de la planta serán de acuerdo a la siguiente

cromatografía de los gases enviada por el cliente para su diseño (Ver Cuadros de

cromatografía de cada campo capítulo 3).

4.2. Descripción general del sistema de control

Para la implementación del sistema de control de este proyecto se utilizará un PLC de

la marca Allen Bradley CPU Micrologix 1200 Nº. Cat. 1762-L40BXBR y un panel

Operador PanelView 550 con comunicación RS232 Nº. Cat. 2711-K5A9.

El sistema cuenta con alarma sonora y alarma lumínica, las mismas que serán activadas

por cada evento anormal que se presente en la operación del Sistema de Tratamiento de

Gas.

155  

4.3. Control de proceso

El control del proceso hace referencia al funcionamiento optimo del sistema modular

de tratamiento de gas en cada una de las fases que pasa el gas en proceso cuyo objetivo

es eliminar la mayor cantidad de agua, dióxido de carbono y acido sulfhídrico el cual

ayudaría a la eficiencia de trabajo del generador.

La calidad del gas se obtendrá a través de análisis cromatográficos.

4.3.1. Sistema de deshidratación

La producción proveniente de las fuentes de gas ingresa al Sistema de Tratamiento de

Gas a una temperatura de 138 ºF – 58.9 °C y una presión de 30 a 50 Psig. Dicho

Sistema de Tratamiento consta de una fase de deshidratación y una fase de

endulzamiento o adsorción de CO2 y H2S del gas a tratar.

La fase de deshidratación consta de tres separadores V-100/101/102, dos Chillers CH-

100/101 y dos Deshidratadoras de gas D-100A/B que trabajarán en ciclos de adsorción-

regeneración. Dicha etapa tiene como función separar todos los condensados de

hidrocarburos y agua precipitados por el enfriamiento del curso de gas. Este proceso se

hace con la finalidad de mejorar y purificar el gas hasta obtener metano y etano que

tienen un mayor octanaje, con una cantidad de vapor de agua de hasta 1 mg/l, este

separador está diseñado y fabricado para los caudales de operación máxima.

Antes de ingresar al primer separador V-100, el gas intercambia calor en el equipo E-

100 con la corriente que sale del separador V-102. Esto se realiza para optimizar el

intercambio calórico del Sistema de Tratamiento.

156  

Luego el gas es enfriado en el CH-100 e ingresa en el segundo separador V-101. De

ambos separadores lo que se extrae como condensado es principalmente agua e

hidrocarburos pesados, dependiendo de la composición del gas de entrada.

En los equipos D-100A/B el gas es deshidratado para ser nuevamente enfriado en el

chiller CH-101, donde se alcanza un temperatura de aproximadamente -40 ºF, que

permite la separación como condensados de parte de propano, butano, pentano y otros

hidrocarburos más pesados, en el separador V-102.

4.3.1.1. Separador V-100.

La presión de ingreso del gas a este separador es controlada por un switch de presión

dual PSH/L V-100 que se encarga de monitorear la presión de dicho separador. Este

permite el funcionamiento normal de la planta cuando exista la presión necesaria de

trabajo, para las demás condiciones trabajará de la siguiente manera:

Cuando PSH/L V-100, detecta baja presión (PAL-V100) los chillers CH-100 y CH-101

deben dejar de funcionar es decir se para el sistema de refrigeración.

Existen también indicadores de presión, temperatura y nivel, PI-V100, TI-V100, LG V-

100.

El control de condensados se realiza mediante un transmisor de presión diferencial

PDT V-100 que controla el nivel de líquido en el separador y comanda por medio del

PLC la válvula on-off LV V-100.

El separador cuenta con una válvula de alivio de presión PSV-V100 seteada a 65 PSIG.

157  

4.3.1.2. Separador V-101

Luego de pasar por el primer separador V-100 a una temperatura de 74,5ºF controlada

por el TE- V100 el gas pasa por el primer Chiller el CH-100 en donde se consigue bajar

hasta la temperatura de 34ºF por efecto de la transferencia de calor en el

intercambiador.

La temperatura de ingreso del gas al separador V-100 es controlada por el elemento

sensor de temperatura TE-CH100. Este controla el encendido y apagado del sistema de

refrigeración.

La presión de ingreso del gas a este separador es controlada por un switch de presión

dual PSH/L V-101 que se encarga de monitorear la presión del separador. Este permite

el funcionamiento normal de la planta cuando exista la presión necesaria de trabajo,

para las demás condiciones trabajará de la siguiente manera:

Cuando el PSH/L V-101, detecta baja presión (PAL-V101) los chillers CH-100 y CH-

101 deben dejar de funcionar, es decir se para el sistema de refrigeración.

Existen también indicadores de presión, temperatura y nivel, PI-V101, TI-V101, LG V-

101.

El control de condensados se realiza mediante un transmisor de presión diferencial

PDT V-101 que controla el nivel de líquido en el separador y comanda por medio del

PLC la válvula on-off LV V-102.

Este separador cuenta con una válvula de alivio de presión PSV-V101 seteada a 65

PSIG.

158  

4.3.1.3. Separador V-102

El gas al salir del V-101, pasa primero por una deshidratadora de gas D100A/B y

segundo por un nuevo intercambiador de calor del CH-101 consiguiéndose bajar la

temperatura a -40ºF (este valor puede cambiar en función del gas a condensar) por

efecto de la transferencia de calor en el intercambiador.

La temperatura de ingreso del gas al separador V-102 es controlada por el elemento

sensor de temperatura TE-CH101. Este controla el encendido y apagado del sistema de

refrigeración.

La presión de ingreso del gas a este separador es controlada por un switch de presión

dual PSH/L V-102 que se encarga de monitorear la presión del separador. Este permite

el funcionamiento normal de la planta cuando exista la presión necesaria de trabajo,

para las demás condiciones trabajará de la siguiente manera:

Cuando el PSH/L V-102, detecta baja presión (PAL-V102) los chillers CH-100 y CH-

101 deben dejar de funcionar, es decir se para el sistema de refrigeración.

Existen también indicadores de presión, temperatura y nivel, PI-V102, TI-V102, LG V-

102.

El control de condensados se realiza mediante un transmisor de presión diferencial

PDT V-102 que controla el nivel de líquido en el separador y comanda por medio del

PLC la válvula on-off LV V-101.

Este separador cuenta con una válvula de alivio de presión PSV-V102 seteada a 65

PSIG.

159  

4.3.2. Intercambiadores de calor (Chillers)

Estos equipos son parte fundamental del proceso de deshidratación del gas, ya que

permiten la adecuada separación de condensables del mismo.

4.3.2.1. Chiller CH-100

El control de temperatura de salida de gas se realiza mediante el elemento sensor de

temperatura el TE-CH100 el mismo que controla el encendido y apagado del sistema de

refrigeración al setear la temperatura al valor deseado.

El refrigerante en estado líquido, proveniente del sistema de refrigeración, es cambiado

a la fase vapor mediante la acción de la válvula de tipo aguja PV R-01 por disminución

de presión, esta válvula se encargará de mantener el suficiente aporte de refrigerante al

chiller.

El control de presión de refrigerante está dado por transmisor de presión PT CH-100.

La presión, temperatura y nivel en el Chiller son medidos mediante un PI-CH100, TI-

CH100 y LG CH-100 respectivamente.

Para evitar que el refrigerante ingrese al evaporador en los tiempos de paro; el

evaporador cuenta con una válvula on off LV R-01 que es comandada por el encendido

y apagado del sistema de refrigeración.

Además el chiller cuenta con una válvula de alivio de presión PSV CH-100 seteada en

78 psig.

160  

4.3.2.2. Chiller CH-101

El control de temperatura de salida de gas se realiza mediante el elemento sensor de

temperatura el TE-CH101 el mismo que controla el encendido y apagado del sistema de

refrigeración al setear la temperatura al valor deseado.

El refrigerante en estado líquido, proveniente del sistema de refrigeración, es cambiado

a la fase vapor mediante la acción de la válvula de tipo aguja PV R-02 por disminución

de presión, esta válvula se encargará de mantener el suficiente aporte de refrigerante al

chiller.

El control de presión de refrigerante está dado por transmisor de presión PT CH-101.

La presión, temperatura y nivel en el Chiller son medidos mediante un PI-CH101A/B,

TI-CH101 y LG CH-101 respectivamente.

Para evitar que el refrigerante ingrese al evaporador en los tiempos de paro; el

evaporador cuenta con una válvula on off LV R-02 que es comandada tanto por el

encendido y apagado del sistema de refrigeración, como por el interruptor de nivel

LSH/L CH-101, que evita que el mazo de tubos deje de estar inundado y que quede una

zona de evaporación considerable.

Además el chiller cuenta con una válvula de alivio de presión PSV CH-101 seteada en

78 psig.

161  

4.3.3. Torres deshidratadoras

El sistema de deshidratación de gas se hace con el fin de extraer la máxima cantidad de

agua al gas antes de proceder a su enfriamiento a – 40 ºF y de esta forma evitar la

formación de hidratos en la tubería.

El sistema está compuesto por dos torres que contienen silica gel. Cuando una de ellas

está adsorbiendo la otra columna esta en regeneración. El gas que se utiliza para la

regeneración es calentado por medio de resistencias eléctricas cuyo encendido y

apagado es comandado por medio del interruptor de temperatura TSH D-01A/B.

Las válvulas XV TR D-01/02/03 serán programadas para actuar en forma automática y

llevar a cada una de las torres a su respectivo ciclo consecutivo.

El ciclo de adsorción-regeneración tiene una duración de 6 horas. Dentro del ciclo de

regeneración la silicagel debe absorber el agua contenida y posteriormente enfriarse.

La presión y temperatura de las deshidratadoras son medidas mediante un PI D-01A/B.

y un TI D-01A/B, respectivamente.

Además, un indicador de presión diferencial DPI D-01/02 y termómetros TI D-

02/03A/B controlan las variables a la entrada y la salida de dichas torres.

El gas que sale del Sistema de Deshidratación es analizado por un analizador de

humedad AT D-01 instalado a la salida de las deshidratadoras, lo que permite el control

de los ciclos de adsorción-regeneración.

Las deshidratadoras cuentan con válvulas de alivio de presión PSV-D-01A/B seteadas

a 65 Psig.

162  

4.3.4. Sistema de refrigeración

El refrigerante sobrecalentado en estado de vapor es comprimido y posteriormente

condensado hasta llegar al estado líquido, almacenándose en acumuladores que proveen

de refrigerante frío a los chiller.

El encendido y apagado del sistema de refrigeración está comandado por el PLC, que

responde a las distintas variaciones de presión y temperatura del gas a tratar.

4.3.5. Endulzamiento del gas

El endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas

combustible.

4.3.5.1. Torres de regeneración y endulzamiento

Para lograr este proceso se cuenta con tres torres de adsorción la TR-100A, TR-100B,

TR-100C con la capacidad de adsorber los gases ácidos mediante la utilización de

tamices moleculares como son la zeolita para el caso del anhídrido carbónico (CO2) y

la alúmina activa para el gas sulfhídrico (H2S).

El proceso anterior está compuesto por tres ciclos. El primero corresponde al ciclo de

adsorción de los gases mencionados por medio de los tamices moleculares. El segundo

corresponde a la regeneración de los lechos. El gas de regeneración debe ser calentado

hasta 570 ºF y el control de temperatura de las resistencias se hace mediante la

utilización de elementos sensores de temperatura TSH TR-01. El tercer ciclo

corresponde al de enfriamiento del lecho. Todos los ciclos tienen una duración de 2

horas.

163  

Las válvulas XV TR 01A/02A/03A/04A/05A/06A/01B/02B/03B/04B/05B/06B serán

programadas para actuar en forma automática y llevar a cada una de las torres a su

respectivo ciclo consecutivo.

La medición de temperatura y presión en la torre se realiza mediante TI TR-01A/B/C y

PI TR-01A/B/C. Además se miden las temperaturas de los gases de entrada y salida de

las torres mediante TI TR-02A/B/C y TI TR-03A/B/C.

El control individual de temperaturas del gas de salida de cada torre, se realiza

mediante los elementos sensores de temperatura TSH TR-01A/B/C, que indican en el

PLC cualquier desviación de las temperaturas normales de operación.

El gas que sale del Sistema de Endulzamiento del gas es analizado por un analizador de

CO2 AT-STG-01 instalado a la salida de las torres de regeneración y endulzamiento, lo

que permite el control de los ciclos de adsorción-regeneración-enfriamiento.

4.4. Sistema de medición de caudal y control de presión de la planta

En la planta de tratamiento de gas se usara medidores de caudal y válvulas auto

reguladoras de presión.

4.4.1. Medición de caudal

Para medir el caudal a la salida del Sistema de Tratamiento de Gas se utiliza un

caudalímetro de tipo Vortex FT STG-01.

Todas las señales son llevadas a la unidad de control y visualizadas en el HMI ubicado

en el panel del operador.

164  

4.4.2. Control de presión

El control de presión de toda la planta se realiza mediante una válvula auto-reguladora

de presión PCV 001, que mantiene la presión de salida del gas dentro de los valores de

diseño.

4.5. Descripción de proceso del sistema modular de tratamiento de gas

El proceso esta divido en tres etapas que se describirán a continuación, con la finalidad

de tener claro el concepto del tratamiento al que se somete al gas antes de pasar a ser

utilizado por los motores.

4.5.1. Condensación

La condensación es el proceso por el cual el agua cambia de fase, de vapor o gas a

estado líquido.

4.5.1.1. Proceso de separación de líquidos

Primera etapa

En esta etapa se separan la cantidad de líquidos que viene asociado con el gas para lo

cual se pone en contacto el fluido a condensar con el recipiente, que por conveniencia

operativa se construye con el aspecto de un separador bifásico vertical.

El tamaño del separador estará en función del volumen de gas a tratar, el tiempo de

residencia necesario, del diseño interior y de la cantidad de líquidos a extraer.

165  

Recuperación de Naftas

En el primer separador conseguimos que se queden los baches de líquidos que vienen

asociados con el gas, además en esta etapa logramos separar hidrocarburos pesados

como C6, C7, C8, y agua en estado líquido.

En una segunda instancia el gas pasa a un intercambiador de calor (Chiller A) para

sufrir un proceso de enfriamiento a presiones conocidas, con lo cual se consigue bajar

la temperatura de ingreso del gas hasta conseguir la temperatura del punto de rocío

tanto para el agua como para los pentanos que se encuentran en forma de vapor,

logrando de esta manera que puedan condensarse y se separen del gas como fase

líquida.

Punto de Rocío: (Temperatura y presión a la cual un gas pasa a su estado líquido)

Estado de un sistema completamente gaseoso en equilibrio con una cantidad muy

pequeña de líquido

4.5.1.2. Recuperación de Propano y Butano

Segunda etapa

En esta segunda etapa el gas que proviene del segundo separador se dirige nuevamente

a dos torres deshidratadoras para eliminar el vapor del agua con la silica gel que

contiene el gas para luego pasar a dos intercambiadores de calor (Chiller B y B’) con

lo cual se logra disminuir la temperatura y alcanzar el punto de rocío para la separación

de los gases propano y butano, y de esta manera logren condensarse y separarse del gas

por medio de un separador.

166  

Todo este proceso de enfriamiento del gas está regido por unidades condensadoras (UC

A/B/C/D) que utilizan refrigerante ecológico, las mismas que nos permiten alcanzar los

parámetros que necesitamos en el proceso.

Torres deshidratadoras

Deshidratar el gas natural o eliminar el agua que contiene el gas implica conocer de

manera previa la cantidad de agua que tiene el fluido a determinadas condiciones de

presión y temperatura y el residuo que debería tener para satisfacer los requerimientos

del usuario.

Los procesos de remoción de contaminantes pueden ser divididos en dos grupos:

• Deshidratación

• Purificación.

Razones para la Deshidratación del Gas

Las razones principales de la importancia de la deshidratación del gas natural incluyen

las siguientes:

• El agua líquida y el gas natural pueden formar hidratos parecidos al hielo que

pueden obstruir válvulas, tubería, entre otros.

• El gas natural que contiene agua líquida es corrosivo, particularmente si contiene

CO2 o H2S.

• El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor calorífico del gas

natural, por lo tanto se reduce la capacidad de la línea.

167  

• La deshidratación del gas natural antes del procesamiento criogénico es vital para

prevenir la formación de hielo en los intercambiadores de calor de baja

temperatura.

• De ahí la necesidad de prevenir la formación de los hidratos es obvia, es la manera

más sencilla de eliminar los hidratos es para remover substancialmente el agua de

flujo del gas natural.

• El método más eficiente para remover el agua presente en el flujo de gas natural es

por adsorción con un desecante sólido como un filtro molecular o alúmina

activada.

4.5.1.3. Endulzamiento de gas

Tercera etapa

Endulzar gas es un término que se utiliza para explicar el proceso en el que se

remueven componentes que hacen que dicho gas sea ácido1.

Factores que se consideran para seleccionar el proceso de endulzamiento:

• Tipos de contaminantes a ser removidos

• Concentraciones contaminantes

• Grado de remoción

Componentes ácidos

Dióxido de Carbono (CO2):

                                                            1 Gas Ácido: Gas con contenido de Dióxido de carbono (CO2) y componentes sulfurados.

 

168  

• Oxidación del monóxido de carbono.

2 02 2 2

• Hidrocarburos por combustión incompleta

02 2

Gas sulfhídrico (H2S)

Descripción Proceso en las torres de endulzamiento

El proceso continua con el endulzamiento en el cual se van a capturar los gases ácidos

CO2 y H2S utilizando para esto tamices moleculares2.

Los tamices fueron seleccionados de acuerdo a la afinidad polar de las moléculas de

dichos gases por estos compuestos.

La cantidad empleada de cada uno de los tamices moleculares fue calculada a partir de

datos proporcionados por la cromatografía donde se indica el porcentaje que ingresa de

gases ácidos.

Los tamices utilizados son:

• Zeolita: Captura Dióxido de Carbono (CO2)

• Alúmina Activa: Captura Gas sulfhídrico (H2S).

Este proceso de endulzamiento se realiza en tres torres de iguales características dentro

de las cuales se encuentran los tamices moleculares hasta donde ingresa el gas.

                                                            2 Tamices moleculares: Mallas de captura de moléculas 

169  

El funcionamiento de las torres es alternado en el proceso, una de las torres estará

absorbiendo los gases ácidos, la segunda estará enfriando mientras que la tercera se

encontrará regenerando los tamices.

El tiempo de trabajo de cada una de las torres está determinado por la saturación de los

tamices, dicha saturación será medida por el analizador de CO2 el cual nos indica la

concentración en el panel de control.

Este proceso se realiza con la finalidad de:

• Disminuir concentraciones perjudiciales para el funcionamiento del motor y sus

partes, y alargar el tiempo de vida del mismo.

• Evitar la corrosión en equipos y tuberías bajo ciertas condiciones debido a la

formación de óxidos sulfurosos y de acido carbónico en mayor proporción.

• Disminuir las concentraciones perjudiciales de estos gases al medio ambiente.

4.5.1.4. Condensadores

De los sistemas de refrigeración mecánica existentes, el más utilizado es el de

refrigeración por compresión, donde el compresor cumple con dos funciones

principales:

1. Succiona el refrigerante vaporizado (línea de succión), reduciendo la presión en el

evaporador hasta el punto en el que puede mantenerse la temperatura de evaporización

deseada.

2. El compresor comprime ese refrigerante vaporizado, descargándolo a una presión lo

suficiente alta (línea de descarga) para que la temperatura de saturación sea más alta

170  

que la temperatura del ambiente a refrigerar, de modo que se produzca la condensación

fácilmente.

La refrigeración se consigue cuando el refrigerante en estado líquido se transforma en

gas en el evaporador, consiguiendo así absorber calor del ambiente a enfriar.

Existen tres tipos genéricos de compresores: reciprocantes, rotativos y centrífugos.

Los compresores reciprocantes efectúan la compresión mediante pistones que realizan

carreras alternadas de succión y descarga en un cilindro provisto de válvulas de

admisión y escape. Entre sus ventajas destacada que es muy eficaz para presiones de

condensación elevadas y altas relaciones de compresión, su adaptabilidad a diferentes

refrigerantes, su durabilidad sencillez mecánica y su bajo costo.

Unidades condensadoras equipadas con compresores

Las unidades condensadoras son fabricadas en variados modelos y cubren un amplio

rango de aplicación, con temperaturas entre +12,5°C y -45°C, y con temperatura

ambiente de hasta 43°C.

4.6. Sistema bi-combustible

El Sistema bi-combustible es una innovadora tecnología que permite a los operadores

de grandes motores diesel reducir substancialmente los costos operacionales además de

menores emisiones. Eso acontece como resultado de la substitución del combustible

diesel por el gas natural, de costo inferior y que produce residuos más limpios en la

combustión. El Sistema de bi-combustible está formado por tecnologías patentadas que

permiten a los motores operar con seguridad con variaciones de porcentaje de gas

natural entre 50% y 75% del total del combustible exigido. Los motores convertidos

171  

para el sistema bi-combustible tienen un desempeño tan bueno como los motores a

diesel en factores como eficiencia, estabilidad y manejo de carga.

Una característica importante del Sistema Bi-combustible es su capacidad de pasar de

un combustible a otro sin interrupción en el funcionamiento del motor. El motor puede

pasar de un combustible a otro manualmente como automáticamente, manteniendo su

velocidad y carga.

4.6.1. Descripción del sistema

El sistema opera mezclando diesel y gas dentro de la cámara de combustión del motor

diesel, el aire y el gas son premezclados en la entrada de aire del motor, para luego

inyectar la mezcla en la cámara de combustión a través de la válvula de admisión.

Debido a la alta temperatura de autoencendido del gas, la mezcla aire-gas no enciende

durante la carrera de compresión por tener un alto octanaje. La mezcla es encendida

cuando el inyector de diesel rocía una pequeña cantidad de este combustible dentro de

la cámara y actúa como piloto para la ignición del combustible primario, en este caso el

gas procedente de la planta depuradora de gas constituye un combustible de alto

octanaje.

Desde el punto de vista energético, esta tecnología permite reemplazar parcialmente un

tipo de combustible (diesel) por otro (gas), en una cantidad que, sumando la energía

que desarrollan ambos combustibles, siempre llega, en el mismo intervalo de tiempo, a

la misma cantidad de energía que se obtendría empleando 100% de diesel oil, lo que

implica que la potencia del motor no varía. (Ver Figura N° 5)

172  

Figura N° 5. Operación y desempeño del sistema bi-combustible

Fuente: Elaborado por Petroextrac, Autocad

Elaborado por: Klever Caiza

4.6.2. Descripción general del sistema dinámico de control (SDC)

El sistema bi-combustible permite la operación de un motor a diesel con una mezcla de

combustible diesel y gas natural obtenido de la del Sistema Modular de Tratamiento de

Gas (SMTG). Esto se logra mediante el uso del kit bi-combustible que es capaz de

realizar u

energía o

Control (S

de carga d

El aire y e

mezcla en

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174  

El sistema está constituido por un controlador lógico programable (PLC) con sus

respectivos módulos análogos y digitales cuya filosofía de control a desarrollarse es

flexible y estará de acuerdo a las más estrictas exigencias del cliente.

4.6.2.1. Válvula controladora de flujo (VCF)

La válvula controladora de flujo está constituida de un motor a pasos y un sensor de

efecto hall que determinará la posición del dosificador de caudal en cualquiera de las

dos posiciones (superior e inferior). El recorrido del dosificador es por lo general de

4000 pasos que corresponden a un porcentaje de apertura de 100%. Esta válvula es

diseñada en función de las características del motor.

4.6.2.2. Válvula reguladora de presión (VRP)

El gas proveniente de Sistema Modular de Tratamiento de Gas SMTG está a una

presión no apta para el consumo de motores por lo que la VRP será regulada de

acuerdo a los requerimientos de presión de trabajo del motor.

4.6.2.3. Válvula solenoide normalmente cerrada (SV)

Esta válvula se accionará si se presentan condiciones anormales de funcionamiento en

el motor; estas condiciones son: baja presión en el múltiple de admisión del motor, alta

vibración y alta temperatura en el motor y tubo de escape.

4.6.2.4. Control y monitoreo

El control y el monitoreo del buen funcionamiento de la planta de tratamiento de gas se

puede controlar por medio de sensores que se encuentran instalados en la planta de gas

indicando los problemas con una alarma que indica en el panel de control.

175  

4.6.2.4.1. Control

Para el control se utiliza un automático programable con salidas de estado sólido para

alta frecuencia de conmutación. A este PLC se incorpora un módulo a termocupla y un

modulo de entrada analógica. Este se encargara del control del sistema con todos y cada

uno de los sensores asociados al Sistema Dinámico de Control.

4.6.2.4.2. Interface hombre maquina (HMI)

El panel view se encargará de realizar el monitoreo y supervisión del sistema, mostrar

condiciones anormales de funcionamiento del motor, tendencias históricas,

configuración en línea de la unidad de control, etc.

4.6.2.5. Transmisor de presión (PT)

Las variaciones de carga del motor son monitoreadas por medio de un transmisor de

presión instalado en el múltiple de admisión del motor y en función de esta variación el

sistema de control realiza un ajuste automático de la dosificación del gas a partir de una

base de datos configurada previamente en el sistema que está en función de la carga y

que depende de cada motor en particular.

4.6.2.6. Sensores de temperatura (TE)

Para brindar protección al motor de posibles eventualidades se instala en el motor y

tubo de escape sensores de temperatura (termocuplas tipo K), esta señal electrónica es

enviada a la unidad de control para que dependiendo del valor seteado realice las

operaciones de corte del suministro de gas; por lo tanto el motor quedará operando

100% diesel.

176  

4.6.2.7. Sensor de vibración

Monitorea la vibración del motor esta señal electrónica es enviada a la unidad de

control para que dependiendo del valor seteado realice las operaciones de corte del

suministro de gas; por lo tanto el motor quedará operando 100% diesel.

4.6.3. Ventajas ambientales del sistema

• Disminución de emisiones contaminantes como CO2 (causante del efecto

invernadero), aldehídos y compuestos aromáticos (sustancias cancerígenas).

• Reduce los niveles de azufre.

• Reduce los olores, humos de aceleración y vibraciones del motor a niveles

mínimos.

• Disminución significativamente de la contaminación acústica (ruidos).

4.6.4. Ventajas técnicas del sistema

• Una mezcla homogénea, controlada y bien distribuida en los cilindros con el aire

comburente, facilitando una combustión más limpia y completa.

• Un mantenimiento más económico debido a un menor número de averías y unos

períodos de cambios de aceite más largos por la ausencia de depósitos carbonosos

que ensucian el aceite lubricante.

177  

4.7. Diseño del sistema modular de tratamiento de gas

El diseño del sistema modular de tratamiento de gas se presentara a continuación en

planos elaborados en autocad.

Se presentara los siguientes diagramas:

1. Diagrama de flujo del sistema modular de tratamiento de gas. Página 178

2. Diagrama P&ID del sistema modular de tratamiento de gas. Página 179

3. Diagrama de flujo sistema de refrigeración. Página 180

4. Diagrama P&ID sistema de refrigeración. Página 181

5. Tablero de control. Página 182

6. Conexión medidor de combustible entrada/salida. Página 183

7. Diagrama P&ID sistema bi-combustible. Página 184

  

CAPÍTULO V

185  

CAPÍTULO V

ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LOS CAMPOS AUCA

CENTRAL, AUCA SUR, YUCA, ANACONDA, YULEBRA, CULEBRA Y

CONONACO

5. Análisis técnico La rentabilidad de cada campo se determino en base a la producción de gas que

produce en cada campo desde el año 2008 y 2009 para obtener la tendencia de

producción de gas a futuro a dos años, también se considero en cada campo los grupos

electrógenos que se encuentran en cada campo para poder desarrollar este tipo de

proyecto y poderlo utilizarlo como gas combustibles en los generadores.

5.1. Auca Central

En la actualidad en este Campo se quema aproximadamente 471 MCPS/D y tiene una

potencia instalada de 5000 HP de los cuales 1500 HP genera a gas, se estima que por

cada 1000 HP se necesita 80 MPCS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema

Bi-fuel.

El consumo de Diesel por año es de 29,000 Barriles, con el nuevo sistema

PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.000 y 23.000 Bls de diesel año.

5.2. Auca Sur

En este campo actualmente, se quema aproximadamente 1172 MCPS/D y tiene una

potencia instalada de 6572 HP de los cuales 3942 HP genera a gas, se estima que por

186  

cada 1000 HP se necesita 80 MCPS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema

Bi-fuel.

El consumo de Diesel por año es de 50,297Barriles, con el nuevo sistema

PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15,089 y 25,149 Bls de diesel año.

5.3. Yulebra En este campo actualmente, se quema aproximadamente 323 MCPS/D, por lo que no es

viable la instalación del Sistema Bi-fuel.

5.4. Anaconda En este campo actualmente, se quema aproximadamente 1 MCPS/D, por lo que no es

viable la instalación del Sistema Bi-fuel.

5.5. Yuca En este campo actualmente, se quema aproximadamente 573 MCPS/D y tiene una

potencia instalada de 5000 HP, se estima que por cada 1000 HP se necesita 80

MCPS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema Bi-fuel.

El consumo de Diesel en cuatro generadores por año es de 40238 Barriles, con el

nuevo sistema Bi-combustible PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 20119

Barriles de diesel remplazando el 50% por gas y 12,071 Barriles de diesel remplazando

el 70% por gas, trabajando el generador al 75 por ciento.

5.6. Culebra En este campo actualmente, se quema aproximadamente 98 MCPS/D, por lo que no es

viable la instalación del Sistema Bi-fuel.

187  

5.7. Cononaco

En este campo actualmente, se quema aproximadamente 536 MCPS/D, por lo que no es

viable la instalación del Sistema Bi-fuel, debido a que no puedo observar en el campo

quema de gas en la tea, llegando a concluir que existe un error en las estimaciones de

producción de gas en este campo.

5.8. Análisis económico El análisis económico se determino en base al volumen de gas que produce el campo

Yuca y la cantidad de gas que procesa con el sistema modular de tratamiento de gas,

teniendo una idea clara para determinar la rentabilidad en los demás campos en

remplazo del gas combustible por diesel debido al costo cero de producción del gas

asociado.

5.9. Costos

A continuación se presenta el análisis económico del sistema modular de tratamiento

de gas en base a los datos de volúmenes de gas asociado, análisis cromatográficos y el

consumo de diesel en los generadores de cada campo operado por

PETROPRODUCCIÓN en el Área Auca, resultados que se verán reflejados en el

ahorro de combustible con el nuevo sistema bi-combustible llegando a concluir los

beneficios que se puede obtener con este tipo de proyecto tanto en el aspecto socio-

económico y ambiental.

Para determinar si es viable la instalación del sistema bi-combustible se analizado los

volúmenes de gas que produce cada campo y mediante los análisis cromatográficos

determinar su calidad descartando de simple vista a los Campos Cononaco, Anaconda,

188  

Yulebra y Culebra debido a los bajos volúmenes de gas que producen y la falta de

generadores que no tienen en las estaciones se concluye que no viable implementar el

sistema modular de tratamiento de gas en estos campos.

En el resto de campos como son Auca Central, Auca Sur y Yuca tienen una buena

producción de gas y la calidad del gas que se puede mejorar con el sistema modular de

tratamiento de gas siendo rentable para utilizar este gas procesado en los generadores,

reduciendo los costos en el consumo de diesel.

Con el número de generadores que contiene cada campo se calculara cuanto galones

por día consumen de diese, con este valores se hace una relación para calcular cuántos

pies cúbicos de gas se necesita remplazar en los diferentes porcentajes de cargas del

motor y se concluye presentando el beneficio y el ahorro de consumo de diesel en el

generador y en el aspecto ambiental.

189  

5.9.1. Campo Auca Central En la actualidad en este Campo se quema aproximadamente 471 MCPS/D y tiene una potencia instalada de 5000 HP de los cuales 1500 HP genera a

gas, se estima que por cada 1000 HP se necesita 80 MPCS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema Bi-fuel. (Ver Tabla N° 28)

Tabla N° 28. Grupo electrógenos de Auca Central

Página 1

ID. EQUIPO DESCRIPCION TIPO MARCA MODELO SERIE LOC. BLOQUE SKID SKID-LARGO

EBCEQP0007 BOMBA CENTRIFUGA 3800 GPM B.OLEODUCTO UNITE J-10X20DVSM 41231-1 AAUECE MTO-BOL SBBO-01/03 SBBO-A0005

EMOEQP0507 MOTOR COMB.(D) 825 HP B.OLEODUCTO CAT D398B PC T. 66B4021 AAUECE MTO-BOL SBBO-01/03 SBBO-A0005 ERIEQP0012 INCREMENTADOR 1.865:1 B.OLEODUCTO LUFKI N1200C 323 AAUECE MTO-BOL SBBO-01/03 SBBO-A0005 ETCPMD0051 TABLERO DE CONTROL B.OLEODUCTO AMOT AAUECE MTO-BOL SBBO-01/03 SBBO-A0005 EVCPMD1431 VALV.A/C 2 IN B.OLEODUCTO SIST.ARRANQUE AMOT 2180D21B B911 AAUECE MTO-BOL SBBO-01/03 SBBO-A0005

EBCEQP0008 BOMBA CENTRIFUGA 3800 GPM B.OLEODUCTO UNITE J-10X20DVSM 41231-2 AAUECE MTO-BOL SBBO-02/03 SBBO-A0006

EMOEQP0017 MOTOR COMB.(D) 910 HP B.OLEODUCTO CAT D398 BPC 66B7985 AAUECE MTO-BOL SBBO-02/03 SBBO-A0006 ERIEQP0013 INCREMENTADOR 1.865:1 B.OLEODUCTO LUFKI N1200C 324 AAUECE MTO-BOL SBBO-02/03 SBBO-A0006 ETCPMD0052 TABLERO DE CONTROL B.OLEODUCTO AMOT AAUECE MTO-BOL SBBO-02/03 SBBO-A0006 EVCPMD1432 VALV.A/C 2 IN B.OLEODUCTO SIST.ARRANQUE AMOT 2180D21A A961 AAUECE MTO-BOL SBBO-02/03 SBBO-A0006

EBCEQP0004 BOMBA CENTRIFUGA 3000 GPM B.OLEODUCTO UNITE A10X20DVSL 41954-2 AAUECE MTO-BOL SBBO-03/03 SBBO-A0007

EMOEQP0016 MOTOR COMB.(D) 825 HP B.OLEODUCTO CAT D398 PCT 66B04020 AAUECE MTO-BOL SBBO-03/03 SBBO-A0007 ERIEQP0008 INCREMENTADOR 1.865:1 B.OLEODUCTO LUFKI N1200C 325 AAUECE MTO-BOL SBBO-03/03 SBBO-A0007 ETCPMD0053 TABLERO DE CONTROL B.OLEODUCTO AMOT AAUECE MTO-BOL SBBO-03/03 SBBO-A0007 EVCPMD1433 VALV.A/C 2 IN B.OLEODUCTO SIST.ARRANQUE AMOT 2180D21A D951 AAUECE MTO-BOL SBBO-03/03 SBBO-A0007

190  

Página 2

ID. EQUIPO DESCRIPCION TIPO MARCA MODELO SERIE LOC. BLOQUE SKID SKID-LARGO

EBPEQP0008 BOMBA QUINTUPLEX 230 GPM B.POWER OIL AJAX Q600FS 7339 AAUECE MTO-BPO SBPO-01/03 SBPO-A0008 EMOEQP0015 MOTOR COMB.(D) 597 HP B.POWER OIL WS 40-S-8 20743 AAUECE MTO-BPO SBPO-01/03 SBPO-A0008 ERIEQP0011 REDUCTOR 2.88:1 B.POWER OIL LUFKI S169C 331 AAUECE MTO-BPO SBPO-01/03 SBPO-A0008

ETCPMD0074 TABLERO DE CONTROL B.POWER OIL AAUECE MTO-BPO SBPO-01/03 SBPO-A0008

EVCPMD1420 VALV.CRTL.PRESION 2 IN B.POWER OIL RECIRC.CRUDO FISHE 5714793 AAUECE MTO-BPO SBPO-01/03 SBPO-A0008

EVCPMD1430 VALV.A/C 2 IN B.POWER OIL SIST.ARRANQUE AMOT 2180D21B AAUECE MTO-BPO SBPO-01/03 SBPO-A0008

EARELE0018 ARRANCADOR 50 HP B.POWER OIL AB A AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009 EMEELE1291 MOTOR ELECTRICO 50 HP B.POWER OIL BALDO 12C051W614G1 AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009 EMOEQP0013 MOTOR COMB.(G) 1478 HP BOMBA POWER OIL WKESH L7042GSI C-10787/1 AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009 EBCEQP0005 BOMBA CENTRIFUGA 350 GPM B.POWER OIL SULZE CP12STG 1,00E+135 AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009 ERIEQP0009 INCREMENTADOR 5.698:1 B.POWER OIL LUFKI N1402C 10102 AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009 ERPPMD0364 REGISTRO DE PRESION B.POWER OIL BARTO 202E 202E-429401 AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009 ETCPMD0087 TABLERO DE CONTROL B.POWER OIL AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009

EVCPMD1421 VALV.CRTL.PRESION 2 IN B.POWER OIL L.DESCARGA FISHE D CN989339 AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009

EVCPMD1423 VALV.CRTL.PRESION 2 IN B.POWER OIL L.DESCARGA NSEAL EP 108546-1A AAUECE MTO-BPO SBPO-02/03 SBPO-A0009

EARELE0017 ARRANCADOR 100 HP B.POWER OIL AB A AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010 EMEELE1019 MOTOR ELECTRICO 100 HP B.POWER OIL BALDO 692C AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010

191  

Página 3

ID. EQUIPO DESCRIPCION TIPO MARCA MODELO SERIE LOC. BLOQUE SKID SKID-LARGO

EMOEQP0014 MOTOR COMB.(G) 1478 HP B.POWER OIL WKESH L7042GSI C-10787/2 AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010 EBCEQP0006 BOMBA CENTRIFUGA 350 GPM B.POWER OIL SULZE CP12STG 1E130 AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010 ERIEQP0010 INCREMENTADOR 5.698:1 B.POWER OIL LUFKI N1402C 10101 AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010

ERPPMD0365 REGISTRO DE PRESION B.POWER OIL L.DESC.GAS BARTO 340E 340E-715 AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010

ETCPMD0085 TABLERO DE CONTROL B.POWER OIL AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010

EVCPMD1422 VALV.CRTL.PRESION 2 IN B.POWER OIL L.DESCARGA FISHE 13749547 AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010

EVCPMD1424 VALV.CRTL.PRESION 2 IN B.POWER OIL L.DESCARGA NSEAL EP 108546-1B AAUECE MTO-BPO SBPO-03/03 SBPO-A0010

Fuente: MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE GENERADORES PMD - PETROPRODUCCIÓN ÁREA AUCA

Elaborado por: Klever Caiza

Resultado: El consumo de Diesel por año es de 29.000 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.000 y 23.000

Bls de diesel año.

192  

5.9.2. Campo Auca Sur

Actualmente en este Campo se quema aproximadamente 1172 MCPS/D y tiene una potencia instalada de 6572 HP de los cuales 3942 HP genera a gas,

se estima que por cada 1000 HP se necesita 80 MCPS/D, por lo que es viable la instalación del Sistema Bi-fuel. (Ver Tabla N° 29)

Tabla N° 29. Grupo electrógenos de Auca Sur

Página 1

ID. EQUIPO DESCRIPCION TIPO MARCA MODELO SERIE LOC. BLOQUE SKID SKID-

LARGO

EMOEQP0023 MOTOR COMB.(D) 597 HP B.POWER OIL WS 40-S-8 20737 AASESU MTO-BPO SBPO-

01/07 SBPO-A0001

EMOEQP0026 MOTOR COMB.(D) 597 HP B.POWER OIL WS 40-S-8 20736 AASESU MTO-BPO SBPO-

02/07 SBPO-A0002

EMOEQP0160 MOTOR COMB.(D) 597 HP B.POWER OIL WS 40-S-8 20745 AASESU MTO-BPO SBPO-

04/07 SBPO-A0004

EMOEQP0020 MOTOR COMB.(D) 597 HP B.POWER OIL WS 40-S-8 20748 AASESU MTO-BPO SBPO-

05/07 SBPO-A0005

EMOEQP0021 MOTOR COMB.(D) 597 HP B.POWER OIL WS 40-S-8 20749 AASESU MTO-BPO SBPO-

06/07 SBPO-A0006

EMOEQP0022 MOTOR COMB.(D) 597 HP B.POWER OIL WS 40-S-8 20744 AASESU MTO-BPO SBPO-

07/07 SBPO-A0007

EMCEQP0010 MOTOR-COMP.COMB(G) 360 HP C.CAPTACION GAS AJAX DPC-360 AASESU MTO-CCG SCCG-

01/02 SCCG-A0001

ETCPMD0063 TABLERO DE CONTROL C.CAPTACION GAS AASESU MTO-CCG SCCG-01/02

SCCG-A0001

EGEELE0079 GENERADOR 545 KW

GRUPO ELECTROGENO REINY. CAT SR4 6FA04486 AASESU MTO-BRA SGGN-

01/01 SGGN-A0058

193  

Página 2

ID. EQUIPO DESCRIPCION TIPO MARCA MODELO SERIE LOC. BLOQUE SKID SKID-

LARGO EMOEQP0582 MOTOR COMB.(D) 810

HP GRUPO ELECTROGENO REINY. CAT 3412 81Z12161 AASESU MTO-BRA SGGN-

01/01 SGGN-A0058

ETCPMD0452 TABLERO DE CONTROL GRUPO ELECTROGENO REINY. CAT EMCP II AASESU MTO-BRA SGGN-

01/01 SGGN-A0058

EGEELE0258 GENERADOR 1230 KW GRUPO ELECTROGENO CAT SR4B-GD G4W00674 AASESU MTO-GEL SGGN-

01/05 SGGN-A0062

EMOEQP0643 MOTOR COMB.(D) 1784 HP GRUPO ELECTROGENO CAT 3512 1GZ05549 AASESU MTO-GEL SGGN-

01/05 SGGN-A0062

ETCPMD0089 TABLERO DE CONTROL GRUPO ELECTROGENO CAT EMCP 3.3 G4W00674 AASESU MTO-GEL SGGN-01/05

SGGN-A0062

EGEELE0257 GENERADOR 1230 KW GRUPO ELECTROGENO CAT SR4B-GD G4W00660 AASESU MTO-GEL SGGN-

02/05 SGGN-A0016

EMOEQP0644 MOTOR COMB.(D) 1784 HP GRUPO ELECTROGENO CAT 3512 1GZ05520 AASESU MTO-GEL SGGN-

02/05 SGGN-A0016

ETCPMD0084 TABLERO DE CONTROL GRUPO ELECTROGENO CAT EMCP 3.3 G4W00660 AASESU MTO-GEL SGGN-02/05

SGGN-A0016

EGEELE0264 GENERADOR 1230 KW GRUPO ELECTROGENO CAT SR4B-GD G4W00659 AASESU MTO-GEL SGGN-

03/05 SGGN-A0015

EMOEQP0649 MOTOR COMB.(D) 1784 HP GRUPO ELECTROGENO CAT 3512 1GZ05515 AASESU MTO-GEL SGGN-

03/05 SGGN-A0015

ETCPMD0514 TABLERO DE CONTROL GRUPO ELECTROGENO CAT EMCP 3.3 AASESU MTO-GEL SGGN-03/05

SGGN-A0015

EGEELE0103 GENERADOR 830 KW GRUPO ELECTROGENO KATO A262850000 11654-02 AASESU MTO-GEL SGGN-

04/05 SGGN-A0014

EMOEQP0077 MOTOR COMB.(D) 1220 HP GRUPO ELECTROGENO CAT 3512 67Z01287 AASESU MTO-GEL SGGN-

04/05 SGGN-A0014

Fuente: MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE GENERADORES PMD - PETROPRODUCCIÓN ÁREA AUCA

Elaborado por: Klever Caiza

194  

El grupo electrógeno tienen casi similares características por lo que hemos tomado de

referencia los galones por hora que consume un generador 3512 (Ver Tabla N° 30).

Tabla N° 30. Características de carga de combustible del generador 3512

En este cuadro se puede observar el consumo de diesel en galones por hora a los

diferentes porcentajes de carga que trabaja el generador 3512.

GENERADORES 3512 % LOAD Gal/hr Gal/d

100 63,9 1533,6 75 48,9 1173,6 50 34,1 818,4

Fuente: Manual de generadores Caterpillar

Elaborado por: Klever Caiza

Con los galones por hora que consume el generador a las diferentes cargas realizaremos

una serie de conversiones con el fin de obtener los BTU del diesel. (Ver Tabla N°31)

Tabla N° 31. Conversión de Gal/hr a BTU

Diesel  CONVERSIÓN  % Load Gal/hr  lts  densidad diesel  (kg/lts) kg  lbs  * BTU/lb   BTU 

100 63,9 242  0,8513  206 452 19420  8785109,88 75 48,9 185  0,8513  157 346 19420  6722877,51 50 34,1 129  0,8513  110 241 19420  4688141,58 

NOTA: * El poder calorífico del diesel (BTU/lb) y la densidad del diesel (kg/lts) son valores

tomados de las siguientes tablas: Tabla N° 3. Características de combustibles y Tabla 3.1

Característica del diesel.

Fuente: Convert It¡ Pro 3.0b – Programa de conversiones de unidades

Elaborado por: Klever Caiza

195  

Los BTU del diesel calculado y con el análisis cromatográfico del gas en BTU/FC, se

obtiene los pies cúbicos que se necesita remplazar a las diferentes cargas de diesel.

(Ver Tabla N° 32)

Tabla N° 32. Conversión BTU de diesel a pies cúbicos de gas

% Load Diesel BTU * BTU/FC FC 100 8785109,88 1183,752 7421,41 75 6722877,51 1183,752 5679,30 50 4688141,58 1183,752 3960,41

NOTA: * El resultado del análisis cromatográfico se tomo del segundo separador de

producción en BTU/FC. (Ver Cuadro N° 2. Cromatografía de Auca Sur)

Fuente: Convert It¡ Pro 3.0b – Programa de conversiones de unidades

Elaborado por: Klever Caiza

El costo del combustible actual de diesel se determina multiplicando los galones por

hora que consume el generador por el precio del diesel (Ver Tabla N° 33) obteniendo el

costo total mensual de combustible que consume los generadores sin el sistema bi-

combustible.

Tabla N° 33. Costo actual de consumo de diesel en generadores

COSTO ACTUAL DE CONSUMO DE DIESEL EN GENERADORES Equipo Modelo Consumo carga Costo Costo mensual

EMOEQP0643 3512 % Gal/hr diesel combustible EMOEQP0644 3512 EMOEQP0649 3512 100 63,9 $ 2,40 $ 110.419,20 EMOEQP0077 3512 75 48,9 $ 2,40 $ 84.499,20 EMOEQP0582 3512 50 34,1 $ 2,40 $ 58.924,80

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

196  

Para obtener los barriles de diesel por año hemos calculado con la carga de combustible

al 75%. (Ver Tabla N° 34)

,

Tabla N° 34. Consumo barriles de diesel actual en los generadores

CONSUMO BARRILES DE DIESEL ACTUAL EN LOS GENERADORES % Gal/hr Gal/hr Gal/mes Bl/mes Bl/año 75 48,9 245 176040 4191 50297

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

En la tabla N° 35 – 36 se ha calculado los barriles de diesel que se consume con el

Sistema Bi-combustible remplazando el 50 y 70 % de gas.

Tabla N° 35. Consumo barriles de diesel con sistema bi-combustible con 50% de

gas

CONSUMO BARRILES DE DIESEL CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE CON 50% DE GAS

% Gal/hr Gal/hr * 5 Generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año75 24,5 122 88020 2096 25149

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

197  

Tabla N° 36. Consumo de barriles de diesel con sistema bi-combustible con 70%

de gas

CONSUMO DE BARRILES DE DIESEL CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE CON 70% DE GAS

% Gal/hr gal/h * 5 Generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año 75 15 73 52812 1257 15089

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

Una vez obtenido los costos actuales de consumo de diesel a las diferentes cargas, se

comparara en la siguiente tabla, el ahorro en costo de diesel al implementar el sistema

bi-combustible, realizando mezclas del 50 %, 60% y 70% de gas que serán remplazado

por el diesel. (Ver tabla N° 37)

Tabla N° 37. Costo bi-combustible

Página 1

COSTO BI-COMBUSTIBLE

Equipo Modelo

Consumo carga costo Costo mensual

combustible Costo mensual

combustible Costo mensual

combustible EMOEQP0

643 3512 % Gal/hr Diese

l utilizando el 50

% de gas utilizando el 60

% de gas utilizando el 70

% de gas EMOEQP0644 3512

EMOEQP0649 3512 100 63,9 $

2,40 $ 55.209,60 $ 44.167,68 $ 33.125,76

EMOEQP0077 3512 75 48,9 $

2,40 $ 42.249,60 $ 33.799,68 $ 25.349,76

EMOEQP0582 3512 50 34,1 $

2,40 $ 29.462,40 $ 23.569,92 $ 17.677,44

COSTO MENSUAL 100 % CARGA por (5 generadores) $ 276.048,00 $ 220.838,40 $ 165.628,80

COSTO MENSUAL 75 % CARGA por (5 generadores) $ 211.248,00 $ 168.998,40 $ 126.748,80

COSTO MENSUAL 50 % CARGA por (5 generadores) $ 147.312,00 $ 117.849,60 $ 88.387,20

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

198  

Página 2

AHORRO DE COMBUSTIBLE MES Costo diesel actual Bi-combustible 50% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 552.096,00 $ 276.048,00 $ 276.048,00 $ 3.312.576,00 COSTO MENSUAL 75 % $ 422.496,00 $ 211.248,00 $ 211.248,00 $ 2.534.976,00 COSTO MENSUAL 50 % $ 294.624,00 $ 147.312,00 $ 147.312,00 $ 1.767.744,00

AHORRO DE COMBUSTIBLE MES Costo diesel actual Bi-combustible 60% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 552.096,00 $ 220.838,40 $ 331.257,60 $ 3.975.091,20 COSTO MENSUAL 75 % $ 422.496,00 $ 168.998,40 $ 253.497,60 $ 3.041.971,20 COSTO MENSUAL 50 % $ 294.624,00 $ 117.849,60 $ 176.774,40 $ 2.121.292,80

AHORRO DE COMBUSTIBLE MES Costo diesel actual Bi-combustible 70% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 552.096,00 $ 165.628,80 $ 386.467,20 $ 4.637.606,40 COSTO MENSUAL 75 % $ 422.496,00 $ 126.748,80 $ 295.747,20 $ 3.548.966,40 COSTO MENSUAL 50 % $ 294.624,00 $ 88.387,20 $ 206.236,80 $ 2.474.841,60

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

Como se puede observar al combinar el 50%, 60% y 70% de gas por diesel, se puede concluir que a los diferentes porcentajes de carga que

requiere el generador en combustible existe un gran ahorro económico, debido a que el costo del gas que se obtiene de los pozos petroleros

no tiene costo, siendo rentable al generar este tipo de proyecto que ayuda a reducir costos económicos en combustible y reduce el impacto

ambiental.

199  

En la tabla N° 38, se ha calculado el costo del kv/hr que genera los generadores.

Tabla N° 38. Costo bi-combustible en los generadores

COSTO BI-COMBUSTIBLE EN LOS GENERADORES

Modelo Consumo carga Consumo mes Generación

Kv/hr Generación mes Costo Costo total Costo % Gal/hr Lts/hr lts kv/hr kv/hr lts $ kv/hr

3512 100 63,9 241,54 $ 173.910,24 830 597600 0,65 $ 113.041,66 $ 0,19 3512 75 48,9 184,84 $ 133.086,24 830 597600 0,65 $ 86.506,06 $ 0,14 3512 50 34,1 128,90 $ 92.806,56 830 597600 0,65 $ 60.324,26 $ 0,10

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

Resultado: El consumo de Diesel por año es de 50.297 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre

15.089 y 25.149 Bls de diesel año

200  

5.9.3. Campo Yuca

La Estación Yuca Central tiene 4 grupos electrógenos, teniendo aproximadamente una potencia total 5000 HP, por falta de especificación

del cuarto generador, con similares características a los tres generadores (Ver Tabla N° 39).

Tabla N° 39. Grupo electrógeno de la Estación Yuca Central

ID. EQUIPO LUGAR GENERADOR

ID. EQUIPO ID. EQUIPO MOTOR

MARCA

POTENCIA MODELO N° DE

SERIE MARCA MODELO

POTENCIA

N° DE SERIE

EGEELE0103 YUCA C.G. GEN 01 KATO 830 KW

A262850000 11654-02 ETCELE0021

EMOEQP0077

CATERPILLAR 3512 1220 HP 67Z01287

EGEELE0017 YUCA C.G. GEN 02 KATO 800 KW

A257980000 99971-03 ETCELE0022

EMOEQP0106

CATERPILLAR

3512 DITA 1220 HP

6TZ01036

EGEELE0018 YUCA C.G. GEN 03 KATO 800 KW

A257980000 99971-01 ETCELE0023

EMOEQP0107

CATERPILLAR

3512 DITA 1220 HP 67Z01038

- YUCA C.G. GEN 04 KATO - - - - - - - - -

Nota: El cuarto generador tiene similares características que los tres generadores en la Estación Yuca Central

Fuente: MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE GENERADORES (MD) - PETROPRODUCCIÓN ÁREA AUCA

Elaborado por: Klever Caiza

201  

El grupo electrógeno de la Estación Yuca central tienen similares características por lo

que hemos tomado de referencia los galones por hora que consume un generador 3512

(Ver Tabla N° 40).

Tabla N° 40. Características de carga de combustible del generador 3512

En este cuadro se puede observar el consumo de diesel en galones por hora a los

diferentes porcentajes de carga que trabaja el generador 3512.

GENERADOR 3512 1-2-3-4 CONSUMO DE DIESEL

% LOAD Gal/hr Gal/d 100 63,9 1533,6 75 48,9 1173,6 50 34,1 818,4

Nota: Los generadores en la Estación Yuca tienen similares características en

potencia, el cual se asume para todos los generadores una sola carga, valores que son

obtenidos del manual del fabricante Caterpillar modelo 3512.

Fuente: Manual de generadores Caterpillar

Elaborado por: Klever Caiza

Con los galones por hora que consume el generador a las diferentes cargas realizaremos

una serie de conversiones con el fin de obtener los BTU del diesel. (Ver Tabla N° 41)

202  

Tabla N° 41. Conversión de Gal/hr a BTU

Diesel  CONVERSIÓN % Load Gal/hr  lts  densidad diesel  (kg/lts) kg  lbs  * BTU/lb   BTU 

100 63,9 242  0,8513  206 452 19420  8785109,8875 48,9 185  0,8513  157 346 19420  6722877,5150 34,1 129  0,8513  110 241 19420  4688141,58

Nota: * El poder calorífico del diesel (BTU/lb) y la densidad del diesel (kg/lts) son

valores tomados de las siguientes tablas: Tabla N° 3. Características de combustibles y

Tabla 3.1 Característica del diesel.

Fuente: Convert It¡ Pro 3.0b – Programa de conversiones de unidades

Elaborado por: Klever Caiza

Para calcular el volumen de gas en pies cúbicos se divide los BTU del diesel para los

BTU/FC del gas, resultado de análisis cromatográfico (Ver Tabla N° 42)

Tabla N° 42. Conversión BTU de diesel a pies cúbicos de gas

% Load Diesel BTU * BTU/FC FC 100 8785109,88 1037,1405 8470,51 75 6722877,51 1037,1405 6482,13 50 4688141,58 1037,1405 4520,26

Fuente: Convert It¡ Pro 3.0b – Programa de conversiones de unidades

Elaborado por: Klever Caiza

Donde:

BTU = cantidad de calor del diesel

BTU/FC = cantidad de calor / pies cúbicos

FC = pies cúbicos

203  

El costo del combustible actual de diesel se determina multiplicando los galones por

hora que consume el generador por el precio del diesel (Ver Tabla N° 43) obteniendo el

costo total mensual de combustible que consume los generadores sin el sistema bi-

combustible.

Tabla N° 43. Costo actual de consumo de diesel en generadores

COSTO ACTUAL DE CONSUMO DE DIESEL EN GENERADORES

Equipo Modelo Consumo carga Costo Costo mensual

EMOEQP0077 3512 % Gal/hr diesel combustible EMOEQP0106 3512 DITA 100 63,9 $ 2,40 $110.419,20 EMOEQP0107 3512 DITA 75 48,9 $ 2,40 $84.499,20

FALTA ESPECIFICACION - 50 34,1 $ 2,40 $58.924,80

COSTO MENSUAL 100 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO GENERADORES $441.676,80

COSTO MENSUAL 75 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO GENERADORES $337.996,80

COSTO MENSUAL 50 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO GENERADORES $235.699,20

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

Para obtener los barriles de diesel que consumen los generadores hemos tomado como

referencia al 75 % de carga que consume de diesel el generador. (Ver Tabla N°44)

Tabla N° 44. Consumo de barriles de diesel actual

CONSUMO DE BARRILES DE DIESEL ACTUAL Gal/hr Gal/h * 4 generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año

48,9 196 140832 3353 40238

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

204  

En las tablas siguientes se puede comparar el ahorro de barriles de diesel a los

diferentes porcentajes de mezcla reemplazado gas por diesel. (Ver Tabla N° 45 - 46)

Tabla N° 45. Consumo de barriles diesel con sistema bi-combustible con 50% de

gas

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

Tabla N° 46. Consumo de barriles de diesel con sistema bi-combustible con 70%

de gas

CONSUMO DE BARRILES DE DIESEL CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE CON 70% DE GAS

Gal/hr Gal/h * 4 generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año 15 59 42250 1006 12071

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

CONSUMO DE BARRILES DIESEL CON SISTEMA BI-COMBUSTIBLE CON 50% DE GAS

Gal/hr Gal/h * 4 generadores Gal/mes Bl/mes Bl/año

24 98 70416 1677 20119

205  

Una vez obtenido los costos actuales de consumo de diesel se comparara en la siguiente tabla, el ahorro en costo de diesel al implementar el

sistema bi-combustible, realizando mezclas del 50 %, 60% y 70% de gas que serán remplazado por el diesel. (Ver Tabla N° 47)

Tabla N° 47. Costo bi-combustible

Página 1

COSTO BI-COMBUSTIBLE

Equipo Modelo Consumo carga Costo Costo mensual combustible

Costo mensual combustible

Costo mensual combustible

EMOEQP0077 3512 % Gal/hr Diesel Utilizando el 50 % de gas

Utilizando el 60 % de gas

Utilizando el 70 % de gas

EMOEQP0106 3512 DITA 100 63,9 $ 2,40 $ 55.209,60 $ 44.167,68 $ 33.125,76 EMOEQP0107 3512 DITA 75 48,9 $ 2,40 $ 42.249,60 $ 33.799,68 $ 25.349,76

FALTA/CODIGO - 50 34,1 $ 2,40 $ 29.462,40 $ 23.569,92 $ 17.677,44 COSTO MENSUAL 100 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO

GENERADORES $ 220.838,40 $ 176.670,72 $ 132.503,04

COSTO MENSUAL 75 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO GENERADORES $ 168.998,40 $ 135.198,72 $ 101.399,04

COSTO MENSUAL 50 % DE COMBUSTIBLE EN CUATRO GENERADORES $ 117.849,60 $ 94.279,68 $ 70.709,76

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

206  

Página 2

AHORRO DE COMBUSTIBLE MES costo diesel actual Bi-combustible 50% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 441.676,80 $ 220.838,40 $ 220.838,40 $ 2.650.060,80 COSTO MENSUAL 75 % $ 337.996,80 $ 168.998,40 $ 168.998,40 $ 2.027.980,80 COSTO MENSUAL 50 % $ 235.699,20 $ 117.849,60 $ 117.849,60 $ 1.414.195,20

AHORRO DE COMBUSTIBLE MES costo diesel actual Bi-combustible 60% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 441.676,80 $ 176.670,72 $ 265.006,08 $ 3.180.072,96 COSTO MENSUAL 75 % $ 337.996,80 $ 135.198,72 $ 202.798,08 $ 2.433.576,96 COSTO MENSUAL 50 % $ 235.699,20 $ 94.279,68 $ 141.419,52 $ 1.697.034,24

AHORRO DE COMBUSTIBLE MES costo diesel actual Bi-combustible 70% de gas Costo ahorro mes Costo ahorro anual COSTO MENSUAL 100 % $ 441.676,80 $ 132.503,04 $ 309.173,76 $ 3.710.085,12 COSTO MENSUAL 75 % $ 337.996,80 $ 101.399,04 $ 236.597,76 $ 2.839.173,12 COSTO MENSUAL 50 % $ 235.699,20 $ 70.709,76 $ 164.989,44 $ 1.979.873,28

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

Como se puede observar al combinar el 50%, 60% y 70% de gas por diesel, se puede concluir que el porcentajes de carga que requiere el

generador en combustible existe un gran ahorro económico, debido a que el costo del gas que se obtiene de los pozos petroleros no tiene

costo, siendo rentable al generar este tipo de proyecto que ayuda a reducir costos económicos en combustible y reduce el impacto

ambiental.

207  

En la tabla N° 48, se ha calculado el costo del kv/hr que genera los generadores.

Tabla N°48. Costo bi-combustible en los generadores

COSTO BI-COMBUSTIBLE EN LOS GENERADORES

Equipo

Modelo

Consumo carga Consumo mes Generación Generación mes Costo lts Costo total Costo% Gal/hr Lts/hr lts kv/hr kv/hr lts $ kv/hr

EMOEQP0077 3512 100 63,9 241,54 $ 173.910,24 830 597600 0,65 $ 113.041,66 $ 0,19EMOEQP0077 3512 75 48,9 184,84 $ 133.086,24 830 597600 0,65 $ 86.506,06 $ 0,14EMOEQP0077 3512 50 34,1 128,90 $ 92.806,56 830 597600 0,65 $ 60.324,26 $ 0,10EMOEQP0106 3512 DITA 100 63,9 241,54 $ 173.910,24 800 576000 0,65 $ 113.041,66 $ 0,20EMOEQP0106 3512 DITA 75 48,9 184,84 $ 133.086,24 800 576000 0,65 $ 86.506,06 $ 0,15EMOEQP0106 3512 DITA 50 34,1 128,90 $ 92.806,56 800 576000 0,65 $ 60.324,26 $ 0,10EMOEQP0107 3512 DITA 100 63,9 241,54 $ 173.910,24 800 576000 0,65 $ 113.041,66 $ 0,20EMOEQP0107 3512 DITA 75 48,9 184,84 $ 133.086,24 800 576000 0,65 $ 86.506,06 $ 0,15EMOEQP0107 3512 DITA 50 34,1 128,90 $ 92.806,56 800 576000 0,65 $ 60.324,26 $ 0,10

Fuente: Departamento de Combustible – PETROPRODUCCIÓN – Área Auca

Elaborado por: Klever Caiza

Resultado: El consumo de Diesel por año es de 40.238 Barriles, con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre

12.071 y 20.119 Bls de diesel año.

208  

5.10. Ingresos Para determinar los ingresos que se obtendrían al procesar el gas asociado en el sistema

modular de tratamiento de gas se realiza el siguiente cálculo para cada campo.

El sistema modular de tratamiento de gas tiene un costo alrededor de $1.000.000,00 un

millón de dólares.

5.10.1. Auca Central

En la estación Auca Central tiene un consumo de Diesel por año es de 29.000 Barriles,

con el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.000 y 23.000

Bls de diesel año.

Consumo de diesel

(29.000 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 101,500 Gls/mes consumo diesel

101500 Gls/mes * $2.40= $243.600,00

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $243.600,00

El costo del diesel anual es $ 2.923.200,00

Ahorro de diesel con el Sistema Modular de Tratamiento de gas

Consumo de diesel al 50% de gas por diesel

(23.000 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 80500,00 Gls/mes consumo diesel

80500,00 Gls/mes * $2.40 = $ 193.200,00

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $ 193.200,00

El costo del diesel anual es $ 2.318.400,00

209  

Consumo de diesel al 70% de gas por diesel

(15.000 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 52500,00 Gls/mes consumo diesel

52500,00 Gls/mes * $2.40 = $ 126.000,00

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $ 126.000,00

El costo del diesel anual es $ 1.512.000,00

Ahorro

Costo anual de diesel actual – Costo del sistema bi-combustible = ahorro costo

combustible

50 % de gas

$ 2.923.200,00 - $ 2.318.400,00 = $ 604.800,00

70 & de gas

$ 2.923.200,00 - 1.512.000,00 = $ 1.411.200,00

5.10.2. Auca Sur

En la estación Auca Sur tiene un consumo de Diesel por año es de 50.297 Barriles, con

el nuevo sistema PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 15.089 y 25.149 Bls

de diesel año.

Consumo de diesel

(50.297 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 176039,5 Gls/mes consumo diesel

176039,5 Gls/mes * $2.40= $ 422.494,80

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $ 422.494,80

210  

El costo del diesel anual es $ 5.069.937,60

Ahorro de diesel con el Sistema Modular de Tratamiento de gas

Consumo de diesel al 50% de gas por diesel

(25.149 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 88021,50 Gls/mes consumo diesel

88021,50 Gls/mes * $2.40= $ 211.251,60

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $ 211.251,60

El costo del diesel anual es $ 2.535.019,20

Consumo de diesel al 70% de gas por diesel

(15.089 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 52811,50 Gls/mes consumo diesel

52811,50 Gls/mes * $2.40= $ 126.747,60

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $ 126.747,60

El costo del diesel anual es $ 1.520.971,20

Ahorro

Costo anual de diesel actual – Costo del sistema bi-combustible = ahorro costo

combustible

50 % de gas

$ 5.069.937,60 - $ 2.535.019,20 = $ 2.534.918,40

70 % de gas

$ 5.069.937,60 - $ 1.520.971,20 = $ 3.548.966,40

211  

5.10.3. Yuca

El consumo de Diesel por año es de 40.238 Barriles, con el nuevo sistema

PETROPRODUCCIÓN ahorrará por año entre 12.071 y 20.119 Bls de diesel año.

Consumo de diesel

(40.238 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 140833,00 Gls/mes consumo diesel

140833,00 Gls/mes * $2.40= $ 337.999,20

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $ 337.999,20

El costo del diesel anual es $ 4.055.990,40

Ahorro de diesel con el Sistema Modular de Tratamiento de gas

Consumo de diesel al 50% de gas por diesel

(20.119 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 70416,50 Gls/mes consumo diesel

70416,50 Gls/mes * $2.40= $ 168.999,60

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $ 168.999,60

El costo del diesel anual es $ 2.027.995,20

Consumo de diesel al 70% de gas por diesel

(12.071 Bls/año * 42 Gls) / 12 meses = 42248,50 Gls/mes consumo diesel

42248,50 Gls/mes * $2.40= $ 101.396,40

212  

Costo de diesel

El costo del diesel mensual es $ 101.396,40

El costo del diesel anual es $ 1.216.756,80

Ahorro

Costo anual de diesel actual – Costo del sistema bi-combustible = ahorro costo

combustible

50 % de gas

$ 4.055.990,40 - $ 2.027.995,20 = $ 2.027.995,20

70 % de gas

$ 4.055.990,40 - $ 1.216.756,80 = $ 2.839.233,60

5.11. Tiempo de recuperación de la inversión Para determinar este tiempo se divide el total de la inversión para la ganancia anual que

se obtiene del ahorro del costo anual de consumo de diesel en la estación menos el 0,1

porciento por concepto de mantenimiento anual a realizar a la planta de gas.

5.11.1. Auca Central

Con el 50 % de gas

Inversión: $ 1.000.000,00

Ganancia anual: $ 604.800,00 – $1.000 = $ 603.800,00

Tiempo InversiónGanancia

$ 1.000.000,00 $ 603.800,00 1,7

En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente en un año siete meses. Con el 70 % de gas

213  

Inversión: $ 1.000.000,00

Ganancia anual: $ 1.411.200,00 – $1.000 = $ 1.410.200,00

Tiempo

InversiónGanancia

$ 1.000.000,00 $ 1.410.200,00 1,1

En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente en un año un mes.

5.11.2. Auca Sur Con el 50 % de gas

Inversión: $ 1.000.000,00

Ganancia anual: $ 2.534.918,40 – $1.000 = $ 2.533.918,40

Tiempo

InversiónGanancia

$ 1.000.000,00 $ 2.533.918,40 0,6

En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente en seis meses. Con el 70 % de gas

Inversión: $ 1.000.000,00

Ganancia anual: $ 3.548.966,40 – $1.000 = $ 3.547.966,40

Tiempo InversiónGanancia

$ 1.000.000,00 $ 3.547.966,40 0,4

En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente cuatro meses. 5.11.3. Yuca Con el 50 % de gas

Inversión: $ 1.000.000,00

Ganancia anual: $ 2.027.995,20 – $1.000 = $ 2.026.995,20

214  

Tiempo InversiónGanancia

$ 1.000.000,00 $ 2.026.995,20 0,5

En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente en cinco meses.

Con el 70 % de gas

Inversión: $ 1.000.000,00

Ganancia anual: $ 2.839.233,60– $1.000 = $ 2.838.233,60

Tiempo InversiónGanancia

$ 1.000.000,00$ 2.838.233,60 0,4

En otras palabras la inversión se recupera en aproximadamente cuatro meses.

  

CAPÍTULO VI

215  

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6. Conclusiones

En lo que se refiere a la producción de gas asociado, se debe recalcar que la misma

está en función directa a la producción de petróleo, es decir que a medida que

disminuye la producción de petróleo disminuye la producción de gas y por ende

disminuye el volumen que ingresa a la planta modular de tratamiento de gas

generando una disminución en la producción de los derivados del mismo.

De acuerdo a los volúmenes que maneja cada campo del Área Auca se puede

concluir, para implementar el sistema modular de tratamiento de gas cada campo

debe tener una producción de gas superior a 500 MPCS/D dentro de tres años, para

poder realizar este tipo proyecto.

Los volúmenes producidos de gas son valores estimados en el Área Auca, debido a

que no existen puntos de medición ni medidores de flujo para obtener los valores

reales de gas que produce cada campo, obteniendo estos volúmenes de producción

gas asumido del sistema AS-400 que son calculados teóricamente en base a las

capacidades de los separadores de prueba, producción, teas y gas combustible con

medidores.

La instalación del sistema modular de tratamiento de gas es totalmente beneficioso

para las empresas que desean implementar esta nueva alternativa para el mejor

aprovechamiento del gas que es quemado en la tea, disminuyendo notablemente

los costos y de igual forma disminuyendo la contaminación del medio ambiente.

216  

Para un optimo funcionamiento del sistema modular de tratamiento de gas, en lo

posible se debe reducir la cantidad del dióxido de carbono (CO2), presente en el

gas utilizando un sistema de membranas que permite la remoción de altos

contenidos de CO2 de corrientes de gas natural desde el orden del 70%,

permitiendo una salida de hasta 2%.

De acuerdo a las muestras tomadas en la planta de tratamiento de gas en Yuca, se

ha realizado el análisis cromatográfico respectivo teniendo resultados positivos

donde el porcentaje molar del dióxido de carbono (CO2) al final del proceso es

menor al 6%, el porcentaje molar de agua al final del proceso es menor al 0,1 % y

el Octanaje debe ser mayor a los 100 octanos, obteniendo un gas de calidad que

puede ser utilizado en los motores.

Con la implementación del sistema modular de tratamiento se consiguió disminuir

la contaminación del medio ambiente y a la vez bajar el consumo de Diesel de los

motores teniendo en cuenta el alto costo del mismo.

El sistema de bi-combustible permite el funcionamiento de un motor Diesel

reemplazando entre el 50 y 70% de gas por diesel, según los requerimientos del

fabricante a los diferentes porcentajes de carga de combustible que consume el

motor.

217  

7. Recomendaciones

Se recomienda poner al inicio de la planta de gas algún tipo de válvula automática

de seguridad, con la razón de evitar problemas técnicos en los separadores de

prueba y producción, debido a que puede producirse un colapso de hundimiento de

crudo en todo el separador y cuando este crudo viaja a través de la tubería de gas

ocasionando problemas en las unidades de tratamiento de gas.

Se recomienda que se implemente la colocación de placas orificio para calcular a

la velocidad a la que se desplaza el gas y determinar los volúmenes de producción

de gas, debido a que en el área Auca operada por PETROPRODUCIÓN no se

conoce los volúmenes reales de producción de gas, estos medidores ayudaría a

bajar la incertidumbre y mejorar el planteamiento de propuesta de optimización de

gas.

Con el sistema bi-combustible también podría implementar un tipo de proyecto de

uso de gas natural vehicular (GNV) con la finalidad de remplazar la gasolina o el

diesel por gas, especialmente para la flota de vehículos de PETROPRODUCCIÓN

y/o demanda local.

  

GLOSARIO

218  

Glosario

Compresor: Es un equipo instalado en una línea de conducción de gas para

incrementar la presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Condensados: Líquidos del gas natural constituidos principalmente por pentanos y

componentes de hidrocarburos más pesados.

Condiciones estándar: Son las cantidades a las que la presión y temperatura deberán

ser referidas. Para el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cuadrada para la

presión y 60 grados Fahrenheit para la temperatura.

Cromatografía de gases: La cromatografía de gases es la técnica a elegir para la

separación de compuestos orgánicos e inorgánicos térmicamente estables y volátiles.

Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se

aplica a las mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminar los

compuestos de azufre indeseables o corrosivos, y para mejorar su color, olor y

estabilidad.

Factor de compresibilidad del gas (Z): Relación que existe entre el volumen de un

gas real y el volumen de un gas ideal. Es una cantidad adimensional que varía

usualmente entre 0.7 y 1.2.

Gas: Término genérico que se utiliza para referirse al gas natural, al gas de refinería y

al gas metano.

219  

Gas Comercial: Gas metano utilizado como combustible en artefactos y equipos

instalados en establecimientos, donde se comercializan productos, artículos y servicios

al público, el cual es entregado a través de una acometida conectada a una red de

tuberías de una región de distribución.

Gas Doméstico: Gas metano utilizado como combustible en artefactos y equipos de

uso doméstico, instalados en viviendas unifamiliares o multifamiliares, el cual es

entregado a través de una acometida conectada a una red de tuberías de una región de

distribución.

Gas Industrial: Gas metano utilizado como combustible o materia prima en

instalaciones, plantas o fábricas, donde se ejecutan operaciones industriales para

obtener un producto o transformar una sustancia o producto, el cual es entregado a

través de una acometida conectada a una red de tuberías de una región de distribución o

de un sistema de transporte.

Gas de Refinería: Hidrocarburos gaseosos procedentes del proceso de refinación del

petróleo.

Gas Húmedo: Gas natural que contiene hidrocarburos más pesados que el metano, en

cantidades tales que pueden ser extraídas comercialmente o que deben ser removidas

antes de la utilización del metano.

Gas Metano: Mezcla de hidrocarburos gaseosos que contiene principalmente metano

(CH4) y cumple, a su vez, con las especificaciones de las normas técnicas aplicables

para su transporte y comercialización, que puede ser obtenido a través del tratamiento,

procesamiento o mezcla del gas, de la refinación del petróleo o de la explotación

directa de los yacimientos de hidrocarburos naturales o de otros fósiles.

220  

Gas Natural: Mezcla de hidrocarburos gaseosos, procedente de yacimientos de

hidrocarburos naturales, cuya producción puede estar asociada o no a la del petróleo

crudo, condensados u otros fósiles.

Gas Natural Asociado: Gas natural que se encuentra en contacto con el petróleo o

disuelto en él, en un yacimiento.

Gas Natural no Asociado: Gas natural que se encuentra en forma gaseosa en los

yacimientos y no está asociado a cantidades significativas de petróleo o condensado.

Gas Licuado de Petróleo (GLP): Mezcla de hidrocarburos gaseosos, obtenida del

procesamiento del gas natural o de la refinación del petróleo, que a condiciones

determinadas de presión y temperatura se mantiene en estado líquido, compuesta

principalmente de propano, pudiendo contener otros hidrocarburos en menores

proporciones.

Sistema bi-combustible: Es una innovadora tecnología que permite a los operadores

de grandes motores diesel reducir substancialmente los costos operacionales además de

menores emisiones. Eso acontece como resultado de la substitución del combustible

diesel por el gas natural, de costo inferior y que produce residuos más limpios en la

combustión.

Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por unidad de masa, o por unidad de

volumen, cuando una sustancia es quemada completamente. Los poderes caloríficos de

los combustibles sólidos y líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU por

libra. Para los gases, este parámetro se expresa generalmente en Kilocalorías por metro

cúbico o en BTU por pie cúbico.

221  

Presión de saturación: Presión a la cual se forma la primera burbuja de gas, al pasar

de la fase líquida a la región de dos fases.

Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera gota de líquido, al pasar de la

región de vapor a la región de dos fases.

222  

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&collection_id=924ef732c70f6563&writer=rl&return_to=Ciclo+Otto

225  

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Especial:Libro&bookcmd=download

&collection_id=cd65d74f182c0c86&writer=rl&return_to=Ciclo+de+cuatro+tie

mpos

226  

ANEXOS

MAPA VIAL DE LOS CAMPO AUCA CENTRAL, AUCA SUR

227  

MAPA VIAL DE CAMPO CONONACO

228  

MAPA VIAL DE LOS CAMPO CULEBRA, YULEBRA, ANACONDA Y YUCA

229  

Conexión de línea de gas del separador al sistema modular de tratamiento de gas

Sistema Modular De Tratamiento De Gas

230  

Tres torres de endulzamiento, dos deshidratadoras y dos calentadores de gas

Intercambiador de calor, Chiller 100-1001 y los separadores 100-101-102

231  

Sistema de refrigeración

Panel de control

232  

Sistema Bi-combustible en Generadores

Visita al Campo Yuca

Fuente: Campo Yuca – PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: Klever Caiza