CD-6974.pdf
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I ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS ÓPTIMOS DE SEPARACIÓN Y TRATAMIENTO DE PETRÓLEO CRUDO EN EL CAMPO OSO DEL BLOQUE 7 EN EL ORIENTE ECUATORIANO PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS GALO ANDRÉS CADENA CALAPAQUI [email protected] OSCAR DANIEL CRIOLLO TALAVERA [email protected] DIRECTOR: ING. OCTAVIO SCACCO. MBA [email protected] Quito, Abril 2016 II DECLARACIÓN Nosotros, Galo Andrés Cadena Calapaqui y Oscar Daniel Criollo Talavera, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentado 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 normativa institucional vigente. _______________________________ _______________________________ Galo Andrés Cadena Calapaqui Oscar Daniel Criollo Talavera III CERTIFICACIÓN Certifico que el trabajo fue desarrollado por los Srs. Galo Andrés Cadena Calapaqui y Oscar Daniel Criollo Talavera bajo mi supervisión. Ing. Octavio Scacco DIRECTOR DE PROYECTO IV AGRADECIMIENTOS Agradecemos en primer lugar a Dios por darnos la vida y bendecirnos rodeándonos de personas importantes para nuestro desarrollo personal y profesional. Gracias a nuestras familias por brindarnos toda su paciencia, dedicación, apoyo y fortaleza para poder realizar una carrera universitaria y lograr llegar a este momento tan importante en nuestras vidas. A los profesores de la EPN fundamentalmente de la carrera de Ingeniería en Petróleos por su incasable labor en enseñar y formar buenos profesionales brindando sus conocimientos y experiencias, especialmente a nuestro director de proyecto el Ing. Octavio Scacco, por ser la guía necesaria y brindarnos su experiencia y ayuda académica de gran importancia para culminar con éxito este propósito. De la misma manera un agradecimiento a los funcionarios de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), que nos dio la apertura para la realización de nuestro proyecto, en especial a los ingenieros Andrés Novoa y César Yánez. Finalmente, a todas las personas que han estado presentes durante esta vida estudiantil, amigos y familiares que de una u otra manera han puesto su granito de arena para llegar a dar este gran paso dentro de nuestras vidas. V DEDICATORIA Dedico este proyecto a mis padres (César y Rosario) y hermanos (Paola, Agusta y César), ya que sin ustedes nada de esto hubiera sido posible. Son las personas que más quiero y quienes siempre han estado y estarán junto a mí apoyándome en las decisiones que decida tomar. Oscar Este gran paso se lo dedico a Dios por ser la guía y mostrarme el mejor camino, por darme las fuerzas y la sabiduría para enfrentar las adversidades que se me presentaron en este trayecto y por rodearme de personas que con amor y apoyo han sido los pilares por lo que ahora he logrado un éxito más en mi vida profesional. Una dedicación especial a mis dos abuelitos que están en el cielo que han sido ejemplo de vida y de superación. A mis padres (Galo y Yolanda) y hermanos (Marcos y Lucia) por su incondicional amor, apoyo y paciencia, por lo que ahora puedo cosechar esta gran alegría. A mi tía Lucia por sus sabios consejos y por siempre preocuparse por mi bienestar. Y finalmente a ese gran amor que Dios me regalo y que ha sido mi apoyo fiel en todo mi trayecto, a todos muchas gracias. Galo Andrés VI CONTENIDO DECLARACIÓN ..................................................................................................................................... II CERTIFICACIÓN ................................................................................................................................... III AGRADECIMIENTOS............................................................................................................................ IV DEDICATORIA ...................................................................................................................................... V CONTENIDO ........................................................................................................................................ VI ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................. X ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................................................. XI ÍNDICE DE ECUACIONES ................................................................................................................... XIII SIMBOLOGÍA..................................................................................................................................... XIV RESUMEN ........................................................................................................................................ XVII PRESENTACIÓN................................................................................................................................. XIX CAPÍTULO I .......................................................................................................................................... 1 GENERALIDADES DEL CAMPO OSO ..................................................................................................... 1 1.1. ANTECEDENTES DEL CAMPO OSO................................................................................ 1 1.2. UBICACIÓN DEL CAMPO OSO....................................................................................... 1 1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO OSO ........................................................................................ 3 1.3.1. ESTRATIGRAFÍA ............................................................................................................ 4 1.3.2.1. Características litológicas .................................................................................... 5 1.3.2.1.1 Miembro Arena Basal Tena ............................................................................... 5 1.3.2.1.2 Miembro Arenisca Napo “U” ............................................................................ 5 1.3.2.1.3 Miembro Arena “T” ........................................................................................... 5 1.3.2.1.4 Formación Hollín ............................................................................................... 6 1.4. PRODUCCIÓN ............................................................................................................... 6 CAPITULO II ......................................................................................................................................... 7 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL CAMPO OSO ................................................ 7 2.1. GENERALIDADES .......................................................................................................... 7 2.2. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN .................................................................................... 7 2.2.1. ESTACIÓN CENTRAL DE PRODUCCIÓN OSO CPF (OPF) ................................................ 9 2.2.2. ESTACIÓN SUR DE PRODUCCIÓN OSO SPF................................................................. 10 VII 2.2.3. TRATAMIENTO QUÍMICO DEL CRUDO DE LA ESTACIÓN OSO CPF ............................. 11 2.2.4. TRATAMIENTO QUÍMICO DEL CRUDO DE LA ESTACIÓN OSO SPF ............................. 12 2.2.5. SEPARADORES ............................................................................................................ 13 2.2.6. BOTA DE GAS.............................................................................................................. 15 2.2.7. SCRUBBER DE GAS...................................................................................................... 15 2.2.8. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO ............................................................................... 16 2.2.9. TANQUE DE LAVADO .................................................................................................. 16 2.2.9.1. Tanque de surgencia ......................................................................................... 17 2.2.9.2. Tanque de almacenamiento .............................................................................. 17 2.2.9.3. Tanques de agua ............................................................................................... 18 2.2.10. MANEJO DE GAS......................................................................................................... 19 2.2.11. SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA ............................................................................. 20 2.2.12. SISTEMA DE TRANSFERENCIA .................................................................................... 23 2.2.13. GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................................................................... 24 2.2.13.1. 2.2.14. Nueva Planta de Generación de Energía Oso SPF ............................................. 25 LÍNEAS DE FLUJO Y DUCTOS ....................................................................................... 25 CAPÍTULO III ...................................................................................................................................... 28 TEORÍA DE SEPARACIÓN Y TRATAMIENTO DE CRUDO ..................................................................... 28 3.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 28 3.2. MECANISMOS DE SEPARACIÓN............................................................................................. 29 3.3. 3.2.1. SEPARACIÓN POR GRAVEDAD.................................................................................... 29 3.2.2. SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRÍFUGA ................................................................... 30 3.2.3. SEPARACIÓN POR CHOQUE DE PARTÍCULAS O COALESCENCIA ................................ 30 PARÁMETROS QUE INFLUYEN EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO........................................ 31 3.3.1. PRESIÓN DE SEPARACIÓN .......................................................................................... 31 3.3.2. TEMPERATURA DE SEPARACIÓN ................................................................................ 31 3.3.3. COMPOSICIÓN DE LA MEZCLA ................................................................................... 32 3.3.4. TAMAÑO DE LA PARTÍCULA DE LÍQUIDO ................................................................... 32 3.3.5. VELOCIDAD DEL GAS .................................................................................................. 32 3.3.6. TIEMPO DE RETENCIÓN ............................................................................................. 32 3.3.7. DENSIDAD DEL LÍQUIDO Y DEL GAS ........................................................................... 35 3.3.8. VISCOSIDAD DEL GAS ................................................................................................. 36 VIII 3.4. ETAPAS DE SEPARACIÓN ....................................................................................................... 36 3.5. SECCIONES DE SEPARACIÓN.................................................................................................. 37 3.6. 3.7. 3.8. 3.9. 3.5.1. SECCIÓN PRIMARIA .................................................................................................... 37 3.5.2. SECCIÓN SECUNDARIA ............................................................................................... 38 3.5.3. SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA ...................................................................... 38 3.5.4. SEGREGACIÓN FINAL .................................................................................................. 38 CONDICIONES ÓPTIMAS PARA LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO ............................................ 39 3.6.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO (γo) .............................................................. 40 3.6.2. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) ................................................................................ 40 PROBLEMAS DE OPERACIÓN ................................................................................................. 41 3.7.1. CRUDOS ESPUMOSOS ................................................................................................ 41 3.7.2. PARAFINAS ................................................................................................................. 41 3.7.3. ARENAS ...................................................................................................................... 42 3.7.4. ARRASTRE DE LÍQUIDO............................................................................................... 42 3.7.5. FUGAS DE GAS ............................................................................................................ 42 DESHIDRATACIÓN.................................................................................................................. 43 3.8.1. EMULSIÓN .................................................................................................................. 43 3.8.2. DEMULSIFICACIÓN ..................................................................................................... 45 MÉTODOS DE TRATAMIENTO................................................................................................ 45 3.9.1. MÉTODO GRAVITACIONAL ......................................................................................... 46 3.9.2. MÉTODO QUÍMICO .................................................................................................... 46 3.9.3. MÉTODO TÉRMICO .................................................................................................... 46 3.9.4. MÉTODO ELÉCTRICO .................................................................................................. 46 3.9.5. MÉTODOS MECÁNICOS .............................................................................................. 47 CAPÍTULO IV ...................................................................................................................................... 48 ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE SEPARACIÓN DEL CAMPO OSO ................. 48 4.1. PRODUCCIÓN DE FLUIDOS CON LOS PARÁMETROS ACTUALES DEL CAMPO OSO ............... 48 4.2. PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO OSO ................................................ 51 4.2.1. PRESIÓN DE OPERACIÓN (Po) ............................................................................................... 51 4.2.2. TEMPERATURA DE OPERACIÓN (To) ..................................................................................... 53 4.2.3. TIEMPO DE RETENCIÓN (tr) ................................................................................................... 55 IX 4.3. CALIDAD DE LOS FLUIDOS OBTENIDOS CON LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO OSO .................................................................................................................. 56 4.3.1. CORTE DE AGUA PRESENTE EN EL PETRÓLEO (%BS&W) ...................................................... 56 4.3.2. GRAVEDAD API ...................................................................................................................... 58 4.3.3. CONCENTRACIÓN DE ACEITE RESIDUAL PRESENTE EN EL AGUA .......................................... 60 4.4. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS ÓPTIMOS DE OPERACIÓN DEL CAMPO OSO ........ 62 4.4.1. ANÁLISIS DEL TIEMPO DE RETENCIÓN EN LOS SEPARADORES ............................................. 62 4.4.1.1. COMPARACIÓN DE LOS TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS CON LOS CALCULADOS ......... 64 4.4.1.2. RESULTADOS DEL ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS CON LOS CALCULADOS ......................................................................................................... 67 CAPÍTULO V ....................................................................................................................................... 73 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................................ 73 5.1. CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 73 5.2. RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 76 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................................................... 78 ANEXOS ............................................................................................................................................. 80 X ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO OSO....................................................... 2 Figura 1.2 LÍMITES GEOGRÁFICAS DEL CAMPO OSO .................................................. 3 Figura 1.3 BLOQUE 7 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA MAPAS ESTRUCTURALES......... 4 Figura 2.1 DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN DE OSO CPF ...................... 9 Figura 2.2 DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN DE OSO SPF ..................... 11 Figura 2.3 RED DE DUCTOS DEL CAMPO OSO ........................................................... 26 Figura 3.1 PROCESO BÁSICO DE SEPARACIÓN DE CRUDO ...................................... 28 Figura 3.2 ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL ........................................... 29 Figura 3.3 ESQUEMA DE UN SEPARADOR CILÍNDRICO CENTRÍFUGO ..................... 30 Figura 3.6 ESQUEMA DE UN SISTEMA DE SEPARACIÓN DE TRES ETAPAS ............ 37 Figura 3.5 FOTO MICROSCÓPICA DE UNA EMULSIÓN DE PETRÓLEO EN AGUA .... 44 XI ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.2 ESTADÍSTICAS DE POZOS DEL CAMPO OSO ............................................... 6 Tabla 2.1 FACILIDADES DEL CAMPO OSO .................................................................... 8 Tabla 2.2 QUÍMICOS USADOS EN EL TRATAMIENTO DE CRUDO Y AGUA .............. 13 Tabla 2.3 SEPARADORES DEL CAMPO OSO .............................................................. 14 Tabla 2.4 BOTA DE GAS DEL CAMPO OSO ................................................................. 15 Tabla 2.5 SCRUBBER DE GAS DEL CAMPO OSO ....................................................... 16 Tabla 2.6 TANQUES DE CRUDO DEL CAMPO OSO .................................................... 18 Tabla 2.7 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA DEL CAMPO OSO ............... 19 Tabla 2.8 POZOS INYECTORES DEL CAMPO OSO ..................................................... 20 Tabla 2.9 BOMBAS DE INYECCIÓN OSO CPF ............................................................. 21 Tabla 2.10 BOMBAS DE INYECCIÓN OSO SPF ............................................................ 22 Tabla 2.11 BOMBAS DE TRANSFERENCIA DE CRUDO DEL CAMPO OSO................ 23 Tabla 2.12 GENERADORES DEL CAMPO OSO ............................................................ 24 Tabla 2.13 LÍNEAS DE FLUJO DEL CAMPO OSO ........................................................ 27 Tabla 3.1 TIEMPO DE RETENCIÓN PARA SEPARADORES ........................................ 34 Tabla 4.1 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO (CPF) ............................................................................................................. 49 Tabla 4.2 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO (SPF) ............................................................................................................. 50 Tabla 4.3 PRESIÓN DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO .. 52 Tabla 4.4 TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO .............................................................................................................. 53 Tabla 4.5 TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO ................................................................................................ 54 Tabla 4.6 TIEMPO DE RETENCIÓN EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ..... 55 Tabla 4.7 TIEMPO DE RETENCIÓN DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO .............................................................................................................. 56 Tabla 4.8 %BS&W DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ................................. 57 Tabla 4.9 %BS&W DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO ..................... 58 Tabla 4.10 °API DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ...................................... 59 Tabla 4.11 CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO SEGÚN SU GRAVEDAD API ................ 59 Tabla 4.12 CONCENTRACIÓN DE ACEITE EN AGUA A LA DESCARGA DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ............................................................. 60 Tabla 4.13 CONCENTRACIÓN DE ACEITE EN AGUA A LA DESCARGA DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO ................................................. 61 Tabla 4.14 TIEMPOS DE RETENCIÓN CALCULADOS .................................................. 63 Tabla 4.15 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO VE75131 .......................................................................................................... 64 XII Tabla 4.16 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO VB75120 .......................................................................................................... 65 Tabla 4.17 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO VB75123 .......................................................................................................... 65 Tabla 4.18 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO VB75121 .......................................................................................................... 66 Tabla 4.19 TIEMPOS PROMEDIOS DE RETENCIÓN EN LOS FWKO DE OSO SPF ..... 68 Tabla 4.20 TIEMPOS DE RETENCIÓN Y CAUDALES APROXIMADOS A UN TIEMPO REFERENCIAL DE 8.1 .................................................................................. 71 Tabla 4.21 TIEMPOS DE RETENCIÓN ÓPTIMOS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DE LA ESTACIÓN OSO SPF ............................................ 72 XIII ÍNDICE DE ECUACIONES Ecuación 3.1 ECUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO ..................... 33 Ecuación 3.2 ECUACIÓN DEL TIEMPO DE RETENCIÓN tr ........................................... 33 Ecuación 3.3 RELACIÓN DE SLENDERNESS ................................................................ 34 Ecuación 3.4 ECUACIÓN DE LONGITUD EFECTIVA Leff .............................................. 34 Ecuación 3.5 ECUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS ............................ 35 Ecuación 3.6 ECUACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO .............. 40 Ecuación 3.7 ECUACIÓN DE LA GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO .............................. 40 XIV SIMBOLOGÍA SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES ARCH Agencia de regulación y control Hidrocarburífero SPF South Processing Facilities CPF Central Processing Facilities OPF Oso Processing Facilities EPF Early Processing Facilities CCE Pruebas PVT de Expansión a Composición Constante API American Petroleum Institute BS&W Basic Sediment and Water SI Sistema Internacional BTU Unidad Térmica Británica pH Potencial de hidrógeno DMO Demulsificante GOR Gas Oil Ratio cm Centímetros L °C Grados Centígrados T °F Grados Fahrenheit T °R Grados Rankine T D Diámetro L DI Diámetro interno del vessel L Bar Unidad de presión M/L2 Bl Barriles de fluido L3 gal Galones de fluido L3 XV BFPD Barriles de Fluido por día L3/t BOPD Barriles de Petróleo por día L3/t BWPD Barriles de Agua por día L3/t BPD Barriles por día L3/t L Longitud de la sección L Leff Longitud Efectiva del separador L Cd Constante de arrastre lbs Libras M lbs/gal Libras por galón M/L3 lbs/pulg2 Libras por pulgada cuadrada M/L2 PVT Presión - Volumen - Temperatura M Mil M psi Libra por pulgada cuadrada M/L2 in Pulgada (inch) L ft Pies (Feet) L PCSD Pies cúbicos estándar diarios L3/t2 MPCSD Miles de Pies cúbicos estándar diarios L3/t2 P Presión M/L2 Q Caudal L3/t Re Número de Reynolds µ Viscosidad Mt/L2 µe Viscosidad efectiva Mt/L2 Rsi Relación gas petróleo a condiciones de yacimiento iniciales Rs Relación gas petróleo a condiciones actuales Vs Velocidad de fluido L/t2 XVI V Volumen total L3/t ρ Densidad del fluido ML3/t % Porcentaje FWKO Free Water Knock Out TK Tanque LSH Level Safety High LSL Level Safety Low KOD Knock Out Drum SCADA Supervisory Control And Data Acquisition RGC Relación gas condensado CCE Constant Composition Expansion CVD Constant Volume Depletion THP Presión fluyente del Tubing del pozo Gun Barrels A veces llamado tanque de lavado es el equipo más antiguo usado en instalaciones en tierra para el tratamiento de crudo en estaciones de recolección convencionales. TEA Es un dispositivo para el quemado de los gases de desecho originados en refinerías, plantas químicas, terminales de almacenamiento, en tuberías y facilidades de producción durante la operación normal o en emergencias. Existen diferentes tipos de teas: Elevadas, cortas y fosos crematorios. Siendo las teas elevadas las más usadas cuando se está trabajando con hidrocarburos. PILOTO Pequeño quemador de uso continuo que da energía de ignición para prender los gases que son venteados. XVII RESUMEN El presente proyecto fue propuesto con la finalidad de determinar los parámetros óptimos de separación y tratamiento de petróleo en el campo Oso en el Bloque 7 del oriente ecuatoriano. El análisis abarca todos los sistemas, equipos y parámetros de operación tanto en lo que se refiere a la separación de agua, petróleo y gas como en el tratamiento del petróleo luego del proceso de separación, que se utilizan en el campo Oso. Los parámetros óptimos de separación que influyen en el proceso de obtención de petróleo son: la presión, temperatura y el volumen de fluido que ingresa en el proceso los que determinan la calidad del petróleo basado en el %BS&W existente en el petróleo en la fase final que será enviado a la estación Gacela. Las principales arenas de producción del Campo Oso son Hollín y Napo “T” Superior generando un aporte de crudo muy importante en la industria petrolera del Ecuador convirtiéndose de esta manera como uno de los principales campos productores de petróleo. Las facilidades se encuentran distribuidas en dos estaciones de procesamiento: Oso CPF y Oso SPF, que son alimentadas por ocho plataformas de producción y donde se encuentran ubicados principalmente un total de cuatro separadores FWKO, dos botas de gas, dos tanques de lavado, dos tanques de almacenamiento de petróleo, dos scrubber de gas, cuatro tanques de almacenamiento de agua, sistema de generación de energía y sistemas de bombeo para reinyección de agua mediante cuatro plataformas y para transferencia de crudo y agua hacia la estación Gacela. XVIII Utilizando los conceptos de separación y tratamiento de crudo, se realizó un análisis de los parámetros de separación y tratamiento del campo Oso, para posteriormente determinar los parámetros óptimos mediante un análisis de las características y calidad de fluidos obtenidos a las descargas de cada separador o tratador en las estaciones Oso CPF y Oso SPF, y cálculos matemáticos que ratifican la validez de estos parámetros, Finalizado el análisis, se puede concluir que los separadores y tratadores que operan en el campo Oso tienen un buen desempeño, es decir, los separadores y tanques de lavado tienen descargas de petróleo con bajos %BS&W, excepto por uno de los separadores FWKO presentes en la estación Oso SPF, del cual se observa una separación poco eficiente reflejada en altos valores de %BS&W. Además se observa que la concentración de aceite en los tanques de almacenamiento de agua es relativamente baja, lo que nos indica que se obtiene una buena calidad de agua separada en el proceso para luego ser reinyectada a los pozos bajo condiciones ambientales adecuadas. El estudio del desempeño del proceso de separación en las dos estaciones del campo Oso, concluye con una propuesta para mejorar el funcionamiento del FWKO que presenta problemas, proponiendo una solución de re-direccionamiento de fluido a los otros separadores vecinos, con lo que se espera mejorar la calidad de petróleo a la descarga de los separadores. XIX PRESENTACIÓN El campo Oso está ubicado en el Bloque 7 del Oriente ecuatoriano, es operado en la actualidad por la empresa ecuatoriana PETROECUADOR E.P. quienes se encargan de realizar los procesos de exploración, explotación, separación y tratamiento, transporte del fluido hasta la estación Gacela, donde es fiscalizado por la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH). El proceso de separación y tratamiento de fluidos del Campo Oso están a cargo de dos plantas principales de procesamiento las que trabajan con altas temperaturas debido a las condiciones de los pozos, lo que facilita el proceso de separación sin la necesidad de calentar el flujo al ingreso de los separadores. El flujo que se produce del campo, en su mayor parte está conformado de agua, sin embargo, se obtiene un crudo de calidad media. Para el desarrollo de este proyecto se realizó un análisis de los parámetros actuales medidos en la locación del campo Oso medidos en un periodo de 8 días durante la visita técnica realizada, especialmente de los separadores, con lo que se pudo confirmar información y actualizarla para su posterior análisis. Para confirmar los datos medidos en campo se procede a realizar cálculos matemáticos, de tal manera que nos permita interpretar lo que se visualiza en los monitores del sistema SCADA que controla el proceso de las estaciones de separación. Una vez confirmada la información de campo, se realiza un análisis de parámetros y calidad de fluidos descargados por los separadores. Para de esta manera, observar la eficiencia de separación de cada uno, y saber si se tienen errores o problemas operativos o a su vez si su desempeño es el adecuado. XX Conociendo los posibles problemas que se presenten en cada uno de los separadores se procede a recomendar posibles alternativas para mejorar la calidad de separación en los recipientes existentes en las dos estaciones del campo Oso. 1 CAPÍTULO I GENERALIDADES DEL CAMPO OSO 1.1. ANTECEDENTES DEL CAMPO OSO El Bloque 7 descubierto por la empresa TEXACO en 1970 está localizado en la Cuenca Oriente del Ecuador en la parte centro-occidental, tiene una extensión de 80398 hectáreas donde se encuentra ubicado el campo Oso junto con otros campos tales como: Coca-Payamino, Jaguar, Mono, Lobo y Gacela. Las formaciones que producen los principales yacimientos en los campos del bloque 7 son: Formación Napo y la arenisca Hollín (Petroamazonas E.P, 2015). 1.2. UBICACIÓN DEL CAMPO OSO El Campo Oso operado por Petroamazonas E.P, está localizado a 18 km al oriente de la Cordillera de los Andes, dentro del Bloque 7 a 50 km al sur de la ciudad del Coca, en el centro-occidente de la Cuenca Oriente y a 8 km al oeste del Campo Jaguar. Abarca una extensión de 2300 hectáreas donde se encuentran ubicadas las plataformas Oso A, Oso B, Oso 3 “C”, Oso 9 “D”, Oso 2 “F”, Oso G, Oso H, y Oso I; las cuales están en constante perforación petrolera debido a su geología y características de depositación de los yacimientos existentes, siendo actualmente campos de vital importancia en la industria del petróleo ecuatoriano (Petroamazonas E.P, 2015). El pozo Oso 47 es el primer pozo perforado puesto en producción con éxito por la empresa pública ecuatoriana PETROAMAZONAS EP, perforado en la arena Hollín 2 en la plataforma OSO A, incorporando 4900 barriles diarios a la producción nacional (Petroamazonas E.P, 2015). Figura 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO OSO Fuente: Petroamazonas, 2015 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 3 Figura 1.2 LÍMITES GEOGRÁFICAS DEL CAMPO OSO Fuente: Petroamazonas, 2010 Elaborado por: Galo Cadena/Criollo Oscar 1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO OSO La cuenca Oriente es una cuenca estructural que se desarrolla adyacente y paralelo a un cinturón de los Andes (Halliburton Consulting - Petroamazonas EP, 2014). Los estudios que descubrieron a este campo dejaron una base de datos del Campo Oso del número de pozos perforados hasta la actualidad que llegan a 130 pozos de desarrollo e incluso los pozos inyectores Oso B001I y Oso B002I, Oso B003I y Oso I001I (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). 4 1.3.1. ESTRATIGRAFÍA La mayoría de pozos exploratorios del bloque fueron perforados en la Formación Chapiza del Jurásico Medio, estas formaciones están cubiertas por las areniscas fluviales a transicionales de la Formación Hollín del Cretáceo Inferior (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). Las zonas de interés en el área del Bloque 7 son: la Arenisca “T”, la Caliza “B”, la Arenisca “U”, la Caliza “A” y la Caliza “M-2”, las cuales estas formadas por depósitos de lutitas, calizas y Areniscas de la Formación Napo en ambiente marino somero (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). Figura 1.3 BLOQUE 7 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA MAPAS ESTRUCTURALES Fuente: Petroamazonas, 2014 5 1.3.2.1. Características litológicas 1.3.2.1.1 Miembro Arena Basal Tena En el pozo Oso A-21, se evaluó la Arenisca Basal Tena, obteniéndose alguna información básica como: · producción promedio de 631 BFPD · un BSW de 0.30%, desde Noviembre 2009 hasta Marzo del 2010. (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). 1.3.2.1.2 Miembro Arenisca Napo “U” Las zonas de arenas limpias presentan una orientación Noroeste a Sureste con 0.5 km de ancho. En esta zona de los pozos del campo Oso se determina una zona de pago corroborada por el análisis de registros y datos de producción de dichos pozos (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). 1.3.2.1.3 Miembro Arena “T” La Arenisca “T” Superior está formada por una arenisca cuarzosa. La evaluación de registros, la descripción de ripios y los datos de producción indican que la Arenisca Napo “T” tiene zona de pago, como es el caso en el pozo Oso A-45 que presenta: · una producción en promedio 449.93 BPPD · BSW de 2,06%. (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). El campo Oso presenta yacimientos secundarios dentro de la arenisca T y la arenisca U, siendo estos yacimientos marginales de extensión lateral y calidad de yacimiento si se considera el espesor (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). 6 1.3.2.1.4 Formación Hollín En los pozos perforados el espesor total que registran desde el tope de Hollín Principal hasta el contacto agua – petróleo, varía desde los 117 ft como en Oso A26, hasta 21 ft en Oso C-14 (Halliburton Consulting - Petroamazonas E.P, 2012). 1.4. PRODUCCIÓN El Campo Oso es actualmente el más importante del bloque 7, la producción actual es de 164973 BFPD con un BSW promedio de 88% y GOR de 29,6 PCS/BLS, con una producción neta de 21251 BOPD un grado API de 25. Proviene de los reservorios Hollín y “T”. (Petroamazonas, 2014). Tabla 1.1 ESTADÍSTICAS DE POZOS DEL CAMPO OSO Año 2016 Estado Productores Reinyectores Total Oso 130 8 138 Fuente: Petroamazonas, 2014 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar El Campo Oso es el de mayor aporte de producción de crudo del bloque 7, actualmente se encuentran 130 pozos productores, sin embargo, cabe indicar que la producción de agua es alta, por lo cual se está reinyectando a 8 pozos (Petroamazonas E.P, 2014). 7 CAPITULO II DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL CAMPO OSO 2.1. GENERALIDADES Los fluidos de un pozo se presentan como una mezcla de hidrocarburos gaseosos y líquidos con diferentes propiedades físicas fluyendo a alta velocidad; experimentan cambios de presión y temperatura, además de estar combinados con sólidos y agua de formación, la cual puede presentarse en forma de vapor de agua o agua libre. Por lo cual, esta mezcla pasa por una serie de instrumentos denominados Facilidades de superficie que deben ser diseñados y calibrados previamente a la producción, con el objetivo de obtener petróleo, agua y gas por separado. El petróleo crudo que proviene de los pozos se somete a varias etapas para su manejo en una estación central de flujo, estas etapas básicamente son: recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo, cada una con sus respectivos equipos e instrumentos diseñados adecuadamente para manejar diferentes niveles de presión y temperatura dependiendo de la cantidad, las características y propiedades del fluido. 2.2. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Las facilidades en el campo Oso se distribuyen en dos estaciones principales de procesamiento, la estación Oso CPF y la estación Oso SPF. Anteriormente la planta principal era Oso CPF, que a su vez es la más antigua, sin embargo, debido a la instalación de nuevas facilidades en la estación SPF, esta pasó a ser la planta 8 principal donde se maneja la mayoría de la producción del campo y se planea poner en funcionamiento nuevos equipos a futuro, tanto para el tratamiento como para la generación de energía para inyección de agua y transferencia de crudo. En los últimos años la producción en el Bloque 7 se han incrementado, por lo cual, se han realizado proyectos para mejorar las facilidades de producción, procesamiento, transporte, inyección y fiscalización del crudo. Los proyectos de Plataformas, estaciones para la producción de crudo e inyección de agua existentes en el campo Oso se detalla a continuación en la Tabla 2.1. (Petroamazonas E.P, 2015). Tabla 2.1 FACILIDADES DEL CAMPO OSO Plataformas Facilidades de Producción Estaciones Oso A para un total de 34 pozos Facilidades Tempranas Oso B (EPF) Oso B para un total de 25 pozos Central de Procesos OSO B (SPF) Oso G para un total de 26 pozos Central de Procesos OSO B (SPF) Oso H para un total de 17 pozos Central de Procesos OSO B (SPF) Oso I para un total de 13 pozos Central de Procesos OSO B (SPF) Plataforma Facilidades de Inyección Oso I para 1 pozo Oso C para un total de 5 pozos Central de Procesos OSO CPF Plataforma Facilidades de Inyección Oso C para un total de 3 pozos Oso D para un total de 9 pozos Central de Procesos OSO CPF y SPF Plataforma Facilidades de Inyección Oso D para 1 pozo Oso F para un total de 1 pozo Central de Procesos OSO CPF Plataformas de inyección Plataforma Facilidades de Inyección Oso B para un total de 3 pozos Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 9 Los proyectos hasta el momento desarrollados nos han permitido contar con los equipos y/o facilidades para los incrementos de la producción del Bloque 7. 2.2.1. ESTACIÓN CENTRAL DE PRODUCCIÓN OSO CPF (OPF) Está ubicada aproximadamente a 50 km al sur de la ciudad del Coca, en la parte sur del Bloque 7, ocupa un área aproximada de 9.000 m2, y actualmente recibe la producción de las siguientes plataformas: Oso A, parte del Oso B, Oso C y Oso F. Esta producción ingresa al separador existente en esta planta, FWKO V-E75131. La Figura 2.1 muestra el diagrama del sistema de separación de Oso CPF (Petroamazonas E.P, 2015). Figura 2.1 DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN DE OSO CPF Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 10 La Estación tiene una capacidad instalada de procesamiento aproximada de 55.000 BFPD, 25.000 BOPD, 35.000 BWPD y 500 MPCSD de Gas (Petroamazonas E.P, 2015). La producción total del Campo Oso recibida en Oso CPF es bombeada hacia la Estación de fiscalización Gacela, y desde Gacela se envía hacia la Estación Coca Central. 2.2.2. ESTACIÓN SUR DE PRODUCCIÓN OSO SPF Actualmente la producción proveniente de las plataformas Oso B, Oso G, Oso H y OSO I y parte de la producción de Oso A ingresa a lo que anteriormente se conocía como Facilidades Tempranas de Procesamiento (OSO EPF) donde es dirigida a los separadores V-B75120 y V-B75123, y al separador V-B75121 de la nueva central de procesos Oso SPF, paulatinamente todo el fluido actual del campo más la producción futura será procesado en su totalidad en la estación SPF pasando por dos separadores trifásicos de producción V-B75121 y el nuevo separador (en proyecto) de igual capacidad V-B75122. (Petroamazonas E.P, 2015) La Figura 2.2 nos muestra un diagrama del proceso de separación en la estación Oso SPF con las facilidades que se encuentran en operación actualmente ya que algunos equipos se encuentran fuera de servicio, sin embargo la nueva central de operación SPF contará con sistemas de procesamiento y tratamiento de crudo/gas/agua, transferencia de crudo, inyección de agua y disposición de gas tales como: (FWKO) V- B75121 / 75122 (Petroamazonas E.P, 2015). Durante la etapa de transición de operaciones de las facilidades tempranas (EPF) a las facilidades definitivas (SPF), se ha considerado instalar facilidades temporales hasta tener los equipos definitivos en la SPF, en los sistemas de almacenamiento e inyección de agua y transferencia de crudo (Petroamazonas E.P, 2015). 11 Figura 2.2 DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN DE OSO SPF Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 2.2.3. TRATAMIENTO QUÍMICO DEL CRUDO DE LA ESTACIÓN OSO CPF Se tratan los fluidos que provienen del Manifold de OSO A, adicional están direccionados 2 pozos del OSO B, el fluido del OSO F-002, el fluido del OSO C y el del pozo que se encuentra en la estación OSO E para luego de la deshidratación transferir el crudo hacia Gacela y el agua de formación separada se inyecta a los pozos que están en Oso 3 (Petroamazonas E.P, 2015). Desde este Pad OSO 3 se realiza la inyección al fluido motriz al OSO C – 006 con una dosis de 2 gls de Biocida con una inyección continua, 3 gls de demulsificante, 1 gls de inhibidor de corrosión y 0,5 gls de inhibidor de escala (Petroamazonas E.P, 2015). 12 Desde el OSO B al fluido de dos pozos (OSO B – 062, OSO B – 064) que va hasta el CPF, en ocasiones se realiza un tratamiento de Biocida con una dosis de 15 gls o de acuerdo al cronograma, al momento no hay inyección DMO a los pozos. (Petroamazonas E.P, 2015) 2.2.4. TRATAMIENTO QUÍMICO DEL CRUDO DE LA ESTACIÓN OSO SPF Se procesan los fluidos de OSO A (Manifold 2 y 3), OSO G y OSO H hacia el separador trifásico de capacidad de 120000 BFPD del SPF, adicional al EPF se tratan los fluidos del Pad OSO B y OSO I direccionado a los dos separadores trifásicos de capacidades 36000 y 26000 BLS respectivamente (Petroamazonas E.P, 2015). Se inyecta al fluido que ingresa a las facilidades SPF una dosis de 20 gls de químico Biocida THPS y 36 gls de Glutaraldehido. Desde los fondos de los pozos y desde el lanzador del OSO A hacia el separador V – B75121 se inyecta una dosis de 8 gls de demulsificante y adicional 10 gls de PAO – 14715 inhibidor de parafinas (Petroamazonas E.P, 2015). Al ingreso de los separadores se procesa con clarificantes RBW 503x y RBW 6060, anti espumante y dependiendo de los requerimentos se inyecta demulsificante. Se complementa el tratamiento colocando en el agua de inyección surfactante para mantener la inyectividad de los pozos OSOB – 031, OSOB – 001i, OSOB – 002i y el OSOI – 001 (Petroamazonas E.P, 2015). Para el control de escala en pozos que tenían tendencia incrustante se inyecta inhibidor de escala en los pozos de OSO A y del OSO I. En la Tabla 2.2 se puede observar los diferentes químicos que son usados en el campo Oso para el tratamiento de crudo y agua (Petroamazonas E.P, 2015). 13 Tabla 2.2 QUÍMICOS USADOS EN EL TRATAMIENTO DE CRUDO Y AGUA Química para tratamiento de Crudo Demulsificante de acción continua Demulsificante de acción rápida Antiparafinico Antiasfalténico Antispumante CLARIFICADOR 1 CLARIFICADOR 2 DMO - 14629 DMO - 14545 PAO - 14715 PAO - 14732 DFO - 14521 RBW - 503X RBW - 6060 Química para Tratamiento de agua Inhibidor de corrosión Inhibidor de incrustaciones Surfactante BIOCIDA A BIOCIDA B CRW - 14132 SCW - 14336 WAW - 14252 XC - 14350 XC - 14818 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 2.2.5. SEPARADORES Son recipientes metálicos presurizados diseñados para separar las fases de la mezcla de fluidos proveniente de los pozos. Para que la separación se realice, el fluido debe permanecer en reposo durante un intervalo de tiempo determinado para lograr la separación física de las fases presentes. (Carrillo, 2007) El tipo y tamaño del separador depende de la composición de la mezcla y la presión de operación, dependiendo de esta presión los separadores pueden ser de baja, media y alta presión, además, pueden clasificarse en separadores bifásicos y trifásicos de acuerdo al número de fases a separar y dependiendo de su forma y geometría se clasifican en horizontales verticales y esféricos (Requena & Rodríguez, 2006). La estación Oso SPF actualmente cuenta con tres separadores de agua libre (Free Water Knock Out) trifásicos con capacidades de 120 000 BFPD, 36 000 14 BFPD y 26 000 BFPD respectivamente operando en el sistema de separación de crudo, por su parte, la estación Oso CPF cuenta con un separador bifásico con capacidad de 56 000 BFPD más un separador de prueba de capacidad de 7 500 BFPD. La temperatura de ingreso a los separadores es de aproximadamente 168 °F con una presión 25 – 30 psi (Petroamazonas E.P, 2015). Los FWKO operan con cámara de fluido donde se almacena el agua y aceite para ser descargados a las siguientes fases de separación y tratamiento. Adicionalmente se tienen domos de gas que sirven para separar las partículas que hayan sido arrastradas a la corriente de gas antes de que esta abandone el tanque. La Tabla 2.3 muestra los separadores y domos de gas existentes en el campo Oso (Petroamazonas E.P, 2015). Tabla 2.3 SEPARADORES DEL CAMPO OSO ESTACIÓN TIPO TAG CAPACIDAD NO. SERIE PRESIÓN DE DISEÑO (psi) PRESIÓN DE OPERACIÓN (psi) TEMPERATURA DE OPERACIÓN (°F) LONGITUD S-S (ft) DIÁMETRO INTERNO (ft) FREEWATER V-E75131 50000 BPD - 75 18 120 54 10 SEPARADOR DE PRUEBA V-C75120 7500 BPD 15055 150 30 120 18 4 FREEWATER V-B75123 26000 BPD - 85 28 170 28,5 10 FREEWATER V-B75120 36000 BPD 15102 125 28 170 35,5 10 FREEWATER V-B75121 120 000 BPD - 75 30 170 54 14 DOMO DE GAS V-70132 7,4 BLS - - ATM 77 N/A - DOMO DE GAS VB75563A - - - ATM 77 N/A - OSO CPF OSO SPF Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 15 2.2.6. BOTA DE GAS Su función es la de extraer el gas disuelto en el crudo proveniente de los separadores en la etapa de separación primaria, el cual pasa por placas colocadas alternadamente para facilitar la liberación de gas debido a una expansión brusca. Después, el gas pasa hacia el sistema de tratamiento de gas y el petróleo hacia el tanque de lavado (Petroamazonas E.P, 2015). En el campo Oso operan las botas de gas que se muestran en la Tabla 2.4 a continuación. Tabla 2.4 BOTA DE GAS DEL CAMPO OSO ESTACIÓN TAG CAPACIDAD (BLS) PRESIÓN DE OPERACIÓN (psi) ALTURA (ft) TEMPERATURA DE OPERACIÓN (°F) LONGITUD S-S (ft) OSO CPF V – E75561A 129 BLS ATM 34 77 N/A OSO SPF V-B75132 129 BLS ATM - 100 N/A Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 2.2.7. SCRUBBER DE GAS Es un separador de dos fases que separa los líquidos arrastrados por el gas proveniente de los separadores de producción o que han sido condensados en el trayecto. La Tabla 2.5 muestra las características de los scrubber de gas que operan en el campo Oso (Petroamazonas E.P, 2015). 16 Tabla 2.5 SCRUBBER DE GAS DEL CAMPO OSO ESTACIÓN TAG OSO CPF V-C75561B OSO SPF V-B75565 CAPACIDAD (BLS) 7,4 V-B75566 PRESIÓN DE OPERACIÓN (psi) TEMPERATURA DE OPERACIÓN (°F) LONGITUD S-S (ft) ATM 77 N/A ATM 77 N/A NO OPERATIVO Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 2.2.8. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO El almacenamiento de fluidos está compuesto por una serie de tanques, los cuales son estructuras metálicas soldadas o empernadas que forman un recipiente que permite almacenar hidrocarburos y fluidos provenientes de los procesos de separación y tratamiento de petróleo. Estos tanques son elaborados mediante diseños de construcción y deben estar sujetos a las normas y especificaciones vigentes en la industria petrolera (Carrillo, 2007). 2.2.9. TANQUE DE LAVADO En este tanque se separan las dos fases (petróleo y agua) por decantación. En el interior se encuentran placas donde los fluidos chocan para ser separados y al reposar el fluido más denso se deposita en el fondo del tanque formando dos capas, el agua en el fondo y encima el petróleo, la capa de agua en el fondo se la conoce como colchón de agua el mismo que no debe sobre pasar los 8 ft de altura (Fernández & Gaibor 2009). La Tabla 2.5 muestra los tanques existentes en el campo Oso, incluyendo los tanques T-E75500 y T-B75046 de lavado ubicados en la estación Oso CPF y Oso B respectivamente. 17 En el techo del tanque de lavado se encuentra una válvula de alivio y una de vacío, las mismas que permiten el escape de gas o vapor con el fin de regular el exceso de presión, además permiten el ingreso de aire cuando la presión en el tanque sea menor que la presión atmosférica (Carrillo, 2007). 2.2.9.1. Tanque de surgencia El crudo que se encuentra en el tanque de lavado pasa a reposar en el tanque de surgencia en el que se elimina el agua restantes, la separación de la misma manera se realiza por efecto de gravedad aprovechando la diferencia de densidades entre el agua y petróleo (Carrillo, 2007). En la estación Oso SPF se encuentra el tanque T-B75047 mostrado en la Tabla 2.6 que funciona como tanque de almacenamiento y surgencia debido a que el crudo que proviene del tanque de lavado ya no requiere de otra fase de tratamiento y está listo para ser enviado a la estación Gacela (Petroamazonas E.P, 2015). 2.2.9.2. Tanque de almacenamiento Es donde se almacena el crudo tratado, el cual está en condiciones adecuadas para ser entregado, es decir, con un BS&W < 1%. 18 Tabla 2.6 TANQUES DE CRUDO DEL CAMPO OSO ESTACIÓN OSO CPF OSO SPF TAG T-E75500 T-C75400 T-B75046 T-B75047 SERVICIO LAVADO ALMACENAMIENTO LAVADO ALMACENAMIENTO CAPACIDAD (BLS) 6000 5000 11000 11000 DIÁMETRO (ft) 35 35 50 50 ALTURA (ft) 32 32 31 32 NIVEL DE OPERACIÓN (ft) 27 10 28 28 NIVEL DE INTERFASE (ft) 10 N/A 13 17 TEMPERATURA DE OPERACIÓN (°F) 170 143 180 180 PRESIÓN DE DISEÑO INTERNA EN EL TECHO (PSI) ATM ATM ATM ATM Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 2.2.9.3. Tanques de agua En estos tanques se almacena el agua separada en el proceso, la misma que después será utilizada como medio de recuperación secundaria por inyección de agua (Fernández & Gaibor 2009). La Tabla 2.7 muestra los tanques de almacenamiento de agua existentes en el campo Oso. 19 Tabla 2.7 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA DEL CAMPO OSO NIVEL DE INTERFASE (FT) TEMPERATURA DE OPERACIÓN (°F) PRESIÓN DE DISEÑO INTERNA EN EL TECHO (PSI) TAG CAPACIDAD (BLS) DIÁMETRO (FT) ALTURA (FT) NIVEL DE OPERACIÓN (FT) T-B75206 11000 45 32 25 N/A 126 ATM T-B75207 11000 45 32 TANQUE NUEVO AUN NO ENTRA EN OPERACIÓN N/A N/A ATM T-C75200A 500 14 18 15 N/A 165 ATM T-C75200B 500 12 24 17 N/A 165 ATM ESTACIÓN OSO SPF OSO CPF Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Parte de la producción de agua del campo Oso es enviada mediante ductos hacia la estación Gacela donde es utilizada en los sistemas de reinyección de agua. 2.2.10. MANEJO DE GAS Las partículas líquidas que se encuentran en el gas proveniente de los FWKO son retiradas por la condensación que se produce debido a la refrigeración o a las caídas de presión, es decir, el gas pasa por procesos de intercambio de calor, deshidratación, y filtrado para ser depurado y posteriormente utilizado (Benítez & Olmedo 2011). “El gas producido en los separadores de agua libre se colecta para ser tratado y utilizado como gas de purga de cabezales de tea, y como gas combustible para los pilotos de las teas. El gas de baja presión proveniente de la bota desgasificadora y de los tanques es enviado a la Tea”. (Petroamazonas E.P, 2015, Informe Facilidades Campo Oso Bloque 7, p.9). 20 2.2.11. SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA Consta de un sistema de bombas Booster y bombas de inyección, las cuales tienen como función inyectar el agua tratada y almacenada como método de recuperación secundaria. Los pozos inyectores se encuentran distribuidos en las plataformas Oso B, Oso I, Oso D y Oso C como se muestra en la Tabla 2.8 a continuación (Petroamazonas E.P, 2015). Tabla 2.8 POZOS INYECTORES DEL CAMPO OSO PLATAFORMA POZOS INYECTORES OSO B B-001I, B-002I y B-013I OSO I I-001I OSO C C-003I, C-005I, C-013I OSO D D-017I Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Las bombas Booster succionan el agua de producción desde los tanques, y por medio de las bombas de inyección, conectadas en serie envían el agua hacia las plataformas Oso B, Oso I y Oso C. Adicionalmente se cuenta con bombas pre Booster que alimentan a las bombas Booster. Todas las bombas que operan en las estaciones Oso CPF y Oso SPF se muestran en las Tablas 2.9 y 2.10 (Petroamazonas E.P, 2015). 21 Tabla 2.9 BOMBAS DE INYECCIÓN OSO CPF TAG /CAF EQUIPOS UNIDAD CAPACIDAD NOMINAL DEL SISTEMA [BFPD] CAPACIDAD OPERATIVA ACTUAL PAM [BFPD] CAUDAL DE INGRESO AL EQUIPO [BFPD] PORCENTAJE UTILIZADO 10000 84% BOMBA BOOSTER P-C75251 30000 BPD BOMBA BOOSTER P-C75252 30000 BPD BOMBA BOOSTER P-C75253 30000 BPD BOMBAS DE INYECCIÓN CAF-0100543 12500 BPD 11875 BOMBAS DE INYECCIÓN CAF-0136790 7000 BPD 6650 BOMBAS DE INYECCIÓN CAF-0100550 12500 BPD 11875 10000 84% BOMBAS DE INYECCIÓN CAF-0100520 15000 BPD 11875 10000 84% Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 22 Tabla 2.10 BOMBAS DE INYECCIÓN OSO SPF TAG /CAF EQUIPOS UNIDAD CAPACIDAD NOMINAL DEL SISTEMA [BFPD] CAPACIDAD OPERATIVA ACTUAL PAM [BFPD] CAUDAL DE INGRESO AL EQUIPO [BFPD] PORCENTAJE UTILIZADO BOMBA PREBOOSTER P-B75197 41000 36900 0% BOMBA PREBOOSTER P-B75198 60000 54000 0% BOMBA PREBOOSTER P-B75199 60000 BOMBA BOOSTER P-B75200 40000 36000 34000 94% BOMBA BOOSTER P-B75201 40000 36000 34000 94% BOMBA BOOSTER P-B75202 40000 36000 34000 94% BOMBAS BYRON JACKSON P-B75203 24000 BOMBAS BYRON JACKSON P-B75204 24000 21600 21500 100% BOMBAS BYRON JACKSON P-B75205 26000 23400 21500 92% BOMBA WORKS P-B75221 25000 BOMBA WORKS P-B75222 25000 22500 22000 98% BOMBA BAKER P-B75223 21000 18900 18500 98% BOMBA PREBOOSTER P-B75194 30000 27000 21000 78% BOMBAS BOOSTER P-B75218 23500 21150 21000 99% BOMBA G.E. P-B75043 26000 23400 21000 90% Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 23 2.2.12. SISTEMA DE TRANSFERENCIA Las bombas de transferencia de crudo del campo Oso se encuentran en la Tabla 2.11. El crudo almacenado en los tanques de crudo es succionado y enviado hacia la estación Gacela por medio de las bombas booster y bombas de transferencia. Al igual que el sistema de inyección que cuenta con bombas booster y pre booster de respaldo (Petroamazonas E.P, 2015). Tabla 2.11 BOMBAS DE TRANSFERENCIA DE CRUDO DEL CAMPO OSO TAG /CAF ESTACIÓN EQUIPOS UNIDAD OSO CPF OSO B CAPACIDAD NOMINAL DEL SISTEMA [BFPD] CAPACIDAD OPERATIVA ACTUAL PAM [BFPD] CAUDAL DE INGRESO AL EQUIPO [BFPD] PORCENTAJE UTILIZADO BOMBA BOOSTER P-C75452 20000 BPD BOMBA BOOSTER P-C75453 20000 BPD BOMBA TRANSFERENCIA CAF0100690 23000 BPD BOMBA TRANSFERENCIA CAF0136805 9800 BPD BOMBA PREBOOSTER P-B75404 29100 26190 BOMBA PREBOOSTER P-B75405 29100 26190 BOMBA PREBOOSTER P-B75215 29100 26190 BOMBA PREBOOSTER P-B75216 29100 26190 17425 67% BOMBA BOOSTER P-B75440 20500 18450 18200 99% BOMBA BOOSTER P-B75441 20500 18450 18200 99% BOMBA TRANSFERENCIA P-B75450 40500 36450 36425 100% BOMBA TRANSFERENCIA P-B75451 40500 36450 0% 19000 73% 0% Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 0% 24 2.2.13. GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Se utiliza el gas de producción como combustible bi-fuel diesel-gas en los generadores para proveer de energía eléctrica a las diferentes plataformas (Petroamazonas E.P, 2015). En la Tabla 2.12 se presenta una lista de los generadores de energía eléctrica del Campo Oso. Tabla 2.12 GENERADORES DEL CAMPO OSO TAG Descripción No. Serie No. Modelo CAP / POT NOMINAL M-003 ENGINE DIESEL M-003 81Z16159 3412 545 M-015 ENGINE DIESEL M-015 81Z14340 3412 545 M-016 ENGINE DIESEL M-016 81Z16196 3412 545 M-019 ENGINE DIESEL POWER TRAILER M-019 25Z06703 3516DITA 1640 M-021 ENGINE DIESEL M-021 ZAP00742 3516B 1640 M-026 ENGINE DIESEL WATER TREATMENT M -026 23Z05777 3508 660 M-027 ENGINE DIESEL POWER TRAILER M-027 25Z06697 M-028 ENGINE DIESEL POWER TRAILER M-028 1HZ00492 M-034 ENGINE DIESEL M-034 LLA01721 3512 1050 M-036 ENGINE DIESEL M-036 LLA01720 3512 1050 M-037 ENGINE DIESEL M-037 LLA01837 3512 1050 M-040 ENGINE DIESEL M-040 LLA01381 3512 1050 M-041 ENGINE DIESEL M-041 LLA01432 3512 1050 M-042 ENGINE DIESEL M-042 LLA01295 3512 1050 M-043 ENGINE DIESEL M-043 LLA02844 3512 1050 M-044 ENGINE DIESEL M-044 LLA02843 3512 1050 M-045 ENGINE DIESEL M-045 LLA01722 3512 1050 M-046 ENGINE DIESEL M-046 LLA03117 3512 1050 M-047 ENGINE DIESEL M-047 LLA03185 3512C 1050 M-048 ENGINE DIESEL M-048 LLA03116 3512C 1050 3516DITA 3516DITA 1640 1640 25 M-057 ENGINE DIESEL M-057 LLA03210 3512C 1050 M-058 ENGINE DIESEL M-058 LLA03195 3512C 1050 M-059 ENGINE DIESEL M-059 LLA03202 3512C 1050 M-060 ENGINE DIESEL M-060 LLA03187 3512C 1050 M-061 ENGINE DIESEL M-061 LLA03189 3512C 1050 M-064 ENGINE DIESEL M-064 LLK00137 3512 1100 MG91304 ENGINE DIESEL MG-91304 LLA01391 3512 1050 ENGINE DIESEL POWER TRAILER MGW06 ENGINE DIESEL POWER TRAILER MGW15 7RN0166 1 3516B 1640 ZAL00199 3516 1450 MG-W06 MG-W15 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 2.2.13.1. Nueva Planta de Generación de Energía Oso SPF Es una planta con 8 motores de combustión interna que abastecerán a la planta de energía en busca de reducir costos, reemplazando el consumo de diésel por crudo. Tiene dos compresores de aire para el funcionamiento de los equipos neumáticos a 30 Bares (arranque). Por el momento la planta de generación funciona solo para la alimentación de las bombas de reinyección de agua en los pozos de Oso B, pero se prevé que en los próximos meses puedan reemplazar a todos los generadores de combustión de diésel de la planta Oso SPF para reinyección y transferencia (Petroamazonas E.P, 2015). 2.2.14. LÍNEAS DE FLUJO Y DUCTOS La producción proveniente de las distintas plataformas de producción es transportada por medio de una red de ductos hacia las estaciones EPF, SPF y/o CPF, adicionalmente, se tiene un ducto de 12” que va desde EPF y SPF hacia la estación Gacela y hacia la estación Coca que es el punto de fiscalización del Bloque 7 (Petroamazonas E.P, 2015). 26 En la Figura 2.3 se puede observar un diagrama de la red de ductos del campo Oso, que cuenta con tramos de tubería aérea y enterrada y válvulas e instrumentación en las líneas de manifold para monitoreo de presión. Figura 2.3 RED DE DUCTOS DEL CAMPO OSO Fuente: Petroamazonas EP Las líneas de flujo en azul y en rojo son las líneas que se encuentran operando actualmente, y su descripción se muestra en la Tabla 2.13 a continuación. 27 Tabla 2.13 LÍNEAS DE FLUJO DEL CAMPO OSO TRAMO LONGITUD (Km aprox) OSOA-OSOB 2.62 OSOG-Y OSOA 2 OSOB-OSO CPF TUBERÍA TIPO LÍNEA DE FLUJO 6.9 6” API 5L X42 STD 300# 4 ½” Tubing API 5CT SMLS 8” API 5L X42 STD 300# 4” API 5L GR B STD 300# DUCTO OSOF-OSO CPF 2 OSOC-OSO CPF 3 OSOD-OSO CPF / Y DE JAGUAR 1.8 OSOA-OSOB SPF 3 OSOG-Y DE OSO A 2 OSO H-Y DE OSO G 2 OSOB SPF-GACELA 32 OSOI-OSOB 3 OSOB-OSOI 3 LÍNEA DE FLUJO DUCTO DUCTO DUCTO 6” API 5L X42 STD 900# 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE COATING 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE COATING 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE COATING 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE COATING 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE COATING 12” API 5L X52 0.406” WT. EXT AND INTE COATING LÍNEA DE FLUJO LÍNEA DE FLUJO LÍNEA DE FLUJO OLEODUCTO LÍNEA DE FLUJO (EN CONSTRUCCIÓN) OLEODUCTO (EN CONSTRUCCIÓN) Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 28 CAPÍTULO III TEORÍA DE SEPARACIÓN Y TRATAMIENTO DE CRUDO 3.1. INTRODUCCIÓN En el proceso de separación una mezcla gas-líquido entra al separador y choca contra un aditamento interno ubicado en la entrada del vessel, lo cual hace que la fase gaseosa de la mezcla se separe de la fase liquida. En la sección de decantación del separador, actúa la fuerza de gravedad sobre el fluido permitiendo que el líquido abandone la fase gaseosa y caiga hacia el fondo del separador (Arnold & Stewart, 2008). Figura 3.1 PROCESO BÁSICO DE SEPARACIÓN DE CRUDO Fuente: Archivos ARCH Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Los principios fundamentales considerados para realizar la separación física de petróleo son: fuerza de gravedad, fuerza centrífuga y el choque de partículas o 29 coalescencia, considerando que los fluidos deben ser inmiscibles y de distintas densidades para que ocurra la separación (Granados & Gutiérrez, 2007). 3.2. MECANISMOS DE SEPARACIÓN 3.2.1. SEPARACIÓN POR GRAVEDAD Es el mecanismo de separación más utilizado, debido a que se requiere un equipo muy simple. Cuando el crudo pasa por las líneas de flujo, todas las secciones ampliadas en un recipiente actúan como asentadores, debido a que se reduce la velocidad de flujo (Fernández & Gaibor 2009). Figura 3.2 ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL Fuente: Arnold & Stewart, 2008 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 30 3.2.2. SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRÍFUGA Son útiles para remover los sólidos del agua y del petróleo. La separación por medio de centrifugas es muy efectiva para remover bajas concentraciones de contaminantes (Benítez & Olmedo 2011). Figura 3.3 ESQUEMA DE UN SEPARADOR CILÍNDRICO CENTRÍFUGO Fuente: Arnold & Stewart, 2008 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 3.2.3. SEPARACIÓN POR COALESCENCIA CHOQUE DE PARTÍCULAS O El choque de partículas es un proceso de separación que ocurre cuando dos gotas de fluidos diferentes chocan entre sí. Si el par de gotas están expuestas a un ambiente de presión y turbulencia determinada, la energía cinética de este par de 31 gotas induce a que las mismas se agrupen de tal manera que se conviertan en una sola, es decir, existe una energía de adhesión. Por lo tanto, cuando este contacto se rompe el proceso es finalizado y llamado coalescencia (Fernández & Gaibor, 2009). 3.3. PARÁMETROS QUE INFLUYEN EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO 3.3.1. PRESIÓN DE SEPARACIÓN Es uno de los factores más importantes en el proceso de separación, ya que influye directamente en la calidad y volumen de petróleo obtenido, debido a que si tenemos una presión alta en la separación del fluido obtendremos mayor cantidad de fluido que de gas, sin embargo si esta presión es demasiado alta ocasionará que algunos componentes livianos sean arrastrados por la corriente líquida provocando que se liberen hacia la fase gaseosa en los tanques de almacenamiento. Al contrario, si operamos con una presión demasiado baja, varios componentes pesados que podrían formar parte del líquido serán arrastrados por la fase gaseosa (Benítez & Olmedo 2011). La presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas en la prueba de separadores, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico de formación de petróleo (Rojas, 2003). 3.3.2. TEMPERATURA DE SEPARACIÓN Generalmente el flujo que ingresa al separador es calentado, lo que genera una variación de la velocidad de asentamiento debido a que cuando aumenta la temperatura se reduce la viscosidad de la fase de petróleo. Este aumento de temperatura también tiene el efecto de disolver pequeños cristales de parafina y asfáltenos neutralizando la formación de emulsiones, sin embargo, el incremento 32 de la temperatura tiene la desventaja de hacer que el petróleo crudo que se recupera en los tanques de almacenamiento se vuelva más pesado, y pierda valor comercial (Granados & Gutiérrez, 2007). 3.3.3. COMPOSICIÓN DE LA MEZCLA Es un aspecto muy importante a considerar, ya que si se presentan cambios bruscos en la composición de una mezcla, se podría afectar parámetros como la densidad del gas, afectando a su vez a la velocidad crítica del gas (Benítez & Olmedo 2011). 3.3.4. TAMAÑO DE LA PARTÍCULA DE LÍQUIDO Es un factor que afecta directamente a la velocidad de asentamiento de las partículas de líquido suspendidas en el flujo de gas, en la separación por gravedad y separación por fuerza centrífuga. Para la separación por choque es importante para la determinación de la distancia de paro, que corresponde a la distancia que una partícula de cierto diámetro viaja a través de una línea de corriente de gas (Benítez & Olmedo 2011). 3.3.5. VELOCIDAD DEL GAS Si la velocidad del gas supera la velocidad de diseño del separador, generará un flujo de gotas inundando el extractor de niebla y como consecuencia un arrastre de gotas de líquido en el flujo da gas que sale del separador (Carrillo, 2007). 3.3.6. TIEMPO DE RETENCIÓN Para lograr una buena separación se debe asegurar el equilibrio entre la fase líquida y la fase gaseosa a la temperatura y presión de separación, se requiere de 33 un tiempo para que las partículas de un tamaño dado se depositen en la parte inferior de la sección de separación, el cual es conocido como tiempo de retención (Arnold & Stewart, 2008). La capacidad de manejo de líquido de un separador depende principalmente del tiempo de retención o residencia, como se muestra en la ecuación 3.1 (Arnold & Stewart, 2008). Ecuación 3.1 ECUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO En donde: ݀ଶ ܮ ൌ ௧ೝ כொ ǡ (3.1) d es diámetro del separador, in Leff es longitud efectiva del separador, ft Tr es tiempo de retención, min Ql es caudal que maneja el separador, BPD Ls/s es longitud de costura a costura, ft (Arnold & Stewart, 2008) De esta ecuación despejamos el tiempo de retención (tr) y se tiene: Ecuación 3.2 ECUACIÓN DEL TIEMPO DE RETENCIÓN tr ݐ ൌ ௗమ כǡ ொ (3.2) El valor de la Longitud efectiva (Leff) viene dada por un despeje en la ecuación 3.4 de la relación de Slenderness: 34 Ecuación 3.3 RELACIÓN DE SLENDERNESS ସ ܮ௦Τ௦ ൌ ܮ כ ଷ (3.3) (Arnold & Stewart, 2008) Ecuación 3.4 ECUACIÓN DE LONGITUD EFECTIVA Leff ଷ ܮ ൌ ܮ כ௦Τ௦ ସ (3.4) En la Tabla 3.1 se muestra tiempos de retención que pueden ser usados en el caso de no contar con datos reales de fluidos en el laboratorio para separadores. Tabla 3.1 TIEMPO DE RETENCIÓN PARA SEPARADORES Gravedad °API Tiempo de Retención (min) 35+ 0.5 a 1 30 2 25 3 20+ 4+ 1. Si existe espuma, los tiempos de retención se aumentan por un factor de 2 a 4. 2. Si existe alto contenido de CO2, utilizar un mínimo de tiempo de retención de 5 minutos. Fuente: Arnold & Stewart, 2008 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 35 3.3.7. DENSIDAD DEL LÍQUIDO Y DEL GAS Las densidades de líquido y gas afectan a la capacidad de manejo de gas en un separador, ya que esta capacidad de manejo de gas es directamente proporcional a la diferencia de densidades de líquido y del gas, e inversamente proporcional a la densidad del gas, como se pueden observar en la ecuación 3.5 (Arnold & Stewart, 2008). Ecuación 3.5 ECUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS ܳ ൌ כ כ ்כ௭כସଶכ ఘ ܭൌ൬ כ൰ ఘ ିఘ ௗ ଵൗ ଶ En Donde: Qg es capacidad de manejo de gas (PCSD) P es presión de separación (psi) T es temperatura de separación (°F) Leff es longitud efectiva del separador (ft) ხ es densidad del gas (lb/ft3) ხ es densidad del líquido (lb/ft3) z es factor de compresibilidad del gas D es diámetro interno (ft) dm es diámetro de la partícula Cd es constante de arrastre (Arnold & Stewart, 2008) (3.5) 36 De igual manera, muchas de las fórmulas que describen la separación y tratamiento de petróleo y gas están en función de la diferencia de densidades, por lo tanto, las densidades están estrechamente ligadas a la eficiencia de separación. 3.3.8. VISCOSIDAD DEL GAS Esta propiedad del gas en la separación, incide en la determinación de la velocidad de asentamiento de las partículas líquidas, la viscosidad del gas afecta al Número de Reynolds, con el cual se determina el coeficiente de arrastre (Verrier & Rodríguez, 2007). 3.4. ETAPAS DE SEPARACIÓN Para obtener una separación más eficiente y completa es conveniente que dos o más separadores se conecten en serie, reduciéndose la presión en cada etapa, lo que se conoce como niveles de separación o separación en múltiples etapas (Arnold & Stewart, 2008). El líquido que sale de cada separador, experimenta una separación de gas, cada vez que se reduce la presión en la etapa subsiguiente. Este sistema es usado en aquellos lugares donde es preferible tener pequeñas cantidades de gas en solución en la fase de petróleo o un pequeño destilado en la corriente de gas (Arnold & Stewart, 2008). Estas separaciones múltiples, operacionalmente eficientes, dan como resultado productos líquidos de calidad y gas seco (Requena & Rodríguez, 2006). Para mejorar la separación y recuperación máxima de líquidos, puede combinarse con las etapas de separación, la instalación de depuradores de gas o “scrubber” y el enfriamiento del gas (Arnold & Stewart, 2008). 37 Figura 3.4 ESQUEMA DE UN SISTEMA DE SEPARACIÓN DE TRES ETAPAS Fuente: Arnold & Stewart, 2008 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 3.5. SECCIONES DE SEPARACIÓN 3.5.1. SECCIÓN PRIMARIA Los fluidos que ingresan al separador llegan con alta velocidad generando turbulencia en el flujo entre la fase gaseosa y la fase líquida. Por este motivo se debe reducir el gran impulso que posee la corriente de fluidos a la entrada del separador (Carrillo, 2007). Para lograr disipar el impulso y reducir la turbulencia se utiliza al ingreso del separador una placa desviadora (deflectora) o cualquier otra técnica que provoque 38 una fuerza centrífuga que obligue a la separación de volúmenes de líquido del gas (Requena & Rodríguez, 2006). 3.5.2. SECCIÓN SECUNDARIA Una vez que se ha logrado reducir la velocidad del flujo, en esta sección se realiza la separación por decantación del líquido por gravedad desde la corriente de gas obteniendo una eficiencia que depende de las propiedades del gas y del líquido, también del tamaño de las partículas y del grado de turbulencia del gas (Benítez & Olmedo 2011). Esta separación se da en las partículas que no lograron separarse en la sección primaria. A medida que la corriente de gas entra en la sección secundaria, las gotas que fueron arrastradas en el gas y no separados por el desviador de entrada se separan por gravedad y caen al interfaz gas-liquido (Requena & Rodríguez, 2006). 3.5.3. SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA En esta sección se separan las partículas más pequeñas de líquido que pudieron ser arrastradas por la corriente de gas. Para la extracción de neblina la mayoría de separadores utilizan como mecanismos principales la fuerza centrífuga y el principio de choque, donde las pequeñas gotas de líquido se separan de la corriente de gas en forma de grandes gotas (coalescencia), que luego caen a la zona donde se aloja el líquido (Carrillo, 2007). 3.5.4. SEGREGACIÓN FINAL Esta sección se ejecuta la descarga de los líquidos separados, de tal manera que se cumplan con las condiciones de operación establecidas para evitar la 39 contaminación entre fluidos y la formación de espumas. Para que suceda la separación, es necesario un tiempo mínimo de retención y un volumen mínimo de alimentación que permita continuar con el proceso (Requena & Rodríguez, 2006). 3.6. CONDICIONES ÓPTIMAS PARA LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO Por lo general, cuando se habla de las condiciones óptimas, se refiere a los parámetros presión y temperatura (P y T). De acuerdo a la definición, a la presión óptima se obtiene: · Máxima producción de petróleo. · Máxima gravedad API del crudo. · Mínima relación gas-petróleo. · Mínimo factor volumétrico del petróleo. (Andes, 2015) Para optimizar la cantidad de fluido producido es importante llevar un control de la relación de volúmenes producidos de petróleo y gas en superficie mediante la definición de tres parámetros PVT, los cuales pueden ser determinados matemáticamente mediante correlaciones o medidos experimentalmente en el laboratorio, utilizando muestras de fluidos del yacimiento (ENAP, 2015). En el proceso de separación de petróleo y gas, existe una corriente de fluido que sale del pozo denominada alimentación, se permite que alcance el equilibrio a la P y T del separador. La presión del separador está sujeta a control directo por medios de instrumentos reguladores de presión. La temperatura se determina con el fluido que entra al separador. Y en ciertos casos la temperatura del separador es controlada por calentamiento o refrigeración (Repsol, 2015). 40 3.6.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO (γo) La gravedad específica de un líquido sé define como la razón de la densidad del líquido a la densidad de un líquido base a las mismas condiciones de presión y temperatura, por lo general el líquido base que se toma es el agua, y tal como la densidad del agua, tiene pocos cambios con la presión y temperatura, su valor (62,4 lb/pie3), se puede considerar constante (Bánzer, 1996). Ecuación 3.6 ECUACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO ߛ ൌ ఘ (3.6) ଶǤସ (Bánzer, 1996) Ecuación 3.7 ECUACIÓN DE LA GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO En donde: ܫܲܣൌ ଵସଵǤହ ఊ െ ͳ͵ͳǤͷ (3.7) γo es gravedad especifica del petróleo, adimensional ხo es densidad del petroleo, LB/PC (Bánzer, 1996). 3.6.2. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) La viscosidad de un fluido es la resistencia que presentan sus moléculas a fluir o moverse dentro de un medio. Para definir la viscosidad del petróleo, se consideran dos tipos de viscosidad: · Viscosidad de un petróleo sub saturado · Viscosidad de un petróleo saturado. 41 3.7. PROBLEMAS DE OPERACIÓN Los equipos de superficie están sujetos a diversos problemas como consecuencia de su configuración, materiales y funcionamiento, los mismos que ocasionan un desgaste natural debido al uso en un tiempo considerado prudencial. Los principales problemas que se presentan en la operación de un separador se deben a: crudos espumosos, arena, parafina, emulsiones y escape de líquido o de gas y desgaste por la erosión producida por el fluido; sin embargo, pueden manifestarse rápidamente debido a un desgaste o corrosión acelerados por presencia de parafinas, incrustaciones, arena, agua y/o gas y por la acción de los químicos (Benítez & Olmedo 2011). 3.7.1. CRUDOS ESPUMOSOS Uno de los problemas que se presentan con mayor frecuencia en el proceso de separación, es la formación de espumas, las cuales dificultan las mediciones del nivel crudo y generan mayor tiempo de retención para lograr una separación eficiente. Generalmente las espumas se forman por la presencia de impurezas, productos químicos (inhibidores y anticorrosivos) para tratamientos de tuberías y agua presente en el crudo (Arnold & Stewart, 2008). 3.7.2. PARAFINAS El principal problema que se presenta cuando se forman las parafinas, es el taponamiento de los orificios de los extractores de vapor de arenas/sólidos y de las mallas de alambre metálico, producen también el deterioro de las válvulas del sistema (Benítez & Olmedo 2011). Cuando se tiene este problema, se puede adicionar sistemas de inyección de vapor que permitan la limpieza de las regiones propensas a taponamiento. 42 3.7.3. ARENAS La presencia de arena en los crudos genera los siguientes problemas: · El taponamiento de los dispositivos y líneas · La erosión y corte de las válvulas y líneas · La acumulación en el fondo del separador Se utilizan dispositivos que trabajen con fluidos a presión mediante toberas de inyección. Cuando los fluidos son arenosos, se pueden instalar válvulas y elementos resistentes a los efectos de la 6arena (Benítez & Olmedo 2011). 3.7.4. ARRASTRE DE LÍQUIDO En el proceso de separación del líquido de la fase gaseosa (sección de extracción de niebla) uno de los problemas que se presenta es la salida de partículas líquidas conjuntamente con las gaseosas provocando altos niveles de líquido, daños internos, espumas en los acumuladores de gas o en las líneas de flujo (Carrillo, 2207). Para evitar la salida de líquido arrastrado por la fase gaseosa generalmente se instalan sensores de seguridad de alto nivel (LSH – Level Safety High), los cuales actúan mandando una señal de cierre a las válvulas de entrada o salida cuando el nivel de líquido excede entre 10 a 15 porciento el nivel máximo (Arnold & Stewart, 2008). 3.7.5. FUGAS DE GAS En la separación de fluidos el gas libre invade la fase liquida provocando fugas de gas en la salida de líquidos, un indicativo de este problema, es el bajo nivel de líquido provocando vórtices en la zona de descarga (Requena & Rodríguez, 2006). 43 Las fugas de gas se controlan con la instalación de sensores de seguridad de bajo nivel de líquido (LSL – Level Safety Low) que cierran la entrada o salida de fluido cuando el nivel de líquido está por debajo del 10 o 15 por ciento del nivel de operación (Arnold & Stewart, 2008). 3.8. DESHIDRATACIÓN La presencia de agua en el hidrocarburo genera uno de los mayores problemas dentro de la producción del petróleo. Por este motivo dentro del proceso de separación se usa la deshidratación, con la que se busca generar la ruptura de las emulsiones de petróleo y agua. En la comercialización de petróleo se requieren cumplir con ciertos estándares de calidad entre las cuales tenemos: bajo contenido de sal, bajo contenido de sólidos suspendidos, rangos de viscosidad, y contenido de azufre definido. En el trayecto del fluido se generan choques y cambios de presión, provocando frecuentemente la formación de emulsiones estables de agua y petróleo que deben ser especialmente tratadas (Carrillo, 2007). 3.8.1. EMULSIÓN Dos tipos de agua están asociadas con la producción de petróleo, definidas como agua libre y agua emulsionada. El agua libre según el Instituto Americano del Petróleo (API), el agua libre es la cantidad de agua de producción que podrá ser separada del petróleo gravitacionalmente. El resto de agua presente se considerara como emulsionada y requiere de un proceso de tratamiento para ser removida (Granados & Gutiérrez, 2007). 44 Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales está disperso en finas gotas en el otro como se muestra en la Figura 3.5. El líquido presente como pequeñas gotas es la fase dispersa o interna, mientras que el líquido que lo rodea es la fase continua o externa (Carrillo, 2007). La formación de emulsiones se generan debido a la presencia de agentes emulsificantes que son sustancias que contienen moléculas polares y no polares. Los agentes emulsificantes también rigen la estabilidad de la emulsión dependiendo de su origen (Arnold & Stewart, 2008). Figura 3.5 FOTO MICROSCÓPICA DE UNA EMULSIÓN DE PETRÓLEO EN AGUA Fuente: Arnold & Stewart, 2008 La estabilidad de una emulsión es dependiente de varios factores: · La diferencia en densidad entre las fases de agua y aceite · El tamaño de las partículas de agua dispersas · Viscosidad 45 · Tensión interfacial · Presencia y concentración de agentes emulsionantes · Salinidad del agua · Edad de la emulsión · Agitación (Verrier & Rodríguez, 2007) 3.8.2. DEMULSIFICACIÓN Consiste en el rompimiento de la película interfacial de una emulsión y la separación de sus fases. Los factores que favorecen al rompimiento de una emulsión son: · Aumento de la temperatura. · Reducción de la agitación. · Incremento del tiempo de residencia o retención. · Remoción de sólidos. (Arnold & Stewart, 2008). 3.9. MÉTODOS DE TRATAMIENTO El tratamiento es necesario para separar el agua que se encuentra emulsionada en el petróleo, sin embargo, ninguna emulsión es igual a otra incluso siendo del mismo pozo, por lo cual, cada emulsión debe ser examinada frecuentemente y requiere ajustes en el proceso de tratamiento (Granados & Gutiérrez, 2007). 46 3.9.1. MÉTODO GRAVITACIONAL El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques sedimentadores, tanques de lavado, Gun Barrels y eliminadores de agua libre FWKO (Verrier & Rodríguez, 2007). El agua se asienta en el fondo del tanque por tener mayor densidad respecto al petróleo. Si la diferencia en peso específico entre el agua y el crudo es pequeña, la separación es lenta (Granados & Gutiérrez, 2007). 3.9.2. MÉTODO QUÍMICO Consiste en adicionar químicos llamados demulsificantes que son componentes surfactantes, los cuales neutralizan la estabilidad de la emulsión afectando a los agentes emulsificantes debilitando la película rígida de la interface petróleo – agua y mejoran la coalescencia de las gotas de agua. Este método es el más utilizado para el tratamiento de emulsiones (Granados & Gutiérrez, 2007) 3.9.3. MÉTODO TÉRMICO La transferencia de calor a la mezcla provoca que las gotas de agua aceleren su movimiento generando choques entre ellas para romper la película formada por el agente emulsificante. Este mecanismo da como resultado la formación de gotas de agua más grandes y pesadas, por lo que se facilita la sedimentación por la fuerza de gravedad (Verrier & Rodríguez, 2007). 3.9.4. MÉTODO ELÉCTRICO Se basa en la aplicación de un alto voltaje eléctrico lo que genera que las gotas de agua se muevan rápidamente colisionando unas con otras, provocando la coalescencia. Este fenómeno se da debido a que las gotas de agua tienen una 47 carga eléctrica, la cual reacciona cuando se aplica un campo eléctrico a la mezcla de fluidos (Verrier & Rodríguez, 2007). 3.9.5. MÉTODOS MECÁNICOS · Lavado Provoca la disolución de gotas de agua suspendidas, mediante el paso de la emulsión a través de un colchón de agua que generalmente permanece caliente. · Agitación Se agrega un producto demulsificante a la mezcla, la cual es agitada para obtener una distribución uniforme, luego de obtener el rompimiento de la emulsión, la agitación es necesaria para ayudar a la coalescencia de las gotas de agua. · Centrifugación Comercialmente es poco común en la industria petrolera. Se obtiene una mejor separación cuando tenemos mayor diferencia de densidades entre el crudo y el agua. · Filtrado Consiste en hacer pasar la emulsión a través de un medio adecuado que retenga las partículas de agua y promueva su retención, y por consiguiente su decantación. (Granados & Gutiérrez, 2007) 48 CAPÍTULO IV ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE SEPARACIÓN DEL CAMPO OSO 4.1. PRODUCCIÓN DE FLUIDOS CON LOS PARÁMETROS ACTUALES DEL CAMPO OSO El campo Oso maneja un perfil de producción regular, a la vez, en cada estación no existe una variación significativa en los caudales de descarga de petróleo y agua de los recipientes de separación. Esto se debe a que existe un control de flujo desde la salida de los pozos, en los manifold, al ingreso y descarga de los separadores, permitiendo así que la cantidad de fluido no afecte parámetros como presión de operación y tiempo de retención, los cuales observamos con anterioridad que no varían en gran medida. En la Tabla 4.1 y 4.2 podemos observar los caudales de ingreso y descarga que manejan actualmente los separadores del campo Oso medidos durante ocho días. 49 Tabla 4.1 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO (CPF) CPF ESTACIÓN ÍTEM FWKO T-K LAVADO TK ALMACENAMIENTO CÓDIGO V-E75131 T-E75500 T-C75400 INGRESO DESCARGA INGRESO DESCARGA INGRESO DIA Qf 1 2 3 4 5 6 7 8 Qo Qw Qf Qo Qw Qf 36862 3668 32614 3668 3455,26 212,74 3455,26 37112,73 3765 32501 3765 3580,52 184,49 3580,52 36778,38 3567 32720 3567 3381,52 185,48 3381,52 36127,43 3899 31445 3899 3676,76 222,24 3676,76 36778,38 3655 32509 3655 3461,29 193,72 3461,29 37112,73 3556 32655 3556 3349,75 206,25 3349,75 36450 3766 31889 3766 3585,23 180,77 3585,23 37112,73 3687 32733 3687 3502,65 184,35 3502,65 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 1 2 3 4 5 6 7 8 DÍA Qo Qw DESCARGA Qw 75222 11686 63205,6 72159 8864 72164 11473 72043 10872 60870,7 72033 10865 60862,4 72036 10953 60482,6 33124,7 4769,3 27434 32778,5 4867,2 27434 33130,8 5503,6 27434 33161,2 5339,4 27434 32621,7 5067,7 27004 33143,5 4836,5 27434 Qo Qw 3257 9624 15004,3 3294,5 11240,8 14803,1 3333,2 11005,9 14620,8 3441,9 10719,9 14255,2 3456,5 10320,7 14232,5 3242,9 10566,6 14161,3 3120,1 10642,2 13283 14053,6 3286,4 10364,2 Qf DESCARGA V-B75123 INGRESO SPF Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 60380 62856 75378 12162 62925,5 5458 Qo DESCARGA 75167 11523 55142,3 Qf INGRESO 28112 34231 32123,4 4562,4 27434 Qf INGRESO V-B75121 CÓDIGO V-B75120 FW ÍTEM ESTACIÓN Qo Qw DESCARGA 3733 499,2 19124,4 16392 2732,1 19665,5 16419 2846,1 19653,6 16418 3235,5 20433,5 16701 16974,1 16475 19575,8 16822 2753,8 20877,7 16870 4007,5 19371,8 16748 2623,8 Qf INGRESO T-B75046 T-K LAVADO Tabla 4.2 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO (SPF) 16392 16419 16418 16701 16475 16822 16870 16748 Qf T-B75047 INGRESO TK ALMA 50 50 51 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO OSO 4.2. Los separadores y tratadores que operan en el campo Oso actualmente, han trabajado con los mismos parámetros de separación por varios años, los cuales rigen la calidad y cantidad de separación del crudo proveniente de los pozos. El análisis de los parámetros de operación determinados durante un periodo de trabajo de campo realizado en las instalaciones del campo Oso en el mes de febrero del presente año, nos llevará a determinar la eficiencia del proceso y posibles mejoras, en base a los resultados obtenidos mediante cálculos matemáticos y análisis de los datos registrados en las pantallas de visualización que se encuentran en los cuartos de control en cada estación. Estos datos han sido tomados diariamente por ocho días del sistema SCADA que controla las operaciones de cada fase de separación y tratamiento de crudo. Además de realizar las respectivas mediciones en el laboratorio de fluidos tomando muestras diarias de los fluidos en las descargas de los separadores. 4.2.1. PRESIÓN DE OPERACIÓN (Po) Es la presión manométrica con la que el recipiente opera en sus condiciones normales. El campo Oso tiene un rango de presión de operación entre 25 y 32 psi que rige un proceso de separación normal en la planta. Los cuales se han obtenido de un registro diario para determinar variaciones en el comportamiento de las presiones o caudales de fluido. Cada recipiente de separación opera con su propio set de presión y son controlados mediante un sistema SCADA donde se puede manipular estos valores dependiendo de las condiciones de operación o flujo. 52 Para cada separador (FWKO) del campo Oso se tiene un valor de presión que rige el proceso, para lo cual se realizó un seguimiento de dicha presión. La Tabla 4.3 muestra un registro diario de los valores de presión de operación de los FWKO de cada estación. Tabla 4.3 PRESIÓN DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO FREE WATER KNOCK OUT ESTACIÓN CPF SPF DIA V-E75131 P (psi) V-B75121 P (psi) V-B75120 P (psi) V-B75123 P (psi) 1 2 3 4 5 6 7 8 25 25 25 25 25 25 25 25 31 31 31 31 31 31 31 31 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Los valores de presión han sido determinados mediante una caracterización de la presión de yacimiento, presión de cabeza de los pozos y de la distancia que el fluido se desplaza por tuberías o ductos hasta llegar a la estación de procesos. Se observa un rango de presión entre los 25 y 32 psi los cuales son suficientes para que el fluido ingrese a los recipientes bajo las condiciones anteriormente establecidas. 53 4.2.2. TEMPERATURA DE OPERACIÓN (To) Es la temperatura a la cual ocurre la separación en el recipiente. Debido a las condiciones del reservorio, se manejan temperaturas altas que ayudan en mayor parte a un desempeño eficiente, evitando la formación de grandes emulsiones en el proceso de separación y tratamiento, por lo que no es necesario calentar el fluido al ingreso de los separadores. Para los separadores (FWKO) del campo Oso se tiene las siguientes temperaturas de operación mostradas en la Tabla 4.4. Tabla 4.4 TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ESTACIÓN DIA 1 2 3 4 5 6 7 8 FREE WATER KNOCK OUT CPF SPF V-E75131 V-B75121 V-B75120 V-B75123 T (°F) 162 162 162 162 162 162 162 162 T (°F) 185 185 185 185 185 185 185 185 T (°F) 168 168 168 168 168 168 168 168 T (°F) 168 168 168 168 168 168 168 168 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Adicionalmente en la Tabla 4.5 se muestra las temperaturas de operación de cada tanque de lavado que funciona en el campo Oso. 54 Tabla 4.5 TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO TANQUES DE LAVADO Estación CPF SPF T-E75500 T-B75046 Día T (°F) T (°F) 1 140 172 2 140 172 3 140 172 4 140 172 5 140 172 6 140 172 7 140 172 8 140 172 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Se puede verificar que en los recipientes se tiene un valor de temperatura adecuada para una separación eficiente, debido a que se tiene un valor de viscosidad de 11 cp @ 170 °F (temperatura promedio de operación) y 244 cp @ 60 °F (temperatura estándar). Con esto podemos constatar que la viscosidad se reduce considerablemente, desde las condiciones estándar hasta condiciones operativas. Considerando que en crudos de otros campos por ejemplo Auca y Libertador manejan temperaturas inferiores a 115 °F (Petroamazonas E.P, 2015), donde se utilizan intercambiadores de calor en sus facilidades de superficie y el campo Shushufindi que maneja una temperatura de operación de 120 °F (Petroamazonas E.P, 2015, donde no es necesario usar intercambiadores de calor, podemos decir que la temperatura de operación en el campo Oso es relativamente alta con respecto al crudo de otros campos. 55 4.2.3. TIEMPO DE RETENCIÓN (tr) Tiempo necesario para que las partículas de cada fase se separen y se depositen en las respectivas secciones del recipiente. Principalmente por las condiciones que manejan los pozos del campo Oso, el tiempo de retención es de vital importancia para lograr una separación eficiente, ya que no es necesario operar con equipos deshidratadores y/o equipos de tratamiento electrostático. La Tabla 4.6 muestra los valores de tiempo de retención diarios que manejan los separadores (FWKO), tomados del sistema SCADA por un periodo de ocho días. Tabla 4.6 TIEMPO DE RETENCIÓN EN LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO ESTACIÓN DIA 1 2 3 4 5 6 7 8 FREE WATER KNOCK OUT CPF SPF V-E75131 V-B75121 V-B75120 V-B75123 tr (min) 11,9 11,1 12,2 11,5 11,1 12,1 11,6 11,8 tr (min) 8,43 8,41 8,42 8,78 8,78 8,79 8,8 8,8 tr (min) 9 8,98 9 9,58 9,38 9,39 9,4 9,4 tr (min) 14,6 14,6 14,6 16,2 15,2 15,2 15,2 15,2 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar En a Tabla 4.7 observamos los tiempos de retención de los tanques de lavado que actualmente se encuentran en operación. 56 Tabla 4.7 TIEMPO DE RETENCIÓN DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO TANQUES DE LAVADO Estación CPF SPF T-E75500 T-B75046 Día tr (hrs) tr (hrs) 1 8,6 9,2 2 8,9 8,5 3 9 9,1 4 8,7 10 5 9,1 8,7 6 8,9 9 7 9,2 9,2 8 9,1 9,2 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 4.3. CALIDAD DE LOS FLUIDOS OBTENIDOS CON LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO OSO 4.3.1. CORTE DE AGUA PRESENTE EN EL PETRÓLEO (%BS&W) En las siguientes tablas se muestra el %BS&W medido en las descargas de crudo de los separadores y tanques de lavado mediante muestras del fluido de descarga llevadas al laboratorio, considerando que a la salida de los pozos e ingreso a la planta de separación se tiene un promedio de 88 %BS&W. De esta manera en la Tabla 4.8 se tiene el %BS&W en las líneas de descarga de crudo de los FWKO del campo Oso, mostrando el promedio diario de los resultados de laboratorio durante ocho días. 57 Tabla 4.8 %BS&W DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO BS&W CPF SPF FWKO FWKO ESTACIÓN CÓDIGO V-E75131 V-B75120 V-B75121 V-B75123 DIA ENTRADA DESCARGA ENTRADA DESCARGA ENTRADA DESCARGA ENTRADA DESCARGA 1 2 3 4 5 6 7 8 88 88 87 88 89 87 88 89 5,8 4,9 5,2 5,7 5,3 5,8 4,8 5 88 88 88 88 88 88 86 86 5,1 5,6 4,8 5,4 4,5 5,8 6,2 6,3 88 88 88 88 88 88 86 86 27 32 28 27 32 28 28 29 88 88 88 88 88 88 88 88 0,9 1,1 1,2 2,7 0,8 1,5 0,9 0,9 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Se puede observar que los %BS&W en la descarga están en el orden de un promedio de 5%, lo que muestra una buena calidad de separación en estos recipientes. Sin embargo en el FWKO V-B75121 se observa un promedio de 27% que nos indica que la separación en este recipiente no es eficiente. Para las botas de gas de cada estación no existen medidores que determinen los parámetros de operación en esta fase, por lo que se considera los parámetros de descarga de los FWKO como el ingreso a la bota y el fluido de descarga de la bota como los parámetros de ingreso a los tanques de lavado. Finalmente el petróleo ingresa al tanque de lavado donde se separa en lo posible el resto del agua presente para su posterior almacenamiento y bombeo. Los resultados de %BS&W medidos en campo al ingreso y descarga de los tanques serán mostrados en la Tabla 4.9. 58 Tabla 4.9 %BS&W DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO BS&W CPF SPF TK LAVADO TK LAVADO T-E75500 T-B75046 ESTACION CÓDIGO DIA ENTRADA DESCARGA ENTRADA DESCARGA 1 2 3 4 5 6 7 8 5,8 4,9 5,2 5,7 5,3 5,8 4,8 5 0,5 0,5 0,6 0,4 0,5 0,4 0,4 0,6 18,2 19,3 19,5 19,8 20,9 18,3 15,5 18,3 0,4 0,4 0,4 0,5 0,4 0,3 0,4 0,4 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Podemos observar que en la descarga de los tanques de lavado se tiene un promedio de 0,4 %BS&W, inferior al 1% requerido para que el petróleo pueda ser enviado al almacenamiento y transferencia. Lo que nos permite indicar que el petróleo tiene un proceso de separación eficiente en los tanques de lavado. 4.3.2. GRAVEDAD API La gravedad API nos indicará si el petróleo que se maneja en el campo es liviano o pesado, y además nos permite saber si la estación cuenta con las facilidades adecuadas para poder tratarlo eficientemente. A continuación en la Tabla 4.10 se muestra el °API con la que trabajan los separadores en el campo Oso, determinados diariamente por medio de análisis químicos de las muestras tomadas en la locación durante un periodo de ocho días. 59 Tabla 4.10 °API DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO °API CPF SPF ESTACIÓN FWKO TK LAVADO FWKO TK LAVADO DÍA V-E75131 T-E75500 V-B75120 V-B75121 V-B75123 T-B75046 1 24,2 24,3 24,1 24,1 24 24,2 24,3 24 24,2 24,5 24,3 24,9 25 24,9 24,7 25 2 3 4 5 6 7 8 24,2 24,3 24,1 24,1 24 24,2 24,3 24 24,2 24,3 24,1 24,1 24 24,2 24,3 24 24,2 24,3 24,1 24,1 24 24,2 24,3 24 24,2 24,5 24,3 24,9 25 24,9 24,7 25 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Podemos observar que el campo maneja un crudo de 24,2 °API en promedio para cada fase de separación que entra en la clasificación de petróleo mediano según la Tabla 4.11 mostrada a continuación. Tabla 4.11 CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO SEGÚN SU GRAVEDAD API CRUDO °API Extrapesado 10 Pesado 10 - 22,3 Mediano 22,3 - 31,1 Ligero 31,1 - 39 Superligero > 39 Fuente: Instituto Mexicano del Petróleo Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 60 4.3.3. CONCENTRACIÓN DE PRESENTE EN EL AGUA ACEITE RESIDUAL Muestra la cantidad de aceite que tiene el agua a la descarga de los recipientes de separación, se lo mide en laboratorio con muestras de agua tomadas en la descarga de cada recipiente y se expresa en unidades de concentración (ppm). Tabla 4.12 CONCENTRACIÓN DE ACEITE EN AGUA A LA DESCARGA DE LOS SEPARADORES DEL CAMPO OSO FWKO ACEITE RESIDUAL EN EL AGUA (PPM) ESTACIÓN CPF SPF V-E75131 V-B75121 V-B75120 V-B75123 DÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 11,3 14,5 15,2 12,2 17,4 16,3 11,1 11 8,9 8,6 9,6 10,6 8,9 9,7 8,5 9,5 14,9 12,3 15,2 23,1 14,7 11 11,1 10,8 11,2 12,4 11,2 12,1 9,8 11 13 14,6 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar En la Tabla 4.12 podemos observar que las concentraciones de aceite en agua son relativamente bajas, considerando que los FWKO pertenecen a la primera etapa de separación. 61 Tabla 4.13 CONCENTRACIÓN DE ACEITE EN AGUA A LA DESCARGA DE LOS TANQUES DE LAVADO DEL CAMPO OSO TANQUE DE LAVADO ACEITE RESIDUAL EN EL AGUA (PPM) ESTACIÓN DÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 CPF T-E75500 12 12 11,9 12,1 12 12,2 14 13,8 SPF T-B75046 12,1 13,5 11 11,5 16,4 10,8 11,8 11,1 Fuente: Petroamazonas EP Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar En la Tabla 4.13 observamos la concentración de aceite en el agua descargada por los tanques de lavado del campo Oso. Podemos notar que las concentraciones son en promedio menores que en las obtenidas en los FWKO resultado de tener una mejor separación conforme avanza el proceso. Considerando que en la estación Oso SPF la producción de los tres separadores llegan al tanque de lavado. En los tanques de almacenamiento de agua se obtienen concentraciones promedio de aceite en agua de 6,7 ppm para el tanque T-B75206 en la estación SPF y para el tanque T-C75200A es de 7,6 ppm en la estación CPF, lo cual notamos que se encuentran en un rango adecuado de descarga que es de 10 a 15 ppm de aceite en agua. 62 4.4. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS ÓPTIMOS DE OPERACIÓN DEL CAMPO OSO Para la determinación de los parámetros con los cuales los equipos operan eficientemente se procederá a realizar un análisis comparativo de la información medida en la estación presentada anteriormente con valores calculados matemáticamente, de tal manera que se pueda comprobar si el parámetro medido es el adecuado para que la separación en cada recipiente sea lo más eficiente posible. 4.4.1. ANÁLISIS DEL SEPARADORES TIEMPO DE RETENCIÓN EN LOS Para determinar el tiempo de retención en los separadores usaremos cada uno de los caudales de ingreso registrados en campo en la ecuación 3.3 del tiempo de retención. Como ejemplo de cálculo vamos a considerar los datos del FWKO V-B75120: · d (ID) = 10 ft · Ls/s = 35,5 ft · Q promedio = 32123,4 BPD Resolución: Calculamos la longitud efectiva del separador con la ecuación 4.4: ܮ ൌ ܮ ൌ ͵ ܮ כ௦Τ௦ Ͷ ͵ ͵ כͷǡͷ Ͷ ܮ ൌ ʹǡ͵݂ݐ 63 Calculamos el tiempo de retención: ݀ ଶ ܮ Ͳ כǡ ݐ ൌ ܳ ሺͳͲ ʹͳ כሻଶ ʹ כǡ͵ Ͳ כǡ ݐ ൌ ͵ʹͳʹ͵ǡͶ ݐ ൌ ͺǡͶ݉݅݊ A continuación se muestran los resultados de tiempos de retención calculados para cada separador en Tabla 4.14. Tabla 4.14 TIEMPOS DE RETENCIÓN CALCULADOS FREE WATER KNONK OUT CPF SPF V-E75131 V-B75120 V-B75121 V-B75123 ID (FT)= 10 ID (FT)= 10 ID (FT)= 10 ID (FT)= 10 L s/s (FT)= 54 L s/s (FT)= 35,5 L s/s (FT)= 54 L s/s (FT)= 28,5 L eff (FT)= 40,5 L eff (FT)= 26,63 L eff (FT)= 40,5 L eff (FT)= 21,38 Q fluido tr (min) Q fluido tr (min) Q fluido tr (min) Q fluido tr (min) 36862,00 11,1 32123,4 8,4 75167 5,4 14053,6 15,3 37112,73 11,0 34231 7,8 75378 5,4 13283 16,2 36778,38 11,1 33124,7 8,1 75222 5,4 14161,3 15,2 36127,43 11,3 32778,5 8,2 72159 5,7 14232,5 15,1 36778,38 11,1 33130,8 8,1 72164 5,7 14255,2 15,1 37112,73 11,0 33161,2 8,1 72043 5,7 14620,8 14,7 36450,00 11,2 32621,7 8,2 72033 5,7 14803,1 14,6 37112,73 11,0 33143,5 8,1 72036 5,7 15004,3 14,4 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar 64 Los tiempos de retención calculados serán comparados con los tiempos medidos en campo, para de esta manera comprobar si los separadores operan con tiempos de retención apropiados para que se tenga una buena calidad de fluidos, lo que se verificará en los valores de %BSW del fluido en la descarga. 4.4.1.1. COMPARACIÓN DE LOS TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS CON LOS CALCULADOS La Tabla 4.15, 4.16, 4.17 y 4.18 muestran los resultados de los tiempos de retención medidos y tiempos de retención calculados para cada separador, adicionando los caudales usados en el cálculo y el %BS&W para analizar la calidad que tienen los fluidos a la descarga cuando el separador maneja los tiempos de retención medidos en campo. Tabla 4.15 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO V-E75131 DÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 Ql 36862,00 37112,73 36778,38 36127,43 36778,38 37112,73 36450,00 37112,73 CPF V-E75131 tr (min) %BSW tr calculado 11,9 5,8 11,1 11,1 4,9 11,0 12,2 5,2 11,1 11,5 5,7 11,3 11,1 5,3 11,1 12,1 5,8 11,0 11,6 4,8 11,2 11,8 5,0 11,0 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar En la Tabla 4.15 se encuentran los tiempos de retención correspondientes al FWKO V-E75131 de la estación Oso CPF, donde observamos que los tiempos de retención calculados tienen una gran semejanza a los tiempos medidos en el proceso, es decir de acuerdo a la ecuación 3.2 de manejo de líquidos los tiempos 65 de retención están en un rango apropiado y esto puede ser verificado por el %BS&W del fluido a la descarga de este separador, el cual tiene valores menores al 10% resultando ser valores eficientes de separación. Tabla 4.16 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO V-B75120 DÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 Ql 32123,4 34231 33124,7 32778,5 33130,8 33161,2 32621,7 33143,5 SPF V-B75120 tr (min) %BSW tr calculado 9 5,1 8,4 9,0 5,6 7,8 9,0 4,8 8,1 9,6 5,4 8,2 9,4 4,5 8,1 9,4 5,8 8,1 9,4 6,2 8,2 9,4 6,3 8,1 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Los tiempos de retención mostrados en la Tabla 4.16 nos indica que los valores de tiempos calculados son un poco menores a los medidos, es decir, si consideramos que el tiempo de retención calculado es el correcto, existe un pequeño error de calibración, sin embargo esto no significa que este separador no realice un buen trabajo debido a que en su descarga se tienen fluidos con un %BS&W bajo, menor al 10% concluyendo que este separador opera con un buen tiempo de retención. Tabla 4.17 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO V-B75123 DÍA 1 2 3 4 Ql 14053,6 13283 14161,3 14232,5 SPF V-B75123 tr (min) %BSW tr calculado 14,6 0,9 15,3 14,6 1,1 16,2 14,6 1,2 15,2 16,2 2,7 15,1 66 5 6 7 8 14255,2 14620,8 14803,1 15004,3 15,2 15,2 15,2 15,2 0,8 1,5 0,9 0,9 15,1 14,7 14,6 14,4 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Los tiempos de retención mostrados en la Tabla 4.18 nos indican que los tiempos medidos guardan semejanza con lo calculados, por cual podemos decir que este separador opera con un tiempo de retención adecuado. Además de comprobar matemáticamente se observa un %BS&W muy bajo, lo que afirma que es un buen tiempo de retención el que maneja este FWKO. Tabla 4.18 TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS Y CALCULADOS PARA EL FWKO V-B75121 DÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 Ql 75167 75378 75222 72159 72164 72043 72033 72036 SPF V-B75121 tr (min) %BSW tr calculado 8,43 27 5,4 8,4 32 5,4 8,4 28 5,4 8,8 27 5,7 8,8 32 5,7 8,8 28 5,7 8,8 28 5,7 8,8 29 5,7 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Para este FWKO los tiempos de retención calculados que se muestran en la Tabla 4.18 son inferiores a los tiempos medidos en la estación, lo que nos permite considerar que el tiempo real de retención con el que trabaja este separador actualmente es en promedio de 5,6 minutos, observándose un posible error en la visualización o medición del tiempo de retención en el SCADA, sin embargo, 67 también notamos que los %BS&W en la descarga del separador son superiores al 10% lo que nos indica que el tiempo de retención con el que trabaja este separador está por debajo del valor del tiempo de retención óptimo, es decir que los 5,6 minutos no son suficientes para lograr una buena separación. Para llegar a un buen valor de tiempo de retención se debe reducir el caudal de entrada de tal manera que el tiempo de retención se incremente. Para que esto sea posible, parte del caudal de fluido que ingresa a este FWKO deberá ser manejado por otro separador, de preferencia existente y en funcionamiento. Debido a que esta estación tiene proyectos de instalación de nuevos equipos, es posible que el caudal necesario para mejorar el desempeño del FWKO V-B75121 sea direccionado a un nuevo separador como es el FWKO V-B75122 mencionado con anterioridad. 4.4.1.2. RESULTADOS DEL ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS TIEMPOS DE RETENCIÓN MEDIDOS CON LOS CALCULADOS De este análisis se observa inconvenientes únicamente en el desempeño del FWKO V-B75121 en la estación SPF, el cual trabaja con tiempos de retención bajos e inadecuados para lograr una separación eficiente, lo que se puede evidenciar con los valores de %BS&W medidos a la descarga del separador que son superiores al 10%. De acuerdo a la ecuación 3.1 de manejo de fluido, para mejorar la calidad del fluido entregado por este separador se debe aumentar el tiempo de retención y esto se logra reduciendo el caudal que maneja el recipiente, sin embargo, esto debe ser posible física y operativamente en la estación, procurando que las alternativas posibles para lograrlo no afecten en gran magnitud los caudales, capacidades y calidad de tratamiento en los separadores presentes. 68 Para estimar un tiempo de retención adecuado que maneje bajos %BS&W en la descarga del separador, se debe considerar los tiempos de retención de los separadores vecinos en la estación Oso SPF, ya que las condiciones son similares para los tres recipientes, de esta manera, en la Tabla 4.19 se presentan los tiempos de retención promedio reales de los tres FWKO que operan en la planta OSO SPF. Tabla 4.19 TIEMPOS PROMEDIOS DE RETENCIÓN EN LOS FWKO DE OSO SPF TIEMPO DE RETENCIÓN PROMEDIO FWKO V-B75120 V-B75123 V-B75121 tr promedio (min) 8,1 15,1 5,6 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Del análisis conocemos que el tiempo de retención de 5.6 minutos no presenta un desempeño eficiente en la separación del FWKO V-B75121 por lo que es preciso aumentar su valor para mejorar el rendimiento del proceso. Para esto podemos proponer un valor en base a un rango que es determinado en base a los tiempos de retención de los otros dos separadores que trabajan con parámetros óptimos y tienen las mismas condiciones, realizando un proceso de separación eficiente. Se considera el FWKO V-B75120 como referencia, ya que al trabajar con un tiempo de 8,1 minutos, que es el tiempo requerido para que el fluido se separe de tal manera que se obtengan resultados de %BSW de 5,5%; por esta razón vamos a calcular que caudal debería ingresar en el FWKO V-B75121 con un tiempo de retención de 8,1 minutos con lo que se espera conseguir un %BSW de 5,5% 69 Para lo cual se debe despejar el Ql de la ecuación 3.1 de manejo de líquido y calcularlo con los datos del separador, así tenemos: Datos del FWKO V-B75121: · d (ID) = 10 ft · Ls/s = 54 ft Calculamos la longitud efectiva del separador: ܮ ൌ ܮ ൌ Calculamos el caudal: ͵ ܮ כ௦Τ௦ Ͷ ͵ כͷͶ Ͷ ܮ ൌ ͶͲǡͷ݂ݐ ݀ ଶ ܮ Ͳ כǡ ܳ ൌ ݐ ሺͳͲ ʹͳ כሻଶ ͶͲǡͷ Ͳ כǡ ܳ ൌ ͺǡͳ ܳ ൌ ͷͲͶͲͲܦܲܤ Este caudal es el que se debe manejarse con un de tiempo de retención de 8,1 minutos, de tal manera que el caudal de ingreso que debe ser retirado es: 73275,25 – 50400 = 22872,25 BPD El caudal que debe ser direccionado desde el FWKO V–B75121, se lo puedo enviar al FWKO V–B75123 ya que este separador trabaja con un tiempo de retención de 15,1 minutos, obteniendo resultados de excelente calidad, sin 70 embargo, al recibir el excedente proveniente del otro FWKO, este tiempo se reducirá esperando que tenga un valor superior a 5,6 y lo más aproximado posible a 8,1 minutos que es con el que se obtiene resultados de buena calidad con la referencia del FWKO V-B75121. Datos del FWKO V-B75123 d= 10 ft Leff = 21,38 ft Q (15,1 min) = 14301,7 BFPD Q excedente = 22875,25 BFPD ݀ ଶ ܮ Ͳ כǡ ݐ ൌ ܳ ሺͳͲ ʹͳ כሻଶ ͳʹ כǡ͵ͺ Ͳ כǡ ݐ ൌ ͳͶ͵Ͳͳǡ ʹʹͺͷǡʹͷ ݐ ൌ ͷǡͺ݉݅݊ Se obtiene un resultado superior al 5,6 minutos, pero por otro lado es un valor alejado a 8,1 minutos, por lo que es necesario realizar un análisis asumiendo valores de tiempos de retención para el FWKO V-B75121, de tal manera que el caudal que se va a direccionar al FWKO V-B75123 sume un caudal que nos dé un tiempo de retención lo más aproximado posible a 8,1 minutos (tiempo referencia). De esta manera obtenemos que los tres FWKO trabajen con tiempos cercanos a 8 minutos que por experiencia del FWKO V-B75121 nos garantizará un desempeño óptimo en la separación de fluidos. A continuación en la Tabla 4.20 se presentan caudales a diferentes tiempos de retención, de tal manera que generen una relación entre los dos FWKO para determinar el tiempo de retención óptimo que nos permita obtener calidad de 71 fluidos dentro de un margen aceptable para los dos separadores, entonces tenemos: Tabla 4.20 TIEMPOS DE RETENCIÓN Y CAUDALES APROXIMADOS A UN TIEMPO REFERENCIAL DE 8.1 FWKO V -B75121 FWKO V -B75123 Q (5,06 min) Q tr Q excedente tr Q (15,1 min) Q nuevo tr 73275,25 72900,0 71621,1 70386,2 69193,2 68040,0 66924,6 65845,2 64800,0 63787,5 62806,2 61854,5 60931,3 60035,3 59165,2 58320,0 57498,6 56700,0 55923,3 55167,6 54432,0 53715,8 53018,2 52338,5 51675,9 51030,0 50400,0 375,3 1654,2 2889,0 4082,0 5235,3 6350,7 7430,1 8475,3 9487,8 10469,1 11420,7 12343,9 13240,0 14110,0 14955,3 15776,7 16575,3 17352,0 18107,7 18843,3 19559,5 20257,1 20936,8 21599,3 22245,3 22875,3 5,6 5,7 5,8 5,9 6,0 6,1 6,2 6,3 6,4 6,5 6,6 6,7 6,8 6,9 7,0 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 7,6 7,7 7,8 7,9 8,0 8,1 14301,7 14677,0 15955,9 17190,8 18383,8 19537,0 20652,4 21731,8 22777,0 23789,5 24770,8 25722,4 26645,6 27541,7 28411,8 29257,0 30078,4 30877,0 31653,7 32409,4 33145,0 33861,2 34558,8 35238,5 35901,0 36547,0 37177,0 14,7 13,5 12,5 11,7 11,0 10,4 9,9 9,5 9,1 8,7 8,4 8,1 7,8 7,6 7,4 7,2 7,0 6,8 6,6 6,5 6,4 6,2 6,1 6,0 5,9 5,8 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Con este análisis se puede determinar un tiempo de retención de 7 minutos que ayude a direccionar el excedente del caudal del FWKO V-B75121 (Q excedente = 72 14955.3 BFPD) sin afectar en gran magnitud al tiempo de retención del FWKO VB75121 que trabajará con un tiempo de 7,4 minutos siendo un valor que de acuerdo a las condiciones planteadas es el más próximo al tiempo referencial, lo que nos lleva a concluir que se tendrán descargas de fluido a las salidas de cada separador dentro de los márgenes de calidad óptimos. De esta manera determinamos los tiempos de retención de cada FWKO de la estación Oso SPF con los cuales tendrán una eficiencia óptima de operación en el proceso de separación y tratamiento del petróleo en la Tabla 4.21 Tabla 4.21 TIEMPOS DE RETENCIÓN ÓPTIMOS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES DE LA ESTACIÓN OSO SPF FWKO V-B75120 tr (min) 8,1 V-B75121 tr (min) 7 V-B75123 tr (min) 7,4 Elaborado por: Cadena Galo/Criollo Oscar Se redujo matemáticamente el tiempo de retención del FWKO V-B75123 de 15,1 a 7,4 minutos mientras que para el FWKO V-B75123 se aumenta el tiempo de retención de 5,6 a 7 minutos. 73 CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. CONCLUSIONES · La producción del campo Oso tiene un 88% de BS&W, por lo que se obtiene en la separación una mayor cantidad de agua que de petróleo (143 000 barriles de agua y 21 000 barriles de petróleo). Motivo por el cual, la planta principal direcciona el agua separada a procesos de re-inyección, tanto para el campo Oso como para el campo Gacela debido a la falta capacidad de almacenamiento de agua en las plantas del campo Oso. · En el proceso de separación de las dos estaciones se utiliza un sistema de tanque de lavado con bota de gas al exterior a continuación de los FWKO como proceso de separación, debido a que las condiciones de presión y principalmente de temperatura que maneja el campo Oso facilitan el proceso, por lo que no se necesita otras fases adicionales para obtener resultados eficientes en la separación. · El tiempo de retención que manejan los tanques de lavado aproximadamente es de 9,1 horas en la estación SPF y 8,9 en CPF con los cuales se genera un proceso de separación por gravedad teniendo como resultado excelentes valores de %BS&W en la descarga de petróleo 0,4 % en SPF y 0,5% en CPF. Además que se tienen bajas concentraciones de aceite en agua descargada de los tanques de lavado, 12,3 ppm en SPF y 12,5 ppm en CPF; valores que se encuentran dentro del rango adecuado de descarga que por experiencia se sabe es entre 10 – 15 ppm. · El parámetro de presión de operación depende mucho del entorno a los separadores como son la presión del yacimiento, presión de cabeza, presión en el manifold, distancia que debe recorrer el fluido hasta la estación, entre otras. Por lo cual, es usual que este parámetro no se 74 modifique a menos que existan cambios importantes en los aportes de fluido de los pozos debido a reacondicionamiento, estimulación, apertura o cierre. · La temperatura de operación en general del campo Oso es la adecuada para que la separación se realice eficientemente, ya que el fluido que sale de los pozos tiene alta temperatura, entonces podemos decir que en este campo la temperatura con la que ocurre la separación es la correcta, la misma que varía en un rango de 160 °F y 190 °F para un funcionamiento eficiente en los separadores. · El crudo que se produce en el campo Oso no presenta porcentajes de emulsión significativos, debido a que el fluido proveniente de los pozos es caliente, por lo que no es necesario usar un sistema de calentamiento que ayude a romper las emulsiones del crudo. · En la estación Oso CPF se manejan parámetros óptimos en la separación tanto con el separador FWKO V-E75131 y el tanque de lavado T-E75500, Obteniendo como resultado una descarga de petróleo con 5,3 % BS&W a un tiempo de retención de 11,7 minutos ligeramente superior al tiempo de retención calculado de 11,1 minutos a la salida del FWKO pero que no es una diferencia significativa; y en el tanque de lavado resulta crudo de 0,5 % BS&W, siendo de buena calidad. · El análisis cualitativo y cuantitativo de los datos operativos de los FWKO VB75121 y V-B75123, refleja un desempeño eficiente, ya que en los dos separadores se maneja tiempos óptimos de retención, los mismos que han sido verificados matemáticamente y confirmados por la obtención de fluidos con buena calidad, para continuar en las fases posteriores de separación. · Del análisis de la información del FWKO V-B75121 se determina un manejo incorrecto del tiempo de retención, además de una mala visualización o una medición errónea del sistema SCADA, lanzando un valor aproximadamente de 8 minutos cuando el tiempo real con el que trabaja el separador es de 5,6 minutos al caudal de ingreso respectivo, lo que también se refleja en la 75 calidad del fluido a la descarga, con un corte de agua superior al 10% (28,9 %BS&W en promedio), generándose un proceso de separación ineficiente. · La alternativa para mejorar la calidad del petróleo en la descarga del separador V-B75121, es aumentando el valor de 5,6 minutos de tiempo de retención, lo que se logra reduciendo el caudal de fluido de ingreso al recipiente. · Para manejar el fluido que debe ser reducido del FWKO V-B75121, se determina como alternativa direccionar o redistribuir el flujo excedente a los separadores vecinos, de esto concluimos que la mejor alternativa para lograr esto es direccionar un caudal de 14955,3 BFPD del FWKO V-B75121 manejando un tiempo de retención de 7 minutos al FWKO V-B75123, que sumado este caudal maneja un tiempo de 7,4 minutos con 29257 BFPD. · Los tiempos de retención de 7 minutos para el FWKO V-B75121 y 7,4 minutos para el FWKO V-B75121 se encuentran cerca del tiempo necesario para que los fluidos se separen correctamente que es de 8,1 minutos. · El agua que descargan los tanques de almacenamiento es de buena calidad, esto se puede verificar por las bajas concentraciones de aceite en agua, que salen de los tanques de almacenamiento para reinyección, las cuales son de 6,7 ppm para el tanque T-B75206 en la estación SPF y 7,6 ppm para el tanque T-C75200A en la estación CPF. Concentraciones que están por debajo del rango permitido para reinyección que es de 10 a 15 ppm de aceite en agua. 76 5.2. RECOMENDACIONES · Se recomienda verificar o calibrar el sistema que proporciona los cálculos del tiempo de retención al SCADA, ya que es posible que se encuentre des calibrado, averiado o con errores de cálculo, ya que el tiempo de retención calculado matemáticamente no concuerda con la información de tiempo tomada de la pantalla de visualización de resultados. · Es necesario realizar una actualización de la documentación de diagramas de diseño, ya que después de un análisis del capítulo II se encuentran discordancias con la documentación de las instalaciones y la situación operativa actual, por ejemplo, tanques que se encuentran actualmente fuera de servicio y facilidades que ya no existen. · Después de realizar la visita al campo Oso y de hacer un recorrido por sus instalaciones, se recomienda realizar un mantenimiento, principalmente en el único tanque de almacenamiento de crudo en la estación CPF, ya que se pudo observar un mal estado del revestimiento del tanque, viéndose un alto grado de corrosión debido a que este tanque ha sobrepasado su tiempo de vida útil. · Del análisis del tiempo de retención en el FWKO V-B75121 se recomienda re direccionar 14955,3 BFPD hacia el FWKO V-B75123, de esta manera se presenta una alternativa de solución que mejora la calidad del fluido de salida de un FWKO para sacrificar la calidad del otro pero no en medidas considerables pues los tiempos de operación con los nuevos caudales se encuentran muy próximos al tiempo tomado como referencia de 8,1 minutos, sin embargo también debe considerarse los gastos en cuanto a construcción de nuevas líneas y bombas · Respecto al problema que se tiene en el separador V-B75121 en la estación SPF, si no se desea cambiar el desempeño del FWKO V-B75123 al reducir el tiempo de retención se recomienda: 77 o Recircular el fluido al mismo FWKO para que los químicos tengan más tiempo para hacer efecto, con un estudio previo de los costos que esto implicaría. o Inyectar químicos en este separador que ayuden a mejorar la separación de los fluidos. o Instalar un nuevo separador con el diseño apropiado, y que cumpla con las condiciones de flujo que recibe el separador en cuestión. o Realizar un estudio para redimensionar el FWKO V-B75121. · Se recomienda realizar un estudio de las capacidades de almacenamiento de agua, con la que se pueda dar solución al problema de reprocesamiento de fluidos que se realiza en la estación Gacela; debido a que actualmente se transfiere el petróleo producido en SPF conjuntamente con agua por la misma línea, consecuencia de la poca capacidad de almacenamiento de agua que se maneja en la estación. 78 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS · Abdel-Aal, H. 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(2007), Recolección y Tratamiento de Petróleo y Gas, La Habana, Cuba. 80 ANEXOS 81 ANEXO No 1 PLANO DE IMPLANTACIÓN OSO SPF 82 82 83 ANEXO No 2 PLANO DE IMPLANTACIÓN OSO CPF 84 84 85 ANEXO No 3 PERFIL DE PRODUCCIÓN ANUAL DESDDE EL AÑO 2010 HASTA EL AÑO 2042 86 CAMPO OSO PERFIL DE PRODUCCIÓN AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 TOTAL CRUDO AGUA FLUIDO 2,164,239 6,289,785 7,949,830 9,572,838 8,369,039 6,551,881 3,952,153 2,554,435 1,809,866 1,300,114 861,073 585.229 378,796 235,266 114,326 37,475 18,766 17,948 17,107 16,381 15,715 15,144 14,535 14,007 13,518 13,098 12,635 12,234 11,859 11,539 11,174 2,706 52,944,711 1,344,014 10,833,485 29,834,402 49,737,506 45,233,148 45,066,577 43,086,388 39,399,661 35,929,423 30,491,060 22,004,038 15,964,009 10,932,711 7,377,670 3,694,833 836,820 97,238 98,587 99,292 100,174 100,977 101,991 102,388 103,010 103,585 104,403 104,614 105,075 105,507 106,201 106,291 26,264 393,331,342 3,508,253 17,123,270 37,784,232 59,310,344 53,602,187 51,618,458 47,038,541 41,954,096 37,739,289 31,791,174 22,865,111 16,549,238 11,311,507 7,612,936 3,809,159 874,295 116,004 116,535 116,399 116,555 116,692 117,135 116,923 117,017 117,103 117,501 117,249 117,309 117,366 117,740 117,465 28,970 446,276,053 87 ANEXO No 4 CURVA DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS 88 88 2042 2041 2040 2039 2038 2037 2036 2035 2034 2033 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 AÑO 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 0 10.000.000 20.000.000 30.000.000 50.000.000 60.000.000 40.000.000 BPD 70.000.000 2010 89 ANEXO No 5 DIAGRAMA GENERAL DE UN PROCESO DE SEPARACIÓN 90 90 91 ANEXO No 6 DIAGRAMA DE UN SEPARADOR TRIFÁSICO 92 92 93 ANEXO No 7 DIAGRAMA DE UN SEPARADOR BIFÁSICO 94 94 95 ANEXO No 8 ESQUEMA DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS PVT 96 96 97 ANEXO No 9 CONSUMO DE QUÍMICOS EN EL PROCESO 2015 3 5 ------ CLARIFICADOR RBW-503X ANTIESPUMANTE DFO-14521 DEMULSIFICANTE DMO-14629 BIOCIDA XC-14818 BIOCIDA XC-14350 ANTIESCALA SCW-14336 SURFACTANTE WAW-14252 * CONSUMO PROMEDIO DIARIO 10 CLARIFICADOR RBW-6060 QUIMICO -- -- -- -- -- 10 8 32 15 2 30 20 18 -- -- -- PUNTO DE INYECCION ANTES O DESPUES FACILIDADES EPF FACILIDADES SPF DEL PROCESO REINYECCION DE AGUA POZO OSOB-044 TRANSFERENCIA A OSO CPF TRANSFERENCIA A GACELA POZOS DE OSO B OBSERVACION 98 98 99 ANEXO No 10 APORTE DE FLUIDOS DESDE LOS PAD HASTA LAS ESTACIONES DEL CAMPO OSO petróleo agua fluido petróleo agua fluido petróleo agua fluido 2948 BOPD 21880 BWPD 24828 BFPD OSO B PAD 4654 BOPD 5709 BWPD 10363 BFPD OSO I PAD 4426 BOPD 23406 BWPD 27832 BFPD OSO G PAD OSO H PAD petróleo 2948 BOPD agua 21880 BWPD fluido 24828 BFPD 327 5806 6133 16630 18455 CPF 1825 SPF OSO I-001I GPF 31163 SPF B-002I B-003I GACELA GPF inlet OSO 21251 petróleo agua 14022 fluido 35273 B-001I CPF petróleo agua fluido D-017I OSO 9 C-003I BOPD BWPD BFPD BOPD BWPD BFPD BOPD BWPD BFPD CPF 327 5806 6133 OSO-9 PAD D 1041 BOPD 6567 BWPD 7608 BFPD OSO-1 PAD E 143 88 231 OSO-2 PAD F 157 1 158 OSO-3 PAD C 402 33 435 C-013I SPF 3302 35398 38700 REINYECCIÓN OSO 9 POZOS BWPD PSI OSOD-017I 6513 3200 TOTAL 6513 petróleo agua fluido petróleo agua fluido petróleo agua fluido petróleo agua fluido C-005I OSO A PAD 5326 BOPD 63604 BWPD 68930 BFPD 100 100 101 ANEXO No 11 TABLA DE DATOS DE PRODUCCIÓN DEL FWKO VC75121 1 2 3 4 5 6 7 8 PROMEDIO DIA OSO CPF T P (°F) (psi) 162 25 162 25 162 25 162 25 162 25 162 25 162 25 162 25 162 25 Q fluido %BSW t ret (BPD) 36862,00 88 11,9 37112,73 88 11,1 36778,38 87 12,2 36127,43 88 11,5 36778,38 89 11,1 37112,73 87 12,1 36450,00 88 11,6 37112,73 89 11,8 36791,80 88,0 11,7 T (°F) 162 162 162 162 162 162 162 162 162 P (psi) 25 25 25 25 25 25 25 25 25 Capacidad nominal (BFD) Presión de diseño (psi) Temperatura de diseño (°F) Diámetro - ID (pies) Longitud (pies) Longuitud s-s (pies) INGRESO FLUIDO 50000 75 650 10 60 Leff 40,5 54 DESCARGA FLUIDO PETRÓLEO AGUA GAS Q petróleo Q agua Q gas tr %BSW °API ppm %GOR (BPD) (BPD) (MPCSD) calculado 3668 5,8 24,2 11,29 32614 580,00 11,1 3765 4,9 24,3 14,52 32501 846,73 11,0 3567 5,2 24,1 15,21 32720 491,38 11,1 3899 5,7 24,1 12,2 31445 783,43 11,3 3655 5,3 24 17,41 32509 614,38 11,1 3556 5,8 24,2 16,33 32655 901,73 11,0 3766 4,8 24,3 11,1 31889 795,00 11,2 3687 5 24 11 32733 692,73 11,0 3695,38 5,3 24,2 13,63 32383,25 713,17 11,1 V-E75131 FREE WATER KNOCK OUT 102 102 103 ANEXO No 12 TABLA DE DATOS DE PRODUCCIÓN DEL FWKO V75120 DIA OSO SPF 1 2 3 4 5 6 7 8 P (psi) 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 T (°F) 168 168 168 168 168 168 168 168 168 33039,4 87,5 9,3 Q fluido t %BSW (BPD) rete 32123,4 88 9 34231,0 88 8,98 33124,7 88 9 32778,5 88 9,58 33130,8 88 9,38 33161,2 88 9,39 32621,7 86 9,4 33143,5 86 9,4 Capacidad nominal (BFD) Presión de diseño (psi) Temperatura de diseño (°F) Diámetro ID (pies) Longitud (pies) Longitud s/s INGRESO FLUIDO 168 T (°F) 168 168 168 168 168 168 168 168 30,2 P (psi) 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 10 Leff 38,5 35,5 36000 125 200 26,63 DESCARGA FLUIDO PETRÓLEO AGUA GAS Q fluido Q fluido Q gas tr %BSW °API ppm %GOR (BPD) (BPD) (MPCSD) calculado 4562,4 5,1 24,2 14,9 27434 127,0 8,4 5458 5,6 24,3 12,3 28112 661,0 7,8 4769,3 4,8 24,1 15,2 27434 921,4 8,1 4867,2 5,4 24,1 23,1 27434 477,3 8,2 5503,6 4,5 24 14,7 27434 193,2 8,1 5339,4 5,8 24,2 11,0 27434 387,8 8,1 5067,7 6,2 24,3 11,1 27004 550,0 8,2 4836,5 6,3 24 10,8 27434 873,0 8,1 5,462 5050,5 5 24,2 14,1 27465 8,1 V-B75120 FREE WATER KNOCK OUT 104 104 105 ANEXO No 13 TABLA DE DATOS DE PRODUCCIÓN DEL FWKO V75121 185 185 185 185 185 185 4 5 6 7 8 1 2 3 T (°F) 185 185 185 DIA OSO SPF 31 31 31 31 31 31 P (psi) 31 31 31 72164 72043 72033 72036 73275,25 72159 Q fluido (BPD) 75167 75378 75222 88 88 86 86 87,5 88 %BS W 88 88 88 INGRESO FLUIDO 8,78 8,79 8,8 8,8 8,7 185 185 185 185 185 31 31 31 31 31 31 T P (°F) (psi) 185 31 185 31 185 31 8,78 185 t rete 8,43 8,41 8,42 120000 75 250 10 60 Leff= 54 DESCARGA FLUIDO PETRÓLEO AGUA Q fluido %BS pp Q fluido °API (BPD) W m (BPD) 11523 27 24,2 8,9 55142,3 12162 32 24,3 8,6 62925,5 11686 28 24,1 9,6 63205,6 10, 8864 27 24,1 62856 6 11473 32 24 8,9 60380 10872 28 24,2 9,7 60870,7 10865 28 24,3 8,5 60862,4 10953 29 24 9,5 60482,6 11049,8 28,9 24,2 9,3 60840,6 V-B75121 Capacidad nominal (BLD) Presión de diseño (psi) Temperatura de diseño (°F) Diámetro ID (pies) Longitud (pies) Longitud s/s FREE WATER KNOCK OUT 311 300,3 305,6 600,4 1384,9 439 GAS Q fluido %GOR (MPCSD) 8501,7 290,5 330,4 40,5 5,7 5,7 5,7 5,7 5,6 5,7 tr calculado 5,4 5,4 5,4 106 106 107 ANEXO No 13 TABLA DE DATOS DE PRODUCCIÓN DEL FWKO V75123 DIA OSO SPF 1 2 3 4 5 6 7 8 T (°F) 168 168 168 168 168 168 168 168 168 P (psi) 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 Q fluido %BSW t ret (BPD) 14053,6 88 14,6 13283 88 14,6 14161,3 88 14,6 14232,5 88 16,2 14255,2 88 15,2 14620,8 88 15,2 14803,1 88 15,2 15004,3 88 15,2 14301,7 88 15,1 T (°F) 168 168 168 168 168 168 168 168 168 P (psi) 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 28,5 Capacidad nominal (BLD) Presión de diseño (psi) Temperatura de diseño (°F) Diámetro ID (pies) Longuitud (pies) Longitud s/s INGRESO FLUIDO 26000 85 175 10 32,5 Leff 28,5 DESCARGA FLUIDO PETRÓLEO AGUA Q fluido Q fluido %BSW °API ppm %GOR (BPD) (BPD) 3286,4 0,9 24,2 11,2 10364,2 3257 1,1 24,3 12,4 9624 3120,1 1,2 24,1 11,8 10642,2 3242,9 2,7 24,1 12,1 10566,6 3456,5 0,8 24 9,8 10320,7 3441,9 1,5 24,2 11,0 10719,9 3333,2 0,9 24,3 13,0 11005,9 3294,5 0,9 24 14,6 11240,8 3304,1 1,25 24,2 12,0 10560,5 V-B75123 FREE WATER KNOCK OUT GAS Q fluido (MPCSD) 403 402 399 423 478 459 464 469 437,1 21,375 tr calculado 15,33 16,22 15,21 15,14 15,11 14,74 14,56 14,36 15,1 108 108
