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“ A N Á L I S I S D E E S C E N A R I O S D E M E J O R A M I E N TO D E L
T R A N S P O R T E D E L A P R O D U C C I Ó N E N R É G I M E N
T R A N S I TO R I O M E D I A N T E I N Y E C C I Ó N D E G A S ”
Leon, Guanajuato 20-22 de Noviembre de 2013
Autores:
Ing. Cecilia Jiménez Gámez
Ing. Carlos Corsi Regalado
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
Contenido
Resumen
Antecedentes
Objetivo
Planteamiento
Escenarios
Resultados
Conclusiones
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
Resumen
Se presenta el análisis técnico de los distintos escenarios de manejo de la
producción de la estructura recuperadora de pozos Ixtoc-TA con el
objetivo de definir la opción más apropiada para el transporte de los
hidrocarburos. Este análisis es soportado por el modelado del flujo
multifásico en régimen permanente y transitorio, con el cual ha sido
posible dimensionar el ducto que transporta la producción hacia Ixtoc-A.
De igual manera fue evaluada la inyección de gas residual en la entrada
del ducto como alternativa de solución al problema de bacheo en líneas
que manejan baja producción.
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
En la actualidad PEMEX trabaja en el desarrollo del área norte del campo Ixtoc, la cual se inició con la perforación del pozo Ixtoc-22, con la cual se confirmó la presencia de aceite a 5.2 km de la estructura Ixtoc-A y la comunicación entre Ixtoc Norte e Ixtoc Sur. Cabe mencionar que el área incrementada es alrededor de 25 km², que sumados a los 18 km² del área Sur llegan a ser alrededor de 43 km² en todo el campo Ixtoc.
Con el volumen original y reserva calculada, se planeó
el desarrollo el cual consiste en instalar una estructura
tipo Trípode (Ixtoc-TA) a partir de la cual se perforarán 3
pozos de desarrollo (incluyendo la recuperación del
pozo Ixtoc-22) y una estructura tipo Octápodo (Ixtoc-B)
ubicado al Noroeste de este trípode mediante el cual se
perforaran 7 pozos de desarrollo, sumando en su total
10 pozos con un gasto de aceite aproximado de 3 Mbd
cada uno.
Antecedentes
Con base en lo anterior, se planeó el desarrollo, la estrategia de manejo en superficie y el sistema de transporte requerido, mediante el planteamiento de distintos escenarios de manejo de los hidrocarburos hacia instalaciones estratégicas cercanas con el objeto de aprovechar al máximo la infraestructura existente de la Región de Producción Marina Noreste.
I-207
I-76
I-36I-14
I-18
I-12
I-16
I-17-PI-15
I-19-P
I-21-P
I-20-P
IXTOC - A
I-22IXTOC - TA
IXTOC - B I-25 I-26
I-27
I-28I-29
I-30I-31
I-23I-24
Pozo ProductorPozo en PerforaciónPozo Invadido de AguaPozo Propuesto
5.2 km
Ixtoc Norte
Ixtoc Sur
Antecedentes
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Ixtoc-A
Kambesah
Gasoducto de B.N. 6.5 Km aprox.
Oleogasoducto 5.2 Km aprox.
Ixtoc-TA
El desarrollo del manejo y transporte de la producción del Trípode Ixtoc-TA se proyecto mediante la recepción de gas de BN proveniente de la plataforma Kambesah para utilizarse como Sistema Artificial de Producción y el envío del hidrocarburo como mezcla hacia la plataforma Ixtoc-A.
Para el análisis de los escenarios de visualización se utilizó la información técnica del fluido a transportar como composición, densidad API, viscosidad, Relación Gas Aceite, así como información de la configuración de la tubería, diámetros nominal e interior y profundidades de las plataformas. Se desarrolló inicialmente un modelo de simulación en régimen estacionario del sistema actual representando las condiciones de operación del sistema de transporte de aceite, gas y mezcla.
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
Analizar y evaluar escenarios de transporte de la producción de
la plataforma Ixtoc-TA con la premisa de aprovechar recursos
existentes y poder contar con la infraestructura a la brevedad
para incorporar producción.
Objetivo
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Se propone considerar dentro de los análisis la factibilidad de aprovechar recursos constructivos existentes a fin de acortar los tiempos de construcción, tendido e instalación del ducto para el transporte de la producción.
Con base en lo anterior, el planteamiento de los escenarios para el transporte de la producción de la plataforma Ixtoc-TA (9,000 bpd) hacia la Plataforma Ixtoc-A se realizó para tres diámetros diferentes 8”, 12” y 24”, éste último fue considerado en el análisis debido a que se contaba con disponibilidad de tubería de ese diámetro.
Para el caso del escenario que considera un ducto de 24 pg, se cuenta con una variante, ya que la plataforma Ixtoc-TA debido a sus dimensiones y capacidad estructural máxima no puede soportar un riser mayor de 12 pg se evaluó el ducto de 24 pg con un riser descendente de 12 pg.
Planteamiento
• La curva de capacidad de transporte fue calculada para los diámetros de 8, 12 y 24 pg.
• El diámetro de 8 pg requiere altas presiones para los pozos, lo cual afecta a la
producción de los mismos, esta opción se descarte.
• El análisis de factibilidad fue aplicado a los diámetros de 12 y 24 pg.
Escenarios
*Curva de capacidad de transporte
Escenarios
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• Oleogasoducto de 12 pulgadas Flujo mínimo de 3 Mbd *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A
*Presión a la salida de Ixtoc-TA
El flujo de gas y aceite en la llegada a Ixtoc-A es en
forma intermitente, observándose periodos de tiempo
improductivos, es decir no hay producción,
posteriormente existe picos de flujo instantáneo de
distintas magnitudes desde 3 a 200 Mbd
El efecto de la inestabilidad del ducto se ve reflejado en la
variación de presión en Ixtoc-TA la cual va de 11 a 16
kg/cm2
Escenarios
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*Perfiles de colgamiento y patrón de flujo en el ducto
• El perfil de colgamiento indica que existe acumulación de líquido en las partes bajas de la línea
llegando hasta un valor de 0.7.
• El patrón de flujo indica flujo estratificado casi en toda la línea (ID = 1) en algunos puntos este
cambia a bache (ID = 3) y burbuja (ID = 4), estos baches van viajando a lo largo de la línea hasta
llegar a la tubería ascendente de Ixtoc-A.
Patrón de flujo estratificado-
Bache-Burbuja
Colgamiento 0 – 0.7
• Oleogasoducto de 12 pulgadas Flujo mínimo de 3 Mbd
Escenarios
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*Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A
*Presión a la salida de Ixtoc-TA
El comportamiento del flujo mejora al inyectar 3 MMpcd
de gas residual en la entrada del ducto, ya que no se
presentan periodos improductivos, la producción se
mantiene entre 2 y 3 Mbd
Las oscilaciones de presión en la salida de Ixtoc-TA
disminuyen drásticamente después de la inyección de gas
residual, esto debido a que la mezcla tiene una mayor
velocidad y el líquido tiene un mejor arrastre en la línea.
• Oleogasoducto de 12 pulgadas, Flujo mínimo de 3 Mbd con Inyección de 3 MMpcd de gas
Escenarios
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*Perfiles de colgamiento y patrón de flujo en el ducto
• La inyección de gas residual provoca una menor acumulación de aceite en el ducto, lo cual se
puede observar con el valor máximo de colgamiento de 0.4 en las partes más profundas del
perfil ascendente.
• el patrón de flujo (línea roja) es estratificado (ID = 1) con algunos baches ocasionales (ID =
3), sobre todo en la tubería ascendente a Ixtoc-A.
Patrón de flujo principalmente
estratificado
Colgamiento 0.2 – 0.4
• Oleogasoducto de 12 pulgadas, Flujo mínimo de 3 Mbd con Inyección de 3 MMpcd de gas
Escenarios
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La aplicación del diámetro de 12 pg transportando 9 Mbd
de aceite muestra que no existe inestabilidad en la línea,
por lo tanto en este caso no se requiere la aplicación de
gas residual.
La presión en la salida de Ixtoc-TA es de 14 kg/cm2 y se
mantiene estable, lo cual indica que el líquido es
arrastrado hacia su destino de manera eficiente.
• Oleogasoducto de 12 pulgadas Flujo máximo de 9 Mbd
*Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A
*Presión a la salida de Ixtoc-TA
Escenarios
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
El modelo muestra el caso extremo en cuanto a flujo
intermitente, ya que durante 24 h de simulación
solamente se registran cinco baches de aceite llegando a
Ixtoc-A, el mayor periodo improductivo es de 11 h.
Los resultados en la salida de Ixtoc-TA muestran un
aumento súbito de presión, el cual coincide con los
baches de aceite en la llegada a Ixtoc-A, esta variable
oscila entre 11 a 16 kg/cm2 abs.
• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas Flujo mínimo de 3 Mbd *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A
*Presión a la salida de Ixtoc-TA
Escenarios
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
*Perfiles de colgamiento y patrón de flujo en el ducto
• El colgamiento de líquido alcanza un máximo de 0.8 en algunas zonas, esto indica que en
esa parte la línea está prácticamente llena de aceite.
• Predomina el flujo estratificado hasta que existe presión suficiente para formar y arrastrar un
bache de líquido
Patrón de flujo principalmente estratificado,
algunos baches
Colgamiento 0.0– 0.8
• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas Flujo mínimo de 3 Mbd
Escenarios
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
La baja producción y el diámetro excesivo provocan que
sea requerida una cantidad de gas considerable (20
MMpcd) para el manejo 3 Mbd de aceite, lo cual hace
inviable a esta opción.
La presión en la salida de Ixtoc-TA se mantiene en su
nivel mínimo 11 kg/cm2
• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas, Flujo mínimo de 3 Mbd con Inyección de 20 MMpcd de gas *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A
*Presión a la salida de Ixtoc-TA
Escenarios
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
*Perfiles de colgamiento y patrón de flujo en el ducto
• La inyección de gas residual provoca una disminución de líquido acumulado en la línea ya
que el valor del colgamiento máximo de 0.6, el cual es menor que el caso anterior.
• Predomina el flujo estratificado con algunos baches esporádicos.
Patrón de flujo principalmente estratificado,
algunos baches
Colgamiento 0.0– 0.8
• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas, Flujo mínimo de 3 Mbd con Inyección de 20 MMpcd de gas
Escenarios
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
Existe flujo intermitente en la llegada a Ixtoc-A causado
por las excesivas dimensiones del ducto, lo cual provoca
acumulación de aceite con baches ocasionales que llegan
a dicha plataforma, los cuales se presentan de manera
irregular y con baja frecuencia.
La presión de envío de la producción aumenta cuando los
baches ascienden a la plataforma Ixtoc-A, la presión
oscila entre 11 a 16 kg/cm2
• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas Flujo máximo de 9 Mbd *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A
*Presión a la salida de Ixtoc-TA
Escenarios
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
La inyección de 17 MMpcd de gas residual es una
cantidad considerable si se toma en cuenta la baja
producción de aceite a transportar, el flujo de aceite en la
salida del ducto oscila entre 6 a 11 Mbd, a diferencia del
caso sin gas residual no se presentan periodos
improductivos.
Debido a que el gas residual mejora el arrastre de aceite
en la línea, la presión de envío de la producción se
mantiene en 11 kg/cm2
• Oleogasoducto de 12x24 pulgadas, Flujo máximo de 9 Mbd con Inyección de 17 MMpcd de gas *Flujo de gas y líquido a la llegada de Ixtoc-A
*Presión a la salida de Ixtoc-TA
Resultados
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
• El análisis de los modelos de simulación en régimen transitorio permitió
evaluar el comportamiento de la presión, colgamiento y patrón de flujo a lo
largo del ducto, mostrándonos que en ambos escenarios se estabiliza el flujo
mejorando considerablemente el transporte de la producción debido a la
inyección de gas residual el cual beneficia el transporte de la producción
eliminando la inestabilidad provocada por el colgamiento de líquido.
• El escenario de 24 pg requiere inyección de 17 y 20 MMPCD de gas para la
condición mínima y máxima de flujo respectivamente lo cual la hace inviable
por la alta cantidad necesaria y para el caso del escenario de 12 pg requiere
inyección de 3 MMPCD de gas solo para la mínima condición, esto aunado a la
menor área disponible al flujo aumenta la velocidad de los fluidos
disminuyendo la acumulación de aceite en el ducto.
Conclusiones
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
• La inyección de gas residual es una alternativa para la solución al problema de
bacheo en ductos que manejan baja producción, ya que el gas provoca un
aumento en la velocidad de la mezcla, un mejor arrastre de líquidos y
disminución de la acumulación de líquido en el ducto.
• Se definió técnicamente como mejor escenario el envío de la producción del
trípode Ixtoc-TA hacia la plataforma Ixtoc-A por medio de un oleogasoducto de
12 pg para su separación y posterior envío al Centro de Proceso Akal-C.
• El ducto de 12 pg requiere menor inyección de gas para la estabilización del
flujo durante el transporte (3 MMpcd), eliminando la inestabilidad provocada
por el colgamiento de líquido.
Conclusiones
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
• Las caídas de presión no limitarán la aportación de los pozos y se tendrá una
operación estable sin grandes fluctuaciones de presión y gastos.
• Se tendrá un solo diámetro a lo largo del ducto esto permite realizar corridas
de limpieza.
Agradecimientos
2 ° C o n g r e s o y E x p o s i c i ó n I n t e r n a c i o n a l d e L T D H 2 0 1 3
Ing. Marcos Torres Fuentes
Ing. Rafael Romero Peñaloza
Por su apoyo incondicional para
la realización de este estudio.