rio grande.docx

VISITA A LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS “RIO GRANDE” 1.3 INFORMACION DE LA EMPRESA QUE OPERA EN “RIO GRANDE” La Empresa que opera en Rio Grande, es la Empresa YPFB Andina, esta es una compañía boliviana que centra sus actividades en la exploración, explotación y comercialización de Hidrocarburos. YPFB Andina pertenece a la Estatal YPFB y a la Empresa española Repsol. YPFB Andina S.A. es una empresa subsidiaria de YPFB Corporación dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, esta empresa es socio mayoritario de los Campos San Antonio y San Alberto, que en conjunto aportan aproximadamente el 60% de la producción de Gas Natural del país. El campo Rio Grande se encuentra ubicado a 55 kilómetros al sureste de Santa Cruz En virtud del mandato del Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos, mediante D.S. Nº 29486 de 26 de marzo de 2008, se establece el 30 de abril de 2008 como fecha límite para concluir negociaciones con los accionistas de las empresas nacionalizadas y suscribir los documentos de transferencia y acuerdos necesarios. Es así que el 30 de abril de 2008 se llegó a un acuerdo con el accionista REPSOL YPF BOLIVIA S.A., quién vendió a YPFB las acciones que le permitieron contar con el paquete accionario necesario para tener la mayoría en la empresa. YPFB Andina está en etapa de análisis de nuevos proyectos exploratorios y de ajustes en sus volúmenes de producción. Uno de los planes estratégicos apunta a duplicar la producción hidrocarburífera en los próximos años.

Andina, controlada por el Estado con un 50,8% de acciones y participada por la española Repsol con 48,6%, aporta hoy con 39% de la producción gasífera y con 37% de petróleo. Opera los campos: Camiri, Río Grande, La Peña, Guairuy, Sirari, Víbora, Yapacaní, Los Sauces, Cascabel, Penocos y Arroyo Negro. La compañía es socia también en los mega campos San Alberto y San Antonio, que en conjunto contribuyen con el 22% de la producción de gas natural. La petrolera YPFB Andina comenzará próximamente la perforación de un nuevo pozo en el campo cruceño de Río Grande, donde hace unos días halló un nuevo reservorio de 1 trillón de pies cúbicos (TCF). YPFB Andina ya instaló el equipo en el pozo Río Grande 81 (RGD-81) donde espera perforar 3.555 metros de profundidad hasta alcanzar la formación “Iquiri”, la misma donde se encontró el nuevo reservorio en el pozo Río Grande 22 (RGD-22). En el RGD 81 se espera hallar caudales de producción de 6 millones de pies cúbicos (pcd), volumen similar al de RGD-22, indicó el coordinador de producción de Andina, Hugo Calderón Zegada.

Con la profundización en el pozo Río Grande 27 (RGD-27) hasta fines de 2010 y con trabajos similares en otros pozos, la petrolera controlada por el Estado prevé incrementar la producción nacional en Un millón de metros cúbicos diarios (mcd). La oferta boliviana de gas natural alcanzó en junio un récord de 44,6 millones de mcd, según YPFB. El pozo RGD-22 que se perforó durante 86 días (del 8 de mayo al 1 de agosto) produce actualmente 3 millones de pcd y 160 barriles de condensado que son enviados hasta la planta de Río Grande, instalación que procesa todo el gas que se despacha a Brasil. La conexión con la planta se hizo gracias a trabajos hidráulicos en la línea ya existente en este pozo que produjo gas desde 1968 hasta el 2001, pero en formaciones menos profundas que la “Iquiri”. En el RGD-22 se invirtieron 4,7 millones de dólares y durante este año se destinarán 27,6 millones de dólares a los proyectos en el campo Río Grande.

2.

PLANO DE UBICACIÓN DE LOS CAMPOS

2.1 CAMPO “NARANJILLOS” Y “RIO GRANDE”

3.

DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE UN ÁREA DE RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS (BATERÍA). Baterías son aquellas instalaciones cuyo objetivo es reunir las líneas provenientes de los pozos productores de gas en un radio aproximado de 4 Km.

Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua.

Baterías Tradicionales.- Separan el gas, el hidrocarburo y el agua proveniente del pozo, a una presión suficiente para llegar a la Planta de tratamiento

Baterías tipo Cluster.- Colecta el gas de diferentes pozos en un manifold, y transporta el fluido en forma bifásica hasta la planta, donde se produce la

separación

3.1. AREA COLECTORA Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones colectoras. El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes.

Esta etapa de recolección es la más importante del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los pozos. La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar prioritariamente:  El volumen de fluidos que se producen.  Las características de los pozos y las distancias que los separan.  Los programas de desarrollo. El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo. A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de recolección.

PLANTA DE “RIO GRANDE”

AREA DE COLECTORES (BATERIAS):

3.2.

AREA DE SEPARACION

Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.

3.2.1. PROCESO DE SEPARACION Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido. Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior. Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo. Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo. Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando» el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido.

El proceso de separación será entonces:  Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo.  Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo.

 Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla.  Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo.

La verdadera función de un separador es proveer un espacio físico, es decir, un recipiente, en donde los fluidos puedan permanecer el tiempo necesario para asegurar la separación de los componentes gaseosos de los líquidos Aún cuando cada fabricante tiene sus propias normas de diseño y construcción de los separadores, éstos deben tener cuatro secciones principales:  Sección de entrada o separación primaria Unas placas deflectoras, o algún otro artefacto, recibe el choque de la corriente que ingresa, la cual disipa parte de su energía, permitiendo a los gases una primera separación. Aquí hay cambio de velocidad y de dirección de la corriente.

SECC ION PRIMARIA

 Sección de las fuerzas gravitacionales:

Las gotas de líquido contenido en el gas tratan de separarse al máximo. El gas asciende a una velocidad menor a la inicial, y las gotas de líquido decantan. En esta zona pueden generarse turbulencias, las cuales a su vez favorecen la formación de espumas. La colocación de placas paralelas minimiza la turbulencia y ayuda a deshacer las incipientes espumas.

SECC ION SECUNDARIA

 Sección de extracción de neblina: En esta zona se separan las gotitas más pequeñas de líquido que acompañan todavía al gas, mediante dispositivos que operan con fuerzas de choque o fuerza centrífuga. Se las retiene mediante unas almohadillas o mallas tejidas, o también mediante placas de metal corrugadas, desde donde caen a la sección de líquidos.-

EXTRACTOR DE NIEBLA

 S ección de acumulación de líquido:

Los líquidos que se han ido separando se van acumulando en la parte inferior del recipiente, lo cual requiere de un tiempo mínimo para que la operación se efectúe. Cuando se alcanza un determinado nivel, se produce la descarga hacia la línea correspondiente. En la parte inferior de esta sección, y especialmente en los separadores verticales, suele colocarse un dispositivo rompe vórtices, con el fin de evitar la formación de remolinos en la salida del líquido.-

ALMACENAMIENTO DE LIQUIDO

3.2.2. TIPOS DE SEPARADORES 3.2.2.1.Separadores Verticales Las aplicaciones para los separadores verticales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:  Fluidos del pozo que tienen una alta relación gas-líquido.  Fluidos del pozo que contienen cantidades apreciables de arena, lodo, y sólidos similares finamente divididos.  Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o ninguna limitación de altura, tales como plataformas de producción costa-fuera.  Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantáneamente, tales como pozos de levantamiento por gas intermitente (intermitente gas lift).  Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de líquido o coalescencia.  Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con líquido entrampado en el gas.  Donde la economía favorece al separador vertical.

3.2.2.2.Separadores Horizontales Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:  Separación liquido/liquido en instalaciones con separador trifásico para obtener una separación agua-petróleo más eficiente.  Separación del crudo espumante donde la mayor área de contacto gas-líquido del recipiente horizontal permitirá y/o causará un rompimiento más rápido de la espuma y una separación gas-líquido más eficiente.  Instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente horizontal debido a su forma.  Fluido de pozo con una alta relación gas-petróleo (RGP).  Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o ningún cabeceo o surgencia de líquido.  Donde unidades portátiles son requeridas tanto para uso de prueba como producción.  Donde unidades múltiples pueden ser apiladas para conservar espacio de planta.  Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con líquido entrampado en el gas.  Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de líquido o coalescencia.  Donde la economía favorece al separador horizontal.

3.2.2.3.Separadores Esféricos La siguiente es una lista de las aplicaciones para los separadores esféricos de petróleo y gas.  Fluidos del pozo con altas relaciones gas-petróleo, tasas de flujo constante, si cabezos ni baches.  Instalaciones donde existe limitaciones de altura y espacio horizontal.  Aguas debajo de unidades de procesos, tales como deshidratadores de glicol y endulzadores de gas, para depurar y recuperar los fluidos de procesos tales como la amina y el glicol.  Instalaciones donde la economía favorece los separadores esféricos.  Instalaciones que requieren un separador pequeño donde un hombre pueda transportar un separador esférico a la localización e instalarlo.  Depurador para combustible y gas de proceso para uso de planta y o campo.

PLANTA DE “RIO GRANDE” AREA SEPARACION:

RIO GRANDE PETACA MEDIO PETACA INFERIOR TAIGUATI O SUPERIOR NORTE TAIGUATI O INFERIOR NORTE TAIGUATI W TAIGUATI X TAIGUATI Y TUPAMBI SUD TUPAMBI NORTE Subtotal

5.793 61.209

155.820 1.646.510

0 20.351

0 790.800

9.721 16.612 603.641 39.059 692.348 11.923 2.083 1.442.389

315.321 168.166 16.199.363 390.586 51.201.974 6.313.382 39.368 76.430.490

4.813 213 310.352 0 567.305 11.077 1.222 915.332

222.479 4.176 11.795.222 0 50.438.811 6.259.458 27.219 69.538.165

RIO GRANDE PETACA MEDIO PETACA INFERIOR TAIGUATI O SUPERIOR NORTE

0

0

20.351

790.800

5.770

231.384

755

10.946

312.168

11.818.048

0

0

574.642

50.558.034

TAIGUATI O INFERIOR NORTE TAIGUATI W TAIGUATI X TAIGUATI Y TUPAMBI SUD TUPAMBI NORTE

11.088

6.262.062

1.222

27.219

925.995

69.698.493

Subtotal

10.6