HYSYS-separadores.pdf

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA, CORRESPONDIENTE AL CAMPO LIBERTADOR

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS

FREDDY ROLANDO SALGUERO VILLAFUERTE CARLOS ALBERTO ZURITA CADENA

DIRECTOR: ING: CARLOS LAZCANO

Quito, Enero 2010

II

DECLARACIÓN Nosotros, Freddy Rolando Salguero Villafuerte y Carlos Alberto Zurita Cadena, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

---------------------------------------Carlos Zurita

------------------------------------Freddy Salguero

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Freddy Rolando Salguero Villafuerte y Carlos Alberto Zurita Cadena, bajo mi supervisión.

-------------------------------Ing. Carlos Lazcano DIRECTOR

IV

AGRADECIMIENTOS

A la vida

Freddy S.

V

AGRADECIMIENTOS

Al Ingeniero Carlos Lazcano por su dirección y amistad.

Al Ingeniero Guillermo Ortega por su acertada supervisión.

Al Ingeniero Vladimir Cerón, quién nos ayudó en la recopilación de la información para el desarrollo del proyecto.

Finalmente nuestro agradecimiento a la Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional y a todos quienes brindaron su amistad.

Carlos Alberto

VI

DEDICATORIA

Dedicado a la verdad

“Yo soy el camino, la verdad y la vida” Jesús

Freddy S.

VII

DEDICATORIA Al ser, que es la inspiración del mundo “DIOS”.

A mis padres Eduardo Zurita y Cecilia Cadena, gracias por confiarme sus infortunios porque ese fue mi aliento, espero no haberles decepcionado. A la dama de hermoso rostro y temperamento explosivo “Doris”, tu sola presencia viola la norma, es más trasciende tú aroma, aquel aroma de toque sagrado sin duda una venerable poción. A mi otro yo “Nicolás Zurita” tú sola existencia es una vendaval de luz en la oscura inmundicia, aunque no te he transmitido el amor que mereces, en tributo a lo divino en tí, tienes mi vida.

A Ismael Zurita, su sonrisa e inocencia vivirá por siempre en mí.

A mis tíos Fabián, Celso y Humberto por haberme dedicado su pensar. A Luis Tipanta y Magdalena Narváez, quienes crearon a mi dama “Doris”, ya que gracias a su pasión es causa y efecto, gracias por su apoyo. Finalmente a todos aquellos videntes que me condenaban al fracaso………. “El fracaso de algunos es la gloria de otros, sin embargo la gloria no refleja necesariamente los sueños, tú fracaso jamás será mi gloria, tú gloria provocará un segundo de envidia, pero la envidia adecuada es sinónimo de admiración”. La gloria es un sueño ajeno, no es un título ni refleja la culminación de algo. Se preguntarán ¿Cuál es mi sueño? sencillamente la felicidad de los míos y ¿Cuál es mi gloria? mi gloria es tú aprecio”.

LEVIATHAN

VIII

CONTENIDO DECLARACIÓN ................................................................................................................................. II CERTIFICACIÓN .............................................................................................................................. III AGRADECIMIENTOS ....................................................................................................................... IV AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................................ V DEDICATORIA.................................................................................................................................. VI DEDICATORIA................................................................................................................................. VII CONTENIDO ................................................................................................................................... VIII ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................................XV ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................................. XVIII ÍNDICE DE FOTOS ..........................................................................................................................XX ÍNDICE DE ANEXOS ......................................................................................................................XXI RESUMEN......................................................................................................................................XXII CAPÍTULO 1 ...................................................................................................................................... 1 CONCEPTOS BÁSICOS ................................................................................................................... 1 1.1 SIMULACIÓN DE PROCESOS .............................................................................................................. 1 1.1.1 HYSYS ............................................................................................................................. 2 1.2 PETRÓLEO ............................................................................................................................................... 3 1.2.1 CARACTERÍSTICAS ......................................................................................................... 4 1.2.1.1 Composición ............................................................................................................... 4 1.2.1.1.1 Hidrocarburos Alifáticos ...................................................................................... 4 1.2.1.1.2 Hidrocarburos Cíclicos ....................................................................................... 5 1.2.1.1.3 Hidrocarburos Mixtos .......................................................................................... 5 1.2.1.2 Propiedades Físico-Químico ...................................................................................... 5 1.3 GAS NATURAL......................................................................................................................................... 8 1.3.1 CLASIFICACIÓN ............................................................................................................... 8 1.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL GAS ........................................................................................ 9 1.3.2.1 Composición ............................................................................................................... 9 1.3.2.2 Propiedades Físico-Químico .................................................................................... 10 1.4 AGUA DE FORMACIÓN ........................................................................................................................ 12 1.4.1 CARACTERÍSTICAS ....................................................................................................... 12 1.4.1.1 Composición ............................................................................................................. 12 1.4.1.2 Características Físico-Químico: ............................................................................... 13 1.5 EMULSIÓN .............................................................................................................................................. 14

IX

1.5.1 EMULSIFICANTE ............................................................................................................ 14 1.5.2 DEMULSIFICANTE ......................................................................................................... 15 1.6 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE UNA ESTACIÓN TIPO ...................................................... 16 1.6.1 MÚLTIPLE ....................................................................................................................... 18 1.6.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA ....................................................................... 18 1.6.2.1 Separador ................................................................................................................. 19 1.6.2.1.1 Tipos de Separadores ....................................................................................... 19 1.6.2.1.2 Componentes .................................................................................................... 21 1.6.2.1.3 Eficiencia ........................................................................................................... 22 1.6.3 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ................................................................. 24 1.6.3.1 Componentes ........................................................................................................... 24 1.6.3.2 Eficiencia .................................................................................................................. 25 1.6.4 SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN ................................................................................. 27 1.6.4.1 Tanque de Lavado ................................................................................................... 27 1.6.4.1.1 Componentes .................................................................................................... 28 1.6.4.1.2 Eficiencia ........................................................................................................... 29 1.6.4.2 Calentador ................................................................................................................ 31 1.6.4.2.1 Componentes .................................................................................................... 31 1.6.4.2.2 Eficiencia ........................................................................................................... 32 1.6.5 TANQUES DE ALMACENAMIENTO .............................................................................. 33 1.6.5.1 Tipos ......................................................................................................................... 33 1.6.5.1.1 Tanques Atmosféricos....................................................................................... 33 1.6.5.1.2 Tanques a Presión ............................................................................................ 34 1.6.5.2 Elementos................................................................................................................. 34 1.6.6 SISTEMA TRANSFERENCIA ......................................................................................... 35 1.6.6.1 Componentes ........................................................................................................... 36 1.6.7 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN .......................................... 37 1.6.7.1 Calidad del Agua ...................................................................................................... 37 1.6.7.2 Tratamiento Químico ................................................................................................ 38 1.6.7.3 Tipos ......................................................................................................................... 40 1.6.7.3.1 Sistema Cerrado ............................................................................................... 40 1.6.7.3.2 Sistema Abierto ................................................................................................. 41 1.6.8 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ................................................................... 42 1.6.8.1 Componentes ........................................................................................................... 42 1.6.9 SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADO ................................................... 42 1.6.10 SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS ........................................................................ 43 1.6.10.1 Calidad del Gas ...................................................................................................... 43 1.6.10.2 Componentes ......................................................................................................... 44 1.6.10.2.1 Compresor ....................................................................................................... 44 1.6.10.2.2 Aero-enfriador ................................................................................................. 46

X

1.6.10.2.3 Scrubbers ........................................................................................................ 46 1.6.10.2.4 Filtro de Combustible ...................................................................................... 47 1.6.10.2.5 Panel de Control .............................................................................................. 47 1.6.10.2.6 Accesorios ....................................................................................................... 47 1.6.10.3 Eficiencia ................................................................................................................ 48 1.6.11 SISTEMA DE GAS FLARE, MECHERO Y VENTEO.................................................... 49 1.6.11.1 Flare Knockout o Depurador de Gas ..................................................................... 49 1.6.11.2 Mechero.................................................................................................................. 49 1.6.12 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN Y ADQUISICIÓN DE DATOS ............................... 49 1.6.12.1 Componentes ......................................................................................................... 50 1.6.13 SISTEMA CONTRA INCENDIOS ................................................................................. 51 1.6.13.1 Componentes ......................................................................................................... 51 1.6.14 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA .................................................................. 53 1.6.14.1 Tipos de Generadores ............................................................................................ 53 1.6.15 SISTEMAS COMPLEMENTARIOS .............................................................................. 54 CAPÍTULO 2: DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA .................................................... 55 2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PICHINCHA ........................................................................................ 55 2.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................................... 55 2.1.2 GEOLOGÍA...................................................................................................................... 56 2.1.3 RESERVAS .................................................................................................................... 57 2.1.4 ESTADO DE LOS POZOS ............................................................................................. 59 2.1.5 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN ..................................................................................... 61 2.1.6 PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN ............................................................................... 64 2.1.6.1 Proyección Producción ........................................................................................... 65 2.1.6.2 Proyección del Incremento de Producción ............................................................... 68 2.1.6.3 Proyección Acumulada ............................................................................................ 71 2.2 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ... 74 2.2.1 MÚLTIPLE ....................................................................................................................... 74 2.2.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA ....................................................................... 75 2.2.2.1 Separador de Prueba ............................................................................................... 75 2.2.2.2 Separadores de Producción ..................................................................................... 76 2.2.3 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ................................................................. 77 2.2.3.1 Bota Desgasificadora ............................................................................................... 77 2.2.3.2 Tanque de Lavado ................................................................................................... 78 2.2.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO ................................................................................ 79 2.2.5 SISTEMA DE TRANSFERENCIA ................................................................................... 80 2.2.5.1 Bomba Booster ......................................................................................................... 80 2.2.5.2 Bombas de Alta Presión ........................................................................................... 81 2.2.6 SISTEMA DE RECIRCULACIÓN .................................................................................... 82

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2.2.7 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA ....................................................................... 83 2.2.7.1 Bomba Booster ......................................................................................................... 83 2.2.7.2 Bombas de Inyección ............................................................................................... 84 2.2.7.3 Piscinas API ............................................................................................................. 85 2.2.8 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS .................................................................... 86 2.2.9 SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS ................................................. 87 2.2.10 SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS ........................................................................ 88 2.2.10.1 Compresor .............................................................................................................. 89 2.2.10.2 Aero-enfriador ........................................................................................................ 91 2.2.10.3 Scrubbers ............................................................................................................... 91 2.2.10.4 Filtro de Combustible ............................................................................................. 92 2.2.11 SISTEMA CONTRA INCENDIOS ................................................................................. 93 2.2.11.1 Tanque de Agua ..................................................................................................... 93 2.2.11.2 Sistema de Bombeo ............................................................................................... 94 2.2.11.3 Tanque de Espuma ................................................................................................ 94 2.2.11.4 Redes de Tubería ................................................................................................... 95 2.2.11.5 Sistema de Detección Neumático .......................................................................... 95 2.2.11.6 Monitores ................................................................................................................ 95 2.2.11.7 Sistema de Dispersión ........................................................................................... 95 2.2.11.8 Accesorios .............................................................................................................. 95 2.2.12 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA .................................................................. 96 2.2.13 SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS ................................................................... 98 2.2.14 SUMIDEROS ............................................................................................................... 100 2.3 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ..... 102 2.3.1 PROCESO DE ENTRADA Y SEPARACIÓN PRIMARIA ............................................. 102 2.3.2 PROCESO DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ............................................................ 105 2.3.3 PROCESO DE ALMACENAMIENTO ........................................................................... 106 2.3.4 PROCESO DE TRANSFERENCIA ............................................................................... 107 2.3.5 PROCESO DE REINYECCIÓN AGUA ......................................................................... 108 2.3.6 PROCESO DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADO ............................................... 110 2.3.7 PROCESO DE COMPRESIÓN DE GAS ..................................................................... 110 2.3.8 SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS .................................................................. 112 2.3.9 BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ......................................................................... 113 2.4 PROBLEMAS DE OPERACIÓN ........................................................................................................ 118 2.5 PROPUESTAS DE MEJORAS .......................................................................................................... 120 2.5.1 PROPUESTA 1 ............................................................................................................ 120 2.5.2 PROPUESTA 2 ............................................................................................................ 123 2.5.3 PROPUESTA 3 ............................................................................................................. 123

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CAPÍTULO 3: SIMULACIÓN DE LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN ..................................... 126 3.1 INTRODUCCIÓN A LA SIMULACIÓN .............................................................................................. 126 3.1.1 ECUACIONES DE ESTADO ......................................................................................... 126 3.1.2 PROCEDIMIENTO PARA CARACTERIZAR LA CORRIENTE DE CRUDO Y GAS .... 127 3.2 INFORME DE SIMULACIÓN ............................................................................................................. 135 3.2.1 CONDICIONES DE ENTRADA ACTUALES ................................................................. 135 3.2.2 CONDICIONES CLIMÁTICAS ..................................................................................... 136 3.2.3 CARACTERIZACIÓN DEL PETRÓLEO ...................................................................... 136 3.2.4 CASOS DE SIMULACIÓN ........................................................................................... 139 3.2.5 CRITERIOS BÁSICOS PARA LA SIMULACIÓN ......................................................... 140 3.2.6 SIMULACIÓN DE LA PROPUESTA 1 .......................................................................... 141 3.2.6.1 Descripción del Proceso......................................................................................... 141 3.2.6.2 Producción de Petróleo ......................................................................................... 142 3.2.6.3 Energía para Calentamiento de Agua .................................................................... 143 3.2.6.4 Producción de Gas ................................................................................................ 144 3.2.6.5 Producción de Agua de Formación ........................................................................ 145 3.2.6.6 Balance de Materia y Energía ............................................................................... 145 3.2.7 SIMULACIÓN DE LA PROPUESTA 2 .......................................................................... 148 3.2.7.1 Descripción del Proceso......................................................................................... 148 3.2.7.2 Producción de Petróleo ......................................................................................... 149 3.2.7.3 Energía para Calentamiento de Agua .................................................................... 150 3.2.7.4 Producción de Gas ................................................................................................ 150 3.2.7.5 Producción de Agua de Formación ........................................................................ 152 3.2.7.6 Balance de Materia y Energía ................................................................................ 152 3.2.8 SIMULACIÓN DE LA PROPUESTA 3 .......................................................................... 155 3.2.8.1 Descripción del Proceso......................................................................................... 155 3.2.8.2 Producción de Gas y Condensados ....................................................................... 155 3.2.8.3 Balance de Materia y Energía ................................................................................ 156 CAPÍTULO 4: ANÁLISIS TÉCNICO .............................................................................................. 158 4.1 PROPUESTA 1 ..................................................................................................................................... 158 4.1.1 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA .................................... 159 4.1.1.1 Caso 1 .................................................................................................................... 160 4.1.1.2 Caso 3 .................................................................................................................... 163 4.1.1.3 Dimensionamiento del Separador Horizontal Bifásico ........................................... 165 4.1.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ............................................................... 170 4.1.2.1 Bota Desgasificadora ............................................................................................. 170 4.1.2.2 Tanque de Lavado ................................................................................................. 173 4.1.3 SISTEMA DE CALENTAMIENTO ................................................................................. 178 4.1.3.1 Calentador .............................................................................................................. 178

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4.1.3.2 Bomba Booster de Calentamiento ........................................................................ 178 4.1.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIA ........................................... 179 4.1.4.1 Tanque de Reposo ................................................................................................. 179 4.1.4.2 Sistema de Transferencia ...................................................................................... 182 4.1.5 SISTEMA REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN .............................................. 185 4.1.5.1 Características del Agua de Formación ................................................................. 185 4.1.5.2 Equipos de Bombeo .............................................................................................. 186 4.2 PROPUESTA 2 ..................................................................................................................................... 188 4.2.1 SISTEMA DE SEPARACIÓN TRIFÁSICA .................................................................. 188 4.2.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ............................................................... 193 4.2.2.1 Bota Desgasificadora ............................................................................................ 193 4.2.2.2 Tanque de Lavado ................................................................................................. 194 4.2.3 SISTEMA DE CALENTAMIENTO ................................................................................. 196 4.2.3.1 Calentador .............................................................................................................. 196 4.2.3.2 Bomba Booster de Calentamiento ........................................................................ 197 4.2.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIA ........................................... 197 4.2.5 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ........................................ 198 4.2.5.1 Características del Agua de Formación ................................................................. 198 4.2.5.2 Tanque de Desnatado ........................................................................................... 198 4.2.5.3 Dimensionamiento del Tanque de Agua de Formación ......................................... 202 4.2.5.4 Sistema de Bombeo ............................................................................................... 203 4.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LAS PROPUESTAS ................................................................ 204 4.3.1 PROPUESTA N°1 ......................................................................................................... 204 4.3.2 PROPUESTA N° 2 ...................................................................................................... 205 4.3.3 RESULTADO................................................................................................................. 206 4.4 PROPUESTA 3 ..................................................................................................................................... 207 4.4.1 VENTAJAS Y DESVENTAJAS ..................................................................................... 209 4.4.2 RESULTADO................................................................................................................ 210 CAPÍTULO 5: ANÁLISIS ECONÓMICO ....................................................................................... 212 5.1 COSTOS................................................................................................................................................ 214 5.1.1 PROPUESTA 1 ............................................................................................................. 214 5.1.1.1 Producción de Petróleo .......................................................................................... 214 5.1.1.2 Reinyección de Agua de Formación ...................................................................... 214 5.1.1.3 Costo Combustible de Calentamiento .................................................................... 218 5.1.1.4 Costo de Equipos ................................................................................................... 221 5.1.1.5 Costo Total ............................................................................................................. 222 5.1.2 PROPUESTA 2 ............................................................................................................. 223 5.1.2.1 Producción de Petróleo .......................................................................................... 223 5.1.2.2 Reinyección de Agua ............................................................................................ 223

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5.1.2.3 Costo Combustible de Calentamiento .................................................................... 223 5.1.2.4 Costo de Equipos ................................................................................................... 225 5.1.2.5 Costo Total ............................................................................................................. 226 5.2 INGRESOS ........................................................................................................................................... 227 5.2.1 PROPUESTA 1 ............................................................................................................. 227 5.2.1.1 Químico “Demulsificante” ....................................................................................... 227 5.2.1.2 Químico “Antiparafínico” ......................................................................................... 229 5.2.1.3 Producción de Petróleo de Pozos Nuevos ............................................................. 230 5.2.1.4 Ingreso Total........................................................................................................... 232 5.2.2 PROPUESTA 2 ............................................................................................................ 233 5.2.2.1 Químico “Demulsificante” ....................................................................................... 233 5.2.2.2 Químico “Antiparafínico” ......................................................................................... 236 5.2.2.3 Mantenimiento del Sistema de Reinyección de Agua ............................................ 236 5.2.2.4 Producción de Petróleo de Pozos Nuevos ............................................................. 239 5.2.2.5 Ingreso Total........................................................................................................... 240 5.3 FLUJO NETO DE CAJA...................................................................................................................... 241 5.3.1 PROPUESTA 1 ............................................................................................................ 241 5.3.2 PROPUESTA 2 ............................................................................................................ 242 5.4 EVALUACIÓN DEL PROYECTO ...................................................................................................... 243 5.4.1 VALOR ACTUAL NETO ................................................................................................ 243 5.4.2 TASA INTERNA DE RETORNO .................................................................................. 244 5.4.3 RELACIÓN COSTO-BENEFICIO.................................................................................. 246 5.4.4 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ................................................. 247 CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................... 250 6.1 CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 250 6.2 RECOMENDACIONES ...................................................................................................................... 252 ABREVIATURAS ........................................................................................................................... 254 UNIDADES ..................................................................................................................................... 257 ANEXOS ........................................................................................................................................ 259 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.............................................................................................. 316

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ÍNDICE DE TABLAS TABLA 1.1: CLASIFICACIÓN-CRUDOS ..................................................................................................................... 6 TABLA 1.2: DUREZA-AGUA DE FORMACIÓN ......................................................................................................... 13 TABLA 2.1: RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2007 ......................................... 58 TABLA 2.2: ESTADO DE LOS POZOS ..................................................................................................................... 60 TABLA 2.3: PRODUCCIÓN HISTÓRICA .................................................................................................................. 61 TABLA 2.4: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN ........................................................................................................ 65 TABLA 2.5: PRODUCCIÓN INICIAL DEL CAMPO .................................................................................................... 68 TABLA 2.6: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR ..................................................... 69 TABLA 2.7: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN ACUMULADA ................................................................................. 71 TABLA 2.8: POZOS QUE INGRESAN AL MÚLTIPLE ............................................................................................... 75 TABLA 2.9: CARACTERÍSTICAS DEL SEPARADOR DE PRUEBA ......................................................................... 76 TABLA 2.10: CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN ................................................... 77 TABLA 2.11: DIMENSIONES DEL TANQUE DE LAVADO ....................................................................................... 79 TABLA 2.12: DIMENSIONES DEL TANQUE DE SURGENCIA ................................................................................. 80 TABLA 2.13: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA BOOSTER ................................................................................ 81 TABLA 2.14: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBAS DE TRANSFERENCIA ............................................................ 82 TABLA 2.15: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA DE RECIRCULACIÓN............................................................... 83 TABLA 2.16: CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS BOOSTER ............................................................................ 84 TABLA 2.17: CARACTERÍSTICAS-BOMBAS DE INYECCIÓN ................................................................................. 85 TABLA 2.18: CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE QUÍMICOS ..................................................................... 86 TABLA 2.19: QUÍMICOS DE INYECCIÓN................................................................................................................. 87 TABLA 2.20: DIMENSIONES DE SCRUBBERS ....................................................................................................... 88 TABLA 2.21: CARACTERÍSTICAS DEL COMPRESOR ............................................................................................ 90 TABLA 2.22: CARACTERÍSTICAS DEL AERO-ENFRIADOR ................................................................................... 91 TABLA 2.23: CARACTERÍSTICAS DE SCRUBBERS DE COMPRESIÓN ................................................................ 92 TABLA 2.24: CARACTERÍSTICAS DE FILTROS DE COMBUSTIBLE ...................................................................... 93 TABLA 2.25: CARACTERÍSTICAS DE BOMBAS CONTRA INCENDIOS ................................................................. 94 TABLA 2.26: ACCESORIOS DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS ........................................................................ 96 TABLA 2.27: CARACTERÍSTICAS DEL GENERADOR ............................................................................................ 97 TABLA 2.28: CARACTERÍSTICAS DEL COMPRESOR DE AIRE............................................................................. 99 TABLA 2.29: DATOS DE PLACA DE TANQUES DE AIRE COMPRIMIDO ............................................................... 99 TABLA 2.30: CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA SUMIDERO ............................................................................. 101 TABLA 2.31: PRESIÓN Y TEMPERATURA-MANIFOLD......................................................................................... 104 TABLA 2.32: DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE LOS SEPARADORES ............................................... 105 TABLA 2.33: DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA: B-01, T-01 Y T-02........................................................... 107 TABLA 2.34: PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL PROCESO DE TRANSFERENCIA ............................................. 108 TABLA 2.35: PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL PROCESO DE REINYECCIÓN .................................................. 109 TABLA 2.36: PRESIÓN Y TEMPERATURA -TRATAMIENTO DE GAS .................................................................. 112 TABLA 2.37: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ................................................................................................ 114 TABLA 2.38: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA-COMPRESIÓN DE GAS ........................................................ 116 TABLA 3.1: CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO ................................................................................................ 137 TABLA 3.2: COMPOSICIÓN DEL GAS ................................................................................................................... 138 TABLA 3.3: PRODUCCIÓN 2009, 2014 Y 2025 ..................................................................................................... 140 TABLA 3.4: PRODUCCIÓN DE CRUDO ................................................................................................................. 142

XVI

TABLA 3.5: PROPIEDADES DEL CRUDO.............................................................................................................. 142 TABLA 3.6: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO DE AGUA .................................................................................. 143 TABLA 3.7: PRODUCCIÓN DE GAS ...................................................................................................................... 144 TABLA 3.8: PROPIEDADES DEL GAS ................................................................................................................... 145 TABLA 3.9: AGUA DE REINYECCIÓN ................................................................................................................... 145 TABLA 3.10: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ................................................................................................ 146 TABLA 3.11: PRODUCCIÓN DE CRUDO ............................................................................................................... 149 TABLA 3.12: PROPIEDADES DEL CRUDO ............................................................................................................ 149 TABLA 3.13: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO ................................................................................................. 150 TABLA 3.14: PRODUCCIÓN DE GAS .................................................................................................................... 151 TABLA 3.15: PROPIEDADES DEL GAS ................................................................................................................. 151 TABLA 3.16: AGUA DE REINYECCIÓN ................................................................................................................. 152 TABLA 3.17: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ................................................................................................ 153 TABLA 4.1: DATOS-SISTEMA SEPARACION ........................................................................................................ 160 TABLA 4.2: LONGITUD EFECTIVA ........................................................................................................................ 161 TABLA 4.3: TIEMPO DE RETENCIÓN VS. CAUDAL .............................................................................................. 162 TABLA 4.4: TIEMPO DE RETENCIÓN VS. CAUDAL .............................................................................................. 162 TABLA 4.5: DATOS-SISTEMA DE SEPARACION .................................................................................................. 163 TABLA 4.6: TIEMPO DE RETENCIÓN .................................................................................................................... 164 TABLA 4.7: TIEMPO DE RETENCIÓN .................................................................................................................... 164 TABLA 4.8: DATOS ................................................................................................................................................. 165 TABLA 4.9: CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS .................................................................................................... 168 TABLA 4.10: DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR ........................................................................................ 169 TABLA 4.11: DATOS ............................................................................................................................................... 170 TABLA 4.12: DATOS ............................................................................................................................................... 173 TABLA 4.13: DATOS ............................................................................................................................................... 173 TABLA 4.14: TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................................................................. 176 TABLA 4.15: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO DE AGUA ................................................................................ 178 TABLA 4.16: TIEMPO DE RESIDENCIA DEL TANQUE DE REPOSO ................................................................... 181 TABLA 4.17: CAPACIDAD DE LAS BOMBAS DE TRANSFERENCIA .................................................................... 183 TABLA 4.18: CARACTERISTICAS-AGUA DE FORMACIÓN .................................................................................. 186 TABLA 4.19: CAPACIDAD DE BOMBEO ................................................................................................................ 187 TABLA 4.20: DATOS ............................................................................................................................................... 189 TABLA 4.21: CAPACIDAD DE GAS ........................................................................................................................ 190 TABLA 4.22: CAPACIDAD DE LÍQUIDO ................................................................................................................. 192 TABLA 4.23: DATOS ............................................................................................................................................... 193 TABLA 4.24: TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................................................................. 195 TABLA 4.25: ENERGÍA PARA CALENTAMIENTO DE AGUA ................................................................................ 197 TABLA 4.26: DATOS ............................................................................................................................................... 198 TABLA 4.27: DIMENSIONES-TANQUE DESNATADOR ......................................................................................... 200 TABLA 4.28: DIMENSIONES-TANQUE DESNATADOR ......................................................................................... 201 TABLA 4.29: DATOS ............................................................................................................................................... 202 TABLA 4.30: RESULTADOS SIMULACIÓN ............................................................................................................ 208 TABLA 5.1: PRECIO DIARIO DEL CRUDO ............................................................................................................ 213 TABLA 5.2: COSTO DE QUÍMICOS ........................................................................................................................ 216 TABLA 5.3: COSTOS POR MANTENIMIENTO ....................................................................................................... 217 TABLA 5.4: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR ............................................................................. 220

XVII

TABLA 5.5: COSTO COMBUSTIBLE-BOMBA BOOSTER ...................................................................................... 220 TABLA 5.6. COSTOS DE EQUIPOS- PROPUESTA 1 ............................................................................................ 221 TABLA 5.7: COSTO TOTAL- PROPUESTA 1 ......................................................................................................... 222 TABLA 5.8: COSTOS DE COMBUSTIBLE-CALENTADOR .................................................................................... 224 TABLA 5.9: COSTO COMBUSTIBLE-BOMBA BOOSTER ...................................................................................... 225 TABLA 5.10: COSTO DE EQUIPOS-PROPUESTA 2 ............................................................................................. 225 TABLA 5.11: COSTO DE INVERSIÓN INICIAL-PROPUESTA 2 ............................................................................. 226 TABLA 5.12: AHORRO DEMULSIFICANTE ............................................................................................................ 228 TABLA 5.13: INGRESO POR PRODUCCIÓN DE POZOS NUEVOS ...................................................................... 231 TABLA 5.14: INGRESOS-PROPUESTA 1 .............................................................................................................. 232 TABLA 5.15: AHORRO DEMULSIFICANTE ............................................................................................................ 235 TABLA 5.16: AHORRO POR MANTENIMIENTO .................................................................................................... 238 TABLA 5.17: INGRESOS PROPUESTA 2............................................................................................................... 240 TABLA 5.18: FLUJO DE CAJA-PROPUESTA 1 ...................................................................................................... 241 TABLA 5.19: FLUJO DE CAJA-PROPUESTA 2 ...................................................................................................... 242 TABLA 5.20: VALOR ACTUAL NETO ..................................................................................................................... 244

XVIII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1.1: YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS .................................................................................................. 4 FIGURA 1.2: DISPOSICIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN ...................................................................................... 12 FIGURA 1.3: DIAGRAMA DE TRATAMIENTO DE PETRÓLEO ............................................................................... 18 FIGURA 1.4: SEPARADOR BIFÁSICO ..................................................................................................................... 19 FIGURA 1.5: SEPARADOR TRIFÁSICO ................................................................................................................... 20 FIGURA 1.6: SEPARADOR VERTICAL .................................................................................................................... 21 FIGURA 1.7: BOTA DESGASIFICADORA ................................................................................................................ 26 FIGURA 1.8: TEMPERATURA DE DESHIDRATACIÓN ........................................................................................... 30 FIGURA 1.9: CALENTADOR DE AGUA (TIPO HORIZONTAL) ................................................................................ 32 FIGURA 1.10: TANQUE DE TECHO FLOTANTE ..................................................................................................... 34 FIGURA 1.11: SCRUBBER ....................................................................................................................................... 43 FIGURA 1.12: DIAGRAMA-TIPOS DE COMPRESORES ......................................................................................... 45 FIGURA 1.13: AEROENFRIADOR ............................................................................................................................ 46 FIGURA 1.14: SISTEMA DE COMPRESIÓN ............................................................................................................ 47 FIGURA 1.15: ESQUEMA DE LA RED DE SCADA .................................................................................................. 50 FIGURA 2.1: UBICACIÓN CAMPO PICHINCHA ....................................................................................................... 56 FIGURA 2.2: PRODUCCIÓN HISTÓRICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA.............................................................. 63 FIGURA 2.3: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ...................................................................... 66 FIGURA 2.4: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ................................................... 67 FIGURA 2.5: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS .................................................................................. 67 FIGURA 2.6: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ...................................................................... 69 FIGURA 2.7: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ................................................... 70 FIGURA 2.8: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS .................................................................................. 70 FIGURA 2.9: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ...................................................................... 72 FIGURA 2.10: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA .............................................................................. 72 FIGURA 2.11: PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS ................................................................................ 73 FIGURA 2.12: ESQUEMA OPERACIONAL DEL COMPRESOR .............................................................................. 90 FIGURA 2.13: PROCESOS DE LA ESTACIÓN PICHINCHA .................................................................................. 115 FIGURA 2.14: PROCESOS DE COMPRESIÓN DE GAS ....................................................................................... 117 FIGURA 2.15: DIAGRAMA PROPUESTA 1 ........................................................................................................... 122 FIGURA 2.16: DIAGRAMA PROPUESTA 2 ............................................................................................................ 124 FIGURA 2.17: DIAGRAMA PROPUESTA 3 ............................................................................................................ 125 FIGURA 3.1: PANTALLA DE INICIO DE HYSYS 3.2 .............................................................................................. 128 FIGURA 3.2: COMPONENTES ............................................................................................................................... 128 FIGURA 3.3: PAQUETE DE PROPIEDADES DE FLUIDOS ................................................................................... 129 FIGURA 3.4: ECUACION DE ESTADO PENG-ROBINSON.................................................................................... 129 FIGURA 3.5: OPCIÓN OIL MANAGER ................................................................................................................... 130 FIGURA 3.6: PROPIEDADES DEL CRUDO ........................................................................................................... 130 FIGURA 3.7: DESTILACIÓN ASTM D86 ................................................................................................................. 131 FIGURA 3.8: INSERTAR DATOS DE LA DESTILACIÓN ASTM D-86 .................................................................... 131 FIGURA 3.9: CALCULATE ...................................................................................................................................... 132 FIGURA 3.10: CURVA DE AJUSTE CUT/BLEND ................................................................................................... 132 FIGURA 3.11: CORRIENTE DE CARACTERIZACIÓN ........................................................................................... 133

XIX

FIGURA 3.12: AMBIENTE DE SIMULACIÓN .......................................................................................................... 133 FIGURA 3.13: INGRESO DE LA COMPOSICIÓN DEL DE GAS ............................................................................ 134 FIGURA 3.14: INGRESO DE CONDICIONES DE OPERACIÓN ............................................................................ 134 FIGURA 3.15: CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO DE ENTRADA ......................................................................... 139 FIGURA 3.16: SIMULACIÓN-PROPUESTA 1-CASO 3 ........................................................................................... 147 FIGURA 3.17: SIMULACIÓN- PROPUESTA 2-CASO 3 .......................................................................................... 154 FIGURA 4.1: DETERMINACIÓN DE K .................................................................................................................... 167 FIGURA 4.2: VOLUMEN DINÁMICO DEL TANQUE DE LAVADO .......................................................................... 174 FIGURA 4.3: TIEMPO DE RESIDENCIA TANQUE DE LAVADO ............................................................................ 177 FIGURA 4.4: VOLUMEN DINÁMICO DEL TANQUE DE REPOSO ......................................................................... 180 FIGURA 4.5: TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................................................................. 182 FIGURA 4.6: TIEMPO DE TRANFERENCIA DE PETRÓLEO ................................................................................. 184 FIGURA 4.7: TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................................................................. 196 FIGURA 4.8: DIÁMETRO VS LONGITUDES EFECTIVAS ...................................................................................... 202 FIGURA 5.1: PRECIO DEL PETRÓLEO MES DE JUNIO 2009 .............................................................................. 214 FIGURA 5.2: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR........................................................................... 219 FIGURA 5.3: COSTOS DE COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR........................................................................... 224 FIGURA 5.4: PROYECCIÓN CONSUMO DEMULSIFICANTE ................................................................................ 228 FIGURA 5.5: AHORRO DEMULSIFICANTE ........................................................................................................... 229 FIGURA 5.6 PROYECCIÓN AHORRO DE DEMULSIFICANTE .............................................................................. 236 FIGURA 5.7: AHORRO MANTENIMIENTO............................................................................................................. 238 FIGURA 5.8: VAN VS TIR (PROPUESTA 1) ........................................................................................................... 245 FIGURA 5.9: VAN VS TIR (PROPUESTA 2) ........................................................................................................... 246 FIGURA 5.10: PRI VS FNC (PROPUESTA 1) ......................................................................................................... 248 FIGURA 5.11: PRI VS FNC (PROPUESTA 2) ......................................................................................................... 248

XX

ÍNDICE DE FOTOS

FOTO N°1.1: MANIFOLD ........................................................................................................................................ 261 FOTO N°1.2: SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA ........................................................................................... 261 FOTO N°1.3: SALIDA DE FLUIDOS DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN ................................................................ 262 FOTO N°1.4: BOTA DESGASIFICADORA .............................................................................................................. 262 FOTO N°1.5: TANQUE DE LAVADO ...................................................................................................................... 263 FOTO N°1.6: TANQUE DE SURGECIA O REPOSO .............................................................................................. 263 FOTO N°1.7: SISTEMA DE TRANSFERENCIA DE PETRÓLEO ............................................................................ 264 FOTO N°1.8: SCRUBBER SCB 01/02/03 ................................................................................................................ 264 FOTO N°1.9: SCRUBBER SCB 06/07/08 ................................................................................................................ 265 FOTO N° 1.10: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS .......................................................................................... 265 FOTO N°1.11: COMPRESOR ................................................................................................................................. 266 FOTO N°1.12: AEROENFRIADOR.......................................................................................................................... 266 FOTO N°1.13: FILTRO DE COMBUSTIBLE............................................................................................................ 267 FOTO N°1.14: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS ........................................................................................... 267 FOTO N°1.15: SISTEMA CONTRA INCENDIOS .................................................................................................... 268 FOTO N°1.16: SCI DE TANQUES........................................................................................................................... 268 FOTO N° 1.17: SISTEMA DE DISPERSIÓN- COMPRESOR .................................................................................. 269 FOTO N°1.18: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ............................................................ 269 FOTO N° 1.19: PISCINAS ....................................................................................................................................... 270 FOTO N°1.20: TRANSFORMADORES-SISTEMA INTERCONECTADO ................................................................ 270 FOTO N°1.21: GENERADOR A DIESEL ................................................................................................................. 271 FOTO N° 1.22: INYECCIÓN DE QUÍMICOS-TANQUE DE LAVADO ...................................................................... 271 FOTO N° 1.23: INYECCIÓN DE QUÍMICOS-RYA .................................................................................................. 272 FOTO N° 1.24: SISTEMA DE AIRE DE INSTRUMENTOS...................................................................................... 272 FOTO N°1.25: SUMIDERO ..................................................................................................................................... 273 FOTO N° 1.26: SISTEMA DE RECIRCULACIÓN .................................................................................................... 273

XXI

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1: FOTOGRAFÍAS DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ........ 260 ANEXO 2: LISTADO DE EQUIPOS................................................................................................................... 274 ANEXO 2.1: UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS ......................................................................................................... 275 ANEXO 2.2: BOMBAS ............................................................................................................................................. 276 ANEXO 2.3: TANQUES ........................................................................................................................................... 277 ANEXO 2.4: RECIPIENTES A PRESIÓN ................................................................................................................ 278 ANEXO 2.5: COMPRESORES ................................................................................................................................ 279 ANEXO 2.6: MECHEROS ....................................................................................................................................... 279 ANEXO 3: DATOS DE CAMPO Y LABORATORIO ............................................................................................ 281 ANEXO 3.1: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DIARIA ........................................................................................ 282 ANEXO 3.2: CROMATOGRAFÍA DE GASES ESTACIÓN PICHINCHA .................................................................. 283 ANEXO 3.3: CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO .................................................................................................... 284 ANEXO 3.4: DESTILACIÓN ASTM-D86 .................................................................................................................. 285 ANEXO 3.5: CARACTERIZACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN........................................................................... 286 ANEXO 3.6: FORECAST DE PRODUCCIÓN-ESTACIÓN PICHINCHA .................................................................. 287 ANEXO 3.7: REPORTE DE REINYECCIÓN DE AGUA/DICIEMBRE 2008 ............................................................. 288 ANEXO 4: PLANOS PFD ................................................................................................................................. 289 ANEXO 4.1: PLANO PFD DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ..................................................................................... 290 ANEXO 4.2: SISTEMA CONTRA INCENDIO .......................................................................................................... 291 ANEXO 4.3: MANIFOLD ......................................................................................................................................... 292 ANEXO 4.4: SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS ............................................................................................... 293 ANEXO 4.5: PFD- PROPUESTA 1 .......................................................................................................................... 294 ANEXO 4.6: PFD-PROPUESTA 2 ........................................................................................................................... 295 ANEXO 4.7: PFD-PROPUESTA 3 ........................................................................................................................... 296 ANEXO 4.8: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA-CERRADO ......................................................................... 297 ANEXO 4.9: SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA-ABIERTO........................................................................ 298 ANEXO 4.10: DIMENSIONES DE TANQUES-NORMA API 650 ......................................................................... 299 ANEXO 5: COSTOS DE PRODUCCIÓN ........................................................................................................... 300 ANEXO 6: BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ............................................................................................... 301 ANEXO 6.1: PROPUESTA 1-CASO 1 ..................................................................................................................... 302 ANEXO 6.2: PROPUESTA 1-CASO 2 ..................................................................................................................... 304 ANEXO 6.3: PROPUESTA 1-CASO 3 ..................................................................................................................... 306 ANEXO 6.4: PROPUESTA 2-CASO 1 ..................................................................................................................... 308 ANEXO 6.5: PROPUESTA 2-CASO 2 ..................................................................................................................... 310 ANEXO 6.6: PROPUESTA 2-CASO 3 ..................................................................................................................... 312 ANEXO 6.7: PROPUESTA 3-CASO 1 ..................................................................................................................... 314

XXII

RESUMEN El objetivo central del presente estudio es optimizar los procesos de tratamiento del petróleo, gas y agua de formación de la Estación de Producción Pichincha correspondiente al Campo Libertador, para tal propósito se ha determinado las propiedades que intervienen en el proceso y en el dimensionamiento de los equipos tomando en consideración: la producción máxima de fluido de la proyección de producción y la caracterización del petróleo, gas y agua.

En la actualidad la Estación de Producción Pichincha presenta problemas de operación en sus procesos ya que fue inicialmente diseñada para manejar bajos cortes de agua y altas ratas de gas.

Se analiza el funcionamiento de los equipos para tres propuestas planteadas, se comprueba su capacidad operativa para manejar la producción actual y máxima en el 2025. Finalmente se analiza cual es la propuesta más factible de implementar.

Por último se evalúa la rentabilidad

de las propuestas mediante un análisis

económico concluyendo que la propuesta más rentable y factible es la Propuesta2 ya que permite obtener mayor rentabilidad.

XXIII

PRESENTACIÓN

Los procesos físicos y químicos de los distintos tipos de elementos que conforman un proceso de producción, pueden ser simulados a través del uso de modelos matemáticos, para lo cual existen herramientas como son los simuladores de procesos.

El objetivo principal del presente proyecto es modelar y optimizar los procesos de tratamiento de crudo, en las Facilidades de Producción de la Estación Pichincha usando como herramienta la simulación de procesos.

El estudio inicia con una descripción general del campo de producción como es su ubicación, geología y producción. Posteriormente se da una descripción técnica de todos los sistemas que conforman la estación de producción con el objeto de visualizar la magnitud de operación y las características de los equipos.

Finalmente para evaluar si es factible y rentable la implementación de los cambios recomendados se realiza el respectivo análisis técnico-económico de las propuestas.

El complemento al estudio técnico es la evaluación económica, para estudiar la rentabilidad futuras de los cambios recomendados, con el objeto de viabilizar cambios realizables y factibles.

CAPÍTULO 1 CONCEPTOS BÁSICOS

1.1 SIMULACIÓN DE PROCESOS Se define como una técnica para evaluar un proceso, en base al cálculo del balance de materia y energía, en donde ocurren transformaciones físicas, químicas o energéticas.

Un simulador de procesos es un paquete informático que permite calcular propiedades físicas, químicas y termodinámicas de un proceso a través de la aplicación de modelos matemáticos. De acuerdo al tipo, estructura y uso que tengan, los simuladores se clasifican: según el tipo en: específicos y generales; por su estructura en: fijos y variables.

Los simuladores específicos, son desarrollados para representar un proceso en particular o parte de él; mientras que los simuladores generales representan una gran variedad de procesos, por lo que son flexibles y de mayor aplicación.

En cambio en los simuladores de estructura fija, el programa ejecutivo es exactamente el mismo sin importar qué se está simulando; mientras que en los de estructura variable, el programa ejecutivo es codificado automáticamente para cada proceso.

Finalmente por su uso son de régimen estacionario, dinámico, de diseño, de evaluación económica y de control. Siendo los de mayor uso los simuladores de régimen estacionario, debido a la simplicidad en su formulación matemática y a su estabilidad numérica.

2

1.1.1 HYSYS

Es un software de simulación de procesos de estructura variable de régimen estacionario y/o dinámico, que permite construir y ejecutar un modelo de proceso. Entre las ventajas y desventajas del software tenemos las siguientes:

Ventajas: 

Predice propiedades de operación como: presión y temperatura de las corrientes y mezclas en el proceso.



Permite optimizar las condiciones de operación del proceso.



Secciona el diagrama de flujo permitiendo utilizar diferentes opciones de simulación a lo largo del proceso.



Es muy aplicado a procesos industriales hidrocarburíferos como: refinación, destilación, tratamiento de petróleo, entre otros.

Desventajas 

Es susceptible a los parámetros que caracterizan a la corriente de entrada.



Es dependiente de los parámetros termodinámicos.



Ya que se trata de un simulador, éste genera modelos aproximados de un proceso real.

3

1.2 PETRÓLEO El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro de origen natural, que se ha formado principalmente de Carbono e Hidrógeno.

El origen del petróleo se basan fundamentalmente en dos teorías: inorgánica y orgánica. El origen inorgánico resulta de la llamada hipótesis cósmica de Sokolov (1892) que deduce la formación de los hidrocarburos del petróleo a partir de carbono e hidrógeno a las épocas de formación de la Tierra y de otros planetas del Sistema Solar. Los hidrocarburos formados anteriormente durante la consolidación de la Tierra se absorbieron por el magma y, más tarde al enfriarse ésta, por las grietas y fracturas penetraron en las rocas sedimentarias de la corteza terrestre.

La idea del origen orgánico propuesta por primera vez por Lomonósov (1763) , estima que la fuente de la formación del petróleo lo constituyen los restos orgánicos de organismos vegetales y animales, principalmente inferiores que han habitado tanto en el seno del agua (plancton), como en el fondo de los depósitos de agua. Evidentemente, un gran papel en la acumulación de la materia orgánica de los sedimentos junto al fondo lo desempeñaron las bacterias.

El lugar donde se ha formado el petróleo se denomina roca madre, pero no es el sitio de donde se extrae actualmente el petróleo. La explotación hidrocarburífera es de los “yacimientos”, definida como una estructura de la corteza terrestre que posee porosidad, permeabilidad y capas sellantes a su alrededor, permitiendo el almacenamiento de hidrocarburos que han emigrado desde la roca madre.

4

FIGURA 1.1: YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS

FUENTE: www.monografías.com

1.2.1 CARACTERÍSTICAS

1.2.1.1 Composición

El petróleo crudo y las fracciones que de él provienen están compuestos, esencialmente, de moléculas llamadas hidrocarburos y se encuentran formados por combinación de átomos de carbono tetravalentes con átomos de hidrógeno monovalentes. Los hidrocarburos están clasificados de acuerdo a su estructura química en tres familias:

1.2.1.1.1 Hidrocarburos Alifáticos  Saturados: Se encuentran los parafínicos y las isoparafinas, que obedecen a la fórmula: C n H 2 n 2 . Su denominación es precedido de la terminación –ano, por ejemplo: Butano e Isobutano.  No Saturados: Se los conoce como oleofínicos o etilénicos. Estos hidrocarburos no se encuentran en el petróleo crudo. Su denominación es precedido de la terminación-eno, por ejemplo: Buteno.

5

1.2.1.1.2 Hidrocarburos Cíclicos  Saturados: En este grupo se encuentran los naftenos de formula general

C n H 2 n 2 . Su denominación es la misma de los parafínicos, precedida del prefijo ciclo. Existen el ciclopropano, el ciclobutano, el ciclopentano y el ciclohexano.  No Saturados: Con un doble enlace están los ciclooleofínicos, con dos dobles enlaces están los cilodiolefínicos y con tres dobles enlaces los bencénicos o aromáticos.

1.2.1.1.3 Hidrocarburos Mixtos

Las dos familias precedentes pueden calificarse de raza pura. Las reacciones de sustitución permiten dar lugar una molécula híbrida que presenta por herencia, caracteres comunes a las razas.

1.2.1.2 Propiedades Físico-Químico  Densidad: Se define como la masa de la sustancia por el volumen que ésta ocupa. En el Sistema Internacional la unidad de densidad es el kilogramo por metro cúbico (kg/m3), mientras que en el Sistema Inglés es la libra por pie cúbico (lb/ft3). La densidad relativa es la relación entre el peso de un determinado volumen de muestra a una temperatura T y el peso del mismo volumen de agua a una temperatura determinada. La elección del estado de referencia a 4°C permite la identificación de las cifras de la densidad específica.

o 

peso de un volumen de petróleo a 15.56 C peso del mismo volumen de agua a 4C

(1.1)

6

Asimismo para medir la densidad se utiliza el grado API, definido por el Instituto Americano del Petróleo como:

 API 

141.5

O

 131.5

(1.2)

De acuerdo a la densidad al petróleo crudo se lo clasifica en liviano, medio, pesado y extrapesado:

TABLA 1.1: CLASIFICACIÓN-CRUDOS TIPO DE CRUDO

°API

γo

Liviano

>31.1

7 es básica, mientras que, para Ph300

ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA FUENTE: PAGUAY, ÁNGEL. “DISEÑO DE UN INTERCAMBIADOR DE CALOR PARA EL SISTEMA DE CALENTAMIENTO DE AGUA DE LOS TANQUES DE LAVADO DE PETROPRODUCCIÓN”, 2006.

 Alcalinidad: Es la suma de las concentraciones de los iones carbonatos (CO3--), bicarbonatos (HCO3-) e hidróxidos (OH-).  Nitratos: Esta relacionado a los iones nitratos (NO3-).  Sólidos Totales: Es la suma de sólidos suspendidos, disueltos y sedimentables. Se expresan en miligramos por cada litro.  Sólidos en Suspensión: Tienen naturaleza coloidal que se debe a las pequeñas cargas eléctricas que poseen que las hacen tener una cierta afinidad por las moléculas de agua.

14

 Sólidos Disueltos: Son iones de sales minerales que el agua ha disuelto a su paso, al incrementar su concentración aumenta la conductividad del agua.  Oxígeno Disuelto: Es la concentración de oxígeno disuelto en el agua, se lo expresa en partes por millón (ppm). La solubilidad del oxígeno y la temperatura tiene una relación inversa.  Turbidez: Mide el grado de transparencia y limpieza del agua. Está en función directa con la cantidad de sólidos en suspensión que el agua contiene. Su unidad es el NTU.  Concentración de Bacterias Sulfato Reductoras: Lo constituyen aproximadamente

nueve

familias

o

géneros

de

bacterias

sulfato

reductoras. Son capaces de reducir los iones sulfato y sulfito en el agua a iones sulfuro, generando sulfuro de hidrógeno (H2S) como subproducto, el cual es altamente corrosivo. Su concentración se mide en el número de colonias por cada mili-litro.

1.5 EMULSIÓN Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles de manera más o menos homogénea. Un líquido (la fase dispersa) es dispersado en otro (la fase continua o fase dispersante). La emulsión de agua en el petróleo es una suspensión cuasiestable donde pequeñas partículas de agua se encuentran dispersas en el crudo.

1.5.1 EMULSIFICANTE

Para que exista una emulsión debe haber dos líquidos mutuamente inmiscibles, un agente emulsificante y agitación. En la producción de petróleo, éste y el agua son mutuamente dos líquidos inmiscibles, las parafinas, los asfaltenos, los fluidos de workover y lodos de perforación constituyen agentes emulsificantes.

15

La acción del emulsificante consiste en:  Disminuir la tensión superficial de la gota de agua y formar gotas más pequeñas.  Formar una capa viscosa alrededor de las gotas de agua, impidiendo unirse cuando chocan.  Formar moléculas polares que son atraídas por las gotas de agua, formando un campo eléctrico que genera un rechazo hacia las otras gotas, impidiendo su unión.

1.5.2 DEMULSIFICANTE

Son químicos que neutralizan el efecto de los agentes emulsificantes, promoviendo la separación del aceite y el agua. Éste debe desintegrar la interfase que se ha generado alrededor de la gota de agua, permitiendo la unión con otras gotas y su posterior coalescencia.

Los agentes demulsificantes están compuestos de varios productos químicos:  Ésteres: Son deshidratadores que provocan el lento asentamiento de las gotas de agua, si existe una sobre-dosificación ocurre el efecto inverso.  Di-epóxicos: Excelentes deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de agua.  Uretanos: Son deshidratadores, que provocan el mismo efecto que los anteriores.  Resinas: Son deshidratadores que provocan un rápido asentamiento de las gotas de agua, dando una agua limpia.

16

 Poli-alquílenos:

Son

deshidratadores

pobres

que

generan

un

asentamiento lento.  Glicoles: Se hace necesario su uso cuando se mezcla con otros demulsificantes.  Sulfonatos: Son humectantes de sólidos que tienen capacidad para el asentamiento de las gotas.  Poliéster Aminas: Agentes activos de superficie.  Oxialquilados: Son agentes humectantes que se usan en mezclas.  Poliaminas: Lentos asentadores de gotas de agua.  Alcanolaminas: Rápidos asentadores de gotas de agua.

1.6 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE UNA ESTACIÓN TIPO Se conoce como facilidades de producción al conjunto de equipos, líneas de flujo e instalaciones que se utilizan para: deshidratar, desgasificar, almacenar y bombear el petróleo.

En una facilidad de producción el fluido que producen los pozos es receptado en un múltiple de recolección (manifold); desde donde se envía al sistema de separación primaria, que consta de separadores en los cuales se separan el fluido en dos fases: líquida y gaseosa. La corriente de líquido es enviado a la bota desgasificadora en la que se elimina el gas residual del líquido; posteriormente ocurre la separación agua-petróleo por decantación en el tanque de lavado y el petróleo con BSW ≤1% queda disponible para ser almacenado en el tanque de surgencia

para

almacenamiento.

ser

transportado

por

oleoducto

hacia

el

tanque

de

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En cambio, el gas proveniente del sistema de separación primario ingresa a los equipos de recuperación de condensados “Scrubbers” para eliminar los condensados y líquidos que arrastra el gas, quedando listo para su compresión y su transporte por gasoducto ya sea a una central de generación de energía o a los pozos de gas lift.

Por otra parte el agua de formación separada del petróleo en el tanque de lavado y en los separadores es enviada al sistema de reinyección para recibir un tratamiento físico-químico, después del cual es reinyectada a una formación receptora.

El esquema de las facilidades de producción se puede apreciar en el diagrama de bloques de la Figura 1.3.

Además una estación de producción de petróleo consta de sistemas complementarios como: sistema contra incendios, sistema de generación eléctrica, sistema de inyección de químicos, sistema de control automático, sistema de venteo -mecheros y sistemas complementarios como: drenajes y agua de servicio.

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FIGURA 1.3: DIAGRAMA DE TRATAMIENTO DE PETRÓLEO GASODUCTO

RECUPERACIÓN DE

COMPRESIÓN

CONDENSADOS Y

DE GAS

LÍQUIDOS

POZOS

ENTRADA

SISTEMA

PRODUCCIÓN

SEPARACIÓN

DE POZOS

PRIMARIA

BOTA DESGASIFICADORA

REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN

SISTEMA DE

SISTEMA DE

SISTEMA DE

TRANSFERENCIA

ALMACENAMIENTO

DESHIDRATACIÓN

POZO

OLEODUCTO

ELABORADO POR: FREDDY SALGUERO Y CARLOS ZURITA

1.6.1 MÚLTIPLE

El múltiple (manifold) es un conjunto de válvulas, tuberías y accesorios que permiten centralizar, direccionar y distribuir la producción proveniente de los diferentes pozos hacia los separadores de prueba y producción.

1.6.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN PRIMARIA

La producción de crudo está asociada a la producción de agua de formación y gas natural, cuyos volúmenes deben ser tratados con la finalidad de separar el volumen de petróleo del de agua. Para este propósito las facilidades de producción constan de un sistema de separación primaria conformado por un conjunto de separadores.

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1.6.2.1 Separador

Es un recipiente metálico cerrado que separa un fluido en dos fases: líquido-gas si es bifásico o en tres fases: agua-petróleo-gas si es trifásico, por colisión, gravedad y retención. El fluido posee un tiempo de residencia comprendido entre 5-15 minutos en función de las características del crudo y caudal a tratar.

Generalmente las partículas de líquido que se asientan son aquellas cuyo diámetro es mayor a 100 micrones.

1.6.2.1.1 Tipos de Separadores

Los separadores se clasifican: de acuerdo al número de fases que separan, en: bifásicos y trifásicos, y de acuerdo a su forma en: verticales y horizontales:  Bifásicos: Son aquellos que separan el gas de la corriente de líquido (petróleo, emulsión y agua) en un tiempo de retención de 5 a 7 minutos. En la Figura 1.4 se presenta el esquema general de los separadores bifásicos.

FIGURA 1.4: SEPARADOR BIFÁSICO

FUENTE: APUNTES INSTALACIONES DE SUPERFICIE I

 Trifásicos: Este equipo separa la fase líquida de la gaseosa, además de separar la corriente líquida en petróleo y agua libre, por lo que el recipiente debe proporcionar un tiempo de residencia mayor que el anterior comprendido entre 10 y 15 min.

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Se diferencia del separador bifásico en sus accesorios y características entre las que se encuentra: capacidad de líquido adecuado para la separación, controlador de nivel de la interfase agua-petróleo y salidas independientes para el petróleo y el agua, como se muestra en la Figura 1.5.

FIGURA 1.5: SEPARADOR TRIFÁSICO

FUENTE: APUNTES INSTALACIONES DE SUPERFICIE I

Por su forma se clasifica en:  Horizontal: Es un recipiente cilíndrico cerrado de forma horizontal. En éste el fluido entra en dirección paralela al eje horizontal y choca contra una placa, este cambio en la dirección del fluido realiza la primera separación de líquido y gas. En este tipo de separadores el volumen para la zona líquida está comprendido entre el 50% y 75% de su volumen total. En el esquema anterior se aprecia este tipo de separador.  Vertical: Es un recipiente cilíndrico cuya posición relativa es vertical y el fluido ingresa perpendicularmente. Su diseño es diferente al horizontal, diferenciándose en poseer una menor superficie para la ascensión de las partículas gaseosas del líquido (ver Figura 1.6).

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FIGURA 1.6: SEPARADOR VERTICAL

FUENTE: APUNTES INSTALACIONES DE SUPERFICIE I

1.6.2.1.2 Componentes

Un separador está constituido principalmente de los siguientes componentes:  Eliminador de Niebla: Su objetivo es retener las partículas de líquido que contiene la corriente de gas. Estas partículas varían de tamaño, aproximadamente desde 10 hasta 100 micrones.  Deflectores: Su función es realizar un cambio repentino de dirección y velocidad de flujo a la entrada del separador. Estos dispositivos tienen diferentes diseños desde un plato esférico, un ángulo de hierro hasta un cono, para realizar un cambio repentino en la dirección del fluido.

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 Bafles: Son placas verticales perforadas espaciadas a lo largo de la interfase gas-líquido y perpendiculares al flujo. Su función es estabilizar el régimen de flujo de turbulento a laminar, y así, mejorar la separación de las moléculas de gas que se encuentran en la corriente de líquido.  Sand Jet: Este accesorio es indispensable en fluidos con alto contenido de sólidos, ya que permite extraer los sólidos asentados. Su funcionamiento se basa en la inyección de fluido a través de una tobera. Este dispositivo se coloca donde se acumula la arena, funcionando con fluido a presión mediante toberas de inyección, que hagan posible la remoción de la arena.

1.6.2.1.3 Eficiencia

Los principales factores que afectan al proceso de separación del fluido en sus fases en estos equipos son:  Presión: Al disminuir la presión de separación, la corriente de gas arrastra líquido.  Temperatura: A medida que disminuye la temperatura de separación, se incrementa la recuperación de líquidos en el separador, afectando a la capacidad de líquido del separador. Además si la temperatura es baja se forman los hidratos y disminuye la eficiencia de los demulsificantes.  Composición: Si se presenta cambios bruscos en la composición de la mezcla afecta a parámetros como la densidad del gas, y por consiguiente su velocidad crítica.  Densidad del Líquido y Gas: Las densidad del líquido y el gas, afectan la capacidad de manejo de gas de los separadores. La capacidad de manejo de gas de un separador, es directamente proporcional a la diferencia de densidades e inversamente proporcional a la densidad del gas.

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 Viscosidad del Gas: De la Ley de Stokes se concluye que a medida que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y en consecuencia disminuye la capacidad y eficiencia del separador.  Tamaño de las Partículas: El tamaño de las partículas suspendidas en el flujo de gas, es un factor importante en la determinación de la velocidad de asentamiento y en la separación por gravedad. Las partículas más pequeñas son separadas mediante extractores de neblina y métodos electrostáticos.  Velocidad Crítica del Gas: Generalmente cuando se aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un valor establecido en su diseño, aunque se incremente el volumen de gas manejado no se separan totalmente las partículas de líquido mayores de 100 micrones en la sección de separación secundaria. Con esto se ocasiona que se inunde el extractor de niebla y, como consecuencia, que haya arrastres repentinos de baches de líquido en el flujo de gas que sale del separador.La velocidad crítica del gas obedece a la expresión:

VC  

l   g g

(1.10)

Donde: φ: Constante de Sounders y Brown ρl: Densidad del líquido a condiciones de operación, lb/ft3 ρg: Densidad del gas a condiciones de operación, lb/ft3  Tiempo de Residencia: Se define como el tiempo promedio que una molécula de líquido es retenida en el recipiente. Por lo tanto, el tiempo de retención es el volumen de almacenamiento de líquido dividido por la tasa de flujo de líquido. El tiempo de residencia depende principalmente del

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caudal, temperatura y las condiciones físico-químico del hidrocarburo que ingresa al separador.

1.6.3 SISTEMA DE SEPARACIÓN SECUNDARIA

Una separación adicional del gas remanente de la fase líquida se realiza en la Bota Desgasificadora.

Está constituida de 2 cilindros verticales concéntricos, el fluido proveniente de los separadores ingresa hacia el cilindro interno y sube hasta chocar con un deflector cónico, descendiendo la fase líquida por el espacio anular entre el cilindro interno y externo. El gas que se libera por proceso de expansión brusca es liberada por la parte superior hacia el mechero (ver Figura 1.7). La bota desgasificadora también sirve como separador de producción alterno en el caso de que los separadores de producción se inunden.

1.6.3.1 Componentes

El diseño de una bota desgasificadora es más simple que el de un separador, al igual que sus componentes internos, siendo estos:  Deflector: El deflector de una bota desgasificadora, tiene la forma de un sombrero chino, con un ángulo de 45°, y se encuentra a la salida del tubo interno concéntrico por donde asciende el fluido multifásico. El deflector cambia la dirección de flujo, ocasionando la liberación de gas que ha sido arrastrado o se encuentra en solución en la corriente de líquido en la salida del separador.  Bafles Perforados: La bota de gas tiene arriba del deflector una serie de placas o bafles con un ángulo de inclinación de 45°. El gas atraviesa los bafles perforados, reteniéndose los líquidos arrastrados en la corriente de gas.

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1.6.3.2 Eficiencia

Entre los factores que afectan el rendimiento de la bota se puntualiza los siguientes:  Tamaño de la Bota Desgasificadora: Cuando el fluido choca en el deflector y desciende por el anular, permite la liberación de gas, la cual necesita recorrer una longitud apropiada para que decanten las gotas de líquido que arrastra la corriente de gas.  Disposición de los Bafles: Este parámetro permite mayor o menor aporte de área superficial para evitar que pequeñas gotas de líquido escapen en la corriente de gas, pues al chocar con la superficie del agujero del bafle, se retienen los líquidos y descienden al fondo de la bota.  Diámetro de las Boquillas: El diámetro de las boquillas de la bota desgasificadora tanto a la entrada como a la salida de gas y de líquido está regularizado por normas, que permiten utilizar velocidades apropiadas a fin de evitar la erosión de las boquillas debido al ingreso de sólidos.  Tiempo de residencia: El tiempo de residencia debe permitir la eliminación del gas residual existente en la corriente líquida. Al considerar a la bota desgasificadora como un separador vertical, en el caso de que se inunden los separadores, ésta debe proporcionar un tiempo de residencia aproximado de 5 minutos.

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FIGURA 1.7: BOTA DESGASIFICADORA SALIDA DE GAS

BAFLES PERFORADOS

DEFLECTOR

SALIDA DE LÍQUIDO

FUENTE: PROYECTOS ESPECIALES-PETROPRODUCCIÓN

ENTRADA DE LÍQUIDO

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1.6.4 SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN

Este sistema está constituido por el Tanque de Lavado y Calentador:

1.6.4.1 Tanque de Lavado

Es un recipiente metálico de forma cilíndrica generalmente de techo cónico fijo. Su función principal es tratar las emulsiones remanentes, de agua en petróleo. El agua se separa del petróleo por decantación, en función del tiempo de residencia.

El fluido y la emulsión agua-petróleo antes de ingresar al tanque de lavado son sometidos a un proceso de separación primario, en el cual se libera la mayor cantidad de gas en solución. Esto permite que una cantidad relativamente baja de gas se libere en el tanque de lavado.

El agua libre contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento antes de que ingrese al tanque. Esto se hace generalmente mediante el uso de calor y/o químicos demulsificantes.

Uno de los parámetros más importantes es el tiempo de retención, que constituye el tiempo que debe pasar la emulsión en el tanque para que el petróleo y el agua se separen adecuadamente. Generalmente se requiere que el crudo que sale del tanque posea un BSW8 micrones), antes de que del agua ingrese a la bomba de inyección. Este equipo está constituido por una capa porosa de agente filtrante o por un lecho de material granular no poroso.  Tanque de Retrolavado: Es un tanque donde se almacena el material recuperado de la filtración, el cual posteriormente se retira y se deposita en las piscinas para desechos.  Tanque de Almacenamiento: Es el receptáculo del agua libre de sólidos y trazas de crudo, desde aquí se alimenta de forma continua a las bombas de inyección. Generalmente estos poseen un colchón de gas (gas blanket) a una presión ligeramente mayor a la atmosférica, para evitar la oxigenación del agua al contacto con el aire y así prevenir la corrosión.  Tanque Sumidero: Se trata de un tanque rectangular de hormigón ubicado en el subsuelo y se encuentra conectado al tanque de lavado con el objeto de recircular el fluido que llega a éste.

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 Sistema de Bombas: A la estructura geológica “formación receptora” se realiza un estudio para determinar el grado de admisión “prueba de admisión”. De acuerdo a este análisis se diseña el equipo de bombeo en superficie, que además debe vencer las pérdidas de presión por fricción en la tubería.

1.6.7.3.2 Sistema Abierto

Este sistema se caracteriza por mantener en contacto el agua de formación con el aire, por lo que la corrosión y los problemas causados por las incrustaciones se hacen presentes, (ver Anexo 4.9).

Los componentes que caracterizan a este sistema son las piscinas, como se detalla a continuación:  Separador API: Son tanques atmosféricos rectangulares de hormigón que se instalan en el subsuelo y es el lugar donde se separa y recupera el crudo emulsionado que permanece en el agua. Después de la piscina o separador API se envía el agua a dos piscinas adicionales.  Piscina de Retención: Permite la vaporización de las fracciones livianas del crudo remanente y la decantación por gravedad de los sólidos en suspensión. El tiempo de residencia del agua en estas piscinas está alrededor de 1 día, luego del cuál pasará a una piscina de oxidación por un canal de desagüe.  Piscina de Oxidación: Permite la aireación, vaporización de las sustancias volátiles y foto-oxidación por la acción de factores climáticos como los rayos del sol y el viento. Además permite la degradación microbiana de los restos de hidrocarburos y la continuación de la depositación por gravedad de los sólidos restantes. El tiempo de residencia del agua en está piscina es de 3 días aproximadamente.

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1.6.8 SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS

Tiene como objetivo proveer continuamente de químicos al sistema de reinyección de agua y al sistema de separación agua-petróleo.

1.6.8.1 Componentes

Está constituido por tanques de polietileno, bombas dosificadoras y capilares.  Tanque de Almacenamiento: Son recipientes de polietileno, donde se almacenan los químicos. Éstos se encuentran graduados para verificar el volumen del químico.  Bombas Dosificadoras: Bombean continuamente el químico a cada punto de inyección desde los tanques de almacenamiento.  Capilares: Es el medio a través del cual se traslada el químico. Poseen un diámetro aproximado de ¼ de pulgada.

1.6.9 SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADO

Para la recuperación de condensados y líquidos de la corriente de gas proveniente de los separadores, se utilizan equipos cilíndricos verticales denominados Scrubbers.

Los Scrubbers en su estructura y funcionamiento son semejantes a los separadores verticales bifásicos (ver Sección 1.6.2.1.1).

Este equipo consta de un deflector a la entrada, bafles y un rompeniebla en la parte superior de éste, como se muestra en la Figura 1.11. La función de cada uno es la misma que la que desempeñan en un separador (ver Sección 1.6.2.1.2).

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FIGURA 1.11: SCRUBBER

FUENTE: APUNTES INSTALACIONES DE SUPERFICIE I

1.6.10 SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS

En sí, este sistema tiene la finalidad de elevar la presión del flujo de gas y eliminar los condensados de gas y agua para lograr transportarlo de un sitio a otro a través de un gasoducto. Por lo tanto el gas antes de ser transportado por un gasoducto debe poseer varias características como:

1.6.10.1 Calidad del Gas  Contenido de Vapor de Agua: El gas antes de ser transportado por un gasoducto debe poseer una cantidad limitada de vapor de agua, la que está en función del contenido de dióxido de carbono.

a) 7 lbs H2O/MMPCE, si el porcentaje molar de CO21, proyecto aceptable (los ingresos son mayores que los egresos).  Si, RCB=1, proyecto indiferente (los ingresos son iguales a los egresos).  Si, RCB