Universidad de Buenos Aires
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Universidad de Buenos Aires FACULTAD DE INGENIERÍA Instituto del Gas y del Petróleo Tesis de Maestría en Petróleo y Gas “CAPTACIÓN Y TRATAMIENTO DEL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO DE LOS CAMPOS: CUYABENO- SANSAHUARI, Y VHR PARA SU UTILIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA”. Alumno: Lenin Rafael Pozo Cruz Director: Ing. José Luis Lanziani MAYO 2012 II AGRADECIMIENTO Mi sincero agradecimiento a las Autoridades y a los Docentes del Instituto del Gas y del Petróleo de la UBA por su valioso aporte al compartir sus conocimientos. A EP Petroecuador que me dio la oportunidad de realizar mis estudios, y al personal operativo de la Intendencia Cuyabeno que me proporcionaron las facilidades necesarias para obtener la información para la realización del presente trabajo. Al Ingeniero José Luis Lanziani por su acertada Dirección. III ÍNDICE RESUMEN…………………………………………………………………............. XI GLOSARIO DE TÉRMINOS……………………………................................ XIV CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN………………………………………………………………. 1 CAPÍTULO 2 JUSTIFICACIÓN………………………………………………………………... 4 CAPÍTULO 3 OBJETIVOS………………………………………………………………………. 3.1 OBJETIVO GENERAL………………………………………………………….. 3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS……………………………………………………. 6 6 6 CAPÍTULO 4 MARCO TEÓRICO…………………………………………………………….. 4.1 EL PETRÓLEO Y EL GAS NATURAL………………………………………... 7 7 4.1.1 Los Recursos Energéticos…………………………………………………... 7 4.1.2 Generalidades del Petróleo y del Gas Natural……………………………… 7 4.1.2.1 Composición…………………………………………………………………. 7 4.1.2.2 Origen………………………………………………………………………… 8 4.1.2.3 Reservas…………………………………………………………………........ 9 4.1.2.3.1 Reservas de Petróleo…………………………………………………………. 9 4.1.2.3.2 Reservas de Gas Natural…………………………………………………….. 10 4.1.3 Propiedades de los Hidrocarburos………………………………………….. 11 4.1.3.1 Propiedades del Petróleo…………………………………………………….. 11 4.1.3.1.1 Gravedad API………………………………………………………………….. 11 4.1.3.1.2 Viscosidad……………………………………………………………………… 12 4.1.3.1.3 Contenido de Azufre…………………………………………………………... 12 4.1.3.1.4 Agua y Sedimentos……………………………………………………………. 12 4.1.3.1.5 Rindes…………………………………………………………………………… 13 4.1.3.2 Propiedades del Gas Natural…………………………………………………. 13 4.1.3.2.1 Propiedades Generales………………………………………………………. 13 4.1.3.2.2 Densidad Relativa…………………………………………………………….. 13 4.1.3.2.3 Inflamabilidad…………………………………………………………………. 13 IV 4.1.3.2.4 Poder Calorífico……………………………………………………………… 14 4.1.4 Cadena del Valor del Petróleo y el Gas Natural……………………………. 14 4.1.4.1 Exploración…………………………………………………………………... 14 4.1.4.2 Perforación y Completación…………………………………………………. 14 4.1.4.3 Producción……………………………………………………………………. 15 4.1.4.4 Transporte…………………………………………………………………….. 16 4.1.4.5 Refinación…………………………………………………………………….. 16 4.1.4.6 Comercialización……………………………………………………………... 17 4.2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL…………………………………………… 17 4.2.1 Propiedades Petrofísicas…………………………………………………….. 17 4.2.1.1 Porosidad……………………………………………………………………... 17 4.2.1.2 Permeabilidad………………………………………………………………… 18 4.2.1.3 Saturación de Hidrocarburos…………………………………………………. 18 4.2.2 Yacimientos de Hidrocarburos……………………………………………… 18 4.2.2.1 Yacimientos de Petróleo……………………………………………………… 18 4.2.2.2 Yacimientos de Gas Condensado……………………………………………… 18 4.2.2.2 Yacimientos de Gas Húmedo………………………………………………… 19 4.2.2.3 Yacimientos de Gas Seco…………………………………………………….. 19 4.2.3 Sistemas de Captación y Separación Primaria……………………………… 19 4.2.3.1 Sistema de Captación………………………………………………………… 19 4.2.3.1.1 Tipos de Captación……………………………………………………………. 19 4.2.3.1.2 Instalaciones de Superficie…………………………………………………… 20 4.2.3.2 Separación Primaria…………………………………………………………... 20 4.2.3.2.1 Equipos de Separación………………………………………………………... 20 4.2.3.2.2 Descripción de un separador………………………………………………… 21 4.2.3.2.3 Clasificación de los separadores por la forma geométrica……………… 22 4.2.3.2.4 Componentes internos del separador………………………………………. 22 4.2.4 Compresión…………………………………………………………………. 23 4.2.4.1 Tipos de Compresores………………………………………………………. 23 4.2.4.1.1 Compresores alternativos…………………………………………………… 24 4.2.4.1.2 Compresores centrífugos……………………………………………………. 24 4.2.4.2 Teoría de la Compresión…………………………………………………….. 25 4.2.4.2.1 Modelo isotérmico……………………………………………………………. 25 4.2.4.2.2 Modelo isentrópico…………………………………………………………… 25 4.2.4.2.3 Modelo politrópico…………………………………………………………… 25 4.2.4.3 Selección de Compresores…………………………………………………… 26 V 4.2.4.3.1 Mecanismo de Accionamiento……………………………………………….. 27 4.2.4.3.2 Parámetros para la selección del compresor……………………………… 27 4.3 PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL…………………………………….. 28 4.3.1 Conceptos Termodinámicos………………………………………………… 28 4.3.1.1 Gases Ideales…………………………………………………………………. 28 4.3.1.2 Gases Reales…………………………………………………………………. 29 4.3.1.3 Factor de Compresibilidad z…………………………………………………. 29 4.3.1.4 Equilibrio Líquido Vapor……………………………………………………. 30 4.3.1.4.1 Ley de Dalton………………………………………………………………….. 30 4.3.1.5 Diagrama de Fases…………………………………………………………… 30 4.3.2 Deshidratación del Gas Natural…………………………………………….. 31 4.3.2.1 Punto de rocío del agua e hidrocarburos…………………………………….. 31 4.3.2.2 Hidratos………………………………………………………………………. 32 4.3.2.3 Deshidratación por Absorción……………………………………………….. 33 4.3.2.3.1 Descripción del Proceso…………………………………………………….. 33 4.3.2.4 Deshidratación por Adsorción………………………………………………. 34 4.3.2.4.1 Descripción del Proceso…………………………………………………….. 34 4.3.2.5 Inhibición de la Formación de Hidratos……………………………………… 35 4.3.3 Eliminación de Hidrocarburos Condensables………………………………. 36 4.3.3.1 Procesos para eliminación de Hidrocarburos………………………………… 36 4.3.3.1.1 Adsorción con tamices moleculares………………………………………… 36 4.3.3.1.2 Enfriamiento…………………………………………………………………… 36 4.3.4 Endulzamiento de Gas Natural……………………………………………... 37 4.3.4.1 Endulzamiento con Aminas………………………………………………….. 38 4.3.4.1.1 Descripción del Proceso……………………………………………………... 38 4.3.4.2 Endulzamiento con Membranas……………………………………………… 39 4.3.4.2.1 Descripción del Proceso…………………………………………………….. 40 4.4 SISTEMAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA………………………………… 40 4.4.1 Generación térmica-generalidades………………………………………….. 41 4.4.2 Turbinas…………………………………………………………………….. 41 4.4.2.1 Turbinas de Vapor…………………………………………………………… 41 4.4.2.2 Turbinas a Gas………………………………………………………………. 42 4.4.3 Motores Reciprocantes o de Combustión Interna…………………………... 42 4.4.3.1 El Motor Diesel………………………………………………………………. 43 4.4.3.2 El Motor a Gas……………………………………………………………….. 43 4.4.3.2 Motores Gas-Diesel compartido……………………………………………... 44 VI 4.4.4 Comparación de una turbina de gas con un motor reciprocante……………. 45 CAPÍTULO 5 ÁREA DE ESTUDIO…………………………………………………………… 5.1 CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI………………………………………… 47 47 5.1.1 Descripción del Campo……………………………………………………... 47 5.1.2 Producción de Petróleo y Gas………………………………………………. 48 5.1.2.1 Producción Actual…………………………………………………………… 48 5.1.2.2 Composición del Gas Asociado……………………………………………… 50 5.1.2.3 Pronóstico de Producción…………………………………………………… 51 5.1.3 Facilidades de Producción…………………………………………………. 53 5.1.3.1 Estación de Producción Cuyabeno………………………………………….. 53 5.1.3.2 Estación de Producción Sansahuari…………………………………………. 55 5.1.4 Sistema de Generación Eléctrica…………………………………………… 57 5.1.4.1 Consumo de Combustible…………………………………………………… 59 5.2 CAMPO VHR……………………………………………………………………. 59 5.2.1 Descripción del Campo……………………………………………………... 60 5.2.2 Producción de Petróleo y Gas………………………………………………. 61 5.2.2.1 Producción Actual……………………………………………………………. 61 5.2.2.2 Composición del Gas Asociado……………………………………………… 62 5.2.2.3 Pronóstico de Producción……………………………………………………. 63 5.2.3 Facilidades de Producción………………………………………………….. 64 5.2.4 Sistema de Generación Eléctrica…………………………………………… 65 5.2.4.1 Consumo de Combustible…………………………………………………… 67 CAPÍTULO 6 ANÁLISIS Y SELECCIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA……………………………………………………………………… 68 6.1 DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA……………………………………… 68 6.1.1 Demanda de potencia eléctrica en el campo Cuyabeno-Sansahuari………... 69 6.1.2 Demanda de potencia eléctrica en el campo VHR…………………………. 70 6.2 FUENTE DE ENERGÍA O COMBUSTIBLE…………………………………... 72 6.2.1 Gas disponible en el campo Cuyabeno-Sansahuari………………………… 72 6.2.2 Potencia capaz de generar el gas crudo de Cuyabeno-Sansahuari…………. 74 6.2.3 Gas disponible en el campo VHR…………………………………………... 76 6.2.4 Potencia capaz de generar el gas crudo de VHR…………………………… 76 VII 6.3 SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN…………………….. 78 6.4 MOTORES RECIPROCANTES “FUEL SHARING”…………………………... 80 6.4.1 Especificaciones Técnicas………………………………………………….. 80 6.4.2 Especificaciones del Combustible………………………………………….. 81 6.4.2.1 Combustible Líquido………………………………………………………… 82 6.4.2.2 Combustible Gaseoso………………………………………………………… 82 6.5 DIMENSIONAMIENTO DE LA CAPACIDAD DE LA PLANTA DE 83 GENERACIÓN……………………………………………………………………… 6.5.1 Capacidad de la planta de generación Cuyabeno-Sansahuari………………. 84 6.5.2 Capacidad de la planta de generación VHR………………………………... 84 CAPÍTULO 7 86 DISEÑO CONCEPTUAL DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS ASOCIADO DE PETRÓLEO……………………………………. 7.1 CONSIDERACIONES DEL DISEÑO…………………………………………... 86 7.1.1 Condiciones de las variables de proceso…………………………………… 86 7.1.2 Selección del proceso de endulzamiento…………………………………… 88 7.1.3 Esquema del proceso de tratamiento de gas………………………………... 89 7.2 SIMULADOR DE PROCESOS “HYSYS”……………………………………… 91 7.3 DISEÑO DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS CUYABENO……. 92 7.3.1 Ingreso de la corriente de alimentación del proceso………………………... 92 7.3.2 Etapa de separación física…………………………………………………... 93 7.3.3 Compresión…………………………………………………………………. 95 7.3.3.1 Compresor –primera etapa…………………………………………………… 95 7.3.3.2 Aeroenfriador –primera etapa………………………………………………... 96 7.3.3.3 Separador inter- etapa………………………………………………………... 97 7.3.3.4 Compresor –segunda etapa…………………………………………………... 97 7.3.3.5 Intercambiador de calor……………………………………………………… 98 7.3.3.6 Aeroenfriador –segunda etapa……………………………………………….. 99 7.3.3.7 Separador segunda etapa…………………………………………………….. 99 7.3.4 Sistema de Separación por Membranas…………………………………….. 100 7.3.4.1 Diseño del proceso de Membranas………………………………………….. 101 7.3.4.2 Aeroenfriador………………………………………………………………… 104 VIII 7.3.4.3 Separador…………………………………………………………………….. 105 7.3.5 Sistema de compresión de combustible gaseoso a alta presión…………….. 106 7.4 DISEÑO DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS VHR……………... 109 7.4.1 Ingreso de la corriente de alimentación del proceso………………………... 109 7.4.2 Etapa de separación física…………………………………………………... 110 7.4.3 Compresión…………………………………………………………………. 112 7.4.3.1 Compresor –primera etapa…………………………………………………… 112 7.4.3.2 Aeroenfriador –primera etapa………………………………………………... 112 7.4.3.3 Separador inter- etapa………………………………………………………... 113 7.4.3.4 Compresor –segunda etapa…………………………………………………... 114 7.4.3.5 Intercambiador de calor……………………………………………………… 115 7.4.3.6 Aeroenfriador –segunda etapa……………………………………………….. 116 7.4.3.7 Separador segunda etapa……………………………………………………... 116 7.4.4 Sistema de Separación por Membranas…………………………………….. 117 7.4.4.1 Diseño del proceso de Membranas…………………………………………... 117 7.4.4.2 Aeroenfriador………………………………………………………………… 120 7.4.4.3 Separador…………………………………………………………………….. 120 7.4.5 Sistema de compresión de combustible gaseoso a alta presión…………….. 122 CAPÍTULO 8 RENTABILIDAD DEL PROYECTO………………………………………. 125 8.1 ELEMENTOS DE EVALUACIÓN DEL PROYECTO………………………… 125 8.1.1 Flujo de Caja………………………………………………………………... 125 8.1.2 Criterios de Evaluación……………………………………………………... 125 8.1.2.1 Valor actual neto (VAN)…………………………………………………….. 125 8.1.2.2 Tasa interna de retorno (TIR)………………………………………………… 126 8.1.2.3 Período de recuperación de la inversión (PRI)………………………………. 126 8.1.3 Enfoque Metodológico……………………………………………………... 126 8.2 RENTABILIDAD DEL PROYECTO CUYABENO…………………………… 127 8.2.1 Inversiones………………………………………………………………….. 127 8.2.1.1 Inversión en la Planta de Tratamiento de Gas……………………………….. 127 8.2.1.2 Inversión en la Planta de Generación………………………………………… 128 8.2.2 Costos de Operación y Mantenimiento……………………………………... 128 8.2.2.1 Costos del Tratamiento del Gas……………………………………………… 128 IX 8.2.2.2 Costos de la Planta de Generación…………………………………………… 129 8.2.3 Ingresos o Beneficios……………………………………………………….. 130 8.2.3.1 Ahorro anual de combustible………………………………………………… 130 8.2.3.2 Ahorro por pérdidas de producción………………………………………….. 132 8.2.3.2 Ingreso por obtención de condensados………………………………………. 132 8.2.4 Flujo de Caja y resultados de rentabilidad del proyecto……………………. 133 8.2.5 Análisis de Sensibilidad…………………………………………………….. 134 8.3 RENTABILIDAD DEL PROYECTO VHR…………………………………….. 136 8.3.1 Inversiones………………………………………………………………….. 136 8.3.1.1 Inversión en la Planta de Tratamiento de Gas……………………………….. 136 8.3.1.2 Inversión en la Planta de Generación………………………………………… 137 8.3.2 Costos de Operación y Mantenimiento……………………………………... 137 8.3.2.1 Costos del Tratamiento del Gas……………………………………………… 137 8.3.2.2 Costos de la Planta de Generación…………………………………………… 138 8.3.3 Ingresos o Beneficios……………………………………………………….. 138 8.3.3.1 Ahorro anual de combustible………………………………………………… 138 8.3.3.2 Ahorro por pérdidas de producción………………………………………….. 140 8.3.3.3 Ingreso por obtención de condensados……………………………………… 141 8.3.4 Flujo de Caja y resultados de rentabilidad del proyecto……………………. 142 8.3.5 Análisis de Sensibilidad…………………………………………………….. 143 CAPÍTULO 9 ASPECTOS AMBIENTALES........................................................................... 145 9.1 GASES EFECTO INVERNADERO (GEI)……………………………………… 145 9.2 MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO (MDL)…………………………... 146 9.3 MERCADO DE CARBONO……………………………………………………. 147 9.4 CERTIFICADOS DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (CERs)………………… 147 9.5 ANÁLISIS DE PREFACTIBILIDAD DEL PROYECTO PARA SU 148 APLICACIÓN COMO MDL………………………………………………………... CAPÍTULO 10 CONCLUSIONES …………………………............................................................ 151 X REFERENCIAS BIBLOGRÁFICAS……………………………………………... 155 ANEXOS....................................................................................................................... 158 XI RESUMEN EJECUTIVO El presente trabajo es una propuesta técnica que determina la factibilidad del uso del gas asociado del petróleo de los campos Cuyabeno-Sansahuari y VHR como combustible para optimizar el sistema de generación eléctrica, reducir los costos operativos del proceso y disminuir las emisiones de gases efecto invernadero. El proyecto será implementado en la Intendencia Cuyabeno, una de las cinco aéreas de producción petrolera operada directamente por EP Petroecuador. La misma está conformada por los campos Cuyabeno-Sansahuari, VHR y Bloque 27, con una producción actual de petróleo de 22000 BPPD y una producción de gas asociado al petróleo de 4,8 MMPCD. Dicho gas actualmente en su mayor parte es quemado en las antorchas de las estaciones de producción. La información necesaria para el desarrollo del mismo se recopiló en los Departamentos de Producción, Ingeniería, Reservorios y Mantenimiento de la empresa EP Petroecuador. La misma, principalmente está compuesta por: cromatografías, producciones de petróleo y gas, pronóstico de producción, facilidades de superficie, sistema de generación eléctrica, entre otras. Este conjunto de datos está referido al mes de agosto de 2011. El estudio empieza con el tratamiento de los fundamentos teóricos que incluyen conceptos generales acerca del petróleo y del gas natural, producción y procesamiento del gas natural, y los sistemas de generación eléctrica aplicados en la industria petrolera. Estos conceptos se usan de manera secuencial y constituyen el sustento del desarrollo del presente trabajo. Se establece el estado actual de los campos Cuyabeno-Sansahuari y VHR con el objetivo de obtener la información necesaria para entender el proceso de producción del campo, determinar las condiciones actuales y realizar los pronósticos de producción que permiten determinar la cantidad de energía eléctrica requerida en los próximos años para el desarrollo de estos campos. Partiendo desde el año 2011 hasta el 2031 (20 años), el Campo Cuyabeno-Sansahuari producirá 57’497.109 Bls de petróleo con 12.9 MMMPCS de gas asociado, mientras que el campo VHR producirá 31’206.545 Bls de petróleo con 6.2 MMMPCS de gas asociado. El caudal de gas disponible a ser usado en XII el 2011, en las estaciones de producción Cuyabeno, Sansahuari y VHR es de 2.25, 0.248 y 1.15 MMPCSD respectivamente, el gas de la estación Sansahuari no fue tomado en cuenta en el proyecto porque se consideró que es un caudal bajo. Para satisfacer la demanda de energía eléctrica, que implica el extraer el volumen de fluido pronosticado, se requerirá repotenciar el sistema de generación. Para el campo Cuyabeno-Sansahuari la demanda de potencia eléctrica parte del valor actual de 4,2 Mw, tendrá su valor máximo de 9,4 Mw en el año 2015, y a partir de ese año irá declinando hasta terminar con 7 Mw en el año 2031. Para el VHR demanda de energía partiendo del valor actual de 3,7 Mw, tendrá su valor máximo de 4,5 Mw en el año 2014, y a partir de ese año se mantendrá casi constante, con una declinación muy leve hasta terminar con 4,3 Mw en el año 2031. En base a los datos de proyecciones de producción petróleo y gas, y a la demanda de potencia eléctrica, se determina que el gas producido no es suficiente para cubrir toda la demanda energética, debido a su carácter declinante con el tiempo. Este hecho orientó a que el sistema de generación propuesto no debe ser dependiente de gas, sino que debe ser dual. Se selecciona para este fin motores reciprocantes que usan combustible líquido y gaseoso compartiendo simultáneamente (fuel sharing), estos motores proporcionan mucha flexibilidad y tolerancia a variaciones en el suministro de gas y en la calidad del gas. Los generadores seleccionados para Cuyabeno son tres motores 12V32GD (5040 Kw c/u) con una potencia instalada total de 15120 Kw. Y para VHR, dos motores 6L32GD (2520 Kw c/ u) con una potencia de total de 5040 Kw. Para utilizar el gas asociado como combustible en los generadores propuestos, cumpliendo con las especificaciones del combustible requerido, se propone un sistema de procesamiento de gas compuesto por las siguientes fases: separación inicial, compresión, remoción de CO 2 (endulzamiento) con membranas, y compresión alta presión. La planta de tratamiento de gas propuesta para Cuyabeno procesará un caudal de gas de 2,25 MMPCSD con 52 % de CO 2, saturado en agua y con un poder calorífico de 880,5 BTU/PCSD; obteniéndose luego del tratamiento 0,662 MPCSD de gas combustible con 21,3% de CO 2, sin agua y con un poder calorífico de 1241,8 BTU/PCSD. La planta de tratamiento de gas de VHR procesará un caudal de gas de 1,15 MMPCSD con 34,5 % de CO 2, saturado en agua y con un poder calorífico de 1104,3 BTU/PCSD; obteniéndose luego del tratamiento 0,517 MPCSD de gas XIII combustible con 14,8 % de CO 2, sin agua y con un poder calorífico de 1328,5 BTU/PCSD. Para determinar la rentabilidad del proyecto se tomó un horizonte de evaluación de 15 años (del 2012 al 2027), y una tasa de descuento del 10% anual, usando como criterios de evaluación del proyecto la TIR, VAN y PRI. Los resultados obtenidos son para Cuyabeno: una TIR del 45,5 %, un VAN de $USD 73’424.685 con un PRI de 3,1 años. Para VHR: una TIR del 33,8 %, un Van de $USD 19’068.857 con un PRI de 5,1 años. Estas cifras demuestran una excelente rentabilidad del proyecto. Del análisis de sensibilidad ante variaciones en los precios de los combustibles, en las inversiones y el el volumen de gas (±10 y 20%), se determina que el escenario más desfavorable para los dos proyectos corresponde al considerar a una caída del precio de los combustibles (petróleo y diesel) del 20%. Para Cuyabeno los resultados son: una TIR del 34,7%, un VAN de $USD 49’397.731 con un PRI de 4,3 años. Y para VHR: una TIR del 23,2%, un VAN de $USD 10’055.235 con un PRI de 8 años. Garantizando la rentabilidad del proyecto aún con estas variaciones desfavorables. Tomando en cuenta los factores ambientales por la aplicación del proyecto, el mayor beneficios será la disminución de las emisiones anuales de CO 2 en aproximadamente 92189 toneladas para Cuyabeno y 35497 toneladas para VHR. Estas cifras equivaldrían al número de bonos de carbono disponibles, los mismos que generarían ingresos de $USD 9’979.896 en Cuyabeno y $USD 3’727.163 en VHR. Convirtiéndose el proyecto en un potencial candidato a beneficiarse de los incentivos del MDL. De ser este el caso la rentabilidad del proyecto incrementaría significativamente con esta gestión de ingresos complementarios. XIV GLOSARIO DE TÉRMINOS API: American Petroleum Institute. ASTM: American Section of the International for Testing Materials. Actualmente es una de las mayores organizaciones en el mundo que desarrollan normas aplicables a los materiales, productos, sistemas y servicios. BES: Sistema de levantamiento artificial Bombeo Electrosumergible. BAPD: Barriles de agua por día. BFPD: Barriles de fluido por día. BPPD: Barriles de petróleo por día. BSW: Basic Sediment and Water. El BSW corresponde al contenido de agua libre (no disuelta) y sedimentos (limo, arena) que contiene el crudo. CER: Reducciones Certificadas de Emisiones de Gases Efecto Invernadero (Certified Emission Reductions). CROMATOGRAFÍA: Conjunto de técnicas basadas en el principio de adsorción selectiva, cuyo fin es separar los componentes de una mezcla gaseosa. CRUDO: Mezcla de petróleo, agua, gas y sedimentos, tal como sale de las formaciones productoras a superficie. A menudo se dice al petróleo que no ha sido tratado, refinado o purificado. FUEL SHARING: Combustible compartido. GAS DE ALTOS HORNOS: Se obtiene de los hornos de fundición, al cargar un alto horno con mineral para obtener lingotes de hierro se desprende gases que salen parcialmente quemados y pueden ser posteriormente utilizados como combustible. GAS DE ALUMBRADO: Se lo denomina también gas de hulla, se lo obtiene de la combustión incompleta de la hulla. GAS LIFT: Es un sistema de levantamiento artificial que levanta el fluido del pozo mediante la inyección de gas comprimido a alta presión. GAS POBRE: Se lo obtiene haciendo pasar una corriente de aire húmedo, es decir una mezcla de aire y vapor de agua a través de una masa de gran espesor de hulla o lignito incandescente. GEI: Gases efecto invernadero. GOR: Gas and oil ratio. Relación agua-petróleo. XV GPSA: Gas Processors Suppliers Association. Kw: Kilowatt. M: Mil. MANIFOLD: Múltiple, tubo múltiple para distribución de fluidos. MDL: Mecanismo de Desarrollo Limpio. MM: Millón. Mw: Megawatt. NOZZLE: Tobera o boquilla. PCSD: Pies cúbicos estándar por día. Las condiciones estándar están definidas a una presión de 14,7 PSI (1 atmósfera) y a una temperatura de 60° F. PERMEATO: Fluido que penetra o traspasa un cuerpo. SCM: Metros cúbicos estándar. SKID: Base donde se asientan bombas, compresores, etc. SPLITTER: Fraccionador de corrientes de proceso. TBP: Tue Boiling Point. Curva de puntos de ebullición que permite realizar la caracterización del petróleo. TIYUYACU: Formación de areniscas y conglomerados de 100 a 1500 pies de espesor, que pertenece a la edad del Oligoceno, en donde se inyecta el agua de formación. VHR: Victor Hugo Ruales. WO: Workover. Reacondicionamiento de pozo. CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN El gas natural ha sido usado como combustible por más de 150 años, aunque su uso masivo se intensifica solamente en los últimos 25 años por ser un combustible limpio, seguro y con muchas ventajas sobre los otros combustibles fósiles. Desde el inicio de las actividades de la industria petrolera, los esfuerzos exploratorios han sido orientados principalmente a la localización y producción de petróleo. Sin embargo, la mayor parte de los yacimientos descubiertos son del tipo de gas en solución, haciéndose por lo tanto necesaria la producción conjunta de petróleo y gas asociado al petróleo. Como consecuencia de esta situación, en los campos petroleros, el petróleo siempre se constituyó en el producto principal, mientras que en la mayoría de los casos el gas asociado al petróleo fue considerado como un producto no deseado. Con el transcurso del tiempo debido a la importancia que ha ganado este recurso, se le ha ido dando diversos usos, tales como: combustible para proporcionar energía en los procesos de extracción del petróleo, en aplicaciones de recuperación mejorada, en levantamiento artificial, como Gas Lift, entre otros. El gas excedente es directamente quemado en las antorchas y, si no tiene ningún uso, es quemado en su totalidad. Esta práctica continúa en muchas partes del mundo y en el caso de algunos campos petroleros del Ecuador el gas asociado no ha sido usado en forma eficiente, lo que ha ocasionado, además de pérdidas económicas, considerables impactos ambientales. Actualmente en Ecuador la empresa petrolera Petroamazonas EP, se encuentra trabajando en un proyecto de reducción de las emisiones de CO 2 , mediante la optimización del sistema de generación eléctrica con el uso del gas asociado de sus campos petroleros. Este proyecto es financiado parcialmente con la venta de certificados de reducción de emisiones de carbono CER. “La gestión realizada por Petroamazonas en esta área, ha hecho que sea designada por el Ministerio de Recursos Naturales no Renovables para liderar el proyecto Optimización de Generación Eléctrica (OGE) a nivel sectorial en cooperación con EP Petroecuador y Rio Napo, en donde se aplicará la misma filosofía de Petroamazonas EP.” (Petroamazonas EP, 2011). 2 El presente trabajo tiene como finalidad el aprovechamiento del gas asociado de los campos petroleros: Cuyabeno-Sansahuari y VHR, que actualmente es quemado en las antorchas, para darle un uso final como combustible en el sistema de generación eléctrica, previo a un tratamiento o acondicionamiento del mismo. La Intendencia Cuyabeno es una de las cinco aéreas de producción petrolera operada directamente por EP Petroecuador. Para el mes de agosto de 2011, aportó una producción de petróleo de 22000 BPPD, con una producción de gas asociado de 4,8 MMPCSD. Está conformada por los campos Cuyabeno-Sansahuari, VHR y el Bloque 27. Para el desarrollo del presente estudio no se considera el Bloque- 27 por tener una producción marginal de 1820 BPPD, con una producción de gas asociado de 184 MPCSD. Todos los procesos involucrados en la extracción del petróleo, tales como levantamiento artificial, sistemas de reinyección, sistemas de bombeo, y demás procesos auxiliares requieren una gran demanda de energía. La mayoría de los mismos usa como fuerza motriz la energía eléctrica. Para el caso de los campos en estudio la demanda energética total es de 7,8 Mw, de los cuales 4,2 Mw para el campo Cuyabeno-Sansahuari son proporcionados por grupos electrógenos que usan como combustible diesel, y en el caso del campo VHR de los 3,7 Mw requeridos, 2 Mw son generados por motores que trabajan con petróleo crudo y el resto por grupos electrógenos usan como combustible diesel. El principal inconveniente para que en estos campos no se haya puesto interés en darle algún uso al gas asociado, es que éste es un gas ácido ya que presenta en su composición un alto porcentaje de CO 2 (alrededor del 50% para Cuyabeno-Sansahuari y alrededor del 35% para VHR). Por esta razón, prácticamente su volumen útil se reduce considerablemente. La información técnica utilizada fue proporcionada por los Departamentos de Producción, Ingeniería, Reservorios y Mantenimiento de EP Petroecuador. La información recopilada más relevante incluye: producciones de petróleo y gas, proyecciones de producción, cromatografías del gas, facilidades de superficie, y sistema de generación, entre otros. Se realizará un análisis integral que está fundamentado en el marco teórico e investigación bibliográfica, y como resultado se propone un proyecto que incluye la selección del sistema de generación eléctrica óptimo, y en base al 3 requerimiento del combustible gaseoso de la misma se propone el diseño de una planta de tratamiento de gas. A más de la factibilidad técnica del proyecto, se determinará la rentabilidad del mismo en base a un análisis económico. La conjunción de ambas será determinante en la aplicación del trabajo propuesto. Si se considera que la rentabilidad no es lo suficientemente atractiva se puede optar por otras alternativas gestión de los recursos como lo está haciendo Petroamazonas con la negociación de Bonos de Carbono. 4 CAPÍTULO 2 JUSTIFICACIÓN El gas asociado al petróleo es un combustible de origen fósil, por lo tanto es un recurso natural no renovable siendo su existencia limitada. En algunos campos petroleros del Ecuador y específicamente en los campos Cuyabeno-Sansahuari y VRH, quemar el gas en las antorchas sigue siendo una práctica común, constituyendo un despilfarro de recursos energéticos. Además de las pérdidas económicas hay que tomar en cuenta que en general los sistemas de generación eléctrica usados en estos campos petroleros, utilizan combustibles líquidos. Esto ocasiona la existencia de dos fuentes de contaminación ambiental: la combustión de los gases en las antorchas y la combustión del combustible líquido en los sistemas de generación eléctrica, produciendo la emisión de contaminantes y en especial de CO 2 , que es un gas efecto invernadero que contribuye al calentamiento global del planeta. Una vez planteados los dos inconvenientes (pérdidas económicas y contaminación ambiental), como consecuencia de no aprovechar eficientemente el gas asociado del petróleo, se puede dimensionar el real aporte del presente trabajo, que se verá reflejado en la optimización de recursos económicos y en la contribución al desarrollo sustentable. El presente trabajo está orientado a realizar un estudio técnico económico, con la finalidad de sustituir los grupos electrógenos actuales que para su funcionamiento usan como combustible diesel, por generadores que usen gas asociado. Este reemplazo implica la optimización de los recursos energéticos. El consumo de diesel incrementa los costos operativos del barril de petróleo producido, con el agravante de que el Ecuador actualmente es deficitario en refinación de diesel, viéndose obligado a importar cerca del 60% del consumo interno. Consecuentemente la aplicación de este proyecto representará un ahorro para la empresa y por tanto para el país. La preservación del medio ambiente es otro importante aporte del presente trabajo, como consecuencia de sustituir una de las fuentes de contaminación actuales, la combustión de diesel en los grupos electrógenos por combustión de gas, reduciendo significativamente la emisión de CO 2 . En los actuales momentos que vive el mundo, 5 respecto a la preocupación y concientización en la preservación de medio ambiente, si se cuantificara la reducción de emisiones de CO 2 , sería un hecho de gran trascendencia ya que puede servir para gestionar parcialmente la asignación de recursos para la realización del proyecto a través de la negociación de Bonos de Carbono, como lo está haciendo actualmente Petroamazonas EP. 6 CAPÍTULO 3 OBJETIVOS 3.1 Objetivo General Determinar la factibilidad del uso del gas asociado del petróleo de los campos Cuyabeno-Sansahuari y VHR, como combustible en el sistema de generación eléctrica. 3.2 Objetivos Específicos 3.2.1 Realizar una descripción detallada de los campos Cuyabeno-Sansahuari y VRH con todos los procesos involucrados. 3.2.2 Describir el sistema de generación eléctrica actual y realizar las proyecciones de demanda energética en función de los planes de desarrollo previstos para cada campo. 3.2.3 Seleccionar un sistema óptimo de generación eléctrica, que utilice como combustible gas asociado de petróleo, que se ajuste a las necesidades de los campos. 3.2.4 Desarrollar el tipo de proceso más conveniente para tratar el gas asociado, para cumplir con las especificaciones de combustible requerido por el sistema de generación eléctrica seleccionado. 3.2.5 Determinar la rentabilidad del proyecto en cuestión. 3.2.6 Determinar las consideraciones ambientales que implicarían la aplicación del proyecto. 7 CAPITULO 4 4 MARCO TEÓRICO 4.1 EL PETRÓLEO Y EL GAS NATURAL 4.1.1 Los Recursos Energéticos Los recursos energéticos son usados por el hombre para satisfacer algunas de sus necesidades, básicamente en forma de calor y trabajo. La disponibilidad de los mismos es uno de los factores más importantes en el desarrollo tecnológico de las naciones, con impacto en el aspecto económico, político y ambiental. Los recursos energéticos se presentan en la naturaleza como renovables y no renovables. Los renovables están asociados a flujos (energía hidráulica, eólica, solar, bioenergía, etc.), distribuidos en todo el planeta y permiten la captación o producción en forma descentralizada, mientras que los recursos energéticos no renovables se consideran como existencias (petróleo, gas, carbón, uranio), se acumulan en forma desigual en el planeta, existen en cantidades limitadas y con grado de incertidumbre ya que el volumen depende del grado de desarrollo tecnológico actual y futuro previsible, de nuevos descubrimientos y costos. El presente estudio estará enfocado en estos últimos, específicamente en el petróleo y gas. 4.1.2 Generalidades del Petróleo y del Gas Natural. El petróleo es un recurso natural no renovable y actualmente es la principal fuente de energía en los países desarrollados. La palabra petróleo proviene del latín petra: piedra y óleum: aceite, gramaticalmente significa “aceite de piedra”, puede hallarse en estado líquido “crudo”, gaseoso “gas natural” y sólido “asfalto, alquitrán o brea”. Es de origen fósil, fruto de la transformación de materia orgánica, y generalmente se presenta de forma natural en las rocas sedimentarias. 4.1.2.1 Composición. El petróleo es una mezcla heterogénea de compuestos orgánicos. Químicamente está constituido por hidrógeno (del 11% al 13% en peso) y carbono (del 84% al 87% en 8 peso). También es posible encontrar en mínimas proporciones oxigeno, nitrógeno, azufre y helio. Se han identificado más de 1200 tipos de petróleo, y la mayoría tiene entre 1 y 40 átomos de carbono. TABLA 4.1: COMPONENTES DEL PETRÓLEO (Hidrocarburos simples a presión atmosférica) DENOMINACIÓN FÓRMULA ESTADO NORMAL PUNTO DE PRODUCTOS/EMPLEO EBULLICIÓN [ᵒC] PRIMARIO Metano CH 4 Gaseoso -161 Etano C2H6 Gaseoso -88 Propano C3H8 Gaseoso -42 Butano C 4 H 10 Gaseoso 0 Pentano C 5 H 12 Líquido 36 Exano C 6 H 14 Líquido 69 Heptano C 7 H 16 Líquido 98 Octano C 8 H 18 Líquido 125 Nonano C 9 H 20 Líquido 150 Decano Undecano-N, Hendecano C 10 H 22 Líquido 174 C n H 2n Líquido 195 Dodecano-N, Diexilo C n H 2n Líquido 215 Kerosene Tetradecano-N C n H 2n Líquido 252 Aceites lubricantes Eicosano-N C n H 2n Sólido ------ Parafinas Gas natural combustible / Productos petroquímicos GLP / Productos petroquímicos Naftas de alto grado Gasolina natural (substancia base para combustibles para motores de combustión interna, turbinas) Fuente: Apuntes de “Geología del Petróleo y Gas”. Lic L. P. Stinco 4.1.2.2 Origen La formación del petróleo está asociada al desarrollo de cuencas sedimentarias, que son zonas deprimidas de la corteza terrestre en donde se depositaron sedimentos (arenas, arcillas, limo) y materia orgánica (fitoplancton, zooplancton, materia vegetal y animal). Este proceso de sedimentación y transformación ocurrió a lo largo de millones de años. Los factores que determinan la formación de acumulaciones de hidrocarburos producibles (yacimientos) forman parte de lo que se denomina un Sistema Petrolero y, en síntesis son: 1) una roca madre madura, 2) un camino de migración conectando la roca madre con la roca reservorio, 3) una roca reservorio que es porosa y permeable, 4) una trampa y 5) un sello. Si uno de estos factores no está presente o no es el adecuado la cuenca sedimentaria no será productiva. 9 4.1.2.3 Reservas. Se define como el volumen de hidrocarburos que se prevé recuperar comercialmente desde acumulaciones conocidas a partir de una fecha determinada. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre por lo que de acuerdo a esto se les ha clasificado en: Reservas Probadas.- Cantidades de hidrocarburos que con razonable certidumbre se estima que serán comercialmente recuperables de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes. Se considera una probabilidad de éxito del 90%. Reservas Probables.- Cantidades de hidrocarburos estimadas en base a estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada para podérseles clasificar como reservas probadas, se considera una probabilidad de éxito del 50%. Reservas Posibles.- Estimado de reservas de hidrocarburos en base a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas, se considera una probabilidad de éxito del 10%. 4.1.2.3.1 Reservas de Petróleo. La formación de hidrocarburos demanda millones de años y la humanidad se encargará de consumirlos tan sólo en trescientos años, es por ello que la continua búsqueda de nuevas reservas hace avanzar rápidamente la tecnología que en forma económica, permite explorar nuevas fronteras geológicas y tecnológicas. Este avance se percibe tanto en la tierra como en aguas cada vez más profundas, y hasta hace poco tiempo inaccesibles, que en su momento habían sido dejadas de lado por el alto grado de incertidumbre. La tabla 4.2 muestra valores de reservas, producción y consumo de petróleo de los principales países del mundo. También se incluye a Argentina y Ecuador para visualizar el posicionamiento de los mismos en relación con los otros países de mundo. Además consta la relación Reservas/Producción que representa el tiempo que se estima que dure la reservas al ritmo de explotación actual. 10 TABLA 4.2: RESERVAS, PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE PETRÓLEO DE LOS PRINCIPALES PAÍSES DEL MUNDO RESERVAS PAÍS RESERVAS MMMBLS ARABIA SAUDITA 264,5 PRODUCCIÓN RELACIÓN R/P CONSUMO AÑOS 72,4 PAÍS MBLS/ DÍA PAÍS MBLS/ DÍA FEDERACIÓN RUSA 10270 ESTADOS UNIDOS 19148 VENEZUELA 211,2 + 100 ARABIA SAUDITA 10007 CHINA 9057 IRÁN 137 88,4 ESTADOS UNIDOS 7513 JAPÓN 4451 IRAK 115 + 100 IRÁN 4245 INDIA 3319 KUWAIT 101,5 + 100 CHINA 4071 FEDERACION RUSA 3199 ARGENTINA 2,5 10,6 ARGENTINA 651 ARGENTINA 557 ECUADOR 6,2 34,1 ECUADOR 495 ECUADOR 227 TOTAL MUNDO 1383,2 46,2 TOTAL MUNDO 82095 TOTAL MUNDO 87382 Fuente: BP Statistical Review of World Energy. Junio del 2011 En todo el mundo quedan 1,38 billones de barriles de crudo por extraer, y al ritmo actual de consumo mundial estas reservas se agotarían dentro de 46,2 años, tiempo que podría ser menor si el consumo de energía aumenta como se prevé que ocurra por parte de los países en vías de desarrollo y si no se incrementan las reservas probadas 4.1.2.3.2 Reservas de Gas Natural. Dadas las ventajas económicas y ecológicas, el gas natural resulta cada día más atractivo para muchos países. En la actualidad es la segunda fuente de energía de mayor utilización después del petróleo, y al igual que éste, aunque las reservas de gas natural sean limitadas y que se trate de una energía no renovable, las reservas explotables son numerosas en el mundo entero y aumentan al mismo tiempo que se descubren nuevas técnicas de exploración y de extracción. La tabla 4.3 muestra valores de reservas, producción y consumo de gas natural de los principales países del mundo. También se incluye a Argentina para visualizar su posicionamiento en relación con los otros países de mundo. Además consta la relación Reservas/Producción que representa el tiempo que se estima que dure la reservas al ritmo de explotación actual. Es necesario aclarar que estas reservas probadas no consideran las reservas de gas no convencionales. 11 TABLA 4.3: RESERVAS, PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE GAS NATURAL DE LOS PRINCIPALES PAÍSES DEL MUNDO RESERVAS PRODUCCIÓN RESERVAS PAÍS 3 TRILLÓN m FEDERACIÓN RUSA 44,8 R/P AÑOS 76 CONSUMO BILLÓN m3 PAÍS PAÍS BILLON m3 ESTADOS UNIDOS 2010 611 ESTADOS UNIDOS 2010 683,4 IRÁN 29,6 + 100 FEDERACIÓN RUSA 588,9 FEDERACIÓN RUSA 414,1 QATAR 25,3 + 100 CANADÁ 159,8 IRÁN 136,9 TURKMENISTÁN 8,8 +100 IRÁN 138,5 CHINA 109 ARABIA SAUDITA 8 95,5 QATAR 116,7 JAPÓN 94,5 ARGENTINA 0,3 8,6 ARGENTINA 40,1 ARGENTINA 43,3 TOTAL MUNDO 187,1 58,6 TOTAL MUNDO 3193,3 TOTAL MUNDO 3169 Fuente: BP Statistical Review of World Energy. Junio del 2011 Las reservas mundiales de gas referido a finales del año 2010, son de 187,1 trillones de metros cúbicos, que da una relación Reservas/Producción de 58,6 años. Esto representa el tiempo que las reservas existentes durarían si se mantuvieran los actuales niveles de producción, y no se incrementa el volumen de las mismas. 4.1.3 Propiedades de los Hidrocarburos 4.1.3.1 Propiedades del Petróleo. Todos los petróleos tienen sus propiedades físicas y químicas que permiten la valorización de los mismos y diferenciarlos unos de otros. Algunas se distinguen a la vista, mientras que otras tienen que ser determinadas en laboratorio. Las propiedades más importantes son: 4.1.3.1.1 Gravedad API La gravedad API es una medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petróleo comparándole con el agua. Ec 4.1 °𝐴𝑃𝐼 = 141.5 𝐺𝑅𝐴𝑉𝐸𝐷𝐴𝐷 𝐸𝑆𝑃𝐸𝐶𝐼𝐹𝐼𝐶𝐴𝑙 – 131.5 12 TABLA 4.4: CLASIFICACIÓN DE LOS CRUDOS POR EL GRADO API TIPO DE CRUDO RANGO ᵒAPI RANGO G.E LIVIANO Mayor a 31,1 Menor a 0,86 MEDIANO 22,3 - 31,1 0,92 - 0,87 PESADO 10 - 22,3 1,00 - 0,92 EXTRAPESADO Menor de 10 Mayor a 1,00 Fuente: Apuntes de “Economía del Petróleo y Gas Natural”, Ing. N. Verini 4.1.3.1.2 Viscosidad. Es una de las características más importantes en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad es la medida de la resistencia a fluir de un crudo, los valores varían desde 0,2 hasta más de 1000 centipoises, es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos especialmente en los crudos pesados y extrapesados. 4.1.3.1.3 Contenido de Azufre El azufre es uno de los componentes que están presentes en los hidrocarburos, pero su presencia en los hidrocarburos implica la necesidad de mayores procesos de refinamiento, y por ende un mayor costo final, razón por la cual la presencia de azufre es también un determinante del valor comercial del petróleo. El azufre se mide por la técnica de quimiluminiscencia. TABLA 4.5: CLASIFICACIÓN DE LOS CRUDOS POR CONTENIDO DE AZUFRE TIPO DE CRUDO CONTENIDO DE AZUFRE % DULCES Menor a 0,5 MEDIOS 0,5 - 2,0 AGRIOS Mayor a 2,0 Fuente: Apuntes de “Economía del Petróleo y Gas Natural”, Ing. N. Verini 4.1.3.1.4 Agua y Sedimentos Luego del proceso de extracción, el petróleo es sometido al proceso deshidratación para evitar incrementar costos de transporte, disposición de agua y deterioro de equipo. Las 13 especificaciones que limitan el contenido de agua y sedimentos (BSW), generalmente son inferiores al 1%. El contenido de agua se determina por destilación, mientras que el contenido de agua y sedimentos se determina por centrifugación. 4.1.3.1.5 Rindes Son los valores de los rindes del crudo a destilación atmosférica. Las curvas de destilación TBP y ASTM distinguen a los diferentes tipos de crudos y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos o separación directa. 4.1.3.2 Propiedades del Gas Natural El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos que en condiciones normales de presión y temperatura se encuentra en estado gaseoso. Está compuesto en su mayor parte por metano, algo de etano y en pequeñas cantidades propano y butano. También pueden contener anhídrido carbónico, oxigeno, nitrógeno y compuestos de azufre. El análisis composicional se realiza a partir de cromatografías. 4.1.3.2.1 Propiedades Generales El gas natural es inodoro, incoloro, no es corrosivo ni tóxico, es considerado como un combustible limpio. Tanto sus emisiones de óxidos de nitrógeno como de dióxido de carbono son inferiores a la de otros combustible fósiles. 4.1.3.2.2 Densidad Relativa Es la relación de la densidad absoluta del gas y la densidad del aire. Depende de la composición del gas, puede variar desde 0,55 que es la densidad del metano hasta 2 o más que es la densidad del butano. 4.1.3.2.3 Inflamabilidad Es la medida de la facilidad que presenta un gas, líquido o sólido para entrar en combustión. La combustión es una reacción de oxidación de un combustible con un oxidante, denominado comburente. En la mayoría de los casos, el comburente es el oxígeno del aire. 14 4.1.3.2.4 Poder Calorífico Es la cantidad de calor desprendido en la combustión completa por unidad de volumen. El poder calorífico superior (PCS) es el calor desprendido por la combustión de una unidad de volumen, condensando el vapor de agua producto de dicha combustión. El poder calorífico inferior (PCI) es el calor desprendido por la combustión de una unidad de volumen, sin condensación del vapor de agua. En término medio el poder calorífico del gas natural, bordea las 9300 kilocalorías por metro cúbico. 4.1.4 Cadena del Valor del Petróleo y el Gas Natural Una cadena de valor es una serie de eventos que con cada paso agregan un valor a una materia prima. Las cadenas del petróleo y el gas natural constan de 3 etapas: el upstream que abarca las fases de exploración y producción, el midstream es la fase de transporte y el downstrean que es la fase de refinación y distribución. 4.1.4.1 Exploración La Exploración es la búsqueda o prospección de petróleo y/o gas. En esta fase participan principalmente geólogos y geofísicos y los métodos empleados son variados: desde el estudio geológico de afloramientos de formaciones rocosas hasta la observación indirecta. Se usan como herramientas mapa, imágenes satelitales, herramientas de perfilaje, gravimetría, magnetometría y la sísmica. Si las investigaciones llegan a la conclusión de la existencia de condiciones favorables para la acumulación de hidrocarburos, en este caso se inicia con la perforación a fin probar la existencia real de hidrocarburos. 4.1.4.2 Perforación y Completación La perforación es la única forma de verificar la existencia de hidrocarburo en el subsuelo, el primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio". De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado. Los sistemas más utilizados son los rotativos y consisten en un taladro de perforación con un sistema de polea móvil del que se suspende el conjunto de los tubos 15 acoplados unos a continuación de otros que son impulsados por un motor que van girando, en el extremo se halla una broca o trépano con dientes que rompen y perforan las rocas, el fluido de perforación circula a través de esta columna lubricando la broca y removiendo a superficie los ripios o cortes de las rocas. Una vez que se ha llegado a la profundidad objetivo antes de revestir el pozo se realizan las tareas de perfilaje para la obtención de la información necesaria para determinar la presencia de hidrocarburos y las profundidades de los intervalos a ser punzonados. Para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y para mantener la estructura de los estratos del subsuelo inalterada, según se va perforando el pozo, éste va siendo recubierto mediante una tubería de revestimiento “casing”, la cual es cementada para lograr la adhesión al las paredes del pozo. Una vez finalizadas las tareas de perforación se procede a la completación del pozo, que permite el ensayo y la puesta en producción del mismo. Punzonando el casing a nivel del yacimiento productor, el petróleo y/o gas fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de producción. 4.1.4.3 Producción De acuerdo al mecanismo de empuje del yacimiento, si tiene energía propia generada por la presión del mismo, el petróleo fluirá hasta superficie (sugencia natural), en este caso se instala en la cabeza del pozo un conjunto de válvulas para regular el flujo del petróleo. Si no existe esa presión, se emplean los diferentes tipos de sistemas de levantamiento artificial: bombeo mecánico, bombeo hidráulico, bombeo electrosumergible, bombeo de cavidad progresiva o gas lift. El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que para su tratamiento deben construirse facilidades de producción, separación y almacenamiento, en las denominadas estaciones de producción. El petróleo deshidratado se envía a los tanques para su almacenamiento. El gas natural asociado que acompaña al petróleo se envía a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo o despacharlo como "gas seco" hacia los centros de consumo a través de gasoductos. 16 En el caso de yacimientos que contienen únicamente gas natural, se instalan los equipos requeridos para tratarlo (proceso de secado, mantenimiento de una presión alta) y enviarlo a los centros de consumo. 4.1.4.4 Transporte El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la exportación. En la industria del petróleo los oleoductos y los buques tanqueros son los medios por excelencia para el transporte del crudo. Los oleoductos y gasoductos se construyen en tierra o en costa afuera, sus capacidades de transporte varían y dependen del diámetro de la tubería, las extensiones son muy variables y dependen de la distancia, la tubería en tierra generalmente es enterrada, mientras que la tubería en costa afuera se coloca en el fondo del mar. Los principales elementos que configuran estas infraestructuras son: la tubería, los caminos de acceso o mantenimiento, las estaciones de recepción, de despacho, de control y las estaciones de bombeo para el petróleo y de compresión en el caso de gas. Los buques-tanques son a su vez enormes barcos dotados de compartimientos y sistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo, gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte más utilizado para el comercio mundial del petróleo. El gas natural es trasformado criogénicamente a su estado líquido (GNL), pues así se reduce unas 600 veces su volumen, para ser transportados por los buques-tanques cargueros de gas desde los países productores a los grandes centros de consumo. La capacidad de todas estas embarcaciones varía según el tamaño de las mismas y de acuerdo con el servicio y la ruta que cubran, algunas pueden transportar cientos de miles de barriles e incluso millones. La carga y descarga de estos buques se efectúa en terminales portuarias fluviales o marinas o mediante boyas en el mar. 4.1.4.5 Refinación El petróleo finalmente llega a las refinerías en su estado natural para su procesamiento. Una refinería es un enorme complejo industrial donde el petróleo crudo se somete en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos 17 o procesos de conversión, procesos de tratamiento y mezclas, que permiten extraerle buena parte de la gran variedad de componentes que contiene. El petróleo tiene una gran variedad de compuestos, al punto que de él se pueden obtener por encima de los 2000 productos. Los productos que se sacan del proceso de refinación se llaman derivados y los hay de dos tipos: combustibles y petroquímicos. Las refinerías son muy distintas unas de otras, según las tecnologías, los esquemas de proceso que se utilicen, y la capacidad. El gas natural rico en gases petroquímicos también se puede procesar en las refinerías para obtener diversos productos de uso en la industria petroquímica. 4.1.4.6 Comercialización Con la comercialización y distribución de los derivados del petróleo y del gas termina la cadena, el objetivo de las mismas es hacer llegar oportunamente los volúmenes de productos requeridos diariamente por la demanda interna y externa. 4.2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Las acumulaciones de petróleo y el gas natural se encuentran en trampas subterráneas denominadas rocas reservorio, siendo éstas principalmente areniscas y calizas. Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de sí denominados poros que son capaces de contener petróleo y/o gas. 4.2.1 Propiedades Petrofísicas Los reservorios tienen tres propiedades: porosidad, permeabilidad y saturación de hidrocarburos. 4.2.1.1 Porosidad (Φ) La porosidad refleja la capacidad de almacenamiento que posee una roca, está definida como la relación entre el espacio poral con respecto a la totalidad del volumen de la roca, se la expresa en porcentaje. Ec 4.2 Φ= 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑎𝑙 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑥100 La porosidad efectiva es la relación entre el espacio poral interconectado respecto al volumen de roca, o sea representa al espacio ocupado por los fluidos móviles. La mayoría de las rocas reservorio tienen porosidades entre el 10% y el 20%. 18 4.2.1.2 Permeabilidad (K) La permeabilidad es la capacidad de una roca para que un fluido fluya a través de ella, la unidad de medida es el Darcy 1. Como es una unidad alta para la mayoría de las rocas productoras, generalmente se expresa en milidarcys. La permeabilidad depende de la porosidad efectiva. 4.2.1.3 Saturación de Hidrocarburos (S HC ) La saturación es el porcentaje de volumen poroso que ocupa el fluido contenido en la roca. Por lo tanto la saturación de petróleo o gas es el porcentaje de volumen poroso que contiene el petróleo o gas. Los poros deben saturarse con algún líquido, de este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca de formación debe ser igual al 100%. Para el caso de una formación que contiene petróleo agua y gas tenemos: Saturación de petróleo + Saturación de gas + Saturación de agua = 100%. 4.2.2 Yacimientos de Hidrocarburos Un yacimiento es una trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidráulico interconectado con energía o un mecanismo de empuje que puede ser por: expansión de fluido, desplazamiento de fluidos, drenaje gravitacional o expulsión capilar. Los yacimientos de hidrocarburos se clasifican en: 4.2.2.1 Yacimientos de Petróleo En este tipo de yacimiento el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del yacimiento. Si la presión del reservorio es menor que la presión de burbuja reciben el nombre de yacimientos saturados, si ocurre lo contrario reciben el nombre de yacimientos subsaturados. 4.2.2.2 Yacimientos de Gas Condensado Estos yacimientos producen condensación retrógrada en el yacimiento por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondetérmica. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en 1 Un darcy es el valor de permeabilidad cuando un fluido con una viscosidad de 1 cp, avanza a una velocidad de 1 cm/s bajo un gradiente de presión de 1 atmosfera/cm. 19 líquido, formando una película en las paredes de los poros que no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento. 4.2.2.3 Yacimientos de Gas Húmedo En estos yacimientos están compuestos por hidrocarburos livianos e intermedios, que no condensan a condiciones de yacimientos pero si a condiciones de separador. Su temperatura inicial excede la temperatura cricondetérmica. 4.2.2.4 Yacimientos de Gas Seco En estos yacimientos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión. 4.2.3 Sistemas de Captación y Separación Primaria 4.2.3.1 Sistema de Captación Se entiende por Sistema de Captación al conjunto de instalaciones de superficie requeridas para recolectar el gas de los pozos, para su posterior envío a la planta de tratamiento para su procesamiento. 4.2.3.1.1 Tipos de Captación. La producción de gas natural tiene dos procedencias dependiendo del tipo de yacimiento: producción de gas de yacimientos gasíferos y producción de gas de asociado al petróleo producto de las explotaciones de yacimientos petrolíferos. Esto genera la existencia de dos tipos de sistemas de captación. a) Captación en Alta Presión.- Instalaciones de captación que recolectan la producción de gas de pozos con presión suficiente para llegar a la planta de tratamiento. b) Captación en Baja Presión.- Instalaciones de captación que recolectan la producción de gas asociado al petróleo desde los separadores de producción de crudo. 4.2.3.1.2 Instalaciones de Superficie. 20 El equipamiento principal de las instalaciones de superficie de un sistema de captación, consta de los siguientes elementos: a) Manifold.- Conjunto de válvulas que poseen todas las facilidades necesarias para colectar y enviar el fluido de los diferentes pozos a una planta centralizada para producción y/o a control. b) Separadores de Producción.- Separan los líquidos del gas, que serán enviados a la planta por diferentes tuberías. Los separadores de control, separan y miden el gas, líquido y el agua de cada pozo. c) Gas de Servicio.- Principalmente para el sistema de instrumentación y servicios en planta, cuenta su sistema de acondicionamiento y secado. d) Sistema de Venteos y Drenajes.- Los venteos provenientes de la descarga de válvulas de seguridad de la planta y venteo manual para sacar de funcionamiento a equipos para mantenimiento. Los drenajes pueden ser cerrados o abiertos. e) Tratamiento de Efluentes.- Son piscinas recubiertas con un revestimiento o con hormigón, con cerramiento superior para inhibir la contaminación del suelo. 4.2.3.2 Separación Primaria Una vez recolectado, el petróleo y/o gas, se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones de donde provenga el fluido. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador. Los principios usados en la separación física de líquido y gas son: fuerzas de gravedad, fuerza centrífuga, cambios en la cantidad de movimiento, coalescencia y fuerzas electrostáticas. 4.2.3.2.1 Equipos de separación a) Separador de filtro.- Tiene dos compartimentos, el primero que contiene elementos filtrantes en el cual el gas fluye por fuera de los filtros, mientras que por el interior de los mismos pasa el liquido permitiendo el agrupamiento de las gota a mayor tamaño, que pasan a un segundo compartimiento que contiene demisters donde estas gotas son removidas, hacia la parte inferior del recipiente. 21 b) Tanque flash.- Utilizados para separar el gas que se produce cuando se expande un líquido “flash”, al cambiar las condiciones de alta presión a baja presión se producirá una separación de fases, dando origen al gas y al líquido. c) Goteo en línea (Line Drip).- Usado en ductos que transportan fluidos con relaciones gas-líquido muy altas, para remover el líquido libre (no necesariamente todo el líquido) de una corriente de gas. d) Separadores líquido-líquido.- Usa el mismo principio de separación gas-liquido, pero aplicado a la separación de dos líquidos inmiscibles, estos separadores trabajan con velocidades mucho menores que los separadores gas-líquido, ya que la diferencia de densidades entre dos líquidos es mucho menor que entre gas y líquido, por lo que la separación es más difícil. e) Depuradores de gas (Scrubber).- Equipos diseñados para manejar corrientes con altas relaciones gas-líquido. El líquido normalmente ingresa como niebla en el gas o como fluido libre a lo largo de la pared de la tubería, estos recipientes normalmente tienen una pequeña sección para recolectar el líquido. f) Slug catcher.- Son dispositivos diseñados para manejar cantidades masivas de líquidos movidos a través de ductos, estos son diseñados con la intención de crear un tiempo de retención el cual disminuya un gran volumen inesperado de líquidos en los ductos. g) Separador trifásico.- Equipo diseñado para separar gas y dos líquidos inmiscibles de diferente densidad. Ej. Gas-Petróleo-Agua. 4.2.3.2.2 Descripción de un separador. Un separador consta de las siguientes secciones: a) Separación primaria.- Comprende la entrada del fluido (líquido-gas). En esta etapa la separación se realiza mediante un cambio de dirección de flujo, el cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada genera la separación de las fases, esta zona incluye las boquillas de entrada y los otros aditamentos de entrada como deflectores o distribuidores. b) Separación secundaria.- Representada la etapa de máxima separación de líquido por efecto de la gravedad, para esto el separador debe tener suficiente longitud y se debe reducir la turbulencia. La eficiencia de separación depende de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia. 22 c) Sección de extracción de niebla.- Utiliza el efecto de choque logrando que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie, donde se acumulan, formándose gotas más grandes, las mismas que son drenadas a través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos. Existen dos tipos: los demisters y los de tipo aleta (vane). d) Recolección de fases líquidas.- Constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector, posee control de nivel para manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación. 4.2.3.2.3 Clasificación de los separadores por la forma geométrica a) Separadores horizontales.- Son muy eficientes para grandes volúmenes de fluido y para grandes cantidades de gas disuelto presente en el líquido. La gran superficie líquida en esta configuración provee óptimas condiciones para la liberación del gas disuelto. Este tipo de separadores son usados en la separación líquido/líquido en instalaciones con separador trifásico para obtener una separación agua-petróleo más eficiente. También es práctico su uso en instalaciones donde las limitaciones de altura indiquen el uso de un recipiente horizontal debido a su forma. b) Separadores verticales.- Este tipo de separadores son aplicados para fluidos del pozo que tienen una alta relación gas-líquido, en instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o ninguna limitación de altura, y en fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantáneamente, tales como pozos de levantamiento por gas intermitente. 4.2.3.2.4 Componentes internos del separador a) Deflectores.- Se emplean para producir un cambio en la cantidad de movimiento o dirección de flujo de la corriente de entrada, y así producir la primera separación mecánica de las fases. b) Distribuidores de entrada.- Tienen ranuras u orificios por los cuales salen las dos fases a una baja velocidad, realizan una distribución pareja de las fases del área disponible de flujo. c) Eliminador de niebla tipo malla.- Retienen las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño suficientemente grande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como la acción de arrastre producida por el gas. 23 d) Eliminador de niebla tipo aleta.- Consiste en un laberinto formado por laminas de metal colocadas paralelamente, con una serie de bolsillos recolectores de líquido. e) Rompe olas.- Para evitar la propagación de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador. 4.2.4 Compresión La compresión de gas es requerida para aumentar la presión del gas natural. Los dos parámetros principales involucrados en el diseño y costo de los compresores son: el caudal de gas y la relación de compresión R que está definida por: R= Ec 4.3 donde: 𝑃𝑑 𝑃𝑠 Pd: Presión de descarga Ps: Presión de succión 4.2.4.1 Tipos de compresores Existen diferentes tipos de compresores pueden ser usados dependiendo de la aplicación específica. La figura 4.1 muestra la clasificación general realizada por la GPSA, de los diferentes tipos de compresores de acuerdo al mecanismo de operación. FIGURA 4.1 : TIPOS DE COMPRESORES Fuente: GPSA, 2004 En la industria del petróleo y gas los compresores más usados son los de reciprocantes o alternativos, y los centrífugos. 24 4.2.4.1.1 Compresores alternativos Estos compresores operan por la compresión directa del gas en los cilindros, el elemento de compresión y de desplazamiento es un pistón que se mueve linealmente dentro de un cilindro por lo que presentan muchas partes móviles y por tanto bajas eficiencias mecánicas. Cuando la compresión toma lugar en un solo sentido del cilindro se llama de simple acción, mientras que si es de los dos sentidos, se llama de doble acción. La compresión puede ser de simple etapa o de múltiples etapas, el número de etapas lo determina la relación de compresión, las etapas múltiples en general tienen enfriadores inter-etapas. Las principales ventajas de los compresores alternativos son: flexibilidad operacional, maneja menor caudal a altas presiones, mayor eficiencia adiabática, menor costo de potencia, y menos sensible a cambios en la composición del gas. Las desventajas son: alto costo inicial, alto costo de mantenimiento, tamaño y peso elevado, y requieren motores de baja velocidad. 4.2.4.1.2 Compresores centrífugos Un compresor centrífugo aumenta la presión del gas comunicándole energía cinética (velocidad) con el rotor, esta energía se transforma en un incremento de presión estática cuando el fluido se expande al pasar por un difusor. Estos compresores relativamente tienen menos partes móviles. Los principales componentes de un compresor centrífugo son: a) Carcasa de acero forjado.- con un espesor considerable para soportar altas presiones internas. b) Eje con su rotor.- con velocidades altas (5000 a 6000 rpm) por lo que es necesario que las partes móviles estén perfectamente balanceadas. Las principales ventajas de los compresores centrífugos son: manejo de altos caudales, menor costo inicial, menor costo de mantenimiento, menor tiempo de parada, menor tamaño y peso, requiere motores de alta velocidad y bajo mantenimiento. Las desventajas son: rango operativo limitado por bloqueo sónico, límite inferior de caudal, alto costo de potencia del motor, sensible a cambios de composición y densidad del gas. 25 4.2.4.2 Teoría de la compresión El diseño de compresores está basado en la aplicación de la primera y segunda ley de la termodinámica, el balance de energía es tal que los cambios de energía cinética y potencial son despreciables, así como las pérdidas de carga, nos queda: Ec 4.4 -W = h 2 – h 1 donde: -W: Trabajo específico del compresor h 2 : Entalpía del gas en descarga h 1 : Entalpía del gas en la succión. Para calcular h 2 es necesario conocer el modelo de compresión, ya que el modelo de la compresión de gas responde a la ecuación: 𝑃 𝑊 = ∫𝑃 2 𝑉𝑑𝑃 Ec 4.5 4.2.4.2.1 1 Modelo isotérmico La compresión ocurre a temperatura constante, partiendo de la ley de los gases ideales: P.V = P 1 .V 1 = cte. Reemplazando en la ecuación 4.5, tenemos: 𝑃 Ec 4.6 4.2.4.2.2 Modelo isentrópico 𝑊 = 𝑛𝑅𝑇 ln � 2 � 𝑃1 Cuando durante la compresión no existe transferencia de calor, el modelo es adiabático y reversible, tenemos: P.VK = P 1 .V 1 k = cte. La ecuación de trabajo para una compresión isentrópica, tomando en cuenta el factor de compresibilidad promedio z avg sería: Ec 4.7 4.2.4.2.3 −𝑊𝑠 = 𝑧𝑎𝑣𝑔 Modelo politrópico 𝑅𝑘𝑇1 𝑀(𝑘−1) 𝑃2 𝑘−1 𝑘 ��𝑃 � 1 − 1� El modelo politrópico se utiliza en compresores centrífugos, la eficiencia politrópica solo depende de la geometría del compresor y no de las propiedades del fluido. Se utiliza un coeficiente politrópico [n], en lugar del coeficiente isentrópico [k], con lo que las ecuaciones serán: 26 Ec4.8 −𝑊𝑝 = 𝑧𝑎𝑣𝑔 𝑅𝑘𝑇1 𝑀(𝑘−1) 𝑃2 ��𝑃 � 1 𝑛−1 𝑛 − 1� La eficiencia isentrópica puede calcularse por: Ec 4.9 4.2.4.3 ƞ𝑠 = 𝑘−1 𝑃 ��𝑃2 � 𝑘 −1� 1 𝑛−1 𝑃 ��𝑃2 � 𝑛 −1� 1 = 𝑘−1 𝑃 ��𝑃2 � 𝑘 −1� 1 𝑘−1 𝑃 𝑘ƞ �� 2 � 𝑝 −1� 𝑃1 Selección de Compresores Para seleccionar el tipo de compresor generalmente se usa el gráfico de la GPSA, el mismo que abarca los rangos normales de operación para los diferentes tipos de compresores comerciales disponibles. Se selecciona el compresor en función de la presión de descarga y el flujo de entrada. Ver figura 4.2. FIGURA 4.2: SELECCIÓN DE COMPRESOR Fuente: GPSA, 2004 Los compresores rotativos son usados generalmente en aplicaciones especiales como: gases húmedos o corrosivos y aplicaciones en vacío. Los compresores alternativos pueden manejar mejor a bajos caudales que los centrífugos, y los dos son aplicables para el manejo de presiones de descarga en el orden de los 10000 psi, cubriendo la 27 mayoría de aplicaciones. Los compresores axiales son usados en aplicaciones con altos caudales y bajas presiones de descarga. 4.2.4.3.1 Mecanismo de Accionamiento Los compresores requieren de una fuerza motriz o mecanismo de accionamiento para su funcionamiento, el mismo que puede ser: motor eléctrico, motor a gas, o turbina. Su selección depende básicamente de la eficiencia de los mismos y de la disponibilidad del combustible. Los compresores alternativos operan a bajas velocidades (200 y 800 rpm), en el caso de pequeños compresores alternativos el mecanismo de accionamiento más común es el motor eléctrico; compresores alternativos medianos y grandes operan con motores a gas, turbinas y motores eléctricos dependiendo de las conveniencias operativas y económicas. Los compresores centrífugos operan con altas velocidades por lo que generalmente usan turbinas y motores eléctricos, teniendo en cuenta que la turbina tiene la ventaja de que se puede controlar la velocidad, mientras que en el eléctrico eso es posible únicamente con la instalación de variadores de frecuencia, que son relativamente costosos. 4.2.4.3.2 Parámetros para la selección del compresor. Una vez que se ha se ha realizado la preselección del tipo de compresor, es necesario tomar en cuenta los parámetros que afectan a la selección y que es necesario proporcionar al fabricante, estos parámetros son: a) Presiones de succión de descarga. b) Capacidad, caudal. c) Altura sobre el nivel del mar para transformar la presión manométrica a absoluta. d) Composición del gas, contenido de agua, c p , k, y factor de compresibilidad z. e) Temperatura de descarga y sus limitaciones, para determinar si se requiere un enfriador inter-etapas. f) Para enfriadores de aire o agua, proporcionar la temperatura del medio. g) Disponibilidad de energía eléctrica. h) Disponibilidad de gas combustible. 28 Además de estos parámetros es necesario tomar en cuenta otros aspectos como la disponibilidad y plazo de entrega, consideraciones operativas y de mantenimiento y el costo de los equipos, para una óptima selección final. PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL 4.3 El gas producido tanto de los yacimientos gasíferos como de la extracción petrolera en la mayor parte de los casos requiere un tratamiento específico, el mismo que es determinado por caudales, composición, presión, temperatura e impurezas que tienen que ser eliminadas para cumplir con las especificaciones de entrega. La composición y el caudal del gas de los pozos varían a medida que la presión del yacimiento declina, por lo que las instalaciones de procesamiento de gas deben ser lo suficientemente flexibles y de dimensiones adecuadas para operar en óptimas condiciones ante variaciones en la composición y en los caudales. Una planta completa de tratamiento de gas tiene las siguientes unidades de procesamiento: • Eliminación de partículas solidas y líquidas. • Eliminación de vapor de agua. • Eliminación de hidrocarburos condensables. • Eliminación de dióxido de carbono. • Eliminación de sulfuro de hidrógeno y otros compuestos de azufre. • Recuperación de hidrocarburos licuables. El grado de complejidad y la existencia de todos estos procesos dependen entre otros factores de la ubicación del campo, las especificaciones de entrega, requerimientos ambientales y aspectos económicos. Para el caso del presente proyecto la aplicación del gas asociado como combustible en el sistema de generación no se requiere de altas y exigentes especificaciones de entrega por lo que nos enfocaremos al estudio en detalle solamente de los procesos necesarios para esta aplicación. 4.3.1 Conceptos Termodinámicos 4.3.1.1 Gases Ideales La ecuación general de los gases ideales está representada por la siguiente expresión: Ec 4.10 P.V = n.R.T 29 donde: P: Presión absoluta V: Volumen total del espacio que contiene al gas T: Temperatura absoluta n : Número de moles de la sustancia contenida en el volumen V R: Constante universal de los gases (8,314 [kPm3/kgmolºK] en el sistema internacional). 4.3.1.2 Gases Reales El comportamiento del gas natural, así como el de los vapores obtenidos de hidrocarburos puros o mezcla de los mismos, no responde con exactitud a lo establecido anteriormente. Por lo tanto se debe introducir un factor de corrección denominado factor de compresibilidad z. Ec 4.11 4.3.1.3 P . V = zn . R . T Factor de Compresibilidad z El factor z es función de la naturaleza o composición del gas, de la presión y de la temperatura; y se define como la relación entre el volumen que ocupa el gas real y la que ocuparía la misma cantidad de gas ideal. Este es un valor experimental y de acuerdo al Teorema de los Estados Correspondientes, todos los gases poseen los mismos factores de compresibilidad si se miden bajo idénticas condiciones reducidas de presión y temperatura, definiendo condición reducida como: Ec 4.12 Tr = T / Tc Ec 4.13 Pr = P / Pc donde: Tc: Temperatura crítica Pc: Presión crítica El factor de compresibilidad crítico Zc debería ser el mismo para todas las sustancias, estos valores oscilan entre 0,2 y 0,3, este valor no solo depende de la temperatura y presión reducida, sino del punto crítico de la mezcla.La GPSA 2 recomienda el uso de sus diagramas para la obtención del factor de compresibilidad Z para gases naturales en función de la presión y temperatura reducidas. (Ver Anexo 1) 2 GPSA. Gas Processors Suppliers Association 30 4.3.1.4 Equilibrio Líquido Vapor Cuando un gas multicomponente se encuentra en equilibrio con una fase líquida multicomponente, puede condensar más de un vapor. Las leyes que regulan el equilibrio líquido vapor son: 4.3.1.4.1 Ley de Dalton Establece que la presión total de una mezcla gaseosa es igual a la suma de las presiones ejercidas por las moléculas individuales de cada uno de los gases que componen la mezcla (presiones parciales). Ec 4.14 Presión total = P t = P 1 + P 2 +.........+ P k FIGURA 4.3 : DIAGRAMAS: PRESIÓN-COMPOSICIÓN Y TEMPERATURACOMPOSICIÓN Fuente: Apuntes de “Termodinámica del Petróleo y del Gas” Ing. J. Campanella 4.3.1.5 Diagrama de Fases El comportamiento de fases de un sistema multicomponentes es similar a un sistema binario, por lo que el diagrama Presión-Temperatura tiene forma similar. Las envolventes para la mayoría de hidrocarburos son extensas ya que los mismos presentan amplios rangos de puntos de ebullición. La figura 4.4 muestra los diferentes gráficos que muestran ejemplos para diferentes yacimientos: petróleo negro, gas condensado, gas condensado, gas seco y gas húmedo. Se ilustra el comportamiento de las fases desde el yacimiento hasta el separador, y dentro del mismo yacimiento, cuando la presión haya declinado. 31 FIGURA 4.4: DIAGRAMAS P-T, DE SISTEMAS MULTICOMPONENTES Fuente: Propiedades de la Roca y los Fluidos en Reservorios de Petróleo. Ing. Mirtha Susana Bidner 4.3.2 Deshidratación del Gas Natural Deshidratación es el proceso usado para remover el agua del gas natural y de los líquidos del gas natural. Este proceso es requerido para prevenir la formación de hidratos y condensación de agua libre en las instalaciones de procesos y transporte, para cumplir con la especificación del contenido de agua, y para prevenir la corrosión en los equipos. 4.3.2.1 Punto de rocío del agua e hidrocarburos En todo gas natural existe un conjunto de pares de valores P-T a partir de los cuales el agua contenida comienza a pasar de su estado de vapor al estado líquido. Análogamente sucede con los hidrocarburos pesados contenidos en el gas. 32 FIGURA 4.5: DIAGRAMA P-T DE MEZCLA DE AGUA-GAS NATURAL L Curva de Formación de Hidratos Curva de Punto de Rocío del Agua L Curva de Punto de Rocío del Agua Lw+G Curva de Formación de Hidratos Lw+G Lhc+Lw+G+H Lhc+Lw+G G A PRESION PRESION A Lhc+Lw+G Lhc+Lw+G+H G Lhc+G Envolvente del Hidrocarburo Envolvente del Hidrocarburo TEMPERATURA TEMPERATURA Fuente: Oilfield Processing of Petroleum, Vol 1: Natural Gas. Manning Se denomina Punto de Rocío a aquella temperatura a la cual aparece la primera gota líquida. La representación gráfica de dicho conjunto de puntos, nos muestra las curvas de puntos de rocío de agua y la de hidrocarburos de un determinado gas natural. En la figura 4.5 se puede observar el proceso de deshidratación, al desplazar la curva de puntos de rocío del agua hacia adentro de la envolvente. Dentro de los mismos gráficos también se muestra la curva de formación de hidratos. 4.3.2.2 Hidratos Son complejos cristalinos que poseen una estructura de jaula, donde la malla está constituida por moléculas de agua apuntaladas por moléculas de hidrocarburos ocupando las cavidades. Las condiciones para su formación son: la presencia de agua libre, temperaturas menores que la formación de hidratos a la correspondiente presión de operación, altas velocidades, pulsaciones de presión, pequeños cristales y existencia de lugares apropiados afectan a la velocidad de formación de los mismos. Para evitar su formación se debe deshidratar o inhibir. Cuando se ha formado el hidrato los métodos correctivos son: elevación de la temperatura en el lugar de formación, variación de la presión en la cañería (despresurizar) o introducir sustancias inhibidoras de formación de hidratos. 33 4.3.2.3 Deshidratación por Absorción Proceso en el cual a una corriente de gas saturada con agua se le pone en contacto íntimo con un líquido higroscópico 3, produciendo que el vapor de agua presente en el gas sea "absorbido" por la solución, mientras la presión parcial del vapor de agua en el gas en contacto con la solución, exceda la presión de vapor del agua en la solución. Los desecantes usados son los glicoles: etilenglicol (EG), dietilenglicol (DEG), trietilenglicol (TEG) y tetraetilenglicol (TREG). El más usado es el TEG debido a la facilidad de regeneración (98 a 99,95%) respecto a los otros. Los rangos de aplicación de este proceso son: puntos de rocío de agua de -5 a -40°C y contenido de agua de 65 a 5 mg/SCM (80 a 6 ppm). 4.3.2.3.1 Descripción del Proceso La figura 4.6 muestra el esquema del proceso del funcionamiento de una unidad deshidratadora de gas con TEG. FIGURA 4.6: DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN GAS SECO SALIDA DE AGUA INTERCAMBIADOR DE CALOR GAS-GLICOL ALETAS DE REFRIGERACION POR AIRE COLUMNA DESPOJADORA ENTRADA DE GLICOL POBRE COLUMNA ABSORBEDORA SEPARADOR DE ENTRADA REBOILER SALIDA DE GLICOL RICO P-1 BOMBA DE GLICOL E-2 ACUMULADOR Fuente: Oilfield Processing of Petroleum, Vol 1: Natural Gas. Manning Inicialmente el gas fluye a través de un separador de entrada o scrubber para remover líquidos y partículas sólidas que pueda contener. 3 Compuesto que atrae agua en forma de vapor o de líquido de su ambiente, siendo a menudo utilizado como desecante. 34 Absorción.- Luego el gas natural saturado con agua, pasa por una torre absorbedora con internos de platos o relleno, donde el agua contenida en el gas circula en contracorriente del “TEG” pobre, el agua que es levantada por el gas natural es absorbida por el TEG. Por cabeza de la torre sale el gas seco que pasa finalmente por un intercambiador de calor glicol-gas. El TEG con agua sale por el fondo a regeneración. Regeneración.- El TEG rico, saturado con agua, sale de la absorbedora y pasa por un intercambiador de calor glicol-glicol donde es precalentado por el glicol caliente. Entra a un reboiler en donde a presión atmosférica el TEG es calentado lo suficiente para evaporar el agua y llevarlo a la concentración requerida por el proceso de absorción. 4.3.2.4 Deshidratación por Adsorción El agua contenida en el gas natural es la retenida o adherida agua en la superficie de un lecho sólido desecante que retendrá en forma selectiva sobre su superficie, agua y/o hidrocarburos, hasta su saturación, mediante fuerzas intermoleculares. Sobre la superficie activa del desecante actúan fenómenos de polaridad, difusión y condensación Los más usados y para los diferentes puntos de rocío son: silica gel hasta -60ºC, alúmina hasta -73ºC, y tamices moleculares hasta -100ºC, para contenidos de agua menores a 0,1 ppm; por lo que generalmente este tecnología es aplicada aguas arriba de procesos criogénicos como por ejemplo en la recuperación de líquidos del gas natural (LGN) y procesamiento de gas natural licuado (GNL). 4.3.2.4.1 Descripción del Proceso Una típica unidad de deshidratación por adsorción, consta de dos torres. Inicialmente el gas saturado con agua pasa por un separador de entrada o scrubber para remover líquidos y partículas sólidas que pueda contener. Luego pasa a través de una válvula que le permite ingresar a la torre de adsorción donde se produce la deshidratación, quedando las moléculas de agua dentro del lecho poroso hasta que sea saturado totalmente; por la salida de la torre se tiene el gas seco en especificación. Paralelamente a este proceso en la otra torre saturada con agua se está regenerando, para lo cual se usa parte gas tratado, el mismo que es calentado e ingresa en sentido contrario a la torre saturada con agua a temperaturas cercanas a 300ºC produciendo la evaporación que sale por la cabeza de la torre hacia un enfriador y posteriormente a un separador donde se recupera el agua y por cabeza sale gas saturado con agua que es llevado a la corriente inicial. Las dos torres 35 trabajan en forma cíclica alternadamente, mientras la una adsorbe, la otra regenera. (Ver figura 4.7). FIGURA 4.7: DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN COMPRESOR DE GAS DE REGENERACCION GAS A REGENERACION SEPARADOR 230 A 315ºC ENFRIADOR DE GAS DE REGENERACION ENTRADA DE GAS HUMEDO AGUA ADSORBEDORA REGENERADORA & ENFRIAMIENTO SEPARADOR DE ENTRADA CALENTADOR DE GAS PARA REGENERACION Válvula Abierta Válvula Cerrada 315ºC GAS SECO Fuente: Oilfield Processing of Petroleum, Vol 1: Natural Gas. Manning 4.3.2.5 Inhibición de la formación de Hidratos En lugar de evitar la presencia de agua por deshidratación, se disuelve en la corriente de gas saturado con agua, un producto inhibidor de formación de hidratos. Existen dos tipos de inhibidores: termodinámicos y de baja dosificación. Los inhibidores termodinámicos se aplican en transporte y en plantas de ajuste de punto de rocío, el más común es el metanol, pero es más volátil por lo que provoca mayores pérdidas por vaporización, y su regeneración es poco conveniente económicamente. Otro inhibidor usado es el MEG cuyo proceso de regeneración es similar al TEG. Los inhibidores de baja dosificación disminuyen la velocidad de crecimiento de los hidratos, o evitan la aglomeración de los mismos, se aplican generalmente en sistemas de captación y transporte. Las principales ventajas son, que requieren de bajas dosis por lo que para determinados caudales operativos las instalaciones son mínimas y menos costosas frente a los inhibidores termodinámicos, además las pérdidas causadas por la evaporación son bajas en comparación con metanol. 36 4.3.3 Eliminación de Hidrocarburos Condensables El gas natural presenta en su composición hidrocarburos que son fácilmente condensables y que pueden ser recuperables, las razones principales para realizar esta recuperación son: producir gas transportable, cumplir con las especificaciones de venta y la posibilidad de extraer productos de mayor valor agregado como etano, propano, butano. 4.3.3.1 4.3.3.1.1 Procesos para eliminación de hidrocarburos Adsorción con tamices moleculares Usan lechos sólidos de estructura porosa, similares a los que fueron mencionados en deshidratación por adsorción. Conjuntamente con el agua, los hidrocarburos de menor peso molecular serán retenidos primeramente y posteriormente los de mayor peso molecular; el tipo y cantidad de hidrocarburos a retener dependen del tiempo de ciclo del lecho. 4.3.3.1.2 Enfriamiento Este método de ajuste de punto de rocío de hidrocarburos consiste en eliminar los hidrocarburos condensables del gas mediante el enfriamiento de esta corriente. Las tecnologías disponibles por este método son: refrigeración mecánica, efecto JouleThomson, y turboexpansión. Refrigeración mecánica.- es el proceso más simple para obtener LGN, es proporcionada por un ciclo de compresión de vapor, usando típicamente propano, propileno, amoníaco o freón como refrigerante. El enfriamiento reduce la cantidad de vapores de hidrocarburos en equilibrio comenzando a separarse en estado líquido por condensación; el nivel de recuperación logrado dependerá del grado de enfriamiento. Efecto Joule-Thomson.- es el paso del gas de alta presión a baja presión a través de un estrangulamiento, el gas se expande adiabáticamente produciéndose el enfriamiento, que depende de la caída de presión, generalmente el gas luego del proceso tiene que ser recomprimido para enviar al gasoducto para la venta. Turboexpansión.- es en una expansión Joule-Thomson con el agregado de una turbina radial. La ventaja de este proceso es que al trabajo de expansión se le suma el trabajo de impulsar la turbina a medida que el gas se expande, obteniéndose en consecuencia 37 mayor grado de enfriamiento, debido que se absorbe el calor equivalente al trabajo mecánico realizado. 4.3.4 Endulzamiento de Gas Natural Gas ácido es aquel que presenta en su composición “contenidos de dióxido de carbono (CO 2 ) o compuestos sulfurados, superiores a los admitidos por las normas de transporte y/o seguridad personal y ambiental”. (Boccardo, 2010). Los principales componentes que hacen que un gas sea ácido son: dióxido de carbono (CO 2 ), sulfuro de hidrogeno (H 2 S), mercaptanos (RSH), disulfuro de carbono (CS 2 ) y/o sulfuro de carbonilo (COS). Endulzar el gas, “significa remover los componentes que hacen que un gas sea ácido” (Boccardo, 2010). A parte que las especificaciones del gas para la comercialización exigen bajos niveles de estos contaminantes, existen otras razones para endulzar, las principales son: evitar la potencial corrosión que pueden causar en tuberías o equipos, y las altas concentraciones que pueden ser perjudiciales al ser humano y para el medio ambiente. Los procesos usados para tratamiento de endulzamiento son: aminas, carbonato de potasio, solventes físicos, solventes mixtos, membranas, lechos no regenerativos, adsorción y procesos Redox. Para aplicaciones de eliminación de CO 2 los más usados son aminas y las membranas. FIGURA 4.8: SELECCIÓN DE PROCESOS DE ENDULZAMIENTO DE GAS. Fuente: Apuntes de “Tratamiento del Gas Natural”. Ing. P. Boccardo 38 Para seleccionar un proceso de endulzamiento los factores a considerar son: el tipo de contaminantes a ser removidos, la concentración de los mismos con el grado de remoción a ser requerido, y en el caso de eliminación de sulfuros si se requiere recuperación de azufre. Además de estos factores como en todo proceso es necesario tener en cuenta la rentabilidad. La figura 4.8 muestra los procesos recomendados dependiendo de las concentraciones de gas ácido a la entrada y a la salida. 4.3.4.1 Endulzamiento con Aminas Es un proceso de absorción, que separa el componente ácido del gas, usando soluciones de aminas que al contacto con el gas ácido se produce la siguiente reacción exotérmica reversible según condiciones de presión y temperatura, tanto para el CO 2 y para el H 2 S: ↑P ↓T AMINAH+ + HCO3- + Calor CO 2 + H 2 O + AMINA ↓P ↑T ↑P ↓T AMINAH+ + HS- + Calor H 2 S + AMINA ↑P ↓T Los solventes más usados son a aminas genéricas: monoetanolamina (MEA), diglicolamina (DGA), dietanolamina (DEA), y metildietanolamina (MDEA). Algunas aminas son selectivas, absorben preferentemente H 2 S sobre CO 2 , por ej. MDEA. También existen las aminas formuladas ofrecidas por diferentes firmas de tecnología de proceso preparadas en base a aminas genéricas que mejoran la performance del proceso; se le agregan paquetes aditivos para obtener: corrosividad, selectividad, requerimiento térmico y capacidad de remoción de CO 2 /SH 2 . 4.3.4.1.1 Descripción del Proceso Este proceso consta de dos partes, primero el gas ácido es circulado a través de una torre contactora en contracorriente con la amina, la torre contactora trabaja a alta presión. La segunda parte del proceso corresponde a la regeneración de la amina en una torre despojadora a baja presión, para liberar los contaminantes (CO 2 y/o H 2 S) del solvente 39 por vaporización. Este proceso es similar al proceso de absorción con glicol descrito en deshidratación, lo que cambia es el solvente usado. 4.3.4.2 Endulzamiento con Membranas Las membranas actúan por un mecanismo de difusión y/o capilaridad, este material no poroso constituido por polímeros actúa reteniendo los hidrocarburos y dejando pasar los gases ácidos y el vapor de agua. La fuerza impulsora es la presión parcial del gas ácido que se quiere extraer, por lo tanto a mayores presiones se obtienen mayores rendimientos. En la figura 4.9 se ilustra los dos tipos de configuraciones de membranas: espiralada y fibrilar. La construcción del tipo espiralada se realiza a partir de láminas poliméricas enrolladas espiralmente a través de un tubo hueco perforado por dentro del cual se difundirán preferiblemente los gases ácidos y el vapor de agua. La de tipo fibrilar, constituida por pequeños cilindros huecos de fibra, de diámetro menores a 1 mm, colocados dentro de la carcasa alrededor del tubo hueco por donde fluyen los gases ácidos. FIGURA 4.9: MEMBRANAS TIPO ESPIRALADA Y FIBRILAR. Fuente: Apuntes de “Tratamiento del Gas Natural”. Ing. P. Boccardo. Los rangos de aplicaciones de este proceso han demostrado la versatilidad del sistema de membranas para alimentaciones entre 400 y 1400 psi con niveles de CO 2 del 3% al 70%, los rangos de flujo abarcan un amplio rango desde 1 MMSCFD hasta sobre los 700 MMSCFD. Podemos citar la principales ventajas de esta tecnología: el equipo se presenta en forma modular y compacta, simples en la operación y en el mantenimiento, flexibilidad 40 cuando se presentan variaciones en composición y condiciones del proceso, y el costo en la operación es más bajo que en los otros sistemas de recuperación. 4.3.4.2.1 Descripción del proceso Luego del proceso de compresión el gas entra a un separador inicial, posteriormente pasa por un sistema de pretratamiento en donde el gas pasa por un conjunto de filtros: filtro coalescente, filtro de carbón activado y filtro de partículas, estos pasos son importantes debido a que las láminas de las membranas pueden ser dañadas por suciedad y líquidos. Luego pasa por un intercambiador de calor, para ser calentado y finalmente, el gas ingresa al sistema de membranas a alta presión en donde se produce el fenómeno de difusión y separación, obteniendo por un lado el permeato que es el gas ácido a baja presión y por otro el gas tratado a alta presión, ver figura 4.10. Para el caso de dos etapas el gas ácido que sale de la primera etapa se recoprime e ingresa a una segunda etapa de membranas. FIGURA 4.10: PROCESO DE ENDULZAMIENTO CON MEMBRANAS EN 1 ETAPA. FILTRO COALESCEDOR FILTRO DE CARBON ACTIVADO FILTRO DE PARTICULAS CALENTADOR DE ENTRADA LIQUIDOS SEPARADOR DE ENTRADA MEMBRANA-TUBO I GAS DE ENTRADA GAS TRATADO MEMBRANA-TUBO II GAS ACIDO LIQUIDOS Fuente: Oilfield Processing of Petroleum, Vol. 1: Natural Gas. Manning 4.4 SISTEMAS DE GENERACION ELECTRICA En la industria del petróleo y del gas la generación eléctrica es una necesidad importante, ya que constituye en la mayor parte de los procesos la fuerza motriz. Existe 41 actualmente una fuerte tendencia mundial en los campos petroleros y de gas hacia la autogeneración con motores de combustión interna y turbinas de gas por su buen rendimiento, facilidad de instalación y montaje, tiempo de entrega relativamente corto y lo más importante su excelente desempeño que garantiza una operación, sencilla, confiable y de fácil de mantenimiento. 4.4.1 Generación térmica-generalidades El principio de funcionamiento de una central térmica se basa en el intercambio de energía calórica, en energía mecánica y luego en energía eléctrica. Partiendo de un sistema termodinámico en el cual el sistema representa una o varias maquinas térmicas, que debido al consumo de un combustible cargado con una energía, entregan un trabajo y una energía térmica residual. Es lógico entonces utilizar un combustible económico para que el costo del Kw-h producido por las máquinas sea lo más bajo posible. Cualquier maquina alternativa o cíclica nos da un rendimiento aproximado del 45% en condiciones ideales, es decir que estamos perdiendo el 55% de la energía primaria aportada al sistema. 4.4.2 4.4.2.1 Turbinas Turbinas de Vapor La turbina de vapor es una máquina rotativa y cíclica que transforma la entalpía del vapor de agua en energía mecánica que se entrega como un par motor en un eje. Las turbinas de vapor se rigen por el ciclo de Rankine, este ciclo presenta una gran dificultad para acercarse a las condiciones ideales de reversibilidad por lo que los rendimientos que tienen estas maquinas son los más bajos respecto a cualquier máquina térmica cíclica. Las turbinas de vapor son aplicables para la generación de grandes cantidades de energía, rangos por encima de los 100 Mw. Para el caso de pequeñas cantidades de energía como es nuestro caso el costo es demasiado elevado por lo que casi se descarta su utilización, y se consideraría la aplicación deberán ser compactas y modulares, de un tamaño reducido que permita competir con las turbinas a gas y los motores reciprocantes. 42 4.4.2.2 Turbinas a Gas Las turbinas son máquinas cíclicas motoras, están constituida por un compresor, una o varias cámaras de combustión y una turbina que se acciona con los gases calientes provenientes de las cámaras de combustión. Como la turbina y el compresor son en la mayoría de los casos solidarios, parte de la energía generada debe ser utilizada para comprimir el aire que servirá como comburente de la mezcla de la cámara de combustión, el resto si queda disponible para ser aprovechado por el par motor que se genera en el eje de la turbina. El rango de potencias comerciales para turbinas de gas varía entre los 0,5 Mw y los 150 Mw, pudiendo ser mayor la potencia pero estas no están estandarizadas y tan solo se construyen por encargo especial. El rendimiento en las turbinas esta dado por el cociente de las diferencias de temperatura, cuanto mayor es este cociente mayor es el rendimiento de la turbina y es por esta causa que se generan las limitaciones tecnológicas para el aumento del rendimiento, ya que temperaturas extremas pueden afectar los materiales de la turbina. Las principales ventajas del uso de las turbinas en comparación con otros sistemas son, que proveen una potencia elevada por unidad de peso o volumen, exigencias mínimas de agua de refrigeración, pueden funcionar con gran variedad de combustibles como gas natural, así como destilados del petróleo, y el costo Kw-h generado por una turbina es más bajo que todas las maquinas térmicas. Los inconvenientes de la turbina de gas son: el consumo específico de combustible más elevado, son más susceptibles a corrosión, bajo rendimiento, y mayor sensibilidad a la suciedad. 4.4.3 Motores Reciprocantes o de Combustión Interna Como todas las maquinas cíclicas su propósito es transformar la energía proveniente del combustible en un movimiento circular en un eje. Los motores cuentan con cilindros los cuales encierran un volumen variable debido al recorrido del pistón, el cual es solidario a un conjunto manivela biela para que se complete un ciclo de funcionamiento. Estos motores tienen una gran variedad de aplicaciones como generadores de potencia eléctrica. La detonación de la mezcla de aire y combustible al interior del cilindro puede hacerse de dos formas: 43 1. Mediante una chispa eléctrica que inicie la explosión, en este caso este será un ciclo Otto. 2. Llegando a ejercer una presión tal que la mezcla detone espontáneamente, entonces se trata de un ciclo Diesel. Para potencias menores de 10 Kw, se emplea más frecuentemente el motor a gasolina, y para potencias medias y grandes se utiliza motores ciclo Diesel. 4.4.3.1 El Motor Diesel Es un motor de combustión interna en el cual se consigue la ignición del combustible por el calor desarrollado al comprimir el aire hasta un grado muy elevado de compresión, presiones de hasta 40 kg/cm2, de esta compresión dependerá el rendimiento del motor. Los motores Diesel tienen algunas ventajas, como bajo consumo de combustible, tiempo de arranque corto, temperatura de sala de maquinas tolerable. Por lo que han sido de gran aplicación en los campos petroleros como máquinas motrices en pequeñas centrales tanto de reserva o de generación primaria. Los motores Diesel utilizan combustibles más pesados que los motores de explosión, por lo tanto son más económicos, siendo los más usados el gas-oil (diesel) y el fuel-oil. También se puede usar el petróleo, en instalaciones de gran potencia para servicio continuo, para usar este combustible de forma que se consiga una combustión completa, es preciso de un calentamiento previo y llevar a la compresión a valores más altos que con los anteriores combustibles, esta tecnología se llama “lean burn” 4. Esos son los principales combustibles pero tiene gran flexibilidad y además con ligeras adaptaciones constructivas también se puede usar combustibles gaseosos, e inclusive se puede optar como una máquina de combustible dual en la cual se trabaja con combustibles líquidos o gaseosos. 4.4.3.2 El Motor a Gas El motor a gas es un motor reciprocante en el que la transformación de calor se hace mediante la inflamación de una mezcla de gas-aire que previamente ha sido comprimida por el émbolo, el gas es el combustible y el aire es el comburente. Su campo de 4 Lean burn: mezcla pobre 44 aplicación es en aquellos lugares donde el gas resulta económico, por lo que en la industria petrolera puede ser una aplicación por disponer de él, en el mismo lugar. El ciclo de funcionamiento de un motor gas es similar al motor Diesel, la diferencia es la mezcla de combustible con el aire necesario para la combustión. Estos motores pueden usar todos los combustibles gaseosos como: gas de alumbrado, gas pobre, gas de altos hornos, gas natural, gas asociado de petróleo, GLP, biogás, entre otros. 4.4.3.3 Motores Gas-Diesel compartido. El principio general de funcionamiento es el mismo que usan los motores Diesel, la diferencia es que estos motores pueden operar compartiendo simultáneamente el combustible gaseoso con líquido sin afectar a la potencia de salida del motor. Esta versatilidad que presentan estos motores ha hecho que sea de gran aplicabilidad en la industria petrolera para operar usando como combustible gas asociado y petróleo, sin que las variaciones del suministro de gas sea un problema. El sistema de combustible compartido permite operar al motor con combustible gaseoso y líquido en diferentes proporciones de acuerdo a la disponibilidad de los mismos, siempre que se encuentren dentro de la ventana de operación específica de cada motor. FIGURA 4.11: VENTANA DE OPERACIÓN DE COMBUSTIBLE COMPARTIDO DE UN MOTOR GAS-DIESEL (GD-FUEL SHARING) Fuente: Wärtsilä Oil & Gas Industry 45 En la figura 4.11 se puede observar los tres modos de operación que dispone un motor gas-Diesel: Gas-Diesel.- En donde el gas es la principal fuente de energía, pero se requiere un pequeño porcentaje de combustible piloto líquido (5%), para encender la combustión. Con este modo trabaja desde un 30% hasta un 100% de la carga del motor. Combustible compartido.- Este modo de operación utiliza combustibles gaseosos y líquidos al mismo tiempo, y esta relación entre combustibles puede ajustarse flexiblemente de acuerdo a la disponibilidad de los mismos. Con este modo el motor trabaja entre un 35% y un 87,5% de la carga total del motor. Combustible líquido.- Opera solo con combustible líquido, pudiendo trabajar entre el 0% y 100% de la carga. La desventaja de este tipo de generadores es que son motores Diesel de mezclas pobres a alta presión, por lo que para la inyección del combustible gaseoso requieren presiones cercanas a 350 Bar (5075 psi), siendo necesario el uso de un compresor de gran capacidad. Las ventajas son: flexibilidad con las proporciones de combustibles gaseosos y líquidos, flexibilidad con el tipo de combustible líquido a ser usado como piloto pudiendo ser gas oil liviano, gas oil pesado o petróleo. El sistema puede usar alto y bajo poder calorífico del gas. 4.4.4 Comparación de una turbina de gas con un motor reciprocante A continuación se resumen los aspectos más relevantes al comparar una turbina de gas con los motores reciprocantes: • Los motores reciprocantes no son poseen gran capacidad para operar con cargas pico, máximo con el 10%, debido a limitaciones del sistema de enfriamiento. • La potencia de una turbina de gas aumenta con la caída de temperatura del ambiente, en un motor reciprocante no es mayormente afectada por esta. • Las turbinas a gas operan con menos vibración que los motores reciprocantes. • La turbina a gas es más simple que una máquina reciprocante por tanto los servicios de reparación para un reciprocante tienen que estar más disponibles que para una turbina. 46 • Las turbinas son más livianas y pequeñas en tamaño para las mismas capacidades. • El motor reciprocante puede consumir un combustible de menor grado de poder calorífico y más barato, a un buen nivel de eficiencia térmica. • El costo unitario de una turbina a gas esta en el orden del 8% sobre un motor reciprocante. • En los motores reciprocantes alto consumo de aceite lubricante (150 gal/100 hrs) respecto a las turbinas (1 gal/100 hrs). Tomando en cuenta la potencia requerida se puede usar los siguientes criterios generales de selección del sistema de generación: • Para potencias hasta 5 Mw, resulta más apropiado el motor Diesel. • Para potencias entre 5 y 12 Mw, debe realizarse un estudio de las condiciones de la instalación proyectada, suministro de combustible y estudio económico. • Para potencias superiores a 12 Mw, resulta más apropiado el empleo de la turbina de gas. A parte de todos estos lineamientos generales para la selección del sistema de generación, hay que tomar en cuenta las consideraciones particulares de cada aplicación con todos los parámetros involucrados en el proceso, que analizados conjuntamente con las ventajas y desventajas que cada sistema ofrece, ayudarán a seleccionar el sistema de generación óptimo. 47 CAPITULO 5 ÁREA DE ESTUDIO 5.1 CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI 5.1.1 Descripción del Campo El campo Cuyabeno-Sansahuari está localizado en Ecuador en la Región Oriental, al noroeste de la provincia de Sucumbíos, a 110 Km de Nueva Loja (Lagoagrio), como se muestra en la figura 5.1. FIGURA 5.1: UBICACIÓN DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI Fuente: Sugerencia de Exploración y Desarrollo. EP Petroecuador El campo fue descubierto por la Compañía Texaco en noviembre de 1972, con la perforación del pozo exploratorio Cuyabeno-1, el cual alcanzó una profundidad de 8500 pies, con una producción de petróleo de 648 BPPD de 26 °API de la arenisca Napo U. En Noviembre de 1979, CEPE perforó el pozo exploratorio Sansahuari-1 con una profundidad de 8100 pies y una producción inicial de petróleo de 1729 BPPD de 26.1 °API de la arenisca Napo U-Inferior; y de 369 BPPD de 22.7 °API de la arenisca Napo U-Superior. La producción oficial de petróleo se inició en enero de 1984. 48 Inicialmente se creía que Cuyabeno y Sansahuari eran dos estructuras diferentes pero en enero de 1996, con la nueva reinterpretación sísmica y geológica, se integran las dos estructuras, con la información obtenida de la perforación de los pozos de avanzada Cuyabeno-21 y Sansahuari-10. En la formación Napo se encuentran los dos principales yacimientos que son las areniscas U y T, también se encuentra la arenisca Basal Tena pero con potenciales de poca productividad. Estos yacimientos de petróleo son de tipo subsaturado, por lo que a condiciones del yacimiento, el gas se encuentra disuelto en solución en el petróleo. El mecanismo de empuje que proporciona la energía a los yacimientos es un acuífero de fondo activo. El campo siempre estuvo operado por la Empresa Estatal, es decir CEPE, Petroproducción y ahora por EP Petroecuador. 5.1.2 Producción de petróleo y gas 5.1.2.1 Producción actual La intendencia Cuyabeno está conformada por los campos petroleros CuyabenoSansahuari, VHR y Bloque 27. En el mes de agosto de 2011 registró una producción de petróleo de 21343 BPPD y 4,42 MMPCSD de gas asociado. De esa producción, el campo Cuyabeno-Sansahuari aportó con el 57,5%, es decir con una producción de petróleo de 12291 BPPD de 25,8 º API, y 2,76 MMPCSD de gas asociado. Se han perforado 50 pozos, de los cuales a esa fecha, 35 pozos se encuentran en producción, 9 pozos están cerrados esperando trabajos de reacondicionamiento, y 6 pozos son reinyectores de agua de formación. De los 35 pozos productores, 19 producen con bombeo hidráulico usando petróleo crudo como fluido motriz y 16 producen con bombeo electrosumergible. La producción trae consigo un caudal de agua de formación de 71129 BAPD, que son tratados e inyectados en los 6 pozos reinyectores. En la tabla 5.1 se encuentra detallada las producciones y los estados de todos los pozos perforados en el campo. De los 12291 BPPD que produce el campo, 10565 BPPD son recolectados en estación de producción Cuyabeno y 1725 BPPD en la estación Sansahuari. En estas estaciones de producción el petróleo es tratado y deshidratado; no obstante el centro de 49 almacenamiento es en la estación de producción Cuyabeno en donde conjuntamente con su producción, llega la producción de las estaciones Sansahuari, VHR y Bloque 27. TABLA 5.1: PRODUCCIONES DE LOS POZOS DEL CAMPO CUYABENOSANSAHUARI POZO ARENISCA CUY-01 RW CUY-01 CUY-02 CUY-03 CUY-04 RW CUY-05 RW CUY-06 CUY-07 CUY-08 CUY-09 CUY-10 CUY-11 CUY-12 CUY-13D CUY-14 CUY-15 CUY-16 CUY-17 CUY-18 RW CUY-19 CUY-20 CUY-21 CUY-22 CUY-23 CUY-24D CUY-24D CUY-25D CUY-26 CUY-27 CUY-28 CUY-29D CUY-30D CUY-31D CUY-32D CUY-33D CUY-34D CUY-35D CUY-36D SSH-01 RW SSH SO 01 SSH-02 SSH-03 RW SSH-04 SSH-05 SSH-06 SSH-07 SSH-08 SSH-09 SSH-10 SSH-11 SSH-12D Ts +Ti Us TIYUYACU TIYUYACU Us Ui Ui Ui Ui Us Us Ts Ui TIYUYACU Us T Ui Ts Ui Us Ui Ui Ui Ts Ui Us Ui Ts Ui Ui Ui TIYUYACU Ui TIYUYACU T Ts Us Um Ui Ui Ts SISTEMA DE PRODUCCIÓN REINYECTOR CERRADO CERRADO B.HIDRAULICO REINYECTOR REINY. EN WO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO CERRADO CERRADO BES B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO CERRADO REINYECTOR B.HIDRAULICO BES BES BES BES BES BES BES CERRADO BES CERRADO BES BES BES BES CERRADO BES BES BES REINYECTOR CERRADO B.HIDRAULICO REINYECTOR B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO CERRADO EN WO CERRADO EN WO BES BFPD BSW BPPD BAPD GAS MPCD 1560 84,8 237 1323 63 830 1062 1894 808 1288 79 92,3 71,93 71,9 79,7 174 82 532 227 261 656 980 1362 581 1027 47 15 98 42 48 1500 1608 1662 608 44 82 84,1 81,8 840 289 264 111 660 1319 1398 497 224 77 92 20 716 729 2100 2214 4440 1443 2400 2244 78 78,8 86 68 83 60 82 88 158 155 294 708 755 577 432 269 558 574 1806 1506 3685 866 1968 1975 42 54 54 247 140 154 80 50 2100 88 252 1848 47 927 2640 1260 2328 56 70 74 83 408 792 328 396 519 1848 932 1932 142 147 87 73 2256 2364 1290 60 64 79 902 851 271 1354 1513 1019 167 157 50 690 68,7 216 474 51 959 475 964 708 1508 1401 74,9 36,2 91,1 70,6 86,2 74,9 241 303 86 208 208 352 718 172 878 500 1300 1049 50 63 20 42 33 56 1648 88 198 1450 47 52624 76,5 TOTAL 12376 40248 2782 Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador 50 La producción de petróleo es almacenada en los tanques de la estación Cuyabeno y posteriormente es bombeada la toda la producción conjunta de la Intendencia Cuyabeno al oleoducto secundario, con destino hacia Lagoagrio, en donde se almacena toda la producción del Distrito Amazónico, para finalmente ser bombeada y transportada por el SOTE 5. En lo referente a la producción de gas asociado, de los 2,78 MMPCD producidos en el campo, 2,42 MMPCD fluyen a la estación Cuyabeno y 0,34 MMPCD fluyen a la estación Sansahuari. De estas producciones, una parte que no es cuantificada, es usada en los calentadores de agua para optimizar el proceso de deshidratación del crudo, mientras que casi la totalidad de gas producido es quemado en las antorchas o mecheros en las estaciones de producción. 5.1.2.2 Composición del Gas Asociado El gas del campo Cuyabeno-Sansahuari, como la mayoría de gases asociados del petróleo, en relación al gas natural tiene menor contenido de metano (CH 4 ), mayor contenido de hidrocarburos pesados (C 2 +). Pero la característica más importante es que es un gas ácido, debido a que más del 50% de su contenido es CO 2 . Esta es la razón por la que no ha sido atractiva la idea de darle un uso como combustible al 100% de este gas, el mismo que desde el inicio de su producción ha sido quemado en las antorchas. TABLA 5.2: COMPOSICIÓN DEL GAS ASOCIADO DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI MUESTRA ESTACIÓN CUYABENO ESTACIÓN SANSAHUARI SALIDA DEL SCRUBBER SALIDA DEL SCRUBBER FECHA 7-oct-07 26-oct-08 PRESION [PSI] 34 25 TEMPERATURA [ᵒF ] 135 87 CO 2 %molar 52,12 52,96 N 2 %molar 2,06 7,22 CH 4 %molar 17,44 18,14 C 2 H 6 %molar 4,95 5,04 C 3 H 8 %molar 12,18 9,24 iC4H 10 %molar 2,6 1,81 nC 4 H 10 %molar 5,57 3,77 iC 5 H 12 %molar 1,6 0,99 nC 5 H 12 %molar 1,48 0,83 TOTAL [% ] 100 100 Fuente: Departamento de Tratamiento Químico, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador 5 Sistema de Oleoducto Transecuatoriano 51 TABLA 5.3: CONSTANTES FÍSICO-QUÍMICAS DEL GAS. MUESTRA ESTACIÓN CUYABENO SALIDA DEL SCRUBBER ESTACIÓN SANSAHUARI SALIDA DEL SCRUBBER GE DEL GAS 1,39 1,33 H 2 O Teórica [lb/MMscf] 1358,47 769,779 LÍQUIDOS DEL GAS [glns/mscf] 7,07 4,98 PESO MOLECULAR 39,52 38,38 Tsc. [ᵒR ] 545,71 490,85 Psc. [psia] 854,44 815,40 Poder Calorífico [BTU/scf ] 880,48 692,22 OCTANAGE 47,59 42,33 6 Factor de Compresibilidad Z 0.98 0,99 Viscosidad [cp ] 0,01 0,009 Compresibilidad[1/psia ] 0,02 0,026 Factor Volumétrico Bg [ft3/scf ] 0,3 0,38 Nota: Las condiciones de presión y temperatura son las especificadas en la tabla 5.2 Fuente: Departamento de Tratamiento Químico, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador El campo Cuyabeno–Sansahuari no cuenta con cromatografías actualizadas del gas asociado. Sin embargo, los registros de las últimas cromatografías realizadas se muestran en las Tablas 5.2 y 5.3, en donde se detallan los valores de composición y de las diferentes constantes y propiedades físico-químicas 5.1.2.3 Pronóstico de Producción La Gerencia de Exploración y Desarrollo de Petroecuador en el mes de Abril del 2011, elaboró un Plan de Desarrollo de los campos Cuyabeno-Sansahuari por 20 años, hasta el año 2031. “Este Plan de Desarrollo permitirá una óptima recuperación de las reservas probadas y para ello contempla la perforación de un total de 30 pozos productores adicionales y 3 pozos reinyectores de agua de formación. Es decir que en el año 2031 se contabilizarán un total de 83 pozos. La extracción de petróleo en estos 30 pozos productores se realizará con levantamiento electrosumergible u otro método de levantamiento artificial. Además en este Plan de Desarrollo también se considera implementar 3 completaciones dobles y 20 cambios de zonas productoras, cuando los pozos produzcan por debajo del límite económico.” (EP Petroecuador, 2011). 6 El factor de compresibilidad Z de la cromatografía se determina en base a un cálculo computacional que realiza el cromatógrafo a partir de las normas AGA 8/ API 14.2 52 Con estos trabajos se estima que la producción máxima de petróleo será de 12900 BPPD en el año 2012, que implica una producción de fluidos totales cercana a los 62000 BFPD. “Para cumplir con este pronóstico de producción se debe repotenciar las facilidades de superficie, que actualmente tienen una capacidad para manejar 50000 BFPD. Además se debe incrementar la potencia instalada en el sistema de generación de energía eléctrica, para satisfacer la demanda provocada por este incremento en la producción de fluidos”. (EP Petroecuador, 2011). En la tabla 5.4 se muestra la proyección de producción de petróleo y gas hasta el año 2031 propuesto en el Plan de Desarrollo. TABLA 5.4: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO CUYABENOSANSAHUARI HASTA EL AÑO 2031 RESERVAS REMANENTES AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2010 [BLS] PRODUCCION PETROLEO AGUA GAS FLUIDO PETROLEO AÑOS [BPD] [MPCS] [BPD] [BPD] [BLS] 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 12198 12977 12378 11625 11060 10304 9611 8965 8362 7800 7275 6786 6330 5904 5507 5137 4842 4540 3202 1757 965 37672 47658 49653 46633 44364 41331 38552 35960 33542 31287 29183 27221 25391 23684 22092 20606 19423 18210 12845 7050 3869 2745 2920 2785 2616 2489 2318 2162 2017 1881 1755 1637 1527 1424 1328 1239 1156 1089 1022 720 395 217 49870 60635 62031 58258 55424 51635 48163 44925 41904 39087 36458 34007 31721 29588 27599 25743 24265 22750 16047 8807 4834 ESTIMADO TOTAL DE PRODUCCION 4452329 4736441 4518126 4243304 4036845 3760837 3507984 3272131 3052135 2846931 2655523 2476983 2310448 2155109 2010215 1875062 1767368 1656970 1168844 641475 352049 58642799 RESERVAS REMANENTES [BLS] 54190470 49454029 44935903 40692599 36655754 32894917 29386933 26114802 23062667 20215736 17560213 15083230 12772782 10617673 8607458 6732396 4965028 3308058 2139214 1497739 1145690 57,497,109 Fuente: Subgerencia de Exploración y Desarrollo, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador 53 5.1.3 Facilidades de producción Las facilidades de producción instaladas en el campo Cuyabeno-Sansahuari, están básicamente conformadas por la estación de producción Cuyabeno y la estación de producción Sansahuari. Además de estas estaciones de producción, existen tres plataformas de producción, dos plataformas de reinyección de agua, y todas las líneas de flujo existentes en el campo para llevar la producción desde los pozos y plataformas hasta las estaciones de producción. 5.1.3.1 Estación de producción Cuyabeno En la estación de producción Cuyabeno se realiza el tratamiento y deshidratación del crudo proveniente de 26 pozos productores, 10 con bombeo hidráulico y 16 con bombeo electrosumergible. Además se realizan otros procesos como: inyección de bombeo hidráulico, reinyección del agua de formación, generación eléctrica con grupos electrógenos, almacenamiento, medición y bombeo al oleoducto secundario. Se describirá a continuación únicamente las principales facilidades de superficie que involucran al proceso del tratamiento y deshidratación del crudo, el cual está relacionado con la captación del gas. La producción proveniente de los pozos productores del campo, en general fluye de forma individual a través de líneas de flujo hasta el manifold o múltiple de producción que se encuentra en la estación. Luego, para iniciar el proceso de deshidratación, la producción pasa hacia uno de los cuatro separadores de producción que existen en la estación: un free water knock out (FWKO) de 35000 BFPD, dos separadores bifásicos de 15000 BFPD y 10000 BFPD, y un separador de prueba o de control de 5000 BFPD. Estos separadores operan con una presión de 25 psi. El fluido que sale por la parte inferior, que básicamente es una mezcla de petróleo-agua y una pequeña cantidad de gas, es enviado hacia a la bota de gas de 45000 BFPD en donde se separa las cantidades de gas aún presentes en el fluido. Por la parte inferior de la bota de gas sale la mezcla de petróleo-agua e ingresa al tanque de lavado de 18130 BFPD, que es operado con un nivel de colchón de agua de 9 pies para un tiempo de residencia aproximado de 6 horasAquí se separa casi en su totalidad la mezcla petróleo-agua. El agua de formación sale por la toma inferior del tanque para dirigirse hacia el sistema de las reinyección donde es tratada y bombeada a los pozos reinyectores. El petróleo que sale por la toma 54 superior pasa a un tanque de surgencia de 24680 BFPD, en este tanque una parte del petróleo se utiliza en la inyección del sistema de bombeo hidráulico, y otra parte se envía hacia los dos tanques de almacenamiento con una capacidad de 40790 BFPD cada uno. Finalmente el petróleo tratado y dentro de especificación pasa al sistema de medición y transferencia hacia oleoducto secundario. El sistema de captación de gas, es de baja presión y se inicia con las corrientes de gas que salen por la parte superior de los separadores de producción y de la bota de gas, las cuales se unen e ingresan a un sistema de tres scrubbers que están conectados en serie, cuya función es separar el agua y líquidos que se encuentra en el gas. Posteriormente el gas que sale de los scrubbers se divide en dos corrientes, de las cuales la mayor va hacia los mecheros o antorchas a ser quemado y la menor va hacia un intercambiador de calor, que es usado como combustible para incrementar la temperatura del agua de del tanque de lavado, mediante recirculación y así optimizar el proceso de deshidratación. El gas que es usado como combustible en este intercambiador de calor no es cuantificado. La figura 5.2 ilustra el esquema de las facilidades de producción y el proceso descrito. FIGURA 5.2 ESQUEMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN CUYABENO TANQUE DE ALMACENAMIENTO OLEODUCTO BOMBAS DE OLEODUCTO TANQUE DE ALMACENAMIENTO BOMBAS DE REINYECCION DE AGUA INYECCION A POZOS POWER OIL BOMBAS SISTEMA POWER OIL TANQUE DE SURGENCIA TANQUE DE REINYECCION SEP.DE PRODUCCION 3 MANIFOLD SEP.DE PRODUCCION 2 BOTA DE GAS TANQUE DE LAVADO CALENTADOR DE AGUA SEP.DE PRODUCCION 1 V-4 ANTORCHAS O MECHEROS SEPARADOR DE PRUEBA SRUBBERS Elaboración propia 55 5.1.3.2 Estación de producción Sansahuari La estación de producción Sansahuari está ubicada a 11, 4 Km al norte de la estación de producción Cuyabeno, referida desde Lagoagrio se encuentra en el kilómetro 118,5, como se muestra en la figura 5.3. FIGURA 5.3 MAPA DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI Fuente: Departamento de Ingeniería Civil, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador En la estación de producción Sansahuari se realiza el tratamiento y deshidratación del crudo proveniente 8 pozos productores, 7 con bombeo hidráulico y 1 con bombeo electrosumergible. Al igual que en la estación Cuyabeno, también se realizan otros procesos como: inyección de fluido motriz para bombeo hidráulico, reinyección del agua de formación y bombeo del petróleo tratado a la estación Cuyabeno. 56 Las facilidades de superficie y el proceso de producción son similares al descrito para la estación de producción Cuyabeno, pero de menor capacidad. La producción proveniente de los pozos fluye hasta el manifold en la estación, luego pasa hacia los separadores de producción. Existen cuatro separadores: un FWKO de 25000 BFPD, dos bifásicos de 10000 BFPD y 8000 BFPD, y uno de prueba o de control de 3000 BFPD. El fluido que sale por la base de los separadores posteriormente ingresa a la bota de gas en donde se separa el gas remanente que aún continúa en la mezcla agua-petróleo. Por la parte inferior de la bota de gas sale la mezcla agua-petróleo, la misma que ingresa al tanque de lavado de 12590 BFPD. En este tanque se separa el agua del petróleo, el agua de formación que sale por la toma inferior del tanque se envía hacia el sistema de reinyección para finalmente ser bombeada a los pozos reinyectores. La corriente de crudo que sale del tanque de lavado, pasa a un tanque de surgencia de 18130 BFPD en donde se almacena el crudo tratado dentro de especificaciones. En este tanque se encuentra la succión del fluido motriz para bombeo hidráulico, y la succión para la transferencia de la producción hacia los tanques de almacenamiento en la estación Cuyabeno. En la figura 5.4 se muestra el esquema de facilidades y del proceso de deshidratación y tratamiento de crudo en la estación Sansahuari. FIGURA 5.4: ESQUEMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN SANSAHUARI BOMBEO A ESTACION CUYABENO BOMBAS DE TRANSFERENCIA BOMBAS DE REINYECCION DE AGUA INYECCION A POZOS POWER OIL BOMBAS SISTEMA POWER OIL TANQUE DE SURGENCIA TANQUE DE REINYECCION SEP.DE PRODUCCION 3 MANIFOLD SEP.DE PRODUCCION 2 BOTA DE GAS TANQUE DE LAVADO CALENTADOR DE AGUA SEP.DE PRODUCCION 1 V-4 ANTORCHAS O MECHEROS SEPARADOR DE PRUEBA SRUBBERS Elaboración propia 57 Como se muestra en la figura 5.4, el gas que sale de los separadores y de la bota de gas, se dirige hacia un sistema de dos scrubbers que están conectados en serie para separar el agua y líquidos presentes en el gas. Este gas en forma similar al de la estación Cuyabeno, se divide en dos corrientes, la corriente mayor va hacia los mecheros o antorchas a ser quemado y la corriente menor va hacia el intercambiador de calor, en donde se quema como combustible para incrementar la temperatura del agua de del tanque de lavado, mediante una recirculación, y optimizar el proceso de deshidratación. El gas que es usado como combustible en el intercambiador de calor no es cuantificado. 5.1.4 Sistema de generación eléctrica El sistema energético de la Intendencia Cuyabeno no es parte del sistema interconectado del Distrito Amazónico, al cual pertenecen la mayoría de los campos petroleros operados por las otras Intendencias de Petroecuador. En la estación de producción Cuyabeno se encuentra la central de generación Cuyabeno que está conformada por 7 grupos electrógenos con motores de combustión interna, que proporcionan generación eléctrica de baja tensión, es decir de 480 Voltios. Estos generadores en conjunto producen una potencia instalada de 4,4 Mw y una potencia efectiva de 1,3 Mw, es decir se utiliza solo el 29,6% del la potencia instalada, ya que tres generadores están de reserva y solamente cuatro funcionando. Todos los grupos electrógenos tanto generador como motor son de marca Caterpillar a diesel, como el que se muestra en la figura 5.5. FIGURA 5.5: GENERADOR CATERPILLAR 58 Además de la central de generación Cuyabeno, para cubrir con la demanda energética del campo existen generadores individuales distribuidos en las diferentes locaciones que demandan un consumo energético más alto como son: los pozos BES, el sistema de reinyección de agua de formación, la estación Sansahuari y el campamento. La potencia total instalada de estos generadores individuales es de 3,4 Mw, con una potencia efectiva de 1,5 Mw, es decir se utiliza el 42,6% de la potencia instalada. La potencia instalada, tanto de los generadores centralizados de la estación de generación Cuyabeno, como los generadores individuales, los mismos que son de propiedad de Ep Petroecuador, no es suficiente. Por ello, la Intendencia Cuyabeno se ha visto en la necesidad de contratar a la Compañía Roth los servicios de dos generadores Caterpillar para cubrir parte la demanda energética del campamento y del sistema de reinyección de agua de formación. Esta generación rentada abarca una potencia instalada de 3,3 Mw, con una potencia efectiva de 1,4 Mw, operando a un porcentaje de carga del 42,6%. En la tabla 5.5 se muestra en detalle todos los grupos electrógenos instalados en el Campo, con sus respectivas especificaciones. Haciendo un balance total en el campo Cuyabeno-Sansahuari, entre la potencia instalada propia y rentada, la potencia total instalada es de 11,2 Mw, con una potencia efectiva de 4,2 Mw, es decir se utiliza solo el 37,4% del la carga instalada. TABLA 5.5: GENERADORES CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI GENERADOR/ UBICACIÓN MARCA POTENCIA NOMINAL (Kw) GEN # 1 CUYABENO CATERPILLAR 635 M.T.O GEN # 2 CUYABENO CATERPILLAR 635 RESERVA GEN # 3 CUYABENO CATERPILLAR 635 RESERVA GEN # 4 CUYABENO CATERPILLAR 635 332,2 52,3 GEN # 5 CUYABENO CATERPILAR 635 325,5 51,3 GEN # 6 CUYABENO CATERPILLAR 635 325,5 51,3 POTENCIA EFECTIVA (Kw) % DE CARGA OBSERVACIONES GEN # 7 CUYABENO CATERPILLAR 635 332,2 52,3 GEN. # 8 CUYABENO 23 CATERPILLAR 725 199,3 27,5 GEN. # 9 CUYABENO 24 CATERPILLAR 910 292,3 32,1 GEN. CUYABENO 27 KATO 275 160,0 58,2 CUY 36 -27 GEN. CUYABENO 32 CATERPILLAR 275 217,0 78,9 CUY-32 GEN # 1 REINYECCION SSH KATO 500 320,0 64,0 GEN # 2 REINYECCION SSH KATO 500 175,4 35,1 GEN SANSAHUARI 12D CATERPILLAR 275 110,9 40,3 POZO CUY-12D GEN # 89 EST. (ROTH) CATERPILLAR 1550 704,2 45,4 CAMPAMENTO GEN # 103 CATERPILLAR 1750 690,9 39,5 R.Y.A. AGUA TOTAL 11205 4185,3 37,4 (ROTH) Fuente: Departamento de Mantenimiento. EP Petroecuador, agosto de 2011 CUY-23-30D 59 “Uno de los principales problemas operativos son los mantenimientos programados al generador (MPG), que muchas veces implica frecuentes pérdidas de producción por las paradas de los generadores. Actualmente en la Intendencia existen dos grupos electrógenos auto transportables que tienen el objetivo de reducir las pérdidas de producción por los MPG. Estos equipos no están operando al 100% debido a problemas de los tableros de sincronismo y a que no existe en todos los generadores individuales tableros para acoplar al grupo auto transportable” (Ep Petroecuador, 2011). 5.1.4.1 Consumo de Combustible Al ser el diesel el combustible que alimenta a todos los generadores del campo Cuyabeno-Sansahuari, junto a los grupos electrógenos existen pequeños tanques de almacenamiento de diesel. El detalle del consumo mensual y diario registrado en cada tanque se muestra en la tabla 5.6, esta información corresponde al mes de agosto de 2011. TABLA 5.6: CONSUMO DE DIESEL EN GENERACIÓN ELECTRICA UBICACIÓN DEL TANQUE PLATAFORMA CUYABENO 27 CUYABENO CAMPAMENTO PLATAFORMA CUYABENO 23 GENERADOR DE BOMBA DE AGUA PLATAFORMA CUYABENO 24D PLATAFORMA CUYABENO 17 CENTRAL DE GENERACION CUYABENO PLATAFORMA SANSAHUARI 12 D ESTACION SANSAHUARI REINYECION DE AGUA SANSAHUARI TOTAL CONSUMO DIARIO (GLS) 224 3 203 45 722 245 6162 249 554 433 8839 CONSUMO MENSUAL (GLS) 6801 83 6167 1356 21958 7454 187394 7562 16861 13170 268806 Fuente: Departamento de Combustibles, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador El consumo diario total de diesel usado en generación eléctrica es de 8839 galones, que representa a un consumo promedio mensual de 268806 galones. 5.2 CAMPO VHR 5.2.1 Descripción del Campo El campo Víctor Hugo Ruales (VHR) está localizado en Ecuador en la Región Oriental, al noroeste de la provincia de Sucumbíos, a 150 Km de Nueva Loja (Lagoagrio), a 40 Km al Norte del campo Cuyabeno-Sansahuari, como se muestra en la figura 5.6. 60 FIGURA 5.6: UBICACIÓN DEL CAMPO VHR Fuente: Sugerencia de Exploración y Desarrollo. EP Petroecuador El campo fue descubierto por CEPE en 1988 con la perforación del pozo exploratorio Cantagallo-1, actualmente se denomina pozo VHR-01. La perforación alcanzó los 8330 pies de profundidad, con una producción de petróleo de 2859 BPPD de 32° API principalmente de las areniscas: U Superior, U Media, y U Inferior y T Superior. En la formación Napo se encuentran los principales yacimientos que son las areniscas M1. M2, Ui, Um, Us y T. Y a diferencia del campo Cuyabeno-Sansahuari, la formación Basal Tena se encuentra bien desarrollada, generando una producción importante de petróleo. Estos yacimientos de petróleo son de tipo subsaturado, por lo que a condiciones del yacimiento, el gas se encuentra disuelto en solución en el petróleo, y el mecanismo de empuje principalmente en las areniscas U y T es un acuífero de fondo activo. El campo siempre estuvo operado por la Empresa Estatal, es decir CEPE, Petroproducción y ahora por EP Petroecuador. 5.2.2 Producción de petróleo y gas 5.2.2.1 Producción actual El campo VHR aporta con el 32,6% de la producción total de la intendencia Cuyabeno, registrando en el mes de agosto de 2011 una producción promedio de petróleo de 6990 61 BPPD de 29,8ºAPI y 1,45 MMPCD de gas asociado. Esta producción de petróleo es transferida hacia los tanques de almacenamiento de la estación de producción Cuyabeno, y finalmente es bombeada al oleoducto secundario, con destino hacia Lagoagrio. TABLA 5.7: PRODUCCIONES DE LOS POZOS DEL CAMPO VHR POZO ARENISCA VHR-01 RW VHR-01 VHR-02 VHR-03 VHR-04 VHR-05 VHR-06 VHR-07 VHR-08 VHR-09 VHR-10RW VHR-11 VHR-12D VHR-13 VHR-14 VHR-15 VHR-16 VHR-17 VHR-18D VHR-19D VHR-20 VHR-21D VHR-22D VHR-23D VHR-24D HOLLIN Inf. M-1 Us Us Um Um BT Um BT+Us Ui TIYUYACU M2 Us Us BT Ui Ui BT Ui Us Um BT Ts Us SISTEMA DE PRODUCCION REINYECTOR BES BES BES BES BES BES BES BES BES REINYECTOR BES BES BES BES BES BES BES BES CERRADO BES BES BES BES BES TOTAL BFPD BSW BPPD BAPD GAS MPCD 990 2230 1792 1836 1192 813 1050 258 1312 18 60 88 76 85 12 64 40 90 812 892 215 441 179 715 378 155 131 178 1338 1577 1395 1013 98 672 103 1181 162 190 46 94 38 143 81 31 28 990 960 1250 634 2010 2639 833 1572 78 76 84 60 84 90 64 93 218 230 200 254 322 264 300 110 772 730 1050 380 1688 2375 533 1462 44 49 43 51 68 55 60 23 957 564 410 78 1 72 211 558 115 746 6 295 45 119 23 1386 25678 79 72,8 291 6990 1095 18688 62 1453 Fuente: Departamento de Ingeniería de Petróleos, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador Se han perforado 25 pozos de los cuales a esa fecha, 22 pozos se encuentran en producción, 1 pozo está cerrado esperando trabajo de reacondicionamiento, y 2 pozos son reinyectores de agua de formación. Los 22 pozos producen con sistema de levantamiento BES. La producción trae consigo un caudal de agua de formación de 18688 BAPD, que son tratados e inyectados en los 2 pozos reinyectores. En la tabla 5.7 se encuentra detallada la producción del campo por pozo. Los 1,45MMPCD de gas asociado producido, es quemado en su totalidad, en las antorchas o mecheros existentes en la estación de producción. 62 5.2.2.2 Composición del Gas Asociado El gas del campo VHR, al igual que el gas del campo Cuyabeno-Sansahuari es un gas ácido, pero el contenido de CO 2 es menor, ya que está alrededor del 35%. Este gas tiene un gran contenido de propano, el mismo que le permite tener un poder calorífico considerable. TABLA 5.8: COMPOSICIÓN DEL GAS ASOCIADO DEL CAMPO VHR TOMA DE MUESTRA ESTACIÓN VHR SEPARADOR ESTACIÓN VHR SEPARADOR ESTACIÓN VHR ESTACIÓN VHR SEPARADOR SEPARADOR FECHA 18-sep-07 26-oct-08 5-may-09 10-may-10 PRESION (PSI) 44,7 28 22 30 TEMPERATURA ( ᵒF ) 140 138 116 125,6 CO 2 %molar 35,9 28,83 36,41 34,5 N 2 %molar 2,75 18,31 3,79 5,6 CH 4 %molar 19,8 23,6 19 24,13 C 2 H 6 %molar 6,42 6,95 9,97 7,47 C 3 H 8 %molar 17,56 13,82 17,8 15,67 iC4H 10 %molar 3,95 2,38 2,83 3,02 nC 4 H 10 %molar 8,95 4,5 6,93 6,56 iC 5 H 12 %molar 2,4 1,01 1,73 1,64 nC 5 H 12 %molar 2,27 0,6 1,54 1,42 100 100 100 100 TABLA 5.9: CONSTANTES FÍSICO-QUÍMICAS DEL GAS TOMA DE MUESTRA ESTACIÓN VHR SEPARADOR ESTACIÓN VHR SEPARADOR ESTACIÓN VHR SEPARADOR GE DEL GAS 1,39 1,20 1,35 H 2 O [lb/MMscf] 2972,8 3083,8 46,8 LÍQUIDOS[glns/mscf] 10,63 6,58 9,19 PESO MOLECULAR 40,28 34,93 39,01 Tsc. [ᵒR ] 559,55 423,05 523,29 Psc. [psia] 777,09 700,67 729,85 P Calorífico [BTU/scf ] 1251,1 913,6 1161,61 OCTANAGE 62,65 56,348 61,595 Factor Z 0,99 0,991 0,932 Viscosidad [cp ] 0,1 0,0101 0,0081 Compres. [1/psia ] 0,02 0,0264 0,009278 Bg [ft3/scf ] 0,37 0,3926 0,113 Nota: Las condiciones de presión y temperatura son las especificadas en la tabla 5.8 ESTACIÓN VHR SEPARADOR 1,3 2122 8,47 37,54 503,54 739,21 1104,30 62,82 0,9865 0,0096 0,024785 0,36565 Fuente: Departamento de Tratamiento Químico, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador 63 La cromatografía más reciente del campo VHR fue realizada en mayo de 2010, y según los registros, desde el año 2007 hasta el año 2010, los parámetros tanto de composición como de propiedades, en términos generales se mantienen. Estos valores se muestran en detalle en las Tablas 5.8 y 5.9. 5.2.2.3 Pronóstico de Producción A diferencia del campo Cuyabeno-Sansahuari, para el campo VHR no existe un Plan de Desarrollo actualizado hasta el año 2031. Por lo que en base a la producción actual, y a la información proporcionada por la Gerencia de Exploración y Producción, se realizó el Pronóstico de Producción hasta el año 2031. TABLA 5.10: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO VHR HASTA EL AÑO 2031 RESERVAS REMANENTES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 AÑOS 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 PETROLEO [BPD] AGUA [BPD] GAS [MPCS] 6990 18689 1398 6909 19174 1382 6834 19705 1367 6565 19691 1313 6121 19120 1224 5708 18590 1142 5322 18099 1064 4962 17648 992 4626 17236 925 4314 16864 863 4022 16531 804 3750 16238 750 3497 15988 699 3260 15782 652 3040 15622 608 2834 15514 567 2643 15460 529 2464 15469 493 2297 15549 459 2142 15711 428 1997 15973 399 ESTIMADO TOTAL DE PRODUCCION FLUIDO [BPD] 25679 26083 26539 26256 25241 24298 23421 22610 21862 21178 20553 19988 19485 19042 18662 18348 18103 17933 17846 17853 17970 [BLS] PRDUCCION PETROLEO [BLS] 1062099 2517678 2482440 2443862 2307296 2157359 2005867 1870258 1743817 1630497 1516002 1413511 1317949 1232303 1145769 1068308 996084 931355 865954 807410 752824 31206545 36009177 RESERVAS REMANENTES [BLS] 36009177 33491499 31009058 28565196 26257899 24100540 22094673 20224415 18480598 16850101 15334099 13920588 12602640 11370336 10224567 9156259 8160174 7228820 6362866 5555456 4802631 Elaboración propia 64 Para realizar este pronóstico de producción se consideró la perforación de los pozos VHR-25D, 26D, 27D, 28D, Y 29D, que se encuentran en el cronograma de perforación de los próximos años. Además se consideró un factor de declinación de la producción del 7% anual, y para el cálculo de los fluidos producidos, un incremento de BSW de 1% anual. Con estos trabajos se estima que la producción de petróleo se mantendrá constante a una tasa promedio anual cerca de los 6900 BPPD durante un periodo de tres años, de 2011 a 2013 y posteriormente irá declinando hasta terminar en 2031 con una producción de 1997 BPPD. La producción máxima de fluido (26256 BPPD) corresponderá al año 2014. En la tabla 5.10 se muestra los resultados del pronóstico de producción del campo VHR hasta el año 2031. 5.2.3 Facilidades de producción La estación de producción VHR está ubicada a 43,1 Km al norte de la estación de producción Cuyabeno, referida desde Lagoagrio se encuentra en el kilómetro 150,3. En esta estación de producción, se realiza el tratamiento y deshidratación del crudo proveniente 22 pozos productores con sistema de producción BES. También se realizan otros procesos como: tratamiento para reinyección del agua de formación, y transferencia del petróleo a la estación Cuyabeno. Las facilidades de superficie y procesos son similares a los descritos para la estaciones de producción Cuyabeno y Sansahuari. La diferencia es que el campo VHR es un campo BES, por lo tanto no dispone facilidades de superficie para bombeo hidráulico como sucede en Cuyabeno y Sansahuari. La producción proveniente de los pozos BES fluye hasta el manifold en la estación, luego pasa hacia los separadores de producción. Existen tres separadores: un FWKO de 20000 BFPD, un bifásico de 20000 BFPD y uno de prueba o de control de 10000 BFPD. El fluido que sale por la base de los separadores posteriormente ingresa a la bota de gas en donde se separa el gas remanente que aún continúa en la mezcla aguapetróleo. Por la parte inferior de la bota de gas sale la mezcla agua-petróleo, la misma que ingresa al tanque de lavado de 24680 BFPD. En este tanque se separa el agua del petróleo, el agua de formación que sale por la toma inferior del tanque se envía hacia el sistema de reinyección para tratamiento y bombeo a los pozos reinyectores. La corriente 65 de crudo que sale del tanque de lavado, pasa a un tanque de surgencia de 32230 BFPD en donde se almacena el crudo tratado dentro de especificaciones, para posteriormente ser bombeado hacia los tanques de almacenamiento en la estación Cuyabeno. La corriente de gas que sale de los separadores y de la bota de gas, se dirige hacia los mecheros o antorchas, en donde es quemado en su totalidad. En la figura 5.7 se muestra el esquema de facilidades de producción y proceso de deshidratación y tratamiento del petróleo en la estación VHR. FIGURA 5.7 ESQUEMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN VHR BOMBEO A ESTACION CUYABENO BOMBAS DE TRANSFERENCIA TANQUE DE SURGENCIA BOMBAS DE REINYECCION DE AGUA TANQUE DE REINYECCION BOTA DE GAS MANIFOLD SEP.DE PRODUCCION 2 TANQUE DE LAVADO SEP.DE PRODUCCION 1 ANTORCHAS O MECHEROS V-4 SEPARADOR DE PRUEBA Elaboración propia 5.2.4 Sistema de generación eléctrica La central de generación VHR se encuentra ubicada frente a la estación de producción VHR. (Ver figura 5.8). Está conformada por 3 grupos electrógenos AVK con motores de combustión interna, que proporcionan generación eléctrica de alta tensión, es decir de 13800 voltios. Estos generadores en conjunto producen una potencia instalada de 4,99Mw, pero debido a que actualmente un generador se encuentra en mantenimiento correctivo, solamente operan dos generadores, con una potencia efectiva es de 3,33 Mw, es decir se utiliza solo el 40,5% del la potencial total instalada. De la central de generación se distribuye la energía eléctrica hacia los diferentes pozos BES del campo a través de la de líneas eléctricas de alta tensión ubicadas a lo largo del campo. 66 FIGURA 5.8 CENTRAL DE GENERACION VHR Fotografía del Autor Además de la central de generación VHR, para cubrir con la demanda energética del campo existen otros generadores individuales distribuidos en diferentes sitios para cubrir la demanda energética de otros procesos como son en el sistema de reinyección de agua de formación, y pozos BES lejanos donde no llegan las líneas de alta tensión. La potencia total instalada de estos generadores individuales es de 3,57 Mw, con una potencia efectiva de 1,68 Mw, es decir se utiliza solo el 47% del la carga instalada. Haciendo el balance total en el campo VHR, la potencia total instalada es de 8,57 Mw, con una potencia efectiva de 3,7 Mw, es decir se utiliza solo el 43,2% del la carga instalada. En la tabla 5.11 se muestra en detalle todos los grupos electrógenos instalados en el Campo, con sus respectivas especificaciones. TABLA 5.11: GENERADORES INSTALADOS EN EL CAMPO VHR POTENCIA NOMINAL (Kw) POTENCIA EFECTIVA (Kw) % DE CARGA OBSERVACIONES 1665 1012 60,8 GENERADOR 1665 1012 60,8 GENERADOR GENERADOR/ UBICACIÓN MARCA GEN # 1 GENERACION VHR GEN # 2 GENERACION VHR GEN # 3 GENERACION VHR AVK SEG. NEWAGE AVK SEG. NEWAGE AVK SEG. NEWAGE GEN AUXILIAR CATERPILLAR 1230 GENERACION VHR GEN # 1 REINY. AGUA GEN # 2 REINY. AGUA CATERPILLAR 365 GEN VHR 16 CATERPILLAR CATERPILLAR KATO TOTAL MANTENIMIENTO CORRECTIVO 1665 1230 620 50,4 GENERADOR EMERGENCIA 864 70,3 GENERADOR 500 RESERVA 250 197 78,7 8570 3705 43,2 PLATAFORMA VHR16 Fuente: Departamento de Mantenimiento. EP Petroecuador, agosto de 2011 67 5.1.4.1 Consumo de Combustible Los generadores AVK de la central de generación pueden trabajar usando como combustible diesel o petróleo. Normalmente se usa petróleo, por ser el combustible más económico y disponible en el campo. Según los reportes del mes de agosto de 2011, el consumo de petróleo en la central de generación fue de 2290 BLS en el mes, que da un promedio diario de 76,4 BPPD. Los generadores individuales que se encuentran distribuidos en las diferentes locaciones del campo, utilizan como combustible diesel. El detalle del consumo registrado en cada tanque de esos generadores, se muestra en la tabla 5.12. TABLA 5.12: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN GENERACIÓN UBICACIÓN DEL TANQUE VHR GENERACION VHR 16 REINY. AGUA VHR CONSUMO DIARIO (GLS) 1309 69 1503 CONSUMO MENSUAL (GLS) 39793 2085 45705 TOTAL 2880 87583 Fuente: Departamento de Combustibles, Gerencia Exploración y Producción. EP Petroecuador Es decir el consumo diario de diesel usado en generación eléctrica es de 2880 galones, que representa a un consumo promedio mensual de 87583 galones. 68 CAPÍTULO 6 ANÁLISIS Y SELECCIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA En general la selección de un sistema adecuado de generación eléctrica, implica la evaluación de muchos parámetros de tipo técnico, económicos y ambientales, que rodean al proyecto en general y que involucran la variación de los diferentes elementos que inciden en el mismo. Para el caso del presente proyecto se tomarán en cuenta fundamentalmente los siguientes aspectos: la demanda de energía eléctrica, las fuentes de energía o combustible y las tecnologías de generación existentes. 6.1 DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Para determinar la capacidad de la planta se debe primeramente conocer la demanda de energía eléctrica. Esta potencia ya fue descrita en el capítulo anterior, correspondiendo 4,2 Mw para el campo Cuyabeno-Sansahuari, y 3,7 Mw para el campo VHR. Además de estos valores, es necesario conocer las proyecciones futuras de demanda energética, las mismas que van a depender del pronóstico de producción de cada campo. Para ello se consideró el pronóstico de producción hasta el año 2031 de cada campo y además tomando en cuenta las siguientes consideraciones: • Un consumo de 150 Kw para los pozos productores que se van a perforar, tomando en cuenta que el sistema de levantamiento artificial implementado será Bombeo Electrosumergible (BES). Para el acumulado de energía al entrar pozos nuevos en producción, se consideró valores constantes durante el tiempo, como una hipótesis simplificativa y conservadora, ya que su cálculo o estimación exacta escapa del alcance del presente trabajo. • Para el sistema de reinyección de agua de formación, se determinó el valor del consumo actual de energía en Kw por cada barril de agua inyectado. Para el caso de Cuyabeno-Sansahuari es de 0,059 Kw/Bl inyec . y para VHR es de 0,046 Kw/Bl inyec . 69 • Se consideró un consumo base actual de potencia, es decir considerando la potencia requerida de cada campo sin considerar el sistema de reinyección de agua de formación. Este consumo base actual es de 1821 Kw para CuyabenoSansahuari, y de 2841 Kw para VHR. 6.1.1 Demanda de potencia eléctrica en el campo Cuyabeno-Sansahuari Con estas consideraciones se realizaron los cálculos de la potencia requerida, cuyos resultados se encuentran detallados año a año en la tabla 6.1, y se grafica en el diagrama 6.1, en donde se puede observar que la potencia eléctrica requerida parte del valor actual de 4,2 Mw, tendrá su valor máximo de 9,4 Mw en el año 2015. A partir de ese año irá declinando hasta terminar con 7 Mw en el año 2031. Esta declinación sostenida se debe a que el consumo energético depende principalmente de la cantidad de fluidos a levantar y de la cantidad de agua a reinyectar. Junto a la potencia requerida, se muestran las producciones de fluidos. Se puede notar que esta producción de gas alcanza el valor máximo de 2,9MMPPCD en el año 2012, a partir de ese año inicia una gran declinación, finalizando en el año 2031 con 0,2 MMPCD. TABLA 6.1: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS Y POTENCIA ELÉCTRICA DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI, HASTA EL AÑO 2031 PRODUCCIÓN AÑOS PETRÓLEO [BPD] AGUA [BPD] 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 37672 47658 49653 46633 44364 41331 38552 35960 33542 31287 29183 27221 25391 23684 22092 20606 19423 18210 12845 7050 3869 12198 12977 12378 11625 11060 10304 9611 8965 8362 7800 7275 6786 6330 5904 5507 5137 4842 4540 3202 1757 965 Nº POZOS A GAS [MPCS] PERFORAR 2745 2920 2785 2616 2489 2318 2162 2017 1881 1755 1637 1527 1424 1328 1239 1156 1089 1022 720 395 217 7 9 9 8 CONSUMO DE ENERGIA [Kw] POZOS NUEVOS 1050 1350 1350 1200 ACUMULADO POZOS NUEVOS REINYECCIÓN AGUA FORMACIÒN 1050 2400 3750 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 2799 2916 2739 2606 2428 2264 2112 1970 1838 1714 1599 1491 1391 1298 1210 1141 1070 754 414 227 CONSUMO TOTAL 4185 5670 7137 8310 9377 9199 9035 8883 8741 8609 8485 8370 8262 8162 8069 7981 7912 7841 7525 7185 6998 70 DIAGRAMA 6.1: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE GAS Y POTENCIA ELÉCTRICA DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI, HASTA EL AÑO 2031 POTENCIA ELECTRICA PRODUCCION DE GAS 3500 GAS PRODUCIDO(MPCD)/POTENCIA ELECTRICA (KW) 10000 9000 3000 8000 7000 2500 6000 2000 5000 4000 1500 3000 1000 2000 500 1000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 0 TIEMPO (AÑOS) Elaboración propia 6.1.2 Demanda de potencia eléctrica en el campo VHR Para el campo VHR se tomó en cuenta las mismas consideraciones con respecto al consumo energético en pozos nuevos, en reinyección de agua, y el consumo base del campo. Los resultados proyectados hasta el año 2031, se encuentran detallados en la tabla 6.2, y en el diagrama 6.2. En ellos se puede ver que la potencia requerida parte del valor actual de 3,7 Mw, tendrá su valor máximo de 4,5 Mw en el año 2014, y a partir de ese año se mantendrá casi constante, con una declinación muy leve hasta terminar con 4,3 Mw en el año 2031. Con respecto a la producción total de gas del campo, se puede notar que ésta se mantiene constante, en cerca de 1,4 MMPCD hasta el año 2013, a partir de ese año inicia su declinación, finalizando con 0,4 MMPCD en el año 2031. 71 TABLA 6.2: PROYECCIÓN DE PRODUCCION DE FLUIDOS Y POTENCIA ELÉCTRICA DEL CAMPO VHR, HASTA EL AÑO 2031 PRODUCCIÓN Nº POZOS AÑOS PETRÓLEO AGUA A GAS PERFORAR [BPD] [BPD] [MPCS] 6990 6909 6834 6565 6121 5708 5322 4962 4626 4314 4022 3750 3497 3260 3040 2834 2643 2464 2297 2142 1997 18689 19174 19705 19691 19120 18590 18099 17648 17236 16864 16531 16238 15988 15782 15622 15514 15460 15469 15549 15711 15973 1398 1382 1367 1313 1224 1142 1064 992 925 863 804 750 699 652 608 567 529 493 459 428 399 2 2 1 POZOS NUEVOS 0 300 300 150 REINYECCIÓN AGUA FORMACIÓN CONSUMO TOTAL 0 300 600 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 864 887 911 911 884 860 837 816 797 780 764 751 739 730 722 717 715 715 719 727 739 3705 4028 4352 4502 4475 4451 4428 4407 4388 4371 4355 4342 4330 4321 4313 4308 4306 4306 4310 4318 4330 DIAGRAMA 6.2: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE GAS Y POTENCIA ELÉCTRICA DEL CAMPO VHR, HASTA EL AÑO 2031 DEMANDA DE ENERGIA ELECTRICA PRODUCCION DE GAS 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 5000 4000 3000 2000 1000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 GAS PRODUCIDO(MPCD)/DEMANDA DE POTENCIA(KW) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 CONSUMO DE ENERGÍA [Kw] ACUMULADO POZOS NUEVOS TIEMPO (AÑOS) Elaboración propia 72 6.2 FUENTE DE ENERGÍA O COMBUSTIBLE La fuente de energía o combustible y la tecnología de generación van a estar relacionadas mutuamente, y de la combinación de ambos resultarán un cierto número de alternativas de generación. Siendo como objetivo del presente proyecto, la utilización del gas, se dará prioridad al aprovechamiento de este combustible, para lo cual es necesario calcular el gas disponible, el mismo que se obtendrá del balance de gas de cada campo. 6.2.1 Gas disponible en el campo Cuyabeno-Sansahuari Si bien actualmente casi la totalidad del gas producido en el campo CuyabenoSansahuari se quema en las antorchas, existe una pequeña parte que se usa como combustible en los calentadores de las estaciones Cuyabeno y Sansahuari, que no se mide, por lo que como primer paso habrá que cuantificar este valor. Para realizar la estimación del gas consumido en los calentadores, partimos del balance termodinámico que se encuentra en la ecuación 6.1. Que define la cantidad de calor que proporciona el equipo al agua que recircula del tanque de lavado: donde: Q = W(i2 − i1 ) Ecuación 6.1 Q: Calor intercambiado por unidad de tiempo [BTU/h] W: Flujo másico [lb/h] i: Entalpía final e inicial [BTU/lb] Como el fluido no experimenta cambio de fase la diferencia de entalpía puede expresarse como: donde: (i2 − i1 ) = c(T2 − T1 ) Ecuación 6.2 c: calor específico [BTU/lbºF] T: temperatura final e inicial [ºF] 73 El flujo másico (W) se puede expresar en función del caudal y la densidad: W = qxρ Ecuación 6.3 donde: q: Caudal [pies3/h] ρ: Densidad [lb/ pies3] Remplazando la ecuación 6.2 y 6.3 en la ecuación 6.1, tenemos: Q = qxρxcxΔT Ecuación 6.4 Con los datos de operación del calentador proporcionados por el Departamento de Tratamiento Químico de EP Petroecuador y usando la ecuación 6.4, se calcula el calor que cede el equipo al agua de formación utilizamos. A ese calor calculado se le incrementó un 5% de pérdidas debido a la eficiencia del calentador. Los datos y resultados se encuentran detallados en la tabla 6.3. TABLA 6.3: PARAMETROS DE OPERACIÓN DE LOS CALENTADORES DE AGUA DE LAS ESTACIONES CUYABENO Y SANSAHUARI q q ρ c T2 T1 ΔT Q [BAPD] [pies3/h] [lb/ pies3] [BTU/lbºF] [ᵒF] [ᵒF] [ᵒF] [BTU/h] CUYABENO 20024 4684,78 62,43 1 130 110 20 6141887 SANSAHUARI 6200 1450,54 62,43 1 130 95 53 3327978 PARÁMETRO Elaboración propia Con el valor del poder calorífico inferior del gas usado en cada estación como combustible en los calentadores, y el calor calculado anteriormente, estimamos la cantidad de gas usado en este proceso. Los resultados se encuentran en la tabla 6.4 74 TABLA 6.4: CAUDAL DE GAS USADO EN LOS CALENTADORES DE AGUA Q PARÁMETRO [BTU/h] Poder Calorífico del Gas [BTU/pie3] Caudal de Gas [PCD] Caudal de Gas [MPCD] CUYABENO 6141887 880 167506 168 SANSAHUARI 3327978 692 115421 115 Elaboración propia En la estación Cuyabeno, de los 2420 MPCD de gas producidos y captados, se usan 168 MPCD, que corresponde el 6,9%, quedando un remanente de 2252 MPCD. En la estación Sansahuari, de los 363 MPCD de gas producido y captado, se usan 115 MPCD, que corresponde el 31,6%, quedando un remanente de 248 MPCD. En base a esta disponibilidad de gas, y por encontrarse la mayor fuente de combustible en la estación Cuyabeno, se considera la ubicación de la planta de generación en esta estación. Además que desde esta estación, existe una línea de alta tensión hacia los pozos BES, por lo que la planta de generación también estaría cerca del mayor consumo. Al estar ubicada la estación Sansahuari a 11,4 Km de la estación Cuyabeno, y por no tener una disponibilidad de gas considerable en cantidad y calidad, en este proyecto no será considerado este gas para el uso como combustible en el sistema de generación eléctrica. Por lo tanto la cantidad de gas disponible para el proyecto es de 2252 MPCD. 6.2.2 Potencia capaz de generar el gas crudo de Cuyabeno-Sansahuari Con la cantidad de gas disponible y el poder calorífico del gas, se puede calcular la potencia capaz de ser generada por el gas asociado. Potencia (P) = Caudal de gas x Poder calorífico 𝑃 = 2252000 𝑝𝑖𝑒𝑠 3 𝐵𝑇𝑈 𝐵𝑇𝑈 𝑥 880 = 1,982𝑥109 3 𝑝𝑖𝑒𝑠 𝑑í𝑎 𝑑í𝑎 Transformando las unidades a Mw: 75 1,982𝑥109 𝐵𝑇𝑈 1día 1055,06 Joule 𝑥 𝑥 = 24,715𝑥106 𝑤𝑎𝑡𝑡 = 24,715 [𝑀𝑤] 𝑑í𝑎 84600 s 1BTU Al multiplicar esta potencia por la eficiencia de un sistema de generación, se obtiene la potencia útil de generación eléctrica que se podría obtener del gas disponible. Para este cálculo se asume un valor de eficiencia conservador del 35%, ya que actualmente tanto las turbinas como los motores reciprocantes han mejorado considerablemente sus eficiencias y actualmente están alrededor del 40%: 𝑷𝒐𝒕𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂ú𝒕𝒊𝒍 = 𝑷𝒙𝜼 = 𝟐𝟒, 𝟕𝟏𝟓𝒙𝟏𝟎𝟔 [𝒘𝒂𝒕𝒕]𝒙𝟎, 𝟑𝟓 = 𝟖, 𝟔𝟓[ 𝑴𝒘] Con la metodología usada para el cálculo de la potencia útil y con las proyecciones de producción y de demanda energética, se puede realizar las proyecciones de potencia útil, es decir la potencia de generación eléctrica que puede ser generada con el gas producido y disponible. El faltante para alcanzar la demanda energética, correspondería a la generación requerida con combustible líquido. Ver tabla 6.5. TABLA 6.5 PROYECCIONES DE POTENCIA ELÉCTRICACAPAZ DE SER GENERADA POR EL GAS DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 GAS PRODUCIDO TOTAL [MPCS] 2745 2920 2785 2616 2489 2318 2162 2017 1881 1755 1637 1527 1424 1328 1239 1156 1089 1022 720 395 217 GAS PRODUCIDO CUYABENO [MPCS] 2387 2539 2422 2274 2164 2016 1880 1754 1636 1526 1423 1328 1238 1155 1077 1005 947 888 626 344 189 GAS DISPONIBLE [MPCS] 2219 2371 2254 2106 1996 1848 1712 1586 1468 1358 1255 1160 1070 987 909 837 779 720 458 176 21 DEMANDA DE ENERGIA [Kw] 4185 5670 7137 8310 9377 9199 9035 8883 8741 8609 8485 8370 8262 8162 8069 7981 7912 7841 7525 7185 6998 POTENCIA GENERADA CON GAS [Kw] 8522 9107 8657 8091 7667 7098 6578 6092 5639 5217 4822 4455 4112 3792 3493 3215 2994 2767 1761 675 80 POTENCIA GENERADA COMB. LIQ. [Kw] 0 0 0 219 1710 2100 2458 2791 3102 3392 3663 3915 4151 4370 4575 4766 4918 5074 5764 6510 6918 76 DIAGRAMA 6.3: PROYECCIÓN DE POTENCIA ELECTRICA GENERADA POR EL COMBUSTIBLE GASEOSO Y LÍQUIDO DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI DEMANDA DE ENERGIA [Kw] POTENCIA GENERADA COMB. LIQUIDO [Kw] 10000 8000 6000 4000 2000 Elaboración propia De las proyecciones realizadas se puede concluir que el gas disponible para ser utilizado como combustible de generación eléctrica podría abastecer el requerimiento total de energía eléctrica hasta el año 2014. A partir de ese año como consecuencia de la declinación de la producción de gas del campo, la potencia que puede generar este gas será insuficiente, por lo que sería necesario el uso de un combustible líquido para completar esta potencia faltante. 6.2.3 Gas disponible en el campo VHR El gas producido por los pozos VHR-12D, 16, 18D, 19D, 20 y 21D, es quemado en las facilidades de producción que se encuentran ubicadas en la plataforma del pozo VHR16, por encontrarse muy distantes de la estación (a 12Km). El resto de la producción de gas llega a la estación de producción, en donde se quema en las antorchas o mecheros. Por lo tanto si de los 1453 MPCD totales descontamos los 291MPCD de gas que producen estos pozos, quedarían 1162 MPCD de gas disponible para ser utilizado en el presente proyecto. 6.2.4 Potencia capaz de generar el gas crudo de VHR En forma similar que para el campo Cuyabeno-Sansahuari, para el campo VHR, calculamos la potencia capaz de ser generada por el gas asociado. 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 TIEMPO (AÑOS) 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 0 2010 CAUDAL DE GAS (MPCD) / POTENCIA (KW) GAS DISPONIBLE[MPCS] POTENCIA GENERADA GAS [Kw] 77 𝑝𝑖𝑒𝑠 3 𝐵𝑇𝑈 𝐵𝑇𝑈 9 𝑃 = 1162000 𝑥 1104,3 = 1,283𝑥10 𝑑í𝑎 𝑝𝑖𝑒𝑠 3 𝑑í𝑎 Transformando las unidades a Mw: 1,283𝑥109 𝐵𝑇𝑈 1día 1055,06 Joule 𝑥 𝑥 = 16,003𝑥106 𝑤𝑎𝑡𝑡 = 16,003 𝑀𝑤 𝑑í𝑎 84600 s 1BTU La potencia útil, multiplicando por una eficiencia del 35%, sería: 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎ú𝑡𝑖𝑙 = 𝑃𝑥𝜂 = 16,003𝑥106 [𝑤𝑎𝑡𝑡]𝑥0,35 = 5,601[ 𝑀𝑤] Con la metodología usada para el cálculo de la potencia útil, y con las proyecciones de producción y de demanda energética, se puede realizar las proyecciones de potencia útil, es decir la potencia eléctrica que puede ser generada con el gas producido y disponible. El faltante para alcanzar la demanda energética, correspondería a la generación requerida con combustible líquido. Los resultados se muestran en la tabla 6.6. TABLA 6.6 PROYECCIONES DE POTENCIA ELÉCTRICA CAPAZ DE SER GENERADA POR EL GAS DEL CAMPO VHR AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 GAS GAS PROD. PRODUCIDO PLATAFORMA TOTAL VHR16 [MPCS] [MPCS] 1398 1382 1367 1313 1224 1142 1064 992 925 863 804 750 699 652 608 567 529 493 459 428 399 280 277 274 263 245 229 213 199 185 173 161 150 140 131 122 114 106 99 92 86 80 GAS DISPONIBLE [MPCS] DEMANDA DE ENERGIA [Kw] POTENCIA GENERADA CON GAS [Kw] POTENCIA GENERADA COMB. LIQ. [Kw] 1118 1105 1093 1050 979 913 851 794 740 690 643 600 559 521 486 453 423 394 367 343 319 3705 4028 4352 4502 4475 4451 4428 4407 4388 4371 4355 4342 4330 4321 4313 4308 4306 4306 4310 4318 4330 5389 5327 5269 5061 4719 4401 4103 3826 3566 3326 3101 2891 2696 2513 2344 2185 2038 1900 1771 1651 1540 0 0 0 0 0 50 325 582 822 1045 1255 1451 1634 1807 1970 2124 2268 2407 2539 2666 2790 78 DIAGRAMA 6.4: PROYECCIÓN DE POTENCIA ELECTRICA GENERADA POR EL COMBUSTIBLE GASEOSO Y LÍQUIDO DEL CAMPO VHR DEMANDA DE ENERGIA [Kw] POTENCIA GENERADA COMB. LIQUIDO [Kw] 6000 5000 4000 3000 2000 1000 TIEMPO (AÑOS) Elaboración propia Se puede concluir que el gas disponible para ser utilizado como combustible de generación eléctrica podría abastecer el requerimiento tota de energía eléctrica hasta cerca del año 2016. A partir de ese año como consecuencia de la declinación de la producción de gas del campo, la potencia que puede generar este gas no será suficiente, por lo que sería necesario el uso de un combustible líquido para completar esta potencia faltante. 6.3 SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN Como se describió en el capítulo 4, sección 4.4, existen múltiples tecnologías de generación eléctrica que han sido desarrolladas, para trabajar con los diferentes combustibles disponibles. De la combinación de tecnologías con tipo de combustibles, se obtiene un número de posibles alternativas considerable, por lo que se hace necesario reducir este número de alternativas a un número menor. Recalcando una vez más que el objetivo principal del presente trabajo la utilización del gas como combustible de generación, las siguientes alternativas en descartar son las 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 0 2010 CAUDAL DE GAS (MPCD) / POTENCIA (KW) GAS DISPONIBLE[MPCS] POTENCIA GENERADA GAS [Kw] 79 tecnologías que usen únicamente combustibles líquidos, tanto para turbinas como motores reciprocantes. También se descarta las tecnologías solo gas, ya que de acuerdo al cálculo de la potencia capaz de generar el gas, éste abastecería únicamente los primeros años, es decir hasta el año 2014 en el campo Cuyabeno-Sansahuari y hasta el año 2016 para el campo VHR. Las tecnologías actuales de generación de turbinas y motores reciprocantes que trabajan con combustibles duales, tanto gaseosos como líquidos y podrían ser una opción. Ya que en inicio podrían iniciar trabajando con gas y posteriormente dependiendo del número de generadores instalados y de sus potencias, pueden ir pasando a trabajar con combustible líquido, en función de cómo vaya declinando la producción de gas. Por ser una opción no muy flexible, no se optimizaría de la mejor manera el uso del gas. Tomando en consideración el argumento de maximizar el uso del gas disponible, la tecnología más conveniente para nuestra aplicación es la generación eléctrica con motores reciprocantes que usan combustible líquido y gaseoso simultáneamente (fuel shearing). Esta tecnología denominada “GD”, ha sido desarrollada por la Compañía Wärtsilä, y fue descrita con detalle en el capítulo 4, literal 4.4.3.3. Estos generadores, proporcionan mucha flexibilidad y tolerancia a variaciones en el suministro de gas y a variaciones en la calidad del gas, también es muy flexible al uso de combustibles líquidos. Por tener esta versatilidad ha sido exitosa su aplicación en campos petroleros donde usan como combustible gaseoso el gas asociado y como combustible líquido el petróleo. Con la aplicación de los motores reciprocantes “fuel sharing”, se usaría el gas disponible tanto de Cuyabeno-Sansahuari como de VHR, en su totalidad, en los primeros años, y conforme va declinando la producción del mismo, se iría reemplazando e incrementando el uso de petróleo, como combustible líquido, por ser el recurso más económico y disponible en sitio, después del gas. La utilización como combustible de gas asociado se llevaría a cabo, hasta que la captación y tratamiento del mismo no sea rentable. 80 6.4 6.4.1 MOTORES RECIPROCANTES “FUEL SHARING” Especificaciones Técnicas Los motores reciprocantes que usan la tecnología “fuel sharing”, pertenecen a la familia GD (Gas-Diesel) y particularmente a la serie 32GD. Estos motores cubren rangos de potencia de 2520 Kw a 8400 Kw, trabajan a 720 o 750 rpm para usar 50 o 60 Hz, generando y produciendo de 405 a 420 Kw por cilindro. FIGURA 6.1 MOTOR 32 GD Fuente: Wärtsilä Oil & Gas Industry Las principales características del motor 32GD, son: baja emisión de NO x. , alta confiabilidad, posee un sistema automático de monitoreo y control integrado, y bajo costo de mantenimiento. El sistema de inyección de combustible requiere de alta presión del gas inyectado combinado con el combustible líquido inyectado. El combustible gaseoso es inyectado a 350 [Bar] a través de los nozzles localizados en los vértices de un triangulo al final del inyector. Cada nozzle tiene tres agujeros, o sea nueve jets de gas son formados durante la inyección de gas. El combustible líquido es inyectado antes que la inyección de gas inicie (Ver figura 6.2). 81 FIGURA 6.2 SISTEMA DE INYECCIÓN Fuente: Wärtsilä Oil & Gas Industry Los motores 32GD son fabricados en configuraciones desde 6L hasta 20V, con las potencias especificadas en la tabla 6.7. TABLA 6.7: ESPECIFICACIONES DE LOS DIFERENTES MODELOS DE MOTORES 32GD MODELO POTENCIA [Kw] EFICIENCIA % LONGITUD [mm] ANCHO [mm] ALTO [mm] PESO [ton] 6L32GD 2520 43,4 5297 2300 3421 30 9L32GD 3780 43,6 7116 2300 3571 44 12V32GD 5040 44,5 6837 2870 3595 54 16V32GD 6720 44,6 8206 3296 3595 63 20V32GD 8400 44,7 9276 3233 Fuente: Wärtsilä Oil & Gas Industry 4139 89 Es importante mencionar que este tipo de tecnología fue instalada como prototipo en el año 2002, en el campo Secoya perteneciente a la Intendencia Libertador, de EP Petroecuador. Se instalaron dos motores 16V32GD, con una potencia instalada de alrededor de 11 Mw. Y a partir del año 2004, la tecnología fue desarrollada comercialmente por Wärtsilä. 82 6.4.2 Especificaciones del Combustible 6.4.2.1 Combustible Líquido El motor 32GD tiene mucha flexibilidad con el uso de combustibles líquidos ya que puede trabajar con combustibles livianos como: fuel oil o diesel oil, que son los combustibles que tradicionalmente han sido usados en la mayoría de los motores reciprocantes de generación. También puede trabajar con combustibles pesados como el fuel oil pesado y otros residuos de procesos de refinación y craqueo, estos combustibles generalmente requieren calentamiento para su almacenamiento y combustión. Se usa también petróleo crudo sobretodo en los sistemas de generación eléctrica en campos petroleros, que sería el caso de la presente aplicación. Las especificaciones del petróleo se muestran en la tabla 6.8. TABLA 6.8: ESPECIFICACIONES DEL COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARAMETROS UNIDAD RANGO Viscosidad cinemática a 50ºC, max mm2/s 700 Densidad a 15ºC, max Kg/m3 991 (11,3 ºAPI) Contenido de agua %-vol./vol. 0,3 Sulfuros, max. % m/m. 4.5 Residuo de Carbón, max. % m/m. 20 Asfaltenos, max % m/m. 14 TVR, max a 37,8 ºC KPa 65 Sedimentos totales % m/m. 0.1 Sulfuro de Hidrógeno mg/Kg Fuente: Wärtsilä Oil & Gas Industry 6.4.2.2 5 Combustible Gaseoso El motor 32 GD puede trabajar con combustibles gaseosos, como: gas natural, gas asociado de petróleo, biogás, y gas natural de carbón, Para el caso del gas asociado de bajas calidades puede operar con gases con bajo contenido de metano. El motor ha sido 83 diseñado y desarrollado para una operación continua sin reducciones en la potencia de salida. La calidad de gas debe cumplir con las especificaciones de la tabla 6.9. TABLA 6.9 ESPECIFICACIONES DEL COMBUSTIBLE GASEOSO PARAMETROS UNIDAD RANGO Poder calorífico inferior PCI MJ/Nm3 >30 Contenido de metano, CH 4 %-vol. >60 Sulfuro de hidrógeno, H 2 S %-vol. ˂0,05 Hidrógeno, H 2 %-vol. ˂5 Agua y Condensados %-vol. No permitidos Cloro y Flúor %-vol. ˂ 0,005 Partículas o tamaño sólidos µm ˂10 Temperatura de gas ºC 0-50 Presión del gas bar Fuente: Wärtsilä Oil & Gas Industry 350 ± 5 Con respecto al contenido de CO 2 , estos motores tienen una buena tolerancia a gases ácidos, pudiendo operar con concentraciones relativamente altas de CO 2 del 30% (molar). En el campo Secoya de EP Petroecuador los motores iniciaron trabajando con un contenido de CO 2 de cerca del 20%, y año a año fue incrementando el mismo, trabajando como promedio con 30% y llegando a operar hasta con el 40%. Los altos contenidos de CO 2 no han afectado en si en la operación de los motores, pero si al rendimiento, debido a que altas concentraciones de CO 2 disminuyen el poder calorífico, limitando la potencia máxima que se pueda generar. 6.5 DIMENSIONAMIENTO DE LA CAPACIDAD DE LA PLANTA DE GENERACIÓN Una vez definida la tecnología de generación eléctrica, el siguiente paso es la selección de la capacidad de la planta. El punto de partida de esta selección es la curva de demanda de cada campo y por razones de confiabilidad, se generará un porcentaje mayor de la potencia máxima, que permita un alto grado de flexibilidad al momento de salida de una unidad por falla o mantenimiento. 84 Existe el criterio de protección máxima, el cual establece el dimensionamiento como dos veces la demanda máxima proyectada, esto con el fin de asegurar el 100% de la carga con respaldo total, es decir un motor en operación normal y otra de la misma capacidad de reserva, este criterio incrementa los costos de las inversiones. Pero la capacidad total del grupo de generación no deberá ser inferior al criterio de protección mínima en el que se define que la reserva del sistema de generación corresponde a la capacidad de la unidad más grande. Se aplicará el criterio de protección mínima. Con este criterio, la curva de demanda y la capacidad de las unidades comercialmente disponibles, realizaremos la selección para cada campo. 6.5.1 Capacidad de la planta de generación Cuyabeno-Sansahuari Considerando que la demanda máxima será de 9377 Kw en el año 2015, y con las capacidades comerciales disponibles en los motores 32GD detalladas en la tabla 6.7, aplicando el criterio de protección mínima, la opción óptima sería el uso de tres motores 12V32GD, los mismos que tienen una capacidad de 5040 Kw cada uno, lo que daría una potencia instalada total de 15120 Kw. Cuando se alcance la demanda máxima, se tendría un factor de carga de: 𝑭𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒓𝒈𝒂[%] = 𝟗𝟑𝟕𝟕 𝑲𝒘 𝒙𝟏𝟎𝟎 = 𝟔𝟐% 𝟑𝒙 𝟓𝟎𝟒𝟎 Es decir cada unidad trabajando con 3126 Kw, con una reserva de 5743 Kw (38% Stand By), con lo que se podía cubrir la salida de operación de cualquiera de las unidades por falla o mantenimiento, ya que entre las dos restantes generarían los 3126 Kw que se deja de generar. 6.5.2 Capacidad de la planta de generación VHR La demanda máxima será de 4502 Kw en el año 2014; con las capacidades comerciales disponibles en los motores 32GD detalladas en la tabla 6.7 y aplicando el criterio de protección mínima, la opción óptima sería el uso de dos motores 6L32GD, los mismos que tienen una capacidad de 2520 Kw cada uno, los dos generarían una potencia de 5040 Kw. 85 Considerando que actualmente en la central de generación existen instalados tres generadores AVK cada uno de 1665 Kw, de los cuales uno se encuentra fuera de servicio, por lo que se contaría solamente con dos de ellos, o sea con una potencia de 3330 Kw. Esta potencia sumada a los 5040 Kw de los dos motores 6L32GD, daría una potencia total de 8370 Kw. Cuando lleguen a operar con la demanda máxima se tendría un factor de carga de: 𝑭𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒓𝒈𝒂[%] = 𝟒𝟓𝟎𝟐 𝑲𝒘 𝒙𝟏𝟎𝟎 = 𝟓𝟑, 𝟖% (𝟐 𝒙 𝟏𝟔𝟔𝟓) + (𝟐 𝒙 𝟐𝟓𝟐𝟎) En condiciones normales quedarían operando los dos motores 6L32GD usando inicialmente gas como combustible, mientras que los dos generadores AVK, que pueden usar petróleo como combustible, quedarían en reserva. Es decir cada unidad trabajando con 2251 Kw, con una reserva de 3868 Kw (46,2% Stand By). En caso de que uno de los dos motores quede fuera de servicio, se cubriría esta potencia con los dos motores AVK. 86 CAPÍTULO 7 DISEÑO CONCEPTUAL DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS ASOCIADO DE PETRÓLEO Una vez seleccionado el sistema de generación óptimo, el mismo que se realizó para cumplir con el objetivo del proyecto que es el uso del gas asociado como combustible, se debe considerar que el gas asociado de los campos Cuyabeno-Sansahuari y VHR en las condiciones que se encuentran en composición y presión, no cumple con las especificaciones que se requiere para ser usado en los motores de generación seleccionados. Por lo que se hace imprescindible el tratamiento del gas para cumplir con las especificaciones de combustible que exige la tecnología de generación seleccionada. 7.1 CONSIDERACIONES DEL DISEÑO 7.1.1 Condiciones de las variables de proceso Las principales variables que se consideran para la base del diseño del procesamiento del gas, son la presión, temperatura, caudal y la composición del gas asociado de cada campo, que constituirá la alimentación en el proceso. Estas variables fueron detalladas en los capítulos anteriores, y se muestran compiladas en la tabla 7.1. TABLA 7.1: PARÁMETROS DE LA ALIMENTACIÓN DE GAS A SER TRATADO PARÁMETRO GAS CUYABENO-SANSAHUARI GAS VHR CAUDAL[MMPCD] PRESIÓN [PSI] TEMPERATURA [ᵒF ] CONTENIDO DE H 2 O PODER CALORÍFICO [BTU/scf ] COMPOSICIÓN CO 2 N2 CH 4 C2H6 C3H8 Ic4H Nc 4 H 1 Ic 5 H 12 Nc 5 H 12 TOTAL 2,25 34 135 Saturado 880,48 % Molar 52,12 2,06 17,44 4,95 12,18 2,6 5,57 1,6 1,48 100 1,16 30 125,6 Saturado 1104,30 % Molar 34,5 5,6 24,13 7,47 15,67 3,02 6,56 1,64 1,42 100 87 Las especificaciones que debe tener el gas para ser usado como combustible en el sistema de generación se detalló en la tabla 6.9, por lo tanto, la planta de acondicionamiento de gas deberá tener los procesos necesarios para tratar de llevar el gas a esas especificaciones. El gas asociado producido por los campos en estudio es un gas ácido, siendo su mayor componente el CO 2 . Dentro de las especificaciones del motor no existe restricción respecto al contenido máximo de CO 2 , además se tiene como dato referencial que en el campo Secoya estos motores han trabajado hasta con el 40% de CO 2 . Pero para el presente caso se considerará necesaria la remoción del mismo, debido a que altos niveles de CO 2 inciden directamente en el bajo poder calorífico del gas y por tanto en el rendimiento de los motores. Además este gas asociado tiene un bajo contenido de metano y un alto contenido de hidrocarburos condensables, estos últimos que tienen que ser eliminados a fin de que el punto de rocío del gas en las condiciones de presión y temperatura de operación de los motores (50ºC y 5075 Psi) se ajuste a las especificaciones. Por lo tanto para la presente aplicación, se decide limitar el contenido de CO 2 a un valor máximo del 20%, valor razonable para que los motores no pierdan mucha potencia, evitando un mayor consumo de combustible líquido. Esta reducción de CO 2 , permitirá incrementar el contenido de metano y el poder calorífico, compensando las pérdidas por la eliminación de condensados. Los principales parámetros del gas tratado se detallan en la tabla 7.2, en función de las especificaciones que requieren los motores y las otras consideraciones manifestadas. TABLA 7.2: PARÁMETROS DEL GAS TRATADO PARA COMBUSTIBLE PARÁMETRO RANGO PRESIÓN [PSI] 5076±73 TEMPERATURA [ᵒF ] 32-122 AGUA Y CONDENSADOS DE HC PODER CALORÍFICO [BTU/scf ] %CH 4 [MOLAR] %CO 2 [MOLAR] No permitidos >805 >60 20 88 En términos generales los procesos de acondicionamiento del gas involucrarían procesos de compresión, eliminación de CO 2 (endulzamiento), eliminación de vapor de agua, y eliminación de condensados a las condiciones de presión y temperatura de operación de los motores de generación. 7.1.2 Selección del proceso de endulzamiento Los factores considerados para determinar para la selección del proceso de endulzamiento son: • El tipo de contaminante a ser removido, que en este caso es CO 2 . • La concentración del contaminante en la alimentación, la misma que es relativamente alta: 52% para Cuyabeno y 35% para VHR. • El grado de remoción requerido no es tan alto, debido al uso que se le dará al gas como combustible de generación, para lo cual se considera una concentración del gas tratado de 20%. FIGURA 7.1: GUÍA PARA LA SELECCIÓN DE PROCESOS DE ENDULZAMIENTO DE GAS. Fuente: Apuntes de “Tratamiento del Gas Natural”. Ing. P .Boccardo Con estas consideraciones y usando la figura 7.1 en la cual se recomienda un tratamiento determinado en función de las concentraciones de gas ácido a la entrada y a 89 la salida del proceso, se determina que el proceso óptimo de endulzamiento aplicable a este proyecto es endulzamiento con membranas. Según esta figura, el rango de aplicación de membranas es para concentraciones de gas ácido a la entrada mayores del 40% y obteniendo concentraciones a la salida entre el 2% y 10%. Para aplicaciones más exigentes con requerimientos menores del 2%, recomiendan el uso de membranas seguido de aminas, que en el presente caso no se aplicaría. Teniendo en cuenta el factor costo inversión-beneficio del los procesos, considerando la cantidad de gas a ser tratado, es decir el caudal. Se recomienda en general los sistemas de membrana, los mismos que han demostrado ser más competitivos para corrientes de gas menores de 30 MMPCD, y con altas concentraciones de dióxido de carbono. Varios autores como Spillman y McKee en sus estudios han revisado la posición competitiva de los sistemas de membrana y llegaron a las siguientes conclusiones: 1. En sistemas muy pequeños, menores a 5 MMPCD, los sistemas de membranas son muy atractivos. Para caudales entre 1 y 2 MMPCD se recomienda el uso de unidades de membrana de una sola etapa, por su bajo capital y costos de operación. 2. En sistemas pequeños entre 5 y 30 MMPCD, los sistemas de membrana de dos etapas son utilizados para reducir la pérdida de metano. En este rango de flujo de gas, los sistemas de aminas y membranas compiten, y la elección entre las dos tecnologías dependerá de factores específicos de cada aplicación. 3. En sistemas medios a grandes, mayores de 30 MMSCFD, en general los sistemas la membrana son demasiado caros para competir con las plantas de amina. Se determina entonces que el proceso de endulzamiento más conveniente para los dos campos es el sistema de membranas de una sola etapa. 7.1.3 Esquema del proceso de tratamiento de gas El gas de los campos Cuyabeno-Sansahuari y VHR, son gases ácidos, que se encuentran los dos a condiciones similares de temperatura y presión (baja presión), y el uso que se pretende dar es el mismo. Entonces el esquema de tratamiento es similar para ambos, 90 con la diferencia que el caudal en el caso de VHR es casi la mitad de CuyabenoSansahuari. Básicamente los procesos se deben considerar para el acondicionamiento del gas son: eliminación de CO 2 , eliminación de vapor de agua, compresión, y eliminación de condensados a condiciones de operación de los motores de generación. En la figura 7.2 se muestra un diagrama de bloques de la secuencia de los diferentes procesos considerados para el procesamiento de gas. FIGURA 7.2: ESQUEMA GENERAL DEL PROCESAMIENTO DE GAS GAS ASOCIADO DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO FASE DE SEPARACIÓN H 2O Sólidos COMPRESIÓN Condensado Gas ácido a Venteo H2O +CO2 ENDULZAMIENTO DEL GAS (Membranas) GAS COMBUSTIBLE A MOTORES DE GENERACIÓN Elaboración propia La primera unidad de operación es la separación física de las distintas fases, que son: hidrocarburos líquidos, agua líquida y/o sólidos. Se usará para tal efecto un separador trifásico, de las condiciones de presión y temperatura dependerá la cantidad de líquidos a ser separados. El gas abandona el recipiente por el tope a la siguiente etapa. Los líquidos condensados de hidrocarburos, el agua y sólidos fluirán por la parte inferior del recipiente. 91 Como el sistema de captación de gas asociado es de baja presión, se requiere energía para llevar a cabo cualquier proceso de tratamiento por lo que posterior a la separación física, un proceso de compresión es requerido, y especialmente en esta aplicación donde el sistema de endulzamiento seleccionado es por membranas en donde uno de los parámetros elementales básicos de operación son presiones entre 400 y 1000 psi. En esta fase de compresión se recuperará una gran cantidad de condensados. La siguiente etapa del procesamiento es el tratamiento de endulzamiento del gas, para remover el CO 2 , para obtener una composición de gas con alrededor del 20% de CO 2 . Como ya se mencionó, se utilizará un sistema de membranas, y uno de los beneficios adicionales de este sistema es que también permite eliminar el agua contenida el agua. El gas permeado que contendrá CO 2 , agua y algún porcentaje de hidrocarburos, saldrá a baja presión, para ser quemado en los mecheros. El gas tratado, sale a una presión casi cercana a la de operación de las membranas, es decir a alta presión. Finalmente para cumplir con el requerimiento de operación de los motores de generación, de 5067 psi de presión y entre 32 y 122 ºF de temperatura, se requiere una etapa de compresión, y a estas condiciones se debe verificar que se cumpla la condición de que no existan condensados de hidrocarburos. 7.2 SIMULADOR DE PROCESOS “HYSYS” La simulación de procesos es una técnica para evaluar un proceso en base al cálculo de balance de materia y energía, donde ocurren transformaciones físicas, químicas o energéticas, mediante un software. El simulador de procesos permite calcular las propiedades físicas, químicas y termodinámicas a través de modelos matemáticos. La simulación de procesos se ha convertido en los últimos años en una herramienta fundamental para el diseño, evaluación y optimización de los procesos en la industria del petróleo y gas. Como herramienta en el diseño conceptual de la planta de tratamiento de gas se usará el software de simulación de procesos Hysys, desarrollado por Aspen Technology, Inc. Este programa presenta un entorno de simulación modular tanto para estado estacionario como para régimen dinámico. Es un simulador bidireccional, es decir, de 92 esta forma se puede calcular las condiciones de una corriente de entrada a una en operación a partir de las correspondientes a la corriente de salida sin necesidad de cálculos iterativos. 7.3 DISEÑO DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS “ CUYABENO” 7.3.1 Ingreso de la corriente de alimentación del proceso La corriente de alimentación del proceso constituye el gas asociado de petróleo que sale del separador de producción y de la bota de gas. Los parámetros de caudal, presión, temperatura y composición, se encuentran detallados en la tabla 6.9, son ingresados al simulador Hysys a través del administrador del paquete básico de simulación (Simulation Basis Manager), creando un paquete de fluido (Fluid Package). Usando la correlación de Peng Robinson se calcula las propiedades físico, químicas y termodinámicas del gas. El detalle de las mismas se encuentra en el anexo 3. Como el gas que sale de los pozos, se encuentra saturado en agua, y la composición determinada por la cromatografía es realizada en base seca, para simular con el software las condiciones reales, es necesario saturar al gas con agua, para lo cual usamos dos equipos un mezclador y un separador. Al mezclador ingresan dos corrientes el gas en base seca y el agua para saturar el gas, por lo que a la salida del mezclador se tiene la corriente “Gas Saturado” que ingresa al separador, el mismo que se va a separar el exceso de agua saturación. Cuando el gas se encuentra saturado al 100%, inicia a salir las primeras gotas de líquido a la salida del separador, en base a la variación de flujo de agua a la entrada del mezclador. Por la parte superior del mismo sale la corriente de “Gas Cuyabeno”, que corresponde al gas crudo, en condiciones a las que se encuentra a la salida del separador de producción y de la bota de gas. Esta corriente constituye la alimentación del proceso que seguirá a la primera etapa del tratamiento. El diagrama de este proceso se encuentra en la figura 7.3 93 FIGURA 7.3: SATURACIÓN DE GAS-CUYABENO Elaboración propia Se determina que el contenido de agua presente en el gas crudo es de 2475 lbs/MMPCD, es decir para el caudal de 2,252MPCD, se tiene 5573 lbs de agua (15,9 Bls); cantidad que tiene que ser removida para cumplir con el requerimiento del gas. 7.3.2 Etapa de separación física Para llevar a cabo esta etapa se usa un separador trifásico de baja presión, para separar componentes condensados de hidrocarburos, agua y sólidos presentes las condiciones de operación del separador, estos los parámetros de operación de presión y temperatura son de 49,7 psia y 52,7 ºF, respectivamente. La temperatura relativamente baja se debe a que además de la corriente de gas crudo, ingresa una corriente fría de líquidos recuperados como producto de la compresión del gas, que se explicará más adelante. 94 FIGURA 7.4: ETAPA DE SEPARACIÓN FÍSICA-CUYABENO Elaboración propia Las tres corrientes que salen del separador trifásico son: gas húmedo, condensados y agua. Por la parte inferior sale un caudal de agua de 14,97 bls/día. Por la parte intermedia son recuperados un caudal de 39 bls/día de condensados, cuyos volúmenes de la mezcla se encuentran detallados en la tabla 7.3, y en su mayoría corresponde a isopentano y normal-pentano. TABLA 7.3: VOLUMEN DE CONDENSADO-CUYABENO COMPOSICIÓN BLS/DIA % Molar CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 I-C4H N-C4H1 I-C5H12 N-C5H12 0,43 0 0,05 0,17 1,99 1,99 7,36 11,7 15,4 2,2 0 0,28 0,55 6,3 5,2 20,4 27,8 37,2 TOTAL 39,09 100 Elaboración propia Por la parte superior del separador, sale la corriente de “Gas Húmedo” con destino al siguiente proceso que es la compresión. 95 7.3.3 Compresión Debido a que la presión del gas es muy baja presión (45,7 psia), y la presión de operación requerida para el tratamiento con membranas es de 400 psia, la compresión se realiza en dos etapas. Cada etapa está conformada por un compresor, un aeroenfriador, un separador y una válvula Joule-Thomson. Los líquidos recuperados después de cada etapa de compresión en el separador, mediante una operación de reciclo son llevados al separador aguas arriba, después de que la presión ha sido reducida. 7.3.3.1 Compresor-primera etapa Para los rangos de caudal y presión requeridos, se puede usar tanto compresores reciprocantes o centrífugos, pero debido a que los compresores reciprocantes presentan mayor flexibilidad a variaciones de caudal y teniendo en cuenta la variación de caudal de gas asociado (declinante) con el tiempo, se optó por la selección de compresores reciprocantes. Para realizar la simulación y ajustar los parámetros con datos de compresores comerciales, se usó los catálogos de compresores Ajax, usando un modelo que trabaja con los parámetros similares a los requeridos dentro del rango. En las tablas 7.4 y 7.5 se muestran en detalle los datos de las especificaciones del compresor (asumidos) y los parámetros de operación, resultantes de la simulación. TABLA 7.4: ESPECIFICACIONES DEL COMPRESOR RECIPROCANTECUYABENO NÚMERO DE CILINDROS 2 TIPO DE CILINDRO DOBLE ACCIÓN DIÁMETRO DEL CILINDRO [pies] 1,083 STROKE[pies] 0,917 DIÁMETRO DE LA VARILLA DEL PISTÓN [pies] 0,21 Elaboración propia 96 TABLA 7.5: CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL COMPRESOR 1ERA-ETAPACUYABENO POTENCIA[HP] EFICIENCA ADIABÀTICA [%] EFICIENCA POLITROPICA [%] HEAD [PIES ] CAPACIDAD [ACFM ] VELOCIDAD [ RPM ] PRESIÓN [psia ] TEMPERATURA[ºF ] CAUDAL[PC/día ] PESO MOLECULAR ENTALPIA [BTU/lb ] ENTROPIA[BTU/lb-F ] VISCOSIDAD [cp ] Cp/Cv 167,6 75 76,7 19280 566,3 232,5 CONDICIONES ENTRADA CONDICIONES SALIDA 45,7 130 52,53 159,3 815799 338166 44,06 44,06 -2254 -2221 0,9053 0,9189 0,01037 0,0128 1,190 1,185 Elaboración propia 7.3.3.2 Aeroenfriador-primera etapa Como equipo de enfriamiento del gas que sale de la primera etapa de compresión, se consideró el uso de un aeroenfriador, para no depender de agua tratada para este efecto. La corriente “1 “que sale de la primera etapa de compresión, ingresa al aeroenfriador a159,3 ºF y sale a una temperatura de 95 ºF, que fue asumida para el dimensionamiento del mismo, también se asume una caída de presión de 5 psi, por el equipo. Los datos resultados de la simulación se detallan en la tabla 7.6. TABLA 7.6: PARAMETROS DEL AEROENFRIADOR INTER-ETAPAS-CUYABENO CALOR PERDIDO[BTU/hr] -383400 UA[BTU/ᵒF-hr] -1627 DMLT [ᵒF] 24 Factor de corrección Ft 0,98 Temperatura de entrada [ᵒF] 159,3 Temperatura de salida [ᵒF] 95 Temperatura de entrada del aire [ᵒF] 90 Temperatura de salida del aire [ᵒF] 92 Elaboración propia La corriente de salida del aeroenfriador, antes de ingresar al separador para recuperar los líquidos generados como producto de la primera etapa de compresión, se mezcla con 97 una corriente de reciclo, de que proviene del separador de la segunda etapa de compresión mediante una válvula Joule-Thomson. 7.3.3.3 Separador inter-etapa La corriente “gas+condensado” que sale del mezclador, ingresa al separador inter-etapa, para la recuperar los líquidos condensados como producto del enfriamiento, más los líquidos provenientes del reciclo. Las condiciones de operación del equipo son de 81,4ºF de temperatura y 122 psia de presión. Por la parte superior sale la corriente “3” a la segunda etapa de compresión y por la parte inferior, salen los líquidos (agua+hidrocarburos), hacia un el primer reciclo, a través de una válvula JouleThomson, hacia el separador de trifásico de entrada. El diagrama con los equipos y las corrientes de proceso de la primera etapa de compresión se encuentra en la figura 7.5 FIGURA 7.5: PRIMERA ETAPA DE COMPRESIÓN-CUYABENO Elaboración propia 7.3.3.4 Compresor-segunda etapa La corriente “3” que de la primera etapa de compresión, ingresa en la segunda etapa de compresión, el gas es comprimido y sale del compresor, la corriente “4” a 420 psia y a 222,5 ºF. En la tabla 7.7 se muestran los parámetros de operación de la segunda etapa de compresión, resultado de la simulación. 98 TABLA 7.7: PARÁMETROS DE OPERACIÓN DEL COMPRESOR-2DA ETAPACUYABENO POTENCIA[HP] EFICIENCA ADIABÀTICA [%] EFICIENCA POLITROPICA [%] HEAD [PIES ] CAPACIDAD [ACFM ] VELOCIDAD [ RPM ] PRESIÓN [psia ] TEMPERATURA[ºF ] CAUDAL[PC/día ] PESO MOLECULAR ENTALPIA [BTU/lb ] ENTROPIA[BTU/lb-F ] VISCOSIDAD [cp ] Cp/Cv 211 75 77,2 23780 225,6 99,2 CONDICIONES ENTRADA CONDICIONES SALIDA 122 420 81,4 222,5 324916 112629 42,73 42,73 -2343 -2302 0,9057 0,9209 0,01141 0,01539 1,227 1,254 Elaboración propia 7.3.3.5 Intercambiador de calor La corriente “5” que sale de la segunda etapa de compresión, antes de ingresar al enfriamiento en el aeroenfriador, es enfriada previamente en un intercambiador de calor. Este intercambiador de calor de “casco y tubos”, es usado, debido a que el gas, antes de que ingrese al sistema de membranas tiene que estar a una temperatura de operación de 122ºF, y al salir del separador donde se recupera los condensados, tiene una temperatura de 95ºF. Entonces se usa este intercambiador para calentar este gas frío que va por “carcasa”, aprovechando la corriente caliente que sale de la compresión, que va por “tubos”, y a su vez enfriar a la misma. Los resultados de la simulación del se detallan en la tabla 7.8 TABLA 7.8: PARÁMETROS DEL INTERCAMBIADOR DE CASCO Y TUBOSCUYABENO CALOR INTERCAMBIADO[BTU/hr] 91420 U[BTU/hr.pie2.ºF] 1,33 AREA DE TRANFERENCIA[pie2] 649,3 UA[BTU/ᵒF-hr] 864 T entrada (hot) [ᵒF] 222,8 T salida (hot) [ᵒF] 205,7 T entrada (cool) [ᵒF] 94,77 T salida (cool) [ᵒF] 122 99 DMLT [ᵒF] 106 TIPO (TEMA) AEL CORASA DIÁMETRO [pulg] 29,1 Nº TUBOS 160 Nº PASOS 1 ARREGLO, PITCH [pulg] Δ, 1,9 ESPACIO ENTRE BAFFLES [pulg] 31,5 CAÍDA DE PRESIÓN [psia] 4 TUBOS OD [pulg] 0,787 ID [pulg] 0,63 e [pulg] 0,079 LONGITUD [pies] 19,6 CAÍDA DE PRESIÓN [psia] 2 Elaboración propia 7.3.3.6 Aeroenfriador-segunda etapa Una vez que sale la corriente “6” del intercambiador de calor, pre-enfriada a una temperatura de 205,7 ºF y a una presión de 418 psia, ingresa a un aeroenfriador. Los datos resultados de la simulación se detallan en la tabla 7.9. TABLA 7.9: PARAMETROS DEL AEROENFRIADOR INTER-ETAPAS CALOR PERDIDO[BTU/hr] -1045000 UA[BTU/ᵒF-hr] -31770 DMLT [ᵒF] 34,28 Factor de corrección Ft 0,96 Temperatura de entrada [ᵒF] 205,7 Temperatura de salida [ᵒF] 95 Temperatura de entrada del aire [ᵒF] 90 Temperatura de salida del aire [ᵒF] 94,2 Elaboración propia 7.3.3.7 Separador segunda etapa La corriente “9” que sale del aeroenfriador, ingresa un separador, que constituye el separador de entrada al “skid de membranas”. En este separador se recupera los líquidos condensados como producto del enfriamiento del gas, en el intercambiador de calor y en 100 el aeroenfriador, Las condiciones de operación del equipo son de 94,8 ºF de temperatura y 413 psia de presión. Por la parte superior sale la corriente “7” que ingresa al intercambiador, el mismo que incrementa la temperatura de 94,8ºF a 122ºF, hecho que ya fue mencionado anteriormente. Por la parte inferior, salen los líquidos (agua con hidrocarburos), hacia un segundo reciclo, a través de una válvula Joule-Thomson, hacia el mezclador que se encuentra antes del separador inter-etapas. La corriente de gas “13” que sale del intercambiador de calor, está en condiciones de operación de las membranas con una presión de 409 psia y a 122 ºF. El diagrama con los equipos y las corrientes de proceso de la segunda etapa de compresión se encuentra en la figura 7.6 FIGURA 7.6: SEGUNDA ETAPA DE COMPRESIÓN Elaboración propia 7.3.4 Sistema de Separación por Membranas Tomando en cuenta el caudal de gas a manejar (˂ 5MMPCD), se selecciona un sistema de membranas de una sola etapa. La secuencia típica del proceso en un sistema de membranas, luego de la compresión sería: separación de entrada, filtración, calentamiento y finalmente la separación CO 2 /CH 4 en el skid de membranas. Para la presente aplicación, luego de la separación de entrada, se realiza el calentamiento, que ya fue mencionado, mediante un intercambiador de calor. La corriente “13”, posteriormente pasaría por un tren de filtros: filtro coalescedor, filtro de 101 carbón activado y filtro de partículas. Este paso por los filtros-separadores es muy importante para evitar que las películas de las membranas sufran algún daño por la presencia de partículas o líquidos en la corriente. En el caso del simulador de procesos, se representa este paso con los separadores V-101 y V-102. La corriente “16” que sale del segundo separador (V-102), constituye la corriente de alimentación a las membranas, la misma que se encuentra a condiciones de operación de presión y temperatura, a 409 psia, y a 122 ºF respectivamente. 7.3.4.1 Diseño del proceso de membranas Los tres factores que determinan el desempeño de un sistema de separación de gas con membranas, se muestran en la figura 7.7. El modelo considera la separación de dos gases: i y j, que en el presente caso sería el CO 2 y el CH 4, respectivamente. FIGURA 7.7: PARÁMETROS DE UN SISTEMA DE SEPARACIÓN CON MEMBRANAS ALIMENTACIÓN GAS TRATADO Presión: po Composición: nio, njo Selectividad de la Membrana: α = Pi Pj Stage Cut: θ= PERMEATO Flujo de Permeato Flujo de aΙimentación Relación de Presión: Presión: pl Composición: nil, njl donde: p o : presión de alimentación (psia) n io : composición molar de la alimentación (CO 2 ) n jo : composición molar de la alimentación (CH 4 ) ϕ = p0 pl 102 p l : presión del permeato n il : composición molar del permeato (CO 2 ) n jl :composición molar del permeato (CH 4 ) P i :Permeabilidad componente i (CO 2 ) [Barrer] P j : Permeabilidad componente j (CH 4 ) [Barrer] Con la ecuación 7.1 se puede calcular la composición de CO 2 (n il ), que se tendría en el permeato: 𝝋 𝟏 𝟏 𝟏 𝟏 𝟐 𝟒𝜶𝒏 𝒊𝟎 𝒏𝒊𝒍 = �𝒏𝒊𝟎 + + − ��𝒏𝒊𝟎 + + � − (𝜶−𝟏)𝝋 �Ecuación 7.1 𝟐 𝝋 𝜶−𝟏 𝝋 𝜶−𝟏 Datos asumidos: -Presión de alimentación, p o =409 (psia) -Presión del permeato, p l =5 (psia) -Concentración de CO 2 en la alimentación, n io =0,5312 (fracción) -Selectividad α=20, para acetato de celulosa en la separación CO 2 /CH 4 el rango es de 15 a 20 Con estos datos calculamos la relación de presiones, φ: 𝝋= 𝟒𝟎𝟗 𝒑𝒔𝒊𝒂 = 𝟖𝟏, 𝟖 𝟓 𝒑𝒔𝒊𝒂 La concentración de CO 2 en el permeato sería: 81,8 1 1 1 1 2 4(20)(0,5312) � � nil = �0,5312+ + - �0,5312+ + � (20-1)81,8 2 81,8 20-1 81,8 20-1 𝒏𝒊𝒍 = 𝟎, 𝟗𝟓𝟔 De acuerdo al modelo, esta concentración sería para un stage cut θ que se aproxime a cero, es decir para una corriente de permeato mínima, de tal manera que la 103 concentración de CO 2 en el gas tratado va a ser similar a la de la alimentación. Este concepto está relacionado con la eficiencia de separación, a medida que se incrementa el stage cut, se incrementa la eficiencia de separación, incrementando el área relativa de la membrana. Tomando en cuenta estas consideraciones, se realizó el balance molar y másico de separación de gas en las membranas, considerando valores de: stage cutθ, porcentaje de pérdida de hidrocarburos, y de eficiencia de separación de agua, usando rendimientos típicos en aplicaciones similares, en procesos reales. El detalle del balance se muestra en el anexo 4, mientras que en las tablas 7.10, y 7.11, se muestran el resultado del balance, el mismo que contiene las composiciones, flujos molares y másicos de: alimentación, permeato y gas tratado. Con los resultados del balance, se calcula el Split (partición), que servirá para ingresar al simulador HYSYS, las proporciones de los diferentes componentes en función de stage cut θ considerado, para que simule el proceso de separación con membranas. TABLA 7.10: BALANCE MOLAR-CUYABENO Alimentación Fracción Flujo Molar Composición Molar (lbmol/h) H2O %molar CO 2 %molar N 2 %molar CH 4 %molar C 2 H 6 %molar C 3 H 8 %molar iC4H 10 %molar nC 4 H 10 %molar iC 5 H 12 %molar nC 5 H 12 %molar TOTAL Permeato Fracción Flujo Molar Molar (lbmol/h) Gas Tratado Fracción Flujo Molar Molar (lbmol/h) 0,0026 0,60 0,0047 0,59 0,0001 0,01 0,5312 122,05 0,8267 104,47 0,1700 17,58 0,0210 4,83 0,0302 3,81 0,0098 1,01 0,1779 40,87 0,0809 10,22 0,2965 30,66 0,0504 11,58 0,0183 2,32 0,0896 9,26 0,1229 28,24 0,0335 4,24 0,2321 24,00 0,0254 5,84 0,0018 0,23 0,0542 5,60 0,0523 12,02 0,0038 0,48 0,1116 11,54 0,0098 2,25 0,0000 0,00 0,0218 2,25 0,0065 1,49 0,0000 0,00 0,0144 1,49 1,00 229,76 1,00 126,36 1,00 103,40 Elaboración propia 104 TABLA 7.11: BALANCE DE MASA-CUYABENO Composición Alimentación Flujo Fracción Másico Peso lb/h Permeato Flujo Fracción Másico Peso lb/h Gas Tratado Flujo Fracción Másico Peso lb/h Split H2O %molar 0,0012 10,76 0,0021 10,65 0,0000 0,11 0,0100 CO 2 %molar 0,5920 5371,40 0,8881 4597,85 0,1985 773,55 0,1440 N 2 %molar 0,0149 135,20 0,0206 106,81 0,0073 28,39 0,2100 CH 4 %molar 0,0723 655,63 0,0317 163,91 0,1262 491,72 0,7500 C 2 H 6 %molar 0,0384 348,21 0,0135 69,64 0,0715 278,57 0,8000 C 3 H 8 %molar 0,1372 1245,00 0,0361 186,75 0,2716 1058,25 0,8500 iC4H 10 %molar 0,0374 339,19 0,0026 13,57 0,0836 325,62 0,9600 nC 4 H 10 %molar 0,0770 698,40 0,0054 27,94 0,1720 670,47 0,9600 iC 5 H 12 %molar 0,0179 162,46 0,0000 0,00 0,0417 162,46 1,000 nC 5 H 12 %molar 0,0119 107,75 0,0000 0,00 0,0277 107,75 1,000 1,00 9074,00 1,00 5177,11 1,00 3896,89 TOTAL Elaboración propia La simulación con HYSYS de la membrana, se lo hace mediante un Splitter. Los parámetros ingresados en este equipo son los de la corriente de alimentación, añadiendo los datos de operación de presión, temperatura y los datos del Split calculados en el balance molar y másico. La corriente de permeato, corresponde el gas ácido con alto contenidos de CO 2 y con un 14% de hidrocarburos (pérdida), respecto a la alimentación, se encuentra a baja presión, será enviado directamente a ser quemado en las antorchas. Los parámetros se indican en la figura 6.8. 7.3.4.2 Aeroenfriador La corriente de gas tratado, sale a una presión de 405 psia, y a una temperatura de 122ºF, tiene un gran contenido de C 2 +, por lo que antes de ingresar a un separador, es enfriada con un aeroenfriador, para evitar problemas de condensación aguas abajo en el proceso de compresión. Los datos resultados de la simulación se detallan en la tabla 7.12 105 TABLA 7.12: PARAMETROS DEL AEROENFRIADOR-CUYABENO CALOR PERDIDO[BTU/hr] -133000 UA[BTU/ᵒF-hr] -9394 DMLT [ᵒF] 14,37 Factor de corrección Ft 0,99 Temperatura de entrada [ᵒF] 122 Temperatura de salida [ᵒF] 95 Temperatura de entrada del aire [ᵒF] 90 Temperatura de salida del aire [ᵒF] 90,6 Elaboración propia 7.3.4.3 Separador La corriente “11” que sale del aeroenfriador, ingresa un separador, en cual se recupera los líquidos condensados como producto del enfriamiento del gas, en el aeroenfriador. Las condiciones de operación del equipo son de 95 ºF de temperatura y 402 psia de presión. Los condensados se recuperan por la parte inferior del separador y son enviados a estabilización. Mientras que por la parte superior sale la corriente “Gas Combustible”, que constituirá el combustible tratado para usar en generación previo al paso de compresión de alta presión. Las características del gas se detallan en la tabla 7.13 TABLA 7.13: PARÁMETROS DEL GAS COMBUSTIBLE TRATADO PARÁMETRO GAS COMBUSTIBLE CAUDAL[MMPCD] PRESIÓN [PSI] TEMPERATURA [ᵒF ] CONTENIDO DE H 2 O COMPOSICIÓN CO 2 N2 CH 4 C2H6 C3H8 Ic4H 10 Nc 4 H 10 Ic 5 H 12 Nc 5 H 12 TOTAL 0,662 402 95 0 % Molar 21,25 1,35 39,27 9,95 18,85 3,04 5,31 0,62 0,34 100 Elaboración propia 106 El diagrama con los equipos y las corrientes de proceso de todo el sistema de separación de CO 2 con membranas se encuentra en la figura 7.8 FIGURA 7.8: SEPARACIÓN DE CO 2 CON MEMBRANAS-CUYABENO Elaboración propia 7.3.5 Sistema de compresión de combustible gaseoso a alta presión Las especificaciones del gas combustible para el funcionamiento de los motores de generación Wärtsilä, están referidos a condiciones de operación de estos motores, que son: 350 Bar (5076 psia) y de 50ºC (122ºF). Es necesario entonces, realizar la simulación del sistema de compresión del combustible gaseoso a alta presión, para verificar que el combustible se encuentre dentro de este requerimiento, tomando en cuenta que los parámetros más relevantes son el poder calorífico requerido (> 30 MJ/m3), y que no exista la presencia de condensados, a estas condiciones . El sistema de compresión es parte del paquete de generación Wärtsilä, y consta básicamente de un motor eléctrico acoplado directamente a las tres etapas de los compresores reciprocantes, además posee de sistemas de enfriamiento, filtrado, lubricación, y otros equipos auxiliares. Para realizar la simulación de este proceso, se usó los parámetros de operación de compresores reciprocantes Wärtsilä que trabajan en operaciones similares a esta 107 aplicación. En la tabla 7.14 se muestran en detalle los datos de los parámetros de operación, resultantes de la simulación. TABLA 7.14: PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE COMPRESION A ALTA PRESIÓN-CUYABENO POTENCIA[HP] EFICIENCA ADIABÀTICA [%] EFICIENCA POLITROPICA [%] HEAD [PIES ] CAPACIDAD [ACFM ] VELOCIDAD [ RPM ] PRESIÓN [psia ] TEMPERATURA[ºF ] CAUDAL[PC/día ] Cp/Cv PRESIÓN [psia ] TEMPERATURA[ºF ] CAUDAL[PC/día ] Cp/Cv 1ERA ETAPA 2DA ETAPA 36,89 36,31 75 75 77,14 76,49 22930 22570 14,74 6,15 4,27 1,67 CONDICIONES ENTRADA 402 1098 95 212 21230 8849 1,389 1,487 CONDICIONES SALIDA 1100 2550 229,8 331,1 9332 4864 1,434 1,423 3ERA ETAPA 29,47 75 75,96 18320 2,38 0,61 2548 212 3424 1,725 5080 291,3 2583 1,451 Elaboración propia Para el sistema de enfriamiento de estos compresores se utiliza un circuito cerrado de agua tratada, el mismo que circula por los enfriadores (coolers) inter-etapas, que permiten mantener al gas combustible dentro de los rangos de temperatura requeridos por los compresores. El agua es enfriada por moto-ventiladores que se activan automáticamente. Los datos resultados de la simulación se detallan en la tabla 7.15. TABLA 7.15: PARAMETROS DE OPERACIÓN DE LOS COOLERS INTER-ETAPAS - CUYABENO 1ERA ETAPA CALOR PERDIDO[BTU/hr] ΔT [ᵒF] Temperatura de entrada [ᵒF] Temperatura de salida [ᵒF] -23450 -17,8 229,8 212 2DA ETAPA 3ERA ETAPA 182800 -119,1 331,1 212 249800 -169,3 291,3 122 Elaboración propia 108 Las corrientes de salida de los coolers, pasan por un scrubber, que se encuentran por seguridad, en caso de que exista la presencia de líquidos (condensados) sean separados por estos equipos. FIGURA 7.9: PROCESO DE COMPRESIÓN A ALTA PRESION-CUYABENO Elaboración propia Con el proceso de compresión a alta presión, representado en la figura 7.9, se termina la simulación del tratamiento y compresión de gas, que se usará como combustible en los motores de generación. Los parámetros del gas resultante se resumen en la tabla 7.16. El poder calorífico del gas es de 1241,8 BTU/scf (46,3 MJ/Nm3), es mucho mayor al mínimo requerido por estos motores de generación, que es 30 MJ/Nm3, lo que garantizará un buen desempeño de los generadores. Además se cumple el requerimiento de que a la condición de presión y temperatura de 5060 psia (350 Bar)y 122ºF (50ºC), respectivamente, no exista presencia de condensados. 109 TABLA 7.16: PARÁMETROS DEL GAS COMBUSTIBLE A CONDICIONES DE ENTRADA A LOS MOTORES DE GENERACIÓN PARÁMETRO GAS COMBUSTIBLE CAUDAL[MMPCD] PRESIÓN [PSI] TEMPERATURA [ᵒF ] CONTENIDO DE H 2 O PODER CALORÍFICO [BTU/scf ] COMPOSICIÓN CO 2 N2 CH 4 C2H6 C3H8 Ic4H 10 Nc 4 H 10 Ic 5 H 12 Nc 5 H 12 TOTAL 0,662 5060 122 0 1241,8 % Molar 21,25 1,35 39,27 9,95 18,85 3,04 5,31 0,62 0,34 100 Elaboración propia 7.4 DISEÑO DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS “ VHR” 7.4.1 Ingreso de la corriente de alimentación del proceso La corriente de alimentación del proceso constituye el gas asociado de petróleo que sale del separador de producción y de la bota de gas. Los parámetros de caudal, presión, temperatura y composición, se encuentran detallados en la tabla 5.7, son ingresados al simulador Hysys. Usando la correlación de Peng Robinson se calcula las propiedades físico, químicas y termodinámicas del gas. El detalle de las mismas se encuentra en el anexo 4. De manera semejante al procedimiento realizado con el gas de Cuyabeno, primeramente hay que saturar al gas con agua, para simular con el software las condiciones reales, para lo cual usamos dos equipos un mezclador y un separador. Al mezclador ingresan dos corrientes el gas en base seca y el agua para saturar el gas, por lo que a la salida del mezclador se tiene la corriente “Gas Saturado” que ingresa al separador, el mismo que se va a separar el exceso de agua saturación. Cuando el gas se encuentra saturado al 110 100%, inicia a salir las primeras gotas de líquido a la salida del separador, en base a la variación de flujo de agua a la entrada del mezclador. Por la parte superior del mismo sale la corriente de “Gas VHR”, que corresponde al gas crudo, en condiciones a las que se encuentra a la salida del separador de producción y de la bota de gas.. El diagrama de este proceso se encuentra en la figura 7.10 FIGURA 7.10: SATURACIÓN DE GAS - VHR Elaboración propia Se determina que el contenido de agua presente en el gas crudo es de 2124 lbs/MMPCD, es decir para el caudal de 1,154 MPCD, se tiene 2452 lbs de agua (7,01Bls); cantidad que tiene que ser removida para cumplir con el requerimiento del gas. 7.4.2 Etapa de separación física Se usa un separador trifásico de baja presión, para separar condensado de hidrocarburos, agua y sólidos presentes a las condiciones de presión y temperatura de 41,6 psia y 41,7 ºF, respectivamente. La temperatura relativamente baja se debe a que además de la corriente de gas crudo, ingresa una corriente fría de líquidos recuperados como producto de la compresión del gas. 111 FIGURA 7.11: ETAPA DE SEPARACIÓN FÍSICA, GAS DE VHR Elaboración propia Las tres corrientes que salen del separador trifásico son: gas húmedo, condensados y agua. Por la parte inferior sale un caudal de agua de 6,6 bls/día. Por la parte intermedia son recuperados un caudal de 33,5 bls/día de condensados, cuyos volúmenes de la mezcla se encuentran detallados en la tabla 7.17, y en su mayoría corresponde a isopentano y normal-pentano. TABLA 7.17: VOLUMEN DE CONDENSADO DE VHR COMPOSICIÓN BLS/DIA % Molar CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 I-C4H10 N-C4H10 I-C5H12 N-C5H12 0,24 0 0,06 0,22 2,43 2,31 8,85 9,55 10,09 1,4 0 0,37 0,82 8,77 7,04 27,91 25,93 27,67 TOTAL 33,7 100 Elaboración propia Por la parte superior del separador, sale la corriente de “Gas Húmedo” con destino al siguiente proceso que es la compresión. 112 7.4.3 Compresión Debido a que la presión del gas es muy baja presión (40,7 psia), y la presión de operación requerida para el tratamiento con membranas es de 400 psia, la compresión se realiza en dos etapas. Cada etapa está conformada por un compresor, un aeroenfriador, un separador y una válvula Joule-Thomson. Los líquidos recuperados después de cada etapa de compresión en el separador, mediante una operación de reciclo son llevados al separador aguas arriba, una vez que la presión ha sido reducida. 7.4.3.1 Compresor-primera etapa Para realizar la simulación y ajustar los parámetros con datos de compresores reciprocantes comerciales, se usó los catálogos de compresores Ajax, usando un modelo que trabaja con los parámetros similares a los requeridos dentro del rango, las especificaciones del compresor son las mismas de los compresores usados para el gas de Cuyabeno (tabla 7.4). En la tabla 7.18 se muestran en detalle de los parámetros de operación, resultantes de la simulación. TABLA 7.18: CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL COMPRESOR 1ERA-ETAPA (VHR) POTENCIA[HP] EFICIENCA ADIABÀTICA [%] EFICIENCA POLITROPICA [%] HEAD [PIES ] CAPACIDAD [ACFM ] VELOCIDAD [ RPM ] PRESIÓN [psia ] TEMPERATURA[ºF ] CAUDAL[PC/día ] PESO MOLECULAR ENTALPIA [BTU/lb ] ENTROPIA[BTU/lb-F ] VISCOSIDAD [cp ] Cp/Cv 95,4 75 76,9 22410 323,8 140 CONDICIONES ENTRADA CONDICIONES SALIDA 40,7 130 41,4 157 466326 174907 41,54 41,54 -1901 -1863 0,9636 0,9795 0,009821 0,0124 1,187 1,181 Elaboración propia 7.4.3.2 Aeroenfriador-primera etapa Como equipo de enfriamiento del gas que sale de la primera etapa de compresión, se consideró el uso de un aeroenfriador, para no depender de agua tratada para este efecto. 113 La corriente “1 “que sale de la primera etapa de compresión, ingresa al aeroenfriador a159,3 ºF y sale a una temperatura de 95 ºF, que fue asumida para el dimensionamiento del mismo, también se asume una caída de presión de 5 psi, por el equipo. Los datos resultados de la simulación se detallan en la tabla 7.19. TABLA 7.19: PARÁMETROS DEL AEROENFRIADOR INTER-ETAPAS CALOR PERDIDO[BTU/hr] -157500 UA[BTU/ᵒF-hr] -6698 DMLT [ᵒF] 23,7 Factor de corrección Ft 0,9923 Temperatura de entrada [ᵒF] 157 Temperatura de salida [ᵒF] 95 Temperatura de entrada del aire [ᵒF] 90 Temperatura de salida del aire [ᵒF] 90,71 Elaboración propia La corriente de salida del aeroenfriador, antes de ingresar al separador para recuperar los líquidos generados como producto de la primera etapa de compresión, se mezcla con una corriente de reciclo, de que proviene del separador de la segunda etapa de compresión mediante una válvula Joule-Thomson. 7.4.3.3 Separador inter-etapa La corriente “gas+condensado” que sale del mezclador, ingresa al separador interetapas, para la recuperar los líquidos condensados como producto del enfriamiento, más los líquidos provenientes del reciclo. Las condiciones de operación del equipo son de 78,65 ºF de temperatura y 122 psia de presión. Por la parte superior sale la corriente “3” a la segunda etapa de compresión y por la parte inferior, salen los líquidos (agua+hidrocarburos), hacia un el primer reciclo, a través de una válvula JouleThomson, hacia el separador de trifásico de entrada. El diagrama con los equipos y las corrientes de proceso de la primera etapa de compresión se encuentra en la figura 7.12 114 FIGURA 7.12: PRIMERA ETAPA DE COMPRESIÓN, GAS VHR Elaboración propia 7.4.3.4 Compresor-segunda etapa La corriente “3” que de la primera etapa de compresión, ingresa en la segunda etapa de compresión, el gas es comprimido y sale del compresor, la corriente “5” a 420 psia y a 215 ºF. En la tabla 7.20 se muestran los parámetros de operación de la segunda etapa de compresión, resultado de la simulación. TABLA 7.20: PARÁMETROS DE OPERACIÓN DEL COMPRESOR-2DA ETAPA(VHR) POTENCIA[HP] EFICIENCA ADIABÀTICA [%] EFICIENCA POLITROPICA [%] HEAD [PIES ] CAPACIDAD [ACFM ] VELOCIDAD [ RPM ] PRESIÓN [psia ] TEMPERATURA[ºF ] CAUDAL[PC/día ] PESO MOLECULAR ENTALPIA [BTU/lb ] ENTROPIA[BTU/lb-F ] VISCOSIDAD [cp ] Cp/Cv 112,9 75 77,2 24630 121,6 53,64 CONDICIONES ENTRADA CONDICIONES SALIDA 122 420 78,65 215 175132 59800 40,59 40,59 -1936 -1893 0,9565 0,9724 0,01087 0,01459 1,221 1,253 Elaboración propia 115 7.4.3.5 Intercambiador de calor La corriente “5” que sale de la segunda etapa de compresión, antes de ingresar al enfriamiento en el aeroenfriador, es enfriada previamente en un intercambiador de calor. Este intercambiador de calor de “casco y tubos”, es usado, debido a que el gas, antes de que ingrese al sistema de membranas tiene que estar a una temperatura de operación de 122ºF, y al salir del separador donde se recupera los condensados, tiene una temperatura de 94,8 ºF. Entonces se usa este intercambiador para calentar este gas frío que va por “carcasa”, aprovechando la corriente caliente que sale de la compresión, que va por “tubos”, y a su vez enfriar a la misma. Los resultados de la simulación del se detallan en la tabla 7.21 TABLA 7.21: PARMETROS DEL INTERCAMBIADOR DE CASCO Y TUBOS (VHR) CALOR INTERCAMBIADO[BTU/hr] 47010 U[BTU/hr.pie2.ºF] 0,7328 AREA DE TRANFERENCIA[pie2] 649,5 UA[BTU/ᵒF-hr] 476 T entrada (hot) [ᵒF] 215 T salida (hot) [ᵒF] 199,5 T entrada (cool) [ᵒF] 94,78 T salida (cool) [ᵒF] 122 DMLT [ᵒF] 98,79 TIPO (TEMA) AEL CORASA DIÁMETRO [pulg] 29,1 Nº TUBOS 160 Nº PASOS 1 ARREGLO, PITCH [pulg] Δ, 1,9 ESPACIO ENTRE BAFFLES [pulg] 31,5 CAÍDA DE PRESIÓN [psia] 4 TUBOS OD [pulg] 0,787 ID [pulg] 0,63 e [pulg] 0,079 LONGITUD [pies] 19,6 CAÍDA DE PRESIÓN [psia] 2 Elaboración propia 116 7.4.3.6 Aeroenfriador-segunda etapa Una vez que sale la corriente “6” del intercambiador de calor, pre-enfriada a una temperatura de 199,5 ºF y a una presión de 418 psia, ingresa a un aeroenfriador. Los datos resultados de la simulación se detallan en la tabla 7.22. TABLA 7.22: PARAMETROS DEL AEROENFRIADOR INTER-ETAPAS, VHR CALOR PERDIDO[BTU/hr] -600700 UA[BTU/ᵒF-hr] -18460 DMLT [ᵒF] 33,31 Factor de corrección Ft 0,9767 Temperatura de entrada [ᵒF] 199,5 Temperatura de salida [ᵒF] 95 Temperatura de entrada del aire [ᵒF] 90 Temperatura de salida del aire [ᵒF] 92,45 Elaboración propia 7.4.3.7 Separador segunda etapa La corriente “9” que sale del aeroenfriador, ingresa a un separador, que constituye el separador de entrada al “skid de membranas”. En este separador se recupera los líquidos condensados como producto del enfriamiento del gas, en el intercambiador de calor y en el aeroenfriador, Las condiciones de operación del equipo son de 94,13 ºF de temperatura y 413 psia de presión. Por la parte superior sale la corriente “7” que ingresa al intercambiador, el mismo que incrementa la temperatura de 94,13ºF a 122ºF, hecho que ya fue mencionado anteriormente. Por la parte inferior, salen los líquidos (agua con hidrocarburos), hacia un segundo reciclo, a través de una válvula Joule-Thomson, hacia el mezclador que se encuentra antes del separador inter-etapas. La corriente de gas “13” que sale del intercambiador de calor, está en condiciones de operación de las membranas con una presión de 409 psia y a 122 ºF. El diagrama con los equipos y las corrientes de proceso de la segunda etapa de compresión se encuentra en la figura 7.13 117 FIGURA 7.13: SEGUNDA ETAPA DE COMPRESIÓN,VHR Elaboración propia 7.4.4 Sistema de Separación por Membranas De forma similar que para el diseño de Cuyabeno, tomando en cuenta el caudal de gas a manejar (˂ 5MMPCD), se selecciona un sistema de membranas de una sola etapa. Para la presente aplicación, luego de la separación de entrada, se realiza el calentamiento, que ya fue mencionado, mediante un intercambiador de calor. La corriente “13”, posteriormente pasaría por un tren de filtros: filtro coalescedor, filtro de carbón activado y filtro de partículas. En el caso del simulador de procesos, se representa este paso con los separadores V-101 y V-102. La corriente “16” que sale del segundo separador (V-102), constituye la corriente de alimentación a las membranas, la misma que se encuentra a condiciones de operación de presión y temperatura, a 409 psia, y a 122 ºF respectivamente. 7.4.4.1 Diseño del proceso de membranas Aplicando la teoría para separación de gas con membranas, que se aplicó para el diseño de Cuyabeno, descrita en la figura 7.7, y con la aplicación de la ecuación 7.1. Se realiza el mismo procedimiento de cálculo: Datos asumidos: -Presión de alimentación, p o =409 (psia) -Presión del permeato, p l =5 (psia) 118 -Concentración de CO 2 en la alimentación, n io =0,357 (fracción) -Selectividad α=15, para acetato de celulosa en la separaci ón CO 2 /CH 4 el rango es de 15 a 20 Con estos datos calculamos la relación de presiones, φ: 𝝋= 𝟒𝟎𝟗 𝒑𝒔𝒊𝒂 = 𝟖𝟏, 𝟖 𝟓 𝒑𝒔𝒊𝒂 La concentración de CO 2 en el permeato sería: 81,8 1 1 1 1 2 4(20)(0,357) � � nil = �0,357+ + - �0,357+ + � (20-1)81,8 2 81,8 20-1 81,8 20-1 𝒏𝒊𝒍 = 𝟎, 𝟗𝟏𝟓 Esta concentración sería para un stage cutθ que se aproxime a cero, es decir para una corriente de permeato mínima, de tal manera que la concentración de CO 2 en el gas tratado va a ser similar a la de la alimentación. Este concepto está relacionado con la eficiencia de separación, a medida que se incrementa el stage cut, se incrementa la eficiencia de separación, incrementando el área relativa de la membrana. Tomando en cuenta estas consideraciones, se realizó el balance molar y másico de separación de gas en las membranas, considerando valores de: stage cutθ, porcentaje de pérdida de hidrocarburos, y de eficiencia de separación de agua, usando rendimientos típicos en aplicaciones similares, en procesos reales. El detalle del balance se muestra en el anexo 4, mientras que en las tablas 7.23, y 7.24, se muestran el resultado del balance, el mismo que contiene las composiciones, flujos molares y másicos de: alimentación, permeato y gas tratado. Con los resultados del balance, se calcula el Split (partición), que servirá para ingresar al simulador HYSYS, las proporciones de los diferentes componentes en función de stage cut θ conside proceso de separación con membranas. rado, para que simule el 119 TABLA 7.23: BALANCE MOLAR - VHR Alimentación Fracción Flujo Molar Composición Molar (lbmol/h) Permeato Fracción Flujo Molar Molar (lbmol/h) Gas Tratado Fracción Flujo Molar Molar (lbmol/h) H2O %molar 0,0025 0,29 0,0061 0,29 0,0000 0,00 CO 2 %molar 0,3571 41,70 0,6992 32,66 0,1290 9,04 N 2 %molar 0,0580 6,78 0,1146 5,35 0,0203 1,42 CH 4 %molar 0,2500 29,19 0,1125 5,25 0,3416 23,94 C 2 H 6 %molar 0,0772 9,01 0,0193 0,90 0,1158 8,11 C 3 H 8 %molar 0,1594 18,62 0,0399 1,86 0,2392 16,76 iC4H 10 %molar 0,0287 3,35 0,0029 0,13 0,0459 3,22 nC 4 H 10 %molar 0,0573 6,69 0,0057 0,27 0,0917 6,42 iC 5 H 12 %molar 0,0065 0,76 0,0000 0,00 0,0109 0,76 nC 5 H 12 %molar 0,0033 0,39 0,0000 0,00 0,0056 0,39 TOTAL 1,00 116,78 1,00 46,72 1,00 70,06 Elaboración propia TABLA 7.24: BALANCE DE MASA - VHR Composición Alimentación Flujo Fracción Másico Peso lb/h Permeato Flujo Fracción Másico Peso lb/h Gas Tratado Flujo Fracción Másico Peso lb/h Split H2O %molar 0,0012 5,22 0,0029 5,17 0,0000 0,05 0,0100 CO 2 %molar 0,4311 1835,11 0,7944 1437,33 0,1625 397,78 0,2168 N 2 %molar 0,0446 189,87 0,0829 149,99 0,0163 39,87 0,2100 CH 4 %molar 0,1100 468,20 0,0466 84,28 0,1569 383,92 0,8200 C 2 H 6 %molar 0,0636 270,94 0,0150 27,09 0,0996 243,85 0,9000 C 3 H 8 %molar 0,1928 820,94 0,0454 82,09 0,3019 738,85 0,9000 iC4H 10 %molar 0,0457 194,66 0,0043 7,79 0,0763 186,87 0,9600 nC 4 H 10 %molar 0,0914 388,94 0,0086 15,56 0,1525 373,39 0,9600 iC 5 H 12 %molar 0,0129 55,00 0,0000 0,00 0,0225 55,00 1,0000 nC 5 H 12 %molar 0,0066 28,12 0,0000 0,00 0,0115 28,12 1,0000 1,00 4257,00 1,00 1809,30 1,00 2447,70 TOTAL Elaboración propia 120 La simulación con HYSYS de la membrana, se lo hace mediante un Splitter. Los parámetros ingresados en este equipo son los de la corriente de alimentación, añadiendo los datos de operación de presión, temperatura y los datos del Split calculados en el balance másico. La corriente de permeato, corresponde el gas ácido con alto contenido de CO 2 (69,9%) y con un 18% de hidrocarburos (pérdida), respecto a la alimentación, la misma que se encuentra a baja presión, y será enviada directamente a las antorchas. Los parámetros se indican en la figura 7.14. 7.4.4.2 Aeroenfriador La corriente “gas tratado”, sale a una presión de 408 psia, y a una temperatura de 122ºF, tiene un gran contenido de C 2 +, por lo que antes de ingresar a un separador, es enfriada con un aeroenfriador, para evitar problemas de condensación aguas abajo en el proceso de compresión. Los datos resultados de la simulación se detallan en la tabla 7.25 TABLA 7.25: PARAMETROS DEL AEROENFRIADOR - VHR CALOR PERDIDO[BTU/hr] -93250 UA[BTU/ᵒF-hr] -6499 DMLT [ᵒF] 14,42 Factor de corrección Ft 0,99 Temperatura de entrada [ᵒF] 122 Temperatura de salida [ᵒF] 95 Temperatura de entrada del aire [ᵒF] 90 Temperatura de salida del aire [ᵒF] 90,4 Elaboración propia 7.4.4.3 Separador La corriente “11” que sale del aeroenfriador, ingresa un separador, en cual se recupera los líquidos condensados como producto del enfriamiento del gas, en el aeroenfriador. Las condiciones de operación del equipo son de 95 ºF de temperatura y 405 psia de presión. Los condensados se recuperan por la parte inferior del separador y son enviados a estabilización. Mientras que por la parte superior sale la corriente “Gas Combustible”, 121 que constituirá el combustible tratado para usar en generación previo al paso de compresión de alta presión. Las características del gas se detallan en la tabla 7.26. TABLA 7.26: PARÁMETROS DEL GAS COMBUSTIBLE TRATADO -VHR PARÁMETRO GAS COMBUSTIBLE CAUDAL[MMPCD] PRESIÓN [PSI] TEMPERATURA [ᵒF ] CONTENIDO DE H 2 O COMPOSICIÓN CO 2 N2 CH 4 C2H6 C3H8 Ic4H 10 Nc 4 H 10 Ic 5 H 12 Nc 5 H 12 TOTAL 0,5168 405 95 0 % Molar 14,78 2,46 40,47 12,35 20,84 3,08 5,41 0,42 0,18 100 Elaboración propia El diagrama con los equipos y las corrientes de proceso de todo el sistema de separación de CO 2 con membranas se encuentra en la figura 7.14 FIGURA 7.14: SEPARACIÓN DE CO 2 CON MEMBRANAS, VHR 122 7.4.5 Sistema de compresión de combustible gaseoso a alta presión Las especificaciones del gas combustible para el funcionamiento de los motores de generación Wärtsilä, están referidos a condiciones de operación de estos motores, que son: 350 Bar (5076 psia) y de 50ºC (122ºF). Es necesario entonces, realizar la simulación del sistema de compresión del combustible gaseoso a alta presión, para verificar que el combustible se encuentre dentro de este requerimiento, tomando en cuenta que los parámetros más relevantes son el poder calorífico requerido (> 30 MJ/m3), y que no exista la presencia de condensados, a estas condiciones . El sistema de compresión es parte del paquete de generación Wärtsilä, y consta básicamente de un motor eléctrico acoplado directamente a las tres etapas de los compresores reciprocantes, además posee de sistemas de enfriamiento, filtrado, lubricación, y otros equipos auxiliares. Para realizar la simulación de este proceso, se usó los parámetros de operación de compresores reciprocantes Wärtsilä que trabajan en operaciones similares a esta aplicación. En la tabla 7.27 se muestran en detalle los datos de los parámetros de operación, resultantes de la simulación. TABLA 7.27: PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE COMPRESION A ALTA PRESIÓN - VHR POTENCIA[HP] EFICIENCA ADIABÀTICA [%] EFICIENCA POLITROPICA [%] HEAD [PIES ] CAPACIDAD [ACFM ] VELOCIDAD [ RPM ] PRESIÓN [psia ] TEMPERATURA[ºF ] CAUDAL[PC/día ] Cp/Cv PRESIÓN [psia ] TEMPERATURA[ºF ] CAUDAL[PC/día ] Cp/Cv 1ERA ETAPA 2DA ETAPA 28,33 28,18 75 75 77,11 76,46 22190 23520 11,36 4,772 12,76 5,09 CONDICIONES ENTRADA 405 1098 95 212 16356 6872 1,390 1,481 CONDICIONES SALIDA 1100 2550 227,2 329 7193 3774 1,439 1,419 3ERA ETAPA 23,06 75 75,94 19120 1,858 1,89 2548 212 2675 1,706 5080 289,6 2023 1,438 Elaboración propia 123 Para el sistema de enfriamiento de estos compresores se utiliza un circuito cerrado de agua tratada, el mismo que circula por los enfriadores (coolers) inter-etapas, que permiten mantener al gas combustible dentro de los rangos de temperatura requeridos por los compresores. El agua es enfriada por moto-ventiladores que se activan automáticamente. Los resultados de la simulación se detallan en la tabla 7.28. TABLA 7.28: PARAMETROS DE OPERACIÓN DE LOS COOLERS INTER-ETAPAS - VHR 1ERA ETAPA CALOR PERDIDO[BTU/hr] ΔT [ᵒF] Temperatura de entrada [ᵒF] Temperatura de salida [ᵒF] -15940 -15,2 227,2 212 2DA ETAPA 3ERA ETAPA 182800 -117 329 212 249800 -167,6 289,6 122 Elaboración propia Las corrientes de salida de los coolers, pasan por un scrubber, que se encuentran por seguridad, en caso de que exista la presencia de líquidos (condensados) sean separados por estos equipos. FIGURA 7.15: PROCESO DE COMPRESIÓN A ALTA PRESION, VHR 124 Con el proceso de compresión a alta presión, representado en la figura 7.15, se termina la simulación del tratamiento y compresión del gas, que se usará como combustible en los motores de generación. Los parámetros del gas resultante se resumen en la tabla 7.29 TABLA 7.29: PARÁMETROS DEL GAS COMBUSTIBLE A CONDICIONES DE ENTRADA A LOS MOTORES DE GENERACIÓN – VHR PARÁMETRO GAS COMBUSTIBLE CAUDAL[MMPCD] PRESIÓN [PSI] TEMPERATURA [ᵒF ] CONTENIDO DE H 2 O PODER CALORÍFICO [BTU/scf ] COMPOSICIÓN CO 2 N2 CH 4 C2H6 C3H8 Ic4H 10 Nc 4 H 10 Ic 5 H 12 Nc 5 H 12 TOTAL 0,5168 5078 122 0 1328,5 % Molar 14,78 2,46 40,47 12,35 20,83 3,08 5,41 0,42 0,18 100 Elaboración propia El poder calorífico del gas es de 1328,5 BTU/scf (49,5 MJ/Nm3), es mucho mayor al mínimo requerido por estos motores de generación, que es 30 MJ/Nm3, lo que garantizará un buen desempeño de los generadores. Además se cumple el requerimiento de que a la condición de presión y temperatura de 5060 psia (350 Bar) y 122ºF (50ºC), respectivamente, no exista presencia de condensados. 125 CAPÍTULO 8 RENTABILIDAD DEL PROYECTO La medición de la rentabilidad económica de un proyecto de la industria petrolera, no es fácil por las dificultades que existen para pronosticar el comportamiento de todas las variables que condicionan su resultado. Por ello en el presente trabajo es necesario aclarar que se evalúa un escenario, quizás el más probable, de todos los escenarios que podría enfrentar el proyecto. 8.1 ELEMENTOS DE EVALUACIÓN DEL PROYECTO 8.1.1 Flujo de Caja El flujo de fondos o flujo de caja es un esquema organizado que muestra de manera esquemática cuales son los egresos y/o ingresos del proyecto a evaluar y además el momento en el horizonte del tiempo en el cual ocurren. Esta presentación organizada de los costos es la base para encontrar un indicador de rentabilidad. 8.1.2 Criterios de Evaluación La evaluación de proyectos se compara mediante distintos instrumentos, si el flujo de caja permite al inversionista obtener la rentabilidad deseada además de recuperar la inversión. Los métodos más comunes, usados en este proyecto son: 8.1.2.1 Valor actual neto (VAN) El VAN es el método más conocido y más aceptado en la evaluación de proyectos. Mide el excedente resultante después de obtener la rentabilidad deseada, después de recuperar toda la inversión. Para ello se calcula el valor actual de todos los flujos futuros de caja proyectados a partir del primer período de operación, y se resta la inversión total en el momento 0. n VAN = − I o + ∑ donde : n= número de períodos j =1 Fj (1 + i ) j Ecuación 8.1 126 F=flujo neto actualizado para el período n Io=inversión inicial i= tasa mínima de interés 8.1.2.2 Tasa interna de retorno (TIR) La TIR mide la rentabilidad como porcentaje, es el tipo de descuento al cual el VAN de un proyecto sería a 0. El criterio TIR, refleja el rendimiento de los fondos invertidos y supone que su cálculo va al encuentro de una tasa de interés mediante con la siguiente fórmula: n 0 = −I o + ∑ j =1 Fj Ecuación 8.2 (1 + TIR ) j 8.1.2.3 Período de recuperación de la inversión (PRI) El PRI tiene por objeto medir en cuanto tiempo se recupera la inversión, incluyendo el costo de capital involucrado. La importancia de este indicador es que complementa la información muchas veces oculta por el supuesto de que si el flujo no alcanza “se adeuda”, tanto del Van como de la TIR. 8.1.3 Enfoque Metodológico El presente proyecto se evaluará para una empresa en marcha, y medirá la factibilidad de un reemplazo de activos. Para determinar la conveniencia de que la inversión genere un cambio respecto a la situación existente actual, se realizará un análisis incremental que determine el beneficio con la implementación del proyecto, respecto al sistema existente. Este constituirá un ahorro y por lo tanto será un ingreso en el flujo de caja. Concretamente en este caso el hecho relevante constituirá el reemplazo del diesel que es el combustible actual de generación, por gas y petróleo, que son los combustibles a usar con la implementación del proyecto. Tomando en cuenta esta consideración y los criterios de evaluación anteriormente descritos, se procederá primeramente a determinar los elementos del flujo de caja. Los 127 egresos estarán conformados por las inversiones, costos de operación y mantenimiento, tanto de la planta de tratamiento de gas como de la planta de generación. Los ingresos o beneficios constituirán el ahorro por el reemplazo de combustible, el ingreso por obtención de condensados y el ahorro por reducción de pérdidas de producción, de ser el caso. Una vez que se ha determinado los ingresos y egresos, se procederá a la elaboración del flujo de caja. Considerando una tasa de descuento del 10%, y un horizonte de evaluación del proyecto de 15 años (tomando como año cero el 2012, hasta el 2027), se procederá con el cálculo de los parámetros de evaluación: TIR, VAN y PRI, que determinarán la rentabilidad del proyecto. Finalmente mediante un análisis de sensibilidad, tomando como parámetros de variación que más afectan al proyecto, el precio de los combustibles y las inversiones. Se procederá a determinar cómo afectaría la variación de los mismos en la rentabilidad del proyecto, planteando diferentes escenarios. 8.2 RENTABILIDAD DEL PROYECTO CUYABENO 8.2.1 Inversiones Las inversiones del proyecto se realizarán solamente en el año 2012 (año cero), y corresponden a los valores destinados para la adquisición, montaje y puesta en marcha de los equipos destinados a los procesos de tratamiento de gas y de generación eléctrica. La inversión total es de $ USD 32’406 700, cuyos valores se detallan a continuación: 8.2.1.1 Inversión en la Planta de Tratamiento de Gas Los costos de la planta de tratamiento de gas, se estimaron en base a la cotización de una planta de tratamiento de separación de CO 2 con membranas para un caudal de 3,5 MMPCS, para operar en una aplicación similar en un campo petrolero del oriente ecuatoriano. Se aumenta a estos costos, los costos de equipos adicionales usados en esta aplicación particular. La inversión estimada es de $ USD 8’214 700 en la planta de tratamiento de gas, cuyo detalle con los diferentes costos de los equipos se encuentran en la tabla 8.1. 128 TABLA 8.1: INVERSIÓN EN LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS CUYABENO COSTO UNITARIO [$USD] Separadores $ 200.000 Equipos de compresión , 490 HP (incluye el 30% de reserva) $ 3.000 Intercambiador de Calor $ 220.000 Aeroenfriador $ 300.000 Skid de membranas $ 1.139.000 Obras Civiles y Montaje Electromecánico $ 2.000.000 EQUIPO UNID. 5 490 1 1 1 1 COSTO TOTAL, USD $ 1.000.000 $ 1.470.000 $ 220.000 $ 300.000 $ 1.139.000 $ 2.000.000 Equipamiento adicional Sistema de control Sistema de aire de Instrumentación $ $ Varios (30%), incluye imprevistos y soft cost Total inversión inicial de la Planta de tratamiento de Gas 150.000 40.000 1 1 $ $ $ $ 150.000 40.000 1.895700 8.214.700 Elaboración propia 8.2.1.2 Inversión en la Planta de Generación Al ser la planta de generación propuesta de tecnología proporcionada por la empresa Wärtsilä, en donde todos los equipos de la planta, tanto de compresión, generación y demás auxiliares, son suministrados totalmente por esta empresa. Se tomó como dato referencial el valor de 1’600.000 [$ USD/Mw] (1’200.000 $€/Mw) de proyectos “llave en mano” para estas aplicaciones. Es decir este rubro abarca todas las fases del proyecto hasta que esté probado y acabado, incluyendo inclusive las obras civiles y el montaje. Entonces para la instalación de 15,12 Mw, que es la capacidad de generación de la planta de Cuyabeno, la inversión sería de $ USD 24’192.000. 8.2.2 Costos de Operación y Mantenimiento Los costos totales de operación y mantenimiento de la planta de tratamiento de gas y de generación son de $ USD 1’880.520 anuales, cifra que se considerará fija en el flujo de caja. El desglose de los rubros considerados se encuentra detallado en los literales siguientes. 8.2.2.1 Costos del tratamiento del gas Al igual que la inversión, los costos de operación y mantenimiento de la planta de tratamiento de gas, se tomó en base a la cotización de la planta citada anteriormente. A 129 estos costos se le incrementó los costos de compresión, en base a la potencia de los compresores, considerando aproximadamente el 30% de incremento del diseño (reserva). Teniendo en cuenta un costo de 50 [$ USD/HP/año], para 500 HP de potencia, tendríamos un costo de compresión anual de $USD 25.000 anuales. En la tabla 8.2 se muestran estos valores, conjuntamente con los demás valores considerados en este rubro. TABLA 8.2: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS - CUYABENO COSTO UNITARIO [$USD] DETALLE Skid de Membranas $ 137.000 Compresión, 500 HP (incluye el 30% de reserva) $ Consumo Eléctrico (100 Kw/año) $ COSTO TOTAL [$USD] UNID. 1 $ 137.000 50 500 $ 25.000 366 100 $ 36.600 $ 198.600 Total Costos -Planta de Gas Elaboración propia 8.2.2.2 Costos de la Planta de Generación Para determinar los costos de operación y mantenimiento de la planta de generación se tomó como referencia los costos de la planta de generación Wärtsilä que se encuentra instalada operando en el campo Secoya de Ep Petroecuador. Las tarifas están en función de las horas de operación de las unidades de generación, cuyo valor es de 89 [$USD/hora/Unidad], este valor incluye además el consumo de lubricantes y químicos. La estimación del costo considera que van a operar dos de las tres unidades (una de reserva), los 365 días del año (8760 horas). Además de estos rubros se adiciona el costo de compresión, que corresponde a 14 [$USD/hora]. Los valores se detallan en la tabla 8.3 TABLA 8.3: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA DE GENERACIÓN - CUYABENO DETALLE COSTO UNITARIO [$USD] Generación-costo anual de operación (89 $USD/hora, son 8760 hrs al año) $ 779.640 Compresión Alta presión $ 14 Total Costos - Planta de Generación UNID. COSTO TOTAL [$USD] 2 $ 1.559.280 8760 $ 122.640 $ 1.681.920 130 8.2.3 Ingresos o Beneficios 8.2.3.1 Ahorro anual de combustible En el capítulo 6, literal 6.22, se realizó el cálculo de la energía capaz de generar el gas crudo, en base a su poder calorífico, como un dato orientativo solamente para realizar la selección del sistema de generación, cuyos resultados se encuentran en la tabla 6.5. Una vez finalizado el diseño, luego del realizar el tratamiento del gas, se tiene la cantidad y composición del gas que será usado como combustible en los generadores seleccionados. TABLA 8.4: POTENCIA GENERADA CON GAS Y CON PETRÓLEO EN LOS MOTORES DE GENERACIÓN DUALES - CUYABENO. AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 GAS GAS CRUDO DISPONIBLE TRATADO [MPCS] [MPCS] 2252 662 2371 697 2254 662 2106 619 1996 586 1848 543 1712 503 1586 466 1468 431 1358 399 1255 369 1160 341 1070 314 987 290 909 267 837 246 779 229 720 212 458 135 176 52 21 6 GAS PARA COMPRESION [MPCS] 18,62 19,60 18,63 17,41 16,50 15,28 14,15 13,11 12,14 11,23 10,38 9,59 8,85 8,16 7,51 6,92 6,44 5,95 3,79 1,46 0,17 GAS DEMANDA COMBUSTIDE BLE ENERGIA [MPCS] [Kw] 643 4185 677 5670 644 7137 601 8310 570 9377 528 9199 489 9035 453 8883 419 8741 388 8609 358 8485 331 8370 306 8262 282 8162 260 8069 239 7981 222 7912 206 7841 131 7525 50 7185 6 6998 GENERA- GENERACIÓN CIÓN CON CONSUMO CON GAS PETRÓLEO PETROLEO. [Kw] [Kw] [Bls/dia] 4339 0,00 0 4568 1102 34 4343 2794 87 4058 4252 133 3846 5531 172 3560 5639 176 3298 5737 179 3056 5827 182 2828 5913 184 2616 5993 187 2418 6067 189 2235 6135 191 2062 6200 193 1902 6260 195 1751 6318 197 1613 6368 199 1501 6411 200 1387 6454 201 882 6643 207 339 6846 213 40 6958 217 Elaboración propia Usando la misma metodología usada anteriormente, con el caudal de gas (661,6 MPCS) y el poder calorífico del gas combustible (1241,8 BTU/PCS), se realiza nuevamente el cálculo de la potencia que puede generar el gas combustible tratado. Es necesario 131 indicar que se descuenta el volumen de gas usado para la etapa de compresión en el tratamiento. La diferencia o lo que falta para cubrir la demanda de energía se lo hará usando petróleo como combustible líquido, por ser el combustible disponible en sitio. La cantidad expresada en Bls/día se calcula igualmente en base al poder calorífico (18750 BTU/lb) y a la densidad (25,8º API), del mismo. Los resultados se encuentran en la tabla 8.4. El consumo de combustible con el sistema de generación actual fue detallado en el capítulo 5, literal 5.1.4.1 (tabla 5.5). Que corresponde a 8839 [gal/día] de Diesel para una generación de 4185 [Kw]. En base a estos datos reales y con las proyecciones de demanda energética se calculó proporcionalmente la proyección de consumo de Diesel, si se continuaría implementado el sistema de generación actual. TABLA 8.5: INGRESO POR AHORRO DE COMBUSTIBLE - CUYABENO SISTEMA PROPUESTO SISTEMA ACTUAL GENERAC. CONSUMO GENERAC. COSTO DEL CONSUMO CON DE AHORRO EN AÑO CON GAS PETRÓLEO. PETROLEO. PETROLEO. DEL DIESEL. COSTO DEL COMBUSTIBLE [Kw] [Kw] [Bls/dia] [$USD] [Gls/dia] DIESEL [$USD] ($USD) 2012 4568 1102 34 $ 1.128.271 11975 $ 13.113.084 $ 11.984.813 2013 4343 2794 87 $ 2.861.219 15074 $ 16.505.835 $ 13.644.616 2014 4058 4252 133 $ 4.354.283 17551 $ 19.218.647 $ 14.864.364 2015 3846 5531 172 $ 5.663.843 19805 $ 21.686.312 $ 16.022.469 2016 3560 5639 176 $ 5.773.555 19429 $ 21.274.649 $ 15.501.094 2017 3298 5737 179 $ 5.873.928 19083 $ 20.895.364 $ 15.021.436 2018 3056 5827 182 $ 5.966.861 18761 $ 20.543.832 $ 14.576.971 2019 2828 5913 184 $ 6.054.251 18462 $ 20.215.427 $ 14.161.175 2020 2616 5993 187 $ 6.136.098 18183 $ 19.910.148 $ 13.774.050 2021 2418 6067 189 $ 6.212.327 17921 $ 19.623.372 $ 13.411.045 2022 2235 6135 191 $ 6.281.989 17678 $ 19.357.410 $ 13.075.421 2023 2062 6200 193 $ 6.348.955 17450 $ 19.107.637 $ 12.758.682 2024 1902 6260 195 $ 6.410.303 17239 $ 18.876.366 $ 12.466.063 2025 1751 6318 197 $ 6.468.954 17042 $ 18.661.283 $ 12.192.329 2026 1613 6368 199 $ 6.520.888 16856 $ 18.457.765 $ 11.936.876 2027 1501 6411 200 $ 6.564.658 16711 $ 18.298.187 $ 11.733.529 Elaboración propia Con estas proyecciones de consumo de combustible del sistema propuesto y el sistema actual, y asumiendo costos de los combustibles, es posible determinar el ahorro de combustible en el caso de aplicación del proyecto. Para el petróleo se consideró un precio de 90 [$USD/bl], ya que en el año 2011 el precio del crudo Oriente fluctuó entre 80 y 100 [$USD/bl]. Para el diesel, al ser Ecuador un país que importa el 60% de 132 consumo interno de Diesel, se consideró el precio de importación, cuyas fluctuaciones variaron en forma conjunta al precio del barril de petróleo, estando entre 2,66 y 3,3 [$USD/gal] en el 2011, por lo que se tomó un valor de 3 [$USD/gal]. Los resultados se detallan en la tabla 8.5 8.2.3.2 Ahorro por pérdidas de producción En el campo Cuyabeno tiene gran parte de los generadores en forma individual para los diferentes pozos BES o para las diferentes plataformas. Al realizar periódicamente los mantenimientos preventivos al generador (MPG), regularmente existen pérdidas de producción ocasionadas al apagar los pozos BES durante estos mantenimientos. Pese a que año a año, se ha intentado reducir estas pérdidas a través de la implementación de camiones generadores y tableros de sincronismo, si bien han disminuido, aún persisten. Tenemos que en el año 2011 las pérdidas de producción por MPG fueron de 3248 barriles de petróleo, con un precio del barril de 90 $USD/bl, se cuantifica un total de $ 292.320 [$USD/año]. De seguir el sistema de generación actual, con el incremento de la demanda de energía, la pérdida de producción debería incrementar, pero debido a que la tendencia ha sido de disminuir año a año. Se consideró que a partir de 2011, la disminución de estas pérdidas de producción sería del 10% anual, tomando como referencia las pérdidas del año 2011. 8.2.3.3 Ingreso por obtención de condensados Para el procesamiento de 2,25 MMPCSD de gas, en dos etapas del proceso, se tiene como subproductos condensados del gas asociado. La cantidad de condensado obtenida es de 38,75 bls/día durante la compresión y 55,62 bls/día después del tratamiento con membranas. El caudal total obtenido es de 94,37 bls/día, de este valor se considera solamente el 70%, para considerar pérdidas en estabilización, es decir 66 bls/día. Estimando un costo de condensados de 90 $USD/bl, similar al precio del barril de petróleo, se puede calcular el ingreso anual por obtención de condensados. Estos valores fueron proyectados considerando la producción de condensado proporcional al caudal de gas procesado. En la tabla 8.6 se encuentran el detalle de los tres ingresos proyectados tomados en cuenta, y el ingreso total, que es la suma de los anteriores. 133 TABLA 8.6: INGRESOS TOTALES - CUYABENO AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 AHORRO COMBUSTIBLE ($USD) $ 11.984.813 $ 13.644.616 $ 14.864.364 $ 16.022.469 $ 15.501.094 $ 15.021.436 $ 14.576.971 $ 14.161.175 $ 13.774.050 $ 13.411.045 $ 13.075.421 $ 12.758.682 $ 12.466.063 $ 12.192.329 $ 11.936.876 $ 11.733.529 AHORRO EN PERDIDAS DE PRODUCCION ($USD) $ 263.088 $ 236.779 $ 213.101 $ 191.791 $ 172.612 $ 155.351 $ 139.816 $ 125.834 $ 113.251 $ 101.926 $ 91.733 $ 82.560 $ 74.304 $ 66.873 $ 60.186 $ 54.167 RECUPERACIÓN DE CONDENSADO ($USD) $ 2.284.707 $ 2.171.965 $ 2.029.352 $ 1.923.355 $ 1.780.742 $ 1.649.692 $ 1.528.277 $ 1.414.572 $ 1.308.575 $ 1.209.324 $ 1.117.782 $ 1.031.057 $ 951.078 $ 875.917 $ 806.537 $ 750.648 INGRESOS TOTALES ($USD) $ 14.532.609 $ 16.053.360 $ 17.106.817 $ 18.137.616 $ 17.454.448 $ 16.826.478 $ 16.245.064 $ 15.701.582 $ 15.195.876 $ 14.722.295 $ 14.284.935 $ 13.872.299 $ 13.491.445 $ 13.135.119 $ 12.803.600 $ 12.538.345 Elaboración propia 8.2.4 Flujo de Caja y resultados de rentabilidad del proyecto TABLA 8.7: FLUJO DE CAJA – CUYABENO INGRESOS (BENEFICIOS) [$USD] AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 INVERSIONES [$USD] COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [$USD] $ 32.406.700 FLUJO DE CAJA NETO [$USD] FLUJO DE CAJA ACUMULADO [$USD] FLUJO DE CAJA DESCONTADO [$USD] 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 $ 16.053.360 $ 17.106.817 $ 18.137.616 $ 17.454.448 $ 16.826.478 $ 16.245.064 $ 15.701.582 $ 15.195.876 $ 14.722.295 $ 14.284.935 $ 13.872.299 $ 13.491.445 $ 13.135.119 $ 12.803.600 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ -32.406.700 14.172.840 15.226.297 16.257.096 15.573.928 14.945.958 14.364.544 13.821.062 13.315.356 12.841.775 12.404.415 11.991.779 11.610.925 11.254.599 10.923.080 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ -32.406.700 -18.233.860 -3.007.563 13.249.533 28.823.461 43.769.420 58.133.963 71.955.025 85.270.381 98.112.156 110.516.571 122.508.350 134.119.275 145.373.874 156.296.954 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ -32.406.700 12.884.400 12.583.717 12.214.197 10.637.203 9.280.264 8.108.410 7.092.390 6.211.712 5.446.166 4.782.439 4.203.045 3.699.598 3.260.057 2.876.388 15 2027 $ 12.538.345 $ 1.880.520 $ 10.657.825 $ 166.954.779 $ 2.551.398 Elaboración propia 134 Una vez que se han determinado los ingresos y egresos del proyecto, el siguiente paso es la elaboración del flujo de caja, para poder determinar los indicadores económicos, y así determinar la rentabilidad del proyecto. En la tabla 8.7, se encuentran todos estos valores integrados, año a año, durante los 15 años de vida del proyecto hasta el 2027. A partir de los datos de la tabla 8.7 se determinan los parámetros de evaluación TIR, VAN y PRI, con las fórmulas ya descritas. Los resultados se muestran en la tabla 8.8. Como se indicó anteriormente, la tasa de descuento considerada es del 10% anual. TABLA 8.8: RESULTADOS DE LOS PARÁMETROS DE EVALUACIÓN CUYABENO TIR[%] VAN [$USD] PR [AÑOS] 45,5% $ 73.424.685 3,1 Elaboración propia 8.2.5 Análisis de Sensibilidad Para el análisis de sensibilidad se establecieron diferentes escenarios con el objetivo de analizar los cambios producidos principalmente en los indicadores TIR, VAN y PRI por variaciones en los precios de los combustibles (petróleo y diesel), variaciones en el monto de las inversiones, variaciones en los volúmenes. Para analizar la variación de los parámetros de evaluación con respecto a una variación del precio de los combustibles, se consideró que tanto el petróleo como el diesel varían en forma proporcional. A partir del escenario base, que considera los precios de 90 [$USD /bl] de petróleo y de 3 [$USD /gal] de diesel, y asumiendo el precio del condensado similar al del petróleo. Se consideró dos escenarios para una caída de los precios de los combustibles (-10% y -20%) incremento en los precios (+10% y +20%). y dos escenarios considerando un 135 TABLA 8.9: RESULTADOS DEL ANALISIS DE SENSIBILIDAD CON VARIACIÓN EN LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES - CUYABENO ESCENARIO 1 2 3 4 5 VARIACIÓN PRECIO PRECIO DE TIR PETRÓLEO DIESEL VAN [$USD] PRECIOS [%] [$USD/BL] [$USD/gal] [%] 0 $ 90 $ 3,0 45,5% $ 73.424.685 -10% $ 81 $ 2,7 40,1% $ 61.411.208 -20% $ 72 $ 2,4 34,7% $ 49.397.731 +10% $ 99 $ 3,3 50,8% $ 85.438.162 +20% $ 108 $ 3,6 56,0% $ 97.451.639 PRI [AÑOS] 3,1 3,6 4,3 2,7 2,4 Elaboración propia En el caso de la variación de las inversiones, se definieron disminuciones (-10% y 20%) e incrementos (+10% y +20%) con respecto al escenario base. TABLA 8.10: RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD CON VARIACIÓN EN LAS INVERSIONES - CUYABENO ESCENARIO VARIACIÓN EN LAS INVERSIONES [%] 1 2 3 4 5 0 -10% -20% +10% +20% INVERSIONES [$USD] $ $ $ $ $ 32.406.700 29.166.030 25.925.360 35.647.370 38.888.040 TIR [%] VAN [$USD] 45,5% 50,7% 57,2% 41,2% 37,5% $ $ $ $ $ 73.424.685 76.665.355 79.906.025 70.184.015 66.943.345 PRI [AÑOS] 3,1 2,7 24 3,5 3,9 Elaboración propia En el caso de la variación de los volúmenes se considera básicamente variaciones en la disponibilidad del gas, al igual que en los casos anteriores se definieron disminuciones (-10% y -20%) e incrementos (+10% y +20%) con respecto al escenario base. TABLA 8.11: RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD CON VARIACIÓN EN LOS VOLÚMENES DEL GAS DISPONIBLE - CUYABENO ESCENARIO VARIACIÓN EN VOLUMEN[%] TIR [%] 1 2 3 4 5 0 -10% -20% +10% +20% 45,5% 43,1% 41,0% 48,1% 51,1% VAN [$USD] $ $ $ $ $ 73.424.685 68.775.441 64.622.949 78.570.680 84.213.426 PRI [AÑOS] 3,1 3,3 3,4 2,9 2,8 Elaboración propia 136 En conclusión el proyecto de Cuyabeno resulta viable, hecho que se ha demostrado con los resultados de los diferentes parámetros de evaluación que garantizan su rentabilidad, inclusive bajo los diferentes escenarios, considerando las posibles variaciones en los parámetros más sensibles que podrían afectar a la rentabilidad del mismo. 8.3 RENTABILIDAD DEL PROYECTO VHR 8.3.1 Inversiones Las inversiones del proyecto se realizarán solamente en el año 2012 (año cero), y corresponden a los valores destinados para la adquisición, montaje y puesta en marcha de los equipos destinados a los procesos de tratamiento de gas y de generación eléctrica. La inversión total es de $ USD 14’770 700, cuyos valores se detallan a continuación: 8.3.1.1 Inversión en la Planta de Tratamiento de Gas La inversión estimada es de $ USD 6’706 700 en la planta de tratamiento de gas, cuyo detalle con los diferentes costos de los equipos se encuentran en la tabla 8.12. TABLA 8.12: INVERSIÓN EN LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS-VHR COSTO UNITARIO [$USD] Separadores $ 200.000 Equipos de compresión , 270 HP (incluye el 30% de reserva) $ 3.000 Intercambiador de Calor $ 220.000 Aeroenfriador $ 300.000 Skid de membranas $ 1.139.000 Obras Civiles y Montaje Electromecánico $ 1.500.000 EQUIPO UNID. 5 270 1 1 1 1 COSTO TOTAL, USD $ 1.000.000 $ 810.000 $ 220.000 $ 300.000 $ 1.139.000 $ 1.500.000 Equipamiento adicional Sistema de control Sistema de aire de Instrumentación Varios (30%), incluye imprevistos y soft cost Total inversión inicial de la Planta de tratamiento de Gas $ $ 150.000 40.000 1 1 $ $ $ $ 150.000 40.000 1.547.700 6.706.700 Elaboración propia 137 8.3.1.2 Inversión en la Planta de Generación De igual forma que para el proyecto Cuyabeno, se tomó como dato referencial el valor de 1’600.000 [$ USD/Mw] (1’200.000 $€/Mw) de proyectos “llave en mano” para estas aplicaciones, abarcando este valor todas las fases del proyecto hasta que esté probado y acabado, incluyendo inclusive las obras civiles y el montaje. Entonces para la instalación de 5,04 Mw, que es la capacidad de generación de la planta de VHR, la inversión sería de $ USD 8’064.000. 8.3.2 Costos de Operación y Mantenimiento Los costos totales de operación y mantenimiento de la planta de tratamiento de gas y de generación son de $ USD 1’476.260 anuales, cifra que se considerará fija en el flujo de caja. El desglose de los rubros considerados se encuentra detallado en los literales siguientes. 8.3.2.1 Costos del tratamiento del gas Al igual que la inversión, los costos de operación y mantenimiento de la planta de tratamiento de gas, se tomó en base a la cotización de la planta citada anteriormente. A estos costos se le incrementó los costos de compresión, en base a la potencia de los compresores, considerando aproximadamente el 30% de incremento del diseño (reserva). Teniendo en cuenta un costo de 50 [$ USD/HP/año], para 270 HP de potencia, tendríamos un costo de compresión anual de $USD 13.500 anuales. En la tabla 8.13 se muestran estos valores, conjuntamente con los demás valores considerados en este rubro. TABLA 8.13: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS.VHR DETALLE COSTO UNITARIO [$USD] Skid de Membranas $ 137.000 Compresión, 270 HP (incluye el 30% de reserva) $ Consumo Eléctrico (80 Kw/año) $ Total Costos -Planta de Gas UNID. COSTO TOTAL [$USD] 1 $ 137.000 50 270 $ 13.500 366 80 $ 29.280 $ 179.780 Elaboración propia 138 8.3.2.2 Costos de la Planta de Generación Para determinar los costos de operación y mantenimiento de la planta de generación se tomó como referencia los costos de la planta de generación Wärtsilä que se encuentra instalada operando en el campo Secoya de Ep Petroecuador, pero por ser de menor capacidad, se le restó un 25%. Las tarifa que está función de las horas de operación, de las unidades de generación, se asume un valor es de 67[$USD/hora/Unidad] (en lugar de 89). Este valor incluye además el consumo de lubricantes y químicos. La estimación del costo considera que van a operar dos unidades, los 365 días del año (8760 horas). El costo de compresión de 14 [$USD/hora], se le considera igual, debido a que la disponibilidad de gas combustible es cercano al de Cuyabeno. Los valores se detallan en la tabla 8.14 TABLA 8.14: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA DE GENERACIÓN-VHR DETALLE COSTO UNITARIO [$USD] Generación-costo anual de operación (67 $USD/hora, son 8760 hrs al año) $ 586.920 Compresión Alta presión $ 14 Total Costos - Planta de Generación UNID. COSTO TOTAL [$USD] 2 $ 1.173.840 8760 $ 122.640 $ 1.296.480 Elaboración propia 8.3.3 Ingresos o Beneficios 8.3.3.1 Ahorro anual de combustible En forma similar al proyecto Cuyabeno, una vez finalizado el diseño, luego del realizar el tratamiento del gas, se tiene la cantidad y composición del gas que será usado como combustible en los generadores seleccionados. Con el caudal de gas (516,8 MPCS) y el poder calorífico del gas combustible (1328,5 BTU/PCS), se realiza el cálculo de la potencia que puede generar el gas combustible tratado. Se descuenta el volumen de gas usado para la etapa de compresión en el tratamiento. La diferencia o lo que falta para cubrir la demanda de energía se lo hará 139 usando petróleo como combustible líquido, por ser el combustible disponible en sitio. La cantidad expresada en Bls/día se calcula igualmente en base al poder calorífico (18950 BTU/lb) y a la densidad (28,8º API), del mismo. Los resultados se encuentran en la tabla 8.15. El consumo de combustible con el sistema de generación actual fue detallado en el capítulo 5, literal 5.2.4.1 (tabla 5.11). A diferencia de Cuyabeno, una parte de la generación usa como combustible petróleo y el resto usa diesel. El consumo es de 76,4 [bls/día] de petróleo para generar 2025 [Kw] y de 2880 [gls/día] de Diesel para una generar 1681 [Kw]. TABLA 8.15: POTENCIA GENERADA CON GAS Y CON PETRÓLEO EN LOS MOTORES DE GENERACIÓN DUALES VHR. AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 GAS GAS CRUDO DISPONIBLE TRATADO [MPCS] [MPCS] 1118 517 1105 511 1093 505 1050 485 979 453 913 422 851 393 794 367 740 342 690 319 643 297 600 277 559 258 521 241 486 225 453 209 423 196 394 182 367 170 343 159 319 147 GAS PARA COMPRESION [MPCS] 10 9 9 9 8 8 7 7 6 6 6 5 5 4 4 4 4 3 3 3 3 GAS DEMANDA COMBUSTIDE BLE ENERGIA [MPCS] [Kw] 507 3705 501 4028 496 4352 476 4502 444 4475 414 4451 386 4428 360 4407 336 4388 313 4371 292 4355 272 4342 254 4330 236 4321 220 4313 206 4308 192 4306 179 4306 167 4310 156 4318 145 4330 GENERA- GENERACIÓN CON CONSUMO CIÓN CON GAS PETRÓLEO PETROLEO. [Kw] [Bls/dia] [Kw] 3571 134 4 3530 498 16 3491 861 28 3354 1148 37 3127 1348 43 2916 1535 49 2718 1710 55 2536 1871 60 2364 2024 65 2204 2167 70 2054 2301 74 1917 2425 78 1786 2544 82 1664 2657 86 1552 2761 89 1447 2861 92 1351 2955 95 1259 3047 98 1172 3138 101 1096 3222 104 1019 3311 107 Con estos datos reales y con las proyecciones de demanda energética se calculó proporcionalmente la proyección de consumo de diesel, si se continuaría implementado 140 el sistema de generación actual. Se consideró que para cubrir el requerimiento energético futuro con el sistema actual, se incrementaría la generación usando grupos electrógenos-diesel, como ha sido la tendencia. Es decir el uso de 76,4 [bls/día] de petróleo sería constante de hasta el 2027, que representaría un costo anual de $USD 2’509.740. A este costo se le suma el costo del diesel, y se tendría el costo total de consumo de combustible con el sistema actual. Al igual que para Cuyabeno los precios que se consideraron para calcular estos costos, son de 90 [$USD/bl] para el petróleo, y 3 [$USD/gal] para el diesel. Con los resultados de los costos combustible del sistema propuesto y el sistema actual, se determinó el ahorro de combustible con la aplicación del proyecto.. Los resultados se detallan en la tabla 8.16 TABLA 8.16: INGRESO POR AHORRO DE COMBUSTIBLE-VHR SISTEMA ACTUAL SISTEMA PROPUESTO AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 CONSUMO PETROLEO [Bls/día] 16 28 37 43 49 55 60 65 70 74 78 82 86 89 92 95 COSTO PETROLEO [$USD] $ 527.532 $ 911.097 $ 1.215.291 $ 1.426.794 $ 1.624.564 $ 1.809.868 $ 1.980.381 $ 2.142.867 $ 2.293.944 $ 2.435.936 $ 2.567.578 $ 2.693.515 $ 2.812.483 $ 2.922.366 $ 3.028.662 $ 3.127.989 GENERAC. DIESEL. [Kw] 2003 2327 2477 2450 2426 2403 2382 2363 2346 2330 2317 2305 2296 2288 2283 2281 CONSUMO DE DIESEL. [Gls/día] 3434 3989 4246 4200 4159 4119 4083 4051 4022 3994 3972 3951 3936 3922 3914 3910 COSTO DEL DIESEL [$USD] $ 3.759.917 $ 4.368.111 $ 4.649.683 $ 4.599.000 $ 4.553.949 $ 4.510.774 $ 4.471.354 $ 4.435.689 $ 4.403.777 $ 4.373.743 $ 4.349.340 $ 4.326.814 $ 4.309.920 $ 4.294.903 $ 4.285.517 $ 4.281.763 TOTAL AHORRO EN COMBUSTIBLE COMBUSTIBLE $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ [$USD] 6.269.657 6.877.851 7.159.423 7.108.740 7.063.689 7.020.514 6.981.094 6.945.429 6.913.517 6.883.483 6.859.080 6.836.554 6.819.660 6.804.643 6.795.257 6.791.503 ($USD) 5.742.126 5.966.754 5.944.132 5.681.946 5.439.124 5.210.647 5.000.713 4.802.561 4.619.573 4.447.547 4.291.502 4.143.040 4.007.177 3.882.277 3.766.596 3.663.514 Elaboración propia 8.3.3.2 Ahorro por pérdidas de producción A diferencia del campo Cuyabeno-Sansahuari, el campo VHR cuenta con la mayor parte del sistema de generación centralizada, desde donde se distribuye la energía 141 eléctrica por líneas de alta tensión a la mayoría de los pozos BES. Por esta razón las pérdidas por MPG, son mínimas y no serán consideradas. 8.3.3.3 Ingreso por obtención de condensados Para el procesamiento de 1,11 MMPCSD de gas, en dos etapas del proceso, se tiene como subproductos condensados del gas asociado. La cantidad de condensado obtenida es de 33,47 bls/día durante la compresión y 20,55 bls/día después del tratamiento con membranas. El caudal total obtenido es de 54 bls/día, de este valor se considera solamente el 70%, para considerar pérdidas en estabilización, es decir 37,8 bls/día. Estimando un costo de condensados de 90 $USD/bl, se calculó el ingreso anual por obtención de condensados. Estos valores fueron proyectados considerando la producción de condensado proporcional al caudal de gas procesado. En la tabla 8.17 se encuentran el detalle de los tres ingresos proyectados tomados en cuenta, y el ingreso total, que es la suma de los anteriores. TABLA 8.17: INGRESOS TOTALES-VHR AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 AHORRO COMBUSTIBLE ($USD) $ 5.742.126 $ 5.966.754 $ 5.944.132 $ 5.681.946 $ 5.439.124 $ 5.210.647 $ 5.000.713 $ 4.802.561 $ 4.619.573 $ 4.447.547 $ 4.291.502 $ 4.143.040 $ 4.007.177 $ 3.882.277 $ 3.766.596 $ 3.663.514 RECUPERACIÓN DE CONDENSADO ($USD) $ 1.227.746 $ 1.214.413 $ 1.166.636 $ 1.087.749 $ 1.014.418 $ 945.531 $ 882.199 $ 822.201 $ 766.647 $ 714.426 $ 666.649 $ 621.095 $ 578.874 $ 539.986 $ 503.320 $ 469.988 INGRESOS TOTALES ($USD) $ 6.969.871 $ 7.181.167 $ 7.110.768 $ 6.769.696 $ 6.453.542 $ 6.156.178 $ 5.882.913 $ 5.624.762 $ 5.386.219 $ 5.161.973 $ 4.958.152 $ 4.764.135 $ 4.586.051 $ 4.422.263 $ 4.269.916 $ 4.133.502 Elaboración propia 142 8.3.4 Flujo de caja y resultados de rentabilidad del proyecto. TABLA 8.18: FLUJO DE CAJA-VHR INGRESOS (BENEFICIOS) [$USD] AÑO INVERSIONES [$USD] COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [$USD] $ 14.770.700 FLUJO DE CAJA NETO [$USD] FLUJO DE CAJA ACUMULADO [$USD] 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 7.181.167 7.110.768 6.769.696 6.453.542 6.156.178 5.882.913 5.624.762 5.386.219 5.161.973 4.958.152 4.764.135 4.586.051 4.422.263 4.269.916 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 $ -14.770.700 $ 5.704.907 $ 5.634.508 $ 5.293.436 $ 4.977.282 $ 4.679.918 $ 4.406.653 $ 4.148.502 $ 3.909.959 $ 3.685.713 $ 3.481.892 $ 3.287.875 $ 3.109.791 $ 2.946.003 $ 2.793.656 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 15 2027 $ 4.133.502 $ 1.476.260 $ $ 2.657.242 -14.770.700 -9.065.793 -3.431.285 1.862.151 6.839.433 11.519.351 15.926.003 20.074.506 23.984.465 27.670.178 31.152.069 34.439.944 37.549.735 40.495.737 43.289.393 45.946.635 FLUJO DE CAJA DESCONTADO [$USD] $ -14.770.700 $ 5.186.279 $ 4.656.618 $ 3.977.037 $ 3.399.551 $ 2.905.861 $ 2.487.440 $ 2.128.838 $ 1.824.025 $ 1.563.102 $ 1.342.420 $ 1.152.380 $ 990.875 $ 853.352 $ 735.657 $ 636.123 Una vez que se han determinado los ingresos y egresos del proyecto, el siguiente paso es la elaboración del flujo de caja, para poder determinar los indicadores económicos, y así determinar la rentabilidad del proyecto. En la tabla 8.18, se encuentran todos integrados todos estos valores, año a año, durante los 15 años de vida del proyecto, hasta el 2027 A partir de los datos de la tabla 8.18 se determinan los parámetros de evaluación TIR, VAN y PRI. Los resultados se muestran en la tabla 8.19. Como se indicó anteriormente, la tasa de descuento considerada es del 10% anual. TABLA 8.19: RESULTADOS DE LOS PARÁMETROS DE EVALUACIÓN-VHR TIR[%] VAN [$USD] PR [AÑOS] 33,8% $ 19.068.857 5,1 Elaboración propia 143 8.3.5 Análisis de Sensibilidad Para el análisis de sensibilidad se establecieron diferentes escenarios con el objetivo de analizar los cambios producidos principalmente en los indicadores TIR, VAN y PRI por variaciones en los precios de los combustibles (petróleo y diesel), en el monto de las inversiones y en los volúmenes del gas. Para las variaciones de los precios de los combustibles se consideró que tanto el petróleo como el diesel varían en forma proporcional. A partir del escenario base, que considera los precios de 90 [$USD /bl] de petróleo y de 3 [$USD /gal] de diesel, y asumiendo el precio del condensado similar al del petróleo. Se consideró dos escenarios para una caída de los precios de los combustibles (-10% y -20%) y dos escenarios considerando un incremento en los precios (+10% y +20%). TABLA 8.20: RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD CON VARIACIÓN EN LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES-VHR ESCENARIO 1 2 3 4 5 VARIACIÓN PRECIO PRECIO DE TIR PETRÓLEO DIESEL VAN [$USD] PRECIOS [%] [$USD/BL] [$USD/gal] [%] 0 $ 90 $ 3,0 33,8% $ 19.068.857 -10% $ 81 $ 2,7 28,6% $ 14.562.046 -20% $ 72 $ 2,4 23,2% $ 10.055.235 +10% $ 99 $ 3,3 39,0% $ 23.575.668 +20% $ 108 $ 3,6 44,1% $ 28.082.479 PRI [AÑOS] 5,1 6,3 8,0 4,4 3,8 Elaboración propia Para las variaciones de las inversiones, se definieron disminuciones (-10% y -20%) e incrementos (+10% y +20%) con respecto al escenario base. TABLA 8.21: RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD CON VARIACIÓN EN LAS INVERSIONES-VHR ESCENARIO VARIACIÓN EN LAS INVERSIONES [%] 1 2 3 4 5 0 -10% -20% +10% +20% INVERSIONES [$USD] $ $ $ $ $ 14.770.700 13.293.630 11.816.560 16.247.770 17.724.840 TIR [%] 33,8% 38,3% 43,8% 30,2% 27,1% VAN [$USD] $ $ $ $ $ 19.068.857 20.545.927 22.022.997 17.591.787 16.114.717 PRI [AÑOS] 5,1 4,5 3,9 5,8 6,6 Elaboración propia 144 En el caso de la variación de los volúmenes se considera básicamente variaciones en la disponibilidad del gas, al igual que en los casos anteriores se definieron disminuciones (-10% y -20%) e incrementos (+10% y +20%) con respecto al escenario base. TABLA 8.22: RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD CON VARIACIÓN EN LOS VOLÚMENES DEL GAS DISPONIBLE - VHR ESCENARIO VARIACIÓN EN VOLUMEN[%] TIR [%] 1 2 3 4 5 0 -10% -20% +10% +20% 33,8% 29,0% 24,7% 39,2% 45,0% VAN [$USD] $ $ $ $ $ 19.068.857 15.097.800 11.548.866 23.462.037 28.277.340 PRI [AÑOS] 5,1 6,1 7,2 4,4 3,8 Elaboración propia En conclusión el proyecto de VHR resulta viable, hecho que se ha demostrado con los resultados de los diferentes parámetros de evaluación que garantizan su rentabilidad, inclusive bajo los diferentes escenarios considerando las variaciones en los parámetros más sensibles que podrían afectar a la rentabilidad del mismo. 145 CAPÍTULO 9 ASPECTOS AMBIENTALES La aplicación y ejecución del presente proyecto como la mayoría de proyectos de la industria petrolera, traerá consigo afectaciones al medio ambiente durante las diferentes fases necesarias para su implementación. Para ello será necesario cumplir con lo establecido en el Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador, respecto a la necesidad de realizar una evaluación de impactos ambientales positivos y negativos de las diferentes actividades que se desarrollaren durante su ejecución. Sin embargo desde un contexto más general, la implementación del proyecto traerá consigo un mayor impacto ambiental positivo que negativo, el cual básicamente se verá reflejado en la reducción de emisiones de CO 2 , al dar uso al gas asociado que actualmente es quemado en las antorchas y sustituir el sistema de generación diesel (actual) por un sistema de generación gas -petróleo. Esa será el enfoque con el cual se aborda esta sección. 9.1 GASES EFECTO INVERNADERO (GEI) Los gases efecto invernadero son gases presentes en la atmósfera responsables del efecto invernadero del planeta, es decir retienen parte de la energía que el suelo emite por haber sido calentado por la radiación solar. Este efecto en los últimos años ha sido acentuado por la emisión de CO 2 , CH 4 , vapor de agua, entre otros, debido a la actividad humana. El aumento del contenido de CO 2 en la atmósfera se debe principalmente al uso de combustibles fósiles y biomasa, en procesos industriales, transporte y actividades domiciliarias. Este incremento de CO 2 ha sido el causante en gran parte del calentamiento global del planeta. Para prevenir este incremento acelerado del efecto 146 invernadero, el Protocolo de Kioto 7 ha impulsado varios mecanismos de flexibilidad que permiten limitar las emisiones de CO 2 para cumplir el objetivo planteado de reducir las emisiones de CO 2 en un 5% durante el período 2008-2012. Estos mecanismos son: • Comercio de Emisiones • Mecanismo de Desarrollo Limpio • Mecanismo de Aplicación Conjunta Estos Mecanismos son instrumentos de carácter complementario a las medidas y políticas internas que constituyen la base fundamental del cumplimiento de los compromisos del Protocolo de Kioto. Y la justificación de su inclusión tiene base en que el cambio climático es un fenómeno global, por tanto el efecto es independiente del origen. De esta manera se permite que los países con objetivos de reducción y limitación de emisiones que consideren altos costos económicos reducir sus emisiones en su propio país, puedan optar por pagar un menor precio para reducir las emisiones en otros países. 9.2 MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO (MDL) Este Mecanismo permite la inversión de un país industrializado en un país en desarrollo, en proyectos que generen un ahorro de emisiones de tal manera que estas puedan ser utilizadas como parte de sus obligaciones para alcanzar sus compromisos del Protocolo de Kioto. En el MDL existe básicamente una oferta de proyectos de reducción de emisiones y proyectos sumideros de carbono (en el ámbito de fomento forestal). Los países con la mayor oferta actualmente en el mercado son India y China que tienen un potencial sumamente grande de generación de reducciones de emisiones debido al desarrollo y crecimiento de su economía. En Latinoamérica los ofertantes más grandes hasta el 7 El Protocolo de Kioto sobre el cambio climático es un acuerdo internacional que tiene por objetivo reducir las emisiones de los gases efecto invernadero. Es un instrumento que se encuentra dentro de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC). 147 momento han sido Brasil, México, Chile y Honduras, cuyo potencial se ha basado en proyectos de pequeña escala. 9.3 MERCADO DE CARBONO Un bono de carbono representa el derecho a emitir una tonelada de CO2. Las empresas o gobiernos pueden certificar las reducciones de contaminantes que llevan a cabo en sus procesos productivos, principalmente la de gases efecto invernadero (GEI). Así se emiten bonos de carbono que son comprados por aquellas empresas o gobiernos que buscan compensar el exceso de sus emisiones. Estos bonos pueden ser de varios tipos dependiendo de la forma que son generados: • Reducciones Certificadas de Emisiones (RCEs o CERs) • Unidades de Asignación (AAUs) • Unidades de Reducción de Emisiones (ERUs) • Unidades de Eliminación de Emisiones (RMUs) 9.4 CERTIFICADOS DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (CERs) Los países desarrollados que invierten en proyectos bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio, pueden obtener CERs por un monto equivalente a la cantidad de CO 2 equivalente que se deja emitir a la atmósfera como resultado del proyecto. Para ello el proyecto debe cumplir con los requisitos establecidos por el Consejo Ejecutivo del Mecanismo de Desarrollo Limpio. Los precios y condiciones que se comercializan los CERs en el mundo varían, y dependen básicamente del riesgo del proyecto. Si el comprador toma un parte mayor de riesgo el precio de los CERs está entre 5 y 10 $USD/ton CO2, si el vendedor asume la mayor parte del riesgo puede costar entre 9 y 15 $USD/ton CO2. Además de este condicionante, los precios también dependen de otros factores específicos de la negociación. 148 “La creciente demanda por certificados de carbono de parte de los países industrializados no está siendo atendida adecuadamente, debida en gran medida a las dificultades para la realización de proyectos MDL en los países en desarrollo. Las razones para ello son varias, pero en especial se debe a la complejidad que entraña el diseño, registro, seguimiento, verificación, certificación y expedición de los certificados de los proyectos, a lo que se suma la falta de conocimiento y experiencia en el tema, tanto en el sector público como privado. A las anteriores se suman obstáculos propios de los ámbitos o sectores donde se desarrollan los proyectos e incluso barreras que son transversales a estos sectores y que afectan a cualquier iniciativa en los países en desarrollo (anfitriones de proyectos MDL).” (Neira, 2006). 9.5 ANÁLISIS DE PRE FACTIBILIDAD DEL PROYECTO PARA SU APLICACIÓN COMO MDL Una vez descrito los aspectos más relevantes del escenario ambiental con respecto a las emisiones de CO 2 , se procederá a evaluar rápidamente el potencial del presente proyecto para su aplicación como un proyecto MDL. Lo fundamental para ello es estimar la reducción de emisiones GEI, las mismas que estarán representadas por la cantidad de toneladas de CO 2 que se deja de emitir a la atmósfera por año, por la implementación del proyecto. Para realizar esta estimación se debería tomar en consideración de la combustión de los tres combustibles implicados: diesel (sistema actual), gas y petróleo (sistema propuesto). Sin embargo, el gas tanto en el sistema actual como en el propuesto va a ser combustionado, sea en los mecheros o en los generadores eléctricos, por lo que es indiferente, razón por la cual no será considerado en este análisis. Para determinar las emisiones, se realiza un balance en base a la cantidad de emisiones producidas con el sistema actual, comparadas con la cantidad de emisiones producidas al implementar el sistema propuesto. Partiendo de los volúmenes de diesel y petróleo combustionados por uno y otro sistema. El cálculo de las estimaciones de emisiones de CO 2 se lo realiza en función de la composición de los combustibles y tomando en cuenta el tipo de combustión (completa 149 o incompleta). Los combustibles usados en el proyecto son líquidos de cadenas largas haciéndose más complicado el uso de la composición. Sin embargo a partir del poder calorífico de cada combustible es posible estimar, ya que existen tablas que asignan valores de emisión por cada unidad de masa de combustible quemado. Pero para el presente caso la estimación de la cantidad de emisiones de CO 2 se realiza usando una calculadora de emisiones; herramienta que se encuentra disponible en la página web SunEarthTools.com, junto a otras herramientas útiles de cálculo para aplicaciones de energía solar. Los valores se muestran en la figura 9.1 FIGURA 9.1: EMISIONES DE CO 2 PRODUCIDOS POR LA COMBUSTION DE PETRÓLEO Y DIESEL Fuente: SunEarthTools.com TABLA 9.1: REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO 2 Y BONOS CERs - CUYABENO SISTEMA ACTUAL AÑO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 SISTEMA PROPUESTO COMBUSTION DIESEL EN GENERACION [Gls/dia] EMISIÓN DE CO2 DIESEL [Kg/dia] EMISION DE CO2 DIESEL [Tn/año] COMBUSTIÓN PETROLEO EN GENERACION [Bls/dia] EMISIÓN DE CO2 PETROLEO [Kg/dia] EMISION DE CO2 PETROLEO (Tn/año) REDUCCION DE EMISION DE CO2 (Tn/año 15074 17551 19805 19429 19083 18761 18462 18183 17921 17678 17450 17239 17042 16856 16711 335091 390165 440262 431905 424205 417068 410401 404203 398381 392982 387911 383216 378850 374718 371478 122308 142410 160696 157645 154835 152230 149796 147534 145409 143438 141588 139874 138280 136772 135590 87 133 172 176 179 182 184 187 189 191 193 195 197 199 200 70383 107111 139325 142024 144493 146779 148929 150942 152818 154531 156178 157688 159130 160408 161485 25690 39096 50854 51839 52740 53574 54359 55094 55778 56404 57005 57556 58083 58549 58942 96618 103315 109842 105806 102095 98655 95437 92440 89631 87035 84582 82318 80198 78223 76648 TOTAL INGRESO POR BONOS CERs [$USD] $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 676.328 723.202 768.893 740.644 714.662 690.587 668.060 647.082 627.415 609.242 592.077 576.225 561.383 547.562 536.534 $ 9.979.896 Elaboración propia 150 Con las proyecciones de consumo de combustible para generación y con los parámetros de la figura 9.1, se estimó en cuanto se reducirían anualmente las emisiones de CO 2 con la aplicación del proyecto. Como cada tonelada de CO 2 representa a un bono de carbono, se traducirían esas toneladas a bonos de carbono. Asumiendo un valor de 7 $USD para cada bono de carbono se determinó el ingreso que se podría obtener como proyecto MDL en el mercado del carbono. Los resultados se muestran en las tablas 9.1 y 9.2 para Cuyabeno y VHR respectivamente. TABLA 9.2: REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO 2 Y BONOS CERs - VHR SISTEMA ACTUAL AÑO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 EMISIÓN DE CO2 DIESEL [Kg/dia] 88679 94395 93366 92451 91575 90775 90051 89403 88793 88298 87840 87497 87192 87002 86926 EMISION DE CO2 PETROLEO [Kg/dia] 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 61737 EMISION DE CO2 TOTAL (Tn/año) 54902 56988 56613 56279 55959 55667 55403 55166 54944 54763 54596 54471 54359 54290 54262 SISTEMA PROPUESTO COMBUSTIÓN PETROLEO EN EMISIÓN EMISION GENERACION DE CO2 DE CO2 [Bls/dia] (Kg/dia) (Tn/año) 28 22404 8178 37 29888 10909 43 35091 12808 49 39956 14584 55 44515 16248 60 48710 17779 65 52707 19238 70 56424 20595 74 59917 21870 78 63156 23052 82 66254 24183 86 69181 25251 89 71884 26238 92 74499 27192 95 76943 28084 REDUCCION DE EMISION INGRESO POR DE CO2 BONOS CERs (Tn/año) [$USD] 46724 $ 327.069 46079 $ 322.555 43805 $ 306.632 41695 $ 291.864 39711 $ 277.977 37888 $ 265.214 36164 $ 253.151 34571 $ 241.999 33074 $ 231.516 31711 $ 221.976 30413 $ 212.892 29220 $ 204.537 28122 $ 196.852 27098 $ 189.683 26178 $ 183.245 TOTAL $ 3.727.163 Elaboración propia Para el proyecto de Cuyabeno, se estima reducir las emisiones en 92189 toneladas de CO2 por año, cifra que sería igual al números de bonos de carbono obtenidos, representando un ingreso de $USD 9’979.896 durante los 15 años de vida del proyecto. Mientras que para el proyecto de VHR, se estima reducir las emisiones en 35497 toneladas de CO2 por año, cifra que sería igual al números de bonos de carbono obtenidos, representando un ingreso de $USD 3’727.163 durante el mismo período. 151 CAPITULO 10 CONCLUSIONES • El gas natural asociado al petróleo es un recurso energético de carácter no renovable que históricamente ha sido desaprovechado en el Ecuador. Las bajas producciones, la presencia de contaminantes en el gas y la falta de planificación energética en proyectos que tengan tendencia a optimizar la captación de gas asociado al petróleo, han sido las principales razones para el venteo y desperdicio de esta importante fuente de energía. La contribución del presente estudio es ofrecer una solución para el uso de este gas como combustible en el sistema de generación eléctrica, evitando el consumo de diesel para este fin. La cuantificación de las reservas de petróleo constituyó el punto de partida del proyecto para poder determinar valores actuales y proyecciones de producción de gas asociado y demanda energética. Este pronóstico de producción fue tomado del Plan de Desarrollo del Campo Cuyabeno desde el año 2011 hasta el año 2031 (20 años), período en el cual se pronostica extraer 57’497.109 Bls de petróleo con 12.9 MMMPCS de gas asociado. Para VHR al no disponer de información de algún Plan de Desarrollo, se realizó el pronóstico de producción para el mismo período, siguiendo un criterio similar al realizado en Cuyabeno, cuyo resultado pronostica extraer 31’206.545 Bls de petróleo con 6.2 MMMPCS de gas asociado. A partir del consumo actual de energía eléctrica en los campos petroleros en estudio, y en base al pronóstico de producción, se estableció la proyección de demanda de energía eléctrica, para el mismo período (20 años). Para el campo Cuyabeno la demanda de energía eléctrica parte del valor actual de 4,2 Mw, tendrá su valor máximo de 9,4 Mw en el año 2015, a partir de ese año irá declinando hasta terminar con 7 Mw en el año 2031. Para VHR demanda de energía parte del valor actual, de 3,7 Mw, tendrá su valor máximo de 4,5 Mw en el año 2014, y a partir de ese año se mantendrá casi constante, con una declinación muy leve hasta terminar con 4,3 Mw en el año 2031. 152 Mediante el balance de gas de determinó el caudal de gas disponible a ser usado, que se encuentra en las estaciones de producción Cuyabeno, Sansahuari y VHR. Disponiendo de 2,25 MMPCSD en Cuyabeno, 1,15 MMPCSD en VHR, y 0,248 MMPCD en Sansahuari. Este último no fue tomado en cuenta en el proyecto porque se consideró que es un caudal muy bajo que no justifica inversiones en planta de tratamiento de gas o sistemas de transporte (gasoducto) para llevar hacia la estación más cercana que es Cuyabeno. Las cromatografías realizadas en los campos Cuyabeno y VRH demuestran que pese al alto contenido de CO 2 , el gas asociado de estos campos tiene muy buen poder calorífico, de 880,5 y de 1104,3 (BTU/PCSD), respectivamente. Que luego de la remoción de este contaminante, representa una potencial fuente de energía como combustible. El presente estudio técnico corrobora la factibilidad del proyecto. Con las proyecciones de demanda energía eléctrica y de gas disponible, y con el poder calorífico del gas crudo, se hace una primera aproximación para determinar la capacidad de generación de este gas al ser usado como combustible. Los resultados determinaron que el gas producido no es suficiente para cubrir toda la demanda energética, debido a su carácter declinante con el tiempo. Este hecho orientó a que el sistema de generación propuesto no debe ser dependiente de gas, sino que debe ser dual, capaz de manejar combustibles líquidos y gaseosos. De las tecnologías de generación disponibles, se considera que la más conveniente para la presente aplicación, es la generación eléctrica con motores reciprocantes que usan combustible líquido y gaseoso compartiendo simultáneamente (fuel sharing), desarrollada por la Compañía Wärtsilä. Esta tecnología denominada “GD”, proporciona mucha flexibilidad y tolerancia a variaciones en el suministro de gas y a variaciones en la calidad del gas. Para la demanda de generación de Cuyabeno se propone la instalación de tres motores 12V32GD (5040 Kw c/u), con una potencia instalada total de 15120 Kw. Y para VHR, la instalación de dos motores 6L32GD (2520 Kw c/ u), con una potencia de total de 5040 Kw. 153 Para utilizar el gas asociado como combustible en los generadores propuestos, cumpliendo con las especificaciones del combustible requerido, y operando en condiciones óptimas, se propone un sistema de procesamiento de gas, el cual esquemáticamente se compone de las siguientes fases: separación inicial, compresión, remoción de CO 2 (endulzamiento) con membranas y compresión alta presión. La planta de tratamiento de gas de Cuyabeno procesará una alimentación de gas de 2,25 MMPCSD a 135ºF y 49 psia, con 52,12% de CO 2, saturado en agua y con un poder calorífico de 880,5 BTU/PCSD; obteniendo luego del tratamiento 0,662 MPCSD de gas combustible a 95ºF y 402 psia, con 21,3% de CO 2, sin agua y con un poder calorífico de 1241,8 BTU/PCSD. La planta de tratamiento de gas de VHR procesará una alimentación de gas de 1,15 MMPCSD a 125,6 ºF y 44,7 psia, con 34,5 % de CO 2, saturado en agua y con un poder calorífico de 1104,3 BTU/PCSD (46,3 MJ/Nm3); obteniendo luego del tratamiento 0,517 MPCSD de gas combustible a 95ºF y 405 psia, con 14,8 % de CO 2, sin agua y con un poder calorífico de 1328,5 BTU/PCSD (49,5 MJ/Nm3). Con estos valores se garantiza que el gas combustible está dentro de especificación y que los motores de generación trabajarán en óptimas condiciones, sobre todo en lo referente al poder calorífico ya que el mínimo requerido por estos motores es de 805,16 BTU/PCSD (30 MJ/Nm3). Se realizó la simulación de compresión a alta presión, posterior al tratamiento del gas, llevando al gas combustible a condiciones de operación de los motores de generación (122ºF y 5078 psia). Esta simulación se hizo con el fin de verificar que a estas condiciones no exista la presencia de condensados en el sistema que es uno de los requerimientos más importantes de estos motores. Siendo los resultados positivos. Como subproducto del proceso de tratamiento del gas, tanto en la etapa de compresión, como luego del aeroenfriador posterior al endulzamiento con membranas, se obtienen condensados. El caudal de condensados Bls/día en Cuyabeno y de 37,8 Bls/día, para en VHR. es de 66 154 Para determinar la rentabilidad del proyecto se tomó un horizonte de evaluación de 15 años (del 2012 al 2027), y una tasa de descuento del 10% anual, usando como criterios de evaluación del proyecto la TIR, VAN y PRI. Los resultados para Cuyabeno son: una TIR del 45,5 %, un VAN de $USD 73’424.685 con un PRI de 3,1 años. Para VHR son: una TIR del 33,8 %, un Van de $USD 19’068.857 con un PRI de 5,1 años. Estas cifras demuestran una excelente rentabilidad del proyecto. Partiendo de ese escenario base se realizó el análisis de sensibilidad con diferentes variaciones en los precios de los combustibles, en las inversiones y en los volúmenes del gas disponible (±10 y 20%). El escenario más desfavorable para los dos proyectos corresponde al considerar a una caída del precio de los combustibles (petróleo y diesel) del 20%. Para Cuyabeno los resultados son: una TIR del 34,7%, un VAN de $USD 49’397.731 con un PRI de 4,3 años. Y para VHR son: una TIR del 23,2%, un Van de $USD 10’055.235 con un PRI de 8 años. Garantizando la rentabilidad del proyecto aún con estas variaciones. Los beneficios económicos anuales de la utilización del gas asociado en los Campos Cuyabeno-Sansahuari, y VHR son de aproximadamente $USD 10’434.674 para Cuyabeno y de $USD 2’871.665. Esto incidiría directamente en la disminución de las importaciones de diesel, con el consiguiente ahorro de divisas para el país. Esos montos representan aproximadamente la cantidad que el país dejará de percibir por no aprovechar el gas asociado. Los beneficios ambientales por la aplicación del proyecto se verán reflejados en la disminución de las emisiones anuales de CO 2 en aproximadamente 92189 toneladas para Cuyabeno y 35497 toneladas para VHR. Estas cifras equivaldrían al número de bonos de carbono disponibles, los mismos que generarían ingresos de $USD 9’979.896 en Cuyabeno y $USD 3’727.163 en VHR. Convirtiéndose el proyecto en un potencial candidato a beneficiarse de los incentivos del MDL. De ser este el caso la rentabilidad del proyecto incrementaría significativamente con esta gestión de ingresos complementarios. 155 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS BAKER,W. Richard. Membrane Technology and Aplications. California –USA. Editorial: McGraw-Hill, 2nd Edition.. 2004. 537 páginas. BIDNER, Mirtha Susana. Propiedades de la Roca y los Fluidos en Reservorio de Petróleo. Buenos Aires -Argentina. 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Helsinki, Finlandia. 2011. 100 páginas. 158 ANEXOS 159 ANEXO 1 FACTORES DE COMPRESIBILIDAD PARA GAS NATURAL 160 ANEXO 2 PRODUCCIÓN DE LA INTENDENCIA CUYABENO (AGOSTO -2011) CAMPO CUYABENO - SANSAHUARI POZO CUY-01 RW CUY-01 CUY-02 CUY-03 CUY-04 RW CUY-05 RW CUY-06 CUY-07 CUY-08 CUY-09 CUY-10 CUY-11 CUY-12 CUY-13D CUY-14 CUY-15 CUY-16 CUY-17 CUY-18 RW CUY-19 CUY-20 CUY-21 CUY-22 CUY-23 CUY-24D CUY-24D CUY-25D CUY-26 CUY-27 CUY-28 CUY-29D CUY-30D CUY-31D CUY-32D CUY-33D CUY-34D CUY-35D CUY-36D SSH-01 RW SSH SO 01 SSH-02 SSH-03 RW SSH-04 SSH-05 SSH-06 SSH-07 SSH-08 SSH-09 SSH-10 SSH-11 SSH-12D ARENISCA Ts +Ti Us TIYUYACU TIYUYACU Us Ui Ui Ui Ui Us Us Ts Ui TIYUYACU Us T Ui Ts Ui Us Ui Ui Ui Ts Ui Us Ui Ts Ui Ui Ui TIYUYACU Ui TIYUYACU T Ts Us Um Ui Ui Ts SISTEMA DE PRODUCCIÓN REINYECTOR CERRADO CERRADO B.HIDRAULICO REINYECTOR REINY. EN WO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO CERRADO CERRADO BES B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO CERRADO REINYECTOR B.HIDRAULICO BES BES BES BES BES BES BES CERRADO BES CERRADO BES BES BES BES CERRADO BES BES BES REINYECTOR CERRADO B.HIDRAULICO REINYECTOR B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO B.HIDRAULICO CERRADO EN WO CERRADO EN WO BES TOTAL GOR GAS MPCD 1323 267 63 174 82 532 227 261 656 980 1362 581 1027 267 185 185 185 185 47 15 98 42 48 44 82 84,1 81,8 840 289 264 111 660 1319 1398 497 267 267 349 185 224 77 92 20 716 729 2100 2214 4440 1443 2400 2244 78 78,8 86 68 83 60 82 88 158 155 294 708 755 577 432 269 558 574 1806 1506 3685 866 1968 1975 267 349 185 349 185 267 185 185 42 54 54 247 140 154 80 50 2100 88 252 1848 185 47 927 2640 1260 2328 56 70 74 83 408 792 328 396 519 1848 932 1932 349 185 267 185 142 147 87 73 2256 2364 1290 60 64 79 902 851 271 1354 1513 1019 185 185 185 167 157 50 690 68,7 216 474 237 51 959 475 964 708 1508 1401 74,9 36,2 91,1 70,6 86,2 74,9 241 303 86 208 208 352 718 172 878 500 1300 1049 209 209 237 200 159 159 50 63 20 42 33 56 198 1450 237 47 12376 40248 225 2782 BFPD BSW 1560 84,8 237 830 1062 1894 808 1288 79 92,3 71,93 71,9 79,7 1500 1608 1662 608 1648 88 52624 76,5 BPPD BAPD 161 CAMPO VHR POZO VHR-01 RW VHR-01 VHR-02 VHR-03 VHR-04 VHR-05 VHR-06 VHR-07 VHR-08 VHR-09 VHR-10RW VHR-11 VHR-12D VHR-13 VHR-14 VHR-15 VHR-16 VHR-17 VHR-18D VHR-19D VHR-20 VHR-21D VHR-22D VHR-23D VHR-24D ARENISCA HOLLIN Inf. M-1 Us Us Um Um BT Um BT+Us Ui TIYUYACU M2 Us Us BT Ui Ui BT Ui Us Um BT Ts Us SISTEMA DE PRODUCCION REINYECTOR BES BES BES BES BES BES BES BES BES REINYECTOR BES BES BES BES BES BES BES BES CERRADO BES BES BES BES BES TOTAL GOR GAS MPCD 178 1338 1577 1395 1013 98 672 103 1181 200 213 213 213 213 200 213 200 210 162 190 46 94 38 143 81 31 28 218 230 200 254 322 264 300 110 772 730 1050 380 1688 2375 533 1462 200 213 213 200 210 210 200 210 44 49 43 51 68 55 60 23 211 558 115 746 6 295 213 213 200 45 119 23 BFPD BSW BPPD BAPD 990 2230 1792 1836 1192 813 1050 258 1312 18 60 88 76 85 12 64 40 90 812 892 215 441 179 715 378 155 131 990 960 1250 634 2010 2639 833 1572 78 76 84 60 84 90 64 93 957 564 410 78 1 72 1386 79 291 1095 213 62 25678 72,77942 6990 18688 208 1453 BPPD BAPD GOR GAS MPCD BLOQUE-27 POZO SISTEMA DE PRODUCCION BFPD BSW BES BES BES B.HIDRAULICO BES BES CERRADO REINYECTOR B.HIDRAULICO CERRADO BES BES CERRADO CERRADO B.HIDRAULICO BES REINYECTOR CERRADO BES BES CERRADO CERRADO BES 881 476 2590 275 674 1237 75 23,2 96,4 76,8 88 92,5 220 366 93 64 81 93 661 110 2497 211 593 1144 30 30 160 179 160 179 7 11 15 11 13 17 330 83 56 179 10 275 280 44,6 54,8 152 127 274 0 123 153 160 72 24 9 315 318 56 19 139 258 176 60 201 160 28 41 390 164 28 78 281 36 109 128 42 83 12 3 507 480 94 85,8 30 68 477 412 83 83 3 6 TOTAL 9192 77,6 2063 7129 101 209 TOTAL INTENDENCIA CUYABENO 87494 75,5 21429 66065 207 4444 VIN-A1 VIN-B2 HUA-01 TIP-01 TIP-02 TIP-03 TIP-04 TIP-05 TIP-06 TIP-07 TIP-08 TIP-09 TIP-10 TIP-11 TIP-12 TIP-13 PAT-01 CAL-01 BLA-A1 BLA-A2 BLA-B3 BLA-C4 BLA-C5 ARENISCA M-1 M-1 Ui Us Ui Us TIYUYACO Us Ui M-1 Ts Ui TIYUYACO TENA M1 M1 M1 162 ANEXO 3 CROMATOGRAFÍAS DEL GAS ASOCIADO DE LA INTENDENCIA CUYABENO MUESTRA ESTACIÓN CUYABENO SALIDA DEL SCRUBBER ESTACIÓN ESTACIÓN ESTACIÓN ESTACIÓN ESTACIÓN SANSAHUARI VHR SALIDA VHR SALIDA VHR SALIDA VHR SALIDA SALIDA DEL DEL DEL DEL DEL SCRUBBER SEPARADOR SEPARADOR SEPARADOR SEPARADOR FECHA PRESION [PSI] TEMPERATURA [ᵒF ] CO2 %molar 7-oct-07 26-oct-08 18-sep-07 26-oct-08 5-may-09 10-may-10 34 135 25 87 44,7 140 28 138 22 116 30 125,6 52,12 52,96 35,9 28,83 36,41 34,5 N2 %molar 2,06 7,22 2,75 18,31 3,79 5,6 CH4 %molar 17,44 18,14 19,8 23,6 19 24,13 C2H6 %molar 4,95 5,04 6,42 6,95 9,97 7,47 C3H8 %molar 12,18 9,24 17,56 13,82 17,8 15,67 iC4H10 %molar 2,6 1,81 3,95 2,38 2,83 3,02 nC4H10 %molar 5,57 3,77 8,95 4,5 6,93 6,56 iC5H12 %molar 1,6 0,99 2,4 1,01 1,73 1,64 nC5H12 %molar 1,48 100 0,83 100 2,27 100 0,6 100 1,54 100 1,42 100 1,39 1358,47 1,325 769,779 1,39 2972,8 1,2 3083,8 1,35 46,8 1,3 2122 7,07 4,975 10,63 6,58 9,19 8,47 39,52 38,378 40,28 34,93 39,01 37,54 Tsc. [ᵒR ] 545,71 490,852 559,55 423,05 523,29 503,54 Psc. [psia] Poder Calorifico[BTU/scf ] OCTANAGE 854,44 815,4 777,09 700,67 729,85 739,21 880,48 692,22 1251,1 913,6 1161,61 1104,3 47,59 42,33 62,65 56,348 61,595 62,82 Factor de Compresibilidad Z 0.98 0,988 0,99 0,991 0,932 0,9865 Viscosidad [cp ] 0,01 0,0088 0,1 0,0101 0,0081 0,0096 Compresibilidad[1/psia ] Factor Volumétrico Bg [ft3/scf ] 0,02 0,3 0,02551 0,385 0,02 0,37 0,0264 0,3926 0,009278 0,113 0,024785 0,36565 TOTAL [% ] GRAVEDAD DEL GAS H2O Teórica [lb/MMscf] CONTENIDO LIQUIDO DEL GAS [glns/mscf] PESO MOLECULAR 163 ANEXO 4 PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DEL 2011 AL 2031 CUYABENO-SANSAHUARI RESERVAS REMANENTES AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2010 PETROLEO AGUA GAS FLUIDO AÑOS [BPD] [BPD] [MPCS] [BPD] 2011 12198 37672 2745 49870 2012 12977 47658 2920 60635 2013 12378 49653 2785 62031 2014 11625 46633 2616 58258 2015 11060 44364 2489 55424 2016 10304 41331 2318 51635 2017 9611 38552 2162 48163 2018 8965 35960 2017 44925 2019 8362 33542 1881 41904 2020 7800 31287 1755 39087 2021 7275 29183 1637 36458 2022 6786 27221 1527 34007 2023 6330 25391 1424 31721 2024 5904 23684 1328 29588 2025 5507 22092 1239 27599 2026 5137 20606 1156 25743 2027 4842 19423 1089 24265 2028 4540 18210 1022 22750 2029 3202 12845 720 16047 2030 1757 7050 395 8807 2031 965 3869 217 4834 ESTIMADO TOTAL DE PRODUCCION (BLS) [BLS] 58642799 PRD PETROLEO R REMANENTES [BLS] [BLS] 4452329 54190470 4736441 49454029 4518126 44935903 4243304 40692599 4036845 36655754 3760837 32894917 3507984 29386933 3272131 26114802 3052135 23062667 2846931 20215736 2655523 17560213 2476983 15083230 2310448 12772782 2155109 10617673 2010215 8607458 1875062 6732396 1767368 4965028 1656970 3308058 1168844 2139214 641475 1497739 352049 1145690 57497109 VHR RESERVAS REMANENTES AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2011 PETROLEO AGUA GAS FLUIDO AÑOS [BPD] [BPD] [MPCS] [BPD] 2011 6990 18689 1398 25679 2012 6909 19174 1382 26083 2013 6834 19705 1367 26539 2014 6565 19691 1313 26256 2015 6121 19120 1224 25241 2016 5708 18590 1142 24298 2017 5322 18099 1064 23421 2018 4962 17648 992 22610 2019 4626 17236 925 21862 2020 4314 16864 863 21178 2021 4022 16531 804 20553 2022 3750 16238 750 19988 2023 3497 15988 699 19485 2024 3260 15782 652 19042 2025 3040 15622 608 18662 2026 2834 15514 567 18348 2027 2643 15460 529 18103 2028 2464 15469 493 17933 2029 2297 15549 459 17846 2030 2142 15711 428 17853 2031 1997 15973 399 17970 ESTIMADO TOTAL DE PRODUCCION (BLS) [BLS] 36009177 PRD PETROLEO R REMANENTES [BLS] [BLS] 1062099 36009177 2517678 33491499 2482440 31009058 2443862 28565196 2307296 26257899 2157359 24100540 2005867 22094673 1870258 20224415 1743817 18480598 1630497 16850101 1516002 15334099 1413511 13920588 1317949 12602640 1232303 11370336 1145769 10224567 1068308 9156259 996084 8160174 931355 7228820 865954 6362866 807410 5555456 752824 4802631 31206545 164 ANEXO 5 CAPACIDADES DE TANQUES Y SEPARADORES CUYABENO-SANSAHUARI ESTACIÓN CUYABENO TANQUE WASH TANK SURGE TANK BOTA TANK EMPERNADO NUEVO PROD. TK. ESCU. AL-ESCU-01 TK. ESCU. AL-ESCU-02 TANK. SISTEMA CONT. INCENDIO TANK. EMPERNADO RYA. TANK. EMPERNADO RYA. CUY 18 SEPARADOR DE PRUEBA SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 1 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 2 FREEWATER CANTIDAD ALTURA Pies DIAMETRO Pies 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 36 36 ----------------------- --------------------------- CAPACIDAD (Bls.) NOMINAL OPERATIVA 18130 24680 10000 10000 40790 40790 720 5095 3000 5000 15000 10000 35000 16116 21938 ----36258 36197 --------------- OBSERVACIONES Techo en mal estado Tank. Nuevo Fuera de servicio ESTACIÓN SANSAHUARI TANQUE WASH TANK SURG TANK BOTA TANK SOLDADO RYA SEPARADOR DE PRUEBA SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 1 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 2 FREEWATER 4 ALTURA Pies DIAMETRO Pies 1 1 1 1 1 1 1 1 36 36 ------------- ----------------- CAPACIDAD (Bls.) NOMINAL OPERATIVA 12590 18130 --3000 3000 10000 8000 25000 11190 16116 --------- OBSERVACIONES Techo en mal estado ANEXO 6 165 GENERADORES INSTALADOS EN LA INTENDENCIA CUYABENO CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI GENERADOR-UBICACIÓN MARCA SERIE MOTOR VOLTAJE POTENCIA POTENCIA AMPERAJE DE NOMNAL NOMINAL ENTREGADA OPERACIÓN (Kw) (Kw) % DE CARGA OBSERVACIONES GEN # 1 ESTACION CUYABENO CATERPILLAR AFH00593 3412C 480 635 0,0 0,0 EN MANTENIMIENTO GEN # 2 ESTACION CUYABENO CATERPILLAR AFH00590 3412C 480 635 0,0 0,0 RESERVA 0,0 RESERVA GEN # 3 ESTACION CUYABENO CATERPILLAR AFH00591 3412C 480 635 0,0 GEN # 4 ESTACION CUYABENO CATERPILLAR AFH00423 3412C 480 635 332,2 500 52,3 GEN # 5 ESTACION CUYABENO CATERPILAR AFH00425 3412C 480 635 325,5 490 51,3 GEN # 6 ESTACION CUYABENO CATERPILLAR AFH00422 3412C 480 635 325,5 490 51,3 GEN # 7 ESTACION CUYABENO CATERPILLAR AFH00592 3412C 480 635 332,2 500 52,3 GEN. # 8 CUYABENO 23 CATERPILLAR AFN00851 3412 480 725 199,3 300 27,5 910 292,3 440 32,1 160,0 157 58,2 POZO - CUY 36 -27 220 78,9 POZO CUY-32 GEN. # 9 CUYABENO 24 CATERPILLAR G5D00356 3508GD 480 GEN. # 10 CUYABENO CAMPAMENTO CATERPILLAR 8LF01465 3406 220 GEN. CUYABENO 27 KATO 10029-04 3408 STD 480 GEN. CUYABENO 32 CATERPILLAR 8KF00882 3406 480 275 217,0 GEN # 1 REINYECCION SSH KATO 94279 3412 480 500 320,0 0,0 275 OFF 64,0 GEN # 2 REINYECCION SSH KATO 93535-03 3406 480 500 175,4 264 35,1 GEN SANSAHUARI 12D CATERPILLAR 6BA03658 3406 480 275 110,9 167 40,3 GEN # 89 EST.CUYABENO (ROTH) CATERPILLAR AFH00592 3516 480 1550 704,2 1060 45,4 GEN # 103 EST. CUYABENO (ROTH) CATERPILLAR AFH00592 3516 480 1750 11205 690,9 4185,3 1040 39,5 37,4 POTENCIA EFECTIVA (Kw) TOTAL TOTAL POZOS CUY-23-30D POZO CUY-12D CAMPAMENTO Y REINYECCION AGUA CAMPAMENTO Y REINYECCION AGUA CAMPO VHR GEN # 1 GENERACION VHR AVK SEG. NEWAGE 8525513A103 DIG140L/10 13800 1665 1012 AMPERAJE DE OPERACION de operación Amp. 53 60,8 GENERADOR GEN # 2 GENERACION VHR AVK SEG. NEWAGE 8525513A203 DIG140L/10 13800 1665 1012 53 60,8 GENERADOR GEN # 3 GENERACION VHR AVK SEG. NEWAGE 8525513A303 DIG140L/10 13800 1665 GEN AUXILIAR CATERPILLAR 1GZ05515 3512 480 1230 620 933 50,4 GENERADOR GENERACION VHR CATERPILLAR 9DR04827 3406 480 365 GEN # 1 REINY. AGUA CATERPILLAR G6J00396 3512 480 1230 GEN # 2 REINY. AGUA KATO 94279 3412 480 500 GEN VHR 16 CATERPILLAR 5HA05549 3406 480 GENERADOR-UBICACIÓN MARCA SERIE MOTOR VOLTAJE POTENCIA NOMNAL NOMINAL (Kw) TOTAL % DE CARGA OBSERVACIONES CORRECTIVO EMERGENCIA 864 1301 70,3 GENERADOR 250 197 296 78,7 PLATAFORMA VHR-16 8570 3705 RESERVA 43,2 166 ANEXO 7 REPORTE DE CONSUMO DIARIO DE COMBUSTIBLES (AGO-2011) CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI CONSUMO DIARIO (GLS) CONSUMO MENSUAL (GLS) LOCACION CUYABENO 27 224 6801 CUYABENO CAMPAMENTO 3 83 LOCACION CUYABENO 23 203 6167 UBICACIÓN DEL TANQUE GENERADOR DE BOMBA DE AGUA 45 1356 LOCACION CUYABENO 24D 722 21958 LOCACION CUYABENO 17 245 7454 CENTRAL DE GENERACION CUYABENO 6162 187394 LOCACION SANSAHUARI 12 D 249 7562 ESTACION SANSAHUARI REINYECION DE AGUA SANSAHUARI 554 433 16861 13170 8839 268806 CONSUMO DIARIO (GLS) 1309 69 1503 CONSUMO MENSUAL (GLS) 39793 2085 45705 2880 87583 TOTAL CAMPO V.H.R UBICACIÓN DEL TANQUE VHR GENERACION VHR 16 REINY. AGUA VHR TOTAL 167 ANEXO 8 PROYECCIÓN DE DEMANDA POTENCIA INTENDENCIA CUYABENO 2011 AL 2031 CUYABENO-SANSAHUARI Consideraciones: 1) Pozos nuevos perforados se considera un consumo energetico de 150 KW por pozo (BES) 2) Para el sistema de reinyeccion de agua se calcula en base 0,05874 al consumo actual Kw/Bl 3) Se toma en cuenta un consumo base de 1821 Kw PRODUCCION CONSUMO DE POTENCIA [Kw] Nº POZOS A REINYECCION AÑOS PETROLEO AGUA SER GAS POZOS CONSUMO AGUA [BPD] [BPD] [MPCS] PERFORADOS NUEVOS TOTAL FORMACION 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 12198 12977 12378 11625 11060 10304 9611 8965 8362 7800 7275 6786 6330 5904 5507 5137 4842 4540 3202 1757 965 37672 47658 49653 46633 44364 41331 38552 35960 33542 31287 29183 27221 25391 23684 22092 20606 19423 18210 12845 7050 3869 2745 2920 2785 2616 2489 2318 2162 2017 1881 1755 1637 1527 1424 1328 1239 1156 1089 1022 720 395 217 4185 POTENCIA ELECTRICA 7 1050 2799 5670 9 1350 2916 7137 9 8 1350 2739 8310 1200 2606 9377 2428 9199 2264 9035 2112 8883 1970 8741 1838 8609 1714 8485 1599 8370 1491 8262 1391 8162 1298 8069 1210 7981 1141 7912 1070 7841 754 7525 414 7185 227 6998 PRODUCCION DE GAS 3500 9000 3000 8000 7000 2500 6000 2000 5000 4000 1500 3000 1000 2000 500 1000 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 GAS PRODUCIDO(MPCD)/POTENCIA ELECTRICA (KW) 10000 TIEMPO (AÑOS) 168 VHR Consideraciones: 1) Pozos nuevos perforados se considera un consumo energético de 150 KW por pozo (BES) 2) Para el sistema de reinyección de agua se calcula en base 0,04625 al consumo actual Kw/Bl 3) Se toma en cuenta un consumo base de 2841 Kw PRODUCCIÓN AÑOS PETROLEO [BPD] AGUA [BPD] 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 6990 6909 6834 6565 6121 5708 5322 4962 4626 4314 4022 3750 3497 3260 3040 2834 2643 2464 2297 2142 1997 18689 19174 19705 19691 19120 18590 18099 17648 17236 16864 16531 16238 15988 15782 15622 15514 15460 15469 15549 15711 15973 CONSUMO DE POTENCIA [Kw] Nº POZOS A REINYECCION SER GAS POZOS CONSUMO AGUA [MPCS] PERFORADOS NUEVOS TOTAL FORMACION 1398 1382 1367 1313 1224 1142 1064 992 925 863 804 750 699 652 608 567 529 493 459 428 399 0 864 3705 2 300 887 4028 2 1 300 911 4352 911 4502 884 4475 860 4451 837 4428 816 4407 797 4388 780 4371 764 4355 751 4342 739 4330 730 4321 722 4313 717 4308 715 4306 715 4306 719 4310 727 4318 739 4330 PRODUCCION DE GAS 5000 1600 4500 1400 4000 1200 3500 3000 1000 2500 800 2000 600 1500 400 1000 200 500 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 GAS PRODUCIDO(MPCD)/DEMANDA DE ENERGIA(KW) DEMANDA DE ENERGIA ELECTRICA 150 TIEMPO (AÑOS) 169 ANEXO 9 BALANCE DE POTENCIA AL GENERAR CON EL GAS CRUDO ( 2011 AL 2031) CUYABENO -SANSAHUARI Consideraciones: - GAS COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR- CUYABENO - GAS COMBUSTIBLE DEL CALENTADOR- SANSAHUARI -PODER CALORÍFICO DEL GAS DE CUYABENO -FACTOR DE CONVERSIÓN DE BTU/día A Kw -EFICIENCIA ASUMIDA (35%) AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 GAS GAS PRODUCIDO PRODUCIDO TOTAL CUYABENO [MPCS] [MPCS] 2745 2920 2785 2616 2489 2318 2162 2017 1881 1755 1637 1527 1424 1328 1239 1156 1089 1022 720 395 217 2387 2539 2422 2274 2164 2016 1880 1754 1636 1526 1423 1328 1238 1155 1077 1005 947 888 626 344 189 GAS DISPONIBLE [MPCS] 2219 2371 2254 2106 1996 1848 1712 1586 1468 1358 1255 1160 1070 987 909 837 779 720 458 176 21 168 115 880 0,012471158 0,35 [MPCS] Cte [MPCS] Cte [BTU/SCF] GAS GAS GAS USADO Nº POZOS A PRODUCIDO DISPONIBLE CALENTADOR SER SANSAHUARI SANSAHUARI [MPCS] PERFORADOS [MPCS] [MPCS] 358 381 363 341 325 302 282 263 245 229 214 199 186 173 162 151 142 133 94 52 28 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 243 266 248 226 210 187 167 148 130 114 99 84 71 58 47 36 27 18 -21 -63 -87 7 9 9 8 POZOS NUEVOS 1050 1350 1350 1200 ACUMULADO REINYECCIÓN POZOS AGUA NUEVOS FORMACIÓN 1050 2400 3750 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 2799 2916 2739 2606 2428 2264 2112 1970 1838 1714 1599 1491 1391 1298 1210 1141 1070 754 414 227 DEMANDA POTENCIA DE GENERADA POTENCIA CON GAS [Kw] [Kw] 4185 5670 7137 8310 9377 9199 9035 8883 8741 8609 8485 8370 8262 8162 8069 7981 7912 7841 7525 7185 6998 8522 9107 8657 8091 7667 7098 6578 6092 5639 5217 4822 4455 4112 3792 3493 3215 2994 2767 1761 675 80 POTENCIA GENERADA COMB. LIQ. [Kw] 0 0 0 219 1710 2100 2458 2791 3102 3392 3663 3915 4151 4370 4575 4766 4918 5074 5764 6510 6918 170 BALANCE DE POTENCIA AL GENERAR CON EL GAS CRUDO DE CUYABENO-SANSAHUARI ( 2011 AL 2031) 10000 9000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 GAS DISPONIBLE[MPCS] DEMANDA DE POTENCIA [Kw] POTENCIA GENERADA GAS [Kw] POTENCIA GENERADA COMB. LIQUIDO [Kw] 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 TIEMPO (AÑOS) 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 0 2010 CAUDAL DE GAS (MPCD) / POTENCIA (KW) 8000 171 VHR Consideraciones: -PODER CALORÍFICO GAS VHR -FACTOR DE CONVERSIÓN DE BTU/día A Kw -EFICIENCIA (35%) AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 1104,3 0,012471158 0,35 GAS GAS PROD. GAS PRODUCIDO PLATAFORMA DISPONIBLE TOTAL VHR16 [MPCS] [MPCS] [MPCS] 1398 1382 1367 1313 1224 1142 1064 992 925 863 804 750 699 652 608 567 529 493 459 428 399 280 277 274 263 245 229 213 199 185 173 161 150 140 131 122 114 106 99 92 86 80 1118 1105 1093 1050 979 913 851 794 740 690 643 600 559 521 486 453 423 394 367 343 319 Nº POZOS A SER PERFORADOS 2 2 1 [BTU/SCF] POZOS NUEVOS 0 300 300 150 ACUMULADO REINYECCION POZOS AGUA NUEVOS FORMACION 0 300 600 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 864 887 911 911 884 860 837 816 797 780 764 751 739 730 722 717 715 715 719 727 739 DEMANDA DE POTENCIA [Kw] POTENCIA GENERADA CON GAS [Kw] POTENCIA GENERADA COMB. LIQ. [Kw] 3705 4028 4352 4502 4475 4451 4428 4407 4388 4371 4355 4342 4330 4321 4313 4308 4306 4306 4310 4318 4330 5389 5327 5269 5061 4719 4401 4103 3826 3566 3326 3101 2891 2696 2513 2344 2185 2038 1900 1771 1651 1540 0 0 0 0 0 50 325 582 822 1045 1255 1451 1634 1807 1970 2124 2268 2407 2539 2666 2790 172 BALANCE DE POTENCIA AL GENERAR CON EL GAS CRUDO DE VHR ( 2011 AL 2031) 6000 4000 3000 2000 1000 GAS DISPONIBLE[MPCS] DEMANDA DE POTENCIA [Kw] POTENCIA GENERADA GAS [Kw] POTENCIA GENERADA COMB. LIQUIDO [Kw] 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 TIEMPO (AÑOS) 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 0 2010 CAUDAL DE GAS (MPCD) / POTENCIA (KW) 5000 173 ANEXO 10 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN CON HYSYS 6 &8<$%(126$16$+8$5,81,'$'(6&$032 7 8 9 Material Streams 10 11 Name 12 Vapour Fraction 13 Temperature 14 Pressure 15 Gas Agua (Saturación) 1.0000 Fluid Pkg: Gas Saturado 0.9218 Gas Húmedo 0.9996 All Agua 1.0000 0.0000 (F) 135.0 * 280.6 135.0 * 52.53 52.69 (psia) 49.70 * 49.70 * 49.70 45.70 46.70 Molar Flow (lbmole/hr) 234.4 * 12.99 247.4 293.1 12.30 16 Mass Flow (lb/hr) 9410 234.0 * 9644 1.291e+004 221.8 17 Liquid Volume Flow (barrel/day) 1034 16.05 1050 1436 15.23 18 Heat Flow (Btu/hr) -2.507e+007 -1.347e+006 -2.642e+007 -2.911e+007 -1.519e+006 19 Name 20 Vapour Fraction 21 Temperature 22 Pressure 23 Molar Flow 24 Mass Flow 25 Liquid Volume Flow 26 Heat Flow 27 Name 28 Vapour Fraction 29 Temperature 30 Pressure 31 1 2 3 1.0000 (F) 4 0.9660 5 1.0000 0.0000 1.0000 159.3 95.00 * 81.38 81.38 222.8 130.0 * 125.0 * 122.0 122.0 420.0 * (lbmole/hr) 293.1 293.1 308.2 63.42 308.2 (lb/hr) 1.291e+004 1.291e+004 1.317e+004 3844 1.317e+004 (psia) (barrel/day) 1436 1436 1472 440.3 1472 (Btu/hr) -2.869e+007 -2.907e+007 -3.086e+007 -4.618e+006 -3.032e+007 6 7 9 Gas Tratado 1.0000 (F) 205.7 94.77 95.00 * 122.0 * 154.1 (psia) 418.0 413.0 415.0 405.0 * 5.000 * Molar Flow (lbmole/hr) 308.2 229.7 308.2 103.4 126.4 32 Mass Flow (lb/hr) 1.317e+004 9074 1.317e+004 3897 5177 33 Liquid Volume Flow (barrel/day) 1472 995.9 1472 523.6 472.3 34 Heat Flow 35 Name 36 Vapour Fraction 37 Temperature 38 Pressure 39 (Btu/hr) -3.041e+007 GAS COMBUSTIBLE 0.7449 Permeato 1.0000 -2.506e+007 12 0.8505 -3.146e+007 13 1.0000 -6.669e+006 Condensado 1.0000 0.0000 0.0000 1.0000 (F) 95.00 95.00 122.0 * 52.69 122.0 (psia) 402.0 402.0 409.0 46.70 409.0 Molar Flow (lbmole/hr) 72.64 30.74 229.7 5.296 229.7 40 Mass Flow (lb/hr) 2389 1508 9074 348.3 9074 41 Liquid Volume Flow (barrel/day) 334.3 189.3 995.9 39.10 995.9 42 Heat Flow 43 Name 44 Vapour Fraction 45 Temperature 46 Pressure 47 -4.819e+006 (Btu/hr) 15 1.0000 -1.830e+007 14 -1.984e+006 16 -2.497e+007 17 -3.914e+005 gas+condens -2.497e+007 10 0.0000 1.0000 0.0000 0.8276 0.0000 (F) 122.0 122.0 122.0 82.39 94.77 (psia) 409.0 409.0 409.0 125.0 413.0 Molar Flow (lbmole/hr) 0.0000 229.7 0.0000 371.7 78.49 48 Mass Flow (lb/hr) 0.0000 9074 0.0000 1.701e+004 4096 49 Liquid Volume Flow (barrel/day) 0.0000 995.9 0.0000 1912 476.2 50 Heat Flow 51 Name 52 Vapour Fraction 53 Temperature 54 Pressure 55 (Btu/hr) 0.0000 LD2 -2.497e+007 RC-2 Out 0.2612 0.0000 RC-2 Out-4 0.2612 -3.548e+007 LD1 0.3218 -6.399e+006 RC-1 Out 0.1064 0.1064 (F) 54.41 54.42 * 39.03 * 61.45 61.45 * (psia) 125.0 125.0 * 125.0 * 49.70 49.70 * Molar Flow (lbmole/hr) 78.49 78.58 * 52.99 * 63.42 63.38 * 56 Mass Flow (lb/hr) 4096 4101 2662 3844 3842 57 Liquid Volume Flow (barrel/day) 476.2 476.7 309.6 440.3 440.0 58 Heat Flow (Btu/hr) -6.399e+006 -6.407e+006 -4.523e+006 -4.618e+006 -4.615e+006 59 60 61 62 63 64 65 Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Page 1 of 5 * Specified by user. 174 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA CUYABENO(ESCENARIO2).HSC Unit Set: Field Date/Time: Sat Jun 09 08:05:35 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Material Streams (continued) 10 11 Name 12 Vapour Fraction 13 Temperature 14 Pressure 15 Molar Flow 16 Mass Flow 17 Liquid Volume Flow 18 Heat Flow 19 Name 20 Vapour Fraction 21 Temperature 22 Pressure 23 Molar Flow 24 Mass Flow 25 Liquid Volume Flow 26 Heat Flow 27 Name 28 Vapour Fraction 29 Temperature 30 Pressure 31 Molar Flow 32 Mass Flow 33 Liquid Volume Flow 34 Heat Flow Gas Cuyabeno Agua saturación Fluid Pkg: 18 19 All 20 1.0000 0.0000 1.0000 (F) 135.0 135.0 229.8 212.0 * (psia) 49.70 49.70 1100 * 1098 1098 (lbmole/hr) 247.3 9.978e-002 72.64 72.64 72.64 (lb/hr) 9642 1.799 2389 2389 2389 (barrel/day) 1050 0.1234 334.3 334.3 334.3 (Btu/hr) -2.641e+007 21 -1.217e+004 22 1.0000 -4.725e+006 23 1.0000 212.0 -4.748e+006 -4.748e+006 24 1.0000 25 0.0000 1.0000 1.0000 0.0000 (F) 212.0 331.1 212.0 * 212.0 212.0 (psia) 1098 2550 * 2548 2548 2548 (lbmole/hr) 0.0000 72.64 72.64 72.64 0.0000 (lb/hr) 0.0000 2389 2389 2389 0.0000 (barrel/day) 0.0000 334.3 334.3 334.3 0.0000 (Btu/hr) 0.0000 -4.656e+006 -4.839e+006 -4.839e+006 26 27 1.0000 0.0000 GAS A GENERADORES28 1.0000 0.0000 291.3 122.0 * 122.0 122.0 95.00 * 5080 * 5078 5078 5078 402.0 (lbmole/hr) 72.64 72.64 72.64 0.0000 103.4 (lb/hr) 2389 2389 2389 0.0000 3897 (barrel/day) 334.3 334.3 334.3 0.0000 523.6 (Btu/hr) -4.764e+006 -5.013e+006 -5.013e+006 0.0000 -6.802e+006 (F) (psia) 1.0000 11 35 Compositions 36 Gas Agua (Saturación) 0.7026 Fluid Pkg: 37 Name 38 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 * 1.0000 * 0.0525 0.0042 0.9991 39 Comp Mole Frac (Methane) 0.1744 * 0.0000 * 0.1652 0.1410 0.0000 40 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0495 * 0.0000 * 0.0469 0.0420 0.0000 41 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0260 * 0.0000 * 0.0246 0.0384 0.0000 42 Comp Mole Frac (Propane) 0.1218 * 0.0000 * 0.1154 0.1233 0.0000 43 Comp Mole Frac (CO2) 0.5212 * 0.0000 * 0.4938 0.4270 0.0009 44 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0206 * 0.0000 * 0.0195 0.0165 0.0000 45 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0557 * 0.0000 * 0.0528 0.1028 0.0000 46 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0160 * 0.0000 * 0.0152 0.0532 0.0000 47 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0148 * 0.0000 * 0.0140 0.0517 48 Name 49 Comp Mole Frac (H2O) 0.0042 0.0042 0.0046 0.0101 0.0046 50 Comp Mole Frac (Methane) 0.1410 0.1410 0.1405 0.0070 0.1405 51 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0420 0.0420 0.0461 0.0117 0.0461 52 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0384 0.0384 0.0426 0.0856 0.0426 53 Comp Mole Frac (Propane) 0.1233 0.1233 0.1479 0.1249 0.1479 54 Comp Mole Frac (CO2) 0.4270 0.4270 0.4424 0.0488 0.4424 55 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0165 0.0165 0.0160 0.0003 0.0160 56 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.1028 0.1028 0.1030 0.2862 0.1030 57 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0532 0.0532 0.0319 0.2099 0.0319 58 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0517 0.0517 0.0250 0.2156 0.0250 Hyprotech Ltd. Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) 1 2 Gas Saturado 3 Gas Húmedo All 4 Agua 0.0000 5 59 60 61 62 63 64 65 Licensed to: LEGENDS Page 2 of 5 * Specified by user. 175 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA CUYABENO(ESCENARIO2).HSC Unit Set: Field Date/Time: Sat Jun 09 08:05:35 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Compositions (continued) 10 6 7 Fluid Pkg: 11 Name 12 Comp Mole Frac (H2O) 0.0046 0.0026 0.0046 0.0001 0.0047 13 Comp Mole Frac (Methane) 0.1405 0.1779 0.1405 0.2965 0.0809 14 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0461 0.0504 0.0461 0.0896 0.0183 15 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0426 0.0254 0.0426 0.0541 0.0018 16 Comp Mole Frac (Propane) 0.1479 0.1229 0.1479 0.2321 0.0335 17 Comp Mole Frac (CO2) 0.4424 0.5312 0.4424 0.1700 0.8268 18 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0160 0.0210 0.0160 0.0098 0.0302 19 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.1030 0.0523 0.1030 0.1116 0.0038 20 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0319 0.0098 0.0319 0.0219 0.0000 21 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0250 0.0065 0.0250 0.0145 22 Name 23 Comp Mole Frac (H2O) 0.0001 0.0000 0.0026 0.0003 0.0026 24 Comp Mole Frac (Methane) 0.3927 0.0691 0.1779 0.0029 0.1779 25 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0995 0.0660 0.0504 0.0055 0.0504 26 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0305 0.1099 0.0254 0.0523 0.0254 27 Comp Mole Frac (Propane) 0.1885 0.3350 0.1229 0.0630 0.1229 28 Comp Mole Frac (CO2) 0.2125 0.0697 0.5312 0.0222 0.5312 29 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0135 0.0010 0.0210 0.0001 0.0210 30 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0531 0.2498 0.0523 0.2036 0.0523 31 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0062 0.0589 0.0098 0.2786 0.0098 32 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0034 0.0405 0.0065 0.3716 33 Name 34 Comp Mole Frac (H2O) 0.0015 0.0026 0.0015 0.0055 0.0104 35 Comp Mole Frac (Methane) 0.0411 0.1779 0.0411 0.1178 0.0313 36 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0379 0.0504 0.0379 0.0402 0.0337 37 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0895 0.0254 0.0895 0.0499 0.0931 38 Comp Mole Frac (Propane) 0.2251 0.1229 0.2251 0.1439 0.2210 39 Comp Mole Frac (CO2) 0.2189 0.5312 0.2189 0.3752 0.1823 40 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0022 0.0210 0.0022 0.0134 0.0015 41 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.2323 0.0523 0.2323 0.1342 0.2512 42 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0844 0.0098 0.0844 0.0622 0.0963 43 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0671 0.0065 0.0671 0.0575 44 Name 45 Comp Mole Frac (H2O) 0.0104 0.0104 * 0.0039 * 0.0101 0.0101 * 46 Comp Mole Frac (Methane) 0.0313 0.0313 * 0.0399 * 0.0070 0.0070 * 47 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0337 0.0337 * 0.0405 * 0.0117 0.0117 * 48 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0931 0.0931 * 0.0886 * 0.0856 0.0856 * 49 Comp Mole Frac (Propane) 0.2210 0.2210 * 0.2434 * 0.1249 0.1248 * 50 Comp Mole Frac (CO2) 0.1823 0.1823 * 0.2314 * 0.0488 0.0488 * 51 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0015 0.0015 * 0.0020 * 0.0003 0.0003 * 52 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.2512 0.2513 * 0.2194 * 0.2862 0.2865 * 53 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0963 0.0961 * 0.0703 * 0.2099 0.2099 * 54 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0792 0.0793 * 0.0605 * 0.2156 0.2154 * Hyprotech Ltd. Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) GAS COMBUSTIBLE 15 9 12 13 16 LD2 Gas Tratado All Condensado 17 RC-2 Out Permeato gas+condens RC-2 Out-4 0.0000 14 LD1 0.0065 10 0.0792 RC-1 Out 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 Licensed to: LEGENDS Page 3 of 5 * Specified by user. 176 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA CUYABENO(ESCENARIO2).HSC Unit Set: Field Date/Time: Sat Jun 09 08:05:35 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Compositions (continued) 10 Gas Cuyabeno Agua saturación Fluid Pkg: 11 Name 12 Comp Mole Frac (H2O) 0.0521 0.9996 0.0001 0.0001 0.0001 13 Comp Mole Frac (Methane) 0.1653 0.0000 0.3927 0.3927 0.3927 14 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0469 0.0000 0.0995 0.0995 0.0995 15 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0246 0.0000 0.0305 0.0305 0.0305 16 Comp Mole Frac (Propane) 0.1155 0.0000 0.1885 0.1885 0.1885 17 Comp Mole Frac (CO2) 0.4940 0.0004 0.2125 0.2125 0.2125 18 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0195 0.0000 0.0135 0.0135 0.0135 19 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0528 0.0000 0.0531 0.0531 0.0531 20 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0152 0.0000 0.0062 0.0062 0.0062 21 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0140 0.0000 0.0034 0.0034 22 Name 23 Comp Mole Frac (H2O) 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 24 Comp Mole Frac (Methane) 0.3924 0.3927 0.3927 0.3927 0.4003 25 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0996 0.0995 0.0995 0.0995 0.0988 26 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0305 0.0305 0.0305 0.0305 0.0292 27 Comp Mole Frac (Propane) 0.1887 0.1885 0.1885 0.1885 0.1834 28 Comp Mole Frac (CO2) 0.2124 0.2125 0.2125 0.2125 0.2146 29 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0135 0.0135 0.0135 0.0135 0.0141 30 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0532 0.0531 0.0531 0.0531 0.0506 31 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0062 0.0062 0.0062 0.0062 0.0058 32 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0034 0.0034 0.0034 0.0034 33 Name 34 Comp Mole Frac (H2O) 0.0001 0.0001 0.0001 0.0000 0.0001 35 Comp Mole Frac (Methane) 0.3927 0.3927 0.3927 0.4476 0.2965 36 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0995 0.0995 0.0995 0.0981 0.0896 37 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0305 0.0305 0.0305 0.0179 0.0541 38 Comp Mole Frac (Propane) 0.1885 0.1885 0.1885 0.1518 0.2321 39 Comp Mole Frac (CO2) 0.2125 0.2125 0.2125 0.2282 0.1700 40 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0135 0.0135 0.0135 0.0211 0.0098 41 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0531 0.0531 0.0531 0.0314 0.1116 42 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0062 0.0062 0.0062 0.0026 0.0219 43 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0034 0.0034 0.0034 0.0014 0.0145 21 22 26 46 Name 47 Heat Flow 48 Name 49 Heat Flow HP 2da Etapa (Btu/hr) (Btu/hr) 3 STAGE 1.828e+005 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 HP 1ER STAGE 9.387e+004 0.0032 11 STAGE 1 All HP 2DA STG 2.345e+004 9.239e+004 HP 3 STAGE 2.498e+005 7.498e+004 Unit Ops 51 54 25 Fluid Pkg: 4.266e+005 2 STAGE 0.0034 24 GAS A GENERADORES28 HP 1era Etapa 5.366e+005 50 53 20 Energy Streams 45 52 19 23 27 44 18 All Operation Name Operation Type MEZCLADOR-1 Mixer MEZCLADOR2 Mixer SEPARADOR INTERETAPA Separator SEPARADOR ENTRADA SKID MEMBRANAS Separator V-100 Separator V-101 Separator Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Feeds Gas Products Gas Saturado Agua (Saturación) 2 gas+condens RC-2 Out gas+condens 4 3 9 10 7 11 12 GAS COMBUSTIBLE 13 15 14 Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Ignored Calc Level No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * Page 4 of 5 * Specified by user. 177 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 8 9 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 Operation Name Field Date/Time: Sat Jun 09 08:05:35 2012 Operation Type V-102 Separator V-103 Separator V-104 Separator V-105 Separator V-106 Separator COMPRESOR Compressor COMPRESOR 2DA ETAPA Compressor COM 1ERA STG Compressor COMP-2DA STG Compressor COMP 3ERA STG Compressor INTERCAMBIADOR Heat Exchanger Membrana Component Splitter SEPARADOR DE ENTRADA 3 Phase Separator 36 37 Unit Set: Unit Ops (continued) 10 12 MEMBRANA CUYABENO(ESCENARIO2).HSC Workbook: Case (Main) (continued) 7 11 Case Name: Feeds 14 Products 17 16 Gas Saturado Agua saturación Gas Cuyabeno 19 21 20 23 25 24 27 28 GAS A GENERADORES Gas Húmedo 1 HP 1era Etapa 3 5 HP 2da Etapa GAS COMBUSTIBLE 18 HP 1ER STAGE 20 22 HP 2DA STG 24 26 HP 3 STAGE 5 6 7 13 16 Gas Tratado Permeato Gas Cuyabeno Condensado RC-1 Out Gas Húmedo 38 Ignored Calc Level No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * Agua 39 AEREO INTERETAPAS Air cooler 1 2 No 500.0 * 40 AEREO DESCARGA Air cooler 6 9 No 500.0 * 41 AEROENFRIADOR Air cooler Gas Tratado 11 No 500.0 * 42 RCY-2 Recycle LD2 RC-2 Out No 3500 * 43 RCY-1 Recycle LD1 RC-1 Out No 3500 * 44 Let Down Valve 10 LD2 No 500.0 * 45 VLV-100 Valve 4 LD1 No 500.0 * 18 19 No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * 46 47 48 49 50 51 COOLER 1ERA STG Cooler COOLER 2DA STG Cooler COOLER 3ERA STG Cooler STAGE 1 22 23 2 STAGE 26 27 3 STAGE 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Page 5 of 5 * Specified by user. 178 1 Case Name: MEMBRANA CUYABENO(SI).hsc Unit Set: SI Date/Time: Sun Jul 22 11:29:46 2012 2 3 4 5 6 CUYABENO-SANSAHUARI (SISTEMA INTERNACIONAL) 7 8 9 Material Streams 10 11 Name 12 Vapour Fraction 13 Temperature 14 Pressure 15 Gas Agua (Saturación) 1.0000 Fluid Pkg: Gas Saturado 0.9218 Gas Húmedo 0.9996 All Agua 1.0000 0.0000 (C) 57.22 * 138.1 57.22 * 11.40 11.50 (kPa) 342.6 * 342.6 * 342.6 315.1 322.0 Molar Flow (kgmole/h) 106.3 * 5.892 112.2 132.9 5.578 16 Mass Flow (kg/h) 4268 106.1 * 4374 5858 100.6 17 Liquid Volume Flow (m3/h) 6.850 6.956 9.511 0.1009 18 Heat Flow 19 Name 20 Vapour Fraction 21 Temperature 22 Pressure 23 Molar Flow 24 Mass Flow 25 Liquid Volume Flow 26 Heat Flow 27 Name 28 Vapour Fraction 29 Temperature 30 Pressure 31 (kJ/h) 0.1064 -2.645e+007 1 -1.421e+006 2 1.0000 (C) (kPa) (kgmole/h) -2.788e+007 3 -3.072e+007 4 0.9660 -1.603e+006 5 1.0000 0.0000 1.0000 70.70 35.00 * 27.43 27.43 106.0 896.3 * 861.8 * 841.2 841.2 2896 * 132.9 132.9 139.8 28.77 139.8 (kg/h) 5858 5858 5974 1744 5974 (m3/h) 9.511 9.511 9.752 2.917 9.752 (kJ/h) -3.027e+007 6 -3.067e+007 7 -3.256e+007 9 -4.872e+006 Gas Tratado 1.0000 1.0000 (C) 96.49 34.87 35.00 * 50.00 * 67.82 (kPa) 2882 2848 2861 2792 * 34.47 * Molar Flow (kgmole/h) 139.8 104.2 139.8 46.90 57.32 32 Mass Flow (kg/h) 5974 4116 5974 1768 2348 33 Liquid Volume Flow (m3/h) 9.752 6.598 9.752 3.469 3.129 34 Heat Flow 35 Name 36 Vapour Fraction 37 Temperature 38 Pressure 39 Molar Flow 40 Mass Flow 41 Liquid Volume Flow 42 Heat Flow 43 Name 44 Vapour Fraction 45 Temperature 46 Pressure 47 Molar Flow 48 Mass Flow 49 Liquid Volume Flow 50 Heat Flow 51 Name 52 Vapour Fraction 53 Temperature 54 Pressure 55 (kJ/h) -3.209e+007 GAS COMBUSTIBLE 0.7449 -3.199e+007 Permeato -2.644e+007 12 0.8505 -3.319e+007 13 1.0000 -7.036e+006 Condensado 1.0000 0.0000 0.0000 1.0000 (C) 35.00 35.00 50.00 * 11.50 50.00 (kPa) 2772 2772 2820 322.0 2820 (kgmole/h) 32.95 13.94 104.2 2.402 104.2 (kg/h) 1084 683.9 4116 158.0 4116 (m3/h) 2.215 1.254 6.598 0.2590 6.598 (kJ/h) -5.084e+006 15 1.0000 -1.931e+007 14 -2.093e+006 16 -2.634e+007 17 -4.129e+005 gas+condens -2.634e+007 10 0.0000 1.0000 0.0000 0.8276 0.0000 (C) 50.00 50.00 50.00 28.00 34.87 (kPa) 2820 2820 2820 861.8 2848 (kgmole/h) 0.0000 104.2 0.0000 168.6 35.60 (kg/h) 0.0000 4116 0.0000 7718 1858 (m3/h) 0.0000 6.598 0.0000 12.67 3.154 (kJ/h) 0.0000 LD2 -2.634e+007 RC-2 Out 0.2612 0.0000 RC-2 Out-4 0.2612 -3.743e+007 LD1 0.3218 -6.751e+006 RC-1 Out 0.1064 0.1064 (C) 12.45 12.45 * 3.905 * 16.36 16.36 * (kPa) 861.8 861.8 * 861.8 * 342.7 342.7 * Molar Flow (kgmole/h) 35.60 35.64 * 24.04 * 28.77 28.75 * 56 Mass Flow (kg/h) 1858 1860 1208 1744 1743 57 Liquid Volume Flow (m3/h) 3.154 3.158 2.051 2.917 2.915 58 Heat Flow (kJ/h) -6.751e+006 -6.759e+006 -4.773e+006 -4.872e+006 -4.869e+006 59 60 61 62 63 64 65 Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Page 1 of 5 * Specified by user. 179 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA CUYABENO(SI).hsc Unit Set: SI Date/Time: Sun Jul 22 11:29:46 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Material Streams (continued) 10 11 Name 12 Vapour Fraction 13 Temperature 14 Pressure 15 Molar Flow 16 Mass Flow 17 Liquid Volume Flow 18 Heat Flow 19 Name 20 Vapour Fraction 21 Temperature 22 Pressure 23 24 25 Liquid Volume Flow 26 Heat Flow 27 Name 28 Vapour Fraction 29 Temperature 30 Pressure 31 Molar Flow 32 Mass Flow 33 Liquid Volume Flow 34 Heat Flow Gas Cuyabeno Agua saturación Fluid Pkg: 18 19 All 20 1.0000 0.0000 1.0000 1.0000 (C) 57.22 57.22 109.9 100.0 * 1.0000 (kPa) 342.6 342.6 7584 * 7570 7570 (kgmole/h) 112.2 4.526e-002 32.95 32.95 32.95 100.0 (kg/h) 4373 0.8159 1084 1084 1084 (m3/h) 6.955 8.177e-004 2.215 2.215 2.215 (kJ/h) -2.786e+007 21 -1.284e+004 22 0.0000 1.0000 (C) 100.0 166.2 (kPa) 7570 Molar Flow (kgmole/h) 0.0000 Mass Flow (kg/h) 0.0000 (m3/h) (kJ/h) -5.010e+006 25 1.0000 100.0 * 0.0000 100.0 1.757e+004 1.757e+004 1.757e+004 32.95 32.95 32.95 0.0000 1084 1084 1084 0.0000 0.0000 2.215 2.215 2.215 0.0000 0.0000 -4.912e+006 -5.105e+006 -5.105e+006 27 32.95 11 1.0000 0.0000 50.00 50.00 3.501e+004 3.501e+004 3.501e+004 2772 32.95 32.95 0.0000 46.90 50.00 * 3.503e+004 * 0.0000 GAS A GENERADORE 28 1.0000 144.0 (kgmole/h) 1.0000 1.758e+004 * 1.0000 (kPa) -5.010e+006 24 100.0 26 (C) -4.985e+006 23 0.7026 35.00 * (kg/h) 1084 1084 1084 0.0000 1768 (m3/h) 2.215 2.215 2.215 0.0000 3.469 (kJ/h) -5.026e+006 -5.289e+006 -5.289e+006 0.0000 -7.177e+006 35 Compositions 36 Gas Agua (Saturación) Fluid Pkg: 37 Name 38 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 * 1.0000 * 0.0525 0.0042 0.9991 39 Comp Mole Frac (Methane) 0.1744 * 0.0000 * 0.1652 0.1410 0.0000 40 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0495 * 0.0000 * 0.0469 0.0420 0.0000 41 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0260 * 0.0000 * 0.0246 0.0384 0.0000 42 Comp Mole Frac (Propane) 0.1218 * 0.0000 * 0.1154 0.1233 0.0000 43 Comp Mole Frac (CO2) 0.5212 * 0.0000 * 0.4938 0.4270 0.0009 44 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0206 * 0.0000 * 0.0195 0.0165 0.0000 45 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0557 * 0.0000 * 0.0528 0.1028 0.0000 46 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0160 * 0.0000 * 0.0152 0.0532 0.0000 47 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0148 * 0.0000 * 0.0140 0.0517 48 Name 49 Comp Mole Frac (H2O) 0.0042 0.0042 0.0046 0.0101 0.0046 50 Comp Mole Frac (Methane) 0.1410 0.1410 0.1405 0.0070 0.1405 51 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0420 0.0420 0.0461 0.0117 0.0461 52 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0384 0.0384 0.0426 0.0856 0.0426 53 Comp Mole Frac (Propane) 0.1233 0.1233 0.1479 0.1249 0.1479 54 Comp Mole Frac (CO2) 0.4270 0.4270 0.4424 0.0488 0.4424 55 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0165 0.0165 0.0160 0.0003 0.0160 56 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.1028 0.1028 0.1030 0.2862 0.1030 57 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0532 0.0532 0.0319 0.2099 0.0319 58 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0517 0.0517 0.0250 0.2156 0.0250 Hyprotech Ltd. Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) 1 2 Gas Saturado 3 Gas Húmedo All 4 Agua 0.0000 5 59 60 61 62 63 64 65 Licensed to: LEGENDS Page 2 of 5 * Specified by user. 180 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA CUYABENO(SI).hsc Unit Set: SI Date/Time: Sun Jul 22 11:29:46 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Compositions (continued) 10 6 7 Fluid Pkg: 11 Name 12 Comp Mole Frac (H2O) 0.0046 0.0026 0.0046 0.0001 0.0047 13 Comp Mole Frac (Methane) 0.1405 0.1779 0.1405 0.2965 0.0809 14 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0461 0.0504 0.0461 0.0896 0.0183 15 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0426 0.0254 0.0426 0.0541 0.0018 16 Comp Mole Frac (Propane) 0.1479 0.1229 0.1479 0.2321 0.0335 17 Comp Mole Frac (CO2) 0.4424 0.5312 0.4424 0.1700 0.8268 18 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0160 0.0210 0.0160 0.0098 0.0302 19 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.1030 0.0523 0.1030 0.1116 0.0038 20 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0319 0.0098 0.0319 0.0219 0.0000 21 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0250 0.0065 0.0250 0.0145 22 Name 23 Comp Mole Frac (H2O) 0.0001 0.0000 0.0026 0.0003 0.0026 24 Comp Mole Frac (Methane) 0.3927 0.0691 0.1779 0.0029 0.1779 25 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0995 0.0660 0.0504 0.0055 0.0504 26 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0305 0.1099 0.0254 0.0523 0.0254 27 Comp Mole Frac (Propane) 0.1885 0.3350 0.1229 0.0630 0.1229 28 Comp Mole Frac (CO2) 0.2125 0.0697 0.5312 0.0222 0.5312 29 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0135 0.0010 0.0210 0.0001 0.0210 30 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0531 0.2498 0.0523 0.2036 0.0523 31 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0062 0.0589 0.0098 0.2786 0.0098 32 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0034 0.0405 0.0065 0.3716 33 Name 34 Comp Mole Frac (H2O) 0.0015 0.0026 0.0015 0.0055 0.0104 35 Comp Mole Frac (Methane) 0.0411 0.1779 0.0411 0.1178 0.0313 36 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0379 0.0504 0.0379 0.0402 0.0337 37 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0895 0.0254 0.0895 0.0499 0.0931 38 Comp Mole Frac (Propane) 0.2251 0.1229 0.2251 0.1439 0.2210 39 Comp Mole Frac (CO2) 0.2189 0.5312 0.2189 0.3752 0.1823 40 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0022 0.0210 0.0022 0.0134 0.0015 41 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.2323 0.0523 0.2323 0.1342 0.2512 42 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0844 0.0098 0.0844 0.0622 0.0963 43 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0671 0.0065 0.0671 0.0575 44 Name 45 Comp Mole Frac (H2O) 0.0104 0.0104 * 0.0039 * 0.0101 0.0101 * 46 Comp Mole Frac (Methane) 0.0313 0.0313 * 0.0399 * 0.0070 0.0070 * 47 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0337 0.0337 * 0.0405 * 0.0117 0.0117 * 48 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0931 0.0931 * 0.0886 * 0.0856 0.0856 * 49 Comp Mole Frac (Propane) 0.2210 0.2210 * 0.2434 * 0.1249 0.1248 * 50 Comp Mole Frac (CO2) 0.1823 0.1823 * 0.2314 * 0.0488 0.0488 * 51 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0015 0.0015 * 0.0020 * 0.0003 0.0003 * 52 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.2512 0.2513 * 0.2194 * 0.2862 0.2865 * 53 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0963 0.0961 * 0.0703 * 0.2099 0.2099 * 54 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0792 0.0793 * 0.0605 * 0.2156 0.2154 * Hyprotech Ltd. Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) GAS COMBUSTIBLE 15 9 12 13 16 LD2 Gas Tratado All Condensado 17 RC-2 Out Permeato gas+condens RC-2 Out-4 0.0000 14 LD1 0.0065 10 0.0792 RC-1 Out 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 Licensed to: LEGENDS Page 3 of 5 * Specified by user. 181 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA CUYABENO(SI).hsc Unit Set: SI Date/Time: Sun Jul 22 11:29:46 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Compositions (continued) 10 Gas Cuyabeno Agua saturación Fluid Pkg: 11 Name 12 Comp Mole Frac (H2O) 0.0521 0.9996 0.0001 0.0001 0.0001 13 Comp Mole Frac (Methane) 0.1653 0.0000 0.3927 0.3927 0.3927 14 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0469 0.0000 0.0995 0.0995 0.0995 15 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0246 0.0000 0.0305 0.0305 0.0305 16 Comp Mole Frac (Propane) 0.1155 0.0000 0.1885 0.1885 0.1885 17 Comp Mole Frac (CO2) 0.4940 0.0004 0.2125 0.2125 0.2125 18 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0195 0.0000 0.0135 0.0135 0.0135 19 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0528 0.0000 0.0531 0.0531 0.0531 20 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0152 0.0000 0.0062 0.0062 0.0062 21 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0140 0.0000 0.0034 0.0034 22 Name 23 Comp Mole Frac (H2O) 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 24 Comp Mole Frac (Methane) 0.3924 0.3927 0.3927 0.3927 0.4003 25 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0996 0.0995 0.0995 0.0995 0.0988 26 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0305 0.0305 0.0305 0.0305 0.0292 27 Comp Mole Frac (Propane) 0.1887 0.1885 0.1885 0.1885 0.1834 28 Comp Mole Frac (CO2) 0.2124 0.2125 0.2125 0.2125 0.2146 29 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0135 0.0135 0.0135 0.0135 0.0141 30 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0532 0.0531 0.0531 0.0531 0.0506 31 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0062 0.0062 0.0062 0.0062 0.0058 32 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0034 0.0034 0.0034 0.0034 33 Name 34 Comp Mole Frac (H2O) 0.0001 0.0001 0.0001 0.0000 0.0001 35 Comp Mole Frac (Methane) 0.3927 0.3927 0.3927 0.4476 0.2965 36 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0995 0.0995 0.0995 0.0981 0.0896 37 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0305 0.0305 0.0305 0.0179 0.0541 38 Comp Mole Frac (Propane) 0.1885 0.1885 0.1885 0.1518 0.2321 39 Comp Mole Frac (CO2) 0.2125 0.2125 0.2125 0.2282 0.1700 40 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0135 0.0135 0.0135 0.0211 0.0098 41 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0531 0.0531 0.0531 0.0314 0.1116 42 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0062 0.0062 0.0062 0.0026 0.0219 43 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0034 0.0034 0.0034 0.0014 0.0145 21 22 26 46 Name 47 Heat Flow 48 Name 49 Heat Flow HP 2da Etapa (kJ/h) (kJ/h) 3 STAGE 1.929e+005 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 HP 1ER STAGE 9.904e+004 0.0032 11 STAGE 1 All HP 2DA STG 2.474e+004 9.748e+004 HP 3 STAGE 2.635e+005 7.911e+004 Unit Ops 51 54 25 Fluid Pkg: 4.500e+005 2 STAGE 0.0034 24 GAS A GENERADORE 28 HP 1era Etapa 5.662e+005 50 53 20 Energy Streams 45 52 19 23 27 44 18 All Operation Name Operation Type MEZCLADOR-1 Mixer MEZCLADOR2 Mixer SEPARADOR INTERETAPA Separator SEPARADOR ENTRADA SKID Separator V-100 Separator V-101 Separator Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Feeds Gas Products Gas Saturado Agua (Saturación) 2 gas+condens RC-2 Out gas+condens 4 3 9 10 7 11 12 GAS COMBUSTIBLE 13 15 14 Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Ignored Calc Level No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * Page 4 of 5 * Specified by user. 182 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 8 9 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 Operation Name SI Date/Time: Sun Jul 22 11:29:46 2012 Operation Type V-102 Separator V-103 Separator V-104 Separator V-105 Separator V-106 Separator COMPRESOR Compressor COMPRESOR 2DA ETAPA Compressor COM 1ERA STG Compressor COMP-2DA STG Compressor COMP 3ERA STG Compressor INTERCAMBIADOR Heat Exchanger Membrana Component Splitter SEPARADOR DE ENTRADA 3 Phase Separator 36 37 Unit Set: Unit Ops (continued) 10 12 MEMBRANA CUYABENO(SI).hsc Workbook: Case (Main) (continued) 7 11 Case Name: Feeds 14 Products 17 16 Gas Saturado Agua saturación Gas Cuyabeno 19 21 20 23 25 24 27 28 GAS A GENERADORES Gas Húmedo 1 HP 1era Etapa 3 5 HP 2da Etapa GAS COMBUSTIBLE 18 HP 1ER STAGE 20 22 HP 2DA STG 24 26 HP 3 STAGE 5 6 7 13 16 Gas Tratado Permeato Gas Cuyabeno Condensado RC-1 Out Gas Húmedo 38 Ignored Calc Level No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * Agua 39 AEREO INTERETAPAS Air cooler 1 2 No 500.0 * 40 AEREO DESCARGA Air cooler 6 9 No 500.0 * 41 AEROENFRIADOR Air cooler Gas Tratado 11 No 500.0 * 42 RCY-2 Recycle LD2 RC-2 Out No 3500 * 43 RCY-1 Recycle LD1 RC-1 Out No 3500 * 44 Let Down Valve 10 LD2 No 500.0 * 45 VLV-100 Valve 4 LD1 No 500.0 * 18 19 No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * 46 47 48 49 50 51 COOLER 1ERA STG Cooler COOLER 2DA STG Cooler COOLER 3ERA STG Cooler STAGE 1 22 23 2 STAGE 26 27 3 STAGE 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Page 5 of 5 * Specified by user. 183 1 2 3 4 5 6 Case Name: MEMBRANA VHR.HSC Unit Set: Field Date/Time: Sat Jun 09 07:54:15 2012 VHR (UNIDADES DE CAMPO) 7 8 9 Material Streams 10 11 Name 12 Vapour Fraction 13 Temperature 14 Pressure 15 Gas Agua (Saturación) 1.0000 Fluid Pkg: Gas Saturado 0.8972 Gas Húmedo 0.9988 All Agua 1.0000 0.0000 (F) 125.6 * 280.6 125.6 * 41.39 41.56 (psia) 44.70 * 49.70 * 44.70 40.70 41.70 Molar Flow (lbmole/hr) 121.0 * 5.828 126.8 152.2 5.383 16 Mass Flow (lb/hr) 4543 105.0 * 4648 6324 97.07 17 Liquid Volume Flow (barrel/day) 550.1 7.204 557.3 759.9 6.662 18 Heat Flow (Btu/hr) -9.997e+006 -6.069e+005 -1.060e+007 -1.202e+007 -6.661e+005 19 Name 20 Vapour Fraction 21 Temperature 22 Pressure 23 Molar Flow 24 Mass Flow 25 Liquid Volume Flow 26 Heat Flow 27 Name 28 Vapour Fraction 29 Temperature 30 Pressure 31 1 2 3 1.0000 (F) 4 0.9945 5 1.0000 0.0000 1.0000 157.0 95.00 * 78.65 78.65 215.0 130.0 * 125.0 * 122.0 122.0 420.0 * (lbmole/hr) 152.2 152.2 167.8 35.66 167.8 (lb/hr) 6324 6324 6810 2076 6810 (barrel/day) 759.9 759.9 827.0 243.6 827.0 (psia) (Btu/hr) -1.178e+007 6 -1.194e+007 7 -1.318e+007 9 -2.441e+006 Gas Tratado 1.0000 1.0000 (F) 199.5 94.78 95.00 * 122.0 * 114.7 (psia) 418.0 413.0 415.0 408.0 * 5.000 * Molar Flow (lbmole/hr) 167.8 116.8 167.8 70.05 46.71 32 Mass Flow (lb/hr) 6810 4257 6810 2448 1809 33 Liquid Volume Flow (barrel/day) 827.0 517.4 827.0 346.7 170.7 34 Heat Flow 35 Name 36 Vapour Fraction 37 Temperature 38 Pressure 39 (Btu/hr) -1.294e+007 GAS COMBUSTIBLE 0.6955 -1.289e+007 Permeato -9.869e+006 12 -1.354e+007 13 0.9733 1.0000 -3.972e+006 Condensado 1.0000 0.0000 0.0000 1.0000 (F) 95.00 95.00 122.0 * 41.56 122.0 (psia) 405.0 405.0 409.0 41.70 409.0 Molar Flow (lbmole/hr) 56.75 13.31 116.8 4.645 116.8 40 Mass Flow (lb/hr) 1814 634.0 4257 296.4 4257 41 Liquid Volume Flow (barrel/day) 265.3 81.41 517.4 33.76 517.4 42 Heat Flow 43 Name 44 Vapour Fraction 45 Temperature 46 Pressure 47 -3.257e+006 (Btu/hr) 15 1.0000 -5.849e+006 14 -8.090e+005 16 -9.822e+006 17 -3.333e+005 gas+condens -9.822e+006 10 0.0000 1.0000 0.0000 0.8227 0.0000 (F) 122.0 122.0 122.0 79.72 94.78 (psia) 409.0 409.0 409.0 125.0 413.0 Molar Flow (lbmole/hr) 0.0000 116.8 0.0000 203.4 50.99 48 Mass Flow (lb/hr) 0.0000 4257 0.0000 8885 2553 49 Liquid Volume Flow (barrel/day) 0.0000 517.4 0.0000 1071 309.7 50 Heat Flow 51 Name 52 Vapour Fraction 53 Temperature 54 Pressure 55 (Btu/hr) 0.0000 LD2 -9.822e+006 RC-2 Out 0.2510 0.0000 LD1 -1.562e+007 RC-1 Out 0.2511 0.1130 -3.673e+006 Gas VHR 0.1131 1.0000 (F) 55.42 55.40 * 56.22 56.22 * 125.6 (psia) 125.0 125.0 * 49.70 49.70 * 44.70 Molar Flow (lbmole/hr) 50.99 51.18 * 35.66 35.59 * 126.7 56 Mass Flow (lb/hr) 2553 2562 2076 2072 4646 57 Liquid Volume Flow (barrel/day) 309.7 310.8 243.6 243.2 557.1 58 Heat Flow (Btu/hr) -3.673e+006 -3.686e+006 -2.441e+006 -2.436e+006 -1.059e+007 59 60 61 62 63 64 65 Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Page 1 of 5 * Specified by user. 184 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA VHR.HSC Unit Set: Field Date/Time: Sat Jun 09 07:54:15 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Material Streams (continued) 10 11 Name 12 Vapour Fraction 13 Temperature 14 Pressure 15 Molar Flow 16 Mass Flow 17 Liquid Volume Flow 18 Heat Flow 19 Name 20 Vapour Fraction 21 Temperature 22 Pressure 23 Molar Flow 24 Mass Flow 25 Liquid Volume Flow 26 Heat Flow 27 Name 28 Vapour Fraction 29 Temperature 30 Pressure 31 Agua saturación 18 Fluid Pkg: 19 0.0000 1.0000 (F) 125.6 227.2 (psia) 44.70 (lbmole/hr) 0.1568 20 1.0000 All 21 1.0000 0.0000 212.0 * 212.0 212.0 1100 * 1098 1098 1098 56.75 56.75 56.75 0.0000 (lb/hr) 2.826 1814 1814 1814 0.0000 (barrel/day) 0.1939 265.3 265.3 265.3 0.0000 (Btu/hr) -1.915e+004 -3.185e+006 -3.200e+006 -3.200e+006 22 23 1.0000 (F) (psia) (lbmole/hr) 24 0.0000 25 1.0000 26 1.0000 0.0000 1.0000 329.0 212.0 * 212.0 212.0 289.6 2550 * 2548 2548 2548 56.75 56.75 56.75 0.0000 5080 * 56.75 (lb/hr) 1814 1814 1814 0.0000 1814 (barrel/day) 265.3 265.3 265.3 0.0000 265.3 -3.271e+006 -3.271e+006 0.0000 -3.212e+006 (Btu/hr) -3.129e+006 27 GAS A GENERADORES28 1.0000 11 1.0000 0.0000 122.0 * 122.0 122.0 95.00 * (psia) 5078 5078 5078 405.0 Molar Flow (lbmole/hr) 56.75 56.75 0.0000 70.05 32 Mass Flow (lb/hr) 1814 1814 0.0000 2448 33 Liquid Volume Flow (barrel/day) 265.3 265.3 0.0000 346.7 34 Heat Flow (Btu/hr) -3.407e+006 -3.407e+006 0.0000 -4.066e+006 (F) 35 0.8101 Compositions 36 Gas Agua (Saturación) Fluid Pkg: 37 Name 38 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 * 1.0000 * 0.0460 0.0031 0.9993 39 Comp Mole Frac (Methane) 0.2413 * 0.0000 * 0.2302 0.1939 0.0000 40 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0747 * 0.0000 * 0.0713 0.0634 0.0000 41 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0302 * 0.0000 * 0.0288 0.0473 0.0000 42 Comp Mole Frac (Propane) 0.1567 * 0.0000 * 0.1495 0.1626 0.0000 43 Comp Mole Frac (CO2) 0.3450 * 0.0000 * 0.3291 0.2813 0.0007 44 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0560 * 0.0000 * 0.0534 0.0447 0.0000 45 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0656 * 0.0000 * 0.0626 0.1272 0.0000 46 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0164 * 0.0000 * 0.0156 0.0433 0.0000 47 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0141 * 0.0000 * 0.0135 0.0332 48 Name 49 Comp Mole Frac (H2O) 0.0031 0.0031 0.0041 0.0051 0.0041 50 Comp Mole Frac (Methane) 0.1939 0.1939 0.1875 0.0097 0.1875 51 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0634 0.0634 0.0695 0.0182 0.0695 52 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0473 0.0473 0.0519 0.1086 0.0519 53 Comp Mole Frac (Propane) 0.1626 0.1626 0.1984 0.1742 0.1984 54 Comp Mole Frac (CO2) 0.2813 0.2813 0.2852 0.0322 0.2852 55 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0447 0.0447 0.0417 0.0007 0.0417 56 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.1272 0.1272 0.1232 0.3568 0.1232 57 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0433 0.0433 0.0238 0.1636 0.0238 58 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0332 0.0332 0.0146 0.1309 0.0146 Hyprotech Ltd. Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) 1 2 Gas Saturado 3 Gas Húmedo All 4 Agua 0.0000 5 59 60 61 62 63 64 65 Licensed to: LEGENDS Page 2 of 5 * Specified by user. 185 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA VHR.HSC Unit Set: Field Date/Time: Sat Jun 09 07:54:15 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Compositions (continued) 10 6 7 Fluid Pkg: 11 Name 12 Comp Mole Frac (H2O) 0.0041 0.0025 0.0041 0.0000 0.0061 13 Comp Mole Frac (Methane) 0.1875 0.2500 0.1875 0.3416 0.1125 14 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0695 0.0772 0.0695 0.1157 0.0193 15 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0519 0.0287 0.0519 0.0459 0.0029 16 Comp Mole Frac (Propane) 0.1984 0.1594 0.1984 0.2392 0.0399 17 Comp Mole Frac (CO2) 0.2852 0.3571 0.2852 0.1290 0.6991 18 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0417 0.0580 0.0417 0.0203 0.1146 19 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.1232 0.0573 0.1232 0.0917 0.0057 20 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0238 0.0065 0.0238 0.0109 0.0000 21 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0146 0.0033 0.0146 0.0056 22 Name 23 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 0.0000 0.0025 0.0002 0.0025 24 Comp Mole Frac (Methane) 0.4047 0.0729 0.2500 0.0037 0.2500 25 Comp Mole Frac (Ethane) 0.1235 0.0828 0.0772 0.0083 0.0772 26 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0308 0.1103 0.0287 0.0704 0.0287 27 Comp Mole Frac (Propane) 0.2084 0.3705 0.1594 0.0877 0.1594 28 Comp Mole Frac (CO2) 0.1478 0.0488 0.3571 0.0143 0.3571 29 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0246 0.0018 0.0580 0.0002 0.0580 30 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0541 0.2520 0.0573 0.2791 0.0573 31 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0042 0.0394 0.0065 0.2593 0.0065 32 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0018 0.0214 0.0033 0.2767 33 Name 34 Comp Mole Frac (H2O) 0.0013 0.0025 0.0013 0.0043 0.0079 35 Comp Mole Frac (Methane) 0.0583 0.2500 0.0583 0.1563 0.0445 36 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0582 0.0772 0.0582 0.0605 0.0519 37 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.1004 0.0287 0.1004 0.0619 0.1052 38 Comp Mole Frac (Propane) 0.2912 0.1594 0.2912 0.1942 0.2876 39 Comp Mole Frac (CO2) 0.1438 0.3571 0.1438 0.2409 0.1208 40 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0062 0.0580 0.0062 0.0345 0.0042 41 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.2518 0.0573 0.2518 0.1642 0.2742 42 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0551 0.0065 0.0551 0.0483 0.0634 43 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0338 0.0033 0.0338 0.0349 44 Name 45 Comp Mole Frac (H2O) 0.0079 0.0079 * 0.0051 0.0050 * 0.0448 46 Comp Mole Frac (Methane) 0.0445 0.0445 * 0.0097 0.0097 * 0.2305 47 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0519 0.0520 * 0.0182 0.0182 * 0.0714 48 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.1052 0.1052 * 0.1086 0.1089 * 0.0288 49 Comp Mole Frac (Propane) 0.2876 0.2880 * 0.1742 0.1743 * 0.1497 50 Comp Mole Frac (CO2) 0.1208 0.1207 * 0.0322 0.0321 * 0.3296 51 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0042 0.0042 * 0.0007 0.0007 * 0.0535 52 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.2742 0.2740 * 0.3568 0.3576 * 0.0627 53 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0634 0.0633 * 0.1636 0.1633 * 0.0157 54 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0402 0.0401 * 0.1309 0.1302 * 0.0135 Hyprotech Ltd. Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) GAS COMBUSTIBLE 15 9 12 13 16 LD2 Gas Tratado All Condensado 17 RC-2 Out Permeato gas+condens LD1 0.0000 14 RC-1 Out 0.0033 10 0.0402 Gas VHR 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 Licensed to: LEGENDS Page 3 of 5 * Specified by user. 186 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA VHR.HSC Unit Set: Field Date/Time: Sat Jun 09 07:54:15 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Compositions (continued) 10 Agua saturación 18 Fluid Pkg: 11 Name 12 Comp Mole Frac (H2O) 0.9997 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 13 Comp Mole Frac (Methane) 0.0000 0.4047 0.4047 0.4047 0.4043 14 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0000 0.1235 0.1235 0.1235 0.1235 15 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0000 0.0308 0.0308 0.0308 0.0308 16 Comp Mole Frac (Propane) 0.0000 0.2084 0.2084 0.2084 0.2087 17 Comp Mole Frac (CO2) 0.0003 0.1478 0.1478 0.1478 0.1478 18 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0000 0.0246 0.0246 0.0246 0.0246 19 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0000 0.0541 0.0541 0.0541 0.0542 20 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0000 0.0042 0.0042 0.0042 0.0042 21 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0000 0.0018 0.0018 0.0018 22 Name 23 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 24 Comp Mole Frac (Methane) 0.4047 0.4047 0.4047 0.4127 0.4047 25 Comp Mole Frac (Ethane) 0.1235 0.1235 0.1235 0.1226 0.1235 26 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0308 0.0308 0.0308 0.0295 0.0308 27 Comp Mole Frac (Propane) 0.2084 0.2084 0.2084 0.2028 0.2084 28 Comp Mole Frac (CO2) 0.1478 0.1478 0.1478 0.1494 0.1478 29 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0246 0.0246 0.0246 0.0256 0.0246 30 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0541 0.0541 0.0541 0.0516 0.0541 31 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0042 0.0042 0.0042 0.0039 0.0042 32 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0018 0.0018 0.0018 0.0017 0.0018 33 Name 34 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 35 Comp Mole Frac (Methane) 0.4047 0.4047 0.4565 0.3416 36 Comp Mole Frac (Ethane) 0.1235 0.1235 0.1289 0.1157 37 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0308 0.0308 0.0226 0.0459 38 Comp Mole Frac (Propane) 0.2084 0.2084 0.1918 0.2392 39 Comp Mole Frac (CO2) 0.1478 0.1478 0.1249 0.1290 40 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0246 0.0246 0.0321 0.0203 41 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0541 0.0541 0.0398 0.0917 42 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0042 0.0042 0.0024 0.0109 43 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0018 0.0018 0.0010 0.0056 22 23 27 46 Name 47 Heat Flow 48 Name 49 Heat Flow HP 2da Etapa (Btu/hr) HP 1era Etapa 2.874e+005 2 STAGE (Btu/hr) 3 STAGE 1.423e+005 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 26 11 Fluid Pkg: HP 1ER STAGE 7.208e+004 STAGE 1 All HP 2DA STG 1.594e+004 7.170e+004 HP 3 STAGE 1.943e+005 5.867e+004 Unit Ops 51 55 0.0019 25 2.428e+005 50 54 24 21 Energy Streams 45 53 20 GAS A GENERADORES28 44 52 19 All Operation Name Operation Type MEZCLADOR-1 Mixer MEZCLADOR2 Mixer SEPARADOR INTERETAPA Separator SEPARADOR ENTRADA SKID MEMBRANAS Separator V-100 Separator V-101 Separator Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Feeds Gas Products Gas Saturado Agua (Saturación) 2 gas+condens RC-2 Out gas+condens 4 3 9 10 7 11 12 GAS COMBUSTIBLE 13 15 14 Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Ignored Calc Level No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * Page 4 of 5 * Specified by user. 187 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 8 9 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 Operation Name Field Date/Time: Sat Jun 09 07:54:15 2012 Operation Type V-102 Separator V-103 Separator V-104 Separator V-105 Separator V-106 Separator COMPRESOR Compressor COMPRESOR 2DA ETAPA Compressor COM 1ERA STG Compressor COMP-2DA STG Compressor COMP 3ERA STG Compressor INTERCAMBIADOR Heat Exchanger Membrana Component Splitter SEPARADOR DE ENTRADA 3 Phase Separator 36 37 Unit Set: Unit Ops (continued) 10 12 MEMBRANA VHR.HSC Workbook: Case (Main) (continued) 7 11 Case Name: Feeds 14 Products 17 16 Gas Saturado Agua saturación Gas VHR 19 21 20 23 25 24 27 28 GAS A GENERADORES Gas Húmedo 1 HP 1era Etapa 3 5 HP 2da Etapa GAS COMBUSTIBLE 18 HP 1ER STAGE 20 22 HP 2DA STG 24 26 HP 3 STAGE 5 6 7 13 16 Gas Tratado Permeato Gas VHR Condensado RC-1 Out Gas Húmedo 38 Ignored Calc Level No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * Agua 39 AEREO INTERETAPAS Air cooler 1 2 No 500.0 * 40 AEREO DESCARGA Air cooler 6 9 No 500.0 * 41 Aeroenfriador Air cooler Gas Tratado 11 No 500.0 * 42 RCY-2 Recycle LD2 RC-2 Out No 3500 * 43 RCY-1 Recycle LD1 RC-1 Out No 3500 * 44 Let Down Valve 10 LD2 No 500.0 * 45 VLV-100 Valve 4 LD1 No 500.0 * 18 19 No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * 46 47 48 49 50 51 COOLER 1ERA STG Cooler COOLER 2DA STG Cooler COOLER 3ERA STG Cooler STAGE 1 22 23 2 STAGE 26 27 3 STAGE 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Page 5 of 5 * Specified by user. 188 1 Case Name: MEMBRANA VHR(SI).hsc Unit Set: SI Date/Time: Sun Jul 22 11:34:38 2012 2 3 4 5 6 VHR (UNIDADES:SISTEMA INTERNACIONAL) 7 8 9 Material Streams 10 11 Name 12 Vapour Fraction 13 Temperature 14 Pressure 15 Gas Agua (Saturación) 1.0000 Fluid Pkg: Gas Saturado 0.8972 Gas Húmedo 0.9988 All Agua 1.0000 0.0000 (C) 52.00 * 138.1 52.00 * 5.216 5.309 (kPa) 308.2 * 342.6 * 308.2 280.6 287.5 Molar Flow (kgmole/h) 54.89 * 2.644 57.53 69.05 2.442 16 Mass Flow (kg/h) 2061 47.63 * 2108 2868 44.03 17 Liquid Volume Flow (m3/h) 3.644 3.692 5.034 4.413e-002 18 Heat Flow 19 Name 20 Vapour Fraction 21 Temperature 22 Pressure 23 Molar Flow 24 Mass Flow 25 Liquid Volume Flow 26 Heat Flow 27 Name 28 Vapour Fraction 29 Temperature 30 Pressure 31 (kJ/h) 4.772e-002 -1.055e+007 1 -6.403e+005 2 1.0000 (C) (kPa) (kgmole/h) -1.119e+007 3 -1.268e+007 4 0.9945 -7.028e+005 5 1.0000 0.0000 1.0000 69.42 35.00 * 25.92 25.92 101.7 896.3 * 861.8 * 841.2 841.2 2896 * 69.05 69.05 76.09 16.18 76.09 (kg/h) 2868 2868 3089 941.7 3089 (m3/h) 5.034 5.034 5.479 1.614 5.479 (kJ/h) -1.243e+007 6 -1.259e+007 7 -1.391e+007 9 -2.576e+006 Gas Tratado 1.0000 1.0000 (C) 93.06 34.88 35.00 * 50.00 * 45.97 (kPa) 2882 2848 2861 2813 * 34.47 * Molar Flow (kgmole/h) 76.09 52.96 76.09 31.78 21.19 32 Mass Flow (kg/h) 3089 1931 3089 1110 820.6 33 Liquid Volume Flow (m3/h) 5.479 3.427 5.479 2.297 1.131 34 Heat Flow (kJ/h) -1.365e+007 -1.041e+007 -1.429e+007 -4.191e+006 -6.171e+006 35 Name 36 Vapour Fraction 37 Temperature 38 Pressure 39 Molar Flow 40 Mass Flow 41 Liquid Volume Flow 42 Heat Flow 43 Name 44 Vapour Fraction 45 Temperature 46 Pressure 47 Molar Flow 48 Mass Flow 49 Liquid Volume Flow 50 Heat Flow 51 Name 52 Vapour Fraction 53 Temperature 54 Pressure 55 GAS COMBUSTIBLE 12 0.6955 -1.360e+007 Permeato 13 0.9733 Condensado 14 1.0000 0.0000 (C) 35.00 35.00 (kPa) 2792 (kgmole/h) 25.74 (kg/h) 822.7 287.6 1931 134.5 1931 (m3/h) 1.757 0.5393 3.427 0.2236 3.427 (kJ/h) -3.436e+006 15 1.0000 1.0000 0.0000 1.0000 50.00 * 5.309 50.00 2792 2820 287.5 2820 6.035 52.96 2.107 52.96 -8.536e+005 16 -1.036e+007 17 -3.516e+005 gas+condens -1.036e+007 10 0.0000 1.0000 0.0000 0.8227 0.0000 (C) 50.00 50.00 50.00 26.51 34.88 (kPa) 2820 2820 2820 861.8 2848 (kgmole/h) 0.0000 52.96 0.0000 92.27 23.13 (kg/h) 0.0000 1931 0.0000 4030 1158 (m3/h) 0.0000 3.427 0.0000 7.093 2.051 (kJ/h) 0.0000 LD2 -1.036e+007 RC-2 Out 0.2510 0.0000 LD1 -1.648e+007 RC-1 Out 0.2511 0.1130 -3.875e+006 Gas VHR 0.1131 1.0000 (C) 13.01 13.00 * 13.45 13.46 * 52.00 (kPa) 861.8 861.8 * 342.7 342.7 * 308.2 Molar Flow (kgmole/h) 23.13 23.21 * 16.18 16.15 * 57.46 56 Mass Flow (kg/h) 1158 1162 941.7 939.7 2107 57 Liquid Volume Flow (m3/h) 2.051 2.059 1.614 1.611 3.691 58 Heat Flow (kJ/h) -3.875e+006 -3.889e+006 -2.576e+006 -2.570e+006 -1.117e+007 59 60 61 62 63 64 65 Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Page 1 of 5 * Specified by user. 189 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA VHR(SI).hsc Unit Set: SI Date/Time: Sun Jul 22 11:34:38 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Material Streams (continued) 10 11 Name 12 Vapour Fraction Agua saturación 13 Temperature 14 Pressure 15 Molar Flow 16 Mass Flow 17 Liquid Volume Flow 18 Heat Flow 19 Name 20 Vapour Fraction 21 Temperature 22 Pressure 23 Molar Flow (kgmole/h) 24 Mass Flow (kg/h) 25 Liquid Volume Flow 26 Heat Flow 27 Name 28 Vapour Fraction 29 Temperature 30 Pressure 31 Molar Flow 32 Mass Flow 33 Liquid Volume Flow 34 Heat Flow 18 Fluid Pkg: 19 0.0000 1.0000 (C) 52.00 108.4 (kPa) 308.2 (kgmole/h) 20 1.0000 All 21 1.0000 0.0000 100.0 * 100.0 100.0 7584 * 7570 7570 7570 7.112e-002 25.74 25.74 25.74 0.0000 (kg/h) 1.282 822.7 822.7 822.7 0.0000 (m3/h) 1.284e-003 1.757 1.757 1.757 0.0000 (kJ/h) -2.021e+004 -3.360e+006 -3.377e+006 -3.377e+006 22 23 1.0000 24 0.0000 25 1.0000 0.0000 100.0 100.0 1.757e+004 1.757e+004 1.757e+004 25.74 25.74 25.74 0.0000 25.74 822.7 822.7 822.7 0.0000 822.7 (m3/h) 1.757 1.757 1.757 0.0000 1.757 (kJ/h) -3.301e+006 -3.451e+006 -3.451e+006 0.0000 -3.389e+006 (C) 1.0000 26 165.0 (kPa) 100.0 * 1.758e+004 * 27 GAS A GENERADORE 28 1.0000 (C) 50.00 * 0.0000 50.00 50.00 0.8101 35.00 * 3.501e+004 3.501e+004 3.501e+004 2792 (kgmole/h) 25.74 25.74 0.0000 31.78 (kg/h) 822.7 822.7 0.0000 1110 (m3/h) 1.757 1.757 0.0000 2.297 (kJ/h) -3.594e+006 -3.594e+006 0.0000 -4.289e+006 Compositions 36 Gas Agua (Saturación) 143.1 3.503e+004 * 11 1.0000 (kPa) 35 1.0000 Fluid Pkg: 37 Name 38 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 * 1.0000 * 0.0460 0.0031 0.9993 39 Comp Mole Frac (Methane) 0.2413 * 0.0000 * 0.2302 0.1939 0.0000 40 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0747 * 0.0000 * 0.0713 0.0634 0.0000 41 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0302 * 0.0000 * 0.0288 0.0473 0.0000 42 Comp Mole Frac (Propane) 0.1567 * 0.0000 * 0.1495 0.1626 0.0000 43 Comp Mole Frac (CO2) 0.3450 * 0.0000 * 0.3291 0.2813 0.0007 44 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0560 * 0.0000 * 0.0534 0.0447 0.0000 45 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0656 * 0.0000 * 0.0626 0.1272 0.0000 46 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0164 * 0.0000 * 0.0156 0.0433 0.0000 47 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0141 * 0.0000 * 0.0135 0.0332 48 Name 49 Comp Mole Frac (H2O) 0.0031 0.0031 0.0041 0.0051 0.0041 50 Comp Mole Frac (Methane) 0.1939 0.1939 0.1875 0.0097 0.1875 51 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0634 0.0634 0.0695 0.0182 0.0695 52 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0473 0.0473 0.0519 0.1086 0.0519 53 Comp Mole Frac (Propane) 0.1626 0.1626 0.1984 0.1742 0.1984 54 Comp Mole Frac (CO2) 0.2813 0.2813 0.2852 0.0322 0.2852 55 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0447 0.0447 0.0417 0.0007 0.0417 56 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.1272 0.1272 0.1232 0.3568 0.1232 57 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0433 0.0433 0.0238 0.1636 0.0238 58 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0332 0.0332 0.0146 0.1309 0.0146 Hyprotech Ltd. Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) 1 2 Gas Saturado 3 Gas Húmedo All 4 Agua 0.0000 5 59 60 61 62 63 64 65 Licensed to: LEGENDS Page 2 of 5 * Specified by user. 190 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA VHR(SI).hsc Unit Set: SI Date/Time: Sun Jul 22 11:34:38 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Compositions (continued) 10 6 7 Fluid Pkg: 11 Name 12 Comp Mole Frac (H2O) 0.0041 0.0025 0.0041 0.0000 0.0061 13 Comp Mole Frac (Methane) 0.1875 0.2500 0.1875 0.3416 0.1125 14 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0695 0.0772 0.0695 0.1157 0.0193 15 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0519 0.0287 0.0519 0.0459 0.0029 16 Comp Mole Frac (Propane) 0.1984 0.1594 0.1984 0.2392 0.0399 17 Comp Mole Frac (CO2) 0.2852 0.3571 0.2852 0.1290 0.6991 18 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0417 0.0580 0.0417 0.0203 0.1146 19 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.1232 0.0573 0.1232 0.0917 0.0057 20 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0238 0.0065 0.0238 0.0109 0.0000 21 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0146 0.0033 0.0146 0.0056 22 Name 23 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 0.0000 0.0025 0.0002 0.0025 24 Comp Mole Frac (Methane) 0.4047 0.0729 0.2500 0.0037 0.2500 25 Comp Mole Frac (Ethane) 0.1235 0.0828 0.0772 0.0083 0.0772 26 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0308 0.1103 0.0287 0.0704 0.0287 27 Comp Mole Frac (Propane) 0.2084 0.3705 0.1594 0.0877 0.1594 28 Comp Mole Frac (CO2) 0.1478 0.0488 0.3571 0.0143 0.3571 29 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0246 0.0018 0.0580 0.0002 0.0580 30 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0541 0.2520 0.0573 0.2791 0.0573 31 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0042 0.0394 0.0065 0.2593 0.0065 32 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0018 0.0214 0.0033 0.2767 33 Name 34 Comp Mole Frac (H2O) 0.0013 0.0025 0.0013 0.0043 0.0079 35 Comp Mole Frac (Methane) 0.0583 0.2500 0.0583 0.1563 0.0445 36 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0582 0.0772 0.0582 0.0605 0.0519 37 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.1004 0.0287 0.1004 0.0619 0.1052 38 Comp Mole Frac (Propane) 0.2912 0.1594 0.2912 0.1942 0.2876 39 Comp Mole Frac (CO2) 0.1438 0.3571 0.1438 0.2409 0.1208 40 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0062 0.0580 0.0062 0.0345 0.0042 41 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.2518 0.0573 0.2518 0.1642 0.2742 42 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0551 0.0065 0.0551 0.0483 0.0634 43 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0338 0.0033 0.0338 0.0349 44 Name 45 Comp Mole Frac (H2O) 0.0079 0.0079 * 0.0051 0.0050 * 0.0448 46 Comp Mole Frac (Methane) 0.0445 0.0445 * 0.0097 0.0097 * 0.2305 47 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0519 0.0520 * 0.0182 0.0182 * 0.0714 48 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.1052 0.1052 * 0.1086 0.1089 * 0.0288 49 Comp Mole Frac (Propane) 0.2876 0.2880 * 0.1742 0.1743 * 0.1497 50 Comp Mole Frac (CO2) 0.1208 0.1207 * 0.0322 0.0321 * 0.3296 51 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0042 0.0042 * 0.0007 0.0007 * 0.0535 52 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.2742 0.2740 * 0.3568 0.3576 * 0.0627 53 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0634 0.0633 * 0.1636 0.1633 * 0.0157 54 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0402 0.0401 * 0.1309 0.1302 * 0.0135 Hyprotech Ltd. Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) GAS COMBUSTIBLE 15 9 12 13 16 LD2 Gas Tratado All Condensado 17 RC-2 Out Permeato gas+condens LD1 0.0000 14 RC-1 Out 0.0033 10 0.0402 Gas VHR 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 Licensed to: LEGENDS Page 3 of 5 * Specified by user. 191 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 Case Name: MEMBRANA VHR(SI).hsc Unit Set: SI Date/Time: Sun Jul 22 11:34:38 2012 Workbook: Case (Main) (continued) 7 8 9 Compositions (continued) 10 Agua saturación 18 Fluid Pkg: 11 Name 12 Comp Mole Frac (H2O) 0.9997 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 13 Comp Mole Frac (Methane) 0.0000 0.4047 0.4047 0.4047 0.4043 14 Comp Mole Frac (Ethane) 0.0000 0.1235 0.1235 0.1235 0.1235 15 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0000 0.0308 0.0308 0.0308 0.0308 16 Comp Mole Frac (Propane) 0.0000 0.2084 0.2084 0.2084 0.2087 17 Comp Mole Frac (CO2) 0.0003 0.1478 0.1478 0.1478 0.1478 18 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0000 0.0246 0.0246 0.0246 0.0246 19 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0000 0.0541 0.0541 0.0541 0.0542 20 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0000 0.0042 0.0042 0.0042 0.0042 21 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0000 0.0018 0.0018 0.0018 22 Name 23 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 24 Comp Mole Frac (Methane) 0.4047 0.4047 0.4047 0.4127 0.4047 25 Comp Mole Frac (Ethane) 0.1235 0.1235 0.1235 0.1226 0.1235 26 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0308 0.0308 0.0308 0.0295 0.0308 27 Comp Mole Frac (Propane) 0.2084 0.2084 0.2084 0.2028 0.2084 28 Comp Mole Frac (CO2) 0.1478 0.1478 0.1478 0.1494 0.1478 29 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0246 0.0246 0.0246 0.0256 0.0246 30 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0541 0.0541 0.0541 0.0516 0.0541 31 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0042 0.0042 0.0042 0.0039 0.0042 32 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0018 0.0018 0.0018 0.0017 0.0018 33 Name 34 Comp Mole Frac (H2O) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 35 Comp Mole Frac (Methane) 0.4047 0.4047 0.4565 0.3416 36 Comp Mole Frac (Ethane) 0.1235 0.1235 0.1289 0.1157 37 Comp Mole Frac (i-Butane) 0.0308 0.0308 0.0226 0.0459 38 Comp Mole Frac (Propane) 0.2084 0.2084 0.1918 0.2392 39 Comp Mole Frac (CO2) 0.1478 0.1478 0.1249 0.1290 40 Comp Mole Frac (Nitrogen) 0.0246 0.0246 0.0321 0.0203 41 Comp Mole Frac (n-Butane) 0.0541 0.0541 0.0398 0.0917 42 Comp Mole Frac (i-Pentane) 0.0042 0.0042 0.0024 0.0109 43 Comp Mole Frac (n-Pentane) 0.0018 0.0018 0.0010 0.0056 22 23 27 46 Name 47 Heat Flow 48 Name 49 Heat Flow HP 2da Etapa (kJ/h) HP 1era Etapa 3.032e+005 2 STAGE (kJ/h) 3 STAGE 1.502e+005 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 26 11 Fluid Pkg: HP 1ER STAGE 7.605e+004 STAGE 1 All HP 2DA STG 1.682e+004 7.565e+004 HP 3 STAGE 2.050e+005 6.190e+004 Unit Ops 51 55 0.0019 25 2.562e+005 50 54 24 21 Energy Streams 45 53 20 GAS A GENERADORE 28 44 52 19 All Operation Name Operation Type MEZCLADOR-1 Mixer MEZCLADOR2 Mixer SEPARADOR INTERETAPA Separator SEPARADOR ENTRADA SKID Separator V-100 Separator V-101 Separator Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Feeds Gas Products Gas Saturado Agua (Saturación) 2 gas+condens RC-2 Out gas+condens 4 3 9 10 7 11 12 GAS COMBUSTIBLE 13 15 14 Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Ignored Calc Level No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * Page 4 of 5 * Specified by user. 192 1 2 LEGENDS 3 Burlington, MA 4 USA 5 6 8 9 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 Operation Name SI Date/Time: Sun Jul 22 11:34:38 2012 Operation Type V-102 Separator V-103 Separator V-104 Separator V-105 Separator V-106 Separator COMPRESOR Compressor COMPRESOR 2DA ETAPA Compressor COM 1ERA STG Compressor COMP-2DA STG Compressor COMP 3ERA STG Compressor INTERCAMBIADOR Heat Exchanger Membrana Component Splitter SEPARADOR DE ENTRADA 3 Phase Separator 36 37 Unit Set: Unit Ops (continued) 10 12 MEMBRANA VHR(SI).hsc Workbook: Case (Main) (continued) 7 11 Case Name: Feeds 14 Products 17 16 Gas Saturado Agua saturación Gas VHR 19 21 20 23 25 24 27 28 GAS A GENERADORES Gas Húmedo 1 HP 1era Etapa 3 5 HP 2da Etapa GAS COMBUSTIBLE 18 HP 1ER STAGE 20 22 HP 2DA STG 24 26 HP 3 STAGE 5 6 7 13 16 Gas Tratado Permeato Gas VHR Condensado RC-1 Out Gas Húmedo 38 Ignored Calc Level No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * Agua 39 AEREO INTERETAPAS Air cooler 1 2 No 500.0 * 40 AEREO DESCARGA Air cooler 6 9 No 500.0 * 41 Aeroenfriador Air cooler Gas Tratado 11 No 500.0 * 42 RCY-2 Recycle LD2 RC-2 Out No 3500 * 43 RCY-1 Recycle LD1 RC-1 Out No 3500 * 44 Let Down Valve 10 LD2 No 500.0 * 45 VLV-100 Valve 4 LD1 No 500.0 * 18 19 No 500.0 * No 500.0 * No 500.0 * 46 47 48 49 50 51 COOLER 1ERA STG Cooler COOLER 2DA STG Cooler COOLER 3ERA STG Cooler STAGE 1 22 23 2 STAGE 26 27 3 STAGE 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 Hyprotech Ltd. Licensed to: LEGENDS Aspen HYSYS Version 7.1 (23.0.0.7119) Page 5 of 5 * Specified by user. 193 ANEXO 11 INGRESOS O BENEFICIOS DEL PROYECTO CUYABENO-SANSAHUARI DATOS -Relación: Gas tratado/Gas Disponible 0,2937833 -HP para comprimir 661,6 MPC de gas (Obtenidos de la simulación) 378,6 -Poder Calorifico del Gas (Obtenidos de la simulación) 1241,8 -Poder Calorifico del Crudo (Fuente: Tratamiento Quimico EPPetroecuador) 18750 - GE (gravedad específica) del Petróleo (25,8º API) (Fuente: T. Q. EPPetroecuador) 0,8995 -Eficiencia motores 12V32GD (Fuente: wartsila) 0,445 -Costo del Barril de Petróleo (la variación entre 80 y 100 $USD/Bl en el 2011) 90 -Consumo de diesel (sistema actual de generación) 8839 -Costo del del Diesel (Precio promedio de importación en el 2011) 3 -Caudal de condnesados para 2,25 MMPCD de gas 94,37 -Costo del Barril de Condensado (sin estabilizar) 90 -Pérdidas de producción anual de petróleo por MPG (año 2011) 3248 AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 GAS CRUDO DISPONIBLE [MPCSD] 2252 2371 2254 2106 1996 1848 1712 1586 1468 1358 1255 1160 1070 987 909 837 779 720 458 176 21 GAS TRATADO [MPCSD] 662 697 662 619 586 543 503 466 431 399 369 341 314 290 267 246 229 212 135 52 6 HP BTU/scf BTU/lb 43556 KJ/Kg 899,5 Kg/m3 $USD/Bl Gls/dia $USD/Gl (0,9 subsidiado) 66,059 (Se considera el 70%, considerando pèrdidas en estabilización) $USD/Bl Bls (Se consideran que van disminuyendo el 10% año a año a partir del 2011) DEMANDA CONDENSADO HP GAS PARA GAS DE GENERACIÓN RECUPERADO REQUERIDO COMPRESION COMBUSTIBLE ENERGIA CON GAS [Bls/dia] COMPRESION [MPCSD] [MPCSD] [Kw] [Kw] 66 379 19 643 4185 4339 70 399 20 677 5670 4568 66 379 19 644 7137 4343 62 354 17 601 8310 4058 59 336 17 570 9377 3846 54 311 15 528 9199 3560 50 288 14 489 9035 3298 47 267 13 453 8883 3056 43 247 12 419 8741 2828 40 228 11 388 8609 2616 37 211 10 358 8485 2418 34 195 10 331 8370 2235 31 180 9 306 8262 2062 29 166 8 282 8162 1902 27 153 8 260 8069 1751 25 141 7 239 7981 1613 23 131 6 222 7912 1501 21 121 6 206 7841 1387 13 77 4 131 7525 882 5 30 1 50 7185 339 1 4 0 6 6998 40 SISTEMA PROPUESTO GENERACIÓN CON CONSUMO PETRÓLEO. PETROLEO. [Kw] [Bls/dia] 0 0 1102 34 2794 87 4252 133 5531 172 5639 176 5737 179 5827 182 5913 184 5993 187 6067 189 6135 191 6200 193 6260 195 6318 197 6368 199 6411 200 6454 201 6643 207 6846 213 6958 217 SISTEMA ACTUAL INGRESOS AHORRO COSTO CONSUMO AHORRO PERDIDAS RECUPERACIÓN PETROLEO. DIESEL. COSTO DIESEL COMBUSTIBLE PRODUCCION( DE CONDENSADO [$USD] [Gls/dia] [$USD] ($USD) $USD) ($USD) $ 8839 $ 9.678.705 $ 9.678.705 $ 292.320 $ 2.170.038 $ 1.128.271 11975 $ 13.113.084 $ 11.984.813 $ 263.088 $ 2.284.707 $ 2.861.219 15074 $ 16.505.835 $ 13.644.616 $ 236.779 $ 2.171.965 $ 4.354.283 17551 $ 19.218.647 $ 14.864.364 $ 213.101 $ 2.029.352 $ 5.663.843 19805 $ 21.686.312 $ 16.022.469 $ 191.791 $ 1.923.355 $ 5.773.555 19429 $ 21.274.649 $ 15.501.094 $ 172.612 $ 1.780.742 $ 5.873.928 19083 $ 20.895.364 $ 15.021.436 $ 155.351 $ 1.649.692 $ 5.966.861 18761 $ 20.543.832 $ 14.576.971 $ 139.816 $ 1.528.277 $ 6.054.251 18462 $ 20.215.427 $ 14.161.175 $ 125.834 $ 1.414.572 $ 6.136.098 18183 $ 19.910.148 $ 13.774.050 $ 113.251 $ 1.308.575 $ 6.212.327 17921 $ 19.623.372 $ 13.411.045 $ 101.926 $ 1.209.324 $ 6.281.989 17678 $ 19.357.410 $ 13.075.421 $ 91.733 $ 1.117.782 $ 6.348.955 17450 $ 19.107.637 $ 12.758.682 $ 82.560 $ 1.031.057 $ 6.410.303 17239 $ 18.876.366 $ 12.466.063 $ 74.304 $ 951.078 $ 6.468.954 17042 $ 18.661.283 $ 12.192.329 $ 66.873 $ 875.917 $ 6.520.888 16856 $ 18.457.765 $ 11.936.876 $ 60.186 $ 806.537 $ 6.564.658 16711 $ 18.298.187 $ 11.733.529 $ 54.167 $ 750.648 $ 6.608.353 16561 $ 18.133.985 $ 11.525.631 $ 48.751 $ 693.796 $ 6.801.660 15893 $ 17.403.167 $ 10.601.508 $ 43.876 $ 441.331 $ 7.009.847 15175 $ 16.616.845 $ 9.606.997 $ 39.488 $ 169.594 $ 7.124.153 14780 $ 16.184.367 $ 9.060.214 $ 35.539 $ 20.236 INGRESOS TOTALES ($USD) $ 12.141.063 $ 14.532.609 $ 16.053.360 $ 17.106.817 $ 18.137.616 $ 17.454.448 $ 16.826.478 $ 16.245.064 $ 15.701.582 $ 15.195.876 $ 14.722.295 $ 14.284.935 $ 13.872.299 $ 13.491.445 $ 13.135.119 $ 12.803.600 $ 12.538.345 $ 12.268.178 $ 11.086.714 $ 9.816.080 $ 9.115.989 194 VHR DATOS Relación: Gas tratado/Gas Disponible 0,46225403 -HP para comprimir 517 MPC de gas (Obtenidos de la simulación) 208,34 -Poder Calorifico del Gas (Obtenidos de la simulación) 1328,5 -Poder Calorifico del Crudo (Fuente: Tratamiento Quimico EPPetroecuador) 18950 - GE (gravedad específica) del Petróleo (28,8º API) (Fuente: T. Q. EPPetroecuador)0,8827 -Eficiencia motores 6L32GD (Fuente: wartsila) 0,434 -Costo del Barril de Petróleo (la variación entre 80 y 100 $USD/Bl en el 2011) 90 -Consumo de diesel (sistema actual de generación) 2880 -Consumo de petróleo (sistema actual de generación) 76,4 -Costo del del Diesel (Precio promedio de importación en el 2011) 3 -Caudal de condensados para 1,11 MMPCD de gas 54,02 -Costo del Barril de Condensado (sin estabilizar) 90 -Pérdidas de producción anual de petróleo por MPG (año 2011) 0 AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 GAS CRUDO DISPONIBLE [MPCSD] 1118 1105 1093 1050 979 913 851 794 740 690 643 600 559 521 486 453 423 394 367 343 319 GAS TRATADO [MPCSD] 517 511 505 485 453 422 393 367 342 319 297 277 258 241 225 209 196 182 170 159 147 BTU/scf BTU/lb $USD/Bl Gls/dia Bls/dia $USD/Gl 37,814 $USD/Bl Bls 44020 KJ/Kg 882,7 Kg/m3 Para generar 1681 Kw Para generar 2025 Kw (0,9 subsidiado) (Se considera el 70%, considerando pèrdidas en estabilización) (Se consideran que van disminuyendo el 10% año a año a partir del 2011) DEMANDA CONDENSADO HP GAS PARA GAS DE GENERACIÓN RECUPERADO REQUERIDO COMPRESION COMBUSTIBLE ENERGIA CON GAS [Bls/dia] COMPRESION [MPCSD] [MPCSD] [Kw] [Kw] 38 208 10 507 3705 3571 37 206 9 501 4028 3530 37 204 9 496 4352 3491 36 196 9 476 4502 3354 33 182 8 444 4475 3127 31 170 8 414 4451 2916 29 159 7 386 4428 2718 27 148 7 360 4407 2536 25 138 6 336 4388 2364 23 129 6 313 4371 2204 22 120 6 292 4355 2054 20 112 5 272 4342 1917 19 104 5 254 4330 1786 18 97 4 236 4321 1664 16 91 4 220 4313 1552 15 84 4 206 4308 1447 14 79 4 192 4306 1351 13 73 3 179 4306 1259 12 68 3 167 4310 1172 12 64 3 156 4318 1096 11 59 3 145 4330 1019 SISTEMA PROPUESTO GENERACIÓN CON CONSUMO PETRÓLEO. PETROLEO. [Kw] [Bls/dia] 134 4 498 16 861 28 1148 37 1348 43 1535 49 1710 55 1871 60 2024 65 2167 70 2301 74 2425 78 2544 82 2657 86 2761 89 2861 92 2955 95 3047 98 3138 101 3222 104 3311 107 SISTEMA ACTUAL COSTO CONSUMO COSTO PETROLEO. PETROLEO. PETRÓLEO [$USD] [Bls/dia] [$USD] $ 141.643 76 $ 2.509.740 $ 527.532 76 $ 2.509.740 $ 911.097 76 $ 2.509.740 $ 1.215.291 76 $ 2.509.740 $ 1.426.794 76 $ 2.509.740 $ 1.624.564 76 $ 2.509.740 $ 1.809.868 76 $ 2.509.740 $ 1.980.381 76 $ 2.509.740 $ 2.142.867 76 $ 2.509.740 $ 2.293.944 76 $ 2.509.740 $ 2.435.936 76 $ 2.509.740 $ 2.567.578 76 $ 2.509.740 $ 2.693.515 76 $ 2.509.740 $ 2.812.483 76 $ 2.509.740 $ 2.922.366 76 $ 2.509.740 $ 3.028.662 76 $ 2.509.740 $ 3.127.989 76 $ 2.509.740 $ 3.226.051 76 $ 2.509.740 $ 3.321.586 76 $ 2.509.740 $ 3.411.210 76 $ 2.509.740 $ 3.505.068 76 $ 2.509.740 GENERACION CON DIESEL. [Kw] 1680 2003 2327 2477 2450 2426 2403 2382 2363 2346 2330 2317 2305 2296 2288 2283 2281 2281 2285 2293 2305 CONSUMO DIESEL. [Gls/dia] 2880 3434 3989 4246 4200 4159 4119 4083 4051 4022 3994 3972 3951 3936 3922 3914 3910 3910 3917 3931 3951 INGRESOS COSTO DIESEL COSTO TOTAL [$USD] [$USD] $ 3.153.600 $ 5.663.340 $ 3.759.917 $ 6.269.657 $ 4.368.111 $ 6.877.851 $ 4.649.683 $ 7.159.423 $ 4.599.000 $ 7.108.740 $ 4.553.949 $ 7.063.689 $ 4.510.774 $ 7.020.514 $ 4.471.354 $ 6.981.094 $ 4.435.689 $ 6.945.429 $ 4.403.777 $ 6.913.517 $ 4.373.743 $ 6.883.483 $ 4.349.340 $ 6.859.080 $ 4.326.814 $ 6.836.554 $ 4.309.920 $ 6.819.660 $ 4.294.903 $ 6.804.643 $ 4.285.517 $ 6.795.257 $ 4.281.763 $ 6.791.503 $ 4.281.763 $ 6.791.503 $ 4.289.271 $ 6.799.011 $ 4.304.289 $ 6.814.029 $ 4.326.814 $ 6.836.554 AHORRO COMBUSTIBLE ($USD) $ 5.521.697 $ 5.742.126 $ 5.966.754 $ 5.944.132 $ 5.681.946 $ 5.439.124 $ 5.210.647 $ 5.000.713 $ 4.802.561 $ 4.619.573 $ 4.447.547 $ 4.291.502 $ 4.143.040 $ 4.007.177 $ 3.882.277 $ 3.766.596 $ 3.663.514 $ 3.565.452 $ 3.477.426 $ 3.402.819 $ 3.331.486 RECUPERACIÓN DE CONDENSADO ($USD) $ 1.242.190 $ 1.227.746 $ 1.214.413 $ 1.166.636 $ 1.087.749 $ 1.014.418 $ 945.531 $ 882.199 $ 822.201 $ 766.647 $ 714.426 $ 666.649 $ 621.095 $ 578.874 $ 539.986 $ 503.320 $ 469.988 $ 437.766 $ 407.767 $ 381.101 $ 354.435 INGRESOS TOTALES ($USD) $ 6.763.887 $ 6.969.871 $ 7.181.167 $ 7.110.768 $ 6.769.696 $ 6.453.542 $ 6.156.178 $ 5.882.913 $ 5.624.762 $ 5.386.219 $ 5.161.973 $ 4.958.152 $ 4.764.135 $ 4.586.051 $ 4.422.263 $ 4.269.916 $ 4.133.502 $ 4.003.218 $ 3.885.193 $ 3.783.920 $ 3.685.921 195 ANEXO 12 COSTOS DEL PROYECTO CUYABENO-SANSAHUARI INVERSIÓN INICIAL COSTOS ESTIMADOS DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS Costo unitario, Equipo Unidades USD Separadores $ 200.000 5 Equipos de compresión , 490 HP (incluye el 30% de reserva) $ 3.000 490 Intercambiador de Calor $ 220.000 1 Aereoenfriador $ 300.000 1 Skid de membranas $ 1.139.000 1 Obras Civiles y Montaje Electromecánico $ 2.000.000 1 Equipamiento adicional Sistema de control $ 150.000 1 Sistema de aire de Instrumentación $ 40.000 1 Varios (30%), incluye imprevistos y soft cost Total inversión inicial de la Planta de tratamiento de Gas COSTOS ESTIMADOS DE LA PLANTA DE GENERACIÓN $ 1.600.000 Planta Generación 15,12 Mw (llave en mano) 15,12 Costo total, USD $ 1.000.000 $ 1.470.000 $ 220.000 $ 300.000 $ 1.139.000 $ 2.000.000 $ $ $ $ 150.000 40.000 1.895.700 8.214.700 $ 24.192.000 $ 32.406.700 INVERSIÓN TOTAL COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS $ Skid de Membranas $ Compresión, 500 HP (incluye el 30% de reserva) Consumo Eléctrico (100 Kw/año) $ Total Costos -Planta de Gas PLANTA DE GENERACIÓN $ Generación-costo anual de operacion 89 $USD/hora (8760 hrs al año) $ Compresión Alta presión Total Costos - Planta de Generación COSTOS TOTALES DE O&M 137.000 50 366 1 500 100 $ $ $ $ 137.000 25.000 36.600 198.600 779.640 14 2 8760 $ $ $ 1.559.280 122.640 1.681.920 $ 1.880.520 196 VHR INVERSIÓN INICIAL COSTOS ESTIMADOS DE LA PLANTA DE TRATMIENTO DE GAS Costo unitario, Equipo Unidades USD Separadores $ 200.000 5 Equipos de compresión , 270 HP (incluye el 30% de reserva) $ 3.000 270 Intercambiador de Calor $ 220.000 1 Aereoenfriador $ 300.000 1 Skid de membranas $ 1.139.000 1 Obras Civiles y Montaje Electromecánico $ 1.500.000 1 Equipamiento adicional Sistema de control $ 150.000 1 Sistema de aire de Instrumentación $ 40.000 1 Varios (30%), incluye imprevistos y soft cost Total inversión inicial de la Planta de tratamiento de Gas COSTOS ESTIMADOS DE LA PLANTA DE GENERACIÓN $ 1.600.000 Planta Generación 5,04 Mw (llave en mano) 5,04 $ $ $ $ 150.000 40.000 1.547.700 6.706.700 $ 8.064.000 INVERSIÓN TOTAL $ 14.770.700 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS $ 137.000 Skid de Membranas $ 50 Compresión, 270 HP (incluye el 30% de reserva) Consumo Eléctrico (80 Kw/año) $ 366 Total Costos -Planta de Gas PLANTA DE GENERACIÓN $ 586.920 Generación-costo anual de operacion 67 $USD/hora (8760 hrs al año) $ 14 Compresión Alta presión Total Costos - Planta de Generación COSTOS TOTALES DE O&M Costo total, USD $ 1.000.000 $ 810.000 $ 220.000 $ 300.000 $ 1.139.000 $ 1.500.000 1 270 80 $ $ $ $ 137.000 13.500 29.280 179.780 2 8760 $ $ $ 1.173.840 122.640 1.296.480 $ 1.476.260 ANEXO 13 197 FLUJO DE CAJA PROYECTO CUYABENO-SANSAHUARI AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 INGRESOS (BENEFICIOS) [$USD] $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 16.053.360 17.106.817 18.137.616 17.454.448 16.826.478 16.245.064 15.701.582 15.195.876 14.722.295 14.284.935 13.872.299 13.491.445 13.135.119 12.803.600 12.538.345 INVERSIONES [$USD] $ 32.406.700 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [$USD] $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 1.880.520 PROMEDIO FLUJO DE CAJA FLUJO DE CAJA NETO [$USD] ACUMULADO [$USD] $ -32.406.700 $ -32.406.700 $ 14.172.840 $ -18.233.860 $ 15.226.297 $ -3.007.563 $ 16.257.096 $ 13.249.533 $ 15.573.928 $ 28.823.461 $ 14.945.958 $ 43.769.420 $ 14.364.544 $ 58.133.963 $ 13.821.062 $ 71.955.025 $ 13.315.356 $ 85.270.381 $ 12.841.775 $ 98.112.156 $ 12.404.415 $ 110.516.571 $ 11.991.779 $ 122.508.350 $ 11.610.925 $ 134.119.275 $ 11.254.599 $ 145.373.874 $ 10.923.080 $ 156.296.954 $ 10.657.825 $ 166.954.779 $ 10.434.674 TASA DE DESCUENTO TIR VAN PR, AÑOS FLUJO DE CAJA DESCONTADO [$USD] $ -32.406.700 $ 12.884.400 $ 12.583.717 $ 12.214.197 $ 10.637.203 $ 9.280.264 $ 8.108.410 $ 7.092.390 $ 6.211.712 $ 5.446.166 $ 4.782.439 $ 4.203.045 $ 3.699.598 $ 3.260.057 $ 2.876.388 $ 2.551.398 $ 10% 45,5% 73.424.685 3,1 198 PROYECTO VHR AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 INGRESOS (BENEFICIOS) [$USD] $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 7.181.167 7.110.768 6.769.696 6.453.542 6.156.178 5.882.913 5.624.762 5.386.219 5.161.973 4.958.152 4.764.135 4.586.051 4.422.263 4.269.916 4.133.502 INVERSIONES [$USD] $ 14.770.700 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [$USD] $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 1.476.260 PROMEDIO FLUJO DE CAJA NETO [$USD] $ -14.770.700 $ 5.704.907 $ 5.634.508 $ 5.293.436 $ 4.977.282 $ 4.679.918 $ 4.406.653 $ 4.148.502 $ 3.909.959 $ 3.685.713 $ 3.481.892 $ 3.287.875 $ 3.109.791 $ 2.946.003 $ 2.793.656 $ 2.657.242 $ 2.871.665 FLUJO DE CAJA ACUMULADO [$USD] $ -14.770.700 $ -9.065.793 $ -3.431.285 $ 1.862.151 $ 6.839.433 $ 11.519.351 $ 15.926.003 $ 20.074.506 $ 23.984.465 $ 27.670.178 $ 31.152.069 $ 34.439.944 $ 37.549.735 $ 40.495.737 $ 43.289.393 $ 45.946.635 FLUJO DE CAJA DESCONTADO [$USD] $ -14.770.700 $ 5.186.279 $ 4.656.618 $ 3.977.037 $ 3.399.551 $ 2.905.861 $ 2.487.440 $ 2.128.838 $ 1.824.025 $ 1.563.102 $ 1.342.420 $ 1.152.380 $ 990.875 $ 853.352 $ 735.657 $ 636.123 TASA DE DESCUENTO TIR $ VAN PR, AÑOS 10% 33,8% 19.068.857 5,1 199 ANEXO 14 ANALISIS DE SENSIBILIDAD DEL PROYECTO PROYECTO CUYABENO-SANSAHUARI a) SENSIBILIDAD AL PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES ESCENARIO 1 2 3 4 5 VARIACIÓN DE PRECIOS [%] 0 10% 20% 10% 20% PRECIO PETRÓLEO [$USD/BL] $ 90 $ 81 $ 72 $ 99 $ 108 PRECIO DIESEL [$USD/gal] $ 3,0 $ 2,7 $ 2,4 $ 3,3 $ 3,6 TIR [%] VAN [$USD] [$ ] PRI [AÑOS] 45,5% 40,1% 34,7% 50,8% 56,0% $ 73.424.685 $ 61.411.208 $ 49.397.731 $ 85.438.162 $ 97.451.639 2,4 2,8 3,2 2,2 2,0 b) SENSIBILIDAD A LAS INVERSIONES ESCENARIO 1 2 3 4 5 VARIACIÓN EN LAS INVERSION ES [%] ES [%] 0 10% 20% 10% 20% INVERSIONES [$USD] TIR [%] VAN [$USD] PRI [AÑOS] $ 32.406.700 $ 29.166.030 $ 25.925.360 $ 35.647.370 $ 38.888.040 45,5% 50,7% 57,2% 41,2% 37,5% $ 73.424.685 $ 76.665.355 $ 79.906.025 $ 70.184.015 $ 66.943.345 2,4 2,2 2,0 2,7 2,9 c) SENSIBILIDAD AL VOLUMEN DE GAS ESCENARIO VARIACIÓN EN EL VOLUMEN [%] TIR [%] VAN [$USD] PRI [AÑOS] 1 2 3 4 5 0 10% 20% 10% 20% 45,5% 45 5% 43,1% 41,0% 48,1% 51,1% $ 73.424.685 $ 73 424 685 $ 68.775.441 $ 64.622.949 $ 78.570.680 $ 84.213.426 3,1 3 1 3,3 3,4 2,9 2,8 200 PROYECTO VHR a) SENSIBILIDAD AL PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES ESCENARIO 1 2 3 4 5 VARIACIÓN DE PRECIOS [%] 0 10% 20% 10% 20% PRECIO PETRÓLEO [$USD/BL] $ 90 $ $ 81 $ 72 $ 99 $ 108 PRECIO DIESEL [$USD/gal] $ 3,0 $ , $ 2,7 $ 2,4 $ 3,3 $ 3,6 TIR [%] VAN [$USD] PRI [AÑOS] 33,8% , 28,6% 23,2% 39,0% 44,1% $ 19.068.857 $ $ 14.562.046 $ 10.055.235 $ 23.575.668 $ 28.082.479 3,6 , 4,2 5,0 3,2 2,9 b) SENSIBILIDAD A LAS INVERSIONES ESCENARIO 1 2 3 4 5 VARIACIÓN EN LAS INVERSION ES [%] 0 10% 20% 10% 20% INVERSIONES [$USD/BL] $ 14.770.700 $ 13.293.630 $ 11.816.560 $ 16.247.770 $ 17.724.840 TIR [%] 33,8% 38,3% 43,8% 30,2% 27,1% VAN [$USD] $ 19.068.857 $ 20.545.927 $ 22.022.997 $ 17.591.787 $ 16.114.717 PRI [AÑOS] 3,6 3,3 2,9 4,0 4,4 c) SENSIBILIDAD AL VOLUMEN DE GAS ESCENARIO VARIACIÓN EN EL VOLUMEN [%] TIR [%] VAN [$USD] PRI [AÑOS] 1 2 3 4 5 0 10% 20% 10% 20% 33,8% 29,0% 24,7% 39,2% 45,0% $ 19.068.857 $ 15.097.800 $ 11.548.866 $ $ 23.462.037 23.462.037 $ 28.277.340 5,1 6,1 7,2 4,4 3,8
