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• Said Alvarado

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INGENIERIA CONCEPTUAL DE LA INSTALACION DEL SISTEMA DE COMPRESION PARA LOS HIDROCARBUROS PRODUCIDOS POR EL CAMPO VUELTA GRANDE

1.1.

INTRODUCCIÓN

Los reservorios de gas-condensado han aumentado en popularidad en las últimas décadas en virtud al incremento del consumo del gas natural como energético. Este aumento de popularidad ha merecido un desarrollo tecnológico y cognoscitivo significativo en el campo de la ingeniería de producción de este tipo de reservorios. Principalmente, los métodos de ingeniería y operación de reservorios para una máxima recuperación de gas-condensado difieren considerablemente con aquellos métodos convencionales aplicables a campos de petróleo crudo y gas seco. Uno de los factores más importantes que implica un tratamiento diferente en los sistemas de producción de reservorios de gas condensado es que el fluido de reservorio que se encuentra en una fase gaseosa al momento del descubrimiento del yacimiento, adquiere un comportamiento diferente en el momento de explotación. Tanto en el fondo del pozo como en todo el sistema de producción, incluyendo el arreglo de fondo de pozo, tubing de producción, choke superficial, tubería de recolección y plantas de separación o procesamiento. Este fenómeno, implica que el análisis del sistema con el objeto de predecir el comportamiento global del reservorio, merece un tratamiento de flujo de fluidos multifasico. Generalmente, los reservorios de gas condensado son explotados bajo un método de depletacion de presión o volumen de depletacion constante. Es decir, que a medida que el reservorio produce los fluidos a través del sistema de producción, la presión de la formación disminuye. Esta disminución de presión obliga al operador, tarde o temprano, a disminuir los caudales de producción con el objeto de alcanzar la presión de llegada o de separación requerida eventualmente. Los yacimientos de gas-condensado, que por características geológicas y de la roca misma no permiten un retardo de esta declinación mediante reinyección de gas o de recuperación secundaria, plantean la necesidad de optimizar los sistemas de producción implementando unidades de compresión en línea o en la tubería de recolección con el fin de mantener la máxima producción permisible en los pozos del yacimiento. Este trabajo de grado intenta demostrar una metodología para el estudio de comportamiento de reservorios de gas- condensado, con el cual se logre la predicción de perfiles de la declinación de presión del reservorio y del sistema integrado de producción en función a los cambios composicionales de los fluidos de producción y la hidráulica de los sistemas de producción y de transmisión, y a partir de esta plataforma de datos, diseñar, dimensionar, localizar y optimizar unidades de compresión en línea (sistemas de recolección) con el propósito de optimizar la producción del reservorio de gas-condensado del Campo Vuelta Grande en una etapa de declinación natural.

1.2. ANTECEDENTES. Los campos de gas condensado pueden ser explotados en dos diferentes modos de producción: el de caudal superficial constante o declinación de presión, o el de presión de fondo de pozo fluyente constante. En cualquiera de los dos casos, existe la posibilidad de realizar la explotación a presiones por debajo del punto de rocío, con lo cual existirá el fenómeno de condensación retrograda. La gran mayoría de los reservorios de gas condensado en nuestro país, como es el caso de los mega-campos del sur de Bolivia, son de una característica de formación geológica fisurado, y de una característica de roca de reservorio de doble porosidad. Esto significa que a pesar de existir el fenómeno de condensación retrograda, no existe un banking o acumulación de condensado cerca a los pozos productores y por tanto es muy difícil lograr una re condensación (re vaporización) ni una recuperación mejorada mediante la inyección de agua, gas o polímeros especializados para este fin. La experiencia en la explotación de estos reservorios nos enseña que la declinación de la presión del yacimiento alcanza a tal punto durante la vida de producción del mismo, que se vuelve insuficiente la energía a caudales constantes para llevar los fluidos desde el reservorio a través del sistema de estrangulación y recolección hasta las plantas de separación y procesamiento a las presiones de diseño de las mismas. Es por esta razón, que con el objeto de continuar la explotación del reservorio manteniendo caudales de producción óptimos, se hace necesaria la implementación de unidades de compresión en las líneas o sistemas de recolección. Los análisis de optimización de producción en los reservorios de gas condensado, requieren por tanto simulaciones de flujo de fluidos multifásico, que permitan el desarrollo de perfiles de presión y temperatura para la selección de las potencias optimas de compresión y de balances de materia y energía con los cuales se puedan dimensionar los equipos asociados a las estaciones de compresión en línea. Dentro de este contexto, el presente proyecto pretende la optimización del Campo Vuelta Grade, el cual según datos de declinación históricos requerirá de una reingeniería de producción mediante dicha técnica de optimización.

1.3. DELIMITACIÓN 1.3.1 Límite geográfico Se encuentra localizado en la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca,al Sur-Este del territorio nacional distante a 132 Km. de la cuidad de Camiri y constituye un yacimiento importante de la faja subandina.

1.3.2 Límite temporal El periodo estimado hasta presentación final del presente perfil de proyecto de grado es desde agosto hasta Noviembre del 2013. 1.3.3 Límite sustantivo El alcance de este proyecto se limita a los siguientes temas de estudios 

Cálculo de propiedades físicas de los fluidos producidos



Balances de materia y energía



Selección y diseño preliminar de compresores y equipos asociados para el sistema de recolección.



Establecer los costos aproximados de inversión y caudales operativos para determinar la factibilidad económica del proyecto.

1.4. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA La explotación del reservorio de gas condensado del campo Vuelta Grande en el modo de declinación de presión de fondo determina la necesidad de la implementación de unidades de compresión con el propósito de optimizar la producción y mantener el potencial máximo de producción y presiones de entrega en planta de procesamiento en una etapa secundaria inminente en los próximos años de la vida productiva del reservorio.

1.5. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ¿Cuál sería el beneficio técnico y económico de la implementación de compresores en línea o sistemas de recolección de los gases producidos por el campo Vuelta Grande?

1.6. SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCIÓN. Se ha establecido el siguiente problema para el cual se plantea una solución

Problema: El agotamiento natural de los reservorios conlleva a una disminución de la presión del reservorio que vuelve insuficiente la energía a caudales constantes para llevar los fluidos desde el reservorio a través del sistema de estrangulación y recolección hasta las plantas de separación y procesamiento a las presiones de diseño de las mismas. Solución: Implementación de unidades de compresión con el propósito de optimizar la producción y mantener el potencial máximo de producción y presiones de entrega en planta de procesamiento de la vida productiva del reservorio del campo Vuelta Grande. 1.6.1 Descripción causa-efecto y acción-fin Causas: 1. Reducción de la presión del reservorio 2.

Perdidas de carga por fricción

3. Saturación de la formación con pérdida de permeabilidad y acumulación de líquido en columna.

Efectos: 1. Bajo índice de recuperación final y tiempo corto de vida de producción del reservorio. 2. Presión insuficiente del gas producido para alcanzar las presiones de diseño de la planta de procesamiento. 3. Perdida de movilidad de la fase gaseosa. Acciones: 1. Instalar compresores en las líneas de recolección 2. incrementar la presión del gas producido por los pozos. Fines: 1. Mantener el caudal óptimo de producción de los pozos y presiones de entrega en planta de procesamiento. 2. Mantener las condiciones de diseño en las instalaciones de planta de procesamiento

1.6.2 Diagrama Causa-Efecto Figura 1.1: Diagrama Causa-Efecto

E1E1

E2 E2 Presión insuficiente para alcanzar las presiones de diseño de la planta de proceso.

Bajo índice de recuperación final y tiempo corto de vida de producción del

E3 E3 Perdida de movilidad de la fase gaseosa.

F1 F1

F2 F3

Mantener el caudal óptimo de producción y presiones de entrega en planta de proceso.

Mantener las condiciones de diseño en las instalacione s de planta de proceso.

reservorio.

PROBLEMA

SOLUCION

Declinación de la producción del campo Vuelta Grande.

C1 Reducción de la presión del reservorio.

C2 Pérdidas de carga por fricción.

Fuente: Elaboración propia

Implementación de unidades de compresión en línea o sistemas de recolección

C3

A1

A3

Saturación de la formación con pérdida de permeabilidad y acumulación de líquido en columna.

Instalar compresore s en las líneas o sistemas recolección . Para optimizar la producción.

Incrementa r la presión del gas producido por los pozos.

1.7. OBJETIVOS 1.7.1 Objetivo General Desarrollar la ingeniería conceptual para la instalación del sistema de compresión para los hidrocarburos producidos por el campo vuelta grande. 1.7.2 Objetivos Específicos 

Realizar un análisis comparativo de alternativas de métodos de compresión, configuración de los compresores y localización del sistema de compresión



Efectuar balances de materia y energía para el sistema integrado de recolección



Dimensionar los equipos, líneas y accesorios principales requeridos para el sistema de compresión para los hidrocarburos que llegan a la planta



Calcular costos preliminares de inversión



Determinar los indicadores económicos



Determinar el beneficio técnico-económico

1.8 JUSTIFICACIÓN 1.8.1 Justificación científica Según datos de declinación históricos la planta de procesamiento de gas Vuelta Grande requeriré de una reingeniería de producción mediante dicha técnica de optimización. Que consecuentemente, este trabajo de investigación aprovechará este desarrollo tecnológico para establecer las bases de diseño con las cuales se pueda efectuar los balances de materia y energía, además del dimensionamiento de equipos de proceso que permitan determinar los costos preliminares de las alternativas de proceso. La ingeniería estará respaldada por una memoria descriptiva de los cálculos, además de la simulación mediante la extensión PIPESYS del Aspen HYSYS 7.2. La simulación de las unidades de procesos estará basada en las características generales del gas natural del campo de Vuelta Grande.

1.8.2 Justificación económica El presente proyecto busca demostrar que la Implementación de unidades de compresión en los sistemas de recolección con el propósito de mantener la producción y mejorar el negocio del gas natural.

1.8.3 Justificación social La implementación de compresores en el sistema de recolección de los hidrocarburos producidos por el campo Vuelta Grande mejorará los ingresos económicos del Gas Natural para el departamento productor y para el estado boliviano debido a que se recibirá mayor dinero por concepto de regalías e impuestos. 1.8.4 Justificación personal El presente proyecto de grado facilitará a su autor la obtención del título de Licenciatura en “Ingeniería en Gas y Petróleo”, además de ser un medio de desarrollo personal y profesional.

1.9 METODOLOGÍA 1.9.1 Diseño de Investigación y tipo de estudio Según la problemática y los objetivos planteados en dicho proyecto, el diseño de investigación es de carácter no experimental, debido a que no se manipulan las variables que originan la problemática. Este estudio a ser desarrollado es de carácter transversal-descriptivo. (Transversal porque la recolección de datos es realizada en un momento único y descriptivo porque se describirá ampliamente los principios y tecnología de unidades de compresión ya conocidos y ampliamente aceptados.

1.9.2 Método de Investigación Se empleará el método deductivo-analítico porque se busca solucionar una problemática específica (declinación de la producción), además de analizar los beneficios adicionales que acompañan a la implementación de unidades de compresión en el campo de Vuelta Grande. 1.9.3 Fuentes de Información Las fuentes de información que se usaron para la realización del presente proyecto son las siguientes:

Primarias: Consultas, reuniones y entrevistas a ingenieros relacionados al área de producción y transporte de hidrocarburos.

Secundarias: 1. Información obtenida de la empresa operadora YPFB-Chaco S.A. 2. Información encontrada en bibliografía referente al tema en cuestión. 3. Información obtenida de las simulaciones realizadas en los programas PIPESYS del Aspen HYSYS 7.2. 1.9.4 Estudio preliminar Conocimiento conceptual del fenómeno del por qué se produce la condensación retrograda propia de los reservorios de gas y condensado, control de punto de rocío por hidrocarburos (Hydrocarbon Dew Point Control) y diseño de sistemas de compresión de gas natural en la materia de gas natural y simulación petrolera, como también una revisión y investigación personal sobre la implementación de unidades de compresión para la optimización de yacimientos de gas y condensado.