aseguramiento del flujo en sistemas de aceite pesado en mexico

ASEGURAMIENTO DEL FLUJO EN SISTEMAS DE ACEITE
PESADO EN MEXICO
Autores: M.C. Octavio Reyes Venegas ([email protected]), Scandpower PT Inc.,
M.I. José Ángel Gómez Cabrera ([email protected]) FI-UNAM;
M.I. Néstor Martínez Romero ([email protected]) PEP-SCTET.
Copyright 2005,CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en la tercera E_Exitep 2005, efectuado del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz,
Ver. , México. El material presentado, no necesariamente, refleja la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un
Comité Técnico con base en un resumen; el contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.
INTRODUCCION
En este articulo se analizan los requerimientos
tecnológicos para generar las estrategias y
escenarios de diseño, planeación, operación,
mantenimiento, monitoreo, control y optimización de
los sistemas de producción durante toda la vida de
producción; enfatizando la necesidad del uso de
tecnologías de punta para lograr la optimización de
los sistemas de producción de crudo pesado y
altamente viscoso.
La disciplina de Aseguramiento del Flujo es uno de
los tópicos centrales en la definición de la
arquitectura e ingeniería de transporte y proceso de
los sistemas de producción petrolera. La expresión
“Aseguramiento del Flujo” fue originalmente usada
por Ingenieros en PetroBras en los 90’s como
'Garantia de Fluxo', lo cual se traduce en forma
literal como: ‘Garantizar el Flujo”. En ese entonces,
básicamente significaba, el cubrir los aspectos de
Termo-hidráulica y Fisicoquímica de los sistemas
de producción, que les permitiera hacer producir
sus yacimientos de aceite pesado en aguas
profundas.
del yacimiento, acoplado con el modelado y
simulación dinámica de tipo predictivo enlazado a
través de sistemas de monitoreo en línea, asegura
entre otros beneficios posibles, una operación
óptima durante la vida de producción del sistema.
Los avances tecnológicos en la simulación
dinámica de flujo multifásico, en las técnicas de
laboratorio, en los sistemas de monitoreo en-línea
así como en los computacionales, han hecho
posible la integración de todas estas tecnologías,
estrategias y tareas (1)
La Figura1 muestra la importancia central de tener
información consistente de las propiedades de
fluidos producidos durante la vida operativa de cada
uno de los pozos en el sistema.
Los modelos disponibles en el mercado y las
respectivas simulaciones dinámicas de flujo
multifásico y proceso, no pueden ofrecer resultados
confiables para predecir, anticipar o eliminar
problemas de aseguramiento del flujo sin buenos
datos de las propiedades de PVT.
La especialidad o disciplina de
Aseguramiento del Flujo ha madurado y
actualmente implica una mayor definición de
actividades, las cuales incluyen la planeación,
desarrollo, implantación, mantenimiento y operación
de tecnologías y estrategias para asegurar que el
fluido sea producido efectivamente, transportado y
procesado en los sistemas petroleros en forma
segura y dentro de normas y estándares
ambientales (1, 13, 14, 15, 16, 17).
Es por ello que las propiedades PVT de transporte
y proceso, deben ser validadas mediante un
aseguramiento metódico de la calidad de las
muestras y su trazabilidad a lo largo de todo el
proceso de colección, así como, su correcto y
completo análisis en el laboratorio. La validación
debe incluir los modelos y simuladores de tipo
predictivo de propiedades de PVT y residentes en
el simulador de flujo multifásico y de proceso,
donde ambos deberán de utilizar en forma
consistente este mismo modelo PVT.
Para el mejor ejercicio de esta especialidad, debe
existir una estrecha interacción dinámica entre los
laboratorios de producción, para efectuar un
eficiente monitoreo de los sistemas y fluidos
producidos, y de todas las tareas combinadas de
aseguramiento del flujo. El muestreo frecuente y
periódico de los fluidos producidos y su análisis de
laboratorio, para seguir su evolución durante la vida
Para disminuir los problemas de aseguramiento del
flujo asociados con la producción de estos crudos
pesados es necesario analizar desde las etapas
tempranas de producción, o aún antes de iniciar la
producción, con la finalidad de minimizar fases de
fluidos alternas que se podrían llegar a formar
desde el yacimiento, a través del pozo y líneas
superficiales, así como en el equipo de proceso.
1
Para la correcta estimación de la economía del
proceso integral de diseño y producción de
hidrocarburos se requieren análisis para la
evaluación, planeación y administración del riesgo,
así como la definición correcta de procedimientos
operacionales mediante la simulación dinámica del
proceso de producción, ver Figura 2.
Aunque, la viscosidad a temperatura del yacimiento
también es importante dado que determina la
rapidez con que el fluido in-situ se transporta o fluye
en el medio poroso hacia la boca del pozo,
afortunadamente en el yacimiento casi siempre se
tiene una temperatura relativamente alta a la cual la
viscosidad de estos aceites pesados es
relativamente baja.
PRODUCCION DE ACEITES PESADOS
La energía calorífica del fluido se empieza a perder
en su transporte hacia la superficie, a través de las
paredes de las tuberías y recubrimientos de los
pozos y tuberías superficiales en forma más
importante y a ciertas temperaturas relativamente
bajas (~20-40 oC), a las cuales la viscosidad
empieza a detener a estos fluidos en su trayectoria
hacia los centros de procesado o exportación.
Actualmente es difícil encontrar aceites ligeros y es
evidente, sobre todo en México, Canadá,
Venezuela y Brasil (2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9) – que los aceites
pesados y ultra pesados son el recurso mayoritario
que se tendrá que extraer, y cuando sea necesario
o posible, transformar para transportar y
comercializar.
En los próximos años la producción nacional de
crudos pesados y altamente viscosos se
incrementará en forma muy importante y se estima
que podría a llegar a representar del orden de más
del 50% de la producción petrolera para el año
2020. La producción actual más importante de este
tipo de crudo será la proveniente de la regiones
Marinas, aún cuando un crudo similar esta siendo
producido en la región Norte desde hace algunos
años y es probable que se encuentren más
yacimientos con este tipo de fluidos en la misma
región.
En el pasado, se evitaba producir estos aceites
pesados, especialmente, cuando se tenían recursos
de aceites más ligeros y comerciales, esto era
debido a la dificultad y costos involucrados en su
producción.
En el ámbito mundial, es ahora cada vez más difícil
hacer a un lado el recurso de aceite pesado, el cual
se estima constituye del orden de 6 trillones de
barriles in situ, o sea del orden de tres veces el de
las reservas mundiales de hidrocarburos in situ de
todas las otras fuentes de hidrocarburos ligeros y
gas (2, 3, 4).
Sabemos muy bien que las características
primarias de la formación productora, como son: la
porosidad, permeabilidad y presión determinan el
comportamiento de producción del yacimiento,
mientras que la densidad y viscosidad del fluido nos
condicionan y norman mayormente el método de
producción que debemos de usar para llevarlo a la
superficie y a las plantas de procesado.
La densidad es de menor importancia en el
transporte, aunque es extremadamente importante
en el proceso en las refinerías y no varia en forma
tan significativa con respecto a la temperatura como
lo hace la viscosidad.
Antiguamente, se definían como aceites pesados a
aquellos aceites con densidades entre 10 a 22.3
°API. Sin embargo, es ahora común incluir como
aceites pesados también a aquellos en el rango de
7 a 10 °API, debido a que aún es posible utilizar
métodos de producción de aceites pesados
tradicionales o aún de aceites ligeros. Los aceites
ultrapesados, los cuales estan contenidos en
arenas bituminosas, son extraídos mediante
métodos de minería y con auxilio de otras
corrientes de fluidos calentados para separarlos de
las arenas o tierras que los contienen (2, 3, 4, 5).
Existe cierto conocimiento de algunos “culpables
materiales” que generan en la naturaleza estos
aceites pesados y utilizamos el término
“degradación” para explicar esta generación de
fluidos hidrocarburos pesados y ultra pesados.
La degradación puede ocurrir por la acción de
agentes biológicos. Algunas bacterias, que viven
normalmente en la zona de contacto agua-aceite de
los acuíferos de los yacimientos, metabolizan los
hidrocarburos parafínicos-naftenicos y aromáticos
en los hidrocarburos de cadena larga y pesada (aún
cuando sabemos que existen otras bacterias que
digieren en el sentido inverso, esto es, de
hidrocarburos pesados a más ligeros). La
degradación también puede ocurrir por procesos
físicos de separación en el yacimiento, donde el
agua de la formación pueden remover o separar los
aceites ligeros de los pesados, empujando los
ligeros hacia la superficie mientras los pesados
2
permanecen, por mayor densidad que la del agua,
en la parte baja de la formación
secundaria y mejorada, la cual puede involucrar el
calentamiento artificial de los hidrocarburos.
Otra forma de degradación física ocurrió y puede
seguir ocurriendo en yacimientos en donde la
barrera impermeable sobre la formación porosa del
yacimiento, no es o no fue tan impermeable para
los hidrocarburos ligeros en alguna época en la que
estos escaparon hacia la superficie.
Dentro de las técnicas o métodos usados se incluye
la inyección de vapor de agua a través de los pozos
hacia el yacimiento en forma cíclica, permitiendo
incrementar el factor de recuperación del 20 al
40%. Una variación de esta técnica es la de tener
pozos inyectores de vapor hacia el yacimiento en
forma continua, mientras los pozos productores
están también operando en forma continua,
ciertamente, la correcta localización de pozos de
inyección de vapor y los de producción permitirá un
mayor incremento en el factor de recuperación,
algunas veces hasta del orden de
80%
dependiendo del tipo y características de la
formación y del fluido.
Los
aceites
pesados
son
generalmente
encontrados en las formaciones geológicas
relativamente “jóvenes” del —Pleistoceno, Plioceno
y Mioceno. Las cuales normalmente tienden a ser
someras y tienen un sello menos efectivo que
permite fugas en forma natural. Este tipo de
yacimientos fueron los que primitivamente se
empezaron a explotar, como el de Baku en
Azerbaiján, en el cual literalmente, se paleaba el
hidrocarburo hacia algún recipiente antes de
quemarlo y calentar el hábitat de los antiguos
humanos.
Esta técnica - realmente de minería - se siguió
utilizando hasta los inicios del los 1900’s. A partir de
ese entonces se empezaron a generar la mayoría
de los métodos, ahora llamados tradicionales de
producción por medio de pozos y tuberías a
temperaturas de yacimiento y sin ningún tipo de
calentamiento de los fluidos en su transporte.
Aún en estos días, algunos operadores utilizan
estos métodos de recuperación primaria de aceites
pesados, también llamados de producción en frío,
es decir a temperatura del yacimiento, sin ningún
calentamiento o actividad de mantenimiento de la
temperatura del fluido en su transporte hacia la
planta de proceso.
Los factores típicos de recuperación en el modo o
método de producción en frío son del 1 al 10%.
Dependiendo de las propiedades del fluido (más
importantemente la viscosidad) la producción en
frío puede mantenerse y extenderse con ayuda de
algún tipo de sistema de levantamiento artificial,
como la inyección de algún aceite ligero, diluyentes
o reductores de viscosidad y últimamente con el
uso de bombas electrocentrífugas y otro tipo de
bombas (4, 11).
Algunos de estos yacimientos someros producen
más eficientemente a través de pozos horizontales
y en esquemas de producción de aceite-arena (4, 5, 6,
7, 8, 9)
.
Una vez que la producción en frío alcanza su límite
económico, es necesario iniciar la recuperación
Es bien conocido que los operadores con mayor
experiencia en la explotación de estos campos y
fluidos pesados han requerido de grandes
inversiones a largo plazo para lograr un retorno
adecuado de la inversión (2, 4).
En sistemas de producción de aceite pesado se
estima el valor de la tecnología utilizada o
introducida como la habilidad para reducir el costo
total de producción y procesado. En este sentido la
tecnología usada para aseguramiento del flujo tiene
un impacto enorme al permitir reducciones en el
costo de producción por un factor de 2 o 3 veces
menos de los que originalmente costaba efectuar la
producción en estos yacimientos. Es importante
mencionar que un aceite pesado también requiere
técnicas especiales de refinación de ese crudo.
La perforación de pozos horizontales más largos y
complicados, aún en yacimientos someros, ha
representado reservas adicionales. El costo
asociado es alto, sin embargo representa solo un
porcentaje menor al ligado a la inyección de fluidos
y a las tuberías y sistemas artificiales de producción
necesarios para movilizar a estos viscosos aceites
hacia la superficie.
Estos costos operativos debe ser proyectados
varias décadas en el futuro, dependiendo
obviamente de la extensión y tamaño del
yacimiento, dado que el ritmo de producción en
este tipo de yacimientos es necesariamente lento
para lograr altos factores de recuperación.
Pocos hemos observado el significado físico de
tener un fluido tan viscoso, como aceites pesados a
los que nos referimos, pero basta mencionar que
estos aceites se comportan como miel natural de
abeja a una temperatura de 20 oC o
3
aproximadamente 2,000 cp. Aún cuando es fácil
encontrar aceites en México que a 20 oC tienen una
viscosidad de ~25,000 cp.
in-situ, mediante técnicas y métodos de
hidrogenación (19, 20) - con lo que se crea un aceite
más ligero, llamado “aceite sintético”
El rango de viscosidades reportadas por los
laboratorios llega a variar desde 25,000 hasta
35,000 cp a 15 oC, aún en yacimientos contiguos, lo
cual nos indica que podrían llegar a provocar
problemas de transporte, aún en las condiciones
climáticas relativamente benignas de la sonda de
Campeche.
Las impurezas y fracciones más pesadas de
hidrocarburos, pueden generar incrustaciones - de
tipo orgánico e inorgánico - en los sistemas de
producción, transporte y proceso.
Asociada a estas altas viscosidades, empieza a
existir una importante divergencia en el
comportamiento del flujo tipo newtoniano de
nuestros modelos de transporte y las predicciones
de caídas de presión que podrían crear grandes
incertidumbres en el correcto diseño de los
sistemas de producción y proceso, por lo cual se ha
identificado la necesidad de generar mejores
modelos de transporte para estos crudos (ver
proyectos de investigación OVIP y HORIZON en la
sección de referencias).
Adicionalmente a los problemas de transporte
derivados de la alta viscosidad, los otros problemas
de aseguramiento de flujo son enormes, dado el
también alto potencial de formación de tapones de
hidratos, parafinas, asfáltenos, incrustaciones y
otros sólidos en las tuberías durante el transporte
de estos fluidos hacia la superficie.
Los aspectos térmicos en los sistemas de
producción son también de primordial importancia y
se hace necesario utilizar sistemas de ensambles
de tuberías, reductores de fricción, y cualquier otra
herramienta disponible en el arsenal tecnológico
actual y empezar labores de investigación de
desarrollo en la creación de nuevas herramientas o
productos necesarios para optimizar el transporte y
distribución de estos aceites pesados (OVIP y HORIZON).
Existe una serie de tecnologías emergentes para
preprocesarlos in situ – en el yacimiento - o bien
sobre las plataformas de producción, antes de su
venta o exportación y mejorar su calidad de un
aceite de 10-13 oAPI a uno más redituable de 25-30
o
API.
En las instalaciones de proceso primario y aún en el
secundario, las refinerías tendrán que también
rediseñarse para eliminar la plétora de impurezas y
subproductos al proceso de refinación.
Esta última readecuación puede y debe reducir el
costo y requerimientos tecnológico de refinación, si
se hace la transformación – preprocesado del crudo
Las parafinas, asfáltenos y el agua a pueden llegar
a producir tapones en los sistemas de producción
con la consiguiente disminución y finalmente paro
en la producción, a un costo ciertamente muy
elevado y con costos de remediación que no serán
de ninguna manera despreciables.
ASEGURAMIENTO DEL FLUJO
Aseguramiento del flujo se define como el proceso
de análisis estructurado en el cual se requiere:
•
•
•
Un
profundo
conocimiento
de las
propiedades de los fluidos producidos,
transportados y procesados
Un detallado análisis térmico e hidráulico
del sistema
El desarrollo de estrategias para el control
de sólidos tales como hidratos, parafinas,
asfáltenos e incrustaciones, ver Figura 3.
El objetivo principal del aseguramiento del flujo es:
•
•
•
Mantener la trayectoria del flujo abierta en
todo momento
Mantener el perfil de producción a lo largo
de la vida operativa del sistema
Minimizar las salidas de operación por
trabajos de remediación o mantenimiento
En México y dada la naturaleza de los
hidrocarburos que mayormente se han encontrado
en forma reciente, la fase liquida de alta densidad y
viscosidad con poco gas en solución, ha generado
que los eventos transitorios sean muy rápidos y por
lo tanto capaces de producir perturbaciones o
eventos transitorios mayores en el sistema, con
graves consecuencias en todas las instalaciones o
procesos (12,13, 14).
Para evitar o prevenir los probables transitorios o
“accidentes” operativos es necesario modelar y
simular en forma dinámica, todos y cada uno, de los
modos y maneras de operación normal y de
contingencia que se puedan generar durante la vida
útil de operación de la plataforma y del resto del
4
sistema, incluyendo la evolución o cambios en los
componentes del sistema, los incrementos o
decrementos en la producción, etcétera. Además
de tomar una actitud preventiva y de planeación
para evitar taponamientos del flujo.
-
Comprender
el
comportamiento
fisicoquímico de los aspectos clave del
aseguramiento del flujo: Formación de
hidratos, ceras parafínicas, y asfaltenos;
corrosión interna de las tuberías(15, 16),
eventos transitorios.
Los márgenes de seguridad y riesgo de operación
en estos sistemas de producción serán mínimos y
de un alto costo, sin un mecanismo o técnica de
tipo de preventivo-evitativo que requiere de
herramientas de tipo predictivo y dinámico (12,13, 14).
-
Evaluación de Integridad mecánica de los
sistemas de producción
-
Evaluación, Planeación y diseño de
corridas de limpieza (diablos) y de sistemas
de detección de fugas.
ESPECIALISTA
FLUJO
-
Entender el papel y usos de sistemas
SCADA acoplados a sistemas de
administración y control de sistemas de
producción de tipo predictivo en-línea,
fuera-de-línea,
y
simuladores
de
entrenamiento en régimen dinámico para
aseguramiento del flujo
EN
ASEGURAMIENTO
DEL
En la Facultad de Ingeniería de la UNAM y en
estrecha colaboración con PEP y la Compañía
Scandpower Petroleum Technology, se ha
identificado el perfil de un especialista en
aseguramiento del flujo, que permitirá adecuar los
planes de estudio, a nivel de licenciatura como de
postgrado para afrontar en forma eficiente las
consecuencias de la producción de estos fluidos en
México. El perfil requiere de conocimientos de los
siguientes aspectos:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Análisis PVT,
Simulación y análisis de flujo multifásico,
Hidratos,
Incrustaciones,
Parafinas (ceras parafinicas),
Asfáltenos,
Naftenatos.
Slugging
Corrosión
Todos estos aspectos de la fisicoquímica de
transporte de hidrocarburos tienen iniciadores
comunes a bajas temperaturas y de alta a baja
presión. Estas condiciones de P y T son mas
comúnmente encontradas en aguas profundas y
ultra profundas y en instalaciones tanto submarinas
como en superficie las cuales inician la formación
de tapones de hidratos, ceras parafinicas y
asfáltenos e incrustaciones de materiales
inorgánicos en las paredes internas de las tuberías
La especialización en aseguramiento del flujo
creará habilidades para:
-
Identificar y aplicar las características del
comportamiento de los fluidos en el diseño
y operación de los sistemas de producción
de hidrocarburos – de todo tipo de fluidos
no únicamente de aceites pesados.
En los cursos y temas de la especialización se
analizarán los aspectos operativos y de
mantenimiento en
sistemas de producción,
recolección y distribución complejos, así como el
comportamiento de los fluidos en transporte.
Se propiciará una profunda comprensión de los
fenómenos de transporte, el análisis termo
hidráulico y fisicoquímico de producción en
aspectos de diseño, operación y mantenimiento de
sistemas de gas y aceite. Para los siguientes
escenarios críticos de operación y evaluación de
aseguramiento del flujo e integridad física de los
sistemas de producción:
-
-
Comportamiento de fase y reología
incluyendo propiedades de fluidos y
caracterización de emulsiones.
Medición de gas, líquidos, gas húmedo, y
flujo multifásico
Análisis hidráulico de tuberías de flujo
multifásico incluyendo caída de presión y
fracción de volumen de líquidos (hold-up),
estimación y administración de inventarios
líquidos.
Integridad Mecánica de sistemas de
producción incluyendo el impacto de la
corrosión interna y el golpe de ariete,
Prevención de bloqueos por tapones de
hidratos, ceras parafinicas, asfáltenos,
incrustaciones y arenas.
Inventario de líquidos en sistemas de gas y
condensados
Condensación retrograda
Slugging
5
-
-
Administración de perdidas de calor
Diseño de ensambles de tuberías para
conservación de calor en transporte de
aceites pesados.
Comportamiento térmico de pozos y
tuberías
incluyendo
aislamientos
y
calentamiento activo
Análisis de aspectos operativos durante
arranque, paro y consecuencias de baches
de líquidos generados sobre el equipo de
proceso.
Sistemas de producción en aguas
profundas y ultra profundas
Para examinarar las causas de estos problemas,
soluciones de diseño, planeación de respuestas
operacionales y de mantenimiento se incluirá en el
programa.
-
Introducción a propiedades fisicoquímicas,
de aceite, gas y agua en transporte.
Determinación de propiedades de los
fluidos y comportamiento de fase
Análisis de flujo – monofásico (gas o
liquido) y multifásico.
Formación y predicción de slugs –
atenuación y eliminación de slugs.
Consideraciones de diseño de sistemas de
producción para aseguramiento del flujo.
Análisis de surgencia para diseño de slug
catchers
Golpe de ariete en sistemas líquidos.
Corrosión –Interna y Externa
Formación de hidratos
Formación y depositación de ceras
parafínicas
Formación y depositación de asfáltenos
Operaciones de limpieza de las tuberías –
diablos
Detección de fugas y sistemas SCADA
Evaluación económica del aseguramiento
del flujo.
Los bloqueos al flujo son muy costosos; dado que
no únicamente se deja de producir – lo cual es muy
costoso en si mismo - sino que también originan
operaciones de remediación extremadamente
costosas para desbloquear y limpiar las tuberías.
El software a ser utilizado en la especialización
incluye el uso integral de todos los módulos del
simulador de flujo multifásico en régimen dinámico
OLGA 2000, el cual cubre la totalidad de las
actividades relacionadas con el aseguramiento del
flujo, como se muestra en la Figura 4.
Metodología de Análisis
El aseguramiento del flujo comprende una serie de
técnicas y metodologías que utilizan la tecnología
más avanzada de transporte de flujo multifásico en
régimen dinámico, comportamiento de fase y
fisicoquímica de los fluidos producidos para
dosificar los químicos necesarios y administrar la
posible formación de fases sólidas y la perdida de
calor del fluido en transporte para evitar la
formación de tapones que prevengan en flujo de
fluidos por los sistemas de producción así como la
prevención de procesos y eventos que pongan en
riesgo la integridad física de estos sistemas (por
ejemplo, golpe de ariete, corrosión, sugerencia de
líquidos entre otros).
El aseguramiento de flujo consiste:
La aplicación de tecnologías que comprenden un
conjunto de modelos predictivos confiables que
nos permitan estimar, planear, diseñar, operar y
mantener una buena identificación y estimación de
agentes o factores antiflujo en nuestro sistema de
producción para la correcta:
1.
2.
3.
4.
Administración de formación de sólidos.
Administración de pérdidas de calor.
Administración y dosificación de químicos.
Administración, monitoreo y control del la
producción
Herramientas requeridas – OLGA 2000
Modelos de Diagnostico y Prognosis:
Para aplicar la metodología se requieren 2
modelos.
-
Modelo de PVT de los fluidos producidos.
Modelo Termo-hidráulico en régimen
dinámico del sistema de producción que
incluya la correcta predicción y estimación
de la formación de depósitos sólidos
(hidratos, ceras parafinicas, asfáltenos,
incrustaciones), corrosión interna.
Estos dos modelos permiten diagnosticar el status
operacional del sistema una vez que se verifique y
validen estos modelos como representaciones
reales del sistema de producción. La parte esencial
más importante de la fase de validación del modelo
es la que tendrá el modelo dinámico de simulación
de tipo predictivo que nos permitirá analizar todo
tipo de estrategia operativa y de mantenimiento
para asegurar el flujo durante la vida útil del sistema
y por ende generar las prognosis necesarias para
optimizar la operación del sistema.
6
Debido a que las condiciones de operación del
sistema cambian muy dinámicamente debido a la
declinación de la energía del yacimiento el modelo
del sistema de producción requiere de un
mantenimiento
continuo
que
dependerá
estrechamente de un continuo monitoreo de las
condiciones de presión, temperatura, flujos y
composición de los fluidos en las fuentes del
sistema.
En consecuencia, es necesaria la implantación de
un sistema de medición que permita la
retroalimentación en el modelo de estas nuevas
condiciones de producción impuestas por el
comportamiento del yacimiento. El modelo debe ser
capaz de generar estas predicciones de operación
del sistema de producción a partir del modelo de
simulación del yacimiento, sin embargo esta
premisa seria valida si del modelo dinámico del
yacimiento es correcto, por lo que es entonces
doblemente importante la implantación de este
sistema de medición y monitoreo en línea pues
servirá para ambos modelos yacimiento-sistema de
producción.
Estos sistemas llamados en forma genérica
SCADA, existen desde hace algunos años y
actualmente son capaces de generar perfiles de
temperatura y presión en pozos y tuberías así como
equipo, de proceso en tiempo real. Los flujos
multifásicos y composicionales de las corrientes en
el sistema están empezando a ser monitoreadas,
pero esto es un proceso que dista aún de
efectuarse en tiempo real, La frecuencia de estas
mediciones es cada vez más alta y precisa, los
suficientemente precisas para crear un circuito de
retroalimentación entre modelos de simulación
dinámica yacimiento-sistema de producción y
proceso con los sistemas de medición, monitoreo
de operación y control.
Esta integración nos permite a generar un cuarto de
control único para la optimización del sistema
mediante simulaciones de tipo predictivo-preventivo
y generar las estrategias, procedimientos de
operación y mantenimiento en las cuales se
embeben las guías y normas de aseguramiento del
flujo, así como la administración del riesgo
operativo y ambiental de ese sistema de producción
a lo largo de la vida de éste.
Las sobre estimaciones o factores de miedo en
ingeniería descenderán tanto en los aspectos del
tratamiento químico de los fluidos producidos como
en la anulación de los peores escenarios
operacionales posibles y en general las técnicas de
remediación se minimizan en su uso pues se
evitarían mediante mantenimientos preventivos que
evitarían el tipo de paro de operaciones que
podrían derivarse de la operación del sistema de
producción.
Ejemplos de campo en la Sonda de Campeche.
En 2004, se empezó a analizar la problemática de
producción de aceites altamente viscosos en la
sonda de Campeche y a utilizar en forma parcial la
metodología comentada en el presente artículo, en
instalaciones de PEMEX en la Sonda de
Campeche.
En el primer ejemplo se considera la producción de
aceite pesado estabilizado que se bombea desde
la plataforma Zaap-C hacia Ku-A, donde se
mezclará con aceite un poco más ligero y entonces
será rebombeado hacia Akal-J en un recorrido total
de unos 17 km como se muestra en Figura 5 y la
Figura 6.
Las viscosidades experimentales de este aceite se
Tabla 1, abajo.
muestran en la
Temperatura
(o C)
15.6
25.0
50.0
80.0
Presión
absoluta (Bar)
7.38
7.38
7.38
7.38
Viscosidad (cp)
39560.5
12705.0
1373.0
195.25
Tabla 1- Datos de viscosidad de laboratorio
Los escenarios estatales de operación referidos a
los diferentes ritmos que produciría este sistema en
los próximos años, indican la gran importancia de
simular los transitorios de paro y arranque del
sistema, especialmente en el caso de un paro largo
de operaciones que llevara al sistema a una baja
temperatura de 18 oC, en equilibrio térmico con el
agua de mar de la sonda, y el consiguiente
aumento de las viscosidades del fluido en las
tuberías en el rango de 25,000 a 33,000 cp.
La simulación predice que se tomaría del orden de
unos 40 días en alcanzarse este equilibrio térmico
frío. Asimismo, tomará de 6 a 7 días de bombeo
continuo en Zaap-C y Ku-A, el llevar al sistema a la
misma condición de producción estable que se
tenia antes del paro a la condición en frío con el
consiguiente costo económico debido a la
producción diferida.
7
Con propósitos prácticos y de seguridad, la
Presión de Operación Máxima Permitida, POMP, o
MAOP (por sus siglas en Inglés), no debe ser
excedida en ninguna sección de la tubería del
sistema durante el arranque, por lo cual una rampa
de presión a la descarga de la bomba en Zaap-C
fue efectuada desde 6.5 a 65 kg/cm2 durante las
primeras 7 hrs. Después, la presión de descarga
en Zaap-C fue mantenida a 65 kg/cm2 durante 5
días, y finalmente disminuida gradualmente a 6.5
kg/cm2 una vez que se regresa a la condición de
operación estable con el sistema, nuevamente,
caliente, como se muestra en la Figura 7.
La presión de descarga en la bomba en Zaap-C es
normalmente de 6.5 kg/cm2, para el escenario de
operación estable considerando calentamiento.
Para evitar un incremento súbito de la presión en
el sistema, la fuente de aceite de los Kus y Bacab
en Ku-A se mantuvo constante a 10 mbpd durante
toda la simulación. Flujos más altos en estas
fuentes producen picos de presión por encima del
MAOP.
La presión en Akal-J fue mantenida a 3 kg/cm2
durante la primera hora y entonces incrementada a
31 kg/cm2 durante las siguientes 5 horas. La misma
Figura 7 muestra el comportamiento de la presión y
el flujo en este escenario de arranque en frío. El
flujo en Zaap-C se incrementa lentamente pero en
forma estable, ~ 3,000 bpd durante los primeros 2
días, al día 3 en otros 4,000 bpd, al 4o día se
incrementa a 7,000 bpd, el día 5 a 20,000 y
finalmente en el día 6.5 se inicia con un marcado
incremento en el flujo, el cual, después de medio
día más reestablece el nivel de producción normal.
Después de 6.5 días las temperaturas en el tramo
de Zaap-C a Ku-A se encuentran en el rango de
103 a 82 oC, como se muestra en Figura 8,
mientras que en el tramo de Ku-A a Akal-J en el
rango de 70 a 30 oC. Estas temperaturas están
llevando a las viscosidades del fluido en el tramo
Zaap-C a Ku-A a rangos de viscosidades de menos
de 5000 cp, como se puede observar en la Figura
9; mientras que en la primera mitad del tramo de
Ku-A a Akal-J a valores menores de 5,000 cp y el
último tramo de esta tubería a menos de 10,000 cp.
Por supuesto, la producción diferida será bastante
costosa, sin mencionar la penosa experiencia y
sufrimiento del personal de operación para efectuar
el arranque del sistema, y a pesar de que, este
escenario pueda suceder en forma poco frecuente
estos eventos se sufrirán plenamente.
Este estudio de aseguramiento del flujo solo
analizó el efecto de la alta viscosidad, pero falta
analizar el efecto de la formación de otros tapones
de sólidos que se podrían formar por depositación
de parafinitas, asfáltenos e hidratos. Una mejor
alternativa, que valdría la pena analizar es la
utilización de ensambles de calentamiento enviando
la producción a un FPSO o bien el FPSO con
circuito de calentamiento para mantener este
sistema en posibilidades de operar en caliente y
evitar problemas operacionales o de aseguramiento
del flujo.
El siguiente ejercicio en aseguramiento del flujo, lo
estamos efectuando en los pozos del más reciente
descubrimiento en la sonda de Campeche al norte
del yacimiento de Ku-Maloob-Zaap en aguas un
poco más profundas. Este aceite es aún más
pesado, 9 a 11 oAPI, y viscoso que el de Zaap y
Maloob del caso anterior, de 13 oAPI.
Este es un buen ejemplo de métodos de producción
en frío de aceites pesados en el cual se requiere de
un sistema artificial de producción, en este caso,
bombas electro-centrifugas.
Se
efectúan
estudios
de
factibilidad
y
aseguramiento del flujo y se examina el tipo y nivel
de incremento en producción que se logra con
sistemas de calentamiento en los pozos, como
podrían ser el uso de ensambles de tuberías en un
circuito de calentamiento, en el cual aceite se
calienta en la superficie de la plataforma de
producción y se bombea a través y por la sección
anular desde la plataforma hasta el nivel del lecho
marino recirculándolo por tuberías de menor
diámetro hacia la plataforma nuevamente para su
recalentamiento y nuevamente enviarlo al nivel del
lecho marino como se muestra en la Figura 10.
En el próximo medio día la temperatura aumenta lo
suficiente como para que las viscosidades se
reduzcan a valores de ~200 cp en ambas líneas.
Para analizar la transferencia de calor se usó el
modulo de FEMTherm de OLGA 2000, que permite
una modelación rápida y precisa de la transferencia
de calor utilizando métodos de elementos finitos en
ensambles de tuberías tan complicados como los
que se muestran en la Figura 11.
Un arranque en frío es posible en este sistema,
pero tomará 7 días el reestablecer el sistema a su
producción normal de una manera segura.
Es posible efectuar cálculos en estado estable o
transitorio y dado que esta acoplado a una interfase
grafica que permite la generación de secciones
8
transversales, en dos dimensiones y considerando
todos los componentes del haz de tuberías y
aislamientos
del
ensamble
para
generar
automáticamente una malla de cálculo utilizando el
método de triangulación de Delaunay, ver Figura
12.
Esto permite calcular la distribución espacial de la
temperatura en las secciones transversales del
ensamble para investigar el intercambio de calor
entre las diferentes tuberías con el medio ambiente
así como con los aislamientos y/o materiales de
empacamiento, aún en el caso dinámico o cuando
el fluido de calentamiento este en movimiento o si
el calentamiento es por medio de resistencias
eléctricas. La posibilidad de efectuar simulaciones
dinámicas lo hace especialmente útil para examinar
operaciones de paro y arranque.
Lo anterior permitió la correcta modelación y
simulación del aislamiento térmico que examinamos
en estos pozos. Por ejemplo, en uno de los
escenarios analizados:
•
•
•
El aceite se calienta en la plataforma a 160 oC,
y se descarga por medio de 4 tubos a nivel del
lecho marino a través de la sección anular.
El pozo, con la bomba electro centrífuga (la
cual también es modelada con OLGA 2000)
esta produciendo del orden de 1,000 bpd de
aceite en frío.
El uso de aislamiento térmico con una longitud
de 160 m, desde el lecho marino hasta el
cabezal del pozo, permite un incremento de
producción de 660 bpd, un 66 % adicional,
como se observa en la Figura 13. Las figuras
siguientes, 14 a 19 muestran las distribuciones
espaciales en cuatro secciones transversales y
a lo largo del ensamble en función del tiempo.
Conclusiones
Es necesario establecer un alto nivel de
competencia – de preferencia de origen nacional –
para cubrir los aspectos de medición y análisis de
los fluidos producidos para poder hacer uso
adecuado de la disciplina de aseguramiento del
flujo y poder optimizar nuestros sistemas de
producción.
Es también necesario establecer en México la
capacidad de implantación de sistemas SCADA
para el establecimiento de sistemas de monitoreo
y control de sistemas de producción en tiempo
real.
Existen la necesidad de mejorar algunos modelos
y módulos ya sea con programas de investigación
y desarrollo internos – en el país o dentro de
PEMEX – aún cuando es conveniente sobre todo
económicamente
asociarse
en
proyectos
conjuntos que se están llevando a cabo en
relación con el perfeccionamiento del mismo
OLGA 2000.
PEMEX tienen necesidades específicas para la
explotación de aceites pesados. Solo se ha
empezado y esta es una muy pequeña muestra de
la gran cantidad de estudios que se tendrán que
llevar a cabo, sobre todo cuando se inicie la
explotación de los campos en aguas profundas y
ultra profundas.
REFERENCIAS
1.
Octavio Reyes, Scandpower PT Inc; Alfredo
Hernandez, José Villalobos, PEP; Néstor
Martínez, UNAM; Alfonso Aragón y José M.
Malo, IIE. SPE74383 - Integration of Design,
Control,
Operation,
Maintenance,
and
Management Tasks of Petroleum Production
Systems: A Case Study
2.
Heavy-Oil Reservoirs by Carl Curtis y Robert
Kopper, Petrozuata;
Eric Decoster; Angel
Guzmán-Garcia, ExxonMobil; Cynthia Huggins,
Occidental of Elk Hills, Inc.; Larry Knauer y Mike
Minner, ChevronTexaco; Nathan Kupsch, PetroCanada; Luz Marina Linares, Operadora Cerro
Negro; Howard Rough, Bakersfiel; Mike Waite,
ChevronTexaco en Overseas Petroleum, Oilfield
Review – Otoño del 2002.
3.
Nehring R, Hess R y Kamionski M: The Heavy
Oil Resources of the United States. R-2946-DOE
(February 1983)
4.
Ehlig-Economides CA, Fernandez BG and
Gongora CA:“Global Experiences and Practice
for Cold Production of Moderate and Heavy Oil,”
paper SPE 58773, presented at the SPE
La disciplina de aseguramiento del flujo nos
permite definir las mejores estrategias de diseño,
planeación de operación y mantenimiento de los
sistemas de producción
Es importante que las universidades e institutos
técnicos puedan generar especialistas en
aseguramiento del flujo que cubran las
necesidades de PEMEX.
La única herramienta o aplicación de software que
cubre todos y cada uno de los aspectos del
aseguramiento del flujo es OLGA 2000.
9
International Symposium on Formation Damage
Control, Lafayette, Louisiana, USA, February
23–24, 2000.
13. Scandpower,
"OLGA
2000 Transient
Multiphase Simulator, User's Manual, v4.16.1",
Scandpower, Kjeller, Norway, 2005.
5.
Trebolle RL, Chalot JP and Colmenares R: “The
Orinoco Heavy-Oil Belt Pilot Projects and
Development Strategy,”paper SPE 25798,
presented at the SPE International Thermal
Operations
Symposium,
Bakersfield,
California,USA, February 8–10, 1993.
14. “Thermal Considerations For Subsea Pipelines
To Achieve Cost Efficient Operation”, Håvard
Eidsmoen, Scandpower Petroleum Technology
Inc., in conference and workshop on Flow
assurance : A Holistic Approach, May 15-16,
2004, Houston, Texas, USA – IQPC
6.
Layrisse I: “Heavy-Oil Production in Venezuela:
Historical Recap and Scenarios for the Next
Century,” paper SPE 53464, presented at the
SPE International Symposium on Oilfield
Chemistry, Houston, Texas, USA, February 16–
19, 1999.
15. J.M. Malo; O. Reyes; “Estrategias alternativas
para el control de corrosión interior de ductos”,
5a Conferencia Internacional de Ductos,
Veracruz, México, Octubre 2001
7.
8.
9.
Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM,
Cole TL y Copley JH: “Multilateral-Horizontal
Wells Increase Rate and Lower Cost Per Barrel
in the Zuata Field, Faja, Venezuela,” paper SPE
69700, presented at the SPE International
Thermal Operations and Heavy Oil Symposium,
Porlamar, Margarita Island, Venezuela, March
12–14, 2001.
Summers L, Guaregua W, Herrera J and Villaba
L:“Heavy Oil Development in Venezuela—Well
Performance and Monitoring,” presented at the
Oil and Gas Journal Multilateral Well
Conference, Galveston, Texas,USA, March 5–7,
2002.
http://www.globalenergyevents.com/multilateral/proceedings.htm
Guzman-Garcia AG, Linares LM and Decoster
E: “Integrated Evaluation of the Cerro Negro
Field for Optimized Heavy Oil Production,”
Transactions of the SPWLA 43rd Annual
Logging Symposium, Oiso, Japan, June 2–5,
2002, paper T.
10. Urgeli D, Durandeau M, Foucault H and Besnier
J-F:“Investigation of Foamy-Oil Effect from
Laboratory Experiments,” paper SPE 54083,
presented at the SPE International Thermal
Operations and Heavy Oil Symposium,
Bakersfield, Cal., USA, March 17–19, 1999.
11. Longer distances – Flow assurance through
multiphase boosting D Müller-Link, G Rohlfing, A
Jäschke, and G Schröder Joh. Heinr.
th
Bornemann GmbH, Germany 11 international
Conference on MULTIPHASE, Extending the
Boundaries of Flow Assurance, in San Remo,
Italy, June 11 – 13, 2003
12. E. Benjamin Wylie and Victor L. Streeter – Fluid
Transients in Systems, Prentice Hall, 1993
16. The Nuggets Development Flow Assurance
Issues for a Long Subsea Tie-Back in the North
Sea, F. FOURNIE, y A. CRIPPS – TOTAL FINA
ELF EXPLORATION UK PLC
17. Referencias en Internet
http://www.advantica.biz/services/flow_assu
rance/case_studies.htm
http://www.bakerhughes.com/bakerhughes/
http://www.akerkvaerner.com/Internet/Indust
riesAndServices/OilAndGas/default.htm
18. Heavy oil characterization and pretreatment
Offshore Heavy Oil Technological Program,
Propes coordinator: Wagner Luz Trindade,
PETROBRAS
/
CENPES
/
PDP
e-mail:
[email protected]
19. R&D on Technology for Improving the
Stability of Heavy Oil by Low-Temperature
Hydrogenation
(Heavy
Oil
Stability
Improvement Group) _Kozo Kamiya, Yasuhiro
Kubota, Masaru Sato, Kazuo Fukazawa, Wataru
Sahara,Toshio Inukai, Masao Mori, Tadashi
Seike,Kazuo
Yamada,
Takashi
Nakano,
http://www.pecj.or.jp/english/report/gijutureport/e-report/00E213e.pdf
Proyectos de Investigación en relación
aseguramiento del flujo en OLGA 2000:
a
OVIP – OLGA 2000 Verification and Improvement
Projects
The objective is to compare OLGA 2000 to laboratory
and field data, and improve the code in areas found to
need improvement, also tl collect data and identify
areas where more data is needed
Current areas of work 2004-2005 are:
Model improvements for gas condensate
systems:
Large waves in upward inclined large diameter
pipes
Water accumulation in gas condensate systems
Improve 2- and 3-phase slug flow
10
•
HORIZON – Long distance transport of
well stream fluids
The objective is to generate and implement the
improvements in OLGA2000 to treat longer
distances, deeper water, more difficult fluids and
more economic transport solutions for the future
challenges in well-stream transport. In addition,
the industry faces new problems with mature
fields that are going into the tail end production
phase. This means that there is a need for more
accurate and reliable predictions of the flow and
the flow assurance problems (hydrates, wax,
sand, scaling etc.) associated with these
challenges for the development and safe
operation of:
CENTRO
ADMINSTRATIVO
Y
DE CONTROL
DE
PRODUCCION
ANALISIS Y
TOMA DE
DECISIONES
DIAGNOSTICO
PROGNOSIS
SIMULADOR
DE
MONITOREO
EN LINEA Y
PREDICCION
DE
CORROSION
OPERACIÓN EN
LINEA
Y
OPTIMIZACION
DE
PROPIEDADES
PVT-DEL
FLUIDO PARA
TRANSPORTE Y
PROCESADO
ENTRENAMIENTO
FUERA DE
LINEA
MANTENIMIENTO
DISEÑO DE
PROCESO
CONTROL DE
PROCESO
AVANZADO
DISEÑO DE
POZOS Y
SISTEMAS
ARTIFICIALES
DE
PRODUCCION
SIMULADOR
DE ESTUDIOS
DE
SEGURIDAD
• Long distance gas-condensate transport
• Long distance transport of oil well-streams
• Tail end production
Especial interest to PEMEX are the following
subprojects in HORIZON:
Project 2 - Flow Assurance and Fluids
Sub-Project 2.1 – Slurry transport.
Sub-Project 2.2 – Oil-water dispersions.
Sub-Project 2.3 – Heavy oils and emulsions
Sub-Project 2.4 – Component treatment
Sub-Project 2.5 – Hydrates
Sub-Project 2.6 – Wax
Sub-Project 2.7 – Thermal issues.
Sub-Project 2.8 – Sand transport.
Figura 1 Diagrama sinérgico de la integración y unificación del
modelo de propiedades de fluidos producidos bajo el ambiente
unificado de software de modelación y simulación dinámica de los
procesos de diseño, control, operación, mantenimiento y las tareas de
administración de sistema de producción petrolera.
INGENIERIA DE YACIMIENTO
Estudios conceptuales a lo largo de la vida del yacimiento y sus sistemas de producción –
Escenarios múltiples. Definición del más probable escenario de producción
INGENIERIA DE PRODUCCION
Estudios de dinámica de fluidos para todos los sistemas de producción en el escenario
más probable para determinación de la envolvente de estados limite (limit status) mediante
análisis de transitorios:
•Aseguramiento del flujo – prevención de taponamientos del flujo
•Seguridad – Presión Interna, corrosión, estimación de fallas, riesgo operativo
•Impacto ambiental – derramamientos – análisis de consecuencias y remediación
IFE - Corrosion Control Techniques in Wet Gas
Pipelines with High H2S and CO2 Levels
IFE - Increased Confidence in Selection of Corrosion
Inhibitors
for
Multiphase
Pipelines
The objective of the project is to develop more
reliable test equipment, test procedures and selection
criteria for corrosion inhibitor selection taking
properly into account the most critical parameters
controlling inhibition in multiphase oil and gas
pipelines.
D
E
Implicaciones prácticas
Diseño
conceptual,
preliminar y
de detalle de
los sistemas
de
producción y
perforación,
así como
risers
marinos en
aguas
profundas
Diseño de esfuerzos de acuerdo al método de Limit States
The objective is to find the optimal conditions and
application limits for corrosion control by chemical
treatment in wet sour gas systems with 1-20 bar H2S
and 2-50 bar CO2 both with and without hydrate
preventers.
A
D
M
I
N
S
T
R
A
C
I
O
N
A
S
E
G
U
R
A
M
I
E
N
T
O
Factores a considerar
Requisitos de Normatividad
Consideraciones de Materiales
Modelado Estructural
Ovalizacion
D
E
L
Esfuerzo Crítico de Buckling
Envolvente de Presión-Deformación-Tensión
Curva de corrosión- diseño de mantenimiento
Fracturas – Estimación de falla
Fatiga
Administración del proyecto y supervisión de construcción
INGENIERIA DE PRODUCCION
Estudios y análisis de dinámica de fluidos para determinación de guías y procedimientos
específicos de operación segura y mantenimiento de este sistema de producción.
Planeación de aseguramiento del flujo, mantenimiento preventivo a diferentes etapas a lo
largo del desarrollo de la vida de operación del sistema de producción
OPERACION Y MANTENIMIENTO
Adquisición y Monitoreo de datos de producción, monitoreo de estructuras y equipo,
observación de guías y normas de seguridad y ambientales
Figura 2. Proceso integral de diseño y producción de
hidrocarburos
11
F
L
U
J
O
S
E
G
U
R
I
D
A
D
Y
R
I
E
S
G
O
Trend data
PRESSURE ZAAPC [kp/cm2]
PRESSURE E-KUA-OUT [kp/cm2]
70
TOTAL VOLUME FLOW TOP-O-ZAAPC [bbl/d]
TOTAL VOLUME FLOW E-KUA-OUT [bbl/d]
600000
550000
60
500000
450000
50
400000
350000
bbl/d
kp/cm2
40
30
300000
250000
200000
20
150000
100000
10
50000
0
0
0
Figura .3. Curvas de formación de hidratos, ceras
parafínicas y asfaltenos
1
2
3
4
5
Time [d]
6
7
8
9
10
C:\_Ku-Maloob-Zaap\Model\FFM\HOil\Transient\ZC-AkJ1-Int-StartUp-Cold-v 10PB.inp
Figura 6 Perfiles de las tuberías del sistema de aceite pesado
de Zaap-C=>Ku-A=>Akal-J, en donde existiría bombeo
tanto en plataformas de Zaap-C como en KU-A
Aplicación de tecnología de aseguramiento del flujo
E le v atio n p ro file
Fenómenos de transporte de fluidos – Metodología integrada para pozos,
sistemas superficiales e instalaciones de proceso
ZAAP-C
Z A A P -C 3 0
KU-A
P B -K U A 2
AKAL-J
KU A _AJ 30
30
Proceso
Reducción de costo operacional
mediante:
•Separador
•Slugcatcher
•Simulación integral de pozos, tuberías e
Instalaciones de proceso
20
10
•Muestreo de fluidos con múltiples propósitos
•Análisis con UMP para la evaluación de pozos
0
Muestreo Pruebas
de laboratorio
•Administración de perdidas de calor
•Diseño integral y unificado del control de
hidratos, emulsiones, ceras parafinicas,
asfáltenos, incrustaciones y corrosión.
-1 0
Paquete de Inyección
de químicos
Elevation [m]
nuevos, prueba de equipo, chequeo de sistemas
(trouble shooting/process),
predicción/desembotellamiento, dimensionamiento
de slugcatcher y supresión de slugs
Propiedades
de
los fluidos
Unidad Móvil
de Pruebas (UMP)
-2 0
-3 0
-4 0
Control de
incrustaciones
-5 0
Control de
corrosión
Control de
emulsiones
Control de
hidratos
Control de ceras
parafinicas
Control de
asfáltenos
-6 0
-7 0
Termo hidráulica
de pozos
-8 0
-8 0 0 0
Equipo Multifásico
Medidor multifásico
Bombeo multifásico
Choke
Termo hidráulica de transitorios en los
sistemas de producción
-5 0 0 0
0
5000
Le ngth[m ]
10000
15000
17000
C : \ _ K u -M a lo o b -Z a a p \ Mo d e l\ F F M\ H O il\ Z C -A k J 1 . in p
Figura 4. Aplicación de la tecnología de flujo de fluido
producción
Figura 7. Comportamiento de la presión y flujo durante el
arranque en frío
FLUID TEMPERATURE,ZAAPC=>EKUA [C]
0[d]
1[d]
2[d]
4[d]
CR-150
A
A
A
1
2
3
4
30"Ø x 7 Km
New Pipeline under construction
110
B
B
B
6[d]
6.5[d]
7[d]
KU-A
ZAAP-C
(X:585220, Y:2158477, T: 65m.)
H
(X:585446, Y:2158516, T: 65m.)
2
(X:585120, Y:2158371, T: 65m.)
3
4
1
1
2
3
100
4
INT-78
B
A
1
2
3
90
CR-220
INT-89
CR-219
INT-87
80
INT-88
70
30
"Ø
x
16
K
m
L16
4
A
B
CR-2
2
1
3
4
60
50
1
2
OLEOGASODUCTOS EXISTENTES.
4
OLEODUCTOS EN CONSTRUCCION.
40
1
2
3
4
2
1
AKAL-J
3
30
4
1
4
H
20
A
B
10
Figura 5. Aplicación de la tecnología de flujo de fluidos para
aseguramiento del flujo en sistemas de producción
0
1000
2000
3000
4000
Length [m]
5000
6000
7000
8000
C:\_Ku-Maloob-Zaap\Model\FFM\HOil\Transient\ZC-AkJ1-Int-StartUp-Cold-v 10PB.inp
Figura 8. Perfiles de Temperatura para la línea de Zaap-C
a Ku-A a diferentes tiempos en la simulación durante el
arranque en frío durante el arranque en frío
12
LIQUID VISCOSITY (NO WATER-SLIP),ZAAPC=>EKUA [cp]
0[d]
1[d]
2[d]
4[d]
6[d]
6.5[d]
7[d]
60000
ENSAMBLES
DE TUBERIAS
Usados en Aguas Profundas
y/o Aceite pesado
55000
50000
6
45000
6 PLASTIC SHEATH
5
5 THERMAL INSULATION ( CREEP RESISTANT )
4 PLASTIC FILLERS
3 WATER HEATING HOSES ID=33.5 mm OD = 46 mm
40000
4
2 GAS LIFT HOSES ID=27.4 mm OD= 46 mm
3
35000
1 CORE OF THE I.P.B ( 8 " )
2
O H T C = 2.4 W/mK
30000
1
25000
20000
15000
10000
5000
0
0
1000
2000
3000
4000
Length [m]
5000
6000
7000
7700
C:\_Ku-Maloob-Zaap\Model\FFM\HOil\Transient\ZC-AkJ1-Int-StartUp-Cold-v 10PB.inp
Figura 9. Perfiles de viscosidad para la línea de Zaap-C
a Ku-A a diferentes tiempos en la simulación durante el
arranque en frío durante el arranque en frío
Figura 11. Ejemplos de ensambles de tuberías (bundles)
Modulo de FEMTherm (Finite Element Methods Thermal
POZO CON CIRCUITO DE CALENTAMIENTO
PLATAFORMA-NIVEL DEL LECHO MARINO
CARGA
TÈRMICA
Triangulacion de Delaunay
Medio calefactor
Transient temperature
distribution during:
•
INYECCION DEL ACEITE
CALIENTE POR EL
ESPACIO ANULAR
INYECCIÓN DEL ACEITE
CALIENTE HASTA NIVEL
DEL LECHO MARINO
POR TUBERÍAS DE
MENOR DIÁMETRO EN
EL ESPACIO ANULAR
•
Normal production
Shut-in / Start-up
ACEITE
TÉRMICO
A 150 °C
RETORNO DEL ACEITE
DE CALENTAMIENTO
POR EL ESPACIO
ANULAR
Figura 12. El método de triangulación de Delaunay es
utilizado por el modulo de FEMThem en OLGA 2000
para generar automáticamente la malla de cálculo más
apropiada para el cálculo de transferencia de calor en
estos ensambles de tuberías.
Lecho Marino
Figura 10. Uno de los ensambles o chambras de
calentamiento analizados entre la Plataforma y el lecho
Marino
13
Trend data
FLUID TEMPERATURE B-START [C]
FLUID TEMPERATURE B-END [C]
LIQUID VOLUME FLOW AT STOCK TANK CONDITION B-END [STB/d]
LIQUID VISCOSITY (NO WATER-SLIP) B-START [cp]
150
3000
LIQUID VISCOSITY (NO WATER-SLIP) B-END [cp]
8000
7000
2500
6000
2000
100
5000
cp
C
STB/d
1500
4000
1000
3000
50
500
2000
0
0
1000
-500
0
0
10
20
30
40
50
60
Time [h]
70
80
90
100
110
120
C:\Baksha\Baksha-FEMTherm\BakshaFEM.inp
Figura 13. Comportamiento del flujo producido de
aceite una vez que se pone a funcionar el ensamble o
chambra de calentamiento en el pozo. Un incremento en
la producción se observa del orden del 66%.
Figura 14. Distribuciones espaciales de temperatura en
el ensamble a diferentes tiempos en la simulación
Figura 15. Distribuciones espaciales de temperatura en
el ensamble a diferentes tiempos en la simulación
Figura 16 Distribuciones espaciales de temperatura en el
ensamble a diferentes tiempos en la simulación
Figura 17. Distribuciones espaciales de temperatura en
el ensamble a diferentes tiempos en la simulación en la
representación de barra de extrusión
Figura 18. Distribuciones espaciales de temperatura en
el ensamble al inicio del calentamiento en la sección
cercana al lecho marino.
14
Figura 19. Distribuciones espaciales de temperatura en
el ensamble al inicio del calentamiento en la sección más
cercana a la fuente de calor en la plataforma
15